125

125 ans Leader dans le secteur de l’énergie

Rapport annuel 2004

L’importance de l’énergie • L’énergie est essentielle à l’essor économique et social mondial. • Les hydrocarbures resteront une source prépondérante d’énergie dans le monde pour longtemps encore. • La demande d’énergie augmente à l’échelle mondiale et de nouvelles sources de pétrole seront nécessaires pour y faire face. • Le Canada se trouve dans une situation unique pour participer à ce marché en croissance.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) déclare que le pétrole et le gaz comptent pour environ 60 % de toute l’énergie consommée dans le monde et que, étant donné la croissance prévue de la demande, la situation ne devrait guère se modifier au cours des prochaines décennies.

La demande mondiale d’énergie augmente de 1,7 % par an en millions de barils d’équivalent pétrole par jour

350

Autres* 300

Charbon

250 200

Gaz

150

Pétrole

100 50 0

1971

2002

2010

2020

2030

*Les autres formes d’énergie comprennent l’énergie solaire, éolienne, nucléaire, hydraulique, la biomasse et les déchets Source : Agence internationale de l’énergie

Sommaire Lettre aux actionnaires La revue de l’année Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Des personnes et des pratiques régies par des principes 16 S’occuper de la collectivité 2 4 6 10 13 14

Section financière Rapport de gestion Termes financiers d’usage courant Rapports de la direction et des vérificateurs États financiers, conventions comptables et notes Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires 60 Données relatives aux actionnaires, à la négociation d’actions et au rendement 61 Données financières et négociation d’actions – par trimestre 62 Renseignements à l’intention des investisseurs Administrateurs et dirigeants 19 20 32 36 37 57

Ce rapport contient des renseignements de nature prospective sur la production, le démarrage de projets et les dépenses en immobilisations. Les résultats réels pourraient différer sensiblement du fait de l’état du marché ou de changements dans les lois et les politiques gouvernementales, les conditions et les charges d’exploitation, les calendriers des projets, le rendement de l’exploitation, l’offre et la demande de pétrole et de gaz naturel, la négociation d’ententes commerciales et d’autres facteurs d’ordre économique et technique. Rapport annuel 2004

L’avantage de l’Impériale • La position de tête dans le secteur des ressources au Canada avec un actif diversifié • Une méthode de gestion cohérente et une stratégie d’investissement rigoureuse • Une amélioration continue des activités de base qui ne se dément pas • Une solidité financière inégalée dans l’industrie • Un leader dans le développement et l’exploitation de la technologie • Des employés efficaces, régis par des principes • Un rendement du capital utilisé parmi les plus élevés du secteur • L’Impériale a offert un excellent rendement à ses actionnaires – en 2004, ce rendement a dépassé 25 % et, ces dix dernières années, il a été en moyenne de près de 20 % par an.

Augmentation soutenue de la valeur pour les actionnaires

Des ressources qui sont un gage de croissance

rendement cumulatif sur dix ans

en milliards de barils d’équivalent pétrole – 2004

12

L’Impériale

Hausse en 2004

600

10

500 400

•

8

Indice de l’énergie S&P/TSX

• •

6

300

Indice composé S&P/TSX

4

200

•

Des ressources considérables Des réserves pour longtemps Des ressources non prouvées de 11,5 milliards de barils d’équivalent pétrole Hausse nette des ressources en sables pétrolifères en 2004

2

100

0 Production Réserves Réserves prouvées* non prouvées

0

94

95

96

97

98

99

00

01

02

03

04

* Avant révision des prix et des coûts de fin d’exercice

Valeur de 100 $ investis le 31 décembre 1993 Source : Bloomberg

Faits saillants de nature financière

Bénéfice net (en millions de dollars) Bénéfice net dilué par action (en dollars) a) Rendement de la moyenne des capitaux propres (%) b) Rendement du capital moyen utilisé (%) c) Gains annuels réalisés par les actionnaires (%) d)

2004

2003

2002

2001

2000

2 052 5,74 34,6 27,7 25,3

1 705 4,58 32,6 25,3 30,5

1 214 3,20 26,5 20,0 3,2

1 223 3,11 28,8 22,3 14,5

1 408 3,37 32,7 26,5 30,2

a) Établi d’après le nombre moyen d’actions en circulation, pondéré mensuellement (page 60). b) Bénéfice net divisé par la moyenne des capitaux propres (page 39). c) La définition du rendement du capital moyen utilisé figure à la page 33. d) Comprend la plus-value de l’action et les dividendes.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

1

Tim J. Hearn, président du Conseil, président et chef de la direction

Lettre aux actionnaires L’Impériale a pour stratégie d’accroître la valeur à long terme pour les actionnaires par l’amélioration de ses activités de base, tout en investissant dans d’intéressantes possibilités de croissance.

La compagnie a connu une autre excellente année en 2004. Le bénéfice a atteint un nouveau record à 2 052 M$, soit 5,74 $ par action, le rendement du capital moyen utilisé a été de 28 % et celui des capitaux propres, de 35 %. Le dividende ordinaire a été relevé pour la dixième année de suite et près de 1,2 G$ ont été versés aux actionnaires sous forme de dividendes et d’actions rachetées. Les gains réalisés par les actionnaires, grâce aux dividendes versés et à la plus-value de l’action, ont été de 25 %. Les principaux facteurs à l’origine de l’augmentation du bénéfice sont la montée du prix des produits de base et la fermeté des marges de raffinage et de fabrication de produits pétrochimiques. Les activités d’exploitation ont également été solides. La fiche de sécurité a été la meilleure à ce jour, la fiabilité opérationnelle s’est accrue et la production a atteint un niveau record dans plusieurs secteurs. Si l’on se tourne vers l’avenir, du fait de la nature cyclique de notre secteur

2

d’activité, qui dépend fortement du jeu de l’offre et de la demande, il ne serait pas prudent de s’attendre à ce que les marges et les prix enregistrés en 2004 se maintiennent durablement. C’est la raison pour laquelle le modèle de gestion de l’Impériale reste centré sur la saine gestion des finances, sur une stratégie d’investissement rigoureuse et sur l’amélioration des éléments sur lesquels nous pouvons agir. La compagnie a maintenu sa solide situation financière tout en engageant des dépenses en immobilisations et d’exploration de plus de 1,4 G$. Les principaux projets d’expansion dans le secteur des ressources naturelles ont progressé. Une importante campagne de forage de mise en valeur a été entreprise à l’exploitation des sables pétrolifères de Cold Lake, en Alberta, les travaux de l’important agrandissement de l’unité de valorisation de Syncrude ont avancé, les principales demandes réglementaires pour le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie ont été déposées et des forages de Rapport annuel 2004

délimitation ont été pratiqués dans les sables pétrolifères de Kearl, dans le nord-est de l’Alberta. Dans le secteur des produits pétroliers, les travaux ont débuté en vue de modifier les raffineries pour qu’elles puissent fabriquer du carburant diesel à faible teneur en soufre et ainsi répondre aux futures exigences réglementaires qui visent à réduire les émissions à l’origine du smog. Dans l’ensemble, l’Impériale est en bonne posture pour connaître une longue croissance de son bénéfice. Les ressources diversifiées de la compagnie en pétrole et en gaz au Canada, parmi les plus considérables du pays, dépassent les 13 milliards de barils d’équivalent pétrole, et nous avons accès à de l’expertise de pointe en recherche, en technologie et en réalisation de projets. Grâce à ces avantages, jumelés à une excellente santé financière, à un mode de gestion cohérent et à une stratégie d’investissement rigoureuse, j’estime que l’Impériale restera l’un des leaders de l’industrie dans les secteurs aval et amont pendant de nombreuses années. L’emménagement de notre siège social à Calgary en 2005 renforcera la position stratégique de la compagnie, tout en accroissant son efficacité et sa productivité organisationnelles. Les ressources et les compétences de l’Impériale seront la clé de voûte de l’exploitation des nouvelles réserves canadiennes de pétrole et de gaz. Au cours des décennies à venir, la croissance économique et démographique devrait entraîner une forte hausse de la demande de toutes les formes d’énergie, tant au pays que dans le reste du monde. Les hydrocarbures resteront la source dominante d’énergie ainsi que la principale matière première d’un nombre incalculable de produits chimiques essentiels à la vie moderne. Le Canada possède d’abondantes réserves de pétrole

et de gaz, mais leur mise en valeur à un coût acceptable et avec le moins d’incidences possibles sur l’environnement comporte des obstacles qu’il reste à surmonter. Nous sommes déterminés à suivre l’évolution des besoins en énergie des Canadiens, tout en attachant la plus haute importance à la sécurité, au respect de l’environnement et aux normes de conduite et d’intégrité les plus élevées. Cette année marque le 125e anniversaire de l’Impériale et vient rappeler que cette détermination fut une constante tout au long de l’histoire de la compagnie. L’objectif de n’avoir aucun accident du travail régit toute notre activité opérationnelle. Au chapitre de l’environnement, la compagnie vise l’excellence – en cherchant à éliminer tout accident écologique ayant une incidence réelle – par le relèvement continu des normes et l’amélioration de ses activités opérationnelles. L’Impériale s’est aussi engagée à maintenir une tradition de longue date de conduite exemplaire en affaires, ce qui suppose la publication d’une information claire et simple sur les résultats d’exploitation et financiers. Nous sommes particulièrement convaincus de l’intégrité de notre processus d’évaluation et d’information touchant les réserves de pétrole et de gaz. En matière d’exploitation et d’investissement, nous continuerons de prendre des décisions fondées sur des évaluations internes des ressources et de leur potentiel pour assurer la croissance de la production et du bénéfice. La compagnie est profondément attachée au Canada et à sa population, comme en témoignent nombre de ses initiatives. Ainsi, nous estimons que la mise en valeur, d’une façon rentable et respectueuse de l’environnement, des sables pétrolifères du Canada passe par la

mobilisation des meilleurs esprits scientifiques pour arriver à mettre au point des techniques innovantes. Voilà pourquoi en 2004 l’Impériale s’est engagée à verser 10 M$ sur cinq ans à l’Université de l’Alberta pour soutenir la recherche sur les sables pétrolifères. Une autre pierre angulaire de la réussite de la compagnie au cours de sa longue histoire a résidé dans les compétences, les capacités, le dévouement et le rendement hors du commun de ses employés. Résolument déterminés à relever les défis posés par un secteur difficile et concurrentiel, ceux-ci méritent les remerciements des actionnaires pour la qualité du travail bien accompli, d’année en année. J’aimerais aussi signaler que l’un des plus anciens membres non salariés du Conseil de l’Impériale ne sera pas candidat ce printemps. M. Pierre Des Marais II est entré au Conseil en avril 1977. Au nom de ses collègues, des actionnaires et des employés, je tiens à lui exprimer ma gratitude pour ses nombreuses années de service dévoué au sein de la compagnie et à lui offrir mes meilleurs vœux pour l’avenir. Au cours des 125 dernières années, l’Impériale a connu la croissance et la prospérité en visant l’excellence opérationnelle, tout en assurant l’approvisionnement en énergie des Canadiens et en répondant à leurs attentes comme entreprise citoyenne. Ces considérations restent au premier plan au moment où nous nous engageons dans une croissance à long terme pour les actionnaires.

Tim J. Hearn le 16 février 2005

Au cours des 125 dernières années, l’Impériale a connu la croissance et la prospérité en suivant l’évolution des besoins en énergie des Canadiens. Nous étions là hier, et nous serons encore là pour longtemps. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

3

La revue de l’année Faits saillants – Exploitation •

La fiche de sécurité des employés et des entrepreneurs a été la meilleure à ce jour; les résultats se sont améliorés par rapport à 2003, qui avait été l’année où la compagnie avait obtenu les meilleurs résultats dans son secteur.

•

La fiabilité opérationnelle a été excellente. En gérant activement les éléments sur lesquels elle pouvait agir, l’Impériale a continué d’améliorer ses activités de base.

•

Les volumes ont augmenté dans les secteurs amont et aval.

•

Des records de production ont été établis dans les raffineries de la compagnie et ses usines de polyéthylène et d’aromatiques à Sarnia.

•

Des progrès notables ont été réalisés dans d’importants projets du secteur amont, axés sur la mise en valeur de concessions de sables pétrolifères en Alberta, le gaz naturel du delta du Mackenzie dans les Territoires du Nord-Ouest et les ressources au large de la côte est du Canada.

•

L’objectif poursuivi inlassablement d’abaisser les coûts est resté prioritaire. Tous les principaux secteurs de l’Impériale ont atteint des coûts unitaires parmi les plus bas de leur secteur ou se sont classés dans le premier quartile pour leur structure de coûts.

•

La compagnie continue d’appuyer un programme de recherche de pointe dans ses deux centres, à Sarnia et à Calgary. Les dépenses engagées dans la recherche au Canada se sont élevées à 38 M$ en 2004, trois nouveaux brevets ont été obtenus et 180 produits nouveaux ou reformulés ont été commercialisés dans l’année. De plus, grâce aux liens qui l’unissent à Exxon Mobil Corporation, l’Impériale a accès à de la recherche de pointe dans le monde, d’une valeur de plus de 800 M$.

•

En octobre, 10 M$ ont été engagés sur cinq ans pour financer le centre d’innovation de l’Impériale dans les sables pétrolifères à l’Université de l’Alberta. Ce centre vise à trouver des moyens efficaces, rentables et respectueux de l’environnement de mettre en valeur les sables pétrolifères du Canada.

De gauche à droite : Au travail à la raffinerie de Dartmouth (N.-É.); le centre de recherche sur les sables pétrolifères de la compagnie à Calgary; forage de délimitation sur la concession des sables pétrolifères de Kearl dans le nord-est de l’Alberta; travail de chantier exécuté pour le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie.

4

Rapport annuel 2004

Faits saillants – Finances •

•

•

Le bénéfice de 2 052 M$ a été le plus élevé de l’histoire de l’Impériale, dépassant ainsi le sommet de 1 705 M$ enregistré en 2003. Le bénéfice par action s’est établi à 5,74 $. Le rendement du capital moyen utilisé a continué de donner le ton dans le secteur en atteignant 28 % contre 25 % en 2003. En 2004, les gains réalisés par les actionnaires grâce à la plus-value de l’action et aux dividendes ont dépassé 25 % (TSX), surpassant ainsi le rendement de l’indice composé Standard & Poor’s (S&P/TSX). Depuis 10 ans, les gains réalisés par les actionnaires de l’Impériale ont atteint en moyenne près de 20 % par an.

Bénéfice net en millions de dollars Rendement du capital moyen utilisé (RCMU) (%) 2 250 2 000

Le dividende servi sur les actions a augmenté pour la dixième année de suite.

•

En 2004, les sommes distribuées aux actionnaires ont frôlé 1,2 G$, dont 872 M$ ont servi au rachat d’environ 14 millions d’actions.

•

Le bilan est resté exceptionnellement solide. La dette, exprimée en pourcentage des capitaux totaux, a été inférieure à 20 %, les intérêts ont été couverts 83 fois par le bénéfice et plus de 100 fois par les flux de trésorerie. La cote « AAA » de S&P sur la dette canadienne a été maintenue, l’Impériale restant l’une des seules entreprises industrielles canadiennes à jouir de cette cote. À la fin de l’année, le solde de l’encaisse s’élevait à 1 279 M$.

en millions de dollars

total sur cinq ans (de 2000 à 2004), 10,9 G$

30

1 400

1 250

20

1 000

15

En 2004, les dépenses en immobilisations et d’exploration se sont chiffrées à 1 445 M$. Parmi les investissements réalisés figurent l’avancement d’importants projets dans l’amont et le financement de grands travaux de modernisation des raffineries pour abaisser la teneur en soufre du carburant diesel, ce qui réduira les émissions à l’origine du smog. Pour la quatrième année d’affilée, plus de 1 G$ ont été engagés dans des dépenses en immobilisations et d’exploration. En 2005, la compagnie compte dépenser environ 1,6 G$, qui seront financés entièrement par ses fonds autogénérés, dont environ 1 G$ dans le secteur amont.

Utilisation de l’encaisse sur le long terme

1 600

25

•

Investissement dans les possibilités de croissance

35 %

1 750 1 500

•

3,7 G$

1 200

5,6 G$

1 000 800 600

750 10 500 250 0

00

01

02

03

04

B énéfice net Rendement du capital moyen utilisé (RCMU) (%) RCMU des pétrolières intégrées canadiennes (%)

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

400

5

200

0

0

1,6 G$

00

01

02

03

04

05 Prévision

Dépenses en immobilisations et d’exploration

Investissements (nets) Dividendes Achats d’actions

5

L’installation de la compagnie à Cold Lake est l’une des principales exploitations de récupération thermique de pétrole lourd dans le monde.

Ressources naturelles L’Impériale occupe une position dominante dans le secteur grâce aux avoirs diversifiés qu’elle possède dans le Nord, l’Ouest et l’Est du Canada. À la fin de 2004, les ressources dont la compagnie disposait, ce qui comprend les réserves de pétrole, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel, s’élevaient à 13 milliards de barils d’équivalent pétrole. Ces actifs assureront la croissance future de l’Impériale.

Le secteur amont a continué d’afficher un rendement remarquable en 2004. La solidité de l’exploitation et l’excellente fiabilité des installations ont permis d’accroître de 4 % la production pour un total de 357 000 barils d’équivalent pétrole par jour avant redevances. Le bénéfice après impôts a atteint le chiffre record de 1 487 M$, et le rendement du capital moyen utilisé, 39 %. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs ont atteint 2,4 G$, dont environ 1,1 G$ ont été réinvestis dans le secteur. En 2005, les dépenses devraient de nouveau dépasser 1 G$, dont le gros ira aux sables pétrolifères.

Exploitation des sables pétrolifères Avec des avoirs fonciers totalisant plus de 460 000 acres, la compagnie se trouve à détenir d’importantes concessions de sables pétrolifères en Alberta. Plus de 800 M$ y ont été investis en 2004 pour accroître la production des installations existantes et faire progresser de nouveaux projets. En outre, les activités

6

Rapport annuel 2004

Production brute de pétrole brut et de LGN par source

Production brute de gaz naturel

en milliers de barils par jour

en millions de pieds cubes par jour

300

ont autorisé l’exploitation de deux nouvelles zones d’expansion, et les forages débuteront en 2005 dans l’une de ces zones. En 2004, des travaux ont aussi été exécutés pour accroître la capacité des installations, abaisser les frais d’exploitation et permettre de pousser la mise en valeur au moyen de l’infrastructure existante avant que de nouveaux investissements soient consentis à cet endroit.

600 500

200

400 300

100

200 100

0

0

00

01

02

03

04

00

Syncrude Pétrole classique et LGN

L’exploitation de Cold Lake a produit 126 000 barils par jour avant redevances, à partir d’environ 3 800 puits. Le procédé de production de cette exploitation thermique est de nature cyclique. Au début du cycle, de la vapeur est injectée dans le gisement souterrain pour chauffer le bitume jusqu’à ce qu’il se liquéfie. Après une période de « trempage »,

02

03

04

En 2004, la production brute de gaz naturel s’est élevée à 569 millions de pieds cubes, en hausse de 11 % sur 2003.

Cold Lake

conduites sur les concessions de sables pétrolifères, principalement des forages de délimitation sur les concessions de la compagnie à Kearl, augmenteront les ressources non prouvées de l’Impériale d’environ 2,5 milliards de barils, ce qui portera ces ressources à 13 milliards de barils d’équivalent pétrole.

01

le bitume est extrait. Quand la production diminue, on reprend le cycle. La durée d’un cycle varie de 6 mois pour les nouveaux puits à 36 mois pour les puits arrivés à maturité. En moyenne, la production annuelle progresse d’environ 4 % par an depuis 1992, mais d’année en année elle varie selon les cycles. Au dernier trimestre de 2004, la production de Cold Lake a été en moyenne de 144 000 barils par jour. En 2004, une campagne de forage visant à mettre en valeur plus de 200 nouveaux puits à partir de nouvelles plates-formes a eu lieu à Cold Lake, dans les zones d’exploitation existantes. En mars, les organismes de réglementation

En 2004, conformément aux directives de la Security and Exchange Commission des États-Unis, les réserves de pétrole et de gaz ont été évaluées au prix de fin d’exercice, ce qui a entraîné une révision à la baisse des réserves de Cold Lake. Cette réduction est due uniquement au prix très bas du pétrole lourd enregistré le dernier jour de 2004. La compagnie estime que cette façon d’évaluer les réserves, au moyen d’un prix ponctuel, ne reflète pas avec exactitude le potentiel de production à long terme de la ressource. L’Impériale ne tient pas compte de cette évaluation, fondée sur un prix ponctuel, dans ses décisions d’exploitation ou d’investissement. La valeur du bitume varie beaucoup pour de nombreuses raisons. Si on avait utilisé le prix de vente moyen obtenu en 2004 ou au début de 2005, il n’y aurait pas eu de révision à la baisse des réserves de Cold Lake. En 2004, la production tirée de la quote-part de 25 % de l’Impériale dans l’exploitation de Syncrude a atteint le niveau record de 60 000 barils de brut synthétique par jour avant redevances, contre 53 000 barils en 2003. Ce chiffre tient compte de la production de la mine Aurora 2, achevée en 2003.

Coup d’œil sur les ressources naturelles

Bénéfice net (en millions de dollars) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs (en millions de dollars) Production brute de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) Rendement du capital moyen utilisé (%)

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2004

2003

2002

2001

2000

1 487

1 143

1 042

941

1 165

2 364

1 668

1 258

1 226

1 911

262 569 3 839 39,3

256 513 3 725 32,8

247 530 3 252 35,8

267 572 2 573 39,7

260 526 2 162 49,9

7

Ressources naturelles Malheureusement, les coûts estimatifs de l’agrandissement en cours de l’unité de valorisation ont dû être revus nettement à la hausse en 2004 et le calendrier de construction a dû être prolongé. Une nouvelle unité de cokéfaction, servant à transformer le brut lourd en fractions légères, devrait entrer en service à la fin de 2005, et produire un brut synthétique de meilleure qualité avant le milieu de 2006. Une fois terminé, ce projet d’agrandissement devrait ajouter 27 000 barils par jour à la production revenant à l’Impériale. Une équipe de spécialistes formée par les propriétaires du projet et Syncrude a pris des mesures pour s’assurer que les travaux seront gérés de manière à respecter les nouveaux objectifs fixés en matière de coût et de délai. À la fin de l’année, le projet évoluait en conformité avec le nouveau calendrier des coûts et des travaux construction. La compagnie a évalué la possibilité d’exploiter les sables pétrolifères de Kearl, à 70 km au nord de Fort McMurray, en Alberta. Une première campagne de forage a eu lieu au début de 2004. Une deuxième a démarré en décembre pour mieux évaluer cette ressource de qualité. L’Impériale y aura une participation de 70 % et, si cette ressource est mise en valeur, elle agira comme exploitant du projet, qui sera mené conjointement avec ExxonMobil Canada. La concession serait exploitée par phases, la production initiale de bitume devant atteindre 100 000 barils par jour. Les résultats des forages montrent que l’ensemble de ces concessions pourraient produire 300 000 barils par jour, pendant plus de 40 ans. Le dépôt

jointes évaluées. Les travaux de construction dureraient alors trois à quatre ans.

d’une demande réglementaire est prévu pour 2005. La décision de financer et de réaliser le projet sera prise après que les autorisations auront été obtenues et que les plans du projet auront été parachevés.

Le projet vise à mettre sur le marché le gaz naturel de trois gisements terrestres déjà découverts, comprenant le gisement Taglu, qui est la propriété exclusive de l’Impériale. Le gisement Taglu occupe 32 km2 et pourrait contenir environ trois billions de pieds cubes de gaz récupérable, le taux de production initial prévu étant de 400 millions de pieds cubes par jour. Ce gisement représente environ la moitié du gaz terrestre découvert que le projet pourrait exploiter.

Projet d’exploitation du gaz du Mackenzie Ce projet comprend la mise en valeur des trois principaux gisements de gaz naturel (Taglu, Parsons Lake et Niglintgak) dans la région du delta du Mackenzie des Territoires du Nord-Ouest, un réseau de collecte de gaz, une usine de traitement de gaz et un gazoduc de 1 220 km qui relierait les puits producteurs du Nord aux marchés du Sud. Les promoteurs du projet sont l’Impériale, ConocoPhillips Canada, Shell Canada, ExxonMobil Canada et le groupe pipelinier autochtone (GPA). Le GPA a été créé en 2000 pour représenter la participation des peuples autochtones des Territoires du Nord-Ouest au projet de gazoduc de la vallée du Mackenzie.

Pour le projet, on aurait recours à des techniques et à des méthodes de construction classiques éprouvées qui limitent les incidences environnementales. Le gazoduc proposé longerait la vallée du Mackenzie à partir d’Inuvik (T. N.-O.) et se raccorderait à un pipeline existant dans le nord de l’Alberta. Une canalisation distincte pour les liquides du gaz naturel pouvant acheminer 24 000 barils par jour relierait Inuvik à Norman Wells (T. N.-O.), où elle se raccorderait à une canalisation de liquides existante. Selon les pourparlers en cours avec d’éventuels expéditeurs, le gazoduc pourrait acheminer 1,2 milliard de pieds cubes par jour, débit qui pourrait atteindre 1,9 milliard de pieds cubes par jour avec l’ajout de stations de compression.

En octobre, l’Impériale, au nom des coentrepreneurs du projet, a déposé les principales demandes réglementaires et l’énoncé des incidences environnementales du projet auprès de l’Office national de l’énergie et d’autres commissions, comités et organismes chargés d’évaluer et de réglementer l’exploitation de l’énergie dans les Territoires du Nord-Ouest. Le processus d’examen réglementaire est en cours et devrait durer 24 mois. La décision de réaliser le projet sera prise par les coentrepreneurs après que les autorisations auront été obtenues et les conditions y étant

Le coût initial du projet est évalué à 7 G$, dont 3,8 G$ pour le principal réseau pipelinier. Le réseau de collecte de gaz, qui comprend l’installation de traitement du gaz

Réserves prouvées de pétrole brut et de gaz naturel a) Pétrole brut et LGN

Gaz naturel

Pétrole brut synthétique

en milliards

en millions de barils

en millions de barils

Pétrole classique exercice terminé 2000 2001 2002 2003 2004 b)

Cold Lake

Total

de pieds cubes

Syncrude

brutes

nettes

brutes

nettes

brutes

nettes

brutes

nettes

brutes

nettes

233 197 175 151 134

196 165 146 126 110

972 926 895 853 783

851 807 801 763 702

1 205 1 123 1 070 1 004 917

1 047 972 947 889 812

1 852 1 670 1 445 1 204 1 034

1 572 1 414 1 224 1 023 880

679 914 893 874 835

610 821 800 781 757

a) Les réserves brutes correspondent à la part des réserves revenant à la compagnie avant déduction de la part des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou des deux. Les réserves nettes ne comprennent pas ces parts. b) Avant révision des prix et des coûts de fin d’exercice. 8

Rapport annuel 2004

à Inuvik, coûterait environ 1,6 G$, et la mise en valeur des trois gisements, 1,6 G$. La quote-part de l’Impériale dans ce coût, ce qui comprend la mise en valeur du gisement Taglu et la part de la compagnie dans le réseau de collecte et de traitement du gaz, est évaluée à 3 G$. La compagnie vise à faire progresser le projet sur quatre points précis : •

la poursuite du processus réglementaire, les demandes de permis d’utilisation du sol et de l’eau devant être déposées au début de 2005;

•

l’élaboration d’ententes commerciales avec d’éventuels expéditeurs;

•

la détermination des retombées et la conclusion de conventions sur les droits d’accès avec les propriétaires fonciers et les groupes autochtones sur le terrain desquels passerait le gazoduc;

en 2004, les coûts d’exploitation unitaires n’ont pas monté. Ces gisements, bien qu’arrivés à maturité, sont très rentables et offrent un excellent rendement. En 2004, la production brute de gaz naturel a atteint 569 millions de pieds cubes par jour, en hausse de 11 % sur 2003. Une importante campagne de forage de mise en valeur de gaz a débuté en 2004, près de Medicine Hat, dans le sud-est de l’Alberta, ce qui a permis d’accroître la production de l’Impériale de 9 millions de pieds cubes par jour à la fin de l’année. La campagne se poursuivra en 2005. La compagnie a en outre extrait certains chapeaux de gaz naturel accumulé dans des gisements de pétrole épuisés. En 2004, la production de gaz naturel par la purge de ces chapeaux de gaz s’est élevée à 220 millions de pieds cubes par jour et devrait être du même ordre jusqu’en 2006.

