SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C. 20549

FORMULAIRE 10-K RAPPORT ANNUEL AUX TERMES DE L'ARTICLE 13 OU 15(d) DE LA LOI INTITULÉE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 o

Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006

N de dossier de la commission : 0-12014

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (dénomination exacte de la personne inscrite telle qu’elle est stipulée dans sa charte ) 98-0017682 o (N d'identification de l'employeur auprès de l'I.R.S.)

CANADA (État ou autre territoire de constitution ou d'organisation)

237 FOURTH AVENUE S. W., CALGARY (ALBERTA) CANADA

T2P 3M9

(adresse du siège social)

(code postal) Numéro de téléphone de la personne inscrite, y compris l’indicatif régional : 1-800-567-3776 Titres inscrits aux termes de l'article 12(b) de la Loi : Nom de chaque bourse à la cote de laquelle les titres sont inscrits Aucun

Nom de chaque catégorie Aucun

Titres enregistrés aux termes de l'article 12(g) de la Loi : Actions ordinaires (sans valeur nominale) (Catégorie)

Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est un émetteur habituel bien connu (au sens donné dans la Règle 405 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Oui √

Non......

Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite n’est pas tenue de déposer des rapports aux termes de l’article 13 ou 15(d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934. Oui.......Non √ Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite (1) a déposé tous les rapports requis aux termes de l'article 13 ou 15(d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934 au cours des 12 mois précédents (ou au cours de la période de moins de 12 mois durant laquelle la personne inscrite devait déposer ces rapports), et (2) a été assujettie à ces exigences de dépôt au cours des 90 derniers jours. Oui √

Non......

Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si les présentes ne font pas état des déposants en défaut conformément à l’article 405 du règlement intitulé Regulation S-K, et, à la connaissance de la personne inscrite, ces renseignements ne seront pas inclus dans la version définitive de la circulaire de sollicitation de procurations ou des déclarations de renseignements intégrées par renvoi dans la partie III du présent formulaire 10-K ou dans toute modification de celui-ci. Oui √

Non......

Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est un déposant important qui se prévaut du régime de dépôt accéléré (large accelerated filer), un déposant qui se prévaut du régime de dépôt accéléré (accelerated filer) ou un déposant qui ne se prévaut pas du régime de dépôt accéléré (non-accelerated filer) (au sens donné aux expressions accelerated filer et large accelerated filer dans la règle 12b-2 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Déposant de type : Large accelerated filer √

Accelerated filer

Non-accelerated filer

Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est une société fictive (au sens donné à l’expression correspondante dans la Règle 12b-2 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Oui.......Non √ En date du dernier jour ouvrable du deuxième trimestre de 2006, la valeur marchande globale des titres comportant droit de vote détenus par des personnes ne faisant pas partie du même groupe que la personne inscrite s'élevait à 12 075 765 770 $ CA, selon le dernier cours vendeur publié de ces titres à la Bourse de Toronto, à la date précitée. Le nombre d'actions ordinaires en circulation en date du 15 février 2007 s'établissait à 949 989 788.

PARTIE I Activités ................................................................................................................................ 3 Renseignements financiers par secteur d’exploitation................................................... 3 Ressources naturelles ................................................................................................... 4 Production de pétrole et de gaz naturel .............................................................. 4 Biens fonciers ................................................................................................... 10 Exploration et mise en valeur............................................................................ 10 Produits pétroliers ........................................................................................................ 12 Approvisionnement ........................................................................................... 12 Raffinage........................................................................................................... 12 Transport........................................................................................................... 13 Commercialisation ............................................................................................ 13 Produits chimiques....................................................................................................... 14 Recherche ................................................................................................................... 14 Protection de l'environnement...................................................................................... 15 Ressources humaines ................................................................................................. 15 Concurrence ................................................................................................................ 15 Réglementation gouvernementale ............................................................................... 15 La société sur le Web .................................................................................................. 16 Rubrique 1A. Facteurs de risque .............................................................................................................. 16 Rubrique 2. Biens................................................................................................................................... 18 Rubrique 3. Litiges ................................................................................................................................. 18 Rubrique 4. Vote des porteurs de titres quant à certaines questions..................................................... 18 PARTIE II Rubrique 5. Marché pour les actions ordinaires de la personne inscrite, questions connexes intéressant l’actionnaire et rachats de titres de participation par l'émetteur ..................... 19 Rubrique 6. Principales informations financières ................................................................................... 20 Rubrique 7. Rapport de gestion ............................................................................................................. 20 Rubrique 7A. Renseignements quantitatifs et qualitatifs concernant les risques de marché.................... 32 Rubrique 8. États financiers et renseignements complémentaires ........................................................ 33 Rubrique 9. Modifications de la présentation comptable et financière et désaccords sur cette présentation ..................................................................................................................... 38 Rubrique 9A. Contrôles et procédures ..................................................................................................... 38 PARTIE III Rubrique 10. Dirigeants de la personne inscrite....................................................................................... 39 Rubrique 11. Rémunération des dirigeants .............................................................................................. 42 Rubrique 12. Propriété des titres de certains propriétaires véritables et de membres de la direction, et questions connexes relatives aux actionnaires ............................................................ 50 Rubrique 13. Certains liens et opérations connexes ................................................................................ 51 Rubrique 14. Principaux honoraires et services comptables.................................................................... 52 PARTIE IV Rubrique 15. Pièces et annexes aux états financiers............................................................................... 52 Index des états financiers ........................................................................................................................ F-1 Rapport de la direction sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière ........................ F-2 Rapport du cabinet d'expertise comptable inscrit indépendant.......................................................... F-2 Rubrique 1.

2

À moins d'indication contraire, tous les montants figurant au présent rapport sont exprimés en dollars canadiens. Les chiffres étant arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

On trouvera, au tableau suivant (i) le taux de change du dollar canadien, exprimé en dollars américains, en vigueur à la fin des périodes indiquées, (ii) la moyenne des taux de change en vigueur le dernier jour de chaque mois compris dans ces périodes, et (iii) les taux de change extrêmes au cours de ces périodes, en fonction, dans chaque cas, du cours acheteur à New York, à midi, pour les virements télégraphiques en dollars canadiens, conformément à ce qu'atteste la Federal Reserve Bank de New York aux fins de la douane. 2006

2005

2004

2003

2002

0,7738 0,7186 0,7738 0,6349

0,6329 0,6368 0,6619 0,6200

(en dollars)

Taux à la fin de la période ................................... Taux moyen au cours de la période .................... Haut .................................................................. Bas ...................................................................

0,8582 0,8844 0,9100 0,8528

0,8579 0,8276 0,8690 0,7872

0,8310 0,7702 0,8493 0,7158

Le 15 février 2007, le cours acheteur à New York, à midi, relativement aux virements télégraphiques en dollars canadiens, conformément à ce qu'atteste la Federal Reserve Bank de New York aux fins de la douane, s'établissait à 0,8590 $ US = 1,00 $ CA.

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

PARTIE I Rubrique 1.

Activités

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée a été constituée en société en vertu des lois du Canada en 1880 et elle a été prorogée aux termes de la Loi canadienne sur les sociétés par actions (la LCSA) par un certificat de prorogation daté du 24 avril 1978. Le siège social et bureau principal de la société est situé au 237 Fourth Avenue S. W., Calgary (Alberta) Canada T2P 3M9, no de téléphone : 1-800-567-3776. Exxon Mobil Corporation détient environ 69,6 % des actions en circulation de la société, le reste étant détenu par le public, et l’adresse d’inscription de la majorité des actionnaires étant au Canada. Dans le présent rapport, à moins que le contexte n’indique un sens différent, société ou l’Impériale s'entend de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales. La société est l’une des plus importantes sociétés pétrolières intégrées au Canada. Elle exerce des activités à tous les échelons du secteur canadien du pétrole, y compris l'exploration, la production et la vente de pétrole brut et de gaz naturel. Au Canada, elle est l'un des plus importants producteurs de pétrole brut et de liquides de gaz naturel, un important producteur de gaz naturel et la plus importante entreprise de raffinage et de commercialisation de produits pétroliers. La société est également un important fournisseur de produits pétrochimiques. Renseignements financiers par secteur d'exploitation (selon les PCGR des États-Unis) 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Ventes externes (1) : Ressources naturelles........................................... Produits pétroliers ................................................. Produits chimiques ................................................ Comptes non sectoriels et autres..........................

4 619 $ 18 527 1 359 – 24 505 $

4 702 $ 21 793 1 302 – 27 797 $

3 689 $ 17 503 1 216 – 22 408 $

3 390 $ 14 710 994 – 19 094 $

2 573 $ 13 362 955 – 16 890 $

Ventes intersectorielles : Ressources naturelles .......................................... Produits pétroliers ................................................. Produits chimiques................................................

3 837 $ 2 256 345

3 487 $ 2 224 363

2 891 $ 1 666 293

2 224 $ 1 294 238

2 217 $ 1 038 209

(2) Bénéfice net : Ressources naturelles ..........................................

2 376 $

2 008 $

1 517 $

1 174 $

1 052 $

3

2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Produits pétroliers ................................................. Produits chimiques................................................ Comptes non sectoriels et autres (3)/éliminations.. Éléments d’actif identifiables au 31 décembre (4) : Ressources naturelles .......................................... Produits pétroliers ................................................. Produits chimiques................................................ Comptes non sectoriels et autres/éliminations...... Dépenses en immobilisations et d’exploration : Ressources naturelles .......................................... Produits pétroliers ................................................. Produits chimiques................................................ Comptes non sectoriels et autres .........................

1)

2) 3) 4)

624 143 (99) 3 044 $

694 121 (223) 2 600 $

556 109 (130) 2 052 $

462 44 25 1 705 $

147 54 (39) 1 214 $

7 513 $ 6 450 504 1 674 16 141 $

7 289 $ 6 257 500 1 536 15 582 $

6 822 $ 5 509 490 1 206 14 027 $

6 397 $ 5 225 433 282 12 337 $

5 982 $ 5 034 417 570 12 003 $

787 $ 361 13 48 1 209 $

937 $ 478 19 41 1 475 $

1 113 $ 283 15 34 1 445 $

1 007 $ 478 41 33 1 559 $

986 $ 589 25 12 1 612 $

Les ventes à l’exportation sont présentées à la note 3 afférente aux états financiers consolidés à la page F-11. Le total des ventes externes comprend des montants de 4 894 millions de dollars en 2005, 3 584 millions de dollars en 2004, 2 851 millions de dollars en 2003 et 2 431 millions de dollars en 2002 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. À compter du 1er janvier 2006, ces achats et ventes ont été comptabilisés sur la base du montant net. Voir la note 1 Principales conventions comptables. Ces montants sont présentés comme si chaque secteur était une entité commerciale distincte et ils tiennent compte de l'incidence financière des opérations intersectorielles. Les ventes intersectorielles sont conclues principalement aux prix courants du marché. Comprend principalement les intérêts débiteurs sur les créances de la société, les intérêts créditeurs sur les placements, les dépenses au titre du régime d’intéressement et les ajustements intersectoriels de consolidation. Les éléments d’actif identifiables dans chaque secteur d’exploitation représentent la valeur comptable nette des éléments d’actif corporels et incorporels attribués à ce secteur. Les éléments d'actif nets incorporels représentant le coût des services passés non constatés associés à la constatation du passif minimal au titre du régime de retraite en 2005 et pour les exercices précédents ont été reclassés, passant des secteurs d'exploitation au secteur comptes non sectoriels et autres. Les montants reclassés dans le secteur comptes non sectoriels et autres s'établissaient à 92 millions de dollars en 2005, 97 millions de dollars en 2004, 89 millions de dollars en 2003 et 114 millions de dollars en 2002. Ce changement n'a aucune incidence sur le total des éléments d'actif identifiables au 31 décembre 2005 et pour les exercices précédents.

La société exerce ses activités dans trois principaux secteurs : les ressources naturelles (en amont), les produits pétroliers (en aval) et les produits chimiques. Les activités qui ont trait aux ressources naturelles comprennent l'exploration et la production de pétrole brut classique, de gaz naturel, de pétrole brut synthétique et de pétrole lourd. Celles qui touchent aux produits pétroliers sont le transport, le raffinage, le mélange, la distribution et la commercialisation du pétrole brut et des produits raffinés. Les activités liées aux produits chimiques englobent la fabrication et la commercialisation de divers produits pétrochimiques. Ressources naturelles Production de pétrole et de gaz naturel La production quotidienne moyenne de pétrole brut et de liquides de gaz naturel de la société, au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006, s’est établie comme suit : 2006 Pétrole brut classique (y compris les liquides de gaz naturel) : Mètres cubes - Bruts(1) ............................. (2) - Nets .............................. Barils - Bruts(1) ............................. (2) - Nets .............................. Pétrole lourd(3) : (1) Mètres cubes - Bruts ............................ (2) - Nets ............................. (1) Barils - Bruts ............................ (2) - Nets ............................. (4) Sables pétrolifères : Mètres cubes - Bruts(1) ............................ (2) - Nets ............................. Barils - Bruts(1) ............................ (2) - Nets ............................. Total : (1) Mètres cubes - Bruts ............................ (2) - Nets .............................

2005

2004

2003

2002

(en milliers par jour)

4

8,7 6,7 55 42

11,0 8,6 69 54

12,1 9,4 76 59

11,8 9,1 74 57

12,4 9,5 78 60

24,1 20,1 152 127

22,1 19,7 139 124

20,0 17,7 126 112

20,5 18,4 129 116

17,8 16,9 112 106

10,3 9,3 65 58

8,4 8,4 53 53

9,5 9,4 60 59

8,4 8,3 53 52

9,1 9,1 57 57

43,1 36,1

41,5 36,7

41,6 36,5

40,7 35,8

39,3 35,5

Barils

1)

2) 3) 4)

2006 272 227

- Bruts(1) ............................ - Nets(2) .............................

2005 261 231

2004 262 230

2003 256 225

2002 247 223

La production brute de pétrole brut est la quote-part de la société dans la production provenant des puits classiques, des sables pétrolifères de Syncrude et de pétrole lourd de Cold Lake, et la production brute de liquides de gaz naturel correspond à la quantité provenant du traitement de la quote-part de la société dans la production de gaz naturel (à l'exclusion du gaz acheté), dans chaque cas avant déduction de la quote-part des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements. La production nette correspond à la production brute moins la quote-part des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements. Le pétrole lourd est habituellement représenté par le pétrole brut dont la viscosité est supérieure à 10 000 cP obtenu au moyen de techniques de récupération thermique de pointe. Les volumes de production de pétrole lourd de la société proviennent de la production de Cold Lake. Les sables pétrolifères sont formés d'une substance semi-solide composée de bitume, de sable, d'eau et d'argile récupérée au moyen de méthodes d'extraction à ciel ouvert. Les volumes de production de sables pétrolifères de l'Impériale correspondent à la quote-part de la société dans les volumes de production provenant de la coentreprise de Syncrude.

