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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE / RAPPORT ANNUEL 2005

Rapport de la direction sur le contrôle interne de l’information financière La direction, y compris le chef de la direction, l’agent comptable principal et agent financier principal de la compagnie, est responsable de la mise en place et du maintien d’un contrôle interne adéquat à l’égard de l’information financière de la compagnie. La direction a procédé à une évaluation de l’efficacité du contrôle interne de l’information financière selon les critères établis dans le document intitulé « Internal Control – Integrated Framework », publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway. À la lumière de cette évaluation, la direction a conclu que le contrôle interne de l’information financière de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée était efficace au 31 décembre 2005. L’évaluation par la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2005 a été vérifiée par PricewaterhouseCoopers s.r.l., cabinet d’expertise comptable indépendant inscrit, comme l’atteste son rapport inclus dans les présentes. Le président du Conseil, président et chef de la direction,

T.J. Hearn

Le contrôleur et vice-président principal, Finances et administration (agent comptable principal et agent financier principal)

P.A. Smith le 27 février 2006

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Rapports des vérificateurs Aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Nous avons procédé à une vérification intégrée des états financiers consolidés de 2005 et de 2004 de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de son contrôle interne de l’information financière aux 31 décembre 2005 et 2004, et des vérifications de ses états financiers consolidés, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Notre opinion sur les états financiers consolidés de 2005, de 2004 et de 2003 de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et sur le contrôle interne de l’information financière au 31 décembre 2005, basée sur nos vérifications, est présentée ci-après. États financiers consolidés À notre avis, les bilans consolidés ci-joints et les états consolidés des résultats, des capitaux propres et des flux de trésorerie figurant aux pages 38 à 62 du présent rapport annuel donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales aux 31 décembre 2005 et 2004, ainsi que de leurs résultats d’exploitation et de leurs flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2005, selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis. 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 de ces états ont été effectuées conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). 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 des états financiers 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. Nous estimons que nos vérifications constituent un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion. Contrôle interne de l’information financière À notre avis, l’évaluation de la direction, présentée dans le rapport de la direction sur l’information financière, portant sur le maintien par la compagnie d’un contrôle interne efficace de l’information financière au 31 décembre 2005, selon les critères établis dans le document « Internal Control – Integrated Framework » publié par le Committee of Sponsoring Organizations (COSO) de la Commission Treadway, est énoncée de façon fidèle, à tous les égards importants, selon ces critères. En outre, à notre avis, la compagnie a maintenu, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l’endroit de l’information financière au 31 décembre 2005, selon les critères établis dans le document « Internal Control – Integrated Framework » publié par le COSO. La responsabilité du maintien d’un contrôle efficace de l’information financière et de l’évaluation de l’efficacité du contrôle interne de l’information financière incombe à la direction de la compagnie. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur l’évaluation de la direction et sur l’efficacité du contrôle interne de l’information financière de la compagnie en nous fondant sur notre vérification. Notre vérification du contrôle interne de l’information financière a été effectuée conformément aux normes du Public Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable qu’un contrôle interne efficace de l’information financière a été maintenu à tous les égards importants. Notre vérification de l’information financière comprend l’obtention d’une compréhension du contrôle interne, l’appréciation de l’évaluation de la direction, les sondages et l’évaluation de la conception et du fonctionnement efficace du contrôle interne et tout autre procédé que nous jugeons nécessaire dans les circonstances. Nous estimons que notre vérification constitue un fondement raisonnable à l’expression de notre opinion.

Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’une société repose sur un processus conçu pour fournir une assurance raisonnable quant à la fiabilité de l’information financière et la préparation des états financiers destinés à un usage externe selon les principes comptables généralement reconnus. Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière inclut les politiques et les procédés qui : i) se rapportent au maintien de registres raisonnablement détaillés, reflétant avec précision les opérations et les cessions liées aux actifs de la compagnie et en donnent une image fidèle; ii) procurent une assurance raisonnable que les opérations sont dûment comptabilisées pour permettre la préparation d’états financiers selon les principes comptables généralement reconnus, et que les recouvrements et dépenses de la compagnie sont effectués conformément aux autorisations de la direction et des administrateurs de la compagnie; et iii) procurent une assurance raisonnable quant à la prévention ou à la détection en temps utile d’acquisitions, d’utilisations ou de cessions non autorisées des actifs de la compagnie susceptibles d’avoir une incidence importante sur les états financiers. En raison de ses limites inhérentes, le contrôle interne à l’égard de l’information financière peut ne pas prévenir ou détecter des inexactitudes. En outre, les prévisions sur toute évaluation de l’efficacité se rapportant aux périodes futures sont assujetties au risque que les contrôles peuvent devenir insuffisants en raison de la modification des conditions, ou que le degré de conformité avec les politiques ou les procédés peut diminuer.

Comptables agréés Toronto (Ontario) le 27 février 2006

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État consolidé des résultats

(selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens

2005

2004

2003

Produits d’exploitation a) b) Revenus de placement et d’autres sources (note 10)

27 797 417

22 408 52

19 094 114

Total des produits et autres revenus

28 214

22 460

19 208

Exercices terminés les 31 décembre

Produits et autres revenus

Charges

Exploration Achats de pétrole brut et de produits b) Production et fabrication Frais de vente et frais généraux Taxe d’accise fédérale a) Amortissement et épuisement Frais de financement (note 14)

17 3 1 1

43 168 327 577 278 895 8

13 2 1 1

59 094 820 281 264 908 7

10 2 1 1

55 823 726 325 254 755 (120)

24 296

19 433

16 818

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices

3 918

3 027

2 390

Impôts sur les bénéfices

1 318

975

689

Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts

2 600 –

2 052 –

1 701 4

Bénéfice net

2 600

2 052

1 705

Total des charges

(note 4)

Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable

Données par action

(en dollars canadiens)

Bénéfice net – résultat de base par action (note 12) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts Bénéfice net Bénéfice net – résultat dilué par action (note 12) Bénéfice avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts Bénéfice net Dividendes

7,62 –

5,75 –

4,57 0,01

7,62

5,75

4,58

7,59 –

5,74 –

4,57 0,01

7,59

5,74

4,58

0,94

0,88

0,87

a) Les produits d’exploitation comprennent la taxe d’accise fédérale de 1 278 M$ (1 264 M$ en 2004; 1 254 M$ en 2003). b) Les produits d’exploitation comprennent des montants au titre de contrats d’achat et de vente auprès de la même contrepartie (les frais connexes sont compris dans les « achats de pétrole brut et de produits ») de 4 894 M$ (3 584 M$ en 2004; 2 851 M$ en 2003). L’information qui se trouve aux pages 42 à 62 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers afin qu’ils tiennent compte de la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

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État consolidé des flux de trésorerie

(selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens rentrées (sorties) de fonds Exercices terminés les 31 décembre

2005

2004

2003

2 600 –

2 052 –

1 705 (4)

895 (233) (116)

908 (32) (90)

755 (10) (59)

(414) (67) 304 644 (162) 3 451

(311) (32) 462 308 47 3 312

33 31 38 74 (336) 2 227

(1 432) 440

(1 376) 102

(1 482) 56

Activités d’exploitation

Bénéfice net Effet cumulatif d’une modification comptable, après impôts Ajustements au titre des éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement (Gain) perte à la vente d’actifs, après impôts Impôts reportés sur les bénéfices et autres Variation de l’actif et du passif d’exploitation : Comptes débiteurs Stocks et charges payées d’avance Impôts sur les bénéfices à payer Comptes créditeurs Autres postes – montant net a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 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 a) Comprend une cotisation aux régimes enregistrés de retraite de 350 M$ (114 M$ en 2004; 511 M$ en 2003).