Côte est •

la poursuite des travaux d’ingénierie sur les éléments techniques du projet.

Pétrole classique de l’Ouest du Canada La production de pétrole classique, centrée dans l’Ouest du Canada, a compté pour 43 % de la production de la compagnie avant redevances. La compagnie se préoccupe tout particulièrement des coûts et,

La participation de 9 % de l’Impériale dans le projet énergétique extracôtier Sable, qui extrait du gaz naturel au large des côtes de la Nouvelle-Écosse, a fourni 37 millions de pieds cubes par jour avant redevances. Cinq gisements sont exploités, le plus récent, appelé South Venture, étant entré en service à la fin de 2004 pour aider à maintenir la production. En 2005, deux autres puits de production devraient être forés dans le gisement

South Venture, et la construction de deux stations de compression débutera pour accroître la production de l’ensemble des gisements. Ces installations devraient être achevées avant 2006 et porter le débit à 44 millions de pieds cubes par jour. La compagnie a aussi une participation dans des concessions d’exploration au large des côtes de la Nouvelle-Écosse, aux environs du projet Sable. En 2004, l’Impériale a participé au forage d’un puits d’exploration sur le talus Scotian, qui ne s’est pas révélé rentable. En 2004, l’Impériale a rétrocédé sa participation dans 9 des 13 permis qu’elle détenait. Les autres possibilités qui restent à explorer sur le talus Scotian semblent limitées et risquées, mais l’activité dans la région continuera d’être suivie. Au début de 2004, une participation de 25 % a été acquise dans les droits d’exploration de huit parcelles en eau profonde dans la région du bassin Orphan, au large de la côte est de Terre-Neuve. C’est un important bassin inexploré d’une région pionnière susceptible de contenir des hydrocarbures. Une campagne de sondage sismique tridimensionnel a eu lieu de juillet à septembre sur trois des huit parcelles, et l’évaluation des données recueillies se poursuivra jusqu’au début de 2005. Des sondages sismiques tridimensionnels sont prévus sur trois autres blocs pour l’été 2005.

HIER ET AUJOURD’HUI

Production

1947

2005 Le 13 février 1947, dans un champ agricole situé à 30 km environ au sud d’Edmonton, un puits d’exploration était mis en production en présence de plus de 500 invités. La découverte historique de pétrole par l’Impériale à Leduc marquait le début du rôle du Canada comme important producteur pétrolier.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

L’Impériale reste un leader dans la production d’hydrocarbures liquides, grâce surtout à son exploitation en propre d’extraction de bitume à Cold Lake, illustrée ici, où plus de 200 nouveaux puits ont été achevés en 2004. La compagnie a plusieurs projets en route pour mettre en valeur les vastes ressources naturelles du Canada et répondre aux besoins en énergie. Une campagne de forage de délimitation à Kearl, à 70 km environ au nord de Fort McMurray, en Alberta, vise à évaluer cette ressource de qualité en sables pétrolifères. Les travaux avancent en vue d’exploiter le gaz du Mackenzie et les possibilités qui s’offrent sur la côte est du Canada sont suivies de près. 9

L’Impériale traite plus de 74 millions de litres de pétrole brut par jour dans ses quatre raffineries canadiennes, dont celle de Dartmouth, illustrée ici.

Produits pétroliers L’Impériale est restée le plus important fabricant et distributeur de produits pétroliers du Canada, en occupant une part de marché dominante sur chacun des principaux segments qu’elle dessert. L’augmentation des ventes au cours d’une période où les marges sectorielles ont été élevées ainsi que la gestion très serrée des coûts ont été des facteurs déterminants dans le bénéfice record de 2004.

10

Le secteur aval a fait très bonne figure en 2004, grâce notamment à une fiabilité accrue de l’outil de raffinage. La capacité de raffinage a été utilisée à 93 % en 2004, le débit des raffineries a augmenté de 4 % et les ventes de produits pétroliers ont atteint 87,6 millions de litres par jour, en hausse de 3 % sur 2003. En 2004, le secteur des produits pétroliers a affiché un bénéfice record de 500 M$ après impôts, tout juste après une année record en 2003 (407 M$), grâce à l’élargissement des marges de raffinage, à des volumes en hausse et à une gestion des coûts très serrée. Le rendement du capital moyen utilisé s’est élevé à 20 % et les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs ont atteint 901 M$, dont 283 M$ ont été réinvestis dans le secteur. L’amélioration générale de la conjoncture économique au Canada et ailleurs dans le monde a accru la demande de produits pétroliers et permis d’élargir les marges de raffinage.

Rapport annuel 2004

Stations-service Esso

Débit des stations-service dont la compagnie est propriétaire ou locataire

nombre moyen

en millions de litres par station

2 500

La majorité de ces stations offrent aux clients un service étendu qui comprend un dépanneur multiservice, un lave-auto et un comptoir Tim Hortons. Le réseau d’environ 400 lave-autos reste le plus important de l’industrie. En 2004, les ventes du réseau des dépanneurs ont augmenté de 4,6 % par rapport à 2003, soit nettement plus que la moyenne du secteur, et les ventes par dépanneur, de 7,8 %. Pour leur commodité, les clients peuvent payer à la pompe par carte de crédit ou de débit ou au moyen du populaire Speedpass. En 2004, la compagnie a pourvu les distributeurs de plus de 100 stations d’un écran de télévision, après un essai concluant dans 5 établissements pilotes. On peut y lire les manchettes, les prévisions météo, les cotes de la bourse et les offres spéciales en magasin. Des plans sont prévus pour en implanter sur d’autres marchés en 2005.

6 5

2 000

4

1 500 3

1 000 2

500

1 0

0

00

01

02

03

04

00

Propriétaire ou locataire : la compagnie

•

faire aux clients l’offre au plus bas coût global;

•

avoir des coûts unitaires parmi les plus bas par rapport aux concurrents;

•

assurer une utilisation rentable et efficace du capital.

02

03

04

Le débit moyen des stations-service dont la compagnie est propriétaire ou locataire a été de 5,6 millions de litres par jour en 2004, en hausse de près de 8 % sur 2003.

Propriétaire ou locataire : le détaillant

Tout en affichant une solide performance opérationnelle et une grande fiabilité de ses installations, le secteur aval a augmenté son bénéfice et amélioré son exploitation en accordant une attention de tous les instants aux trois points suivants :

01

Dans la vente d’essence au détail, l’objectif est de fournir aux clients les produits qu’ils veulent en leur proposant un service rapide et commode. La compagnie a poursuivi son programme de modernisation du réseau des stations-service dans les grandes agglomérations, ce qui a accru la productivité des stations. En 2004, 5 stations ont été construites, 10 ont été remises à neuf et 14 ont été rénovées. La compagnie exploite désormais 720 stations qui sont sa propriété au Canada pour une productivité moyenne de 5,6 millions de litres par jour, en hausse de 8 % environ sur 2003.

Le programme de fidélisation Esso a été amélioré en 2004 avec l’ajout du programme Aéroplan. Les clients peuvent désormais choisir d’accumuler des milles Aéroplan ou des points Esso Extra. L’offre Esso représente actuellement le programme de fidélisation le plus étendu qui soit au Canada. Il propose un choix de récompenses immédiates comme des lavages d’auto et des produits de dépannage ou des récompenses à long terme comme des primes-voyages Aéroplan. L’Impériale s’est engagée à avoir les coûts unitaires les plus bas dans tous ses principaux secteurs d’activité.

Coup d’œil sur les produits pétroliers

Bénéfice net (en millions de dollars) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs (en millions de dollars) Débit des raffineries (en millions de litres par jour) Ventes de produits pétroliers (en millions de litres par jour) Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) Rendement du capital moyen utilisé (%)

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2004

2003

2002

2001

2000

500

407

127

353

313

901 74,3 87,6 2 410 20,0

567 71,6 85,0 2 601 16,7

409 71,2 83,1 2 266 5,8

834 71,4 81,2 2 095 16,2

521 71,6 80,3 2 263 14,0

11

Produits pétroliers Le secteur de la vente d’essence au détail y est arrivé dès 2002 et a maintenu sa position en 2004. L’exploitation des dépôts de distribution de premier stockage a atteint cet objectif en 1998 et l’a maintenu depuis. Les secteurs du raffinage, des lubrifiants et produits spéciaux et de diverses activités de commercialisation de carburants et combustibles se sont améliorés en 2004 et figurent désormais dans le premier quartile. De solides plans sont en place pour que chacune de ces unités soit en tête de peloton au chapitre des coûts en 2005. L’accent mis sans relâche sur la gestion des coûts a permis de réduire les coûts unitaires (inflation exclue) de 22 % sur 10 ans. Ces résultats ont eu un effet favorable sur le bénéfice, au moment où les marges, qui ne cessaient de s’effriter, perdaient 12 % sur la même période. Afin d’accroître la productivité du capital, l’attention portée à l’utilisation rentable et efficace du fonds de roulement et aux améliorations des installations a été maintenue. Le nombre de jours de stockage des produits a été réduit de 4 % en 2004. Depuis 1992, les réductions du fonds de roulement ont libéré environ 1,5 G$ à des fins plus productives.

Les efforts visant à réduire la consommation d’énergie dans tous les secteurs se sont poursuivis en 2004. L’indice d’intensité énergétique de la compagnie (IIE), mesure d’efficacité énergétique des raffineries de pétrole reconnue à l’échelle internationale, a connu une amélioration de 4 % par rapport à 2003. Ces dix dernières années, l’IIE de l’Impériale s’est amélioré de 16 %, à la suite de pratiques d’exploitation exemplaires et de dépenses d’investissement ciblées. Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations ont atteint 283 M$ en 2004, le tiers de celles-ci ayant été engagées dans des projets visant à réduire la teneur en soufre du carburant diesel et donc à réduire les émissions à l’origine du smog. En 2005, l’Impériale compte investir environ 550 M$ dans le secteur, ce qui, tout en permettant de mener à terme le projet de fabrication de diesel à faible teneur en soufre, servira à améliorer l’offre de la compagnie à la clientèle et à accroître la capacité de raffinage moyennant des frais d’investissement limités.

Utilisation de la capacité de raffinage en pourcentage

95 90

85 80

75 0

00

01

02

03

04

En 2004, la capacité de raffinage a été utilisée à 93 % contre 90 % au cours des trois années précédentes.

HIER ET AUJOURD’HUI

Stations-service

1916

2005 Une Ford fait le plein dans cette station-service de 1916. La demande d’essence, jadis un sous-produit sans grande valeur du raffinage, a bondi avec la popularité croissante de la voiture. Les premiers automobilistes achetaient de l’essence en bidon ou en seau ouvert à l’épicerie ou à la quincaillerie. L’Impériale inaugura la première station-service du Canada en 1907, à Vancouver.

12

L’Impériale exploite 1 978 stations-service Esso au Canada. La majorité des stations propriété de la compagnie offrent aux clients une gamme de services comprenant un dépanneur pour faire tous leurs achats, un lave-auto et un comptoir Tim Hortons. L’Impériale possède le principal réseau de lave-autos. Le programme de fidélisation Esso Extra a été bonifié en 2004 avec l’ajout du programme Aéroplan – les clients peuvent désormais accumuler des milles Aéroplan ou des points Esso Extra.

Rapport annuel 2004

Produits chimiques Pendant de nombreuses années, la priorité a été d’accroître l’intégration des usines chimiques de Sarnia et de Dartmouth aux raffineries. On réduit ainsi les coûts tout en maximisant la valeur des deux exploitations. Cette stratégie a réussi à hisser le secteur des produits chimiques de l’Impériale dans le peloton de tête sur le plan des coûts et de la productivité. La compagnie tire aussi parti de son intégration aux entreprises chimiques nord-américaines d’ExxonMobil, ce qui lui a assuré une position prépondérante sur les principaux segments de marché desservis.

Ventes de polyéthylène en milliers de tonnes

600 500 400 300 200 100 0

00

01

02

03

04

Ventes de polyéthylène acheté Ventes de polyéthylène produit

En 2004, le cycle commercial de deux importants produits – le polyéthylène et le benzène – a été fort favorable, la demande ayant augmenté et les marges ayant été fermes. Le bénéfice après impôts tiré des produits chimiques s’est élevé à 100 M$, en hausse de 170 % par rapport à 2003. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs se sont chiffrés à 126 M$, dont 15 M$ ont été réinvestis dans le secteur. Le rendement du capital moyen utilisé a frôlé les 47 %. L’Impériale reste l’un des principaux fabricants de produits chimiques du Canada; elle occupe la principale part du marché des solvants ménagers au pays, la plus importante part du marché nord-américain du polyéthylène servant au moulage par rotation et la deuxième part de marché dans le moulage par injection. L’usine chimique de Sarnia est à une journée de route de 70 % des consommateurs industriels de polyéthylène en Amérique du Nord. Les ventes de produits

pétrochimiques se sont élevées à 3 300 tonnes par jour, tout comme en 2003. L’usine de polyéthylène de Sarnia a été agrandie cinq fois depuis son ouverture en 1983, une technologie innovante ayant été appliquée à tous les stades de l’exploitation pour accroître la production à une fraction du coût d’une installation neuve. Sa capacité de production est de 450 000 tonnes par an, en hausse de 230 % environ depuis 1983. En 2004, la fiabilité opérationnelle a été excellente et la production a atteint un niveau record en août. L’usine reste l’une des plus compétitives du monde. La production de benzène a aussi atteint un niveau record dans le secteur des aromatiques, au cours d’une période où les marges étaient élevées dans l’industrie.

Coup d’œil sur les produits chimiques

Bénéfice net (en millions de dollars) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs (en millions de dollars) Ventes de produits chimiques (en milliers de tonnes par jour) Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) Rendement du capital moyen utilisé (%)

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2004

2003

2002

2001

2000

100

37

52

23

59

126 3,3 205 46,8

22 3,3 222 19,9

93 3,5 150 30,8

9 3,3 188 14,1

(6) 3,1 138 54,1

13

À la fin de 2004, le solde de l’encaisse de l’Impériale atteignait près de 1,3 G$, somme qui est gérée par les employés de la Trésorerie, du groupe Opérations de caisse.

Des personnes et des pratiques régies par des principes L’Impériale affiche une longue tradition de saine gouvernance d’entreprise et de normes déontologiques élevées, qui garantissent l’intégrité des affaires et des activités opérationnelles. La formule de la compagnie pour préserver cette tradition est simple : un esprit de direction solide, doublé de rigueur et d’un attachement des employés à leurs engagements à tous les échelons de l’entreprise.

Depuis plus de 30 ans, la compagnie dispose d’une politique exhaustive d’éthique commerciale, qui s’applique aux administrateurs et aux employés et montre comment se conduire en affaires. Les pratiques de gouvernance sont très bien exposées dans la circulaire de sollicitation de procurations et répondent aux exigences de la Bourse de Toronto et de l’American Stock Exchange. Ces pratiques répondent également aux lignes directrices en matière de gouvernance d’entreprise énoncées dans le projet d’instruction générale 58-201 publié par la Commission des valeurs mobilières de l’Ontario, en octobre 2004. Les saines pratiques de gouvernance transparaissent dans toute l’entreprise. L’Impériale a une structure financière simple et publie toujours ses résultats selon des pratiques comptables transparentes. La compagnie n’a pas recours à des entités à vocation particulière, ni à des ajustements spéciaux, ni à des déclarations pro forma. Elle n’utilise

14

Rapport annuel 2004

pas non plus d’instruments dérivés pour spéculer sur le marché à terme et ne vend pas à terme sa production. La méthode adoptée par la compagnie pour déclarer ses réserves répond à toutes les exigences réglementaires, y compris celles des commissions des valeurs mobilières des États-Unis et du Canada et de la norme canadienne NC 51-101. Au nombre des processus rigoureux de gestion interne des réserves figurent des évaluations techniques systématiques et régulières qui sont faites par des spécialistes qualifiés et qui doivent être revues et approuvées par la direction, comme toutes les décisions concernant la gestion de l’actif. Fait digne de mention, les spécialistes techniques et autres qui participent à l’exercice ne sont pas rémunérés en fonction du niveau des réserves prouvées qu’ils comptabilisent. Toutes les exigences de la Loi Sarbanes-Oxley des États-Unis sont satisfaites depuis l’adoption de cette loi en 2002. Le fait que la compagnie a pu y arriver en apportant très peu de changements à ses procédures et processus de contrôle témoigne de la qualité des systèmes de gouvernance

de l’Impériale. Au premier rang de ceux-ci figure depuis longtemps le Cadre de gestion de l’intégrité du contrôle commercial (CGICC), qui fournit une façon structurée d’évaluer les risques liés au contrôle financier, d’établir des procédures pour atténuer ces risques, de surveiller le respect des normes et de transmettre les résultats à la direction. Le CGICC est conforme au cadre de contrôle interne préconisé par le Committee of Sponsoring Organizations de la commission Treadway, organisme bénévole privé voué à l’amélioration de la qualité des rapports financiers. La majorité des membres du Conseil sont des administrateurs non salariés. Les comités du Conseil sont constitués uniquement d’administrateurs non salariés. Les administrateurs et les comités ont le droit d’engager un conseiller externe aux frais de la compagnie, et les administrateurs non salariés se réunissent régulièrement en l’absence de la direction de la compagnie. Les pratiques de gouvernance de l’entreprise sont fort bien exposées dans la circulaire de sollicitation de procurations.

Des employés efficaces, régis par des principes Les personnes que l’Impériale emploie lui donnent un avantage concurrentiel. La compagnie embauche et forme des personnes de principes efficaces, venant d’horizons divers. À la fin de 2004, la compagnie comptait 6 083 employés, dont 183 avaient été embauchés au cours de l’année. Chaque employé participe à un processus de perfectionnement structuré qui comprend une initiation en règle à l’éthique commerciale. L’association de la compagnie à ExxonMobil lui confère un avantage considérable en matière de formation, en donnant l’occasion aux employés d’évoluer dans des unités commerciales du monde entier pour acquérir une précieuse expérience à l’échelle mondiale. L’Impériale vise à être l’employeur de choix des diplômés les plus compétents des universités et des collèges canadiens. En 2004, 69 diplômés ont été engagés dans le cadre du Programme de recrutement sur le campus.

Employés

Nombre d’employés à temps plein au 31 décembre Total des salaires et des charges sociales (en millions de dollars) a)

2004

2003

2002

2001

2000

6 083 1 200

6 256 1 188

6 460 1 034

6 740 902

6 704 814

a) Comprend les salaires et les charges sociales de la compagnie et sa quote-part dans ceux de la coentreprise Syncrude.

De gauche à droite : Employés faisant un contrôle de détection de fuites, surveillant un panneau de commande à Cold Lake, travaillant en toute sécurité à la raffinerie de Nanticoke.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

15

Il est question de formation, d’emploi et de protection de l’environnement à l’occasion d’une journée portes ouvertes tenue à l’intention des résidents de Yellowknife désireux de s’informer sur le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie.

S’occuper de la collectivité Animée par des principes d’intégrité et un sens des responsabilités envers la collectivité, l’Impériale est depuis longtemps reconnue comme une entreprise citoyenne. Au cours des 125 dernières années, la compagnie a su s’acquitter de sa mission principale, qui consiste à garantir aux Canadiens notamment un approvisionnement fiable et abordable en énergie, en produits pétroliers et pétrochimiques. Ces produits assurent chaleur, éclairage et mobilité à la population et sont vitaux pour la fabrication d’une foule d’articles essentiels dans la vie courante, allant de composants d’ordinateurs et de matériel de soins de santé aux engrais et aux emballages.

La demande d’énergie continuera de croître avec la population et l’élévation du niveau de vie. L’Impériale s’est engagée à répondre à cette demande croissante d’énergie en exerçant son sens des responsabilités sur les plans environnemental, économique et social. Rien ne compte plus que la sécurité de nos exploitations et la protection des employés, des entrepreneurs, des clients, du public et de l’environnement. La compagnie vise à n’avoir aucun incident susceptible de produire des effets néfastes sur l’environnement par un processus d’amélioration continue et à créer un milieu sans accident du travail. Le Système de gestion de l’intégrité des activités opérationnelles (SGIAO) est le principal outil dont la compagnie dispose pour gérer son exploitation, évaluer et améliorer la sécurité, la santé et l’environnement. Lloyd’s Register Quality Assurance, autorité reconnue à l’échelle internationale, a

16

Rapport annuel 2004

Sécurité des employés et des entrepreneurs

Brûlage à la torche dans le secteur amont

Nombre d’accidents à déclarer pour 200 000 heures de travail

en millions de pieds cubes de gaz par jour

3

(INRP). En 2003 (la dernière année pour laquelle des données étaient publiées), les rejets par l’Impériale des substances ainsi inventoriées ont diminué de plus de 7 % par rapport à 2002, ce qui reflète la volonté d’amélioration continue qui anime tous les secteurs de son exploitation.

4

3 2

2 1

1

0

0

00

01

02

03

04

Employés Entrepreneurs

00

01

02

03

04

L’Impériale poursuit la réduction de ses émissions en récupérant le gaz naturel extrait avec le pétrole brut et qui autrement serait brûlé à la torche ou rejeté à l’air libre.

La compagnie surveille et vise à réduire l’intensité des gaz à effet de serre dégagés par ses activités, en accroissant son efficacité énergétique, en réduisant le brûlage à la torche et en investissant dans des centrales de cogénération. En 2003 (l’année la plus récente pour laquelle on disposait de données), les émissions de gaz à effet de serre de son exploitation avaient baissé de 0,5 % par rapport à 2002 malgré une hausse de la production de pétrole et des ventes de produits pétroliers.

Faire participer les collectivités

certifié en ces termes que le SGIAO répondait à la norme ISO 14001 visant les systèmes de management environnemental : « Nous estimons que l’Impériale figure parmi les chefs de file pour ce qui est de l’intégration de la gestion de l’environnement aux processus de gestion des activités opérationnelles, à la planification et à la réalisation de nouveaux projets. » La fiche de sécurité reste l’une des meilleures de l’industrie canadienne; les résultats de l’Impériale en 2004 ont été supérieurs à ceux de 2003, qui avaient été les meilleurs jusque-là. Sept accidents écologiques ayant entraîné des frais supérieurs à 65 000 $ se sont produits en 2004, contre cinq en 2003. Le plus grave a été le rejet accidentel de cétone par la raffinerie de Sarnia dans la rivière Saint-Clair. Un plan d’action comprenant des mesures préventives a été présenté au ministère de l’Environnement de l’Ontario et mis en œuvre. Tout accident d’exploitation fait l’objet d’une enquête rigoureuse et des mesures sont prises pour éviter qu’il ne se reproduise.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

En 2004, 150 M$ ont été investis dans des projets visant à améliorer le dossier de la sécurité et de l’environnement. Cette somme comprenait 90 M$ sur un investissement de 500 M$ qui permettra aux raffineries de l’Impériale de fabriquer du carburant diesel à très faible teneur en soufre. Ce projet fait suite à un investissement de 650 M$ dans les raffineries achevé en 2003 grâce auquel plus de 90 % du soufre a été éliminé de l’essence un an avant l’échéance réglementaire. À l’arrivée des moteurs des modèles 2007, ces mesures réduiront de près de 90 % les oxydes d’azote à l’origine du smog et les émissions de particules. Au nombres des autres mesures prises en 2004 pour protéger l’environnement, citons celles de la raffinerie de Nanticoke, en Ontario, pour assainir ses effluents, et de Norman Wells pour aménager une installation améliorée de gestion des déchets liquides. Tous les ans depuis 1993, Environnement Canada recueille auprès des entreprises industrielles des données sur les émissions de substances servant à l’Inventaire national des rejets de polluants

L’Impériale accorde une grande valeur à ses relations avec les collectivités du Canada. De sa collaboration avec Enquête pollution pour former des gestionnaires de l’environnement à son travail avec des groupes autochtones pour partager des idées sur la protection des terres, ces relations revêtent des formes multiples. Le but reste cependant le même : travailler au présent avec les collectivités pour bâtir un avenir meilleur. La compagnie rencontre régulièrement des responsables des collectivités, des organismes gouvernementaux et non gouvernementaux et d’autres intéressés aux activités de l’Impériale, comme des résidents, des entreprises et des écoles à l’échelle locale. Ainsi, pour le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie, la compagnie collabore avec les autochtones des Territoires du Nord-Ouest pour comprendre et apaiser les inquiétudes des résidents. Plus d’un millier de réunions avec ces collectivités ont eu lieu jusqu’ici dans la vallée du Mackenzie. Cet apport a permis à l’équipe du projet d’acquérir des connaissances traditionnelles des peuples autochtones, ce qui a entraîné des modifications du tracé proposé pour le gazoduc.

17

L’Impériale et la collectivité Appuyer les besoins en évolution des collectivités canadiennes En 2004, plus de 10,4 M$ ont été versés à des organismes qui aident des collectivités du pays à satisfaire des besoins importants. En se concentrant sur les régions du Canada où elle exerce ses activités, la compagnie fait la majeure partie de ses dons par le truchement de la Fondation Pétrolière Impériale. En 2004, la fondation a distribué plus de 6 M$ à quelque 415 organismes, principalement pour des programmes axés sur la jeunesse et l’éducation. C’est ainsi que la compagnie a versé : •

•

500 000 $ sur cinq ans à l’Université du Manitoba pour appuyer l’implantation du centre de l’Impériale pour l’apprentissage des mathématiques, des sciences et des technologies; 250 000 $ sur cinq ans au St. Joseph Health Centre à Toronto pour construire un centre de soins de santé pour enfants;

•

125 000 $ sur cinq ans à l’Université St. Mary’s de Halifax pour financer le programme Cosmic Rays, visant à piquer la curiosité scientifique des écoliers;

•

140 000 $ sur quatre ans à Conservation de la Nature Canada au Québec pour appuyer le volet éducatif du projet de conservation du Saint-Laurent.

L’Impériale fait une contribution marquée à la recherche dans les universités canadiennes. En 2004, dans le cadre du Programme de subvention à la recherche universitaire, la compagnie a octroyé 30 bourses totalisant 650 000 $ à 15 universités pour aider à financer la recherche dans des domaines d’intérêt de l’Impériale comme le génie, la chimie, la physique, l’informatique, les sciences sociales et l’environnement. Ce programme existe de façon ininterrompue depuis plus de 50 ans. En 2004, la compagnie a aussi annoncé qu’elle versera 10 M$ sur cinq ans à l’Université de l’Alberta pour financer le Centre d’innovation de l’Impériale dans les sables pétrolifères. Ce centre aura pour mandat de trouver des façons efficaces, rentables et respectueuses de l’environnement de mettre en valeur les vastes ressources en sables pétrolifères du Canada. L’Impériale s’est aussi engagée à verser 200 000 $ sur cinq ans à Petroleum Research Atlantic Canada pour faire de la recherche et du développement technologique dans cette région.

Investissement dans la collectivité

3 779 000 $

984 000 $ 472 000 $ 278 000 $

4 927 000 $

Services communautaires* Éducation Arts et culture Hockey

Autres *comprend les contributions aux programmes d’investissement dans la collectivité à Syncrude et à Sable

consulter en ligne le rapport 2003 sur la mission sociale de l’Impériale, Un partenaire de la collectivité canadienne.