En 2003, la production de pétrole classique a diminué en raison de la baisse naturelle de productivité des champs de pétrole classique de la société. En 2004, la production de pétrole classique a augmenté en raison surtout de l’augmentation de la production de liquides de gaz naturel du chapeau de gaz naturel de Wizard Lake. En 2005 et en 2006, la production de pétrole classique a diminué en raison surtout de la baisse naturelle de productivité des champs de pétrole classique de la société. En 2003, la production nette de Cold Lake a augmenté en raison d'une année complète de production des phases 11 à 13, qui a été contrebalancée en partie par la cadence des cycles d'injection de vapeur et des redevances plus élevées. La production de Syncrude a diminué en 2003 en raison de longs travaux d'entretien des installations de valorisation. En 2004, la production de Cold Lake a diminué en raison de la cadence des cycles d’injection de vapeur et de redevances plus élevées, et la production de Syncrude a augmenté en raison d’arrêts moins fréquents des activités de valorisation en comparaison à 2003. En 2005, la production de Cold Lake a augmenté en raison de la cadence des cycles d’injection de vapeur et de la hausse des volumes dans le cadre du programme de forages de mise en valeur, et la production de Syncrude a diminué surtout en raison des arrêts plus fréquents pour des travaux d’entretien aux installations de valorisation. En 2006, la production de Cold Lake a augmenté en raison de la cadence des cycles d’injection de vapeur et de la production découlant du programme de forages de mise en valeur en cours, et la production de Syncrude a augmenté en raison de travaux d’entretien moins fréquents et du démarrage des installations de valorisation élargie. La moyenne quotidienne de la production et des ventes de gaz naturel de la société au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 est indiquée ci-dessous. Dans le présent rapport, tous les volumes de gaz sont calculés à une pression de base de 101,325 kilopascals en valeur absolue à une température de 15 degrés Celsius, pour les mètres cubes, et à une pression de base de 14,73 livres par pouce carré en valeur absolue à une température de 60 degrés Fahrenheit, pour les pieds cubes. 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions par jour)

Ventes(1) : Mètres cubes .................................................... Pieds cubes ...................................................... Production brute(2) : Mètres cubes ................................................... Pieds cubes ..................................................... (2) : Production nette Mètres cubes .................................................... Pieds cubes ...................................................... 1) 2)

14,5 513

15,2 536

14,7 520

13,0 460

14,1 499

15,8 556

16,4 580

16,1 569

14,5 513

15,0 530

14,1 496

14,6 514

14,7 518

12,9 457

13,1 463

Les ventes désignent les ventes de la quote-part de la société dans la production (avant déduction de la quote-part des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements) ainsi que les ventes de gaz acheté, traité et(ou) revendu. La production brute de gaz naturel représente la quote-part de la société dans la production (à l'exclusion des achats), avant déduction des quotes-parts des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements. La production nette exclut ces quotes-parts. Les données sur la production comprennent les quantités affectées à la consommation interne, sauf les injections.

En 2003, la production de gaz naturel a diminué en raison surtout de l'épuisement des chapeaux de gaz en Alberta et de l’augmentation des travaux d'entretien aux installations de traitement du gaz. En 2004, la production de gaz naturel a augmenté principalement en raison de l’augmentation de la production tirée du chapeau de gaz de Wizard Lake. En 2005, la production brute de gaz naturel a augmenté en raison de l’accroissement de la production tirée des chapeaux de gaz de Nisku et de Wizard Lake et du champ pétrolifère de Medicine Hat. En 2006, la production de gaz a diminué en raison surtout de la baisse naturelle de productivité. La plupart des ventes de gaz naturel de la société sont conclues aux termes de contrats à court terme. Les prix de vente moyens et les frais de production moyens de la société pour le pétrole brut, les liquides de gaz naturel et le gaz naturel pour la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 ont été les suivants :

5

2006 Prix de vente moyens : Pétrole brut et liquides de gaz naturel : Par mètres cube .......................................... Par baril ....................................................... Gaz naturel : Par milliers de mètres cubes ....................... Par milliers de pieds cubes ......................... Frais de production moyens par unité de production nette(1)(2) : Par mètre cube ........................................... Par baril ...................................................... 1)

2005

2004

2003

2002

283,84 $ 45,13

234,04 $ 37,21

207,26 $ 32,95

181,92 $ 28,92

174,72 $ 27,78

255,58 $ 7,24

317,71 $ 9,00

239,34 $ 6,78

232,99 $ 6,60

141,91 $ 4,02

69,69 $ 11,08

67,82 $ 10,78

58,16 $ 9,25

60,78 $ 9,66

53,09 $ 8,44

Les frais moyens de production par unité de production ne comprennent pas l'amortissement et l'épuisement des frais capitalisés d'acquisition, d'exploration et de mise en valeur. Les frais d'administration sont inclus. Les frais de production (d'extraction) moyens par unité de production nette ont été calculés après conversion de la production de gaz en un nombre équivalent d'unités de pétrole sur la base du contenu énergétique relatif. Les frais par unité de production sont parfois désignés frais d’extraction.

2)

Les prix du pétrole brut canadien sont déterminés principalement par les marchés internationaux du pétrole brut, qui sont des marchés instables. Les prix du gaz naturel canadien sont fixés par les marchés nord-américains du gaz naturel et sont également instables. Les prix du gaz naturel en Amérique du Nord ont augmenté durant la deuxième moitié de 2005 en raison d’interruptions de l’approvisionnement causées par des dommages occasionnés aux installations de la côte du Golf du Mexique à la suite d’un ouragan. En 2003 et en 2005, les frais moyens par unité de production ont augmenté principalement en raison de la hausse de la hausse des coûts du gaz naturel acheté à Cold Lake. En 2004, les frais moyens par unité de production ont diminué principalement en raison de la hausse de la production tirée du chapeau de gaz de Wizard Lake. En 2006, les frais de production moyens ont augmenté en raison de la diminution de la production de gaz et de redevances plus élevées sur les liquides de gaz naturel ayant pour effet la baisse de la production nette de liquides. Les redevances sur les liquides ont été plus élevées pendant l’année en raison de la hausse du prix touché pour la production à Cold Lake. La société détient des participations dans un grand nombre d'installations liées à la production de pétrole brut et de gaz naturel, notamment dans 22 usines de traitement du gaz naturel qui produisent du gaz commercialisable et font la récupération de liquides de gaz naturel ou de soufre. La société est la principale propriétaire et exploitante de 11 de ces usines. La production de pétrole brut classique de la société et de pétrole lourd et de gaz naturel de Cold Lake provient de puits situés exclusivement au Canada. Le nombre total de puits productifs dans lesquels la société détenait des participations au 31 décembre 2006 est indiqué dans le tableau suivant. Les chiffres de ce tableau sont établis en partie à partir de renseignements fournis par d'autres exploitants.

Puits de pétrole classique............................ Puits de pétrole lourd .................................. 1) 2)

Pétrole brut (1) Nets(2) Bruts 1 241 794 3 983 3 983

Gaz naturel Bruts(1) Nets(2) 4 791 2 612 – –

Total Bruts(1) Nets(2) 6 032 3 406 3 983 3 983

Les puits bruts sont des puits dans lesquels la société possède un intérêt économique direct. Les puits nets sont la somme des intérêts économiques directs fractionnaires détenus par la société dans des puits bruts, arrondie au nombre entier le plus près.

Pétrole classique et gaz Le plus important actif de production de pétrole classique de la société est le champ pétrolifère Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, qui contribue pour environ 55 % de la production nette de pétrole brut classique de la société (soit environ 61 % de la production brute). En 2006, la production nette de pétrole brut et de liquides de gaz naturel s'est établie à environ 2 000 mètres cubes (12 700 barils) par jour, et la production brute s'est établie à environ 3 000 mètres cubes (18 900 barils) par jour. Le gouvernement canadien détient un intérêt passif d'un tiers dans le champ pétrolifère Norman Wells et touche une redevance de production de 5 %. Grâce à l'intérêt passif qu'il détient, le gouvernement du Canada a droit au tiers d’un montant fondé sur les produits d'exploitation provenant de la vente de la production tirée du champ pétrolifère Norman Wells, déduction faite des frais d'exploitation et des dépenses en immobilisations. Aux termes d'une convention de transport, la société assume les coûts, notamment les coûts de construction et d'exploitation, d'un pipeline de 870 kilomètres (540 milles) qui achemine le pétrole brut et les liquides de gaz naturel obtenus dans le cadre du projet. En 2006, ces coûts se sont élevés à environ 33 millions de dollars.

6

La plupart des plus importants champs pétrolifères des provinces de l'Ouest sont en production depuis plusieurs décennies, et les quantités de pétrole tirées des champs de pétrole classique diminuent. Toutefois, dans certains cas, des quantités additionnelles de pétrole peuvent être récupérées par l'emploi de diverses techniques de récupération assistée. Les plus importants projets de récupération assistée de la société se trouvent au champ pétrolifère West Pembina. La société extrait du gaz naturel dans un grand nombre de champs gaziers situés dans les provinces de l'Ouest, principalement en Alberta. La société détient également une participation de 9 % dans un projet de mise en valeur et de production de réserves de gaz naturel dans la zone de l'île de Sable, au large des côtes de la Nouvelle-Écosse. Cold Lake La société détient quelque 78 000 hectares (192 000 acres) de concessions de pétrole lourd près de Cold Lake, en Alberta. Afin de mettre au point la technologie requise aux fins de l’exploitation commerciale de ce pétrole, la société a exécuté depuis 1964 des projets d’exploitation pilotes axés sur la récupération du pétrole lourd au moyen de nouvelles méthodes de forage et de production, y compris l'injection de vapeur. Les activités de recherche et d’exploitation se poursuivent aux installations pilotes de Cold Lake. À la fin de 1983, la société a commencé la mise en valeur par phases de ses ressources de pétrole lourd à Cold Lake. En 2006, la production nette moyenne à Cold Lake s’est établie à environ 20 100 mètres cubes (126 700 barils) par jour, et la production brute moyenne, à environ 24 100 mètres cubes (151 800 barils) par jour. Pour maintenir la production à Cold Lake, des dépenses en immobilisations devront être engagées périodiquement à l’égard de nouveaux puits de production et d’installations connexes. En 2006, la société a dépensé 213 millions de dollars pour l’exécution d’un programme de forage de 174 puits de développement dans les phases existantes. En 2007, un programme de forage de plus de 100 puits de développement est prévu dans la zone de mise en valeur actuellement approuvée afin d'accroître la capacité de production des zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, des façons d’améliorer l'utilisation de l'infrastructure existante sont également à l’étude. En 2004, la société a reçu l’autorisation requise des autorités de réglementation pour étendre ses activités à Cold Lake. Une partie de la zone visée par cette autorisation a été mise en production en 2006. Des frais de mise en valeur d'environ 400 millions de dollars devraient être engagés à l'égard de cette zone, dont la production brute devrait atteindre 4 800 mètres cubes (30 000 barils) par jour d'ici la fin de la décennie. Des plans de mise en valeur du reste de la zone visée par l'autorisation sont à l'étude. Ces plans visent à réduire les frais de mise en valeur grâce à une intégration accrue de l'infrastructure existante. La majeure partie de la production tirée de Cold Lake est vendue à des raffineries du nord des États-Unis. Le reste de la production de Cold Lake est expédié à certaines raffineries de la société et à une usine de valorisation du pétrole lourd située à Lloydminster, en Saskatchewan. La province d'Alberta, à titre de bailleur des concessions de pétrole lourd de Cold Lake, a droit à une redevance sur la production tirée du projet de production de Cold Lake. L’accord de redevances qui s’est appliqué jusqu’à la fin de 1999 prévoyait une redevance calculée en fonction du plus élevé des montants suivants : 5 % des produits d’exploitation bruts ou 30 % d’un montant établi en fonction des produits d’exploitation, déduction faite des frais d’exploitation et des dépenses en immobilisations. L’accord prévoyait également une dispense du versement des redevances sur le gaz naturel de concession produit en Alberta et réputé être consommé dans des centrales d’injection à vapeur dans le cadre des activités de la société à Cold Lake. Vers la fin de 2000, la société a conclu avec la province d'Alberta une entente prenant effet le er 1 janvier 2000 relativement à un arrangement transitoire en matière de redevances qui s'appliquera à l'ensemble des activités actuelles et projetées de la société à Cold Lake jusqu'à la fin de 2007. La réglementation générale de l’Alberta en matière de redevances sur le pétrole lourd entrera alors en vigueur. La réglementation en matière de redevances consécutive à la transition, qui prendra effet en 2008, prévoit une redevance calculée en fonction du plus élevé des montants suivants : 1 % des produits d’exploitation bruts ou 25 % d’un montant établi en fonction des produits d’exploitation, déduction faite des frais d’exploitation et des dépenses en immobilisations, mais sans la dispense du versement des redevances sur le gaz. L’entente relative à la transition, qui est en vigueur de 2000 à 2007 inclusivement, comprend une provision au titre des différences entre les deux régimes de redevances (des redevances sur le bitume plus élevées avec une dispense du versement des redevances sur le gaz par rapport à des redevances sur le bitume moins élevées sans la dispense du versement des redevances sur le gaz). Cette transition rassemblera toutes les activités de la société à Cold Lake dans un même accord de redevances aux modalités communes. La transition ne devrait pas apporter un changement important au montant des redevances que la société aurait autrement payées aux termes des accords de redevances précédents. Le taux de redevance applicable à la production brute était de 17 % en 2006, de 11 % en 2005 et en 2004, de 10 % en 2003 et de 5 % en 2002. Autres activités liées au pétrole lourd La société détient des participations dans d'autres concessions de pétrole lourd dans les régions de l'Athabasca et de Peace River, dans le nord de l'Alberta. Des puits de reconnaissance forés sur ces concessions ont permis d'établir la présence de pétrole lourd. La société continue d'évaluer ces concessions afin d'établir leur potentiel de mise en valeur future. La société détient diverses participations dans des champs de pétrole lourd totalisant environ 68 000 hectares nets loués (168 000 acres nets) dans la région de l'Athabasca. Dans le cadre d'un consortium du secteur et de plusieurs coentreprises, la société a participé à des recherches et des études pilotes sur la récupération du pétrole lourd et à l'évaluation de la qualité et de l'étendue de ces gisements de pétrole lourd.

7

Exploitation minière de Syncrude La société détient une participation de 25 % dans Syncrude, une coentreprise constituée afin de récupérer des dépôts peu profonds de sables pétrolifères au moyen de méthodes d'extraction à ciel ouvert, d'extraire du bitume brut et de produire du pétrole brut synthétique de haute qualité, léger (32 degrés API) et non corrosif. Les installations de Syncrude, situées près de Fort McMurray, en Alberta (voir la carte), exploitent une partie du gisement de sables pétrolifères de l'Athabaska. L'endroit est facilement accessible par la voie publique. Le pétrole brut synthétique produit est transporté du site de Syncrude vers Edmonton, en Alberta, par la société Alberta Oil Sands Pipeline Ltd. Depuis son démarrage en 1978, Syncrude a produit environ 1,7 milliard de barils de pétrole brut synthétique.

Syncrude détient un permis d'exploitation émis par la province d'Alberta, qui est en vigueur jusqu'en 2035. Ce permis accorde à Syncrude le droit d’exploiter les sables pétrolifères et de produire du pétrole brut synthétique dans les zones de mise en valeur approuvées, à l'intérieur des concessions de sables pétrolifères. Syncrude détient huit concessions de sables pétrolifères qui couvrent environ 100 500 hectares (248 300 acres) du gisement de sables pétrolifères de l'Athabaska. Accordées par la province d'Alberta, les baux peuvent être renouvelés automatiquement tant que l'exploitation des sables pétrolifères continue ou qu’ils font partie d'un programme de mise en valeur approuvé. Les concessions 10, 12, 17, 22 et 34 de Syncrude (qui contiennent des réserves prouvées), ainsi que les concessions 29, 30 et 31 (qui ne contiennent pas de réserves prouvées) sont prises en compte dans un programme de mise en valeur approuvé par la province d'Alberta. Aucune exploitation commerciale connue n’a été entreprise sur ces concessions avant le début des activités en 1978. er Depuis le 1 janvier 2002, une redevance de 25 % sur le bénéfice net réputé ou une redevance de 1 % sur les produits bruts, selon la plus élevée des deux, s'applique à toute la production de Syncrude, déduction faite des nouvelles dépenses en immobilisations.