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

– (992)

(32) (1 306)

– (1 426)

b) La trésorerie comprend les fonds en banque et les équivalents au coût. Les équivalents sont des titres très liquides échéant dans au plus trois mois au moment de leur achat.

Dette à court terme – montant net 18 Dette à long terme contractée – Remboursement de la dette à long terme (21) Émission d’actions ordinaires en vertu du régime d’options sur actions 38 Actions ordinaires achetées (note 12) (1 795) Dividendes versés (317) Flux de trésorerie liés aux activités de financement (2 077)

9 – (8) 13 (872) (317) (1 175)

– 818 (818) 2 (799) (322) (1 119)

831 448 1 279

(318) 766 448

L’information qui se trouve aux pages 42 à 62 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers afin qu’ils tiennent compte de la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

Activités de financement

Augmentation (diminution) de la trésorerie Trésorerie au début de l’exercice Trésorerie à la fin de l’exercice

b)

382 1 279 1 661

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Bilan consolidé

(selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens

2005

2004

1 661 2 040 481 130 654 4 966 127

1 279 1 626 432 112 448 3 897 130

10 132 204 153 15 582

9 647 204 149 14 027

Passif à court terme Dette à court terme Comptes créditeurs et charges à payer (note 15) 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 (note 7) Passif d’impôts futurs (note 4) Engagements et passifs éventuels (note 11)

99 3 170 1 399 477 5 145 863 1 728 1 213

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

Total du passif

8 949

7 705

1 747 5 466 (580) 6 633

1 801 4 889 (368) 6 322

31 décembre

Actif

Actif à court terme Encaisse Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives Stocks de pétrole brut et de produits (note 13) Matières, fournitures et charges payées d’avance Actif d’impôts futurs (note 4) Total de l’actif à court terme Placements, participations et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles, déduction faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement (note 2) Écart d’acquisition (note 2) Autres actifs incorporels, montant net Total de l’actif

(note 2)

Passif

Capitaux propres

Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 12) Bénéfices non répartis Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires Total des capitaux propres

15 582

Total du passif et des capitaux propres

Approuvé par le Conseil

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

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

14 027

L’information qui se trouve aux pages 42 à 62 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers afin qu’ils tiennent compte de la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

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État consolidé des capitaux propres

(selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens 31 décembre

Actions ordinaires à la valeur attribuée

2005

2004

2003

1 801 38 (92) 1 747

1 859 13 (71) 1 801

1 939 2 (82) 1 859

4 889 2 600 (1 703) (320) 5 466

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

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

(368)

(266)

(315)

(212) (580)

(102) (368)

49 (266)

6 633

6 322

5 545

2 600

2 052

1 705

(102)

49

1 950

1 754

(note 12)

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 Achats d’actions au-dessus de la valeur attribuée Dividendes À la fin de l’exercice Variations 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 6) À la fin de l’exercice Capitaux propres à la fin de l’exercice

L’information qui se trouve aux pages 42 à 62 fait partie des présents états financiers consolidés. Certains chiffres des exercices précédents ont été reclassés dans les états financiers afin qu’ils tiennent compte de la présentation adoptée pour l’exercice écoulé.

Variations des capitaux propres non liées aux propriétaires pour l’exercice

Bénéfice net de l’exercice Autres variations des capitaux propres non liées aux propriétaires (note 6) Total des variations des capitaux propres non liées aux propriétaires pour l’exercice

(212) 2 388

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Notes afférentes aux états financiers consolidés 1. Principales conventions comptables La compagnie exerce principalement ses activités dans le secteur de l’énergie, notamment dans la prospection, 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 ceux 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 17. 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 permanente d’en déterminer unilatéralement les stratégies et les politiques 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 partie importante 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 participation indivise de la compagnie dans ces activités, dont sa participation de 25 % dans la coentreprise Syncrude et 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 et 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) celle-ci y exerce les activités commerciales dont elle tire des produits et pour lesquelles elle engage des charges; b) leurs résultats d’exploitation sont examinés périodiquement par le principal responsable de l’exploitation de la compagnie aux fins de la prise de décisions quant aux ressources à attribuer à chaque secteur et de l’évaluation du rendement 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, la dette à long terme et le passif lié à la rémunération incitative. Le résultat net des comptes non sectoriels comprend principalement les frais de financement, les intérêts créditeurs et les charges de rémunération incitative. Les conventions s’appliquant aux informations sectorielles sont identiques à celles qui sont décrites ailleurs dans l’exposé des principales conventions comptables. Les charges d’exploitation liées aux ressources naturelles, aux produits pétroliers et aux produits chimiques comprennent des sommes réparties provenant 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 en particulier 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 du dernier entré, premier sorti (DEPS). La méthode DEPS a été préférée à la méthode du premier entré, premier sorti 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 placement 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 placement et d’autres sources.

Ces investissements représentent les participations dans des sociétés fermées de transport par pipeline qui facilitent l’achat et la vente de pétrole brut et de gaz naturel dans la conduite des activités de la compagnie. Les autres parties qui détiennent une participation dans ces sociétés partagent les risques et les avantages en proportion du pourcentage de leur participation. La compagnie n’investit pas dans ces entreprises dans le but de retirer des passifs de son bilan.

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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 forages d’exploration improductifs sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. Le 1er juillet 2005, la compagnie a adopté la prise de position FSP 19-1 intitulée Accounting for Suspended Well Costs. La FSP 19-1 modifie le SFAS 19 intitulé Financial Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies de manière à permettre la poursuite de la capitalisation des coûts des forages d’exploration au-delà d’un exercice lorsque a) le forage révèle la présence de réserves suffisantes pour justifier l’achèvement d’un puits de production et que b) l’entité accomplit des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et sur le plan de la viabilité économique et opérationnelle du projet. Au moment de l’adoption de la FSP 19-1, il n’y avait pas de coût de forages d’exploration capitalisé passé en charges. Avant l’adoption de la FSP 19-1, la compagnie comptabilisait comme un actif le coût des forages d’exploration aboutissant à la découverte de réserves suffisantes qui justifieraient l’investissement requis pour leur achèvement comme puits de production si le forage de puits d’exploration supplémentaires était en cours ou devait être effectué dans un avenir proche selon des plans bien arrêtés. Quand les activités d’exploration aboutissent à la découverte de réserves commercialement exploitables suffisantes, 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 de 13 M$ au 31 décembre 2005, négligeables au 31 décembre 2004 et de 2 M$ au 31 décembre 2003. 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. 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 de la compagnie 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 d’énergie requis pour exploiter les puits et le matériel connexe, ainsi que les frais d’administration 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 des 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 propriétés 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’entreprise, 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’entreprise, 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 basent sur les réserves prouvées. S’il y a des réserves probables, un montant corrigé du risque peut être inclus dans le test de dépréciation pour 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 sur la juste valeur. Les conventions comptables relatives à l’exploitation des sables pétrolifères de la compagnie sont les mêmes que celles décrites dans le présent sommaire des principales conventions comptables visant les exploitations du pétrole brut et du gaz naturel. En vertu de ces conventions, les coûts d’acquisition pour l’exploitation des sables pétrolifères sont capitalisés au moment où ils sont engagés. Les frais d’exploration sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. La capitalisation des frais de mise en valeur ne commence qu’après avoir établi la présence de réserves prouvées. Le niveau des stocks étant constamment bas, la compagnie passe en charges les frais de découverture pendant la phase de production à mesure qu’ils sont engagés. La part des stocks de