On trouvera un complément d’information sur la mission sociale de l’Impériale sur le site Web de la compagnie, à l’adresse www.limperiale.ca dans la section qui y est consacrée. On peut aussi

De gauche à droite : L’Université de l’Alberta, à Edmonton, à laquelle la compagnie a promis 10 M$ sur cinq ans pour financer le centre d’innovation de l’Impériale dans les sables pétrolifères; une employée de l’Impériale, à Norman Wells (T. N.-O.), répond à des questions sur le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie lors d’une émission enregistrée dans une radio locale; l’organisme Conservation de la Nature Canada recevra de l’Impériale 140 000 $ sur quatre ans pour développer le volet éducatif du projet de conservation du Saint-Laurent. 18

Rapport annuel 2004

Section financière 20 32 36 37 57 60 61 62

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Rapport de gestion Termes financiers d’usage courant Rapports de la direction et des vérificateurs États financiers, conventions comptables et notes Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires Données relatives aux actionnaires, à la négociation d’actions et au rendement Données financières et négociation d’actions – par trimestre Renseignements à l’intention des investisseurs Administrateurs et dirigeants

19

Sommaire financier (selon les PCGR des États-Unis) 2004 22 460

2003 19 208

2002 17 042

2001 17 253

2000 18 051

1 487 500 100 (35) 2 052

1 143 407 37 118 1 705

1 042 127 52 (7) 1 214

941 353 23 (94) 1 223

1 165 313 59 (129) 1 408

14 027

12 337

12 003

10 888

11 266

Dette à long terme Dette totale Autres obligations à long terme

367 1 443 1 525

859 1 432 1 314

1 466 1 538 1 822

1 029 1 489 1 303

1 037 1 412 1 110

Capital utilisé

7 821

7 029

6 498

5 784

5 662

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs

3 414

2 283

1 749

2 050

2 363

5,75 5,74 0,88

4,58 4,58 0,87

3,20 3,20 0,84

3,11 3,11 0,83

3,37 3,37 0,78

(en millions de dollars)

Produits Bénéfice net par secteur Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Comptes non sectoriels Bénéfice net Actif total

Données par action (en dollars) Bénéfice net de base par action Bénéfice net dilué par action Dividendes

Rapport de gestion Sommaire Le présent rapport de gestion de l’Impériale, ainsi que les états financiers consolidés ci-joints et les notes afférentes sont la responsabilité de la direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. Depuis 2004, la compagnie dresse ses états financiers selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Dans les états financiers de l’Impériale, les différences entre les PCGR des États-Unis et du Canada sont peu importantes et une note afférente aux états financiers figurant à la page 46 fournit des explications sur ces différences, notamment dans un tableau présentant un rapprochement du bénéfice net déclaré selon les PCGR des États-Unis et du Canada. Des informations financières complémentaires, fondées sur les PCGR du Canada, concernant le rapport de gestion de l’Impériale sont aussi présentées à la page 34. L’information comptable et financière de la compagnie reflète fidèlement son modèle de gestion simple, qui repose sur l’extraction, le raffinage et la commercialisation d’hydrocarbures et de produits à base d’hydrocarbures. Les activités de la compagnie comprennent la production (ou l’achat), la fabrication et la vente de produits, et toutes les activités commerciales visent directement à faciliter le transport sous-jacent de marchandises. Cette démarche simple est également au cœur du financement de l’entreprise. Dans l’évaluation des possibilités d’affaires ou d’investissement, la compagnie considère comme économiquement équivalent tout titre de créance, qu’il soit inscrit au bilan consolidé ou présenté comme autre obligation assimilable à un titre de créance dans les notes afférentes aux états financiers. La compagnie n’a pas recours à des structures financières visant à éliminer des titres de créance de son bilan. Elle n’a pas non plus recours au marché des produits dérivés pour spéculer sur l’orientation future du cours des devises ou des marchandises, ni pour vendre à terme une partie de la production d’un secteur. Cette démarche cohérente et prudente de la gestion financière a contribué à maintenir la qualité élevée du crédit de l’Impériale. Grâce aux abondantes ressources naturelles dont elle dispose au Canada, à sa solidité financière, à la rigueur de sa politique d’investissement et à l’éventail de ses technologies, l’Impériale est bien placée pour participer à des investissements d’envergure visant à mettre en valeur de nouvelles réserves énergétiques. Bien que le prix des marchandises soit instable à court terme du fait du jeu de l’offre et de la demande, les décisions de l’Impériale en matière d’investissement sont fondées sur des perspectives à long terme, et reposent sur une méthode rigoureuse de sélection et d’exploitation des possibilités d’investissement les plus intéressantes. Le plan d’affaires est un processus de gestion annuel fondamental qui sert à l’établissement des objectifs d’exploitation et d’investissement à court terme, et à l’élaboration des hypothèses économiques à long terme servant à évaluer les investissements. Les volumes prévus dans le plan annuel sont fondés sur les profils de production des différents gisements, mis à jour annuellement. Les prix du gaz naturel et des autres produits servant à évaluer les investissements sont fondés sur des hypothèses contenues dans le plan d’affaires annuel. Les possibilités d’investissement sont testées au moyen d’un large éventail de scénarios économiques en vue d'évaluer la viabilité de chaque possibilité. 20

Rapport annuel 2004

Une fois les investissements consentis, un processus de réévaluation est lancé pour s’assurer que les enseignements pertinents seront retenus et que les améliorations nécessaires seront apportées aux projets futurs. L’Impériale considère le rendement du capital utilisé comme la meilleure mesure de la productivité passée de son capital.

Contexte commercial et perspectives économiques Ressources naturelles L’Impériale produit du pétrole brut et du gaz naturel destiné à la vente sur d’importants marchés nord-américains. La croissance économique et démographique devrait demeurer le principal inducteur de la demande d’énergie. La compagnie s’attend à ce que l’économie mondiale connaisse un taux de croissance d’environ 3 % par an jusqu’en 2030. La demande mondiale d’énergie devrait croître au rythme d’environ 2 % par an, et le pétrole et le gaz devraient continuer de représenter environ 60 % de l’approvisionnement mondial en énergie jusqu’en 2030. Au cours de la même période, le taux de croissance moyen de l’économie canadienne devrait s’établir à 2 % par an, et la demande intérieure d’énergie, progresser au rythme d’environ 1 % par an. Le pétrole et le gaz devraient continuer de représenter les deux tiers de la demande d’énergie au Canada. Il est également prévu que le Canada fournira de plus en plus d’énergie au marché américain au cours de cette période. Les produits pétroliers sont les carburants de transport de choix du parc mondial de voitures, de camions, de trains, de navires et d’aéronefs. Par suite surtout de la demande accrue des pays en développement, la production de pétrole augmentera de 50 %, soit de près de 30 millions de barils par jour, au cours des trois prochaines décennies. Les sables pétrolifères du Canada constituent une importante source d’approvisionnement supplémentaire. À l’échelle mondiale, le gaz naturel devrait constituer la source d’énergie primaire qui affichera la plus forte croissance, représentant environ le tiers de la croissance de la demande d’énergie et près du quart de l’approvisionnement mondial en énergie. La production de gaz naturel des régions bien établies arrivées à maturité aux États-Unis et au Canada ne répondra sans doute pas à la demande accrue, ce qui améliorera les possibilités sur le marché pour les nouvelles sources d’approvisionnement en gaz des régions pionnières du Canada. Les cours du pétrole brut et du gaz naturel sont déterminés par les marchés mondial et nord-américain et soumis au jeu de l’offre et de la demande. Une foule de facteurs peuvent influer sur ces cours, notamment la conjoncture économique, des événements politiques sur la scène internationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et la compagnie s’attend à ce que cela continue. L’Impériale dispose d’un éventail important et diversifié de ressources de pétrole et de gaz au Canada, mises en valeur ou non, ce qui contribue à atténuer les risques de dépendance à l’égard de sources d’approvisionnement pouvant être limitées dans le secteur amont. La production de pétrole classique des régions productrices établies dans l’Ouest du Canada étant arrivée à maturité, la production de l’Impériale devrait de plus en plus provenir de ressources pionnières et non classiques comme les sables pétrolifères et le gaz naturel du Grand Nord, où l’Impériale possède d’importantes ressources à mettre en valeur.

Produits pétroliers Le secteur aval est toujours confronté à une instabilité de ses marges. Les marges de raffinage correspondent à la différence entre ce qu’une raffinerie paie pour se procurer la matière première (principalement du pétrole brut) et les prix obtenus sur le marché de gros pour les produits raffinés (principalement l’essence, le carburant diesel, le mazout domestique, le carburéacteur et le mazout). Le pétrole brut et bon nombre des produits raffinés sont vendus à grande échelle à des prix publiés sur le marché international. Les prix de ces marchandises sont déterminés par les forces du marché, souvent à l’échelle internationale, et subissent l’effet de nombreux facteurs comme l’équilibre entre l’offre et la demande à l’échelle mondiale et régionale, le niveau des stocks, l’activité de raffinage, l’équilibre entre les importations et les exportations, les fluctuations saisonnières et des conditions météorologiques. Au Canada, les prix de gros notamment sont en grande partie déterminés par ceux de régions limitrophes des États-Unis. Ces prix et ces facteurs font l’objet d’une surveillance continue et sont pris en considération dans les décisions d’exploitation touchant les matières premières à acheter, les installations à exploiter et les produits à fabriquer. Cependant, il n’existe pas d’indicateur fiable des conditions futures des marchés qui puisse prédire avec exactitude l’évolution des marges d’un exercice à l’autre. Dans le secteur aval, la stratégie de l’Impériale consiste à offrir aux clients le coût global le plus bas, à avoir les coûts unitaires les plus bas par rapport à ses concurrents, à assurer une utilisation efficiente et efficace de ses capitaux et à tirer parti de l’intégration de ses divers secteurs d’activité. Au Canada, la compagnie possède et exploite quatre raffineries pouvant distiller 502 000 barils par jour et produire 9 000 barils de lubrifiants par jour. Au pays, le réseau de commercialisation des carburants de l’Impériale comprend le secteur du détail, qui dessert les clients au moyen de quelque 2 000 stations-service Esso, dont environ 720 sont la propriété de la compagnie ou sont louées par celle-ci, et le secteur de la vente en gros et aux industries, desservi par un réseau de 30 dépôts de distribution.

Produits chimiques Bien que le contexte commercial actuel soit favorable, le secteur nord-américain de la pétrochimie évolue par cycles. La stratégie de la compagnie dans ce secteur consiste à réduire les coûts et à maximiser la valeur par l’intégration croissante des usines chimiques de Sarnia et de Dartmouth avec les raffineries. La compagnie tire aussi parti de son intégration avec les activités chimiques d’ExxonMobil en Amérique du Nord, qui permet à l’Impériale de rester dans le peloton de tête sur ses principaux segments de marché. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

21

Rapport de gestion (suite)

Résultats d’exploitation Le bénéfice net de 2004 s’est élevé à 2 052 M$ (5,74 $ par action), le meilleur à ce jour, contre 1 705 M$ (4,58 $ par action) en 2003 (1 214 M$ ou 3,20 $ par action en 2002). La hausse du prix obtenu pour le pétrole brut, l’élargissement des marges relatives au raffinage et aux produits pétrochimiques et la production accrue de pétrole à Syncrude, de gaz naturel et de produits pétroliers ont constitué un apport positif au bénéfice net, en partie annulé par la contraction des marges de commercialisation. Par rapport à 2003, ces résultats d’exploitation favorables ont été en partie effacés par les effets négatifs combinés de l’appréciation du dollar canadien sur le prix des ressources et des produits d’environ 260 M$, de l’absence de l’effet de change favorable sur la dette de la compagnie libellée en dollars américains d’environ 110 M$ et d’une diminution des avantages fiscaux d’environ 100 M$. Les produits d’exploitation se sont chiffrés à 22,5 G$, en hausse d’environ 17 % par rapport à 2003. Le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 28 % contre 25 % en 2003 (20 % en 2002).

Ressources naturelles Le bénéfice net tiré des ressources naturelles a atteint un sommet de 1 487 M$ contre 1 143 M$ en 2003 (1 042 M$ en 2002). Les retombées favorables sur les résultats de l’augmentation des prix obtenus pour le pétrole brut et le gaz naturel, jumelées à la production accrue de pétrole à Syncrude, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel (LGN) ont été en partie contrebalancées par le recul de la production de bitume à Cold Lake, la baisse des avantages fiscaux et les effets négatifs de la montée du dollar canadien. Les produits d’exploitation du secteur des ressources se sont élevés à 6,6 G$ contre 5,6 G$ en 2003 (4,9 G$ en 2002). Cette augmentation est avant tout attribuable à la hausse du prix du pétrole brut et à la production accrue de gaz naturel et de pétrole à Syncrude. Dans le secteur des ressources naturelles, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 39 % contre 33 % en 2003 (36 % en 2002), ce qui s’explique par la hausse du bénéfice net.

Données financières en millions de dollars

Bénéfice net Produits d’exploitation Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 1 487 6 625

2003 1 143 5 648

2002 1 042 4 894

2001 941 5 321

2000 1 165 5 900

2 364 3 839 39,3

1 668 3 725 32,8

1 258 3 252 35,8

1 226 2 573 39,7

1 911 2 162 49,9

Facteurs influant sur le bénéfice net de 2004 de l’Impériale en millions de dollars

260 560 Hausse des marges sur les produits

1 705 Hausse des prix touchés pour les ressources

2003

22

175 Hausse des volumes

(370) (180) (98)

Hausse du dollar canadien Hausse des Baisse des frais liés aux volumes, des prix avantages fiscaux et de l’énergie autres et d’autres charges

2 052

2004

Rapport annuel 2004

En dollars américains, le prix mondial du pétrole a été nettement plus élevé en 2004 qu’en 2003. Le prix moyen annuel du Brent, pétrole brut de la mer du Nord le plus activement négocié et brut de référence courant sur le marché mondial, s’est élevé à 38 $ US le baril en 2004, en hausse de plus de 30 % par rapport au prix moyen de 29 $ touché en 2003 (25 $ en 2002). Cependant, les hausses des prix obtenus en dollars canadiens par la compagnie pour le pétrole brut classique et le bitume de Cold Lake ont été freinées par l’appréciation du dollar canadien. Le prix moyen touché pour le pétrole brut classique au cours de l’exercice s’est élevé à 48,96 $ CA le baril, en hausse de 22 % par rapport aux 40,10 $ touchés en 2003 (36,81 $ en 2002). Le prix moyen du brut lourd canadien a augmenté en 2004, mais pas autant que le brut léger, l’offre accrue de brut lourd ayant creusé l’écart entre les bruts léger et lourd. Le prix du Bow River, brut lourd de référence au Canada, a gagné 15 % en 2004, soit bien moins que le brut léger canadien. En dollars américains, le prix moyen touché pour le bitume de Cold Lake a monté de 19 % en moyenne en 2004 par rapport à 2003. En dollars canadiens, cette progression n’a été que d’environ 10 % par rapport à l’exercice précédent, du fait du renforcement de la monnaie canadienne. En 2004, le prix du gaz naturel canadien a peu bougé par rapport à l’exercice précédent. La moyenne du prix au comptant sur 30 jours du gaz naturel vendu par l’AECO en Alberta a été d’environ 6,80 $ le millier de pieds cubes en 2004 contre 6,70 $ en 2003 (4,10 $ en 2002). Le prix moyen touché par l’Impériale sur les ventes de gaz naturel a atteint 6,78 $ le millier de pieds cubes contre 6,60 $ en 2003 (4,02 $ en 2002).

Prix de vente moyens et réalisés 2004 48,96 33,78 6,78 53,26 37,98

en dollars canadiens

Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril) Prix touché pour les liquides du gaz naturel (le baril) Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes) Prix de référence du pétrole brut à Edmonton (le baril) Prix du pétrole brut lourd à Hardisty (Bow River, le baril)

2003 40,10 32,09 6,60 43,93 33,00

2002 36,81 23,38 4,02 40,44 31,85

2001 35,56 29,31 5,72 39,64 25,11

2000 41,52 29,57 4,99 45,02 34,49

La production brute de pétrole brut et de LGN a augmenté pour s’établir à 262 000 barils par jour contre 256 000 en 2003 (247 000 en 2002). La production brute de bitume par les installations en propriété exclusive de la compagnie à Cold Lake a diminué pour se fixer à 126 000 barils par jour contre 129 000 en 2003 (112 000 en 2002), du fait de la nature cyclique de la production à Cold Lake. La production correspondant à la participation de 25 % de la compagnie dans l’exploitation de Syncrude a augmenté en 2004 par suite d’une réduction des travaux de révision générale. La production brute de pétrole brut valorisé a atteint le sommet de 238 000 barils par jour contre 211 000 en 2003 (229 000 en 2002). La quote-part revenant à l’Impériale de la production brute moyenne s’est élevée à 60 000 barils par jour contre 53 000 en 2003 (57 000 en 2002). La production brute de pétrole classique a régressé pour se situer à 43 000 barils par jour contre 46 000 en 2003 (51 000 en 2002), par suite de la diminution naturelle du rendement des gisements dans l’Ouest du Canada. La production brute de LGN mis en vente a été en moyenne de 33 000 barils par jour en 2004 contre 28 000 en 2003 (27 000 en 2002).

Prix moyen du gaz naturel Prix du pétrole brut

en dollars par millier de pieds cubes –

en dollars US par baril, moyenne trimestrielle

prix au comptant 30 jours (AECO)

12

50 45

10

40

La production brute de gaz naturel s’est établie à 569 millions de pieds cubes par jour contre 513 millions en 2003 (530 millions en 2002). La hausse de la production de gaz naturel et de LGN s’explique avant tout par l’extraction sur une année complète du chapeau de gaz de Wizard Lake, en Alberta, dont l’exploitation a débuté au troisième trimestre de 2003.

35

8

30 25

6

20 4

15 10

2

5 0

0

00

01

02

03

04

Brut de Brent Pétrole lourd canadien (Bow River)

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

00

01

02

03

04

En 2004, le prix du gaz naturel canadien a peu bougé par rapport à l’exercice précédent.

23

Rapport de gestion (suite) Pétrole brut et LGN – production et ventes a) en milliers de barils par jour

Pétrole brut classique Pétrole de Cold Lake Pétrole de Syncrude Production totale de pétrole brut LGN mis en vente Production totale de pétrole brut et de LGN Ventes de Cold Lake, diluant compris b) Ventes de LGN

2004 brutes nettes 43 33 126 112 60 59 229 204 33 26 262 230 167 42

2003 brutes nettes 46 35 129 116 53 52 228 203 28 22 256 225 170 39

2002 brutes nettes 51 39 112 106 57 57 220 202 27 21 247 223 145 40

2001 brutes nettes 55 42 128 121 56 52 239 215 28 22 267 237 167 43

2000 brutes nettes 60 46 119 102 51 42 230 190 30 23 260 213 156 42

2004 brutes nettes 569 518 520

2003 brutes nettes 513 457 460

2002 brutes nettes 530 463 499

2001 brutes nettes 572 466 502

2000 brutes nettes 526 459 419

Gaz naturel – production et ventes a) en millions de pieds cubes par jour

Production c) Ventes

a) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année. La production brute correspond à la part de la compagnie (à l’exclusion des achats) avant déduction de la part des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou des deux. La production nette ne comprend pas ces parts. b) Comprend le condensat de gaz naturel ajouté au bitume de Cold Lake pour en faciliter le transport par pipeline en vue de sa commercialisation. c) La production de gaz naturel comprend les quantités consommées à l’interne, hormis les quantités réinjectées.

Les frais d’exploitation ont crû de 7 % en 2004. Le principal facteur à l’origine de la hausse est la montée des dotations à l’amortissement et à l’épuisement découlant de l’accroissement de la production.

Produits pétroliers Le bénéfice net tiré des produits pétroliers a atteint le sommet de 500 M$ (1,6 cent le litre) en 2004 contre 407 M$ (1,3 cent le litre) en 2003 (127 M$ ou 0,4 cent le litre en 2002). La progression du bénéfice s’explique avant tout par l’élargissement des marges de raffinage à l’échelle internationale, annulée en partie par la contraction des marges de commercialisation des carburants et l’incidence négative de la montée du dollar canadien. Les ventes de produits pétroliers ont augmenté, en raison notamment de la demande industrielle accrue. Les produits d’exploitation se sont élevés à 19,2 G$ contre 16,1 G$ en 2003 (14,4 G$ en 2002). Dans le secteur des produits pétroliers, le rendement du capital moyen utilisé a été de 20 % contre 17 % en 2003 (6 % en 2002).

Données financières en millions de dollars

Bénéfice net Produits d’exploitation Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 500 19 211

2003 407 16 058

2002 127 14 434

2001 353 14 405

2000 313 15 120

901 2 410 20,0

567 2 601 16,7

409 2 266 5,8

834 2 095 16,2

521 2 263 14,0

2004 33,2 27,3 5,9 7,0 73,4 14,2 87,6 93,0

2003 33,0 26,2 5,4 5,8 70,4 14,6 85,0 93,3

2002 32,9 25,0 4,9 6,4 69,2 13,9 83,1 91,5

2001 32,3 26,5 5,4 5,4 69,6 11,6 81,2 93,4

2000 32,0 27,5 5,1 5,0 69,6 10,7 80,3 94,0

2004 74,3 79,9 93

2003 71,6 79,9 90

2002 71,2 79,4 90

2001 71,4 79,1 90

2000 71,6 78,7 91

Ventes de produits pétroliers en millions de litres par jour a)

Essence Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur Mazout lourd Huiles lubrifiantes et autres produits Ventes nettes de produits pétroliers Ventes en vertu de conventions d’achat et de vente Ventes totales de produits pétroliers Ventes de produits pétroliers sur le marché intérieur (%)

Données sur le raffinage en millions de litres par jour a)

Débit total des raffineries b) Capacité de raffinage au 31 décembre Utilisation de la capacité de raffinage (%)

a) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année. b) Pétrole brut et charges d’alimentation expédiés directement dans les unités de distillation atmosphérique. Mille litres correspondent à environ 6,3 barils. 24

Rapport annuel 2004

Dans le secteur du raffinage, les marges ont été plus élevées en 2004 qu’en 2003, les prix de gros sur le marché international ayant augmenté davantage que le coût des matières premières. Cependant, la hausse des marges à l’échelle internationale a été en partie annulée par la hausse du dollar canadien. Les marges sur la vente au détail des carburants ont diminué en 2004 par suite de la vive concurrence qui s’est exercée sur le marché.

Marge moyenne de raffinage en cents canadiens par litre

Le rendement de l’exploitation des quatre raffineries de la compagnie a été solide. Le débit des raffineries s’est accru, l’utilisation de la capacité de raffinage ayant atteint le chiffre record de 93 % en 2004, contre 90 % en 2003 (90 % en 2002).

8

Le volume total des ventes de la compagnie, contrats d’approvisionnement intersociétés compris, s’est élevé à 87,6 millions de litres par jour contre 85,0 millions en 2003 (83,1 millions en 2002). Abstraction faite des contrats d’approvisionnement intersociétés, les ventes ont atteint 73,4 millions de litres par jour contre 70,4 millions en 2003 (69,2 millions en 2002).

5

7 6

4 3 2

En 2004, les charges d’exploitation ont augmenté d’environ 2 % par rapport à celles de l’exercice précédent, par suite surtout de la hausse du coût de l’énergie, des dépenses liées à l’environnement et de l’amortissement.

1 0

Produits chimiques En 2004, le bénéfice net tiré des produits chimiques s’est élevé à 100 M$ contre 37 M$ en 2003 (52 M$ en 2002). La fermeté généralisée des marges sur le polyéthylène et le benzène a été le principal facteur à l’origine de cette amélioration.

Prix au port de New York moins le prix du Brent; reflète la gamme des produits de l’Impériale.

Données financières en millions de dollars

Bénéfice net Produits d’exploitation Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 100 1 509

2003 37 1 232

2002 52 1 164

2001 23 1 175

2000 59 1 173

126 205 46,8

22 222 19,9

93 150 30,8

9 188 14,1

(6) 138 54,1

2004 2,7 0,6 3,3

2003 2,4 0,9 3,3

2002 2,5 1,0 3,5

2001 2,4 0,9 3,3

2000 2,2 0,9 3,1

Volume des ventes en milliers de tonnes par jour a)

Polymères et produits chimiques de base Intermédiaires et autres Total des ventes de produits chimiques

a) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année. Une tonne métrique correspond à environ 1,1 tonne courte ou 0,98 tonne forte.

Les produits d’exploitation du secteur des produits chimiques ont totalisé 1 509 M$ contre 1 232 M$ en 2003 (1 164 M$ en 2002). Les facteurs ayant contribué à cette hausse sont l’augmentation des prix du polyéthylène et des produits chimiques intermédiaires et aromatiques. Dans le secteur des produits chimiques, le rendement du capital moyen utilisé s’est élevé à 47 % contre 20 % en 2003 (31 % en 2002). Le prix moyen du polyéthylène dans l’industrie s’est chiffré à 1 584 $ la tonne en 2004, en hausse de 12 % par rapport aux 1 415 $ la tonne en 2003 (1 229 $ en 2002). Les marges se sont élargies par suite de l’accroissement de la demande de produits à base de polyéthylène. Les ventes de produits chimiques ont atteint 3 300 tonnes par jour tout comme en 2003 (3 500 tonnes en 2002), les ventes de polyéthylène et de benzène ayant progressé de 3 % et de 32 %, respectivement, par rapport à 2003. Dans le secteur des produits chimiques, les charges d’exploitation de 2004 ont été du même ordre qu’en 2003. La hausse du coût de l’énergie a été compensée par la baisse de l’amortissement de l’exercice. Une partie importante des immobilisations corporelles, qui sont actuellement utilisées à des fins de production et de fabrication, a été entièrement amortie.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

25

Rapport de gestion (suite) Comptes non sectoriels En 2004, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 35 M$ contre un solde positif de 118 M$ en 2003 (solde négatif de 7 M$ en 2002). Le revirement du résultat net observé en 2004 est avant tout attribuable à l’absence de l’effet de change favorable sur la dette de la compagnie libellée en dollars américains, qui a été remplacée par une dette libellée en dollars canadiens en juin et juillet 2003. Le résultat net de 2004 comprend aussi une réduction ponctuelle après impôts de 42 M$ de la valeur d’un terrain situé dans le nord de Toronto, acquis en 1991 comme futur emplacement du siège social de la compagnie dans cette ville. L’inscription de ce terrain à sa juste valeur a fait suite à un changement de sa vocation et à l’engagement pris par la direction de le vendre après l’annonce du transfert du siège social à Calgary.

Liquidités et ressources en capital Sources et affectation des flux de trésorerie 2004

2003

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation activités d’investissement activités de financement Augmentation (diminution) des espèces et quasi-espèces

3 312 (1 306) (1 175) 831

2 227 (1 426) (1 119) (318)

Espèces et quasi-espèces à la fin de l’exercice

1 279

448

en millions de dollars

Bien que la compagnie contracte des emprunts à long terme de temps à autre, les fonds autogénérés couvrent la majeure partie de ses besoins financiers. La gestion des liquidités qui pourraient être temporairement disponibles à titre de surplus au-delà des besoins immédiats est minutieusement contrôlée, tant pour permettre à la compagnie d’assurer la sécurité des sommes et de pouvoir en disposer facilement pour répondre à ses besoins en liquidités que pour optimiser le rendement des soldes de trésorerie. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation dépendent surtout des prix du pétrole brut et du gaz naturel et des marges sur les produits. En outre, la compagnie devra sans cesse trouver et mettre en valeur de nouvelles ressources et continuer de mettre au point et d’appliquer de nouvelles technologies et de nouveaux procédés de récupération aux gisements existants, afin de maintenir ou d’accroître la production et les flux de trésorerie au cours des périodes à venir. Des projets sont en cours ou sur le point d’être lancés pour accroître la capacité de production. Cet accroissement de la production n’est toutefois pas sans risque, notamment aux chapitres de l’exécution des projets, de l’interruption des activités d’exploitation, du rendement des gisements et des changements apportés à la réglementation. Grâce à sa solidité financière, l’Impériale est en mesure d’engager d’importantes dépenses en immobilisations à long terme. La compagnie dispose d’un éventail vaste et diversifié de possibilités d’expansion et la nature complémentaire de ses secteurs d’activité contribue à atténuer l’ensemble des risques auxquels elle est exposée, notamment en ce qui concerne ses flux de trésorerie. En outre, du fait de sa solidité financière, de sa capacité d’emprunt et de la diversité des possibilités d’investissement qui s’offrent, le risque d’échec ou de retard d’un projet n’aurait pas une incidence importante sur les liquidités de la compagnie, ni sur sa capacité de générer des flux de trésorerie suffisants pour son exploitation et ses engagements fixes.