Le gouvernement du Canada avait émis un décret qui a expiré à la fin de 2003 et qui prévoyait la remise de tout impôt fédéral sur le revenu autrement payable par les participants en raison de la non-déductibilité du revenu des participants des montants à recevoir par la province d'Alberta à titre de redevance ou autrement à l'égard de Syncrude. Le décret de remise excluait la redevance payable sur la production du projet Aurora. Les activités menées à Syncrude se divisent en trois catégories principales : l'exploitation à ciel ouvert, l'extraction du bitume brut et la transformation du bitume brut en pétrole brut synthétique. Le gisement principal (concession 17) a été épuisé et seuls les restes sont retirés à l’aide de camions et de pelles mécaniques. Au gisement du nord (concessions 17 et 22) et à la mine Aurora (concessions 10, 12 et 34), ces opérations sont effectuées à l’aide de camions, de pelles mécaniques et de systèmes d'hydrotransport. Les installations d'extraction, où le bitume brut est séparé du sable, peuvent

8

traiter environ 675 000 tonnes métriques (740 000 tonnes courtes) de sables pétrolifères par jour. Leur production étant d'environ 24 millions de mètres cubes (150 millions de barils) de bitume brut par année, et leur taux de récupération du bitume brut présent dans les sables pétrolifères extraits étant d’environ 93 %. Le bitume brut extrait des sables pétrolifères est raffiné dans le but de produire des hydrocarbures qui pourront être commercialisés. Le processus de raffinage comprend une étape de décarbonisation dans trois grandes cuves de cokéfaction fluide à haute température, et une étape d'hydrogénation dans des cuves d'hydrocraquage à haute température et à pression élevée. Ces procédés éliminent le carbone et le soufre et transforment le bitume brut en pétrole brut synthétique de haute qualité, à faible viscosité et à faible teneur en soufre. En 2006, le procédé de valorisation a permis d’obtenir 0,849 mètres cubes de pétrole brut synthétique par mètre cube de bitume brut (0,849 barils de pétrole brut synthétique par baril de bitume brut). En 2006, environ 44 % du pétrole brut synthétique a été traité dans des raffineries de la région d'Edmonton, et les 56 % restants ont été transportés par pipeline vers des raffineries de l'est du Canada ou exportés aux États-Unis. L'alimentation électrique de Syncrude provient de deux centrales situées sur le site de Syncrude, l’une de 270 mégawatts, et l’autre de 160 mégawatts. Ces centrales sont la propriété des participants de Syncrude. La principale source d’eau provient d’eau recyclée, et de l’eau brute supplémentaire est puisée, en vertu d’un permis, dans la rivière Athabasca. La part de 25 % de la société dans l'investissement net effectué dans des immobilisations corporelles, y compris dans des installations d’exploitation à ciel ouvert, du matériel de transport et des installations de valorisation, représente environ 3,4 milliards de dollars. En 2006, la production nette de pétrole brut synthétique de Syncrude a été d'environ 37 100 mètres cubes (233 600 barils) par jour, et la production brute, d'environ 41 000 mètres cubes (258 100 barils) par jour. La quote-part de la société dans la production nette en 2006 a été d'environ 9 300 mètres cubes (58 400 barils) par jour. En 2000, Syncrude a terminé la mise en valeur de la première phase de la mine Aurora. Dans le cadre de l'investissement dans Aurora, l'exploitation minière a été étendue à un nouveau site situé à environ 35 km (22 milles) du site principal de Syncrude, et la capacité de valorisation a été augmentée. En 2001, les propriétaires de Syncrude ont approuvé un autre accroissement important de la capacité de valorisation et de nouveaux travaux de mise en valeur de la mine Aurora. Le deuxième site d’exploitation et d’extraction de Aurora est devenu complètement opérationnel en 2004. La capacité de valorisation accrue a été mise à contribution en 2006. Ces projets ont porté la capacité de production totale de pétrole brut synthétique à environ 56 400 mètres cubes (355 000 barils) par jour. La quote-part de la société dans les coûts totaux des projets s’est élevée à environ 2,1 milliards de dollars. Des activités d’extraction supplémentaires au gisement du nord et à la mine Aurora ont également été réalisées en 2005. Aucun plan n’a été approuvé pour de futurs projets d’agrandissement d’envergure. Le 1er novembre 2006, la société a annoncé son intention de conclure une entente de services de gestion avec Syncrude pour fournir à cette dernière des services en matière d’exploitation, de technologie et de gestion des affaires. La société procédera à une mise au point définitive au cours du deuxième trimestre de 2007 pour confirmer ou annuler l’entente, sous réserve de la réalisation d’une étude sur les disponibilités d’emploi. Le tableau suivant présente quelques statistiques d'exploitation relatives aux activités de Syncrude :

Total des morts-terrains extraits(1) Millions de mètres cubes............................................. Millions de verges cubes............................................. (1) Ratio des morts-terrains extraits/sables extraits ............ Sables pétrolifères extraits Millions de tonnes métriques ...................................... Millions de tonnes courtes .......................................... Grade moyen du bitume (pourcentage massique) .................... Bitume brut contenu dans les sables pétrolifères extraits Millions de tonnes métriques ...................................... Millions de tonnes courtes .......................................... Rendement d’extraction moyen (pourcentage)...................... Production de bitume brut(2) Millions de mètres cubes ............................................ Millions de barils ......................................................... Rendement de valorisation moyen (pourcentage)................... Production brute de pétrole brut synthétique Millions de mètres cubes ............................................ Millions de barils ......................................................... Quote-part nette de la société(3) Millions de mètres cubes ............................................ Millions de barils ......................................................... 1)

2006

2005

2004

2003

2002

98,0 128,2 1,18

74,2 97,1 1,02

76,6 100,3 0,94

83,5 109,2 1,15

77,9 102,0 1,05

175,0 195,5 11,4

152,7 168,0 11,1

170,9 188,0 11,1

152,4 168,0 11,0

156,5 172,1 11,2

19,9 22,2 90,3

16,9 18,6 89,1

19,0 20,9 87,3

16,8 18,5 88,6

17,5 19,2 89,9

17,7 111,6 84,9

15,1 94,2 85,3

16,4 103,3 85,5

14,7 92,3 86,0

15,5 97,8 86,3

15,2 95,5

12,6 79,3

14,1 88,4

12,5 78,4

13,5 84,8

3,4 21,3

3,1 19,3

3,4 21,6

3,0 19,1

3,3 20,7

Compte tenu du déblaiement préalable des sites miniers et des volumes de récupération.

9

2) 3)

La production de bitume brut correspond au bitume brut contenu dans les sables pétrolifères extraits, multipliée par le rendement d'extraction moyen et le facteur de conversion approprié. Rend compte de la participation de 25 % de la société dans la production, déduction faite des redevances applicables payables à la province d'Alberta.

Autres activités reliées aux sables pétrolifères La société détient une participation de 100 % dans quelque 13 500 hectares (33 400 acres) de sables pétrolifères pouvant être exploités à ciel ouvert dans le cadre du projet Kearl, dans la région de l'Athabasca, dans le nord de l'Alberta. La société évalue la possibilité d’exécuter un projet de mise en valeur de sables pétrolifères dans la région dans le cadre du projet d’extraction des sables pétrolifères de Kearl. La société détiendrait une participation d’environ 70 % et agirait à titre d’exploitant dans le projet conjoint qu’elle pourrait mener avec ExxonMobil Canada. Afin de définir plus précisément les ressources disponibles dans la zone du projet, un programme de forage de 400 puits de délimitation a été entrepris en 2003 et a été complété en 2005. La société a déposé une demande réglementaire auprès de l’organisme appelé Alberta Energy and Utilities Board pour le projet de sables pétrolifères Kearl en juillet 2005. Les audiences se sont tenues en novembre 2006 et une décision des autorités réglementaires est attendue au début de 2007. La société poursuit l’évaluation d’autres concessions de sables pétrolifères non mises en valeur. Biens fonciers Aux 31 décembre 2006 et 2005, la société détenait les droits pétroliers et gaziers et les concessions de pétrole lourd et de sables pétrolifères suivants :

Mis en valeur 2006 2005

Hectares Non mis en valeur 2006 2005

Total 2006

2005

Mis en valeur 2006 2005

Acres Non mis en valeur 2006 2005

Total 2006 2005

(en milliers)

Provinces de l’Ouest Pétrole et gaz classiques – Bruts (1) .................................... Nets (2) ..................................... Pétrole lourd – Bruts (1) .................................... Nets (2) ..................................... Sables pétrolifères – Bruts (1) .................................... Nets (2) ..................................... Terres du Canada (3) Pétrole et gaz classiques – Bruts (1) .................................... Nets (2) ..................................... Au large de la côte de l’Atlantique Pétrole et gaz classiques – Bruts (1) .................................... Nets (2) ..................................... Total (4) : Bruts (1) .................................... Nets (2) .....................................

1) 2) 3) 4)

1 032 407

1 055 430

154 95

181 109

1 186 502

1 236 539

2 550 1 006

2 607 1 063

381 235

447 269

2 931 1 241

3 054 1 332

41 41

41 41

174 105

193 105

215 146

234 146

101 101

101 101

430 260

477 260

531 361

578 361

47 12

47 11

119 54

72 31

166 66

119 42

116 30

116 27

294 133

178 77

410 163

294 104

31 3

31 3

322 98

322 98

353 101

353 101

77 7

77 7

795 242

795 242

872 249

872 249

17 2

17 2

2 600 616

2 600 616

2 617 618

2 617 618

42 5

42 5

6 425 1 522

6 425 1 522

6 467 1 527

6 467 1 527

1 168 465

1 191 487

3 369 968

3 368 959

4 537 1 433

4 559 1 446

2 886 1 149

2 943 1 203

8 325 2 392

8 322 11 211 11 265 2 370 3 541 3 573

Les acres ou hectares bruts comprennent les participations de tiers. Les acres ou hectares nets ne comprennent pas les participations de tiers. Les terres du Canada comprennent l’archipel Arctique, la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie, ainsi que d'autres parties des Territoires du Nord-Ouest, du Nunavut et du Yukon. Certains biens fonciers sont susceptibles d'être modifiés par des conventions en vertu desquelles des tiers peuvent obtenir des participations dans les biens de la société en effectuant certains travaux d'exploration (amodiation) et en vertu desquelles la société peut obtenir des participations dans les biens de tiers en effectuant certains travaux d'exploration (prise d’intérêt).

Exploration et mise en valeur La société exerce des activités d’exploration et de mise en valeur dans le secteur du pétrole et du gaz naturel. Elle exerce ces activités dans les provinces de l'Ouest, sur les terres du Canada (qui comprennent l’archipel Arctique, la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie, ainsi que d'autres parties des Territoires du Nord-Ouest, du Nunavut et du Yukon), et au large de la côte de l'Atlantique. Dans les provinces de l’Ouest, la stratégie d'exploration de la société consiste à chercher des hydrocarbures sur ses biens fonciers existants et, en particulier, près des installations existantes. Les régions qui présentent des risques plus élevés sont évaluées dans le cadre de coentreprises formées avec d’autres sociétés. Le tableau qui suit indique les puits nets d'exploration et de mise en valeur de pétrole classique et de pétrole lourd qui ont été forés par la société ou auxquels la société a participé au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 :

10

Provinces de l’Ouest et de l’Atlantique : Classiques Exploration Pétrole .......................................................... Gaz ............................................................... Puits secs ..................................................... Mise en valeur Pétrole ......................................................... Gaz ............................................................... Puits secs ..................................................... Pétrole lourd (Cold Lake et autres) Mise en valeur Pétrole .......................................................... Total ......................................................................

2006

2005

2004

2003

2002

– 1 –

– – –

– 2 1

– 3 1

– 1 2

– 192 1

2 155 1

3 207 1

4 89 3

1 42 3

174 368

87 245

218 432

118 218

332 381

Les 174 puits de mise en valeur de pétrole lourd forés en 2006 l’ont été afin d’accroître la nouvelle capacité de production des zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. L’augmentation en 2004 du nombre de puits de mise en valeur de réserves de gaz est liée à une augmentation du forage de champs de gaz peu profonds. En 2005, des retards attribuables aux conditions météorologiques ont entraîné une réduction du nombre de puits forés dans le cadre du programme actuel de mise en valeur des réserves de gaz peu profondes. Au 31 décembre 2006, la société participait au forage de 221 puits bruts d'exploration et de mise en valeur (soit 181 puits nets). Provinces de l'Ouest En 2006, la société avait un intérêt économique direct dans trois puits bruts d'exploration (un puits net) et dans 520 puits bruts de mise en valeur (366 puits nets). Les forages effectués dans les puits d’exploration ont consisté essentiellement à augmenter les réserves près des gisements existants. Mer de Beaufort/delta du Mackenzie D'importantes quantités de gaz ont été trouvées par la société et par d'autres dans la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie. En 1999, la société et trois autres sociétés ont conclu une entente dans le but d'étudier la faisabilité de la mise en valeur des gisements de gaz du delta du Mackenzie, ancrés au large par trois grands champs de gaz naturel. La société conserve une participation de 100 % dans un de ces champs. La viabilité commerciale de ces ressources de gaz naturel et des pipelines nécessaires au transport du gaz naturel vers les marchés est tributaire de bon nombre de facteurs, notamment des marchés du gaz naturel, du soutien des groupes concernés du Nord, des approbations des autorités de réglementation, de considérations environnementales, de la participation dans le pipeline, du cadre financier et des coûts liés à la construction, à l'exploitation et à l'abandon des installations de production et du pipeline. Des questions complexes doivent être réglées et plusieurs parties intéressées doivent être consultées avant qu'un projet de mise en valeur puisse aller de l'avant. En octobre 2001, les quatre sociétés et l'Aboriginal Pipeline Group (l'APG), qui représente les peuples autochtones des Territoires du Nord-Ouest, ont signé un protocole d'entente en vue de l’aménagement économique et en temps opportun d’un pipeline dans la vallée du Mackenzie. En 2002, les quatre sociétés ont terminé une étude préliminaire portant sur la possibilité de mettre en valeur les gisements de gaz découverts dans le delta du Mackenzie et, en se fondant sur les résultats de l'étude, elles ont annoncé, conjointement avec l'APG, leur intention de préparer les demandes réglementaires requises pour mettre en valeur ces gisements, y compris pour construire un pipeline dans la vallée du Mackenzie. En 2003, la trousse d'information préliminaire relative au projet gazier du Mackenzie a été soumise aux autorités de réglementation, et des accords de financement et de participation ont été conclus entre les quatre sociétés, l'APG et TransCanada PipeLines Limited à l'égard du projet de pipeline dans la vallée du Mackenzie. Vers la fin de 2004, les quatre sociétés et l’APG ont signé des conventions relativement à l’aménagement et à l’exploitation du pipeline de la vallée du Mackenzie. En octobre 2004, les principales demandes réglementaires et l’énoncé des incidences environnementales du projet ont été déposés auprès de l’Office national de l’énergie et des autres commissions, groupes d’experts et organismes responsables de l’évaluation et de la réglementation des projets de développement énergétique dans les Territoires du Nord-Ouest. En novembre 2005, l’Office national de l’énergie a été avisé que les promoteurs du projet étaient prêts à procéder aux audiences publiques sur le projet. Les audiences publiques tenues par la Commission d’examen conjoint et l’Office national de l’énergie ont commencé au début de 2006. L’Office national de l’énergie a mis fin aux audiences régulières en décembre. De son côté, la Commission d’examen conjoint, qui effectue l’examen environnemental et socioéconomique, a prolongé les audiences jusqu’en 2007, annonçant la nécessité de poursuivre les audiences pendant plusieurs autres mois et de disposer de temps supplémentaire pour réaliser son rapport. En novembre 2006, une décision d’un tribunal fédéral concernant l’utilisation des terres ancestrales par les Premières Nations le long de la route du pipeline, dans le nord de l’Alberta, a également prolongé la durée du processus.