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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE / RAPPORT ANNUEL 2005

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

l’exploitation des sables pétrolifères de la compagnie était évaluée à 20 M$, à 13 M$ et à 14 M$ aux 31 décembre 2005, 2004 et 2003 respectivement. Le fait de constater les frais de découverture pendant la phase de production en tant que coût des stocks n’aurait pas eu une incidence importante sur le bénéfice ou sur la valeur des stocks. L’amortissement des actifs de sables pétrolifères commence au moment où la production devient régulière. Les actifs en cours de construction ne sont pas amortis. L’amortissement des actifs de sables pétrolifères est calculé selon une combinaison de la méthode proportionnelle au rendement et de la méthode linéaire. Les investissements dans les installations d’extraction, qui servent à séparer le bitume brut du sable, et dans les installations de valorisation sont amortis selon la méthode proportionnelle au rendement compte tenu des réserves prouvées mises en valeur dans la zone d’intérêt. Les investissements dans les réseaux miniers et de transport sont amortis selon la méthode linéaire. En général, ces actifs sont amortis sur 15 ans. Les gains et pertes à la vente d’actifs sont portés aux revenus de placement 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 n’est pas amorti mais est soumis à un test de dépréciation annuellement ou plus souvent 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 estimative 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 aménagées. Ces obligations se rapportent principalement aux frais de mise hors service et d’enlèvement des puits de pétrole et de gaz et des installations connexes. 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 installations de fabrication, de distribution et de commercialisation dont la durée de vie utile est indéterminée. En effet, ces obligations éventuelles ne peuvent être mesurées car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Il s’agit principalement de sites actuellement en exploitation. 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 envisagée et de l’ampleur des travaux de restauration prévus, conformément aux exigences réglementaires, de la technologie existante et de 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 jusqu’à l’échéance. La juste valeur des autres instruments financiers détenus par la compagnie, qui consistent essentiellement en débiteurs à long terme, est déterminée principalement par l’actualisation des flux de trésorerie futurs aux taux actuels d’instruments financiers similaires, comportant des risques de crédit et des échéances comparables.

La compagnie n’a pas recours à des structures de financement visant à modifier les résultats comptables ou à retirer des dettes du bilan. 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. 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 où la recouvrabilité est raisonnablement assurée. La compagnie ne conclut pas d’ententes qui l’obligent 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 frais généraux ».

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À sa réunion de septembre 2005, l’Emerging Issues Task Force (EITF) est parvenu à un consensus à propos du bulletin 04-13 intitulé « 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 intégrer au coût des marchandises et aux produits, quand il faut les comptabiliser comme un échange mesuré à la valeur comptable de l’élément vendu. L’EITF en est venu à la conclusion que les opérations d’achat et de vente de marchandises auprès de la même contrepartie conclues en prévision l’une de l’autre doivent être cumulées et comptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable de l’élément vendu. Actuellement, la compagnie comptabilise certaines opérations d’achat et de vente de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et chimiques conclues simultanément auprès de la même contrepartie dans le coût des marchandises vendues et les 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 dans un seul contrat ou dans des contrats distincts. Ce traitement comptable est conforme à la pratique qui prédomine depuis longtemps dans l’industrie (certaines sociétés pouvant toutefois comptabiliser ces opérations comme des échanges non monétaires). Le consensus atteint par l’EITF fera en sorte que ces montants seront retranchés des comptes « produits d’exploitation » et « achats de pétrole brut et de produits » de l’état consolidé des résultats, sans aucune incidence sur le bénéfice net. Tous les secteurs d’exploitation seront touchés par cette modification, mais surtout celui des produits pétroliers. Le consensus s’appliquera aux nouvelles ententes que la compagnie conclura ainsi qu’aux modifications ou reconductions d’ententes existantes, au plus tard au deuxième trimestre 2006. Les montants des achats et des ventes inclus dans les produits de 2005, de 2004 et de 2003 sont présentés ci-dessous, de même que les « produits d’exploitation » pour mettre ces chiffres en perspective. en millions de dollars

Produits d’exploitation Montants inclus dans les produits d’exploitation au titre des contrats d’achat et de vente auprès de la même contrepartie a) Pourcentage des produits d’exploitation

2005

2004

2003

27 797

22 408

19 094

4 894

3 584

2 851

18 %

16 %

15 %

a) Les frais connexes sont inclus dans les « achats de pétrole brut et de produits ».

Rémunération à base d’actions La compagnie comptabilise ses programmes de rémunération à base d’actions, hormis les options sur actions attribuées en avril 2002, selon la méthode de la juste valeur. Selon cette méthode, la charge imputable aux unités de ces programmes est déterminée à chaque période d’après le cours de l’action et comptabilisée dans l’état consolidé des résultats sur la période d’acquisition des droits.

La charge de rémunération liée aux attributions d’options a été constatée dans l’état consolidé des résultats selon la « stratégie de la période d’acquisition théorique ». La charge au titre des options attribuées aux employés qui ont pris leur retraite avant la fin de la période d’acquisition a été passée en charges. L’application d’une « stratégie non corroborative de la période d’acquisition » correspondant à un amortissement fondé sur l’âge d’admissibilité à la retraite ne serait pas sensiblement différente de la stratégie de la période d’acquisition théorique. Comme l’autorise la norme Statement of Financial Accounting Standards No. 123 (SFAS 123), la compagnie continue de comptabiliser les options sur actions attribuées à titre incitatif en avril 2002 selon la méthode de la valeur intrinsèque. Selon cette méthode, la charge de rémunération n’est pas constatée à l’émission des options sur actions, puisque le prix d’exercice correspond à la valeur de marché à la date de l’attribution. Tous les droits d’options sur actions attribuées à titre incitatif avaient été acquis en date du 1er janvier 2005. Bénéfice net et bénéfice net par action si les dispositions de la SFAS 123 avaient été adoptées pour les exercices antérieurs : 2005

2004

2003

Bénéfice net inscrit dans les états financiers Ajouter : charges de rémunération à base d’actions déclarées, déduction faite des impôts Déduire : charges de rémunération à base d’actions, déduction faite des impôts, établies selon la méthode de la juste valeur

2 600

2 052

1 705

238

95

93

(238)

(97)

(98)

Bénéfice net pro forma

2 600

2 050

1 700

7,62 7,59 7,62 7,59

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

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

en millions de dollars

Bénéfice net par action (en dollars) Déclaré – résultat de base – résultat dilué Pro forma – résultat de base – résultat dilué

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.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

2. Secteurs d’activité en millions de dollars

Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles c) Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication d) Frais de vente et frais généraux d) e) Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Frais de financement (note 14) 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 Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et d’exploration f) Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles – montant net g) h) Total de l’actif

en millions de dollars

Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles c) Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication d) Frais de vente et frais généraux d) e) Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Frais de financement (note 14) 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 Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et d’exploration f) Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles – montant net g) h) Total de l’actif

Ressources naturelles a) 2005 2004 2003

4 702 3 487 331 8 520

3 689 2 891 45 6 625

3 390 2 224 34 5 648

43 2 837 1 931 36 – 651 – 5 498 3 022

59 2 110 1 581 9 – 633 1 4 393 2 232

55 1 873 1 551 11 – 517 1 4 008 1 640

955 59 1 014

771 (56) 715

540 (70) 470

2 008

1 517

– 2 008

Produits pétroliers 2004 2003

2005

21 793 17 503 14 710 2 224 1 666 1 294 60 42 54 24 077 19 211 16 058

1 302 363 – 1 665

1 216 293 – 1 509

994 238 – 1 232

– – – 212 14 769 11 822 203 1 064 1 029 096 1 043 1 070 278 1 264 1 254 230 257 211 2 2 2 23 021 18 399 15 388 1 056 812 670