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 3 312 M$ contre 2 227 M$ en 2003 (1 688 M$ en 2002). Cette année, l’augmentation des rentrées s’explique avant tout par la hausse du bénéfice net, le calendrier des paiements d’impôts sur les bénéfices prévus et la cotisation supplémentaire qu’il avait fallu faire en 2003 au régime de retraite des employés. Dépenses en immobilisations et d’exploration En 2004, les dépenses en immobilisations et d’exploration se sont chiffrées à 1 445 M$, soit un léger recul par rapport aux 1 559 M$ de 2003 (1 612 M$ en 2002). Les fonds ont surtout servi à investir dans les projets d’exploitation des sables pétrolifères et du gaz du Mackenzie, à moderniser les raffineries en vue de fabriquer du carburant diesel à faible teneur en soufre et à améliorer le réseau de détail. En 2004, la compagnie a dépensé environ 150 M$ pour réduire l’incidence de ses activités sur l’environnement et accroître la sécurité. C’est ainsi que des investissements d’environ 90 M$ dans les quatre raffineries ont été faits dans le cadre d’un projet d’immobilisations de 500 M$ visant à fabriquer du carburant diesel à faible teneur en soufre. Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations et d’exploration engagées dans le secteur des ressources naturelles au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2004 : en millions de dollars

Exploration Production Pétrole lourd Total des dépenses en immobilisations et d’exploration 26

2004 60 234 819 1 113

2003 57 181 769 1 007

2002 39 143 804 986

2001 49 109 588 746

2000 56 110 268 434 Rapport annuel 2004

Dans le secteur des ressources naturelles, environ 90 % des dépenses en immobilisations et d’exploration engagées en 2004 visaient à concrétiser des possibilités de croissance. Le principal investissement consenti au cours de l’exercice a servi à payer la quote-part de la compagnie dans l’agrandissement de l’usine de Syncrude. Les travaux visant à agrandir l’unité de valorisation progressent bien depuis le premier trimestre de 2004, après qu’il eut fallu revoir sensiblement à la hausse les estimations de coût et prolonger le calendrier des travaux de construction. À la fin de l’exercice, le projet avait évolué comme prévu selon le nouveau calendrier de réalisation du projet et son coût révisé. Les autres investissements faits en 2004 visaient à faire avancer le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie et à pratiquer des forages à Cold Lake et dans des gisements classiques de l’Est et de l’Ouest du Canada. Pour le projet d’expoitation du gaz du Mackenzie, en octobre 2004, les principales demandes réglementaires et l’énoncé des incidences environnementales ont été déposés auprès de l’Office national de l’énergie et des autres commissions, comités et organismes chargés d’évaluer et de réglementer l’exploitation de l’énergie dans les Territoires du Nord-Ouest. Le processus d’examen réglementaire devrait durer 24 mois. La décision d’aller de l’avant avec le projet sera prise par les coentrepreneurs après réception des autorisations et évaluation des conditions y étant jointes. Dans le secteur des ressources naturelles, les dépenses en immobilisations et d’exploration prévues pour 2005 devraient s’élever à environ 1 G$, dont près de 90 % serviront à exploiter des possibilités de croissance. La plupart des dépenses seront affectées à l’agrandissement en cours à l’usine de Syncrude. Des investissements sont aussi prévus pour les forages de mise en valeur en cours à Cold Lake, pour le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie et d’autres forages de mise en valeur dans l’Ouest du Canada. Les dépenses pour les forages d’exploration et de mise en valeur, et pour accroître la capacité de production de pétrole et de gaz classiques devraient atteindre 355 M$. Le tableau ci-dessous présente les dépenses en immobilisations engagées dans le secteur des produits pétroliers au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2004 : en millions de dollars

Commercialisation Raffinage et approvisionnement Autres dépenses a) Total des dépenses en immobilisations

2004 85 178 20 283

2003 91 369 18 478

2002 133 399 57 589

2001 171 118 50 339

2000 121 100 11 232

a) Comprend principalement des achats immobiliers.

Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations ont été de 283 M$ en 2004 contre 478 M$ en 2003 (589 M$ en 2002), la baisse s’expliquant principalement par l’achèvement du projet lancé en 2001 pour réduire la teneur en soufre de l’essence. En 2004, les nouveaux investissements ont inclus des dépenses de 90 M$ environ dans les premières phases d’un projet triennal visant à réduire la teneur en soufre du carburant diesel. En outre, 24 M$ ont été affectés à des projets servant à accroître l’efficacité énergétique et le rendement des raffineries. Au cours de l’exercice, d’importants investissements ont aussi été consentis pour améliorer le réseau des stations-service Esso. Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations prévues pour 2005 sont évaluées à environ 550 M$ et comprennent des investissements dans les installations de raffinage visant à abaisser la teneur en soufre du carburant diesel pour satisfaire aux exigences réglementaires et dans l’amélioration en cours du réseau de détail. Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations engagées par la compagnie dans le secteur des produits chimiques au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2004 : en millions de dollars

Dépenses en immobilisations

2004 15

2003 41

2002 25

2001 30

2000 13

Parmi les dépenses en immobilisations engagées dans ce secteur en 2004, le principal investissement a servi à accroître l’efficacité énergétique, le rendement et la technologie de contrôle des procédés. Dans le secteur des produits chimiques, les dépenses en immobilisations prévues pour 2005 se chiffrent à environ 20 M$. Les dépenses en immobilisations et d’exploration prévues pour 2005 viseront surtout à poursuivre la croissance et à accroître la productivité. Elles devraient être d’environ 1,6 G$ et seront financées à partir des fonds autogénérés.

Flux de trésorerie liés aux activités de financement En juin, la compagnie a renouvelé le programme de rachat d’actions dans le cours normal des activités pour une période supplémentaire de 12 mois. En 2004, la compagnie a racheté plus de 14 millions d’actions pour 872 M$ (16 millions d’actions pour 799 M$ en 2003). Depuis le premier programme de rachat lancé par l’Impériale en 1995, la compagnie a acheté 233 millions d’actions, soit environ 40 % du total des actions qui étaient en circulation au début du programme, ce qui s’est traduit par la distribution de 6,8 G$ aux actionnaires. La compagnie a déclaré des dividendes qui ont totalisé 0,88 $ l’action en 2004 contre 0,87 $ en 2003 (0,84 $ en 2002). Le dividende ordinaire a été relevé tous les ans depuis dix ans. Depuis 1986, le dividende par action a augmenté de plus de 65 %.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

27

Rapport de gestion (suite) À la fin de 2004, l’encours de la dette, exclusion faite de la quote-part de la compagnie dans la dette d’une société par actions, s’élevait à 1 443 M$ contre 1 432 M$ à la fin de 2003 (1 538 M$ en 2002). À la fin de 2004, la dette comptait pour 19 % dans la structure du capital de la compagnie contre 21 % à la fin de 2003 (24 % en 2002). En 2004, les intérêts sur la dette, avant capitalisation des intérêts, se sont élevés à 37 M$ contre 38 M$ en 2003 (40 M$ en 2002). En 2004, le taux d’intérêt réel moyen sur la dette de la compagnie s’est situé à 2,8 % contre 2,9 % en 2003 (2,1 % en 2002). Le 6 mai 2004, la compagnie a déposé un prospectus préalable simplifié définitif au Canada relativement à l’émission de billets à moyen terme sur les 25 mois de validité du prospectus préalable. Les billets non garantis seront émis au gré de la compagnie pour un montant global ne devant pas dépasser 1 G$. La compagnie n’a émis aucun billet en vertu de ce prospectus préalable.

Ratios financiers et cotes de crédit Dette totale exprimée en pourcentage du capital a) Couverture de l’intérêt par le bénéfice b) par les flux de trésorerie c) Cote de la dette à long terme non garantie en monnaie nationale (DBRS / S&P) d)

2004 19

2003 21

2002 24

2001 26

2000 25

83 108

64 80

46 63

26 36

23 29

AA/AAA

AA/AAA

AA/AAA

AA/AAA

AA/AAA

a) Total des tranches à moins d’un an et à long terme de la dette (page 39), divisé par le total de la dette et des capitaux propres (page 39). b) Total du bénéfice net (page 37), de l’intérêt sur la dette avant capitalisation (page 56, note 15) et de l’impôt sur les bénéfices (page 37) divisé par l’intérêt sur la dette avant capitalisation. c) Total des flux de trésorerie liés au bénéfice net ajustés pour tenir compte de l’effet cumulatif d’une modification comptable et d’autres postes hors caisse (page 38), de la charge d’impôts de l’exercice (page 47, note 4) et de l’intérêt sur la dette avant capitalisation (page 56, note 15) divisé par l’intérêt sur la dette avant capitalisation. d) Dominion Bond Rating Service (DBRS) et Standard & Poor’s Corporation (S&P) sont des agences de notation.

La solidité financière de la compagnie, comme en témoignent les ratios financiers ci-dessus, constitue un avantage concurrentiel d’une importance stratégique. Cette santé financière permet à la compagnie d’avoir accès au marché mondial des capitaux dans toutes les conditions du marché et de procéder à d’importants engagements de capitaux à long terme dans le dessein de maximiser la valeur actionnariale.

Obligations contractuelles Pour bien expliquer la situation financière de l’Impériale, le tableau qui suit présente les obligations contractuelles de la compagnie au 31 décembre 2004. Des données tirées du bilan consolidé et de différentes notes afférentes aux états financiers consolidés sont ainsi réunies pour en faciliter la consultation.

Note afférente en millions de dollars aux états financiers Note 3 Dette à long terme et contrats de location-acquisition Quote-part de la compagnie dans la dette d’une société par actions Contrats de location-exploitation Note 12 Obligations d’achat inconditionnel a) Note 12 Engagements de capitaux fermes b) Note 12 Obligations découlant du régime de retraite c) Note 7 Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations d) Note 8 Autres ententes à long terme e) Note 12

2005 995 56 62 102 119 371 36 241

Échéance des paiements par exercice De 2006 2010 et à 2009 au-delà 334 33 – 181 168 52 91 116 378

– 91 55 – 297 176 198

Montant total 1 362 56 334 325 171 759 328 817

a) Les obligations d’achat inconditionnel portent principalement sur des conventions d’achat par pipeline. b) Les engagements de capitaux fermes visant les projets d’immobilisations, non actualisés, totalisaient environ 171 M$ à la fin de 2004 contre 189 M$ à la fin de 2003. Le principal engagement en cours à la fin de 2004 découlait de la quote-part de la compagnie dans des projets d’immobilisations du secteur amont de 112 M$ à Syncrude et dans des zones au large de la côte est du Canada. c) Montant par lequel les obligations au titre des prestations constituées (OPC) dépassent la juste valeur de l’actif du régime à la fin de l’exercice (page 48, note 7). Pour les régimes de retraite par capitalisation, cette différence s’élevait à 446 M$ au 31 décembre 2004. Pour les régimes de retraite par répartition, le montant de l’OPC s’élevait à 313 M$. Les paiements par exercice comprennent les cotisations prévues aux régimes de retraite par capitalisation pour 2005 et les paiements estimatifs au titre des prestations non provisionnées pour tous les autres exercices. d) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations correspondent à la valeur actualisée des obligations juridiques liées à la restauration des lieux lors de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie utile déterminable. e) Les autres ententes à long terme comprennent principalement des ententes de fourniture de matières premières et de services de transport.

28

Rapport annuel 2004

Au 31 décembre 2004, le passif éventuel de la compagnie ne dépassait pas 175 M$ relativement à des garanties d’achat de machines et d’autres biens d’équipement auprès de ses associés du marché rural à l’échéance de la convention d’associé, au décès ou au départ de l’associé. La compagnie s’attend à ce que la juste valeur des machines et des autres biens d’équipement ainsi achetés soit au moins égale au montant éventuel des paiements prévus dans ces garanties. Diverses poursuites sont en cours contre l’Impériale et ses filiales. Compte tenu des circonstances et des faits pertinents, la compagnie estime que le dénouement des poursuites intentées contre elle n’aura pas d’effet défavorable important sur ses activités d’exploitation ou sa situation financière. La direction n’est au fait d’aucun événement ni d’aucune incertitude, outre ceux déjà signalés dans l’information financière publiée, qui pourrait supposer un changement important dans les résultats d’exploitation ou la situation financière.

Norme comptable récemment publiée En décembre 2004, le Financial Accounting Standards Board (FASB) a publié une version révisée du Statement of Financial Accounting Standards 123 (SFAS 123R) relatif aux rémunérations à base d’actions. La norme SFAS 123R exige que le coût de rémunération lié aux paiements à base d’actions à l’intention des employés soit constaté dans l’état des résultats de la période au cours de laquelle l’employé fournit des services en contrepartie de cette rémunération. Le montant du coût de rémunération sera établi à partir de la juste valeur à la date d’attribution de l’instrument émis. En outre, l’obligation connexe doit être réévaluée à chaque période jusqu’au règlement. La norme SFAS 123R s’appliquera à partir du 1er juillet 2005 à toutes les attributions octroyées ou modifiées après cette date et aux attributions octroyées avant cette date pour lesquelles les services exigés de l’employé n’ont pas encore été rendus. La norme SFAS 123R n’aura aucune incidence sur la compagnie, car en 2003, cette dernière a adopté comme politique de passer en charges tous les paiements à base d’actions conformément aux dispositions de la norme SFAS 123R, et les services exigés des employés en contrepartie des attributions octroyées au cours d’exercices antérieurs ont été rendus.

Nouvelles questions touchant la comptabilité et l’information à fournir Comptabilisation des achats et des ventes de marchandises auprès de la même contrepartie À sa réunion de novembre 2004, l’Emerging Issues Task Force (EITF) du FASB des États-Unis a entamé les délibérations sur le bulletin 04-13, « Accounting for Purchases and Sales of Inventory with the same Counterparty ». Ce bulletin traite de la question de savoir quand il convient de mesurer les achats et les ventes de marchandises à la juste valeur et de les comptabiliser dans le coût des marchandises vendues et les produits, et de les comptabiliser comme un échange mesuré à la valeur comptable de l’élément vendu. L’EITF n’a pas atteint un consensus sur la question et a demandé au personnel du FASB de pousser l’examen des autres points de vue. La compagnie comptabilise certains achats et certaines ventes de produits pétroliers et de liquides du gaz naturel conclus simultanément auprès de la même contrepartie au titre du coût des marchandises vendues et des produits, mesurés à la juste valeur convenue entre l’acheteur consentant et le vendeur consentant. Ces opérations sont conclues en vertu d’ententes contractuelles qui fixent les modalités de la convention soit conjointement dans un seul contrat, soit séparément dans deux contrats distincts. Si l’EITF atteint un consensus sur la question voulant que ces opérations soient comptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable, les montants déclarés dans les produits d’exploitation et les achats de pétrole brut et de produits de l’état consolidé des résultats seraient réduits de montants égaux sans incidence sur le bénéfice net. La compagnie n’a pas encore déterminé de combien baisseraient les produits d’exploitation et les achats de pétrole brut et de produits, selon cette interprétation. Un travail particulier est nécessaire pour isoler ces opérations d’achat et de vente des autres achats et ventes monétaires. L’estimation la plus juste possible, fondée sur ce travail, devrait être publiée au deuxième trimestre de 2005. La compagnie rendra cette information publique, si elle est importante, dès qu’elle la détiendra.

Conventions comptables cruciales Les états financiers de la compagnie ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ils comprennent certaines estimations qui se fondent sur le meilleur jugement de la direction. Les rapports comptables et financiers de la compagnie traduisent fidèlement son modèle de gestion simple. La compagnie n’a pas recours à des structures de financement visant à modifier ses résultats ou à retirer certaines dettes de son bilan. Le résumé qui suit fournit les précisions sur les principales conventions comptables et les estimations faites par la compagnie pour les appliquer. Ce résumé doit être lu en parallèle avec les pages 41 à 43.

Réserves d’hydrocarbures Les réserves prouvées de pétrole, de gaz et de pétrole brut de synthèse servent de base au calcul des taux d’amortissement proportionnels au rendement et à l’évaluation de la perte de valeur. Les réserves prouvées de pétrole et de gaz correspondent aux quantités estimatives de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel pour lesquelles les données géologiques et techniques établissent avec une certitude raisonnable qu’elles peuvent être extraites dans les années à venir des gisements connus, dans les conditions économiques et opérationnelles existantes. Les estimations des réserves de pétrole brut de synthèse sont fondées sur des évaluations géologiques et Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

29

Rapport de gestion (suite) techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, sur le plan d’exploitation minière, sur des facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, sur la capacité de production installée des usines et sur les restrictions visant la production autorisée. La compagnie contrôle l’estimation des réserves prouvées à partir de directives d’approbation établies de longue date. Les changements apportés aux réserves se font suivant un procédé rigoureux, bien établi, dirigé par des géoscientifiques et des ingénieurs chevronnés (appuyés par un groupe du siège social affecté aux calculs des réserves et possédant une vaste expérience technique indépendante) aboutissant à des révisions avec l’autorisation de la haute direction et du conseil d’administration. Les principaux critères d’estimation comprennent des évaluations techniques rigoureuses revues par des pairs, l’analyse des données sur le rendement des puits et des gisements et l’obligation pour la direction de se prononcer sur la mise en valeur des réserves avant de les comptabiliser. Point important à noter, le personnel technique et professionnel participant à cet exercice n’est pas rémunéré en fonction de l’importance des réserves prouvées comptabilisées. Bien que la compagnie soit raisonnablement certaine que les réserves prouvées seront extraites, le calendrier de production et le taux de récupération peuvent dépendre de plusieurs facteurs comme l’achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des gisements et d’importantes variations des prix à long terme du pétrole et du gaz. Conformément aux directives réglementaires de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, la compagnie a déclaré des réserves en 2004 en se fondant sur les prix et les coûts du 31 décembre 2004 (« prix de fin d’exercice »). Les changements apportés aux réserves de bitume de Cold Lake et aux réserves de gaz associé par rapport aux estimations de la fin de l’exercice 2003, qui étaient fondées sur des projections à long terme des prix du pétrole et du gaz conformes à ceux employés dans le processus décisionnel de la compagnie en matière d’investissement, figurent au poste « Révisions des prix et des coûts de fin d’exercice » à la page 59. L’obligation d’utiliser les prix de fin d’exercice pour estimer les réserves a pour effet de mettre l’accent sur le prix en vigueur le dernier jour de l’exercice et d’ajouter de la volatilité à l’évaluation des réserves devant être extraites au cours des vingt à trente prochaines années. La compagnie estime que cette méthode est incompatible avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles. L’utilisation de prix ayant cours une seule journée n’est pas pertinente pour rendre compte des décisions prises par la compagnie en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur ces prix de fin d’exercice n’ont aucune incidence sur la façon dont l’entreprise est gérée. L’incidence des prix de fin d’exercice sur l’estimation des réserves est particulièrement manifeste dans le cas de Cold Lake, où les réserves prouvées de bitume et les réserves de gaz associé affichent une baisse d’environ 485 millions de barils d’équivalent pétrole par suite de l’utilisation des prix, exceptionnellement bas, en vigueur le 31 décembre 2004. Le prix du bitume de Cold Lake a été élevé la majeure partie de 2004, mais il a commencé à fléchir au milieu du quatrième trimestre pour terminer, le 31 décembre 2004, 70 % au-dessous de la moyenne de l’année. Son prix s’est rapidement redressé depuis et s’est maintenu, tout au long de janvier 2005, à un niveau qui a permis de reclasser ces réserves comme des réserves prouvées. Les révisions liées au rendement peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées des gisements existants, qui ont été estimées par suite de l’évaluation ou de la réévaluation 1) de données existantes sur la géologie, les gisements ou la production ou 2) de nouvelles données sur la géologie ou les gisements. Les révisions liées au rendement peuvent aussi comprendre des changements découlant des résultats de projets de récupération améliorée et d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou de la capacité des installations et du matériel de production. Pour ses activités d’exploration et de production, la compagnie suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement et certaines dépenses d’exploration et de forage d’exploration improductif sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. La compagnie continue de comptabiliser comme un actif le coût des forages de puits d’exploration qui permettent de découvrir une quantité suffisante de réserves qui justifient l’investissement requis pour leur achèvement comme puits de production, si le forage de puits d’exploration supplémentaires est en cours ou sera effectué dans un proche avenir selon des plans bien arrêtés. Quand les activités d’exploration donnent lieu à la découverte de quantités suffisantes de réserves productives pouvant être commercialisées, le maintien de leur capitalisation dépend de l’examen des projets effectué au moins une fois par an et visant à s’assurer que les progrès réalisés en vue de la mise en valeur de réserves sont satisfaisants. Les coûts des puits d’exploration ne répondant pas à ces critères sont passés en charges. Les coûts des forages d’exploration capitalisés avant l’établissement des réserves prouvées et des puits d’exploration suspendus étaient négligeables au 31 décembre 2004, de 2 M$ au 31 décembre 2003 et de 13 M$ au 31 décembre 2002. Les coûts des puits producteurs et des puits secs de mise en valeur sont capitalisés et amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel au rendement de chaque gisement. La compagnie a recours à cette convention comptable plutôt qu’à celle de la capitalisation du coût entier parce qu’elle rend mieux compte de la réussite ou de l’échec de ses activités d’exploration et de production.

Incidence des réserves sur l’amortissement Le calcul de l’amortissement proportionnel au rendement constitue une estimation comptable cruciale qui mesure l’amortissement de l’actif constitué par les ressources naturelles. C’est le rapport 1) des quantités réelles produites au 2) total des réserves prouvées mises en valeur (les réserves récupérables des puits existants avec le matériel et les méthodes d’exploitation qui existent) appliqué au 3) coût de l’actif. Les quantités produites et le coût de l’actif sont connus et, bien que la probabilité de récupérer les réserves prouvées mises en valeur soit très élevée, ces réserves sont fondées sur des estimations sujettes à une certaine variabilité. Cette variabilité donne généralement lieu à des révisions nettes à la hausse des réserves prouvées des gisements existants à mesure que de nouvelles données sont obtenues dans le

30

Rapport annuel 2004

cadre des activités de recherche et de production. Au cours des cinq derniers exercices, les révisions se sont élevées en moyenne à 16 millions de barils d’équivalent pétrole par an et s’expliquent par la gestion efficace des gisements et le recours à une nouvelle technologie. Bien que les révisions à la hausse apportées par la compagnie au cours des cinq derniers exercices laissent entrevoir une certaine variabilité, elles ont eu peu d’effet sur les taux d’amortissement proportionnel au rendement, vu leur peu d’importance par rapport aux vastes réserves prouvées.

Incidence des réserves et des prix sur les tests de dépréciation Les terrains prouvés de pétrole et de gaz détenus et exploités par la compagnie font l’objet d’un test de dépréciation chaque fois que des faits ou circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. La compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des terrains en question pour déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. En règle générale, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S’il existe des réserves probables, un montant ajusté en fonction du risque peut être inclus dans le test de dépréciation au titre de ces réserves. Un actif subit une dépréciation si les flux de trésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. Les dépréciations correspondent à l’excédent de la valeur comptable de l’actif sur sa juste valeur. Parmi les facteurs pouvant entraîner une dépréciation, mentionnons une baisse importante des prix courants et projetés ou des réserves, une augmentation des coûts nettement supérieure au montant prévu à l’origine pour un projet donné et des pertes d’exploitation passées et courantes. En général, la compagnie ne considère pas que la baisse temporaire du prix du pétrole soit un événement suffisant pour justifier l’application d’un test de dépréciation. Les marchés du pétrole brut et du gaz naturel sont reconnus pour leur grande volatilité. Bien que les prix puissent parfois baisser rapidement, c’est plutôt l’augmentation ou la diminution de l’offre par rapport à la demande qui détermine les prix à long terme dans le secteur; or ces phénomènes ne peuvent être prévus avec exactitude. C’est pourquoi les tests de dépréciation appliqués par la compagnie reposent sur ses hypothèses de prix à long terme sur les marchés du pétrole brut et du gaz naturel, et des produits pétroliers et chimiques. Ce sont les hypothèses de prix qui sont formulées dans les processus annuels de planification et d’établissement du budget de la compagnie et qui sont utilisées pour la prise de décisions en matière d’investissement. L’évaluation normalisée des flux de trésorerie non actualisés à la page 58 est fondée sur le prix de fin d’exercice de 2004 appliqué aux exercices futurs, conformément à la norme SFAS 69. Les prix futurs utilisés pour les tests de dépréciation varient par rapport au prix utilisé dans l’information fournie en conformité avec la norme SFAS 69 et peuvent être inférieurs ou supérieurs pour un exercice donné.

Avantages à la retraite Le régime de retraite de la compagnie est géré conformément aux exigences des autorités gouvernementales et satisfait au niveau de capitalisation fixé par des actuaires indépendants. La comptabilité des régimes de retraite exige qu’on formule des hypothèses explicites concernant notamment le taux d’actualisation de l’obligation au titre des prestations constituées, le taux de rendement de l’actif du régime et le taux de rendement à long terme compte tenu des augmentations salariales. Les hypothèses concernant les régimes de retraite sont revues tous les ans par la haute direction. Ces hypothèses ne sont rajustées que s’il faut refléter des changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2004, le taux de rendement à long terme prévu pour l’actif du régime a été de 8,25 % contre des rendements réels de 10,7 % et de 10,1 % au cours des dix années et des vingt années terminées le 31 décembre 2004. Si des hypothèses différentes sont employées, la charge et l’obligation pourraient augmenter ou diminuer. Le risque auquel la compagnie est exposée si ces hypothèses devaient changer est résumé à la note 7 afférente aux états financiers consolidés, à la page 51. À l’Impériale, les écarts entre le rendement réel de l’actif du régime et le rendement prévu à long terme ne sont pas constatés dans l’exercice au cours duquel ils se produisent, mais sont plutôt amortis dans la charge de retraite, conformément aux PCGR, avec les autres gains ou pertes actuariels sur la durée moyenne du reste de la carrière active des salariés. La compagnie se fonde sur la juste valeur de l’actif du régime à la fin de l’exercice pour déterminer le montant réel du gain ou de la perte qui sera amorti et n’a pas recours à une valeur moyenne mobile de l’actif du régime. En 2004, les charges de retraite ont représenté environ 1 % du total des charges. Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux Les obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie utile déterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sont installées. Initialement, les obligations sont évaluées à leur juste valeur, puis elles sont actualisées. Avec le temps, le montant actualisé de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est ajusté pour tenir compte du changement de sa valeur actuelle, et cette augmentation est reflétée dans les charges d’exploitation. Comme les paiements pour régler les obligations se font périodiquement et qu’ils s’étalent sur la durée de vie utile des actifs d’exploitation, qui peuvent dépasser 25 ans, le taux d’actualisation n’est rajusté que s’il convient de refléter les changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2004, les obligations ont été actualisées au taux de 6 % et la charge de désactualisation a totalisé 22 M$, ce qui est nettement inférieur à 1 % du total des charges de l’exercice. L’utilisation d’un taux d’actualisation différent n’aurait pas eu une incidence importante sur les résultats financiers publiés par la compagnie. Aucune obligation n’est constatée pour les immobilisations d’une durée de vie indéterminée. Pour ces immobilisations et les immobilisations hors exploitation, la compagnie constitue des provisions au titre des passifs environnementaux quand il est probable que des obligations ont été contractées et que leur montant peut être estimé de façon raisonnable. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

31

Rapport de gestion (suite) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux sont établis en fonction du coût estimatif des travaux d’ingénierie, compte tenu de la méthode de restauration et de l’ampleur des travaux prévus, selon les prescriptions de la loi, la technologie existante et la vocation éventuelle des lieux. Comme ces estimations sont propres au lieu visé, il existe de nombreuses hypothèses sous-jacentes aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et à la provision constituée au titre des autres passifs environnementaux de la compagnie. Bien que ces hypothèses puissent changer, aucune n’est assez importante prise individuellement pour avoir une incidence importante sur les résultats financiers publiés par la compagnie.

Risques de marché et autres incertitudes La compagnie est exposée à divers risques financiers, opérationnels et de marché dans le cours de ses activités. La compagnie peut exercer un certain contrôle sur une partie des risques, mais pas tous. Dans le cas des risques pouvant être contrôlés, des stratégies de gestion ciblées sont mises en œuvre pour réduire le risque de perte. D’autres risques comme les variations des prix des marchandises à l’échelle internationale et les taux de change échappent au contrôle de la compagnie. Bien qu’en ratifiant le protocole de Kyoto, le gouvernement du Canada ait accepté les limites fixées aux émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2008-2012, il n’a pas précisé les mesures qu’il imposera aux entreprises. Par conséquent, toute tentative d’en évaluer l’incidence sur l’Impériale ne peut être que conjecture. La compagnie continuera de suivre l’évolution des exigences légales en la matière. La taille de la compagnie, sa solide situation financière et la nature complémentaire des divisions des ressources naturelles, des produits pétroliers et des produits chimiques contribuent à atténuer l’exposition de la compagnie à ces autres risques. L’exposition éventuelle de la compagnie à ces risques est résumée dans le tableau ci-après. La compagnie n’a pas recours à des instruments dérivés sur le marché pour spéculer sur l’évolution du prix des marchandises ou du cours du change. Elle ne vend à terme aucune partie de la production de l’un de ses secteurs. Le tableau qui suit présente l’incidence annuelle estimative, dans les conditions actuelles, de la sensibilité du bénéfice net après impôts de la compagnie à certains facteurs.