11

Les autres biens fonciers comprennent des participations majoritaires dans 20 licences de découverte importante et des participations minoritaires dans 6 licences de découverte importante accordées par le gouvernement du Canada par suite de découvertes pétrolières et gazières antérieures, qui sont toutes gérées par la société, ainsi que des participations majoritaires dans 2 licences de découverte importante, des participations minoritaires dans 16 autres licences de découverte importante et une licence de production, qui sont gérées par des tiers. Archipel Arctique La société a une participation dans 16 licences de découverte importante et une licence de production accordées par le gouvernement du Canada relativement à l’archipel Arctique. Une autre société gère pour le compte de tous les participants ces licences. Depuis 1984, la société n'a participé à aucun forage de puits dans cette région. Zones extracôtières de l'Atlantique La société gère cinq licences de découverte importante accordées par le gouvernement du Canada relativement aux zones extracôtières de l'Atlantique. Elle détient également des participations minoritaires dans 27 licences de découverte importante et six licences de production, dont la gestion relève de tiers. La société a conservé une participation de 20 % dans deux permis d’exploration visant environ 45 000 hectares bruts (110 000 acres bruts) acquis en 1998 et en 1999 dans la région de l’île de Sable. Un puits d’exploration a été foré dans les terrains visés pour chacun des permis, sans succès commercial. La société a également conservé une participation de 70 % dans un permis d’exploration visant environ 113 000 hectares bruts (279 000 acres brutes) dans une zone plus au large, en eau plus profonde. Un puits d’exploration a été foré en 2003 dans la zone visée par ce permis, sans succès commercial. La société ne prévoit pas d’autres travaux d’exploration dans ces zones. Au début de 2004, la société a acquis une participation de 25 % dans huit permis d'exploration en eaux profondes visant environ 2 125 000 hectares bruts (5 251 000 acres brutes) dans le bassin Orphan, au large de Terre-Neuve. En février 2005, la société a réduit sa participation à 15 % par le biais d’une entente avec une autre société. La quote-part de la société dans les frais d'exploration prévus s'élève à environ 100 millions de dollars, son engagement minimum s’établissant à environ 25 millions de dollars. En 2004 et en 2005, la société a participé à des levés sismiques tridimensionnels dans cette zone. Le forage par battage d'un puits d’exploration a commencé en mai 2006 et devrait s’achever au début de 2007. Deux autres puits d’exploration sont prévus d’ici la fin de 2008. La société conserve une participation de 100 % dans un seul permis d’exploration visant environ 192 000 hectares bruts (474 000 acres bruts) dans la zone du bassin Laurentien située au large des côtes de la province de Terre-Neuve-et-Labrador. Produits pétroliers Approvisionnement Afin de répondre aux besoins de ses propres raffineries et d’obtenir les condensats devant être mélangés avec le bitume brut, la société compte sur sa propre production et sur d'importants achats auprès de tiers. La société achète, à des prix librement négociés, du pétrole brut canadien provenant de plusieurs sources. Les achats de pétrole brut canadien sont généralement conclus aux termes de contrats renouvelables de 30 à 60 jours. La société achète à des prix concurrentiels du pétrole brut provenant de l’étranger, principalement par l'intermédiaire de la société Exxon Mobil (qui bénéficie d’un accès avantageux aux principaux marchés d’approvisionnement en pétrole brut du monde). Raffinage La société est le propriétaire exploitant de quatre raffineries. Deux de ces raffineries, soit la raffinerie de Sarnia et celle de Strathcona, ont des installations de production d'huiles lubrifiantes. La raffinerie de Strathcona traite du pétrole brut canadien, et les raffineries de Dartmouth, de Sarnia et de Nanticoke traitent à la fois du pétrole brut canadien et du pétrole brut étranger. En plus du pétrole brut, la société achète des produits finis qui viennent suppléer à la production de ses raffineries. En 2006, des dépenses en immobilisations d'environ 230 millions de dollars ont été engagées dans les raffineries de la société. Environ 40 % de ces dépenses ont été engagées dans la construction de nouvelles installations afin de respecter les règlements du gouvernement du Canada portant sur les carburants, le reste étant engagé principalement dans des initiatives d'amélioration de la sécurité et de l'efficacité ainsi que dans des projets d’amélioration de l’environnement. Le débit quotidien moyen approximatif des raffineries durant la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006, ainsi que leur capacité nominale quotidienne aux 31 décembre 2001 et 2006, s’établissent comme suit :

12

2006

Débit quotidien moyen (1) des raffineries Exercices terminés les 31 décembre 2005 2004 2003

2002

Capacité nominale quotidienne aux (2) 31 décembre 2006 2001

(en milliers de mètres cubes)

Strathcona (Alberta)......................................... Sarnia (Ontario) ............................................... Dartmouth (Nouvelle-Écosse).......................... Nanticoke (Ontario).......................................... Total ..........................................................

25,5 17,6 12,3 14,9 70,3

2006

27,6 16,9 12,5 17,2 74,1

27,1 17,2 12,7 17,3 74,3

27,6 14,7 13,0 16,3 71,6

Débit quotidien moyen (1) des raffineries Exercices terminés les 31 décembre 2005 2004 2003

26,0 16,5 12,5 16,2 71,2

2002

29,8 19,2 13,1 17,8 79,9

29,0 19,2 13,1 17,8 79,1

Capacité nominale quotidienne aux (2) 31 décembre 2006 2001

(en milliers de barils)

Strathcona (Alberta)......................................... Sarnia (Ontario) ............................................... Dartmouth (Nouvelle-Écosse).......................... Nanticoke (Ontario).......................................... Total ..........................................................

1) 2)

160 111 77 94 442

174 106 79 108 466

170 108 80 109 467

174 92 82 102 450

163 104 78 102 447

187 121 82 112 502

182 121 82 112 497

Le débit des raffineries correspond au volume de pétrole brut et de produits d'alimentation traités directement dans les unités de distillation atmosphérique des raffineries. Les capacités nominales sont basées sur des spécifications précises quant aux catégories de pétrole brut et de produits d'alimentation traités dans les unités de distillation atmosphérique des raffineries, quant aux produits à obtenir et quant au procédé de raffinage, et elles sont ajustées en fonction de la durée estimative des arrêts de production normalement requis pour l’entretien. Par conséquent, les capacités réelles peuvent être plus élevées ou plus basses que les capacités nominales en raison de changements relatifs à l'exploitation de la raffinerie et à la catégorie de pétrole brut disponible aux fins de traitement.

En 2006, le débit des raffineries s’est établi à 88 % de leur capacité, soit une diminution de 5 % par rapport à l’année précédente, en raison surtout des travaux réguliers liés à l’entretien et au projet. Transport La société maintient un réseau de transport national, y compris 30 terminaux primaires, pour les produits pétroliers en vrac et les produits pétroliers conditionnés devant être acheminés des raffineries jusqu'aux marchés par pipelines, pétroliers, wagons-citernes et camions. La société est propriétaire exploitante de pipelines de pétrole brut, de produits de gaz naturel et de liquides de gaz naturel en Alberta, au Manitoba et en Ontario, et elle détient des participations dans le capital-actions de deux sociétés de transport de produits et de trois sociétés d’exploitation de pipelines de pétrole brut. Au 31 décembre 2006, la société n’était propriétaire ni exploitante d’aucun navire. Commercialisation La société commercialise auprès d'une clientèle diverse plus de 700 produits pétroliers dans tout le Canada. Les produits sont commercialisés sous des noms de marque bien connus, plus particulièrement Esso et Mobil. La société vend ses produits aux automobilistes par l'intermédiaire de stations-services Esso. Le nombre moyen de ces stations-services pendant l’année était d’environ 1 960, dont quelque 650 appartenaient à la société ou étaient louées par celle-ci, mais dont aucune n'était exploitée par cette dernière. La société continue d'améliorer son réseau de stations-services Esso et fournit davantage de services à la clientèle, comme des services de lave-autos et de dépanneurs, principalement dans les emplacements les plus achalandés de centres urbains. Les marchés canadiens des activités agricoles, du chauffage résidentiel et de la petite entreprise sont desservis par à peu près 100 points de vente. Le mazout de chauffage est fourni par l'intermédiaire de concessionnaires autorisés et de trois « Centres du confort au foyer » exploités par la société dans des marchés urbains. La société vend également des produits pétroliers à de gros clients industriels et commerciaux ainsi qu'à d'autres raffineurs et à d’autres marchands. Les volumes quotidiens approximatifs des produits pétroliers nets (à l’exception des contrats d’achat et de vente auprès de la même contrepartie) vendus au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 sont présentés dans le tableau suivant :

13

2006

2005

2004

2003

2002

(en milliers par jour)

Essence : Mètres cubes ...................................................... Barils ................................................................... Mazout de chauffage, carburant diesel et carburant aviation : Mètres cubes ...................................................... Barils ................................................................... Mazout lourd : Mètres cubes ..................................................... Barils ................................................................... Huiles lubrifiantes et autres produits : Mètres cubes ...................................................... Barils ................................................................... Ventes nettes de produits pétroliers : Mètres cubes ...................................................... Barils ...................................................................

32,7 206

33,4 210

33,2 209

33,0 208

32,9 207

26,4 166

26,9 169

27,3 172

26,2 165

25,0 157

5,1 32

6,0 38

5,9 37

5,4 34

4,9 31

7,7 49

7,6 48

7,0 44

5,8 36

6,4 41

71,9 453

73,9 465

73,4 462

70,4 443

69,2 436

Le total des ventes de produits pétroliers au Canada, exprimé en pourcentage du total des ventes de ces produits au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006, est présenté ci-dessous : 2006 96,1 %

2005 95,3 %

2004 93,0 %

2003 93,3 %

2002 91,5 %

La société continue d'évaluer et d'adapter son réseau de stations-services Esso et de distribution afin d'en augmenter la productivité et l'efficacité. En 2006, la société a procédé à la fermeture ou au démarquage d'environ 110 stations-services Esso, dont environ 40 lui appartenaient, et elle en a ouvert environ 70. Le volume annuel moyen de produits pétroliers de la société vendus par station-service Esso s’est établi à 3,6 millions de litres en 2006, soit le même qu’en 2005. Le volume moyen par station-service Esso appartenant à la société ou loué par cette dernière a atteint 6,1 millions de litres en 2006, ce qui représente une augmentation de 0,3 million de litres par rapport à 2005. Produits chimiques La division des produits chimiques de la société fabrique et commercialise de l'éthylène, du benzène, des solvants aromatiques et aliphatiques, des plastifiants intermédiaires ainsi que des résines de polyéthylène. Ses principales installations de fabrication de produits pétrochimiques et de polyéthylène se trouvent à Sarnia, en Ontario, juste à côté de la raffinerie de pétrole de la société. La société possède également une usine d'heptène et d'octène située à Dartmouth, en Nouvelle-Écosse. Le tableau suivant indique la moyenne des ventes quotidiennes de produits pétrochimiques de la société au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 : 2006

2005

2004

2003

2002

3,3 3,6

3,5 3,9

(en milliers par jour)

Produits pétrochimiques : Tonnes métriques ........................................................ Tonnes courtes ............................................................

3,0 3,3

3,0 3,3

3,3 3,6

Recherche Les dépenses de recherche de la société au Canada, avant déduction des crédits d'impôt à l'investissement, se sont élevées à 56 millions de dollars en 2006, comparativement à 50 millions de dollars en 2005 et à 40 millions de dollars en 2004. Ces fonds ont été essentiellement affectés à la mise au point de meilleurs lubrifiants et de meilleures méthodes de récupération de pétrole brut lourd. Un établissement de recherche voué au soutien des activités de la société dans le secteur des ressources naturelles se trouve à Calgary, en Alberta. Les recherches qui y sont effectuées visent à mettre au point de nouvelles techniques pour la production et le traitement du bitume brut. En 2006, environ 40 personnes participaient à ce type de recherches. La société a également participé à des recherches sur la récupération et le traitement du pétrole lourd extrait de sables pétrolifères par le truchement de sa participation dans Syncrude, qui possède des installations de recherche à Edmonton, en Alberta, et dans le cadre de conventions de recherche conclues avec d'autres parties. Dans les laboratoires de la société à Sarnia, en Ontario, la recherche vise principalement à mettre au point et à améliorer des lubrifiants et des carburants. Environ 120 personnes participaient à ce type de recherche à la fin de 2006. De plus, à Sarnia, environ 15 personnes se consacraient à la mise au point de nouveaux produits pour les entreprises de moulage par injection de polyéthylène et de rotomoulage de la société et d'Exxon Mobil Corporation.