– 1 191 195 81 – 12 – 1 479 186

– 1 064 176 88 – 13 – 1 341 168

– 882 148 113 – 22 – 1 165 67

61 (2) 59

14 9 23

2005

19 1 1 1

Produits chimiques 2004 2003

409 (47) 362

314 (58) 256

75 133 208

1 170

694

556

462

121

109

44

– 1 517

4 1 174

– 694

– 556

– 462

– 121

– 109

– 44

2 440

2 331

1 720

799

908

659

94

126

36

937

1 113

1 007

478

283

478

19

15

41

6 350 (3 037)

6 078 2 959

6 069 2 856

701 (474)

682 459

609 401

3 313 6 287

3 119 5 555

3 213 5 287

227 504

223 497

208 440

Éliminations 2004 2003

2005

14 229 13 538 12 610 (7 780) 7 337 6 813 6 449 7 347

6 201 6 866

5 797 6 417

Comptes non sectoriels 2005 2004 2003

– – 26 26

– – (35) (35)

– – 26 26

– – – 364 – 2 6 372 (346)

– – – 141 – 5 4 150 (185)

– – – 131 – 5 (123) 13 13

(72) (51) (123)

(43) (12) (55)

(19) 7 (12)

(223)

(130)

25

– (223)

– (130)

– 25

118 41

(53) 34

(188) 33

205 101 104 1 407

145 96 49 501

246 (103) 143 1 867

2005

(6 074) (4 850) (3 756) (6 074) (4 850) (3 756)

(6 072) (4 849) (3 754) (2) (1) (2)

(6 074) (4 850) (3 756) – – –

–

–

(423)

–

–

(298)

–

–

69 (4) 65

Chiffres consolidés 2004 2003

27 797 22 408 19 094 – – – 417 52 114 28 214 22 460 19 208 43 59 55 168 13 094 10 823 327 2 820 2 726 577 1 281 1 325 278 1 264 1 254 895 908 755 8 7 (120) 24 296 19 433 16 818 3 918 3 027 2 390 17 3 1 1

1 361 (43) 1 318

1 103 (128) 975

610 79 689

2 600

2 052

1 701

– 2 600

– 2 052

4 1 705

3 451 1 475

3 312 1 445

2 227 1 559

21 (11 10 (308) 15

526 20 503 19 433 394) 10 856 10 166 132 9 647 9 267 582 14 027 12 337

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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 : 2005

2004

2003

Total des ventes externes et intersectorielles Total des charges Bénéfice net, après impôts sur les bénéfices

3 687 1 805 1 249

2 744 1 598 780

2 494 1 577 664

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

305 4 742 1 212 524

367 4 140 948 330

302 3 553 913 302

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

1 424 (403)

1 188 (858)

883 (754)

en millions de dollars

b) Comprend les ventes à destination des États-Unis, réparties comme suit : en millions de dollars

2005

2004

2003

Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques

1 633 856 750

1 360 1 074 678

1 304 792 567

Total des ventes à l’exportation

3 239

3 112

2 663

c) Les ventes intersectorielles sont conclues, pour l’essentiel, aux prix du marché. d) En 2005, les charges de rémunération incitative auparavant réparties entre les secteurs d’exploitation ont été déclarées dans les comptes non sectoriels. Ce changement a pour effet d’isoler la totalité des charges de rémunération incitative et d’accroître la transparence des activités des différents secteurs d’exploitation. Ce changement est sans effet sur le total des charges consolidées, sur le bénéfice net et sur le profil des flux de trésorerie de la compagnie. Les résultats sectoriels de 2004 et de 2003 ont été reclassés à des fins de comparaison. e) Les frais de vente et frais généraux consolidés comprennent des frais de livraison aux clients à partir de l’entreposage final de 310 M$ en 2005 (307 M$ en 2004; 285 M$ en 2003). f) Il n’y a pas eu de nouveaux contrats de location-acquisition en 2005. Les dépenses en immobilisations et d’exploration dans le secteur des produits pétroliers comprenaient des contrats de location-acquisition hors trésorerie de 11 M$ en 2004. g) Comprend des immobilisations corporelles en cours de construction de 954 M$ (1 983 M$ en 2004). 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.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

3. Dette à long terme Année d’émission 2003 2003

Date d’échéance 250 M$ échéant le 26 mai 2007 et 250 M$ échéant le 26 août 2007 a) 19 janvier 2008 a)

Dette à long terme b) Contrats de location-acquisition Total de la dette à long terme

Taux d’intérêt variable variable

c)

d) e)

2005 2004 en millions de dollars 500 318 818 45 863

– 318 318 49 367

a) Prêts à long terme à taux variable d’Exxon Overseas Corporation, membre du groupe Exxon Mobil Corporation, à des taux d’intérêt équivalant aux taux d’intérêt des marchés canadiens. En 2005, l’échéance de ces prêts a été reportée de deux ans par rapport aux dates d’échéance figurant ci-dessus. b) Taux d’intérêt réel moyen de 2,8 % en 2005 (2,5 % en 2004). c) Obligations contractées principalement pour les contrats de location-acquisition de services marins devant être fournis par le locataire à partir de 2004 pour 10 ans, et pouvant être prolongés de 5 ans. Le taux d’intérêt moyen imputé a été de 10,5 % en 2005 (10,3 % en 2004). d) Des paiements en capital de 500 M$ sur les emprunts à long terme sont exigibles en 2007 et de 318 M$ en 2008. 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 477 M$ (995 M$ en 2004), échéant à moins d’un an et inscrits au passif à court terme.

4. Impôts sur les bénéfices en millions de dollars

Charge d’impôts exigibles Charge d’impôts futurs a) Total des charges d’impôts

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 entré en vigueur Autres Taux d’imposition réel

2005 1 361 (43) 1 318 35,6

2004 1 103 (128) 975 37,0

2003 610 79 689 38,5

3,8 (5,2) – – (0,6) 33,6

3,9 (7,0) – (1,8) 0,1 32,2

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

a) La charge d’impôts futurs de l’exercice représente la différence entre les passifs nets d’impôts futurs au début et à la fin de l’exercice. En 2005, les provisions pour impôts futurs n’ont pas donné lieu à des (charges) ou à des crédits nets au titre des modifications des lois fiscales et des taux d’imposition (25 M$ en 2004; 72 M$ en 2003). (b) Les décaissements au titre des impôts sur les bénéfices, compte tenu des crédits à l’investissement, ont totalisé 1 024 M$ en 2005 (641 M$ en 2004; 573 M$ en 2003).

La charge d’impôts futurs représente l’écart entre les valeurs comptable et fiscale de l’actif et du passif. Ces écarts sont réévalués à la fin de chaque exercice 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 Passif d’impôts futurs Évaluation des stocks selon la méthode DEPS Autres Actif d’impôts futurs Provision pour moins-value Passif net d’impôts futurs

2005 1 470 319 (354) (171) (49) 26 (28) 1 213

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

(487) (167) (654) – 559

(343) (105) (448) – 707

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 une économie de 105 M$ en 2005 (économie de 41 M$ en 2004; charge de 57 M$ en 2003). 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 que la charge établie au titre des impôts sur les bénéfices est suffisante.