Sensibilité des résultats a) en millions de dollars après impôts

Variation de 4 $ US du prix du baril de pétrole brut Variation de 0,60 $ du millier de pieds cubes de gaz naturel Variation de 0,01 $/litre de la marge sur l’ensemble des produits pétroliers Variation de 0,01 $ US/livre de la marge sur les ventes de polyéthylène Hausse (baisse) de 1⁄4 % des taux d’intérêt à court terme Dépréciation (appréciation) de 0,08 $ du dollar CA sur le dollar US

+ (–) + (–) + (–) + (–) + (–) + (–)

200 $ 20 $ 170 $ 7$ 2$ 260 $

a) Le montant servant à illustrer l’incidence de chaque facteur correspond à une variation d’environ 10 % de la valeur de la marchandise ou du taux en question à la fin de 2004. Chaque calcul de la sensibilité indique l’incidence sur le bénéfice net de la variation d’un facteur, après impôts et redevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Bien que cette sensibilité s’applique aux conditions actuelles, elle peut ne pas varier proportionnellement en cas de fortes fluctuations.

La sensibilité du bénéfice net aux variations du cours du dollar canadien par rapport au dollar américain a diminué depuis la fin de l’exercice 2003 d’environ 10 M$ (après impôts) par an pour chaque variation de 0,01 $. Cette baisse s’explique principalement par le prix exceptionnellement bas en fin d’exercice du bitume de Cold Lake, qui est vendu en dollars américains.

Termes financiers d’usage courant Ci-après figurent les définitions de quatre mesures du rendement financier de l’Impériale d’usage courant. Ces définitions sont fournies pour faciliter la compréhension des termes et de la façon dont les mesures sont calculées.

Capital utilisé Le capital utilisé est une mesure de l’investissement net. Quand on examine la façon dont le capital est utilisé par l’entreprise, il comprend les immobilisations corporelles et les autres actifs de la compagnie, déduction faite du passif, compte non tenu de la dette à court terme et à long terme. Quand on examine les sources du capital utilisé dans l’ensemble de la compagnie, il comprend le total de la dette et des capitaux propres. Dans les deux cas, il comprend la quote-part revenant à la compagnie des montants visant des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions.

32

Rapport annuel 2004

en millions de dollars

Utilisation par l’entreprise : du point de vue de l’actif et du passif Actif total Déduire : passif à court terme excluant la dette à court terme et la partie à court terme de la dette à long terme Déduire : passif à long terme excluant la dette à long terme Ajouter : quote-part revenant à l’Impériale de la dette des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions Total du capital utilisé Sources du capital utilisé par la compagnie : du point de vue de la dette et des capitaux propres Dette à court terme et partie à court terme de la dette à long terme Dette à long terme Capitaux propres Ajouter : quote-part revenant à l’Impériale de la dette des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions Total du capital utilisé

2004

2003

2002

14 027

12 337

12 003

(3 582) (2 680)

(2 817) (2 543)

(2 671) (2 883)

56 7 821

52 7 029

49 6 498

1 076 367 6 322

573 859 5 545

72 1 466 4 911

56 7 821

52 7 029

49 6 498

Rendement du capital moyen utilisé (RCMU) Le RCMU est un coefficient de rendement financier qui, pour chaque secteur, correspond au bénéfice net annuel du secteur divisé par le capital moyen utilisé par celui-ci (une moyenne des montants du début et de la fin de l’exercice). Les bénéfices nets sectoriels comprennent la part revenant à l’Impériale du bénéfice net sectoriel des sociétés dans lesquelles elle a des participations en actions, suivant la définition du capital utilisé, et excluent le coût du financement. Le RCMU de la compagnie correspond au bénéfice net, exclusion faite des frais de financement après impôts, divisé par le total du capital moyen utilisé. La compagnie emploie cette définition du RCMU depuis des années et considère que c’est la meilleure mesure de la productivité passée dans un secteur d’activité à haute intensité de capital à long terme pour évaluer à la fois la performance de la direction et montrer aux actionnaires que les capitaux ont été utilisés de façon judicieuse sur le long terme. en millions de dollars

Bénéfice net Frais de financement (après impôts), comprenant la quote-part revenant à l’Impériale des comptes des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions Bénéfice net excluant les frais de financement Capital moyen utilisé Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 2 052

2003 1 705

2002 1 214

3 2 055

3 1 708

15 1 229

7 425 27,7

6 764 25,3

6 141 20,0

Charges d’exploitation Les charges d’exploitation correspondent au total combiné des frais de production, frais de fabrication, frais de vente, frais généraux, frais d’exploration et de l’amortissement et de l’épuisement provenant de l’état consolidé des résultats et de la quote-part revenant à l’Impériale des coûts similaires des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions. Les charges d’exploitation correspondent aux frais engagés au cours de l’exercice pour produire, fabriquer et préparer les produits que la compagnie met en vente – ce qui comprend les coûts de l’énergie, les frais de personnel, les frais d’entretien et les autres frais engagés pour rechercher et extraire du pétrole et du gaz et exploiter des raffineries et des usines chimiques. Les frais de distribution et de commercialisation sont aussi inclus. Les charges d’exploitation ne comprennent pas le coût des matières premières, ni les coûts engagés pour amener les stocks à leur état actuel, ni l’entreposage final avant la livraison au client. Ces charges sont calculées avant impôts. Bien que la direction de l’Impériale doive répondre de toutes les composantes des produits et des charges constituant le bénéfice net, les charges d’exploitation, telles que définies ci-dessous, représentent les charges à l’égard desquelles la direction peut exercer le contrôle le plus direct. en millions de dollars

Charges (données tirées de la page 37) Dépenses d’exploration Frais de production et de fabrication Frais de vente et frais généraux Amortissement et épuisement Total partiel Quote-part revenant à l’Impériale des charges des sociétés dans lesquelles elle détient des participations en actions Total des charges d’exploitation

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2004

2003

2002

59 2 883 1 218 908 5 068

55 2 782 1 269 755 4 861

30 2 320 1 222 708 4 280

52 5 120

56 4 917

49 4 329

33

Rapport de gestion (suite) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs correspondent à la somme de l’encaisse nette tirée des activités d’exploitation et du produit de la vente d’actifs, présentée dans l’état consolidé des flux de trésorerie. Ces flux de trésorerie constituent le total des sources de fonds tirés à la fois de l’exploitation de l’actif de la compagnie et du dessaisissement d’actifs. La compagnie a recours depuis longtemps à un rigoureux processus d’examen régulier pour s’assurer que tous les éléments d’actif contribuent à ses objectifs stratégiques et financiers. La compagnie se dessaisit d’un bien quand il ne répond plus à ces objectifs ou que sa valeur est nettement supérieure à celle d’autres biens. Comme elle procède régulièrement à cet exercice, la direction estime qu’il est utile aux investisseurs d’examiner le produit tiré des ventes en parallèle avec les fonds tirés des activités d’exploitation lorsqu’ils évaluent les fonds dont elle dispose pour investir dans l’entreprise et pour les activités de financement, y compris les distributions aux actionnaires. 2004 3 312 102 3 414

en millions de dollars

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Produit de la vente d’actifs Total des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs

2003 2 227 56 2 283

2002 1 688 61 1 749

Renseignements complémentaires selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada Le rapport de gestion de la compagnie établi selon les PCGR du Canada ne présente pas de différence importante avec le rapport établi selon les PCGR des États-Unis figurant aux pages 20 à 33, sauf pour ce qui suit :

Sommaire financier en millions de dollars

2004

2003

2002

2001

2000

Bénéfice net par secteur : Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Comptes non sectoriels Bénéfice net

1 487 500 100 (54) 2 033

1 139 407 37 99 1 682

1 056 127 52 (11) 1 224

957 353 23 (78) 1 255

1 177 313 59 (139) 1 410

13 992

12 361

11 894

10 781

11 244

Autres obligations à long terme

1 010

972

1 207

1 098

1 104

Capital utilisé

8 137

7 262

6 803

5 841

5 635

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs

3 380

2 250

1 737

2 050

2 363

5,70 5,69

4,52 4,52

3,23 3,23

3,19 3,19

3,38 3,38

Total de l’actif

Données par action (en dollars) Bénéfice net de base par action Bénéfice net dilué par action

Résultats d’exploitation Le bénéfice net de 2004 s’est élevé à 2 033 M$ (5,69 $ par action) – le meilleur enregistré à ce jour – contre 1 682 M$ (4,52 $ par action) en 2003 (1 224 M$ ou 3,23 $ par action en 2002). La hausse du prix obtenu pour le pétrole brut, l’élargissement des marges relatives au raffinage et aux produits chimiques dans l’ensemble du secteur, l’accroissement de la production de pétrole à Syncrude, de gaz naturel et de produits pétroliers ont constitué un apport positif au bénéfice net, qui a été en partie annulé par la contraction des marges de commercialisation. Par rapport à 2003, ces résultats d’exploitation favorables ont été en partie effacés par les effets négatifs combinés de la montée du dollar canadien sur les prix des ressources et des produits d’environ 260 M$, de l’absence de l’effet de change favorable sur la dette de la compagnie libellée en dollars américains d’environ 110 M$ et d’une diminution des avantages fiscaux d’environ 100 M$. Le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 26 % contre 24 % en 2003 (20 % en 2002).

Ressources naturelles Le bénéfice net tiré des ressources naturelles s’est chiffré à 1 487 M$ contre 1 139 M$ en 2003 (1 056 M$ en 2002). Les effets positifs sur les résultats de l’augmentation des prix obtenus pour le pétrole brut et le gaz naturel, jumelés à la production accrue de pétrole à Syncrude, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel (LGN) ont été en partie annulés par le recul de la production de bitume à Cold Lake, la baisse des avantages fiscaux et les effets négatifs de l’appréciation du dollar canadien.

34

Rapport annuel 2004

Dans ce secteur, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 39 % contre 32 % en 2003 (36 % en 2002), reflétant la hausse du bénéfice net.

Données financières en millions de dollars

Bénéfice net Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 1 487 3 920 38,6

2003 1 139 3 784 32,0

2002 1 056 3 325 35,8

2001 957 2 580 40,5

2000 1 177 2 142 51,0

2001 2 148 15,9

2000 2 280 13,9

2001 195 13,7

2000 140 53,4

Produits pétroliers Dans ce secteur, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 18 % contre 16 % en 2003 (6 % en 2002). Données financières en millions de dollars

Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 2 660 18,4

2003 2 784 15,5

2002 2 484 5,5

Produits chimiques Dans ce secteur, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 41 % contre 18 % en 2003 (28 % en 2002). Données financières en millions de dollars

Capital utilisé au 31 décembre Rendement du capital moyen utilisé (%)

2004 242 41,0

2003 246 17,5

2002 178 27,9

Comptes non sectoriels En 2004, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 54 M$ contre un solde positif 99 M$ en 2003 (solde négatif de 11 M$ en 2002). Les résultats nets inférieurs enregistrés en 2004 s’expliquent surtout par l’absence de l’effet de change favorable sur la dette de la compagnie libellée en dollars américains, qui a été remplacée par une dette libellée en dollars canadiens en juin et juillet 2003. Les résultats nets de 2004 comprenaient aussi une réduction ponctuelle de 42 M$ après impôts de la valeur d’un terrain situé dans le nord de Toronto, acquis en 1991 comme futur emplacement du siège social. La réévaluation de ce terrain à sa juste valeur a fait suite à un changement de sa vocation et à l’engagement pris par la direction de le vendre après l’annonce du transfert du siège social de la compagnie à Calgary.

Dépenses en immobilisations et d’exploration Les dépenses en immobilisations et d’exploration se sont élevées à 1 411 M$ en 2004, en léger recul par rapport aux 1 526 M$ engagés en 2003 (1 600 M$ en 2002).

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

35

Rapport de la direction La direction a la responsabilité des états financiers consolidés qui suivent et de tous les renseignements contenus dans le présent rapport annuel. Ces états financiers ont été dressés par la direction, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis et du Canada. Ils comprennent certaines estimations qui se fondent sur le meilleur jugement de la direction. Les données financières présentées ailleurs dans le rapport annuel sont cohérentes avec les états financiers préparés conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis. Des renseignements complémentaires fondés sur les principes comptables généralement reconnus du Canada sont fournis à la page 34. La direction a établi et maintient un système de contrôles internes qui fournit l’assurance raisonnable que toutes les opérations sont enregistrées avec exactitude, que les états financiers donnent une image fidèle des résultats d’exploitation et des résultats financiers de la compagnie et que les actifs de cette dernière sont protégés. La Vérification interne examine et évalue ces contrôles pour déterminer s’ils sont adéquats et répondent aux normes de la compagnie en matière de contrôle interne. La compagnie a aussi pour principe de maintenir les normes déontologiques les plus élevées dans toutes ses activités.

Le Conseil d’administration de l’Impériale a approuvé l’information présentée dans ces états financiers. Le Conseil s’acquitte de sa responsabilité à cet égard principalement par l’entremise de son comité de vérification, composé d’administrateurs non salariés. Le comité de vérification étudie les états financiers trimestriels et annuels, les pratiques comptables, les contrôles commerciaux et financiers de la compagnie, et examine le programme et les conclusions de la Vérification interne. Il recommande également au Conseil un vérificateur externe, que les actionnaires auront à élire à l’assemblée annuelle, examine le plan de travail de ce dernier et en approuve les honoraires. PricewaterhouseCoopers s.r.l., cabinet indépendant de comptables agréés, a été nommé par les actionnaires, à la dernière assemblée annuelle, pour vérifier les états financiers consolidés et émettre une opinion professionnelle indépendante.

T.J. Hearn

P.A. Smith le 16 février 2005

Rapport des vérificateurs Aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Nous avons vérifié les bilans consolidés de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée aux 31 décembre 2004 et 2003 et les états consolidés des résultats, des flux de trésorerie et des capitaux propres de chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2004. La responsabilité de ces états financiers incombe à la direction de la compagnie. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces états financiers en nous fondant sur nos vérifications. Nos vérifications ont été effectuées conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada. Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable que les états financiers sont exempts d’inexactitudes importantes. La vérification comprend le contrôle par sondages des éléments probants à l’appui des montants et des autres éléments d’information fournis dans les états financiers. Elle comprend également l’évaluation des principes comptables suivis et des estimations importantes faites par la direction ainsi qu’une appréciation de la présentation d’ensemble des états financiers.

36

À notre avis, ces états financiers consolidés donnent, à tous égards importants, une image fidèle de la situation financière de la compagnie aux 31 décembre 2004 et 2003 ainsi que des résultats d’exploitation et des flux de trésorerie de la compagnie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2004, selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis et du Canada.

Comptables agréés Toronto (Ontario) le 16 février 2005

Rapport annuel 2004

État consolidé des résultats en millions de dollars canadiens Exercices terminés les 31 décembre

Selon les PCGR des États-Unis 2004 2003 2002

Selon les PCGR du Canada 2004 2003 2002

Produits Produits d’exploitation a) Revenus de placements et d’autres sources (note 11) Total des produits

22 408 52 22 460

19 094 114 19 208

16 890 152 17 042

22 408 52 22 460

19 094 114 19 208

16 890 152 17 042

Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux Taxe d’accise fédérale a) Amortissement et épuisement Frais de financement (note 15) Total des charges

59 13 094 2 883 1 218 1 264 908 7 19 433

55 10 823 2 782 1 269 1 254 755 (120) 16 818

30 9 723 2 320 1 222 1 231 708 20 15 254

59 13 094 2 883 1 218 1 264 903 41 19 462

55 10 823 2 782 1 269 1 254 750 (87) 16 846

30 9 723 2 297 1 222 1 231 705 32 15 240

3 027

2 390

1 788

2 998

2 362

1 802

Bénéfice avant impôts Impôts sur les bénéfices (note 4) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices

975

689

574

965

680

578

2 052

1 701

1 214

2 033

1 682

1 224

4

–

–

–

Bénéfice net (note 2)

2 052

1 705

1 214

2 033

1 682

1 224

Données par action (en dollars) Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base (note 13) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable 5,75 Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices – Bénéfice net (note 2) 5,75

4,57

3,20

5,70

4,52

3,23

0,01 4,58

– 3,20

5,70

– 4,52

– 3,23

5,74

4,57

3,20

5,69

4,52

3,23

– 5,74

0,01 4,58

– 3,20

5,69

– 4,52

– 3,23

0,88

0,87

0,84

0,88

0,87

0,84

Bénéfice net par action ordinaire – résultat dilué (note 13) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices Bénéfice net (note 2) Dividendes

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

a) Les produits d’exploitation comprennent la taxe d’accise fédérale de 1 264 M$ (1 254 M$ en 2003; 1 231 M$ en 2002). L’information qui se trouve aux pages 41 à 56 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers selon la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

37

État consolidé des flux de trésorerie en millions de dollars canadiens rentrées (sorties) de fonds Exercices terminés les 31 décembre

Selon les PCGR des États-Unis

2004 Activités d’exploitation Bénéfice net 2 052 Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts – Ajustements au titre des éléments hors caisse : Amortissement et épuisement 908 (32) (Gain) perte sur la vente d’actifs, après impôts Impôts reportés sur les bénéfices et autres (90) Variation de l’actif et du passif d’exploitation Comptes débiteurs (311) (32) Stocks et frais payés d’avance Impôts sur les bénéfices à payer 462 308 Comptes créditeurs Autres postes – montant net a) 47 Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (note 2) 3 312 Activités d’investissement Ajouts aux immobilisations corporelles et incorporelles Produit de la vente d’actifs Prêts à une société dans laquelle la compagnie détient une participation en actions Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (note 2) a) Comprend une cotisation aux régimes enregistrés de retraite de 114 M$ (511 M$ en 2003, 19 M$ en 2002). b) L’encaisse comprend les fonds en banque et les quasi-espèces au coût. Les quasi-espèces sont des titres très liquides échéant dans au plus trois mois au moment de leur achat. L’information qui se trouve aux pages 41 à 56 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers selon la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

38

Selon les PCGR du Canada

2003

2002

2004

2003

2002

1 705 (4)

1 214 –

2 033 –

1 682 –

1 224 –

755 (10) (59)

708 (4) (148)

903 (32) (100)

750 (10) (68)

705 (4) (144)

33 31 38 74 (336)

(356) 51 (225) 323 125

(311) (32) 462 308 47

33 31 38 74 (336)

(356) 51 (225) 323 102

2 227

1 688

3 278

2 194

1 676

(1 376) 102

(1 482) 56

(1 564) 61

(1 342) 102

(1 449) 56

(1 552) 61

(32)

–

–

(32)

–

–

(1 306)

(1 426)

(1 503)

(1 272)

(1 393)

(1 491)

9 – (8)

– 818 (818)

(388) 500 (71)

9 – (8)

– 818 (818)

(388) 500 (71)

Activités de financement Dette à court terme – montant net Dette à long terme contractée Remboursement de la dette à long terme Émission d’actions ordinaires en vertu du régime d’options sur actions Actions ordinaires achetées (note 13) Dividendes versés Flux de trésorerie liés aux activités de financement

13 (872) (317)

2 (799) (322)

– (13) (319)

13 (872) (317)

2 (799) (322)

– (13) (319)

(1 175)

(1 119)

(291)

(1 175)

(1 119)

(291)

Augmentation (diminution) de l’encaisse Encaisse au début de l’exercice Encaisse à la fin de l’exercice b)

831 448 1 279

(318) 766 448

(106) 872 766

831 448 1 279

(318) 766 448

(106) 872 766

Rapport annuel 2004

Bilan consolidé en millions de dollars canadiens Au 31 décembre

Selon les PCGR des États-Unis 2004 2003

Actif Actif à court terme Encaisse Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives Stocks de pétrole brut et de produits (note 14) Matières, fournitures et frais payés d’avance Actifs d’impôts futurs (note 4) Total de l’actif à court terme Placements, participations et autres actifs à long terme (note 2) Immobilisations corporelles, déduction faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement (notes 1, 2) Écart d’acquisition (note 1) Autres actifs incorporels, montant net (note 2) Total de l’actif (notes 1, 2) Passif Passif à court terme Dette à court terme Comptes créditeurs et charges à payer (note 16) Impôts sur les bénéfices à payer Tranche à moins d’un an de la dette à long terme Total du passif à court terme Dette à long terme (note 3) Autres obligations à long terme (notes 2, 8) Passifs d’impôts futurs (notes 2, 4) Engagements et passifs éventuels (note 12) Total du passif Capitaux propres Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 13) Bénéfices non répartis (note 2) Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires (note 2) Total des capitaux propres Total du passif et des capitaux propres (note 2)

Selon les PCGR du Canada 2004 2003

1 279

448

1 279

448

1 626 432 112 448 3 897

1 315 407 105 353 2 628

1 626 432 112 448 3 897

1 315 407 105 353 2 628

130

97

270

259

9 647 204 149 14 027

9 267 204 141 12 337

9 569 204 52 13 992

9 218 204 52 12 361

81 2 525 1 057 995 4 658 367 1 525 1 155

72 2 222 595 501 3 390 859 1 314 1 229

81 2 525 1 057 995 4 658 367 1 010 1 319

72 2 222 595 501 3 390 859 972 1 362

7 705

6 792

7 354

6 583

1 801 4 889

1 859 3 952

1 801 4 837

1 859 3 919

(368) 6 322

(266) 5 545

– 6 638

– 5 778

14 027

12 337

13 992

12 361

L’information qui se trouve aux pages 41 à 56 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers selon la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

Approuvé par le Conseil

T.J. Hearn Président du Conseil, président et chef de la direction

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

P.A. Smith Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration

39

État consolidé des capitaux propres en millions de dollars canadiens Au 31 décembre

Selon les PCGR des États-Unis 2004 2003 2002

Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 13) Au début de l’exercice Actions émises en vertu du régime d’options sur actions Achats d’actions à la valeur attribuée À la fin de l’exercice Bénéfices non répartis Au début de l’exercice Bénéfice net de l’exercice Achat d’actions au-dessus de la valeur attribuée Dividendes À la fin de l’exercice Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires Au début de l’exercice Ajustement au titre de l’obligation minimale découlant du régime de retraite (note 7) À la fin de l’exercice Capitaux propres à la fin de l’exercice

L’information qui se trouve aux pages 41 à 56 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers selon la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

40

Variations des capitaux propres non liées aux propriétaires pour l’exercice Bénéfice net de l’exercice Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires (note 7) Total des variations des capitaux propres non liées aux propriétaires pour l’exercice

Selon les PCGR du Canada 2004 2003 2002

1 859

1 939

1 941

1 859

1 939

1 941

13 (71) 1 801

2 (82) 1 859

– (2) 1 939

13 (71) 1 801

2 (82) 1 859

– (2) 1 939

3 952 2 052 (801) (314) 4 889

3 287 1 705 (717) (323) 3 952

2 402 1 214 (11) (318) 3 287

3 919 2 033 (801) (314) 4 837

3 277 1 682 (717) (323) 3 919

2 382 1 224 (11) (318) 3 277

(266)

(315)

(77)

–

–

–

(102) (368)

49 (266)

(238) (315)

– –

– –

– –

6 322

5 545

4 911

6 638

5 778

5 216

2 052

1 705

1 214

(102)

49

(238)

1 950

1 754

976

Rapport annuel 2004

Principales conventions comptables La compagnie exerce principalement ses activités dans le secteur de l’énergie, notamment dans la recherche, la production, le transport et la vente de pétrole brut et de gaz naturel ainsi que la fabrication, le transport et la vente de produits pétroliers. La compagnie est aussi un important fabricant et distributeur de produits pétrochimiques. Les états financiers consolidés ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Une description des différences entre les PCGR du Canada et des États-Unis applicables à la compagnie, comprenant un rapprochement du bénéfice net, des flux de trésorerie et des postes du bilan touchés figure à la note 2. Ces états financiers comprennent certaines estimations qui se fondent sur le meilleur jugement de la direction. Sauf indication contraire, tous les montants sont en dollars canadiens.

Périmètre de consolidation Les états financiers consolidés comprennent les comptes de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales. Les comptes et opérations intersociétés ont été éliminés. Les filiales comprennent les sociétés dans lesquelles l’Impériale a une participation ainsi que la capacité d’en déterminer unilatéralement les politiques stratégiques d’exploitation, d’investissement et de financement. Les principales filiales comprises dans les états financiers consolidés sont : Pétrolière Impériale Ressources Ltée, Imperial Oil Resources N.W.T. Limited, Imperial Oil Resources Ventures Limited et Pétrolière McColl-Frontenac Inc. Les sociétés précitées sont toutes détenues en propriété exclusive. Une grande partie des activités de la compagnie dans le secteur des ressources naturelles est menée conjointement avec d’autres sociétés. Les comptes reflètent la quote-part de la compagnie dans ces activités, dont sa participation de 25 % dans la coentreprise Syncrude et celle de 9 % dans le projet énergétique extracôtier Sable.

Informations sectorielles La compagnie exerce ses activités au Canada dans les trois secteurs suivants : Ressources naturelles : prospection et production de pétrole brut et de gaz naturel. Produits pétroliers : raffinage du pétrole brut en produits pétroliers, distribution et commercialisation de ces produits. Produits chimiques : fabrication et commercialisation de divers produits pétrochimiques et chimiques. Les secteurs ci-dessus ont été définis comme les secteurs d’exploitation de la compagnie car a) ils exercent des activités commerciales dont ils tirent des produits et pour lesquelles ils engagent des charges; b) leurs résultats d’exploitation sont examinés périodiquement par le chef de l’exploitation aux fins de la prise de décisions quant aux ressources qui seront attribuées aux secteurs et de l’évaluation de la performance des secteurs; et c) une information financière distincte est disponible à leur sujet. Comptes non sectoriels : éléments d’actif et de passif qui ne relèvent pas directement de l’un des trois secteurs précités. Entrent principalement dans cette catégorie l’encaisse et la dette à long terme. Le résultat net des comptes non sectoriels comprend principalement les frais de financement et les intérêts créditeurs. Les conventions visant les informations sectorielles sont identiques à celles décrites ailleurs dans les principales conventions comptables. Les charges d’exploitation liées aux ressources naturelles, aux produits pétroliers et aux produits chimiques comprennent des sommes réparties des comptes non sectoriels. Cette répartition est fondée sur la combinaison des frais de service, du prorata des charges d’exploitation et de la moyenne des immobilisations sur trois ans. Les cessions d’actifs intersectorielles sont inscrites à la valeur comptable. Les éléments intégrés au capital utilisé qui ne sont pas associés à un secteur donné sont répartis selon la nature de la dépense.

Stocks Les stocks sont comptabilisés au moindre du coût et de la valeur de réalisation nette. Le coût du pétrole brut et des produits est déterminé principalement selon la méthode dernier entré, premier sorti (DEPS), qui a été préférée à la méthode PEPS et à celle du coût moyen parce qu’elle permet de mieux rapprocher les coûts courants et les produits d’exploitation dégagés pour la période. Le coût des stocks comprend les dépenses et les autres frais, amortissement compris, engagés directement ou indirectement pour assurer leur conditionnement actuel et leur entreposage final avant la livraison au client. Les frais de vente et les frais généraux sont inscrits à titre de frais imputables à la période en cours et exclus du coût des stocks.

Participations et placements Les principales participations dans des sociétés autres que des filiales sont comptabilisées à la valeur de consolidation. Ces participations sont comptabilisées au coût d’origine augmenté de la quote-part de l’Impériale dans le bénéfice depuis l’acquisition de la participation, déduction faite des dividendes touchés. La quote-part de l’Impériale dans le bénéfice après impôts de ces sociétés est portée aux revenus de placements et d’autres sources, dans l’état consolidé des résultats. Les autres placements sont comptabilisés au coût, et les dividendes sont inclus dans les revenus de placements et d’autres sources. Ces investissements représentent les participations dans des pipelinières fermées qui facilitent l’achat et la vente de pétrole et de gaz naturel dans la conduite des activités de la compagnie. Les autres partenaires dans ces sociétés partagent les risques et les avantages au prorata de leur participation. La compagnie n’investit pas dans ces entreprises pour retirer des passifs de son bilan.

Immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût. Les crédits d’impôt à l’investissement et les autres subventions similaires sont portés en diminution du coût capitalisé de l’actif auquel ils s’appliquent. Pour ses activités d’exploration et de production, la compagnie suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement, et certaines dépenses d’exploration et de forage d’exploration improductif sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. La compagnie continue de comptabiliser comme un actif le coût des forages de puits d’exploration qui permettent de découvrir des réserves justifiant l’investissement requis pour leur achèvement comme puits de production si le forage de puits d’exploration supplémentaires est en cours ou sera fait dans un proche avenir selon des plans bien arrêtés. Quand les activités d’exploration donnent lieu à la découverte de réserves productives pouvant être commercialisées, le maintien de leur capitalisation dépend de l’examen des projets au moins une fois par an et visant à s’assurer que les progrès en vue de la mise en valeur de réserves sont satisfaisants. Les coûts des puits d’exploration ne répondant pas à ces critères sont passés en charges. Les coûts des puits producteurs et des puits secs de mise en valeur sont capitalisés et amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel au rendement de chaque gisement. La compagnie a recours à cette convention comptable plutôt qu’à celle de la capitalisation du coût entier parce qu’elle rend mieux compte de la réussite ou de l’échec de ses activités d’exploration et de production. Les frais d’entretien et de réparation, y compris les frais relatifs à des travaux d’entretien majeurs prévus, sont passés en charges au moment où ils sont engagés. Les améliorations qui accroissent ou prolongent la capacité de service d’un bien sont capitalisées. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

41

Principales conventions comptables (suite) Les frais de production sont passés en charges quand ils sont engagés. La production comprend le pompage du pétrole et du gaz à la surface ainsi que leur collecte, leur traitement, leur façonnage et leur stockage sur place. La fonction de production se termine normalement à la sortie du réservoir de stockage de la concession ou du gisement. Les frais de production correspondent aux frais engagés pour exploiter et maintenir en état les puits ainsi que le matériel et les installations connexes. Ils sont incorporés au coût du pétrole et du gaz produits. Ces coûts, parfois appelés frais relatifs au pompage, comprennent les coûts de main-d’œuvre engagés pour exploiter les puits et le matériel connexe, les frais d’entretien et de réparation des puits et du matériel, le coût des matières, des fournitures et de l’énergie pour exploiter les puits et le matériel connexe, ainsi que les frais administratifs liés à la production. L’amortissement et l’épuisement des actifs liés aux propriétés productrices commencent au moment où la production devient régulière. L’amortissement des autres actifs commence au moment où l’actif est installé et prêt à servir. Les actifs en cours de construction ne sont pas amortis. Pour les propriétés productrices, l’amortissement est calculé selon la méthode proportionnelle au rendement à partir des réserves prouvées mises en valeur. Pour les autres immobilisations corporelles, l’amortissement est calculé selon la méthode linéaire, sur leur durée de vie utile estimative. En général, les raffineries sont amorties sur 25 ans; les autres actifs importants, comme les usines chimiques et les stations-service, sont amortis sur 20 ans. Les terrains prouvés de pétrole et de gaz détenus et exploités par la compagnie font l’objet d’un test de dépréciation chaque fois que des faits ou circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. La compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des terrains en question pour déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. Les flux de trésorerie utilisés pour les tests de dépréciation sont établis à partir des hypothèses mises à jour annuellement de l’évaluation des investissements dans le plan d’affaires, concernant les prix du pétrole brut et les taux de change. Les quantités annuelles sont fondées sur les profils de production des différents gisements, qui sont aussi mis à jour annuellement. Les prix du gaz naturel et des autres produits vendus par contrat s’appuient sur les hypothèses tirées du plan d’affaires, formulées tous les ans à partir des principaux contrats mais aussi à des fins d’évaluation des investissements. En général, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S’il existe des réserves probables, un montant corrigé du risque peut être inclus dans le test de dépréciation à ce titre. Un actif subit une dépréciation si les flux de trésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. Les dépréciations correspondent à l’excédent de la valeur comptable sur la juste valeur. Les gains et pertes à la vente d’actifs sont portés aux revenus de placements et d’autres sources, dans l’état consolidé des résultats.

Capitalisation des intérêts Les intérêts sur les grands projets d’investissement en cours de construction sont capitalisés dans les immobilisations corporelles. La capitalisation des intérêts cesse quand l’immobilisation corporelle en question est pratiquement terminée et prête à remplir sa vocation.

Écart d’acquisition et autres actifs incorporels L’écart d’acquisition et les actifs incorporels dont la durée de vie est indéfinie ne sont pas amortis mais sont soumis à un test de dépréciation annuellement ou plus fréquemment si des faits ou des circonstances indiquent que l’actif pourrait avoir subi une dépréciation. Les pertes de valeur sont constatées dans les résultats de l’exercice. L’évaluation de la perte de valeur de l’écart d’acquisition se fonde sur une comparaison de la valeur comptable de l’écart d’acquisition et des actifs d’exploitation connexes avec la valeur actualisée des flux de trésorerie nets découlant de ces actifs d’exploitation. Les actifs incorporels d’une durée de vie utile déterminable sont amortis sur leur durée de vie estimative. Les frais de développement de logiciels sont amortis sur une période maximale de 15 ans et les listes de clients, sur une période maximale de 10 ans. La dotation à l’amortissement est constatée au poste amortissement et épuisement, dans l’état consolidé des résultats.

Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux Les obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie déterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sont installées. Initialement, les obligations sont évaluées à leur juste valeur et leur valeur est actualisée. Un montant correspondant à l’obligation initiale est ajouté aux coûts capitalisés de l’actif en question. Avec le temps, le montant actualisé de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est ajusté de manière à rendre compte de la variation de sa valeur actualisée, et les coûts capitalisés initialement sont amortis sur la durée de vie utile des immobilisations en question. Aucune obligation liée à la mise hors service n’est constatée pour les immobilisations d’une durée de vie utile indéterminée. En effet, ces obligations ne peuvent être mesurées car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée au titre des passifs environnementaux liés à ces immobilisations et aux immobilisations hors exploitation lorsqu’il est probable que des obligations ont été contractées et que le montant peut en être raisonnablement estimé. Ces passifs ne sont pas actualisés. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres provisions pour passifs environnementaux sont établies à partir du coût estimatif des travaux d’ingénierie, compte tenu de la méthode de restauration et de l’ampleur des travaux prévus, selon les prescriptions de la loi, la technologie existante et la vocation éventuelle des lieux.

Conversion des monnaies étrangères Les actifs et les passifs monétaires libellés en devises ont été convertis aux cours du change en vigueur au 31 décembre. Les gains et pertes de change sont constatés dans les résultats.

Instruments financiers La juste valeur de l’encaisse, des comptes débiteurs et du passif à court terme se rapproche de leur valeur comptable, étant donné les courts délais d’encaissement et de décaissement. La juste valeur de la dette à long terme de la compagnie se fonde sur les cours d’émissions semblables ou comparables, ou sur les taux actuellement consentis à la compagnie sur une dette ayant la même durée à échéance. La juste valeur des autres instruments financiers détenus par la compagnie, qui consistent essentiellement en comptes débiteurs à long terme, est déterminée principalement par l’actualisation des flux de trésorerie futurs aux taux actuels des instruments financiers similaires, comportant des risques de crédit et des échéances comparables. La compagnie n’a pas recours à des structures de financement pour modifier les résultats comptables ou retirer des dettes du bilan, ni à des instruments dérivés pour spéculer sur le cours des marchandises ou du change. Elle ne vend à terme aucune partie de sa production. 42

Rapport annuel 2004

Produits Les produits tirés de la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et chimiques et d’autres éléments sont comptabilisés au moment de la livraison. La livraison correspond au moment où le client accepte le titre de propriété et en assume les risques et les avantages, où les prix sont fixés ou déterminables et la recouvrabilité raisonnablement assurée. La compagnie n’a pas d’entente qui l’oblige à racheter ses produits, pas plus qu’elle n’accorde au client un droit de retour. Les produits comprennent les sommes facturées aux clients pour l’expédition et la manutention. Les frais d’expédition et de manutention engagés jusqu’au point d’entreposage final avant la livraison au client sont compris dans les achats de pétrole brut et de produits, dans l’état consolidé des résultats. Les frais de livraison du point d’entreposage final au client sont comptabilisés à titre de charge de commercialisation dans les frais de vente et les frais généraux. Les produits comprennent le volet ventes de certaines opérations quand la compagnie négocie simultanément des achats auprès de la même contrepartie en vertu d’ententes contractuelles qui fixent les modalités de la convention soit conjointement dans un seul contrat, soit séparément dans deux contrats distincts. Ces achats sont comptabilisés dans les achats de pétrole brut et de produits. Ces opérations sont communément appelées opérations d’achat et de vente. Avec les échanges non monétaires et les achats et les ventes négociés en toute indépendance, les opérations d’achat et de vente visent à garantir que la bonne qualité de pétrole se trouve dans la bonne raffinerie au bon moment et qu’on dispose des produits qu’il faut pour répondre aux exigences des clients. Chaque opération d’achat et de vente comporte une opération d’achat et une opération de vente distinctes, et est donc comptabilisée comme tout autre achat ou toute autre vente monétaire faisant l’objet d’une opération indépendante, mesurée à la juste valeur convenue entre un acheteur consentant et un vendeur consentant. Ces opérations sont conclues avec nos fournisseurs et clients habituels à des fins essentiellement commerciales et requièrent une livraison matérielle. Cette pratique comptable a été étudiée dernièrement dans le bulletin 03-11 de l’EITF, « Reporting Realized Gains and Losses on Derivative Instruments That Are Subject To FASB Statement No. 133 and Not Held for Trading Purposes as Defined in Issue No. 02-03 ». Bien que le bulletin 03-11 traite de la question de la présentation de montants bruts ou nets pour les instruments dérivés, il fournit aussi des indications sur les opérations d’achat et de vente qui ne sont pas inscrites comme des instruments dérivés. Dans le bulletin 03-11, l’EITF concluait que la décision de déclarer des montants bruts ou nets pour les contrats qui ne sont pas détenus à des fins commerciales dans l’état des résultats est une question de jugement qui dépend des faits et des circonstances pertinents. De l’avis de la direction, les faits et les circonstances pertinents militent en faveur de la comptabilisation de ces opérations dans les produits, mesurées à la juste valeur.

Rémunération à base d’actions La compagnie comptabilise ses programmes de rémunération à base d’actions, hormis les options sur actions octroyées à titre incitatif en avril 2002, selon la méthode de la juste valeur. Selon cette méthode, la charge de rémunération imputable aux unités de ces programmes est déterminée par la juste valeur du passif correspondant et comptabilisée dans l’état consolidé des résultats sur la période d’acquisition des droits. La juste valeur du passif est réévaluée à chaque période jusqu’au règlement. Comme l’autorise la norme Statement of Financial Accounting Standards No. 123 (SFAS 123), la compagnie comptabilise les options sur actions octroyées à titre incitatif en avril 2002 selon la méthode de la valeur intrinsèque. Ainsi la charge de rémunération n’est pas constatée à l’émission des options, puisque le prix d’exercice correspond à la valeur du marché à la date de l’octroi. Si les dispositions de la SFAS 123 avaient été adoptées pour les exercices antérieurs, le bénéfice net et le bénéfice net par action se seraient établis comme suit : en millions de dollars

Bénéfice net figurant dans les états financiers Ajouter : charges de rémunération à base d’actions déclarées, déduction faite des impôts Déduire : charge de rémunération à base d’actions, déduction faite des impôts, établies selon la méthode de la juste valeur Bénéfice net pro forma Bénéfice net par action (en dollars) Déclaré – résultat de base – résultat dilué Pro forma – résultat de base – résultat dilué

2004 2 052 84

2003 1 705 76

2002 1 214 24

(86) 2 050

(81) 1 700

(41) 1 197

5,75 5,74 5,74 5,73

4,58 4,58 4,57 4,57

3,20 3,20 3,16 3,16

Taxes à la consommation Les taxes à la consommation perçues par la compagnie sont exclues de l’état consolidé des résultats. Il s’agit principalement des taxes provinciales sur les carburants automobiles et de la taxe fédérale sur les produits et services.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

43

Notes afférentes aux états financiers consolidés 1.

Secteurs d’activité en millions de dollars

Produits Ventes externes c) Ventes intersectorielles Revenus de placements et d’autres sources Total des produits Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux d) Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Frais de financement (note 15) Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices (note 4) Exigibles Futurs Charge totale d’impôts sur les bénéfices Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices Bénéfice net Dépenses en immobilisations et d’exploration e) Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles – montant net f) g) Total de l’actif h)

Ressources naturelles a) 2004 2003 2002

Produits chimiques 2004 2003 2002

3 689 2 891 45 6 625

3 390 2 224 34 5 648

2 573 2 217 104 4 894

17 503 1 666 42 19 211

14 710 1 294 54 16 058

13 362 1 038 34 14 434

1 216 293 – 1 509

994 238 – 1 232

955 209 – 1 164

59 2 110 1 608 27 – 633 1 4 438 2 187

55 1 873 1 577 28 – 517 1 4 051 1 597

30 1 599 1 228 21 – 477 1 3 356 1 538

– 14 769 1 092 1 098 1 264 257 2 18 482 729

– 11 822 1 054 1 123 1 254 211 2 15 466 592

– 10 781 954 1 076 1 231 203 1 14 246 188

– 1 064 184 93 – 13 – 1 354 155

– 882 153 118 – 22 – 1 175 57

– 806 139 115 – 23 – 1 083 81

763 (63) 700

535 (77) 458

517 (21) 496

299 (70) 229

66 119 185

172 (111) 61

59 (4) 55

13 7 20

40 (11) 29

1 487

1 139

1 042

500

407

127

100

37

52

– 1 487 1 113

4 1 143 1 007

– 1 042 986

– 500 283

– 407 478

– 127 589

– 100 15

– 37 41

– 52 25

13 538 7 337 6 201 6 875

12 610 6 813 5 797 6 418

11 612 6 269 5 343 6 013

6 078 2 959 3 119 5 570

6 069 2 856 3 213 5 290

5 827 2 867 2 960 5 127

682 459 223 498

609 401 208 440

579 383 196 428

en millions de dollars

Produits Ventes externes c) Ventes intersectorielles Revenus de placements et d’autres sources Total des produits Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux d) Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Frais de financement (note 15) Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices (note 4) Exigibles Futurs Charge totale d’impôts sur les bénéfices Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices Bénéfice net Dépenses en immobilisations et d’exploration e) Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles – montant net f) g) Total de l’actif h)

44

Produits pétroliers 2004 2003 2002

Comptes non sectoriels 2004 2003 2002

Chiffres consolidés b) 2004 2003 2002

– – (35) (35)

– – 26 26

– – 14 14

22 408 – 52 22 460

19 094 – 114 19 208

16 890 – 152 17 042

– – – – – 5 4 9 (44)

– – – – – 5 (123) (118) 144

– – – 10 – 5 18 33 (19)

59 13 094 2 883 1 218 1 264 908 7 19 433 3 027

55 10 823 2 782 1 269 1 254 755 (120) 16 818 2 390

30 9 723 2 320 1 222 1 231 708 20 15 254 1 788

(18) 9 (9) (35) – (35) 34

(4) 30 26 118 – 118 33

(11) (1) (12) (7) – (7) 12

1 103 (128) 975 2 052 – 2 052 1 445

610 79 689 1 701 4 1 705 1 559

718 (144) 574 1 214 – 1 214 1 612

205 101 104 1 382

145 96 49 497

112 91 21 787

20 503 10 856 9 647 14 027

19 433 10 166 9 267 12 337

18 130 9 610 8 520 12 003

Rapport annuel 2004

a) Une partie importante des activités du secteur des ressources naturelles est exercée conjointement avec d’autres entreprises. Ce secteur tient compte de la participation indivise de la compagnie dans ces activités, qui s’établit comme suit : en millions de dollars Total des produits Total des charges Bénéfice net, après impôts sur les bénéfices

2004 2 744 1 598 780

2003 2 494 1 577 664

2002 2 357 1 520 557

Total de l’actif à court terme Actif à long terme Total du passif à court terme Autres obligations à long terme

367 4 140 948 330

302 3 553 913 322

321 3 038 669 293

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

1 188 (858)

883 (754)

615 (601)

b) Dans la présentation des données, chaque secteur est considéré comme une activité distincte. Les ventes intersectorielles sont conclues, pour l’essentiel, aux prix du marché. Les opérations intersectorielles ont été éliminées des chiffres consolidés comme suit : en millions de dollars Achats de pétrole brut et de produits Charges d’exploitation Total des ventes intersectorielles Comptes créditeurs et débiteurs intersectoriels

2004 4 849 1 4 850 298

2003 3 754 2 3 756 308

2002 3 463 1 3 464 352

2004 1 301 360 791 01 074 56678 3 112

2003 1 304 792 567 2 663

2002 942 723 520 2 185

c) Comprend les ventes à destination des États-Unis, réparties comme suit : en millions de dollars Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Total des ventes à l’exportation

d) Les frais d’exploitation, les frais de vente et les frais généraux consolidés comprennent des frais de livraison aux clients à partir de l’entreposage final de 307 M$ (285 M$ en 2003; 216 M$ en 2002) e) Les dépenses en immobilisations et d’exploration dans le secteur des produits pétroliers comprennent des contrats de location-acquisition hors caisse de 11 M$ en 2004 (22 M$ en 2003). f) Comprend des immobilisations corporelles en cours de construction de 1 983 M$ (1 426 M$ en 2003). g) À la suite de l’annonce de la relocalisation du siège social de la compagnie à Calgary, la direction s’est engagée à vendre un terrain situé dans le nord de Toronto, en Ontario, acquis en 1991 qui devait être le futur emplacement du siège social dans cette ville. Étant donné qu’il est promis à la vente et du fait de sa nature particulière, ce terrain, auparavant présenté dans le secteur des produits pétroliers, figure désormais dans les comptes non sectoriels. Ce changement a pris effet en 2004. Les périodes antérieures n’ont pas été révisées. h) L’écart d’acquisition n’a pas été amorti au cours des trois derniers exercices. L’écart d’acquisition a été entièrement imputé au secteur des produits pétroliers. Il n’y a eu aucun écart d’acquisition, aucune perte pour dépréciation ni aucune radiation à la suite de ventes au cours des trois derniers exercices.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

45

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) 2.

Différences entre les principes comptables généralement reconnus des États-Unis et du Canada Depuis 2004, la compagnie dresse ses états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Avant 2004, les états financiers de la compagnie étaient dressés conformément aux PCGR du Canada. Un rapprochement des différences entre les PCGR du Canada et des États-Unis applicables à la compagnie est présenté ci-dessous :

État consolidé des résultats Bénéfice net de 2004 (en millions de dollars) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Bénéfice de base Bénéfice dilué

Augmentation (diminution) due à une aux intérêts modification capitalisés comptable (19) –

Selon les PCGR du Canada 2 033

5,75 5,74

(0,05) (0,05)

– –

5,70 5,69

Bénéfice net de 2003 (en millions de dollars) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Bénéfice de base Bénéfice dilué

1 705

(19)

(4)

1 682

4,58 4,58

(0,05) (0,05)

(0,01) (0,01)

4,52 4,52

Bénéfice net de 2002 (en millions de dollars) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Bénéfice de base Bénéfice dilué

1 214

(4)

14

1 224

3,20 3,20

(0,01) (0,01)

0,04 0,04

3,23 3,23

Augmentation (diminution) due aux intérêts capitalisés (34) 34

Selon les PCGR du Canada 3 278 (1 272)

État consolidé des flux de trésorerie en millions de dollars

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2004 Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement de 2004

Selon les PCGR des États-Unis 3 312 (1 306)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2003 Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement de 2003

2 227 (1 426)

(33) 33

2 194 (1 393)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2002 Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement de 2002

1 688 (1 503)

(12) 12

1 676 (1 491)

Bilan consolidé en millions de dollars

46

Selon les PCGR des États-Unis 2 052

Selon les PCGR des États-Unis

Augmentation (diminution) due à l’obligation aux intérêts minimale au titre capitalisés de la retraite

Selon les PCGR du Canada

Au 31 décembre 2004 Placements, participations et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles Autres actifs incorporels Total de l’actif

130 9 647 149 14 027

– (78) – (78)

140 – (97) 43

270 9 569 52 13 992

Autres obligations à long terme Passifs d’impôts futurs Bénéfices non répartis Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires Total du passif et des capitaux propres

1 525 1 155 4 889 (368) 14 027

– (26) (52) – (78)

(515) 190 – 368 43

1 010 1 319 4 837 – 13 992

Au 31 décembre 2003 Placements, participations et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles Autres actifs incorporels Total de l’actif

97 9 267 141 12 337

– (49) – (49)

162 – (89) 73

259 9 218 52 12 361

Autres obligations à long terme Passifs d’impôts futurs Bénéfices non répartis Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires Total du passif et des capitaux propres

1 314 1 229 3 952 (266) 12 337

– (16) (33) – (49)

(342) 149 – 266 73

972 1 362 3 919 – 12 361

Rapport annuel 2004

Selon les PCGR des États-Unis, les intérêts débiteurs liés aux grands projets d’immobilisations en cours de construction doivent être capitalisés dans les immobilisations corporelles. Selon les PCGR du Canada, la compagnie n’a pas capitalisé les intérêts débiteurs de ces projets. Selon les PCGR des États-Unis, l’effet cumulatif d’une modification découlant de l’adoption en 2003 de la norme comptable relative aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations a été pris en compte dans le bénéfice net consolidé de 2003. Selon les PCGR du Canada, les états financiers des exercices antérieurs ont été retraités de manière à refléter cette modification comptable. Selon les PCGR des États-Unis, l’obligation cumulative au titre des prestations constituées correspond à la valeur actuarielle actualisée des prestations au titre des services rendus par les employés jusqu’à la fin de l’exercice et est basée sur les niveaux de rémunération actuels. Comme le montant de cette obligation, déduction faite de la juste valeur de l’actif du régime, était supérieur à l’obligation constatée dans le bilan consolidé, une obligation supplémentaire minimale découlant du régime de retraite a dû être comptabilisée. Cette obligation n’a aucune incidence sur le bénéfice net et comme il s’agit d’un ajustement hors caisse, son incidence a été exclue de l’état consolidé des flux de trésorerie ci-joint. Aucun ajustement semblable n’est exigé selon les PCGR du Canada. 3.

Dette à long terme année d’émission 2003

échéance 250 M$ échéant le 26 mai 2005 et 250 M$ échéant le 26 août 2005 a) 2003 19 janvier 2006 a) Dette à long terme b) Contrats de location-acquisition c) Total de la dette à long terme d) e)

taux d’intérêt variable variable

2004 2003 en millions de dollars – 318 318 49 367

500 318 818 41 859

a) Prêts à long terme à taux variable d’Exxon Overseas Corporation, membre du groupe Exxon Mobil Corporation. b) Taux d’intérêt réel moyen de 2,5 % en 2004 (2,7 % en 2003). c) Obligations contractées principalement pour les contrats de location-acquisition de services marins devant être fournis par le bailleur à partir de 2004 pendant une période de 10 ans, et pouvant être prolongée de 5 ans. Le taux d’intérêt moyen imputé a été de 10,3 % en 2004 (12,7 % en 2003). d) Des paiements en capital de 318 M$ sur les emprunts à long terme sont exigibles en 2006. Des paiements en capital sur des contrats de location-acquisition d’environ 4 M$ par an sont exigibles au cours de chacun des cinq prochains exercices. e) Montants excluant la tranche de la dette à long terme, totalisant 995 M$ (501 M$ en 2003), échéant à moins d’un an et figurant au passif à court terme.

Le 6 mai 2004, la compagnie a déposé un prospectus préalable simplifié définitif au Canada, relativement à l’émission de billets à échéance moyenne sur la période de 25 mois au cours de laquelle le prospectus préalable reste valide. Les billets non garantis seront émis au gré de la compagnie pour un montant global ne devant pas dépasser 1 G$. La compagnie n’a émis aucun billet aux termes de ce prospectus préalable. 4.

Impôts sur les bénéfices en millions de dollars

Impôts sur les bénéfices exigibles Impôts sur les bénéfices futurs a) Charge totale des impôts sur les bénéfices b) Taux d’imposition des sociétés prévu par la loi (%) Augmentation (diminution) en raison des éléments suivants : Paiements aux gouvernements de redevances non déductibles Déduction relative aux ressources remplaçant la déduction relative aux redevances Crédit d’impôt au titre de la fabrication et de la transformation Taux d’imposition et modifications fiscales entrés en vigueur Autres Taux d’imposition réel

2004 1 103 (128) 975 37,0

2003 610 79 689 38,5

2002 718 (144) 574 42,0

3,9 (7,0) – (1,8) 0,1 32,2

5,0 (7,5) 0,2 (3,1) (4,3) 28,8

5,4 (11,8) (0,3) (0,9) (2,3) 32,1

a) La charge d’impôts reportés de l’exercice représente la différence entre les passifs nets d’impôts futurs au début de l’exercice et à la fin de l’exercice. Les provisions pour impôts reportés comprennent les (charges nettes) crédits nets au titre de l’effet des modifications des lois fiscales et des taux d’imposition de 25 M$ en 2004 (72 M$ en 2003; 15 M$ en 2002). b) Les décaissements au titre des impôts sur les bénéfices, compte tenu des crédits à l’investissement, ont totalisé 641 M$ en 2004 (573 M$ en 2003; 935 M$ en 2002).

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

47

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) Les impôts reportés représentent la différence entre les valeurs comptables et fiscales de l’actif et du passif. Ces écarts sont réévalués à la fin de chaque période selon les taux d’imposition et les lois fiscales qui devraient s’appliquer quand ces écarts seront matérialisés ou réglés. Au 31 décembre, les composantes des passifs nets d’impôts futurs s’établissaient comme suit : en millions de dollars

Amortissement et épuisement Forages fructueux et achats de terrain Retraite et avantages sociaux a) Restauration des lieux Reports prospectifs de pertes fiscales, montant net b) Intérêts capitalisés Autres Passifs d’impôts futurs Évaluation des stocks selon la méthode DEPS Autres Actifs d’impôts futurs Provision pour moins-value Passifs nets d’impôts futurs

2004 1 287 403 (343) (158) (57) 26 (3) 1 155

2003 1 233 495 (286) (167) (57) 16 (5) 1 229

(343) (105) (448) – 707

(268) (85) (353) – 876

a) Les impôts sur les bénéfices imputés directement aux capitaux propres relativement à l’ajustement de l’obligation minimale au titre de la retraite se sont traduits par un avantage de 41 M$ en 2004 (charge de 57 M$ en 2003; avantage de 155 M$ en 2002). b) Les pertes fiscales peuvent être reportées indéfiniment aux exercices futurs.

Les activités de la compagnie sont complexes et la législation fiscale ainsi que les interprétations de celle-ci sont en constante évolution. En conséquence, il existe des questions de fiscalité en suspens. La compagnie estime suffisante la provision établie au titre des impôts sur les bénéfices. 5.

Présentation de la consommation de combustible par les activités d’exploitation Depuis le début de 2004, la consommation de combustible par les activités d’exploitation, auparavant comprise dans les achats de pétrole brut et de produits, est classée dans les charges de production et de fabrication à l’état consolidé des résultats. Les chiffres des exercices antérieurs ont été reclassés pour faciliter les comparaisons. Ce reclassement est sans incidence sur le total des charges et le bénéfice net ou le profil des flux de trésorerie de la compagnie.

6.

Relocalisation du siège social Le 29 septembre 2004, la compagnie a annoncé son intention de transférer son siège social de Toronto, en Ontario, à Calgary, en Alberta. Ce déménagement devrait être terminé pour août 2005. Les indemnités, frais de déménagement et autres frais liés à la relocalisation devraient être comptabilisés en 2005 conformément aux décisions de la direction et au profil des dépenses au titre de ces frais.

7.

Avantages à la retraite Les avantages à la retraite auxquels ont droit la plupart des employés retraités et leurs conjoints survivants comprennent les prestations de retraite et certains avantages au titre des régimes de soins de santé et d’assurance-vie. Pour faire face à ses engagements, la compagnie capitalise des régimes de retraite agréés et paie directement les prestations supplémentaires non capitalisées aux prestataires. Le financement des régimes de retraite agréés se conforme aux règlements fédéral et provinciaux en matière de retraite et la compagnie cotise à ces régimes suivant les besoins établis par les évaluations actuarielles. Les prestations de retraite sont constituées principalement de régimes à prestations déterminées payées par la compagnie qui sont fondées sur les années de service et la moyenne des salaires de fin de carrière. La compagnie partage le coût des régimes de soins de santé et d’assurance-vie. Les obligations de la compagnie sont établies selon une méthode de répartition des prestations qui tient compte des états de service des employés à ce jour et du niveau actuel des salaires ainsi que de la projection des salaires et des états de service jusqu’à la retraite. Les charges et obligations contractées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés sont calculées selon les principes comptables et actuariels généralement reconnus des États-Unis. La méthode de calcul des charges de retraite et des obligations s’y rattachant se fonde sur certaines hypothèses à long terme concernant les taux d’actualisation, de rendement de l’actif du régime et d’augmentation salariale. Au 31 décembre 2004, l’obligation au titre des avantages à la retraite dépassait la juste valeur de l’actif du régime de 1 712 M$ (1 357 M$ en 2003) dont 1 276 M$ (975 M$ en 2003) avaient trait aux prestations de retraite et 436 M$ (382 M$ en 2003) aux autres avantages à la retraite. L’obligation et la charge de retraite peuvent varier considérablement si l’on modifie les hypothèses retenues pour estimer l’obligation et le rendement attendu de l’actif du régime.