14

La société a conclu avec des membres du groupe d’Exxon Mobil Corporation des conventions de recherche scientifique régissant les travaux techniques et d'ingénierie devant être exécutés par toutes les parties, l'échange de données techniques et la cession et la concession de brevets et de droits de brevets. Ces conventions prévoient que les parties se donneront mutuellement accès aux données scientifiques et d'exploitation reliées à presque toutes les phases de leurs activités pétrolière et pétrochimique. Protection de l'environnement La société se préoccupe de la protection de l'environnement et, dans le cadre de ses diverses activités, elle prend des mesures pour assurer cette protection. La société travaille de concert avec des organismes gouvernementaux et des associations industrielles à la résolution de problèmes actuels et à l’anticipation de problèmes éventuels en matière de protection de l'environnement. Au cours des cinq dernières années, la société a engagé des dépenses en immobilisations d’environ 1,2 milliard de dollars dans ce domaine, notamment dans des installations. Les dépenses en immobilisations engagées par la société relativement à la protection de l'environnement se sont élevées à quelque 155 millions de dollars en 2006, et elles devraient s'établir à environ 160 millions de dollars en 2007. L'augmentation des dépenses liées à l'environnement au cours des quatre dernières années est principalement attribuable à deux projets d’envergure. Le premier projet, qui a été achevé en 2004 au coût de 650 millions de dollars, a permis de réduire la teneur en soufre des carburants et de respecter ainsi une exigence du gouvernement du Canada. Le deuxième projet achevé en 2006 viserait à observer un nouveau règlement du gouvernement du Canada qui prévoit que la concentration de soufre dans le carburant diesel destiné aux véhicules routiers doit être extrêmement basse. En 2006, des dépenses en immobilisations d’environ 95 millions de dollars ont été engagées à l’égard de ce deuxième projet dont le coût total devrait s’élever à environ 500 millions de dollars. Les dépenses en immobilisations engagées dans le cadre de projets liés à la sécurité se sont élevées à quelque 15 millions de dollars en 2006. Ressources humaines Au 31 décembre 2006, la société employait environ 4 900 personnes à temps plein, comparativement à environ 5 100 à la fin de 2005 et 6 100 à la fin de 2004. Au cours de 2005, la société a procédé au transfert d’environ 700 employés vers une société membre de son groupe qui fournit des services à la société et à des tiers. Près de 9 % des employés de la société sont syndiqués. La société continue d'offrir une vaste gamme d'avantages sociaux, y compris des prestations de maladie, d'invalidité et de survivant, ainsi qu’un régime d'épargne et un régime de retraite. Concurrence La concurrence est très forte dans les industries du pétrole, du gaz naturel et des produits chimiques au Canada, notamment dans les domaines de la recherche et de la mise en valeur de nouvelles sources d'approvisionnement, de la construction et de l'exploitation de pipelines et d’installations de pétrole brut, de gaz naturel et de produits raffinés, et du raffinage, de la distribution et de la commercialisation de produits pétroliers et de produits chimiques. L'industrie pétrolière fait également concurrence à d'autres industries pour l'approvisionnement des consommateurs en énergie, en combustible et en divers autres produits. Réglementation gouvernementale Droits pétroliers et gaziers La plupart des droits pétroliers et gaziers de la société ont été acquis auprès des gouvernements fédéral ou provinciaux. Les réservations, permis ou licences sont acquis auprès des provinces, au comptant, et permettent au titulaire d'obtenir des concessions à l’achèvement de travaux stipulés. Des concessions peuvent également être acquises au comptant. Les baux confèrent à leurs titulaires le droit d’extraire du pétrole et(ou) du gaz naturel des terrains loués. Le titulaire d'une licence relative à des terres du Canada et des zones extracôtières de l'Atlantique est généralement tenu d'effectuer des paiements au comptant, d'entreprendre des travaux précis ou d'engager un montant stipulé de dépenses d'exploration afin de demeurer titulaire d’un intérêt foncier, et il pourrait être autorisé à extraire du pétrole ou du gaz naturel des terrains sous licence. Pétrole brut Production La production brute maximale permise de pétrole brut tirée de puits au Canada est assujettie à des limites imposées par diverses autorités de réglementation en fonction de principes d'ingénierie et de conservation. Exportations Les contrats d'exportation de pétrole brut léger et de produits pétroliers de plus d’un an et les contrats de pétrole brut lourd (y compris le bitume brut) de plus de deux ans nécessitent l'approbation préalable de l'Office national de l'énergie (l'ONE) et du gouvernement du Canada.

15

Gaz naturel Production La production brute maximale permise de gaz naturel tirée de puits au Canada est assujettie à des limites imposées par diverses autorités de réglementation. Ces limites visent à veiller à ce que la récupération de pétrole ne soit pas touchée de manière importante par les pratiques relatives à la production accélérée de gaz. Elles n’ont pas d’incidence sur les réserves de gaz, mais uniquement sur la cadence de production des réserves, et n’ont pas eu d’incidence importante sur les taux de production de gaz en 2006. En outre, ces limites ne s’appliquent pas aux champs de gaz pour lesquels il n’y a pas de réserves de pétrole associées. Exportations Le gouvernement du Canada est habilité à réglementer le prix à l'exportation du gaz naturel. Il s’est doté d’une politique d’établissement des prix à l'exportation qui s'applique aux prix à l'exportation du gaz naturel négociés entre les exportateurs canadiens et les importateurs américains. Les exportations de gaz naturel canadien nécessitent l'approbation de l'ONE et du gouvernement du Canada. Le gouvernement du Canada autorise l'exportation de gaz naturel par ordonnance de l'ONE, sans limitation de volume, pour des périodes n'excédant pas 24 mois. Redevances Le gouvernement du Canada et les provinces dans lesquelles la société produit du pétrole brut et du gaz naturel imposent des redevances sur la production tirée de terres dont ils détiennent les droits miniers. Certaines provinces tirent également des revenus des taxes à la production qu'elles imposent à l'égard de terres dont elles ne détiennent pas les droits miniers. Diverses redevances sont imposées par le gouvernement du Canada et chacune des provinces productrices. Les redevances sur le pétrole brut imposées par les provinces productrices varient suivant les volumes de production des puits, les prix de vente, les méthodes de récupération et la date de mise en production. Les redevances sur le gaz naturel et sur les liquides de gaz naturel imposées par les provinces productrices varient selon les volumes de production des puits, les prix de vente et la date de mise en production. Pour de plus amples renseignements sur les taux de redevances applicables à la production de Norman Wells, de Cold Lake et de Syncrude, voir la rubrique Ressources naturelles — Production de pétrole et de gaz naturel. Loi sur Investissement Canada En vertu de la Loi sur Investissement Canada, il faut, dans certains cas, obtenir l'approbation du gouvernement du Canada, lorsqu'une entité qui n'est pas contrôlée par des Canadiens compte acquérir le contrôle d'une entreprise canadienne. Dans certaines circonstances, l'acquisition de biens constitués de ressources naturelles peut être considérée comme une acquisition du contrôle d'une entreprise canadienne, qui nécessite l'approbation du gouvernement du Canada. La loi exige la notification de l’établissement au Canada de nouvelles entreprises non reliées par des entités qui ne sont pas contrôlées par des Canadiens, mais elle n'exige pas l'approbation du gouvernement du Canada, sauf si la nouvelle entreprise est liée au patrimoine culturel du Canada ou à l'identité nationale. Étant donné que Exxon Mobil Corporation détient la majorité des actions de la société, cette dernière est considérée comme une entité qui n'est pas contrôlée par des Canadiens. La société sur le Web Le site Web de la société, qui se trouve à l'adresse www.imperialoil.ca, fournit un accès gratuit à des renseignements sur la société et à des renseignements à l’intention des investisseurs, dont le rapport annuel sur formulaire 10-K, les rapports trimestriels sur formulaire 10-Q et les rapports actuels sur formulaire 8-K de la société et les modifications apportées à ces rapports. Ces rapports sont rendus disponibles dans les meilleurs délais, une fois qu’ils ont été déposés auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis ou fournis à cette dernière.

Rubrique 1A. Facteurs de risque Volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel Les résultats d’exploitation et la situation financière de la société dépendent des prix obtenus pour la production de pétrole et de gaz naturel. Les cours du pétrole brut et du gaz naturel sont déterminés par les marchés mondial et nord-américain et sont soumis au jeu de l’offre et de la demande. Une foule de facteurs peuvent influer sur ces cours, notamment la conjoncture économique, des événements politiques sur la scène internationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et la société s’attend à ce que cela continue. Aucune diminution importante des cours du pétrole et du gaz naturel n’aura d’effet défavorable important sur les activités d’exploitation, sur la situation financière, sur les réserves prouvées ou sur le montant consenti pour mettre en valeur les réserves de pétrole et de gaz naturel de la société. Une partie importante de la production de la société est consacrée au pétrole lourd. Les cours du marché pour le pétrole lourd diffère des indices du marché établi pour le pétrole léger et moyen. Cette différence est attribuable principalement aux coûts élevés de transport et de raffinage du pétrole lourd et à la capacité de raffinage limitée en ce qui a trait au traitement du pétrole lourd. Ainsi, les prix obtenus pour le pétrole lourd sont en général inférieurs aux prix 16

obtenus pour le pétrole moyen et léger, et les coûts de production liés au pétrole lourd sont souvent plus élevés que ceux consacrés au pétrole à densité moindre. Les écarts de prix futurs sont incertains et si les écarts entre les prix du pétrole lourd devaient s’accentuer, ils pourraient avoir un effet défavorable important sur les activités de la société. La société n’a pas recours à des instruments dérivés sur le marché pour couvrir ou vendre à terme aucune partie de la production de l’un de ses secteurs. Facteurs concurrentiels La concurrence est très forte dans les industries du pétrole et du gaz naturel, notamment dans les secteurs suivants : la recherche et le développement de nouvelles sources d’approvisionnement, la construction et l’exploitation de pipelines et d’installations de pétrole brut, de gaz naturel et de produits raffinés, ainsi que le raffinage, la distribution et la commercialisation de produits pétroliers et de produits chimiques. D’importantes sociétés pétrolières et gazières intégrées et de nombreuses autres sociétés pétrolières et gazières indépendantes figurent parmi les concurrents de la société. L’industrie pétrolière fait également concurrence à d’autres industries pour l’approvisionnement des consommateurs en énergie, en combustible et en divers autres produits. Le jeu de la concurrence risque d’entraîner une pénurie de zones prometteuses pour le forage, de limiter l’accès aux services nécessaires aux activités d’exploration, de mise en valeur et d’exploitation et à l’infrastructure disponible pour la production et le transport. Il est également possible que survienne une surabondance de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits chimiques. Chacun de ces facteurs pourrait avoir une incidence négative sur les coûts et sur les cours et, par conséquent, sur les résultats financiers de la société. Risques liés à l’environnement Toutes les phases des secteurs d’activité en amont, en aval et des activités liées au secteur des produits chimiques sont soumises à la réglementation environnementale en vertu d’une variété de lois et de règlements fédéraux, provinciaux et municipaux canadiens, ainsi qu’aux termes d’ententes internationales (collectivement, la législation environnementale). La législation environnementale impose, entre autres, des restrictions, des responsabilités et des obligations en ce qui a trait à la production, la manutention, l’entreposage, le transport, le traitement et l’évacuation des substances et déchets dangereux et aux déversements, rejets et émissions de diverses substances dans l’environnement. La réglementation environnementale s’applique également à la qualité et à la composition des produits vendus et importés. La législation environnementale exige que les puits, les sites des installations et les autres propriétés associées aux activités d’exploitation de la société soient exploités, entretenus, abandonnés et récupérés selon les exigences des autorités de réglementation applicables. De plus, certains types d’exploitation, notamment les travaux d’exploration et les projets de mise en valeur ainsi que des changements importants à certains projets existants, peuvent être soumis à des évaluations de l’incidence environnementale en vue de leur approbation. La mise en conformité à la législation environnementale est susceptible de nécessiter des dépenses importantes et tout défaut de conformité risque d’entraîner l’imposition d’amendes et de pénalités et une responsabilité à l’égard des frais de nettoyage et des dommages. La société ne peut assurer que les coûts engagés pour se conformer à la législation environnementale future n’auront pas d’effets défavorables importants sur sa situation financière ou ses résultats d’exploitation. La société prévoit que les changements apportés à la législation environnementale pourraient contenir des exigences, notamment en matière de réduction des émissions produites dans le cadre de ses activités d’exploitation, ce qui pourrait entraîner une augmentation des dépenses en immobilisations. Il se peut que des modifications futures à la législation environnementale entraînent le resserrement des normes et des mesures d’application de la loi, l’augmentation des amendes et de la responsabilité et la hausse des dépenses en immobilisations et des coûts d’exploitation, ce qui pourrait avoir un effet défavorable important sur la situation financière ou sur les résultats d’exploitation de la société. Changements climatiques Le gouvernement du Canada a publié un avis d’intention pour réglementer les émissions de dioxyde de carbone, de méthane, d’oxyde nitreux et des autres gaz couramment appelés gaz à effet de serre provenant de diverses activités industrielles, notamment la production et l’exploration dans les secteurs du pétrole et du gaz naturel, le raffinage pétrolier et certaines activités de fabrication de produits chimiques. La province d’Alberta est également susceptible d’élaborer une réglementation en vertu de la loi intitulée Climate Change and Emissions Management Act limitant les émissions de gaz à effet de serre. D’autres provinces peuvent aussi établir une telle réglementation. Les limites obligatoires d’émissions se traduiront peut-être par l’augmentation des coûts d’exploitation et des dépenses en immobilisations pour les producteurs de pétrole et de gaz naturel, les raffineurs et les fabricants de produits chimiques, ainsi que par une réduction de la demande pour les produits de la société. Il se peut que ces facteurs aient un effet défavorable sur les activités de la société, sa situation financière, ses résultats d’exploitation et ses flux de trésorerie. Cependant, bien que le gouvernement ait dressé les lignes directrices générales d’un éventuel cadre réglementaire, il n’a pas précisé les mesures qu’il imposera aux entreprises. Par conséquent, toute tentative d’en évaluer l’incidence sur la société ne peut être que conjecture. Autre risque lié à la réglementation La société est tenue de respecter un large éventail de lois et de règlements régissant ses activités d’exploitation qui sont indépendantes de sa volonté. Des changements apportés à la réglementation peuvent affecter tous les aspects des activités d’exploitation et du rendement financier de la société.

17

Nécessité de remplacer les réserves La production et les réserves futures de pétrole classique, de pétrole lourd et de gaz naturel de la société, et par le fait même ses flux de trésorerie futurs, dépendant fortement du succès obtenu par la société dans les activités liées à l’exploitation de sa réserve actuelle et à l’acquisition ou à la découverte de réserves supplémentaires. S’il n’y a pas d’ajouts aux réserves de la société par l’entremise d’activités d’exploration, d’acquisition ou de mise en valeur, les réserves et la production diminueront au fur et à mesure de l’épuisement des réserves. Les activités liées à l’exploration, à la mise en valeur et à l’acquisition de réserves sont hautement capitalistiques. Dans la mesure où les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation ne suffiraient pas à financer les dépenses en immobilisations et où les sources extérieures de capital deviendront limitées ou non disponibles, la société ne sera pas en mesure d’investir les capitaux nécessaires pour maintenir et accroître les réserves de pétrole et de gaz naturel. De plus, la société pourrait être incapable de repérer et de mettre en valeur des réserves supplémentaires ou de les acquérir afin de remplacer la production de pétrole et de gaz naturel à des coûts acceptables. Autres risques commerciaux L’exploration, la production et le transport de substances pétrolières comportent plusieurs risques, que même l’expérience, les connaissances et une évaluation attentive combinées pourraient ne pas permettre d’atténuer. Ces activités sont soumises à de nombreux dangers qui peuvent entraîner des incendies, des explosions, des déversements, des jaillissements incontrôlés ou d’autres situations imprévues ou dangereuses qui causent des dommages personnels, des dommages aux biens, des dommages à l’environnement ou l’interruption des opérations. L’assurance de la société peut ne pas fournir une garantie adéquate dans certaines circonstances imprévues. Incertitude quant aux estimations des réserves Il existe de nombreuses incertitudes inhérentes à l’estimation des quantités des réserves, y compris plusieurs facteurs indépendants de la volonté de la société. En général, les estimations des réserves de pétrole et de gaz naturel économiquement récupérables et des flux de trésorerie nets futurs découlant de celles-ci sont fondées sur un nombre de facteurs considérés et d’hypothèses posées à la date à laquelle les estimations des réserves sont calculées, comme les estimations géologiques et d’ingénierie qui comportent des incertitudes inhérentes, les effets hypothétiques de la réglementation des entités gouvernementales et les estimations des prix des marchandises et des frais d’exploitation futurs, qui peuvent tous diverger de manière importante des résultats réels. Toutes ces estimations sont, dans une certaine mesure, incertaines et la classification des réserves ne constitue qu’une tentative de définir le degré d’incertitude en cause. Pour ces raisons, les estimations des réserves de pétrole et de gaz naturel économiquement récupérables, la classification de ces réserves en fonction du risque de récupération et les estimations des produits d’exploitation nets futurs que l’on prévoit en tirer, préparées par différents ingénieurs ou par les mêmes ingénieurs à différents moments, peuvent varier de manière importante. La production, les produits d’exploitation, les impôts et taxes, et les dépenses de mise en valeur, d’abandon et d’exploitation réels de la société à l’égard de ses réserves seront vraisemblablement différents de ces estimations, et ces différences pourraient être importantes. Les estimations relatives aux réserves qui peuvent être mises en valeur et en production à l’avenir sont souvent fondées sur des calculs volumétriques et sur des analogies avec des types semblables de réserves, plutôt que sur l’historique de la production réelle. Les estimations fondées sur ces méthodes sont en général moins fiables que celles fondées sur l’historique de la production réelle. Des évaluations ultérieures des mêmes réserves fondées sur l’historique de la production donneront lieu à des variations, qui peuvent être importantes, des réserves estimées. Facteurs relatifs au projet Les résultats de la société reposent sur sa capacité à mettre en œuvre des projets d’envergure et à exploiter les installations comme prévu. Par conséquent, les résultats de la société seront affectés par des faits ou des situations pouvant influencer l’évolution, l’exploitation, le coût ou les résultats liés à ces projets ou installations. Parmi ces risques, on compte la capacité de la société d’obtenir les approbations réglementaires requises en matière d’environnement et les autres approbations réglementaires nécessaires, les changements apportés aux ressources et aux coûts d’exploitation, notamment la disponibilité et le prix des matières, de l’équipement et du personnel qualifié, l’incidence de l’économie en général et la conjoncture économique, et la survenance de difficultés techniques imprévues. Facteurs de risque liés au marché Veuillez consulter la rubrique 7A pour une analyse de l’incidence des risques liés au marché et des autres incertitudes.