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5. Relocalisation du siège social Le transfert du siège social de la compagnie de Toronto (Ontario) à Calgary (Alberta) annoncé en septembre 2004 a eu lieu comme prévu en août 2005. Les charges relatives à la relocalisation du siège social devraient s'élever à environ 77 M$ (52 M$ après impôts), dont 85 % ont été constatés en 2005, au moment du paiement des frais de déménagement et des indemnités versées aux employés qui ont décidé de ne pas déménager. Ces charges sont comprises dans les « frais de vente et frais généraux » de l'état consolidé des résultats. La variation du passif lié à la relocalisation du siège social s’établit comme suit : 2005 – 65 (48) 17

en millions de dollars

Au début de la période, le 1er janvier Ajouts Règlement À la fin de la période, le 31 décembre

2004 – – – –

Tous les secteurs d’exploitation sont touchés par cette activité, mais surtout celui des produits pétroliers.

6. Avantages à la retraite Les avantages à la retraite auxquels ont droit la plupart des salariés 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 salariés 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. En date du 31 décembre 2005, l’obligation au titre des avantages à la retraite dépassait la juste valeur de l’actif des régimes de 1 823 M$ (1 712 M$ en 2004), dont 1 365 M$ (1 276 M$ en 2004) avaient trait aux prestations de retraite et 458 M$ (436 M$ en 2004) 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 des régimes. Le détail des régimes de retraite des employés s’établit comme suit : Prestations de retraite en millions de dollars

Autres avantages à la retraite

2005

2004

2003

2005

2004

2003

86 239 (257) 25 83 176

76 237 (223) 27 68 185

71 219 (179) 25 69 205

7 24 – – 7 38

6 24 – – 4 34

5 22 – – 3 30

4 260 86 239 20 549 (88) (282)

3 761 76 237 37 405 – (256)

436 7 24 – 26 (13) (22)

382 6 24 – 47 – (23)

4 784

4 260

458

436

4 261

3 743

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) 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 Autres b) Prestations versées Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre Obligation cumulative au titre des prestations constituées au 31 décembre

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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE / RAPPORT ANNUEL 2005

NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

Prestations de retraite

2005

en millions de dollars

2004

Autres avantages à la retraite

2003

2005

2004

(1 276) 1 073 99 (104)

(458) 101 – (357)

(436) 95 – (341)

(759) 97

(357) –

(341) –

558 (104)

– (357)

– (341)

5,00 3,50

5,75 3,50

2003

Variation de l’actif des régimes

Juste valeur de l’actif des régimes au 1er janvier 2 984 Rendement réel de l’actif des régimes 370 Cotisations de la compagnie 350 Paiements faits directement aux participants 56 Autres b) (59) Prestations versées (282) Juste valeur de l’actif des régimes au 31 décembre 3 419 Excédent (déficit) de l’actif des régimes par rapport à l’obligation au titre des prestations constituées Gains (pertes) nets actuariels non constatés c) Coût des services passés non constatés c) Montant net constaté

(1 365) 1 397 94 126

Le montant constaté dans le bilan consolidé est constitué de ce qui suit : Augmentation du coût au titre (842) des prestations (note 7) Actifs incorporels 93 Autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, ajustement de l’obligation minimale au titre de la retraite 875 Montant net constaté 126

2 786 315 114 25 – (256) 2 984

Hypothèses

Hypothèses retenues pour déterminer les obligations au titre des prestations constituées au 31 décembre (%) Taux d’actualisation d) 5,00 5,75 Taux d’augmentation des salaires à long terme 3,50 3,50 Hypothèses retenues pour déterminer le coût net des exercices terminés le 31 décembre (%) Taux d’actualisation Taux d’augmentation des salaires à long terme Taux de rendement à long terme de l’actif des régimes

au titre des prestations constituées 5,75 3,50

6,25 3,50

6,25 3,50

5,75 3,50

6,25 3,50

6,25 3,50

8,25

8,25

8,25

–

–

–

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

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

2005

Prestations de retraite 2004

2003

2005

Autres avantages à la retraite 2004 2003

86 239 (370)

76 237 (315)

71 219 (377)

7 24 –

6 24 –

5 22 –

20 549

37 405

– 171

– 26

– 47

– 19

524

440

84

57

77

46

113

92

198

–

–

–

5

(10)

25

–

–

–

(337) 185

(102) 205

(43) 34

(16) 30

Ajustements visant à rendre compte de la nature à long terme du coût des prestations futures aux salariés : Différence entre le rendement prévu et le rendement réel de l’actif du régime au cours de l’exercice Différence entre l’amortissement du coût au titre des services passés et les modifications apportées au régime au cours de l’exercice 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

(466) 176

(19) 38

b) Ces actifs et passifs concernent des salariés qui fournissent à la compagnie des services informatiques et des services de soutien à la clientèle. Ces salariés ont été mutés à une société affiliée du groupe Exxon Mobil Corporation le 1er janvier 2005. c) Les actifs (passifs) non comptabilisés sont amortis sur la durée moyenne estimative du reste de la carrière active des salariés, soit 12,3 ans pour 2006 et les années ultérieures (12,6 ans pour 2005; 13 ans pour 2004). d) Le taux d’actualisation est déterminé en fin d’exercice d’après le rendement d’obligations à long terme de qualité de sociétés canadiennes, ayant une échéance (ou une durée) moyenne qui s’approche de celle du passif du régime de retraite.

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Actif du régime La répartition de l’actif du régime de retraite de l’Impériale aux 31 décembre 2004 et 2005 et sa répartition cible pour 2006 s’établissent comme suit :

Répartition cible pour 2006 50 – 75 25 – 50 0 – 10

Catégorie d’actif (%) Actions Revenu fixe Autres Total

Pourcentage de l’actif du régime au 31 décembre 2005 2004 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 relative au rendement à long terme de chaque catégorie d’actif. En 2005, 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 %. La stratégie d’investissement de la compagnie pour l’actif du régime repose sur une vision à long terme, sur une évaluation prudente des risques inhérents aux diverses catégories d’actif et sur une large diversification visant 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 l’objectif de diversification pour limiter les risques et de réduction des coûts. Le fonds ne détient des actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée que dans la mesure où cela est nécessaire pour reproduire la composition de l’indice d’actions pertinent. 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 effectuées périodiquement pour déterminer la répartition de l’actif souhaitée. La répartition cible de l’actif pour le volet actions reflète la nature à long terme du passif. Le solde du fonds est investi dans des titres de créance. Flux de trésorerie Pour les exercices ci-dessous, les paiments de prestations suivants sont prévus : en millions de dollars

2006 2007 2008 2009 2010 Exercices 2011 à 2015

Autres avantages à la retraite 23 25 26 28 29 169

Prestations de retraite 238 242 246 253 260 1 449

Pour 2006, la compagnie prévoit de cotiser en espèces environ 395 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 : Prestations de retraite en millions de dollars 2005 2004 2003 Augmentation (diminution) des autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, avant impôts (317) (143) 106 (Charge) crédit d’impôts reportés (note 4) 105 41 (57) Augmentation (diminution) des autres variations cumulatives des capitaux propres non liées aux propriétaires, après impôts (212) (102) 49 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 en millions de dollars 2005 2004 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 4 403 3 876 Obligation au titre des prestations constituées 3 908 3 430 Juste valeur de l’actif du régime 3 419 2 984 Obligation au titre des prestations constituées, déduction faite de la juste valeur de l’actif du régime 489 446 Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées

381 353

384 313

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

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

Diminution de 1 %

(35)

35

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

(50) (605)

60 750

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

30 180

(35) (165)

en millions de dollars

Taux de rendement de l’actif du régime : 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 2005 et par la suite. Une modification de 1 % du taux tendanciel se répercuterait comme suit : Augmentation de 1% Incidence sur le coût des services passés et les intérêts débiteurs 4 Incidence sur les obligations au titre des avantages complémentaires à la retraite 45 en millions de dollars

Diminution de 1 % (3) (40)

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7. Autres obligations à long terme en millions de dollars

Avantages à la retraite (note 6) a) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux b) Autres obligations Total des autres obligations à long terme

2005 1 152

2004 1 052

423 153 1 728

380 93 1 525

a) Les obligations comptabilisées au titre des avantages à la retraite comprennent 47 M$ dans le passif à court terme (48 M$ en 2004). 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 (76 M$ en 2004). 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 1 717 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

2005

2004

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

328 53 20 (34)

327 16 22 (37)

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

367

328

8. Instruments dérivés et financiers Aucun important contrat d’instruments dérivés sur l’énergie, de change à terme ou swap 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.