48

Rapport annuel 2004

Le détail des régimes de retraite des employés s’établit comme suit :

en millions de dollars

Prestations de retraite 2004 2003

2002

Composantes du coût net des prestations constituées : Coût des services rendus de l’exercice Intérêts débiteurs Rendement prévu de l’actif des régimes Amortissement du coût des services passés Pertes (gains) actuariels constatés Coût net des prestations a)

76 237 (223) 27 68 185

71 219 (179) 25 69 205

64 222 (191) 25 34 154

Variation de l’obligation au titre des prestations constituées Obligation au titre des prestations constituées au 1er janvier Coût des services rendus de l’exercice Intérêts débiteurs Modifications Pertes (gains) actuariels Prestations versées Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre

3 761 76 237 37 405 (256) 4 260

Obligation cumulative au titre des prestations constituées au 31 décembre

Autres avantages à la retraite 2004 2003 2002

6 24 – – 4 34

5 22 – – 3 30

3 530 71 219 – 171 (230) 3 761

382 6 24 – 47 (23) 436

354 5 22 – 19 (18) 382

3 743

3 347

–

–

Variation de l’actif du régime Juste valeur de l’actif du régime au 1er janvier Rendement réel de l’actif du régime Cotisations de la compagnie Paiements faits directement aux participants Prestations versées Juste valeur de l’actif du régime au 31 décembre

2 786 315 114 25 (256) 2 984

2 104 377 511 24 (230) 2 786

Excédent (déficit) de l’actif du régime par rapport à l’obligation au titre des prestations constituées (Gains) pertes nets actuariels non constatés b) Coût des services passés non constaté b) Montant net constaté

(1 276) 1 073 99 (104)

(975) 829 89 (57)

(436) 95 – (341)

(382) 52 – (330)

(759) 97

(561) 89

(341) –

(330) –

558 (104)

415 (57)

– (341)

– (330)

5,75 3,50

6,25 3,50

5,75 3,50

6,25 3,50

Hypothèses utilisées pour déterminer le coût net au titre des prestations constituées des exercices terminés le 31 décembre (%) Taux d’actualisation 6,25 Taux d’augmentation des salaires à long terme 3,50 Taux de rendement à long terme de l’actif du régime 8,25

6,25 3,50 8,25

6,25 3,50 –

6,25 3,50 –

Le montant constaté dans le bilan consolidé comprend ce qui suit : Augmentation du coût au titre des prestations (note 8) Actifs incorporels Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, ajustement de l’obligation minimale au titre de la retraite Montant net constaté

4 21 – – 1 26

Hypothèses Hypothèses utilisées pour déterminer les obligations au titre des prestations constituées au 31 décembre (%) Taux d’actualisation Taux d’augmentation des salaires à long terme

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

6,75 3,50 8,25

6,75 3,50 –

49

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) a) Le tableau ci-dessous présente un sommaire du coût net des prestations constituées, indiquant les éléments du coût des prestations futures aux employés avant et après les ajustements visant à rendre compte de la nature à long terme du coût des prestations aux employés :

en millions de dollars 2004 Composantes du coût net des prestations constituées : Coût des services rendus de l’exercice 76 Intérêts débiteurs 237 (315) Rendement réel de l’actif du régime Modifications apportées au régime au titre des services passés 37 405 Perte (gain) actuariels Éléments du coût des prestations futures aux employés avant les ajustements visant à rendre compte de la nature à long terme du coût des prestations futures aux employés 440 Ajustements visant à rendre compte de la nature à long terme du coût des prestations futures aux employés :

Prestations de retraite 2002 2003

Autres avantages à la retraite 2002 2004 2003

71 219 (377) – 171

64 222 107 27 196

6 24 – – 47

5 22 – – 19

4 21 – – 25

84

616

77

46

50

Différence entre le rendement prévu et le rendement réel de l’actif du régime au cours de l’exercice

92

198

(298)

–

–

–

Différence entre l’amortissement du coût au titre des services passés au cours de l’exercice et les modifications apportées au régime au cours de l’exercice

(10)

25

(2)

–

–

–

(337) 185

(102) 205

(162) 154

(43) 34

(16) 30

(24) 26

Différence entre le gain (la perte) actuariels constatés dans l’exercice et le gain (la perte) actuariels sur l’obligation cumulative au titre des prestations constituées au cours de l’exercice Coût net des prestations

b) Les actifs (passifs) non comptabilisés sont amortis sur la durée moyenne estimative du reste de la carrière active des employés, soit 13 ans pour 2005 et les années ultérieures (13 ans en 2004; 13,5 ans en 2003).

Actif du régime La répartition de l’actif du régime de retraite de l’Impériale aux 31 décembre 2003 et 2004 et sa répartition cible pour 2005 s’établissent comme suit : Répartition cible pour 2005 50 – 75 25 – 50 0 – 10

Catégorie d’actif (%) Actions Obligations Autres Total

Pourcentage de l’actif du régime au 31 décembre 2004 2003 62 62 38 38 – – 100 100

La compagnie détermine le taux de rendement prévu à long terme en formulant des hypothèses sur le rendement à long terme cible de chaque catégorie d’actif, en tenant compte de facteurs comme le rendement réel prévu de la catégorie d’actif considérée et l’inflation. Le taux de rendement à long terme est ensuite établi à partir de la moyenne pondérée de la répartition cible de l’actif et de l’hypothèse sur le rendement à long terme de chaque catégorie d’actif. En 2004, le taux de rendement à long terme prévu qui a servi au calcul des charges de retraite a été fixé à 8,25 %. Le taux de rendement réel obtenu au cours de la dernière décennie a été de 10,7 %. La stratégie d’investissement de la compagnie pour l’actif du régime reflète une vision à long terme, une évaluation prudente des risques inhérents aux diverses catégories d’actif et une diversification poussée qui visent à réduire le risque auquel est exposé l’ensemble du portefeuille. La compagnie investit principalement dans des fonds qui appliquent une stratégie de rendement indexé en vue d’atteindre son objectif de diversifier les risques tout en limitant les coûts. Le fonds ne détient des actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée que si c’est en conformité avec l’indice pertinent aux actions. Des études de la gestion actif-passif ou des simulations de l’interaction des flux de trésorerie liés aux éléments d’actif et de passif sont conduites périodiquement pour déterminer quelle est la répartition de l’actif la plus souhaitable. Dans le cas des actions, la répartition cible de l’actif reflète la nature à long terme du passif, le solde du fonds visant à être investi dans des titres de créance. Flux de trésorerie Il est prévu que les paiements de prestations suivants, qui reflètent les services futurs attendus, suivant le cas, devront être faits : en millions de dollars

2005 2006 2007 2008 2009 Années 2010 – 2014 50

Prestations de retraite 230 234 238 244 251 1 398

Autres avantages à la retraite 20 22 24 26 28 161 Rapport annuel 2004

En 2005, la compagnie compte cotiser en espèces environ 350 M$ à son régime de retraite. Le tableau ci-dessous présente un sommaire des autres variations des capitaux propres non liées aux propriétaires découlant de l’ajustement de l’obligation minimale au titre de la retraite : 2004

en millions de dollars

Augmentation (diminution) des autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, avant impôts (Charge) crédit d’impôts reportés (note 4) Augmentation (diminution) des autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, après impôts

Prestations de retraite 2003

2002

(143) 41

106 (57)

(393) 155

(102)

49

(238)

Le tableau ci-dessous présente un sommaire des régimes de retraite faisant ressortir l’excédent des obligations au titre des prestations constituées sur l’actif du régime : Prestations de retraite 2004 2003

en millions de dollars

Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des prestations constituées est supérieure à l’actif du régime : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées Juste valeur de l’actif du régime Obligation au titre des prestations constituées, déduction faite de la juste valeur de l’actif du régime Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées

3 876 3 430 2 984

3 464 3 126 2 786

446

340

384 313

297 221

Les charges supplémentaires comprennent des cotisations aux régimes à cotisations déterminées, principalement le régime d’épargne des employés, de 32 M$ en 2004 (31 M$ en 2003; 30 M$ en 2002). La dernière évaluation actuarielle indépendante remonte au 30 juin 2004 et la prochaine sera exigée en date du 30 juin 2005. La date d’évaluation ayant servi à déterminer la juste valeur de l’actif du régime et les obligations au titre des prestations était le 31 décembre 2004. Une variation de 1 % des hypothèses concernant les obligations découlant des régimes de retraite aurait les incidences suivantes : Augmentation de 1%

Diminution de 1%

(30)

30

Taux d’actualisation : Incidence sur le coût net des prestations constituées Incidence sur l’obligation au titre des prestations constituées

(45) (525)

50 645

Taux d’augmentation des salaires : Incidence sur le coût net des prestations constituées Incidence sur l’obligation au titre des prestations constituées

30 160

(25) (140)

augmentation (diminution) en millions de dollars

Taux de rendement de l’actif des régimes : Incidence sur le coût net des prestations constituées

Aux fins des calculs, un taux tendanciel hypothétique de 5 % a été utilisé pour le coût des soins de santé en 2004 et par la suite. Une modification de 1 % du taux tendanciel se répercuterait comme suit : Augmentation de 1% 4 Incidence sur le coût des services passés et les intérêts débiteurs Incidence sur les obligations au titre des avantages complémentaires à la retraite 45 augmentation (diminution) en millions de dollars

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Diminution de 1% (3) (40)

51

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) 8.

Autres obligations à long terme en millions de dollars

Avantages à la retraite (note 7) a) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux b) Autres obligations Total des autres obligations à long terme

2004 1 052 380 93 1 525

2003 847 393 74 1 314

a) Les obligations comptabilisées au titre des avantages à la retraite comprennent 48 M$ dans le passif à court terme (44 M$ en 2003). b) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux comprennent aussi 76 M$ dans le passif à court terme (69 M$ en 2003). Les flux de trésorerie estimatifs associés aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations ont été actualisés au taux de 6 %. Le montant non actualisé des flux de trésorerie estimatifs nécessaires pour régler ces obligations est de 970 M$. Les paiements visant à régler ces obligations se font sur une base régulière et se poursuivront sur la durée de vie des actifs d’exploitation, laquelle peut dépasser 25 ans. La variation du passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations s’établit comme suit : en millions de dollars

9.

2004

2003

Passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations au 1er janvier Ajouts Charge de désactualisation Règlement

327 16 22 (37)

341 – 20 (34)

Passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations au 31 décembre

328

327

Instruments dérivés et financiers Aucun important contrat d’instruments dérivés sur l’énergie, de change à terme ou de swaps de devises et de taux d’intérêt n’a été négocié au cours des trois derniers exercices. La compagnie maintient un système de contrôle qui comprend une politique couvrant l’autorisation, la déclaration et la surveillance des opérations sur les instruments dérivés. La juste valeur des instruments financiers de la compagnie est déterminée par rapport à diverses données du marché et d’autres techniques d’évaluation pertinentes. Il n’y a pas de différence importante entre la juste valeur des instruments financiers de la compagnie et la valeur comptable enregistrée.

10. Régimes d’intéressement Les régimes d’intéressement visent à retenir certains employés, à récompenser leur rendement élevé et à encourager l’apport individuel à l’amélioration soutenue du rendement de la compagnie et de la valeur actionnariale. Unités d’intéressement, unités d’actions à dividende différé, unités de participation au bénéfice et unités d’actions subalternes Les unités d’intéressement n’ont de valeur que si le cours des actions ordinaires de la compagnie au moment de l’exercice d’une unité est supérieur au cours de ces actions au moment de l’émission de l’unité. Le prix d’émission des unités d’intéressement correspond au cours de clôture des actions de la compagnie à la Bourse de Toronto à la date de l’octroi. Jusqu’à 50 % des unités peuvent être exercées un an après leur émission, une tranche supplémentaire de 25 % après deux ans et la tranche restante de 25 %, après trois ans. Les unités d’intéressement peuvent être exercées dans un délai de dix ans à compter de leur émission et elles peuvent expirer avant pour un motif de cessation d’emploi autre que la retraite, le décès ou l’invalidité.

Le régime d’unités d’actions à dividende différé est offert à certains dirigeants et administrateurs non salariés. Les dirigeants peuvent choisir de toucher la totalité ou une partie de leur prime de rendement sous cette forme et les administrateurs non salariés peuvent en faire autant avec leurs jetons de présence. Le nombre d’unités attribuées à un dirigeant correspond au montant de la prime qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé divisé par la moyenne des cours de clôture de l’action de la compagnie à la Bourse de Toronto pour les cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent immédiatement la date à laquelle la prime aurait été versée. Le nombre d’unités attribuées à un administrateur non salarié à la fin de chaque trimestre civil correspond au montant des jetons de présence de l’administrateur pour ce trimestre qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé, divisé par la moyenne des cours de clôture des actions de la compagnie pour les cinq jours de bourse consécutifs précédant immédiatement le dernier jour du trimestre civil. Des unités additionnelles sont attribuées en fonction du quotient du dividende en espèces payé sur les actions de la compagnie par le cours de clôture moyen immédiatement avant la date de paiement de ce dividende, quotient qui est ensuite multiplié par le nombre d’unités d’actions à dividende différé que possède le bénéficiaire. Pour exercer les unités d’actions à dividende différé, leur bénéficiaire doit avoir cessé de travailler à la compagnie dans le cas d’un dirigeant ou avoir démissionné dans le cas d’un administrateur, et il doit les exercer au plus tard le 31 décembre de l’année qui suit son départ ou sa démission. À la date d’exercice, la valeur au comptant à recevoir pour les unités est déterminée d’après le cours de clôture moyen des actions de la compagnie pour les cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent immédiatement la date d’exercice. Le régime de primes de participation au bénéfice est offert à certains dirigeants. Chaque unité donne à son bénéficiaire le droit de toucher un montant égal au bénéfice net cumulatif par action ordinaire annoncé à chaque début de trimestre après l’octroi des unités. La liquidation a lieu au cinquième anniversaire de l’octroi ou lorsque la valeur liquidative maximale par unité est atteinte, selon la première éventualité. Les primes de participation au bénéfice peuvent expirer en cas de cessation d’emploi pour un motif autre que le décès ou l’invalidité. Aux termes du régime d’unités d’actions subalternes, chaque unité donne à son bénéficiaire le droit conditionnel de recevoir de la compagnie, à l’exercice de l’unité, un montant équivalant au cours de clôture des actions ordinaires de la compagnie à la Bourse de 52

Rapport annuel 2004

Toronto aux dates d’exercice. Dans les trois ans qui suivent la date de leur octroi, 50 % des unités sont exercées, le reste étant exercé sept ans après la date d’octroi. Les unités peuvent être exercées avant en cas décès ou d’invalidité. Toutes les unités doivent être réglées au comptant à une exception près. Le régime des unités d’actions subalternes a été modifié dans le cas des unités attribuées en 2003 et les années suivantes en offrant au bénéficiaire la possibilité de recevoir une action ordinaire de la compagnie par unité ou de se faire régler au comptant les unités devant être exercées au septième anniversaire de la date d’octroi. Jusqu’à concurrence de 3,5 millions d’actions ordinaires peuvent être émises dans le cadre du régime des unités d’actions subalternes. Dans le cas des unités d’actions à dividende différé, une charge est constatée dans l’exercice au cours duquel les unités sont octroyées, charge dont le montant correspond au paiement au comptant de la prime de rendement ou des jetons auxquels l’administrateur a renoncé. La compagnie comptabilise la charge au titre des unités d’intéressement, des unités d’actions à dividende différé et des unités d’actions subalternes en se basant sur l’évolution du cours des actions ordinaires pendant l’exercice. La charge au titre des unités de participation au bénéfice est calculée en fonction du bénéfice net cumulatif par action ordinaire en circulation à partir de la date de l’émission et peut aller jusqu’à la valeur liquidative maximale des unités. Intéressement sous forme d’options sur actions En avril 2002, dans le cadre d’un régime d’intéressement, des options sur actions ont été attribuées pour l’achat d’actions ordinaires de la compagnie au prix de levée de 46,50 $ l’action. Jusqu’à 50 % des options peuvent être levées à partir du 1er janvier 2003, une tranche supplémentaire de 25 % à partir du 1er janvier 2004 et les 25 % restants à partir du 1er janvier 2005. Les options qui n’auront pas été levées expireront après le 29 avril 2012. La compagnie n’a pas émis d’options sur actions à titre d’intéressement depuis 2002 et ne compte pas le faire dans l’avenir.

La compagnie ne comptabilise pas de charge de rémunération à l’émission des options sur actions étant donné que le prix de levée est égal à la valeur du marché à la date d’octroi. Le sommaire des principales conventions comptables figurant à la page 43 indique l’incidence qu’aurait eu sur le bénéfice net et sur le résultat par action l’adoption de la méthode de la juste valeur. La juste valeur moyenne de chaque option octroyée en 2002 a été de 12,70 $. Cette juste valeur a été estimée à la date d’octroi à l’aide d’un modèle d’évaluation du prix des options selon les hypothèses moyennes pondérées suivantes : taux d’intérêt sans risque de 5,7 %, durée de vie prévue de 5 ans, volatilité de 25 % et rendement de l’action de 1,9 %. La compagnie a acheté des actions sur le marché pour compenser entièrement l’effet dilutif de la levée des options sur actions. Elle prévoit de continuer à le faire. Le sommaire des régimes d’intéressement s’établit comme suit :

octroyées Unités d’intéressement 2004 2003 2002 Unités d’actions à dividende différé 2004 2003 2002 Unités de participation au bénéfice 2004 2003 2002 Options sur actions 2004 2003 2002 Unités d’actions subalternes 2004 2003 2002

Nombre d’unités annulées en circulation exercées ou ajustées au 31 décembre

Montant passé en charges au cours de l’exercice

Obligations au 31 décembre

(en millions de dollars)

(en millions de dollars)

– – 7 000

(1 619 907) (1 142 145) (812 550)

(3 000) 19 225 (5 325)

5 266 423 6 889 330 8 012 250

94 109 39

245 216 142

4 899 8 253 7 479

– (49 486) (9 853)

– (379) –

48 810 43 911 85 523

1 1 –

4 3 4

1 889 740 2 221 580 1 036 500

(1 139 160) (1 156 370) –

– – –

3 984 830 3 234 250 2 169 040

7 3 3

6 3 3

– – 3 210 200

(274 250) (49 050) –

(7 400) (11 500) (13 500)

2 854 500 3 136 150 3 196 700

– – –

– – –

987 480 872 085 791 890

– (3 300) –

(5 710) (120) –

2 642 325 1 660 555 791 890

31 11 –

41 11 –

2003 56 44 12 10

2002 61 56 5 4

11. Revenus de placements et d’autres sources Les revenus de placement et d’autres sources comprennent les gains et les pertes suivants sur la vente d’actifs : en millions de dollars

Produit de la vente d’actifs Valeur comptable des actifs vendus Gain (perte) à la vente d’actifs, avant impôts Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2004 102 59 43 32

53

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) Les revenus de placements et d’autres sources comprennent aussi une perte ponctuelle de 53 M$ (42 M$ après impôts sur les bénéfices) consécutive à la réévaluation à sa juste valeur d’un terrain du nord de Toronto, en Ontario, décrite dans la note 1. Le changement de vocation de la propriété ainsi que l’engagement pris par la direction de vendre le terrain ont entraîné cette réévaluation. La juste valeur du terrain a été déterminée selon des techniques d’évaluation conformes à une méthode axée sur le marché, ajustée pour tenir compte d’écarts. 12. Engagements et passifs éventuels Au 31 décembre 2004, la compagnie avait pris des engagements sous la forme de contrats de location-exploitation non résiliables et d’autres ententes à long terme comportant les paiements futurs minimaux suivants : en millions de dollars

Contrats de location-exploitation a) Obligations d’achat inconditionnel b) Engagements de capitaux fermes c) Autres ententes à long terme d)

2005 62 102 119 241

2006 55 42 24 196

2007 47 42 8 62

2008 41 42 13 61

2009 38 42 7 59

Après 2009 91 55 – 198

a) Les charges locatives engagées au titre des contrats de location-exploitation en 2004 se sont élevées à 104 M$ (124 M$ en 2003; 124 M$ en 2002), incluant des dépenses de loyer minimales de 77 M$ (93 M$ en 2003; 91 M$ en 2002). Les revenus de location connexes n’étaient pas importants. b) Les obligations d’achat inconditionnel correspondent aux engagements à long terme qui ne peuvent être annulés ou qui peuvent l’être à certaines conditions. Ce sont principalement des ententes portant sur des conventions de débit par pipeline. Les paiements en vertu d’obligations d’achat inconditionnel se sont élevés à 117 M$ en 2004 (114 M$ en 2003; 115 M$ en 2002). c) Les engagements de capitaux fermes relatifs à des projets d’immobilisations, présentés sans être actualisés, s’élevaient à environ 171 M$ à la fin de 2004 (189 M$ en 2003). Le principal engagement en cours à la fin de 2004 était lié à la quote-part de la compagnie dans des projets d’immobilisations du secteur amont de 112 M$ à Syncrude et au large de la côte est du Canada. d) Les autres ententes à long terme comprennent principalement des conventions de fourniture et de transport de matières premières. Les paiements aux termes des autres ententes à long terme se sont chiffrés à 355 M$ en 2004 (332 M$ en 2003; 288 M$ en 2002). Les paiements en vertu d’autres ententes à long terme dans le cadre d’activités de coentreprise sont d’environ 37 M$ par an.

Les autres engagements concernant les besoins en capital et les charges d’exploitation, survenant dans le cours normal des activités, n’ont pas d’incidence importante sur la situation financière consolidée. Au 31 décembre 2004, la compagnie avait un passif éventuel d’un montant maximal de 175 M$ relativement à des garanties d’achat de machines et d’autres biens d’équipement auprès de ses associés du marché rural à l’échéance de la convention d’associé, au décès ou au départ de l’associé. La compagnie s’attend à ce que la juste valeur des machines et des autres biens d’équipement ainsi achetés couvre le montant éventuel des paiements prévus dans ces garanties. Dans ses états financiers, la compagnie a constitué une provision au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et des passifs environnementaux (voir les conventions comptables à la page 42). Aucune provision n’est constituée pour les installations de fabrication, de distribution et de commercialisation d’une durée de vie utile indéterminée. En effet, ces obligations ne peuvent être mesurées car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Ce sont pour la plupart des installations en exploitation. Ces frais ne devraient pas avoir une incidence importante sur la présente situation financière consolidée de la compagnie. Différentes poursuites sont en cours contre la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. Compte tenu des faits et des circonstances pertinentes, la compagnie estime qu’aucune de ces poursuites n’aura d’effet négatif important sur son exploitation ou sa situation financière consolidée. Il n’y a aucun événement ni aucune circonstance dont la direction est au courant, outre ceux qui figurent déjà dans l’information financière présentée, qui pourrait avoir un effet important sur les résultats d’exploitation ou la situation financière futurs. 13. Actions ordinaires Au 31 décembre 2004, le nombre d’actions ordinaires autorisées de la compagnie était de 450 000 000, soit le même qu’au 1er janvier 2003. De 1995 à 2003, la compagnie a racheté des actions dans le cadre normal de ses activités, en vertu de neuf programmes de rachat d’actions d’une durée de 12 mois et d’une offre d’achat par adjudication. Un autre programme de rachat d’actions d’une durée de 12 mois a été lancé dans le cadre normal des activités le 23 juin 2004 permettant à la compagnie de racheter 17,9 millions de ses actions en circulation (soit 5 % des actions ordinaires en circulation le 21 juin 2004), moins les actions achetées dans le cadre du régime d’épargne des employés et du régime de retraite de la compagnie. Le résultat de ces opérations est présenté ci-dessous. Année De 1995 à 2002 2003 2004 Achats cumulatifs à ce jour

Actions achetées 202 661 201 16 259 538 13 606 712 232 527 451

En millions de dollars 5 169 799 872 6 840

Exxon Mobil Corporation a pris part à ces programmes de manière à maintenir sa participation dans l’Impériale à 69,6 %.

54

Rapport annuel 2004

Les activités liées aux actions ordinaires de la compagnie sont résumées ci-dessous :

Solde au 1er janvier 2002 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2002 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2003 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2004

En milliers d’actions 379 159 – (296) 378 863 49 (16 259) 362 653 274 (13 607) 349 320

À la valeur attribuée, en millions de dollars 1 941 – (2) 1 939 2 (82) 1 859 13 (71) 1 801

2004

2003

2002

2 052 2 052

1 701 1 705

1 214 1 214

356 834

372 011

378 875

5,75 – 5,75

4,57 0,01 4,58

3,20 – 3,20

2 052 2 052

1 701 1 705

1 214 1 214

356 834 818

372 011 143

378 875 1

357 652

372 154

378 876

5,74 – 5,74

4,57 0,01 4,58

3,20 – 3,20

Le tableau qui suit présente le calcul du bénéfice par action – résultats de base et dilué : Bénéfice net de base par action ordinaire Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable (en millions de dollars) Bénéfice net (en millions de dollars) Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en milliers d’actions) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices Bénéfice net Bénéfice net dilué par action ordinaire Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable (en millions de dollars) Bénéfice net (en millions de dollars) Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en milliers d’actions) Effet des primes à base d’actions versées aux employés (en milliers d’actions) Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation, dans l’hypothèse d’une dilution (en milliers d’actions) Bénéfice net par action ordinaire (dollar) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts sur les bénéfices Bénéfice net

14. Informations financières diverses En 2004, le bénéfice net comprenait un gain après impôts de 23 M$ (gain de 9 M$ en 2003; perte de 2 M$ en 2002) attribuable à l’effet de change sur les stocks évalués selon la méthode du dernier entré, premier sorti (DEPS). Selon les estimations, le coût de remplacement des stocks au 31 décembre 2004 dépassait de 1 013 M$ (797 M$ en 2003) leur valeur comptable établie selon la méthode DEPS. À la fin de l’exercice, les stocks de pétrole brut et de produits s’établissaient comme suit : en millions de dollars

Pétrole brut Produits pétroliers Produits chimiques Gaz naturel et autres produits Total des stocks de pétrole brut et de produits

2004 165 190 59 18 432

2003 161 175 57 14 407

Les frais de recherche et de développement se sont élevés à 70 M$ en 2004 (63 M$ en 2003; 64 M$ en 2002) avant des crédits d’impôts à l’investissement de 7 M$ (10 M$ en 2003; 10 M$ en 2002) sur ces dépenses. Les frais nets sont compris dans les charges, du fait du caractère incertain de leurs retombées. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation comprenaient des dividendes de 18 M$ touchés sur des placements en actions (15 M$ en 2003; 18 M$ en 2002).

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

55

Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite) 15. Frais de financement en millions de dollars

Intérêts sur la dette Intérêts capitalisés Intérêts débiteurs nets Autres intérêts Total des intérêts débiteurs a) (Gain) perte de change sur la dette à long terme Total des frais financiers

2004 37 (34) 3 4 7 – 7

2003 38 (33) 5 4 9 (129) (120)

2002 40 (12) 28 2 30 (10) 20

a) Les décaissements au titre des intérêts se sont élevés à 41 M$ en 2004 (38 M$ en 2003; 41 M$ en 2002). Le taux d’intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme en 2004 a été de 2,3 % (3,1 $ en 2003).