Rubrique 2.

Biens

Il y a lieu de se reporter à la rubrique 1 ci-dessus. Pour les réserves de l'exploitation minière de Syncrude et les activités de production de pétrole et de gaz, il y a lieu de se reporter à la rubrique 8 du présent rapport.

Rubrique 3.

Litiges

Sans objet

Rubrique 4.

Vote des porteurs de titres quant à certaines questions

Sans objet

18

PARTIE II Rubrique 5.

Marché pour les actions ordinaires de la personne inscrite, questions connexes intéressant l’actionnaire et rachats de titres de participation par l'émetteur

Renseignements pour le porteur de titres étranger Les dividendes en espèces versés aux actionnaires résidant dans des pays avec lesquels le Canada a conclu une convention fiscale sont d'ordinaire assujettis à la retenue fiscale de 15 % frappant les non-résidants du Canada. Cette retenue fiscale est réduite à 5 % pour les dividendes versés à une société résidant aux États-Unis qui possède au moins 10 % des actions avec droit de vote de la société. La Compagnie Pétrolière Impériale Ltée est une société étrangère admissible aux fins de l’application du taux d’imposition américain réduit sur les gains en capital (15 % et 5 % pour certaines personnes) qui s’appliquent aux dividendes versés par les sociétés nationales américaines et les sociétés étrangères admissibles. Il n'y a pas d'impôt canadien sur les gains provenant de la vente d'actions ou de titres de créance détenus par des non-résidants n'exploitant pas d'entreprise au Canada. Données financières trimestrielles et données relatives aux opérations sur les actions 2006 trois mois terminés les 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc. Données financières (a) Total des produits et autres bénéfices Total des dépenses (a) Bénéfice avant l’impôt sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices Bénéfice net Renseignements par action (b) Bénéfices nets – résultats de base Bénéfices nets – résultats dilués Dividendes (déclarés trimestriellement) Cours des actions (b) Bourse de Toronto Haut.................................................. Bas ................................................... Fermeture......................................... American Stock Exchange Haut.................................................. Bas ................................................... Fermeture.........................................

a)

b)

2005 trois mois terminés les 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc.

(en millions de dollars)

5 818 4 928 890 (299) 591

6 688 5 604 1 084 (247) 837

(en millions de dollars)

6 651 5 421 1 230 (408) 822

5 631 4 735 896 (102) 794

5 958 5 370 588 (195) 393

6 802 5 989 813 (274) 539

0,84 0,84 0,08

0,83 0,83 0,08

0,38 0,37 0,07

0,52 0,52 0,08

(en dollars)

0,60 0,59 0,08

0,85 0,85 0,08

43,33 36,18 40,78 39,64 32,50 36,50

0,64 0,64 0,08

1,00 1,00 0,08

45,79 33,33 44,67

45,39 32,28 38,47

(en dollars)

45,20 35,33 37,47

44,80 34,31 42,93

31,44 22,50 30,67

38,93 29,99 36,83

25,73 18,27 25,38

(en dollars US)

36,67 30,54 35,85

7 743 6 184 1 559 (543) 1 016

(en dollars)

(en dollars)

42,28 35,36 41,91

7 711 6 753 958 (306) 652

40,38 31,64 33,55

34,99 27,37 34,01

(en dollars US)

28,38 21,57 27,75

39,14 27,46 38,35

38,93 27,47 33,20

Les montants au titre des achats et des ventres auprès de la même contrepartie sont compris dans le total des produits et autres bénéfices et dans le total des dépenses des données trimestrielles de 2005. À compter du 1er janvier 2006, ces achats et ventes ont été comptabilisés sur la base du montant net. Voir la note 1 (page F-8), Principales conventions comptables. Rajustés pour rendre compte de la division de l’action à raison de trois pour une en mai 2006

Les actions de la société sont cotées à la Bourse de Toronto et peuvent se négocier hors cote à l'American Stock Echange de New York. L'action ordinaire de la société se négocie à ces bourses sous le symbole IMO. Les cours des actions sont tirés des registres des bourses rajustés en fonction de la division de l’action à raison de trois pour une. En date du 15 février 2007, on comptait 13 490 porteurs inscrits d'actions ordinaires de la société. Au cours de la période du 1er octobre 2006 au 31 décembre 2006, la société a émis 176 325 actions ordinaires au prix de 15,50 $ par l’action (après la division de l’action à raison de trois pour une) par suite de la levée d’options d’achat d’actions par leurs porteurs, qui sont tous des membres du personnel ou d’anciens membres du personnel de la société, dans le cadre d’opérations à l’extérieur des États-Unis d’actions ordinaires qui ne sont pas inscrites conformément au règlement S (Regulation S) promulgué en vertu de la loi intitulée Securities Act.

19

Achats de titres de participation par l’émetteur (1) Période

a) Nombre total d’actions (ou d’unités) achetées

b) Prix moyen c) Nombre total d) Nombre maximal payé par action d’actions achetées dans (ou valeur monétaire approximative) (ou unité) le cadre de régimes d’actions qui peuvent encore être ou de programmes achetées dans le cadre des régimes annoncés publiquement ou des programmes

Octobre 2006

1 315 785

36,14 $

1 315 785

34 336 470

Novembre 2006

5 554 679

41,65 $

5 554 679

28 721 476

Décembre 2006

3 031 537

43,99 $

3 031 537

25 632 528

(1er octobre - 31 octobre) (1er novembre - 30 novembre) (1er décembre –31 décembre) 1)

Les rachats ont été faits aux termes d'un programme de rachat d'actions dans le cours normal des activités. Aux termes de ce programme d’une durée de 12 mois qui a été renouvelé le 23 juin 2006, la société peut racheter jusqu'à 48 772 466 de ses actions ordinaires en circulation, déduction faite des actions achetées aux fins du régime d'épargne des employés et du régime de retraite de la société. Le programme prendra fin le 22 juin 2007, à moins qu'il ne soit résilié avant cette date.

Rubrique 6.

Principales informations financières 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Total des produits d’exploitation (a) ................. Bénéfice net............................ Total de l’actif.......................... Dette à long terme .................. Autres obligations à long terme................................... Bénéfice net par action – résultat de base (b).......... Bénéfice net par action – résultat dilué (b) ............... Dividendes par action (b)........ a)

b)

24 505 3 044 16 141 359

$

27 797 2 600 15 582 863

$

22 408 2 052 14 027 367

$

19 094 1 705 12 337 859

$

16 890 1 214 12 003 1 466

1 525 (en dollars)

1 314

1 822

1 683

1 728

3,12

2,54

1,92

1,53

1,07

3,11 0,32

2,53 0,31

1,91 0,29

1,53 0,29

1,07 0,28

$

Les produits d’exploitation comprennent des montants de 4 894 M$ pour 2005, de 3 584 M$ pour 2004, de 2 851 M$ pour 2003 et de 2 431 M$ pour 2002 au titre des contrats d’achat et de vente conclus avec la même contrepartie. Les frais connexes ont été inclus dans le poste « Achats de pétrole brut et de produits ». Le 1er janvier 2006, ces achats et ventes ont été inscrits au montant net. Se reporter à la note 1 intitulée « Principales conventions comptables », à la page F-8. Données ajustées pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une.

Il y a lieu de se reporter au tableau faisant état des cours du change du dollar canadien, exprimés en dollars US, à la page 3 du présent rapport.

Rubrique 7.

Rapport de gestion

Sommaire La responsabilité du présent rapport de gestion de l’Impériale, ainsi que des états financiers consolidés ci-joints et des notes y afférentes incombe à la direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. L’information comptable et financière de la société reflète fidèlement son modèle de gestion simple, qui repose sur l’extraction, le raffinage et la commercialisation d’hydrocarbures et de produits à base d’hydrocarbures. Les activités de la société comprennent la production (ou l’achat), la fabrication et la vente de produits, et toutes les activités commerciales visent directement à faciliter le transport sous-jacent de marchandises. Grâce aux ressources naturelles dont elle dispose, à sa solidité financière, à la rigueur de sa politique d’investissement et à l’éventail de ses technologies, l’Impériale est bien placée pour participer à des investissements d’envergure visant à mettre en valeur de nouvelles réserves énergétiques au Canada. Bien que le prix des marchandises soit instable à court terme du fait du jeu de l’offre et de la demande, les décisions de l’Impériale en matière d’investissement sont fondées sur des perspectives à long terme et reposent sur une méthode rigoureuse de sélection et d’exploitation des possibilités d’investissement les plus intéressantes. Le plan d’affaires est un processus de gestion annuel fondamental qui sert à l’établissement des objectifs d’exploitation et d’investissement à court terme et à l’élaboration des hypothèses économiques à long terme servant à évaluer les investissements. Les possibilités d’investissement sont testées au moyen d’un large éventail de scénarios économiques en vue d’évaluer la viabilité de chaque possibilité. Une fois les investissements consentis, un processus de réévaluation est lancé pour s’assurer que les enseignements pertinents seront retenus et que les améliorations nécessaires seront apportées aux projets futurs.

20

Contexte commercial et perspectives économiques Ressources naturelles L’Impériale produit du pétrole brut et du gaz naturel destinés à être vendus sur d’importants marchés nordaméricains. La croissance économique et démographique devrait demeurer le principal inducteur de la demande d’énergie dans le monde et en Amérique du Nord. La société s’attend à ce que l’économie mondiale connaisse une croissance légèrement inférieure à 3 % l’an jusqu’en 2030. La croissance démographique et économique devrait entraîner une hausse de la demande d’énergie primaire à un taux moyen légèrement inférieur à 2 % l’an. La majeure partie de cette croissance devrait avoir lieu dans les pays en développement. Le pétrole, le gaz et le charbon devraient demeurer les sources d’énergie prédominantes et compter pour environ 80 % de l’énergie totale. À eux seuls, le pétrole et le gaz devraient continuer de représenter environ 60 % de cette part. Au cours de cette période, l’économie canadienne devrait enregistrer une croissance moyenne d’environ 2 % l’an, et la demande d’énergie au Canada croître d’environ 1 % l’an. Le pétrole et le gaz devraient continuer de répondre à environ deux tiers de la demande d’énergie au pays. Il est en outre prévu que le Canada fournira de plus en plus d’énergie aux marchés américains au cours de cette période. Les produits pétroliers sont les carburants de transport de prédilection du parc mondial de voitures, de camions, de trains, de navires et d’aéronefs. Par suite surtout de la demande accrue des pays en développement, la consommation de pétrole augmentera de 35 %, soit d’environ 30 millions de barils par jour, d’ici à 2030. Les ressources du Canada en pétrole lourd et en sables pétrolifères représentent à cet égard une importante source d’approvisionnement supplémentaire. À l’échelle mondiale, le gaz naturel devrait constituer une importante source d’énergie primaire qui comblera environ le tiers de la demande accrue d’énergie et assurer près du quart de l’approvisionnement mondial en énergie. La production de gaz naturel des régions arrivées à maturité aux États-Unis et au Canada ne répondra sans doute pas à la poussée de la demande, ce qui accroîtra les possibilités de commercialiser les nouvelles sources d’approvisionnement en gaz des régions pionnières du Canada. Les cours du pétrole brut et du gaz naturel sont déterminés par les marchés mondial et nord-américain et soumis au jeu de l’offre et de la demande. Une foule de facteurs peuvent influer sur ces cours, notamment la conjoncture économique, des événements politiques sur la scène internationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et la société s’attend à ce qu’il en demeure ainsi. L’Impériale dispose d’un éventail à la fois large et diversifié de ressources de pétrole et de gaz au Canada, mises en valeur ou non, ce qui contribue à atténuer les risques de dépendance à l’égard de sources d’approvisionnement pouvant être limitées dans le secteur en amont. L’exploitation du pétrole classique des régions productrices bien établies dans l’Ouest du Canada étant arrivée à maturité, la production de l’Impériale devrait de plus en plus provenir de sources non classiques et éloignées comme le pétrole lourd, les sables pétrolifères et le gaz naturel du Grand Nord, où l’Impériale possède d’importantes ressources à mettre en valeur. Produits pétroliers Le contexte du secteur en aval demeure très concurrentiel. Bien que les marges de raffinage aient été solides en 2006, les marges réelles à long terme dans le monde ont fléchi pour s’établir à environ 1 % par an au cours des vingt dernières années. La vive concurrence qui sévit sur le marché de la vente au détail des carburants a entraîné la même contraction des marges réelles. La marge de raffinage correspond à la différence entre ce qu’une raffinerie paie pour se procurer la matière première (principalement du pétrole brut) et le prix de gros qu’elle obtient pour les produits qu’elle en tire (principalement de l’essence, du carburant diesel, du mazout domestique, du carburéacteur et du mazout lourd). Le pétrole brut et bon nombre des produits raffinés sont vendus à grande échelle à des prix publiés sur le marché international. Les prix de ces marchandises sont fonction des forces du marché, souvent à l’échelle internationale, et subissent l’effet de nombreux facteurs comme le jeu de l’offre et de la demande à l’échelle mondiale et régionale, le niveau des stocks, l’activité de raffinage, l’équilibre entre les importations et les exportations, la logistique de transport, les fluctuations saisonnières et les conditions météorologiques. Au Canada, les prix de gros notamment sont en grande partie déterminés par ceux de régions limitrophes des États-Unis. Ces prix et ces facteurs font l’objet d’une surveillance continue et sont pris en compte dans les décisions d’exploitation touchant les matières premières à acheter, les installations à exploiter et les produits à fabriquer. Cependant, il n’existe pas d’indicateur fiable des conditions futures des marchés qui puisse prédire avec exactitude l’évolution des marges d’un exercice à l’autre. Dans le secteur en aval, la stratégie de l’Impériale consiste à offrir aux clients un service de qualité au coût global le plus bas, à avoir les coûts unitaires nets les plus bas par rapport à ses concurrents, à assurer une utilisation efficiente et efficace de ses capitaux et à tirer parti de l’intégration de ses divers secteurs d’activité. Au Canada, la société possède et exploite quatre raffineries pouvant distiller 502 000 barils par jour et produire 9 000 barils de lubrifiants par jour. Au Canada, le réseau de commercialisation des carburants de l’Impériale comprend le secteur du détail, qui approvisionne les clients au moyen de quelque 1 960 stations-service Esso, dont environ 650 sont la propriété de la société ou en location, et le secteur de la vente en gros et aux industries, alimenté par un réseau de 30 dépôts de distribution de premier stockage et un réseau de distribution secondaire.