9. Régimes d’intéressement à base d’actions Les régimes d’intéressement à base d’actions 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 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 d’attribution. 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 venir à échéance 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 certains 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 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 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.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

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 la date d’exercice. 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 Toronto aux dates d’exercice. Dans les trois ans qui suivent la date de leur attribution, 50 % des unités sont exercées, le reste étant exercé sept ans après la date d’attribution. 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 et offre désormais 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’attribution. 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 d’exercice de 46,50 $ l’action. Jusqu’à 50 % des options peuvent être exercées 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 exercées seront échues 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 d’exercice est égal à la valeur du marché à la date d’attribution. Le sommaire des principales conventions comptables figurant à la page 42 indique l’incidence qu’aurait eue 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 attribuée en 2002 a été de 12,70 $. Cette juste valeur a été estimée à la date d’attribution 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 l’exercice des options sur actions. Elle prévoit de continuer à le faire. Le sommaire des régimes d’intéressement s’établit comme suit :

Nombre d’unités

attribuées

Unités d’intéressement 2005 – 2004 – 2003 – Unités d’actions à dividende différé 2005 2 604 2004 4 899 2003 8 253 Options sur actions 2005 – 2004 – 2003 – Unités d’actions subalternes 2005 886 050 2004 987 480 2003 872 085

exercées

annulées en circulation au ou ajustées 31 décembre

Montant passé en charges au cours de l’exercice

Obligations au 31 décembre

(en millions

(en millions

de dollars)

de dollars)

(1 987 454) (1 620 332) (1 142 145)

(250) (2 575) 19 225

3 278 719 5 266 423 6 889 330

230 94 109

299 245 216

(5 225) – (49 486)

– – (379)

46 189 48 810 43 911

1 1 1

3 4 3

(813 450) (274 250) (49 050)

3 950 (7 400) (11 500)

2 045 000 2 854 500 3 136 150

– – –

– – –

– – (3 300)

(9 465) (5 710) (120)

3 518 910 2 642 325 1 660 555

119 31 11

158 41 11

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10. Revenus de placement et d’autres sources Les revenus de placement et d’autres sources comprennent les gains et les pertes suivants sur la vente d’actifs : 2005 440 96 344 233

en millions de dollars

Produit de la vente d’actifs Valeur comptable des actifs vendus Gain (perte) à la vente d’actifs, avant impôts

a)

Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts

a)

2004 102 59 43 32

2003 56 44 12 10

a) L’exercice 2005 comprenait un gain de 251 M$ (163 M$, après impôts) à la vente du gisement en propre Redwater et de la participation dans le gisement North Pembina.

11. Engagements et passifs éventuels En date du 31 décembre 2005, 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)

2006 48 94 196 403

2007 46 41 15 398

2008 44 42 6 241

2009 41 42 10 227

2010 37 20 5 156

Après 2010 57 20 – 356

a) Les charges locatives engagées au titre des contrats de location-exploitation en 2005 se sont élevées à 83 M$ (104 M$ en 2004; 124 M$ en 2003), incluant des dépenses de loyer minimales de 63 M$ (77 M$ en 2004; 93 M$ en 2003). 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 104 M$ en 2005 (117 M$ en 2004; 114 M$ en 2003). c) Les engagements de capitaux fermes relatifs à des projets d’immobilisations, présentés sans être actualisés, s’élevaient à environ 232 M$ à la fin de 2005 (171 M$ en 2004). Le principal engagement en cours à la fin de 2005 était lié à la quote-part de la compagnie dans des projets d’immobilisations de 72 M$ 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 ont totalisé 448 M$ en 2005 (355 M$ en 2004; 332 M$ en 2003). Les paiements en vertu d’autres ententes à long terme liées à la quote-part de la participation indivise de la compagnie dans des activités de coentreprise sont d’environ 95 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 de la compagnie. En date du 31 décembre 2005, la compagnie avait un passif éventuel d’un montant maximal de 77 M$ relativement à des garanties d’achat de machines et d’autres biens d’équipement auprès de ses agents de commercialisation ruraux à l’échéance de la convention d’agence, ou au départ de l’agent. La compagnie s’attend à ce que la juste valeur des machines et des autres biens d’équipement ainsi achetés couvre le montant maximal 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 la note 7 afférente aux états financiers consolidés à la page 53). Aucune provision n’est constituée pour les installations de fabrication, de distribution et de commercialisation dont la durée de vie utile est indéterminée, étant donné que les obligations qui en découleraient ne peuvent pas être mesurées du fait qu’il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Il s’agit pour la plupart de sites actuellement en exploitation. Ces frais ne devraient pas avoir une incidence importante sur la situation financière consolidée actuelle de la compagnie. Différentes poursuites sont en cours contre la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. Compte tenu de tous les faits et de toutes les circonstances pertinents, la compagnie estime qu’aucune de ces poursuites n’aura d’effet négatif important sur son exploitation ou sa situation financière consolidée. La direction n’a connaissance d’aucun événement ni d’aucune circonstance, outre ceux qui figurent déjà dans l’information financière présentée, qui pourrait entraîner un changement important des résultats d’exploitation ou de la situation financière futurs de la compagnie.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

12. Actions ordinaires En date du 31 décembre 2005, le nombre d’actions ordinaires autorisé de la compagnie était de 450 000 000, soit le même que le 1er janvier 2004. Le 2 février 2006, la compagnie a proposé de diviser par trois ses actions ordinaires. Le fractionnement proposé doit être approuvé par les actionnaires et les autorités réglementaires. De 1995 à 2004, la compagnie a racheté des actions dans le cours normal de ses activités, en vertu de dix 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 mis en oeuvre dans le cours normal des activités le 23 juin 2005, permettant à la compagnie de racheter 17,1 millions d’actions (soit 5 % du total d’actions au 21 juin 2005), 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 2003 2004 2005 Achats cumulatifs à ce jour

Actions achetées 218 920 739 13 606 712 17 508 935 250 036 386

En millions de dollars 5 968 872 1 795 8 635

Exxon Mobil Corporation a pris part à ces programmes de manière à maintenir sa participation dans l’Impériale à 69,6 %. Les activités liées aux actions ordinaires de la compagnie sont résumées ci-dessous : En milliers d’actions Solde au 1er janvier 2003 378 863 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions 49 Achats (16 259) Solde au 31 décembre 2003 362 653 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions 274 Achats (13 607) Solde au 31 décembre 2004 349 320 Actions émises au comptant en vertu du régime d’options sur actions 814 Achats (17 509) Solde au 31 décembre 2005 332 625