16. Opérations entre parties apparentées Les produits et les charges de la compagnie comprennent les résultats d’opérations conclues avec Exxon Mobil Corporation et ses sociétés affiliées (ExxonMobil) dans le cours normal des activités. Ces opérations, conclues dans des conditions aussi favorables qu’elles l’auraient été entre parties sans lien de dépendance, ont porté principalement sur l’achat et la vente de pétrole brut, de produits pétroliers et de produits chimiques. Des services ont aussi été échangés dans les domaines du transport, de la technologie et de l’ingénierie. Les opérations conclues avec ExxonMobil comprenaient aussi les sommes payées et reçues du fait de la participation de la compagnie dans des coentreprises du secteur des ressources naturelles au Canada. La compagnie a une entente avec des affiliés d’Exxon Mobil Corporation visant la mise en commun de leurs services généraux et de soutien à l’exploitation qui permet aux entreprises de rationaliser les activités et les systèmes faisant double emploi. Les sommes payées ou reçues ont été classées dans l’état des résultats comme suit : en millions de dollars

Total des produits Achats de pétrole brut et de produits Total des charges

2004 1 580 3 133 43

2003 950 2 464 14

2002 1 036 2 134 57

Au 31 décembre 2004, les sommes dues à Exxon Mobil Corporation à l’égard des opérations précitées s’élevaient à 67 M$ (167 M$ en 2003). Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées; leur total n’est pas important. En 2003, la compagnie a emprunté 818 M$ CA à Exxon Overseas Corporation aux termes de deux conventions d’emprunt à long terme décrites à la note 3. Les intérêts versés sur ces emprunts ont totalisé 20 M$ en 2004 (14 M$ en 2003). En 2004, la compagnie a consenti des prêts totalisant 32 M$ à Montreal Pipe Line Limited, dans laquelle elle a une participation, pour le financement des programmes de dépenses en immobilisations de l’entreprise et ses besoins en fonds de roulement. 17. Paiements nets aux gouvernements en millions de dollars

Charge d’impôts exigibles (note 4) Taxe d’accise fédérale Impôt foncier compris dans les charges Retenues à la sources et autres taxes comprises dans les charges Taxes perçues – TPS, TVQ, TVH a) Crédits de taxes sur les intrants – TPS, TVQ, TVH a) Autres taxes à la consommation perçues Redevances à la Couronne Paiements aux gouvernements Moins crédits d’impôts à l’investissement et autres sommes reçues Paiements nets aux gouvernements Paiements nets : au gouvernement fédéral aux gouvernements provinciaux aux administrations locales Paiements nets aux gouvernements

2004 1 103 1 264 85 50 2 297 (1 948) 1 670 472 4 993 14 4 979

2003 610 1 254 80 52 2 015 (1 705) 1 662 418 4 386 30 4 356

2002 718 1 231 85 51 1 717 (1 368) 1 589 314 4 337 12 4 325

2 472 2 422 85 4 979

2 061 2 215 80 4 356

2 171 2 069 85 4 325

a) Ces abréviations désignent respectivement la taxe fédérale sur les produits et services, la taxe de vente du Québec et la taxe de vente fédérale-provinciale harmonisée. La TVH est en vigueur en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et à Terre-Neuve-et-Labrador.

56

Rapport annuel 2004

Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires Les pages 57 à 59 présentent des renseignements sur le secteur des ressources naturelles (voir note 1, page 44), excluant les éléments qui ne sont pas reliés à l’extraction du pétrole et du gaz naturel comme les frais d’administration et les frais généraux, les frais d’exploitation des pipelines, les frais de traitement des usines à gaz et les gains et pertes sur les ventes d’actifs. Outre ses réserves prouvées de pétrole et de gaz, la compagnie détient une participation de 25 % dans les réserves prouvées de pétrole brut de synthèse du projet Syncrude. Pour les besoins de gestion interne, la compagnie considère ces réserves et leur mise en valeur comme faisant partie intégrante de son exploitation des ressources naturelles. Cependant, pour les besoins de l’information financière, ces réserves doivent être présentées séparément des réserves de pétrole et de gaz comme il est précisé à la page 59. Les réserves de pétrole brut de synthèse ne sont pas prises en compte dans la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés liés aux réserves de pétrole et de gaz à la page 58. La quote-part revenant à la compagnie des résultats d’exploitation, des dépenses en immobilisations et d’exploration et des immobilisations corporelles de Syncrude est aussi exclue des tableaux qui suivent sur cette page. Résultats d’exploitation en millions de dollars

Ventes aux clients Ventes intersectorielles Total des ventes a) Charges de production Charges d’exploration Amortissement et épuisement Impôts sur les bénéfices Résultats d’exploitation

2004 2 160 976 3 136 915 44 565 532 1 080

Pétrole et gaz 2003 2 067 665 2 732 926 55 463 364 924

2002 1 485 797 2 282 736 30 426 350 740

2004

Pétrole et gaz 2003

2002

Dépenses en immobilisations et d’exploration en millions de dollars

Frais afférents aux terrains b) Prouvés Non prouvés Frais d’exploration Frais de mise en valeur ˜ Total des dépenses en immobilisations et d’exploration

– 1 43 408 452

– 2 55 339 396

13 5 34 469 521

Immobilisations corporelles en millions de dollars

Pétrole et gaz 2004 2003

Frais afférents aux terrains b) Prouvés Non prouvés Actif de production Installations auxiliaires Construction inachevée Coût total Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles – montant net

3 328 141 6 099 122 235 9 925 6 514 3 411

3 332 163 5 775 125 200 9 595 6 012 3 583

a) Les ventes de pétrole brut à des affiliés consolidés sont comptabilisées aux prix du marché, selon les prix affichés aux champs de production. Les ventes de liquides du gaz naturel à des affiliés consolidés sont comptabilisées à des prix qui pourraient être obtenus sur un marché concurrentiel avec des parties sans lien de dépendance. Le gaz naturel, les liquides du gaz naturel achetés à des fins de revente et le paiement des redevances sont exclus des ventes totales. Les chiffres bruts de ces postes sont comptabilisés à la note 1 dans le total des produits et les achats de pétrole brut et de produits. b) Les frais afférents aux terrains consistent en paiements de droits de prospection de pétrole et de gaz et en achat de réserves (les immobilisations corporelles et incorporelles acquises comme les usines à gaz, les installations de production et les frais afférents aux puits de production sont comprises dans l’actif de production). Les terrains prouvés correspondent aux régions où des forages fructueux ont révélé un champ pouvant être productif. Les terrains non prouvés correspondent aux autres régions.

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

57

Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires (suite) Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés Comme l’exige le Financial Accounting Standards Board, la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés est faite à partir des coûts et des prix de fin d’exercice, des taux d’imposition réglementaires et d’un facteur d’actualisation de 10 % appliqué aux réserves prouvées nettes. La mesure normalisée tient compte des frais liés aux obligations futures de démantèlement, d’abandon et de restauration. La compagnie estime que cette mesure normalisée ne constitue pas une estimation fiable des flux de trésorerie futurs prévus de la compagnie devant être obtenus de la mise en valeur et de la production de ses propriétés de pétrole et de gaz ni de la valeur de ses réserves prouvées de pétrole et de gaz. Cette mesure normalisée repose sur certaines hypothèses prescrites comprenant les prix de fin d’exercice, qui représentent une mesure ponctuelle unique dans le temps de sorte que les flux de trésorerie peuvent varier considérablement d’exercice en exercice, au gré des fluctuations des prix. Le tableau ci-après ne tient pas compte de la participation de la compagnie dans Syncrude.

Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés liés aux réserves prouvées de pétrole et de gaz

en millions de dollars

Flux de trésorerie futurs Frais de production futurs Frais de mise en valeur futurs Impôts futurs sur les bénéfices Flux de trésorerie nets futurs Taux d’actualisation annuel de 10 % appliqué en fonction du calendrier prévu des flux de trésorerie Flux de trésorerie futurs actualisés

2004 11 625 (3 123) (1 492) (2 260) 4 750

Pétrole et gaz 2003 27 611 (10 871) (3 084) (5 543) 8 113

2002 35 811 (8 940) (3 117) (9 107) 14 647

(1 433) 3 317

(3 375) 4 738

(6 446) 8 201

Variations de la mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés liés aux réserves prouvées de pétrole et de gaz

en millions de dollars

Solde au début de l’exercice Variations attribuables à ce qui suit : Ventes et transferts de pétrole et de gaz produits, déduction faite des frais de production Variations nettes des prix, des frais de mise en valeur et des frais de production Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée, déduction faite des frais connexes Achat (vente) de minéraux en place Frais de mise en valeur engagés au cours de l’exercice Révisions d’estimations quantitatives antérieures Accroissement de l’actualisation Variation nette des impôts sur les bénéfices Variation nette Solde à la fin de l’exercice

58

2004 4 738

Pétrole et gaz 2003 8 201

2002 2 789

(2 240) (3 692) (43) – 345 1 838 663 1 708 (1 421) 3 317

(2 075) (4 395) 22 – 281 (368) 1 108 1 964 (3 463) 4 738

(1 645) 9 276 34 4 432 111 423 (3 223) 5 412 8 201

Rapport annuel 2004

Réserves prouvées nettes mises en valeur et non mises en valeur a) Pétrole brut et LGN en millions de barils

Gaz naturel

Pétrole brut de synthèse

en milliards de pieds cubes

en millions de barils

Pétrole classique 165

Cold Lake 807

Total 972

1 414

Syncrude 821

Révisions d’estimations antérieures et récupération améliorée (Vente) achat de réserves en place Découvertes et extensions Production À la fin de l’exercice 2002

3 – – (22) 146

33 – – (39) 801

36 – – (61) 947

(26) 2 3 (169) 1 224

– – – (21) 800

Révisions d’estimations antérieures et récupération améliorée (Vente) achat de réserves en place Découvertes et extensions Production À la fin de l’exercice 2003

1 – – (21) 126

5 – – (43) 763

6 – – (64) 889

(40) – 6 (167) 1 023

– – – (19) 781

Révisions liées au rendement et récupération améliorée (Vente) achat de réserves en place Découvertes et extensions Production Total avant les révisions de prix et de coûts de fin d’exercice

6 – – (22) 110

(20) – – (41) 702

(14) – – (63) 812

57 (13) 3 (190) 880

(3) – – (21) 757

Révisions de prix et de coûts de fin d’exercice À la fin de l’exercice 2004

5 115

(470) 232

(465) 347

(89) 791

– 757

Au début de l’exercice 2002

a) Les réserves nettes comprennent les quotes-parts revenant à la compagnie après déduction de la part des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou des deux. Les réserves présentées sont situées au Canada. Les réserves de gaz naturel sont calculées à une pression de 14,73 livres par pouce carré à 60 degrés Fahrenheit.

L’information qui précède décrit les variations au cours des exercices et les soldes des réserves prouvées de pétrole, de gaz et de pétrole brut de synthèse à la fin des exercices 2002, 2003 et 2004. Les définitions des réserves de pétrole et de gaz sont conformes aux paragraphes (2), (3) et (4), Regulation S-X de la règle 4-10 (a) de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis. Les estimations des réserves de pétrole brut et de gaz naturel, exclusion faite de Syncrude, sont évaluées d’après des données géologiques et techniques permettant d’affirmer avec une certitude raisonnable que, dans les conditions opérationnelles et économiques existantes, c.-à-d. les prix et les coûts à la date où l’estimation est faite, ces réserves pourront être extraites des gisements connus dans les années à venir. Les réserves de brut à Cold Lake se fondent sur les quantités qu’on compte récupérer à partir de l’usine Leming et des phases 1 à 13 de la production commerciale. Les estimations des réserves de pétrole brut de synthèse sont fondées sur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, le plan d’exploitation minière, des facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, la capacité de production installée des usines et les restrictions visant l’exploitation autorisée. Conformément aux directives réglementaires de la SEC, la compagnie a déclaré des réserves en 2004 en se fondant sur les prix et les coûts en vigueur le 31 décembre 2004 (« prix de fin d’exercice »). Les changements apportés aux réserves de bitume de Cold Lake et aux réserves de gaz associé par rapport aux estimations de la fin de l’exercice 2003, qui étaient fondées sur des projections à long terme des cours du pétrole et du gaz conformes à ceux employés dans le processus de décision de la compagnie en matière d’investissement, figurent dans les révisions des prix et des coûts de fin d’exercice. L’obligation d’employer les prix de fin d’exercice pour estimer les réserves met l’accent sur le prix en vigueur le dernier jour de l’année et introduit de la volatilité dans l’évaluation des réserves devant être extraites au cours des vingt à trente prochaines années. La compagnie estime que cette méthode est incompatible avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles. L’utilisation de prix d’une seule journée n’est pas pertinente pour rendre compte des décisions prises par la compagnie en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur ces prix de fin d’exercice n’ont aucune incidence sur la façon dont l’entreprise est gérée. L’incidence des prix de fin d’exercice sur l’estimation des réserves est particulièrement manifeste dans le cas de Cold Lake, où les réserves prouvées de bitume et les réserves de gaz associé affichent une baisse d’environ 485 millions de barils d’équivalent pétrole par suite de l’utilisation des prix, exceptionnellement bas, en vigueur le 31 décembre 2004. Les prix se sont rapidement redressés depuis et se sont maintenus, tout au long de janvier 2005, à un niveau qui a permis de reclasser ces réserves comme des réserves prouvées. Les révisions liées au rendement peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées des gisements existants qui ont été estimées auparavant par suite de l’évaluation ou de la réévaluation 1) de données déjà existantes sur la géologie, les gisements ou la production ou 2) de nouvelles données sur la géologie ou les gisements. Les révisions liées au rendement peuvent aussi comprendre des changements découlant des résultats de projets de récupération améliorée et d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou de la capacité des installations et du matériel de production. Au cours des cinq derniers exercices, les révisions liées au rendement ont été en moyenne de 16 millions de barils d’équivalent pétrole par an. Pour déterminer les réserves prouvées nettes, on déduit la part prévue des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou les deux. Les réserves prouvées nettes de brut classique (à l’exclusion des installations de récupération assistée) et de gaz naturel sont fondées sur une estimation des taux futurs de redevances basée sur ceux en vigueur au moment de l’estimation. Ces taux pourront varier selon la production et les prix. Quant aux réserves prouvées nettes des installations de récupération assistée, de Syncrude et de Cold Lake, elles sont fondées sur la meilleure estimation possible des taux moyens de redevances pour la durée économique de chaque projet. Ces taux pourront varier selon la production, les prix et les coûts. Les données relatives aux réserves excluent certaines ressources de pétrole brut et de gaz naturel comme celles qui ont été découvertes dans la mer de Beaufort, le delta du Mackenzie et les îles de l’Arctique, ou les ressources contenues dans les sables pétrolifères autres que celles de Syncrude, de l’usine Leming de Cold Lake et des phases 1 à 13 de la production de Cold Lake. La notion de baril d’équivalent pétrole (bep) peut être trompeuse si elle est employée hors contexte. Le coefficient de conversion de 6 000 pieds cubes en un baril se fonde sur une méthode qui s’applique principalement à l’équivalence énergétique à la pointe du brûleur et qui ne représente pas une valeur équivalente à la tête du puits. Aucun évaluateur ou vérificateur de réserves indépendant qualifié n’a participé à la préparation des données sur les réserves. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

59

Données relatives aux actionnaires, à la négociation d’actions et au rendement 2004

2003

2002

2001

2000

356 834

372 011

378 875

393 121

417 753

349 320 14,6

362 653 15,2

378 863 15,8

379 159 15,9

398 263 16,6

14 953

15 516

15 988

16 483

17 104

13 088

13 601

14 014

14 358

14 873

93 778

94 063

83 019

129 285

117 980

73,65 56,42 71,15

58,22 43,20 57,53

49,38 38,51 44,86

46,50 34,05 44,31

42,25 26,50 39,45

62,45 42,34 59,38

44,75 28,25 44,42

31,85 24,00 28,70

29,45 22,59 27,88

27,81 17,94 26,30

Bénéfice net par action, selon les PCGR des États-Unis (en dollars) – résultat de base – résultat dilué

5,75 5,74

4,58 4,58

3,20 3,20

3,11 3,11

3,37 3,37

Ratios au 31 décembre Ratio cours-bénéfice b)

12,4

12,6

14,0

14,2

11,7

Dividendes déclarés c) Total (en millions de dollars) Par action (en dollars)

314 0,88

323 0,87

318 0,84

324 0,83

325 0,78

Propriété des actions Nombre moyen d’actions en circulation, pondéré mensuellement (en milliers) Nombre d’actions en circulation au 31 décembre (en milliers) Actions détenues au Canada au 31 décembre (%) Nombre d’actionnaires inscrits au 31 décembre a) Nombre d’actionnaires inscrits au Canada Actions négociées (en milliers) Cours de l’action (en dollars) Bourse de Toronto Haut Bas À la clôture le 31 décembre American Stock Exchange ($ US) Haut Bas À la clôture le 31 décembre

a) Exxon Mobil Corporation détient 69,6 % des actions de l’Impériale. b) Cours de clôture le 31 décembre, à la Bourse de Toronto, divisé par le bénéfice net par action – résultats de base et dilué. c) Le dividende du quatrième trimestre est payé le 1er janvier de l’année suivante.

Renseignements pour l’actionnaire étranger Les dividendes en espèces versés aux actionnaires résidant dans des pays avec lesquels le Canada a conclu une convention fiscale sont d’ordinaire assujettis à la retenue fiscale de 15 % frappant les non-résidents du Canada.

Cette retenue fiscale passe à 5 % sur les dividendes versés à une société résidant aux États-Unis qui possède au moins 10 % des actions avec droit de vote de l’Impériale. La Compagnie Pétrolière Impériale Ltée est une société étrangère admissible aux nouveaux taux réduits sur les gains en capital aux États-Unis (15 % et 5 % pour certaines personnes) qui s’appliquent aux dividendes versés par les sociétés américaines et les sociétés étrangères admissibles. Il n’y a pas d’impôt canadien sur les gains provenant de la vente d’actions détenues par des non-résidents n’exploitant pas d’entreprise au Canada. Cours au jour de l’évaluation Renseignement utile pour les gains en capital : l’action ordinaire de l’Impériale était cotée à 10,50 $ le 31 décembre 1971 et à 15,29 $ le 22 février 1994. Les deux montants ont été retraités pour refléter la division par trois de l’action en 1998.

60

Rapport annuel 2004

Données financières et négociation d’actions – par trimestre a) 2004 trimestres terminés les 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc. Données financières, selon les PCGR des États-Unis (en millions de dollars) Total des produits 5 067 5 466 5 814 6 113 4 347 4 767 4 986 5 333 Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 720 699 828 780 (254) (195) (284) (242) Impôts sur les bénéfices Effet cumulatif d’une modification comptable – – – – Bénéfice net 466 504 544 538 Bénéfice net sectoriel, selon les PCGR des États-Unis (en millions de dollars) Ressources naturelles 319 368 135 108 Produits pétroliers Produits chimiques 12 29 – (1) Comptes non sectoriels Bénéfice net 466 504

411 99 31 3 544

389 158 28 (37) 538

31 mars

2003 trimestres terminés les 30 juin 30 sept.

5 478 4 685 793 (253) 4 544

4 510 3 888 622 (162) – 460

4 626 4 057 569 (189) – 380

4 594 4 188 406 (85) – 321

343 139 6 56 544

292 102 7 59 460

257 115 8 – 380

251 51 16 3 321

441 63 (11) 1

269 68 (16) 27

494

348

Flux de trésorerie sectoriels liés aux activités d’exploitation, selon les PCGR des États-Unis (en millions de dollars) Ressources naturelles 395 438 738 729 531 418 Produits pétroliers (4) 204 309 354 172 217 Produits chimiques 3 45 55 23 (1) 50 Comptes non sectoriels 4 3 7 9 2 (4) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (en dollars) 398 690 1 109 1 115 704 681 Données par action, selon les PCGR des États-Unis (en dollars) Bénéfice net de base 1,29 1,29 Bénéfice net dilué Dividendes (déclarés trimestriellement) 0,22 Cours de l’action (en dollars) b) Bourse de Toronto Haut Bas À la clôture American Stock Exchange ($ US) Haut Bas À la clôture Actions négociées (en milliers) c)

31 déc.

1,40 1,40 0,22

1,53 1,53 0,22

1,53 1,52 0,22

1,44 1,44 0,21

1,23 1,23 0,22

1,03 1,03 0,22

0,88 0,88 0,22

64,45 56,42 58,87

64,25 58,40 62,40

66,76 59,50 65,48

73,65 65,28 71,15

47,80 43,48 47,35

47,40 43,20 47,10

53,49 45,62 50,80

58,22 50,16 57,53

48,70 42,34 44,84

47,13 43,17 46,82

52,22 45,50 51,71

62,45 51,43 59,38

32,20 28,25 32,14

34,99 29,94 34,92

38,79 33,04 37,21

44,75 37,24 44,42

26 559

21 640

22 132

23 447

21 350

23 171

21 434

28 108

a) Les données trimestrielles ne sont pas l’objet d’une vérification ou d’un examen effectué par les vérificateurs indépendants de la compagnie. b) L’action de l’Impériale est cotée à la Bourse de Toronto et se négocie hors cote à l’American Stock Exchange de New York. L’action ordinaire de l’Impériale porte le symbole IMO. Les cours de l’action sont tirés des registres de ces bourses. c) Le nombre d’actions négociées est déterminé d’après l’ensemble des opérations réalisées à ces deux bourses.

Renseignements sur les dividendes et l’achat d’actions 2e trim. 2005 3e trim. 2005 17 août 2005 Date de déclaration 26 mai 2005 Date de clôture des registres 8 juin 2005 1er septembre 2005 Date de paiement des dividendes 1er juillet 2005 1er octobre 2005 Date limite d’achat d’actions (date limite de datation 16 juin 2005 16 septembre 2005 et de réception du chèque destiné à l’achat d’actions) Date d’investissement (date à laquelle la compagnie place les fonds du régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions) 4 juillet 2005 3 octobre 2005

4e trim. 2005 16 novembre 2005 1er décembre 2005 1er janvier 2006

1er trim. 2006 15 février 2006 3 mars 2006 1er avril 2006

14 décembre 2005

17 mars 2006

3 janvier 2006

3 avril 2006

Le Conseil peut modifier la date de déclaration du dividende et son montant. La compagnie se réserve le droit de modifier, de suspendre ou d’abroger le régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions. Les chèques d’achat d’actions doivent être faits à l’ordre de la Compagnie Trust CIBC Mellon. Les chèques de dividende sont habituellement postés de trois à cinq jours avant la date de paiement. Les relevés trimestriels du solde des participants au régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions sont habituellement postés deux semaines après la date d’investissement. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

61

Renseignements à l’intention des investisseurs Siège social Compagnie Pétrolière Impériale Ltée 111 St. Clair Avenue West Toronto (Ontario) Canada M5W 1K3 Assemblée annuelle L’assemblée annuelle aura lieu au Centre des congrès de Toronto, 255 Front Street West, Toronto (Ontario) Canada, le jeudi 21 avril 2005, à 10 h 30, heure locale. Questions portant sur le compte de l’actionnaire Pour signaler un changement d’adresse, transférer des actions, éliminer des envois postaux multiples, obtenir le paiement de ses dividendes en devise américaine, faire une demande de dépôt direct de ses dividendes en espèces dans le compte d’une institution financière au Canada qui offre le virement électronique de fonds, souscrire au régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions, demander la transmission électronique des rapports aux actionnaires, prière de s’adresser à la Compagnie Trust CIBC Mellon. Compagnie Trust CIBC Mellon P.O. Box 7010 Adelaide Street Postal Station Toronto (Ontario) Canada M5C 2W9 Téléphone : 1 800 387-0825 (Canada et États-Unis) ou (416) 643-5500 Télécopieur : (416) 643-5660 ou 5661 Courriel : [email protected] www.cibcmellon.com

Régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions Le régime offre à l’actionnaire deux façons d’augmenter son portefeuille à un coût réduit. Il lui permet de réinvestir ses dividendes en espèces dans l’achat d’actions au cours moyen du marché. L’actionnaire peut aussi investir, chaque trimestre civil, de 50 $ à 5 000 $ dans l’achat d’actions au cours moyen du marché. Les fonds affectés au régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions servent à acheter des actions en circulation à la bourse, plutôt que de nouvelles actions. L’Impériale en ligne L’Impériale a un site Web qui communique à l’investisseur divers renseignements sur l’entreprise, comprenant : • le cours de l’action, • le rapport annuel et les rapports intermédiaires, • le formulaire 10-K, • Information for Investors (publication anglaise qui décrit la compagnie et ses activités en détail), • des communications à l’intention des investisseurs, • la publication des résultats et d’autres communiqués, • des données historiques sur les dividendes, • la mission sociale de l’entreprise. www.limperiale.ca

Les résidents des États-Unis qui veulent transférer des actions sont priés de s’adresser à Mellon Investor Services LLC.

Renseignements pour les investisseurs On peut aussi obtenir des renseignements en écrivant au directeur des Relations avec les investisseurs, au siège social de l’Impériale ou en composant l’un des numéros suivants : Téléphone : (416) 968-8145 Télécopieur : (416) 968-5345

Mellon Investor Services LLC 85 Challenger Road Ridgefield Park, New Jersey, U.S.A. 07660 Téléphone : 1 800 526-0801

Autres numéros importants Service à la clientèle : Téléphone : 1 800 567-3776 Télécopieur : 1 800 367-0585 Secrétaire général (416) 968-4966 Téléphone : Télécopieur : (416) 968-5407 Annual Report in English To obtain Imperial’s annual report to shareholders in English, please write to: Investor Relations Division: Imperial Oil Limited, 111 St. Clair Avenue West, Toronto, Ontario, Canada M5W 1K3.

Conception : Smith-Boake Designwerke Inc. Photographie : Jean Becq, Bernard Bohn, J. Christopher Lawson, Alan Marsh/First Light, Prisma Productions, archives de l’Impériale Impression : Quebecor World MIL Inc.

62

Rapport annuel 2004

Administrateurs et dirigeants

Le Conseil (de gauche à droite) Pierre Des Marais II Président Gestion PDM Inc, Montréal (Québec) Roger Phillips Président et chef de la direction retraité IPSCO Inc. Regina (Saskatchewan) Victor L. Young Directeur de plusieurs entreprises St. John’s (Terre-Neuve-et-Labrador) Sheelagh D. Whittaker Directrice générale, Division secteur public Electronic Data Systems Limited Londres (Angleterre) Tim J. Hearn Président du Conseil, président et chef de la direction Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Toronto (Ontario) Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Autres dirigeants Paul A. Smith Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Toronto (Ontario) Jim F. Shepard Président du Conseil et chef de la direction retraité Finning International Inc. Vancouver (Colombie-Britannique) Brian J. Fischer Vice-président principal, Produits pétroliers et chimiques Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Toronto (Ontario) J. Michael Yeager Vice-président principal, Ressources Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Calgary (Alberta)

John F. Kyle Vice-président et trésorier Brian W. Livingston Vice-président, directeur juridique et secrétaire général

L’Impériale en ligne

La Compagnie Pétrolière Impériale Ltée est l’un des chefs de file de l’industrie canadienne de l’énergie depuis 125 ans et, grâce à sa participation à des projets qui sont parmi les plus prometteurs de cette industrie, elle est bien placée pour créer de la valeur pour ses actionnaires.

Le site Web de la compagnie est une mine de renseignements pour les investisseurs et les personnes qui cherchent à évaluer les résultats et les perspectives de la compagnie. Les derniers communiqués, les rapports et les exposés les plus récents, l’information sur les dividendes et les impôts, les dates à retenir, les données historiques sur les actions, les numéros des personnes à contacter et le cours de l’action à la Bourse de Toronto (TSX) mis à jour régulièrement et bien d’autres renseignements sont ainsi réunis en un seul endroit pratique à consulter.

Tout en étant l’un des principaux producteurs de pétrole brut et de liquides du gaz naturel du Canada et un important producteur de gaz naturel, la compagnie est le principal raffineur-distributeur de produits pétroliers du pays, vendus principalement sous la marque Esso, et un important fabricant de produits pétrochimiques.

www.limperiale.ca

Ce rapport est imprimé et relié de manière à en faciliter le recyclage.

Photos en couverture, de gauche à droite : Des scientifiques font de la recherche dans un laboratoire des années 40 à Sarnia; la compagnie exploite désormais deux centres de recherche de pointe à Sarnia et à Calgary; l’unité industrielle de Sarnia inaugure son usine pétrochimique en 1950; aujourd’hui, c’est l’unité de fabrication de carburants, d’huiles lubrifiantes et de produits chimiques la plus intégrée du Canada; l’association de l’Impériale au hockey remonte aux années 30; la compagnie commandite toujours le sport d’hiver national du Canada à tous les niveaux; la découverte par l’Impériale du gisement Leduc en 1947 marque le début du rôle du Canada comme important producteur de pétrole; l’Impériale fore de nouveaux puits à son exploitation de pétrole lourd à Cold Lake; des clients font le plein d’essence dans une station-service de 1916; aujourd’hui, les stations-service Esso offrent un service attentionné et courtois, des produits de qualité et des articles d’usage courant sous le même toit aux clients pressés.

1 Rapport annuel 2004

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée 111 St. Clair Avenue West Toronto (Ontario) Canada M5W 1K3

On peut se renseigner sur les produits et les services, les possibilités de carrière, la mission sociale, les dons et les commandites, l’exploitation pancanadienne et l’historique de la compagnie en se rendant sur www.limperiale.ca.

125 ans – Leader dans le secteur de l’énergie

Profil de la compagnie