21

Produits chimiques Bien que le contexte commercial actuel soit favorable, le secteur nord-américain de la pétrochimie évolue par cycle. La stratégie de la société dans ce secteur consiste à réduire les coûts et à maximiser la valeur grâce à l’intégration croissante des usines chimiques de Sarnia et de Dartmouth avec les raffineries. La société tire aussi parti de son intégration avec les activités chimiques d’ExxonMobil en Amérique du Nord, qui permet à l’Impériale de rester dans le peloton de tête dans ses principaux segments de marché. Résultats d’exploitation Le bénéfice net de 2006 s’est élevé à 3 044 M$ (3,11 $ l’action) – le plus élevé à ce jour – surpassant le sommet précédent de 2 600 M$ (2,53 $ l’action) établi en 2005 (2 052 M$ (1,91 $ l’action) en 2004). La hausse des prix obtenus pour le pétrole lourd de Cold Lake et le pétrole brut classique par rapport à 2005 a ajouté environ 640 M$ au bénéfice et l’élargissement des marges de raffinage, de commercialisation et sur les produits pétrochimiques, environ 60 M$. Les résultats ont aussi bénéficié d’une augmentation des économies réalisées à la suite du règlement de questions fiscales et de modifications de taux d’imposition qui ont rapporté environ 340 M$ et d’une diminution des charges liées à la rémunération à base d’actions d’environ 105 M$. Ces facteurs favorables ont été en partie annulés par la montée du dollar canadien, qui a retranché environ 275 M$ des résultats, par la baisse du prix touché pour le gaz naturel, qui a retranché environ 150 M$, par une diminution des gains à la cession d’actifs d’environ 130 M$, par une hausse d’environ 100 M$ au titre des dépenses d’entretien systématique des raffineries et de projets d’immobilisations, et par la part accrue du pétrole lourd dans la production d’hydrocarbures, qui a retranché environ 60 M$ des résultats. Ressources naturelles Le bénéfice net tiré des ressources naturelles a culminé à 2 376 M$, dépassant le sommet précédent de 2 008 M$ atteint en 2005 (1 517 M$ en 2004). Les ventes de pétrole lourd de Cold Lake et de pétrole brut classique ont rapporté environ 640 M$ de plus qu’en 2005. Ces éléments favorables ont été en partie annulés par la baisse du prix du gaz naturel, qui a retranché environ 150 M$ des résultats, et par l’incidence défavorable de la montée du dollar canadien, qui a effectué une ponction de 200 M$. Le volume de production des ressources naturelles a diminué par suite d’un effet mixte, la baisse de la production de pétrole brut classique ayant été en partie effacée par la production accrue de bitume de Syncrude, ce qui a retranché environ 60 M$ des résultats. L’augmentation de la production à Cold Lake a pour l’essentiel été annulée par la hausse des redevances. La charge d’impôts de 2006 a diminué d’environ 290 M$, du fait principalement de l’abaissement des taux d’imposition des gouvernements fédéral et albertain et d’économies réalisées par suite du règlement de questions fiscales. Les gains à la cession d’actifs ont été inférieurs d’environ 130 M$ à ceux de 2005. Données financières 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Bénéfice net............................ Produits d’exploitation............

2 376 8 456

$

2 008 8 189

$

1 517 6 580

$

1 174 5 584

$

1 052 4 790

$

En dollars américains, le prix mondial du pétrole brut a été plus élevé en 2006 qu’en 2005. Le prix moyen annuel du Brent, pétrole brut de la mer du Nord le plus activement négocié et brut de référence courant sur le marché mondial, s’est élevé à environ 65 $ US le baril en 2006, en hausse de plus de 19 % sur le prix moyen de 55 $ touché en 2005 (38 $ en 2004). Cependant, les hausses du prix obtenu en dollars canadiens par la société pour le pétrole brut classique ont été freinées par l’appréciation du dollar canadien. Le prix moyen qu’elle a touché pour le pétrole brut classique au cours de l’exercice s’est élevé à 68,58 $ CA le baril, en hausse de 6 % sur les 64,48 $ touchés en 2005 (48,96 $ en 2004). Le prix moyen du pétrole lourd de Cold Lake a progressé de plus de 40 % en 2006, par suite de la poussée du prix du pétrole brut léger et du rétrécissement de l’écart des prix entre le brut léger et le pétrole lourd de Cold Lake, plus conforme au niveau de la tendance historique. En 2006, le prix du gaz naturel canadien a été plus bas qu’à l’exercice précédent. La moyenne du prix au comptant sur 30 jours du gaz naturel vendu au carrefour AECO en Alberta a été d’environ 7,41 $ le millier de pieds cubes en 2006, contre 9,01 $ en 2005 (6,80 $ en 2004). Le prix moyen que l’Impériale a touché sur les ventes de gaz naturel a atteint 7,24 $ le millier de pieds cubes contre 9 $ en 2005 (6,78 $ en 2004).

22

Moyenne des prix touchés et des prix de vente 2006

2005

2004

2003

2002

(en dollars canadiens)

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

68,58

$

64,48

$

48,96

$

40,10

36,81

40,75

40,00

33,78

32,09

23,38

7,24

9,00

6,78

6,60

4,02

73,75

69,86

53,26

43,93

40,44

51,90

45,62

37,98

33,00

31,85

La production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN) s’est établie en moyenne à 272 000 barils par jour contre 261 000 en 2005 (262 000 en 2004). La production brute de pétrole lourd dans les installations en propre de la société à Cold Lake a atteint un sommet de 152 000 barils par jour, dépassant le sommet précédent de 139 000 barils établi en 2005 (126 000 en 2004), en raison de la nature cyclique de la production à Cold Lake et du volume accru extrait pendant la campagne de forage d’extension. La production correspondant à la participation de 25 % de la société dans l’entreprise Syncrude a augmenté en 2006 par suite de la baisse des travaux d’entretien et de l’ajout de la production venue de la nouvelle unité de cokéfaction à la suite de la troisième phase d’agrandissement. La production brute de pétrole brut valorisé s’est élevée à 258 000 barils par jour contre 214 000 en 2005 (238 000 en 2004). La quote-part de l’Impériale de la production brute moyenne s’est établie à 65 000 barils par jour contre 53 000 en 2005 (60 000 en 2004). La production brute de pétrole classique a diminué pour s’établir à 31 000 barils par jour contre 38 000 en 2005 (43 000 en 2004), par suite de la cession de biens et de la baisse naturelle du rendement des gisements de l’Ouest canadien. La production brute de LGN mis en vente s’est établie en moyenne à 24 000 barils par jour en 2006, contre 31 000 en 2005 (33 000 en 2004), la baisse étant avant tout attribuable à la diminution de la teneur en LGN du gaz extrait de Wizard Lake. La production brute de gaz naturel a reculé pour s’établir à 556 millions de pieds cubes par jour, contre 580 millions en 2005 (569 millions en 2004). La baisse de la production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du rendement du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien. En 2006, la société a réalisé un gain de 76 M$ à la cession d’actifs. En 2005, ce gain s’était élevé à environ 208 M$. Pétrole brut et LGN – production et ventes a) 2006

2005

2004

2003

brutes

nettes

brutes

152 65 31 248 24

127 58 23 208 19

139 53 38 230 31

124 53 29 206 25

126 60 43 229 33

112 59 33 204 26

129 53 46 228 28

272

227

261

231

262

230

256

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

198 29

nettes brutes nettes brutes (en milliers de barils par jour)

183 39

167 42

2002

nettes

brutes

nettes

116 52 35 203 22

112 57 51 220 27

106 57 39 202 21

225

247

223

170 39

145 40

Gaz naturel – production et ventes a) 2006

Production (c) ....................................... Ventes...................................................

2005

brutes

nettes

brutes

556 513

496

580 536

2004

2003

nettes brutes nettes brutes (en millions de pieds cubes par jour)

514

569 520

518

513 460

2002

nettes

457

brutes

nettes

530 499

463

a) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours par année. La production brute correspond à la part de la société (à l’exclusion des achats) compte non tenu de la part des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou des deux. La production nette ne comprend pas ces parts. b) Comprend le condensat de gaz naturel ajouté au pétrole lourd de Cold Lake pour en faciliter le transport par pipeline en vue de sa commercialisation.

23

c) La production de gaz naturel comprend les quantités consommées à l’interne, hormis les quantités réinjectées.

Les charges d’exploitation ont diminué de 1 % en 2006. La baisse des coûts d’énergie et d’exploitation a amplement suffi à annuler la hausse des dépenses à Syncrude. En novembre, la société a annoncé qu’elle songeait à conclure une convention de services de gestion avec Syncrude Canada Ltée, société d’exploitation de la coentreprise Syncrude. La société a prévu un point de contrôle final au deuxième trimestre de 2007 qui confirmera ou annulera la convention après l’achèvement d’une étude visant à en évaluer l’opportunité. Produits pétroliers Pour 2006, la société a dégagé un bénéfice net de 624 M$ (2,4 cents le litre) contre 694 M$ (2,6 cents le litre) en 2005 (556 M$ ou 2,1 cents le litre en 2004). Les résultats ont souffert de l’intensification des activités liées à l’entretien systématique des raffineries et à la fabrication de carburant diesel à très faible teneur en soufre, ce qui a pesé à la fois sur le taux d’utilisation de la capacité de raffinage et sur les charges en ajoutant environ 100 M$ à ces postes par rapport à l’exercice précédent. Le recul des ventes de produits pétroliers est surtout imputable à la baisse de la production des raffineries, mais il a eu peu d’effet sur les résultats, le recul s’étant surtout fait sentir dans des circuits de vente où les marges de raffinage et de commercialisation sont faibles. Les résultats ont aussi souffert du raffermissement du dollar canadien, qui a retranché environ 65 M$. Ces facteurs ont été en partie annulés par l’incidence favorable du règlement de questions fiscales et la baisse de taux d’imposition, qui ont ajouté environ 55 M$ aux résultats, ainsi que par l’élargissement des marges de raffinage et de commercialisation.

24

Données financières 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Bénéfice net............................................ Produits d’exploitation (a) .......................

624 $ 20 783

694 24 017

$

556 19 169

$

462 16 004

$

147 14 400

$

Ventes de produits pétroliers 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de litres par jour b))

Essence ...................................................... Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur ......................................... Mazout lourd ............................................... Huiles lubrifiantes et autres produits ........................................ Ventes nettes de produits pétroliers ........... Total des ventes intérieures de produits pétroliers. (en %) ....................................

32,7

33,4

33,2

33,0

32,9

26,4 5,1

26,9 6,0

27,3 5,9

26,2 5,4

25,0 4,9

7,7 71,9

7,6 73,9

7,0 73,4

5,8 70,4

6,4 69,2

96,1

95,3

93,0

93,3

91,5

Utilisation de la capacité de raffinage 2006

2005

2004

2003

2002

(en milliers de barils par jour b))

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

442

466

467

450

447

502

502

502

502

499

88

93

93

90

90

a) Les produits d’exploitation de 2005 et des exercices précédents comprenaient des montants au titre des contrats d’achat ou de vente auprès de la même contrepartie. Les frais connexes étaient compris dans le poste « Achats de pétrole brut et de er produits ». Le 1 janvier 2006, ces achats et ventes ont été inscrits au montant net dans les états financiers. Se reporter à la note 1 intitulée « Principales conventions comptables », à la page F-8. b) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année. c) Pétrole brut et charges d’alimentation expédiés directement dans les unités de distillation atmosphérique. Mille litres correspondent à environ 6,3 barils.

Les marges de raffinage ont été plus élevées dans l’ensemble du secteur en 2006. Cependant, les avantages tirés de l’élargissement des marges sectorielles ont été en partie annulés par le renforcement du dollar canadien. Les marges de commercialisation ont été légèrement plus élevées en 2006 qu’en 2005, exercice où elles avaient été faibles. Par suite de l’intensification des activités liées à l’entretien systématique des installations et à la fabrication de carburant diesel à très faible teneur en soufre, la capacité de raffinage en 2006 a été utilisée à 88 %, ce qui est inférieur au sommet de 93 % enregistré en 2005 et en 2004. Le volume des ventes de la société, hormis les contrats d’approvisionnement intersociétés, s’est chiffré à 71,9 millions de litres par jour, contre 73,9 millions en 2005 (73,4 millions en 2004). Cette baisse s’explique avant tout par la diminution de la production des raffineries. Les charges d’exploitation de 2006 ont été essentiellement les mêmes que celles de l’exercice précédent. Produits chimiques Le bénéfice net tiré des produits chimiques s’est établi à 143 M$ en 2006, le plus élevé à ce jour, contre 121 M$ en 2005 (109 M$ en 2004). L’élargissement des marges sectorielles sur le polyéthylène et les produits intermédiaires a été le principal facteur à l’origine de la hausse du bénéfice.

25

Données financières 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Bénéfice net........................................................ Produits d’exploitation.......................................

143 1 704

$ $

121 $ 1 665 $

109 1 509

$ $

44 1 232

$ $

54 1 164

$ $

Volume des ventes 2006

2005

2004

2003

2002

(en milliers de tonnes par jour a))

Polymères et produits chimiques de base .......... Produits intermédiaires et autres ........................ Total des ventes de produits chimiques .............

2,2 0,8 3,0

2,1 0,9 3,0

2,4 0,9 3,3

2,4 0,9 3,3

2,5 1,0 3,5

a) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année.

Le prix moyen du polyéthylène dans l’ensemble du secteur s’est élevé à 1 703 $ la tonne en 2006, pratiquement inchangé par rapport à celui de 1 708 $ la tonne en 2005 (1 584 $ en 2004). Les ventes de produits chimiques se sont élevées à 3 000 tonnes par jour, tout comme en 2005 (3 300 tonnes en 2004). Dans le secteur des produits chimiques, les charges d’exploitation ont baissé d’environ 4 % en 2006 par rapport à 2005, par suite de la diminution des charges d’exploitation directes. Comptes non sectoriels En 2006, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 99 M$ contre un solde négatif de 223 M$ en 2005 (solde négatif de 130 M$ en 2004). L’évolution favorable des résultats s’explique surtout par la baisse des charges liées à la rémunération à base d’actions. Situation de trésorerie et sources de financement Sources et affectation des flux de trésorerie 2006

2005

(en millions de dollars)

Flux de trésorerie liés aux Activités d’exploitation .................................................................. Activités d’investissement ............................................................... Activités de financement ................................................................. Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie............................................................................................. Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de l’exercice..................