En millions de dollars 1 939 2 (82) 1 859 13 (71) 1 801 38 (92) 1 747

Le tableau qui suit présente le calcul du bénéfice de base et du bénéfice dilué par action ordinaire : 2005

2004

2003

2 600 2 600

2 052 2 052

1 701 1 705

341 373

356 834

372 011

7,62 – 7,62

5,75 – 5,75

4,57 0,01 4,58

2 600 2 600

2 052 2 052

1 701 1 705

341 373 1 393

356 834 818

372 011 143

342 766

357 652

372 154

7,59 – 7,59

5,74 – 5,74

4,57 0,01 4,58

Bénéfice net – résultat 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 Bénéfice net Bénéfice net – résultat 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 (en dollars) Impôts avant l’effet cumulatif d’une modification comptable Effet cumulatif d’une modification comptable Bénéfice net

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13. Informations financières diverses Le bénéfice net de 2005 comprend un gain après impôts de 5 M$ (gain de 23 M$ en 2004; gain de 9 M$ en 2003) 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 en date du 31 décembre 2005 dépassait de 1 429 M$ (1 013 M$ en 2004) 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

2005 174 234 63 10 481

2004 165 190 59 18 432

En 2005, les frais de recherche et de développement se sont élevés à 68 M$ (70 M$ en 2004; 63 M$ en 2003) avant des crédits d’impôt à l’investissement de 10 M$ (7 M$ en 2004; 10 M$ en 2003) sur ces dépenses. Les frais nets sont compris dans les charges, étant donné le caractère incertain de leurs retombées. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation comprennent des dividendes de 21 M$ touchés sur des placements en actions en 2005 (18 M$ en 2004; 15 M$ en 2003).

14. Frais de financement en millions de dollars

Intérêts sur la dette Intérêts capitalisés Intérêts débiteurs nets Autres intérêts Total des intérêts débiteurs

a)

Perte (gain) de change sur la dette à long terme Total des frais de financement

2005 45 (41) 4 4 8 – 8

2004 37 (34) 3 4 7 – 7

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

a) Les décaissements au titre des intérêts se sont élevés à 45 M$ en 2005 (41 M$ en 2004; 38 M$ en 2003). En 2005, le taux d’intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme a été de 2,7 % (2,3 % en 2004).

15. Opérations entre apparentés Les produits et les charges de la compagnie comprennent les résultats d’opérations conclues avec Exxon Mobil Corporation et des 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 des ententes en cours avec des sociétés affiliées du groupe Exxon Mobil Corporation visant la fourniture de services informatiques et de soutien client à la compagnie et la mise en commun de services généraux et de soutien à l’exploitation de manière à permettre aux deux parties de rationaliser les activités et les systèmes faisant double emploi. En 2005, la compagnie et un membre du groupe Exxon Mobil Corporation au Canada ont convenu de regrouper leurs entreprises respectives de production dans l’Ouest canadien en une seule. Au terme de ce regroupement, l’Impériale se chargera d’exploiter tous les biens situés dans l’Ouest canadien. La propriété des actifs n’a pas changé. 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

2005 1 357 3 599 175

2004 1 176 3 133 43

2003 950 2 464 14

Au 31 décembre 2005, les sommes dues à Exxon Mobil Corporation à l’égard des opérations précitées s’élevaient à 224 M$ (67 M$ en 2004). Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées; leur total n’est pas important. 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 en 2005 se sont chiffrés à 23 M$ (20 M$ en 2004). 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.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

16. 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 source 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’impôt 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

2005 1 361 1 278 99 52 2 703 (2 344) 1 613 620 5 382 9 5 373

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

2 736 2 538 99 5 373

2 472 2 422 85 4 979

2 061 2 215 80 4 356

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.

17. Différences entre les principes comptables généralement reconnus des États-Unis et ceux du Canada Depuis 2004, la compagnie prépare ses états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Avant 2004, les états financiers de la compagnie étaient préparés conformément aux PCGR du Canada. I. Les états financiers publiés antérieurement selon les PCGR du Canada sont présentés ci-après à des fins de comparaison.

État consolidé des résultats (selon les PCGR du Canada) en millions de dollars exercices terminés les 31 décembre

2004

2003

22 408 52 22 460

19 094 114 19 208

59 13 094 2 820 1 281 1 264 903 41 19 462

55 10 823 2 726 1 325 1 254 750 (87) 16 846

2 998

2 362

965

680

2 033

1 682

Produits

Produits d’exploitation a) b) Revenus de placement 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 Taxe d’accise fédérale a) Amortissement et épuisement Frais de financement Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices Bénéfice net a) Les produits d’exploitation comprennent la taxe d’accise fédérale de 1 264 M$ en 2004 (1 254 M$ en 2003).

b) Les produits d’exploitation comprennent les montants des contrats d’achat et de vente auprès de la même contrepartie (les frais connexes sont inclus dans les « achats de pétrole brut et produits ») de 3 584 M$ en 2004 (2 851 M$ en 2003). Certains chiffres ont été reclassés dans l’état financier ci-dessus.

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État consolidé des flux de trésorerie (selon les PCGR du Canada) en millions de dollars rentrées (sorties) de fonds exercices terminés les 31 décembre

2004

2003

2 033

1 682

903 (32) (100)

750 (10) (68)

(311) (32) 462 308 47 3 278

33 31 38 74 (336) 2 194

(1 342) 102 (32) (1 272)

(1 449) 56 – (1 393)

9 – (8) 13 (872) (317) (1 175)

– 818 (818) 2 (799) (322) (1 119)

831 448 1 279

(318) 766 448

Activités d’exploitation

Bénéfice net Ajustements au titre des éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement (Gain) perte à la vente d’actifs, après impôts Impôts reportés sur les bénéfices et autres Variation de l’actif et du passif d’exploitation : Comptes débiteurs Stocks et charges payées d’avance Impôts sur les bénéfices à payer Comptes créditeurs Autres postes – montant net a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 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 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 12) Dividendes versés Flux de trésorerie liés aux activités de financement Augmentation (diminution) de l’encaisse Trésorerie au début de l’exercice Trésorerie à la fin de l’exercice

b)

a) Comprend une cotisation aux régimes de retraite enregistrés de 114 M$ en 2004 (511 M$ en 2003). b) La trésorerie est constituée des fonds en banque et des équivalents de trésorerie au coût, les équivalents de trésorerie sont des titres très liquides échéant dans au plus trois mois au moment de leur achat.

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

Bilan consolidé (selon les PCGR du Canada) en millions de dollars 31 décembre

2004

Actif

Actif à court terme Encaisse Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives Stocks de pétrole brut et de produits (note 13) Matières, fournitures et charges payées d’avance Actif d’impôts futurs (note 4) Total de l’actif à court terme Placements, participations et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles, déduction faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement Écart d’acquisition (note 2) Autres actifs incorporels – montant net Total de l’actif

1 279 1 626 432 112 448 3 897 270 9 569 204 52 13 992

Passif

Passif à court terme Dette à court terme Comptes créditeurs et charges à payer (note 15) 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 Passif d’impôts futurs Engagements et passifs éventuels (note 11)

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

Total du passif

7 354

Capitaux propres

Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 12) Bénéfices non répartis Total des capitaux propres Total du passif et des capitaux propres

1 801 4 837 6 638 13 992

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II. Un rapprochement des différences entre les PCGR du Canada et ceux des États-Unis applicables à la compagnie est présenté ci-dessous : Augmentation (diminution) en raison des postes suivants

État consolidé des résultats

Selon les PCGR des États-Unis

Intérêts capitalisés

(23)

Modification comptable

Selon les PCGR du Canada

–

2 577

Bénéfice net de 2005 (en millions de dollars) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Résultat de base Résultat dilué

2 600 7,62 7,59

0,07 0,07

– –

7,55 7,52

Bénéfice net de 2004 (en millions de dollars) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Résultat de base Résultat dilué

2 052

(19)

–

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) Résultat de base Résultat dilué

1 705

(19)

(4)

1 682

4,58 4,58

(0,05) (0,05)

(0,01) (0,01)

4,52 4,52

Augmentation (diminution) en raison des postes suivants

État consolidé des flux de trésorerie en millions de dollars

Selon les PCGR des États-Unis

Selon les PCGR du Canada

Intérêts capitalisés

3 451 (992)

(41) 41

3 410 (951)

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

3 312 (1 306)

(34) 34

3 278 (1 272)

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 2005 Flux de trésorerie lié aux activités d’investissement de 2005

Bilan consolidé en millions de dollars

31 décembre 2005 Placements, participations et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles – montant net Autres actifs incorporels Total de l’actif

Selon les PCGR des États-Unis

Augmentation (diminution) en raison des postes suivants Obligation minimale découlant du Intérêts régime de capitalisés retraite

Selon les PCGR du Canada

127 10 132 153 15 582

– (116) – (116)

365 – (93) 272

492 10 016 60 15 738

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

1 728 1 213 5 466

– (41) (75)

(604) 296 –

1 124 1 468 5 391

(580) 15 582

– (116)

580 272

– 15 738

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

130 9 647 149 14 027

– (78) – (78)

140 – (97) 43

270 9 569 52 13 992

1 525 1 155 4 889

– (26) (52)

(515) 190 –

1 010 1 319 4 837

(368) 14 027

– (78)

368 43

– 13 992

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

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NOTES AFFÉRENTES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS (SUITE)

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 salariés 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 trésorerie, 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.

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Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires (non vérifiés) Les pages 63 à 65 présentent des renseignements sur le secteur des ressources naturelles (voir note 2, page 46) 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 brut de synthèse du projet de 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 indiqué à la page 65. Les réserves de 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 présentée à la page 64. La 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 a) Ventes intersectorielles a) b) Charges de production Charges d’exploration Amortissement et épuisement Impôts sur les bénéfices Résultats d’exploitation

2005 2 739 1 013 3 752 1 035 31 583 716 1 387

Pétrole et gaz 2004 2 160 976 3 136 870 44 565 547 1 110

2003 2 067 665 2 732 883 55 463 376 955

2005

Pétrole et gaz 2004

2003

Dépenses en immobilisations et d’exploration en millions de dollars

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

– 7 37 330 374

– 1 43 408 452

– 2 55 339 396

Immobilisations corporelles en millions de dollars

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

Pétrole et gaz 2005 2004 3 231 162 6 111 174 432 10 110 6 934 3 176

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

a) Le gaz naturel, les liquides du gaz naturel achetés à des fins de revente et le paiement des redevances sont exclus des ventes aux clients et des ventes intersectorielles. Les chiffres bruts de ces postes sont comptabilisés à la note 2 dans les « ventes externes », les « ventes intersectorielles » et les « achats de pétrole brut et de produits ». b) 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. c) 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.

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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE / RAPPORT ANNUEL 2005

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 Pétrole et gaz en millions de dollars 2005 2004 2003 Flux de trésorerie futurs 21 911 11 625 27 611 Frais de production futurs (11 376) (3 123) (10 871) Frais de mise en valeur futurs (2 039) (1 492) (3 084) Impôts futurs sur les bénéfices (2 777) (2 260) (5 543) Flux de trésorerie nets futurs 5 719 4 750 8 113 Taux d’actualisation de 10 % appliqué en fonction du calendrier prévu des flux de trésorerie (1 405) (1 433) (3 375) Flux de trésorerie futurs actualisés 4 314 3 317 4 738 Variations de la mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés liés aux réserves de pétrole et de gaz Pétrole et gaz en millions de dollars 2005 2004 2003 Solde au début de l’exercice 3 317 4 738 8 201 Variations attribuables à ce qui suit : Ventes et transferts de pétrole et de gaz produits, déduction faite des frais de production (2 650) (2 240) (2 075) Variations nettes des prix, des frais de mise en valeur et des frais de production 3 343 (3 692) (4 395) Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée, déduction faite des frais connexes (513) (43) 22 Frais de mise en valeur engagés au cours de l’exercice 272 345 281 Révisions d’estimations quantitatives antérieures 660 1 838 (368) Accroissement de l’actualisation 417 663 1 108 Variation nette des impôts sur les bénéfices (532) 1 708 1 964 Variation nette 997 (1 421) (3 463) Solde à la fin de l’exercice 4 314 3 317 4 738 Réserves prouvées nettes mises en valeur et non mises en valeur a) L’information ci-après 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 2003, 2004 et 2005. 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 commerciales de la production. 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, sur le plan d’exploitation minière, sur des facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, sur la capacité d’exploitation installée des usines et sur les restrictions visant l’exploitation autorisée. Conformément aux directives réglementaires de la SEC, la compagnie a déclaré des réserves en 2004 et en 2005 en se fondant sur les prix et les coûts en vigueur le 31 décembre (« prix de fin d’exercice »). L’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves 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 des 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. a) Les réserves nettes comprennent la part 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 ºF.

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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 du gaz naturel associé affichaient une baisse d’environ 137 millions de barils d’équivalent pétrole par suite de l’utilisation des prix du 31 décembre 2005, bas en cette saison. Les prix se sont rapidement redressés depuis et se sont maintenus, tout au long de janvier 2006, à un niveau qui a permis de reclasser ces réserves comme des réserves prouvées, tout comme ce fut le cas en janvier 2005. Les révisions peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées des gisements existants qui ont été estimées à partir de l’évaluation ou de la réévaluation de données existantes sur la géologie, les gisements ou la production, de nouvelles données sur la géologie ou les gisements, ou de modifications des hypothèses de prix sous-jacentes servant à calculer les réserves. Ces révisions 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 ont donné lieu en moyenne à un ajustement à la hausse de 8 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 redevance basée sur ceux en vigueur au moment de l’estimation. Ces taux peuvent 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 redevance pour la durée économique de chaque projet. Ces taux peuvent 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, ainsi que les ressources contenues dans les sables pétrolifères autres que celles de Syncrude, de l’usine Leming de Cold Lake et des phases commerciales 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 qualifié indépendant n’a participé à la préparation des données sur les réserves. Pétrole brut Gaz naturel de synthèse en milliards en millions Pétrole brut et LGN en millions de barils

de pieds cubes

de barils

Pétrole classique 146

Cold Lake 801

Total 947

1 224

Syncrude 800

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

6 – – (22)

(20) – – (41)

(14) – – (63)

57 (13) 3 (190)

(3) – – (21)

110 5 115

702 (470) 232

812 (465) 347

880 (89) 791

757 – 757

(5)

470

465

89

–

110

702

812

880

757

(1) (12) – (20)

9 – 17 (45)

8 (12) 17 (65)

65 (6) 14 (188)

– – – (19)

77

683

760

765

738

6

(132)

(126)

(18)

83

551

634

747

Au début de l’exercice 2003

Élimination des révisions de prix et de coûts de fin d’exercice en 2004 Total avant les révisions de prix et de coûts de fin d’exercice en 2004 Révisions 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 en 2005 Révisions de prix et de coûts de fin d’exercice À la fin de l’exercice 2005

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