3 587 $ (965) (2 125) 497 2 158 $

3 451 $ (992) (2 077) 382 1 661

$

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

26

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation se sont élevés à 3 587 M$ contre 3 451 M$ en 2005 (3 312 M$ en 2004). L’augmentation des rentrées en 2006 s’explique avant tout par la hausse du bénéfice net et la baisse des soldes généraux du fonds de roulement. Dépenses en immobilisations et frais d’exploration En 2006, les dépenses en immobilisations et les frais d’exploration se sont chiffrés à 1 209 M$ contre 1 475 M$ en 2005 (1 445 M$ en 2004). Les fonds ont surtout servi à investir dans Cold Lake et Syncrude pour y maintenir et y accroître la production, à améliorer l’efficacité opérationnelle, à réduire la teneur en soufre du carburant diesel et à moderniser le réseau de détail Esso. La société a affecté environ 170 M$ à des projets visant à réduire l’incidence de ses activités sur l’environnement et à accroître la sécurité, dont environ 95 M$ au projet de 500 M$ visant à fabriquer du carburant diesel à très faible teneur en soufre. Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations et frais d’exploration engagés dans le secteur des ressources naturelles au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 : 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Exploration.............................. Production............................... Pétrole lourd et sables pétrolifères .......................... Total des dépenses en immobilisations et frais d’exploration .......................

32 237

$

518

787

43 232

$

662

$

937

$

60 $ 234

57 181

819

769

1 113 $

1 007

$

39 143

$

804

$

986

$

Dans le secteur des ressources naturelles, environ 85 % des dépenses en immobilisations et des frais d’exploration de 2006 ont visé à concrétiser des possibilités d’expansion. Les principales dépenses engagées durant l’exercice l’ont été dans les forages d’extension en cours à Cold Lake et dans Syncrude au titre de la quote-part de la société de la troisième phase d’agrandissement de l’unité de valorisation. L’exploitation en continu de l’unité de valorisation agrandie a commencé en août 2006, après une longue période de rodage. Les autres investissements réalisés en 2006 ont été affectés aux forages dans des gisements classiques de l’Ouest du Canada, à l’avancement des projets d’exploitation du gaz du Mackenzie et des sables pétrolifères de Kearl et à l’exploration au large de la côte Est du Canada. De fortes pressions sont exercées sur les coûts et le calendrier de réalisation du projet d’exploitation du gaz du Mackenzie, du fait de la demande mondiale sans précédent d’infrastructures énergétiques. Des incertitudes planent en outre sur le processus de réglementation et d’obtention des permis et la conclusion des accords restants sur le partage des retombées et l’accès au territoire avec les collectivités nordiques. Les efforts actuels de la société visent à terminer les audiences réglementaires, à obtenir les permis, à finaliser les accords sur le partage des retombées et l’accès au territoire, à établir un cadre fiscal approprié avec le gouvernement fédéral, à faire avancer les accords de transport éventuels et à poursuivre les travaux d’ingénierie et de nature technique et la réduction des coûts. Les audiences réglementaires tenues par le comité mixte fédéral-provincial d’examen du projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl ont pris fin en novembre 2006 et une décision est attendue pour le début de 2007. Les travaux en cours de la société visent à optimiser la conception du projet pour en accroître la rentabilité et réduire les risques liés à son exécution. Une fois ces travaux terminés et la décision des organismes de réglementation rendue, le calendrier du projet sera établi. Le forage d’un premier puits de reconnaissance a été entrepris avec les coentrepreneurs dans le bassin Orphan, situé au large de la côte Est de Terre-Neuve. Deux autres puits de reconnaissance devraient être forés avant la fin de 2008. L’Impériale détient une participation de 15 % dans huit licences d’exploration en eau profonde dans ce bassin. Dans le secteur des ressources naturelles, des dépenses en immobilisations et des frais d’exploration de 700 M$ sont prévus pour 2007, plus de 75 % des dépenses visant à exploiter des possibilités d’expansion. Ces investissements devraient surtout servir à réaliser des forages d’extension à Cold Lake, à exploiter du pétrole et du gaz par des moyens classiques dans l’Ouest canadien, à moderniser les installations de Syncrude, à faire avancer le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie et le projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl, et à poursuivre l’exploration au large de la côte Est. Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations que la société a engagées dans le secteur des produits pétroliers au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 : 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Commercialisation .................. Raffinage et approvisionnement .............

97 248

$

91

$

368

85 178

27

$

91 369

$

133 399

$

Autres dépenses a)................. Total des dépenses en immobilisations ...................

16 361

19 $

478

20 $

283

18 $

478

57 $

589

$

a) Comprend principalement des achats immobiliers.

Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations se sont élevées à 361 M$ en 2006 contre 478 M$ en 2005 (283 M$ en 2004). La société a investi environ 95 M$ dans les opérations de raffinage et d’autres installations pour l’exercice, dans le cadre d’un projet triennal de 500 M$ visant à réduire la teneur en soufre du carburant diesel. Le projet a été achevé en 2006 et la société a pu satisfaire à toutes les exigences de la réglementation publique sur le carburant diesel à très faible teneur en soufre dans toutes ses installations au Canada, dans le respect des échéances fixées. Plus de 150 M$ ont été investis dans d’autres travaux réalisés dans les raffineries pour en accroître l’efficacité énergétique et le rendement. D’importants investissements ont aussi été consentis pour moderniser le réseau des stations-service Esso au cours de l’exercice. Dans le secteur des produits pétroliers, des dépenses en immobilisations d’environ 250 M$ sont prévues pour 2007. Les principaux postes comprendront un investissement supplémentaire dans les raffineries pour en accroître l’efficacité énergétique et le rendement et la poursuite des améliorations à apporter au réseau de détail de la société. Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations de la société dans le secteur des produits chimiques au cours des exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2006 : 2006

2005

2004

2003

2002

(en millions de dollars)

Dépenses en immobilisations ................................

13 $

19 $

15 $

41

$

25 $

Parmi les dépenses en immobilisations engagées dans ce secteur en 2006, le principal investissement a servi à accroître l’efficacité énergétique et le rendement. Dans le secteur des produits chimiques, les dépenses en immobilisations prévues pour 2007 s’élèvent à environ 15 M$. L’ensemble des dépenses en immobilisations et des frais d’exploration prévus pour 2007 viseront avant tout à poursuivre l’expansion et à accroître la productivité. Ils devraient s’élever à environ 1 G$ et être financés au moyen des fonds autogénérés. Flux de trésorerie liés aux activités de financement En juin, la société a renouvelé le programme de rachat d’actions dans le cours normal des activités pour une période supplémentaire de 12 mois. En 2006, la société a racheté environ 45,5 millions d’actions contre 1 818 M$ (52,5 millions d’actions contre 1 795 M$ en 2005). Depuis le premier programme de rachat lancé par l’Impériale en 1995, la société a racheté près de 800 millions d’actions, soit environ 46 % des actions qui étaient en circulation au début du programme, ce qui s’est soldé par la distribution de plus de 10,5 G$ aux actionnaires. La société a déclaré des dividendes qui ont totalisé 0,32 $ l’action en 2006 contre 0,31 $ en 2005 (0,29 $ en 2004). Le dividende ordinaire servi régulièrement tous les ans a été majoré pour une douzième année de suite. Depuis 1986, le dividende par action a augmenté de 80 %. À la fin de 2006, l’encours de la dette, exclusion faite de la quote-part de la société de la dette d’une société dans laquelle elle détient une participation en actions, s’élevait à 1 437 M$ contre 1 439 M$ à la fin de 2005 (1 443 M$ en 2004). À la fin de 2006, la dette comptait pour 17 % dans la structure du capital de la société contre 18 % à la fin de 2005 (19 % en 2004). En 2006, les intérêts sur la dette, avant capitalisation des intérêts, se sont élevés à 63 M$ contre 45 M$ en 2005 (37 M$ en 2004). Le taux d’intérêt effectif moyen sur la dette de la société s’est établi à 4,2 % en 2006 contre 3,1 % en 2005 (2,8 % en 2004). Ratios et pourcentages financiers Dette totale exprimée en pourcentage du capital (a).. Couverture de l’intérêt par le bénéfice (b)........... par les flux de trésorerie (c) ...................................

2006

2005

2004

2003

2002

17

18

19

21

24

66

88

83

64

46

77

101

108

80

63

a) Total des parties à court et à long termes de la dette, divisé par le total de la dette et des capitaux propres. b) Total du bénéfice net, de l’intérêt sur la dette avant capitalisation (note 14) et de l’impôt sur les bénéfices divisé par l’intérêt sur la dette avant capitalisation. c) Flux de trésorerie liés au bénéfice net ajustés pour tenir compte d’autres postes hors trésorerie, de la charge d’impôt de l’exercice (note 5) et de l’intérêt sur la dette avant capitalisation (note 14) divisé par l’intérêt sur la dette avant capitalisation.

28

La solidité financière de la société, comme en font foi les ratios financiers ci-dessus, constitue un avantage concurrentiel d’une importance stratégique. Cette santé financière permet à la société d’avoir accès au marché financier dans toutes les conditions du marché et de prendre d’importants engagements à long terme dans le dessein de maximiser la valeur actionnariale. Le 23 mai 2006, les actions ordinaires émises par la société ont été divisées par trois et le nombre d’actions autorisé a été porté de 450 millions à 1 100 millions. Le nombre d’actions en circulation et d’actions achetées des exercices antérieurs, ainsi que le bénéfice net et le dividende par action ont été ajustés pour refléter ce fractionnement d’actions à raison de trois pour une. Obligations contractuelles Le tableau qui suit présente les obligations contractuelles de la société au 31 décembre 2006. Des données tirées du bilan consolidé et de différentes notes afférentes aux états financiers consolidés sont ainsi réunies pour en faciliter la consultation. Note afférente aux états financiers consolidés

Échéance

2007

2008 à 2011

2012 et par la suite

Montant total

(en millions de dollars)

Dette à long terme et contrats de locationacquisition (a) ....................................... Contrats de locationexploitation (b) ......................................

Note 11

Obligations d’achat inconditionnel (c) ....... Engagements fermes (d) .......................... Obligations découlant des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite (e)............ Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations (f) ............................. Autres ententes à long terme (g) ..............

a) b) c) d) e)

f) g)

Note 4

907 $

332 $

27 $

1 266

53

172

48

273

Note 11 Note 11

58 149

167 29

40 -

265 178

Note 6

226

173

669

1 068

Note 7 Note 11

52 271

282 677

88 240

422 1 188

$

Comprend les obligations au titre des locations à bail capitalisées. Les montants de la dette à long terme ne comprennent pas la quote-part de la société de la dette d’une société dans laquelle elle détient une participation en actions. Les engagements minimaux au titre des contrats de location-exploitation, non actualisés, visent principalement des immeubles à bureaux, des wagons de chemins de fer et des stations-service. Les obligations d’achat inconditionnel portent principalement sur des conventions d’achat par pipeline. Engagements fermes dans des projets d’immobilisations non actualisés. Le principal engagement en cours à la fin de 2006 s’élevait à 41 M$ et était lié à la quote-part de la société des projets d’immobilisations à Syncrude. Montant par lequel les obligations au titre des prestations projetées dépassent la juste valeur des actifs des régimes de retraite et d’avantages complémentaires de retraite à la fin de l’exercice. Les paiements par période comprennent les cotisations prévues aux régimes de retraite par capitalisation en 2007 et les paiements estimatifs de prestations au titre des régimes sans capitalisation de tous les exercices. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations correspondent à la valeur actualisée des obligations juridiques liées à la restauration des lieux lors de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie déterminable. Les autres ententes à long terme comprennent principalement des ententes de fournitures de matières premières et de prestation de services de transport.

En date du 31 décembre 2006, le passif éventuel de la société ne dépassait pas 87 M$ relativement à des garanties d’achat de matériel d’exploitation et autres auprès de ses associés du marché rural à l’échéance de la convention de l’associé, ou au départ de l’associé. La société s’attend à ce que la juste valeur de ce matériel et des autres biens ainsi achetés soit au moins égale au montant éventuel des paiements prévus dans ces garanties. Différentes poursuites ont été intentées contre la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. Compte tenu des faits pertinents, la société estime que le dénouement des poursuites intentées contre elle n’aura pas d’effet défavorable important sur ses activités d’exploitation ou sa situation financière. La direction n’a connaissance d’aucun fait ni d’aucune incertitude, outre ceux déjà signalés dans l’information financière déjà publiée, qui pourrait entraîner un changement important des résultats d’exploitation ou de la situation financière de la société. Normes comptables récemment publiées Constatation des incertitudes liées aux impôts sur les bénéfices En juin 2006, le Financial Accounting Standards Board (le « FASB ») a publié l’Interpretation No. 48 (le « FIN 48 »), Accounting for Uncertainty in Income Taxes. Il s’agit d’une interprétation du Statement 109 du FASB,

29

Accounting for Income Taxes, que la société doit adopter au plus tard le 1er janvier 2007. Le FIN 48 prescrit un modèle général de constatation, de mesure, de présentation et de publication, dans les états financiers, des positions fiscales incertaines que la société a prises ou compte prendre dans ses déclarations fiscales. En vertu de la nouvelle norme, la société est tenue de constater dans ses états financiers l’incidence d’une position fiscale, si elle juge qu’il est plus probable qu’improbable que cette position fiscale soit confirmée par suite d’un contrôle de l’administration. Sinon, elle doit constater un passif pour refléter l’écart entre la valeur fiscale et la valeur comptable. La nouvelle norme ne permet pas le retraitement des périodes antérieures aux fins de comparaison. La société s’attend à constater un gain transitoire d’environ 14 M$ dans les capitaux propres à l’adoption du FIN 48 au premier trimestre de 2007. Ce gain correspond à la comptabilisation de plusieurs demandes de remboursement et des intérêts afférents, en partie annulés par une augmentation des provisions. Conventions comptables cruciales Les états financiers de la société ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ils comprennent certaines estimations qui se fondent sur le meilleur jugement de la direction. Les rapports comptables et financiers de la société traduisent fidèlement son modèle de gestion simple. La société n’a pas recours à des structures de financement visant à modifier ses résultats ou à soustraire certaines dettes de son bilan. Le résumé qui suit fournit des précisions sur les principales conventions comptables et les estimations faites par la société pour les appliquer. Ce résumé doit être lu en parallèle avec la note 1 afférente aux états financiers consolidés à la page F-8. Réserves d’hydrocarbures Les réserves prouvées de pétrole, de gaz et de pétrole brut de synthèse servent de base au calcul des taux d’amortissement proportionnel au rendement et à l’évaluation de la perte de valeur. Les réserves prouvées de pétrole et de gaz correspondent aux quantités estimatives de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel pour lesquelles les données géologiques et techniques établissent avec une certitude raisonnable qu’elles peuvent être extraites dans les années à venir des gisements connus, dans les conditions économiques et opérationnelles existantes. Les estimations des réserves de pétrole brut de synthèse sont fondées sur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, sur le plan d’exploitation minière, sur des facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, sur la capacité de production installée des usines et sur les restrictions visant la production autorisée. La société contrôle l’estimation des réserves prouvées à partir de directives d’approbation établies de longue date. Les changements apportés aux réserves se font suivant un procédé rigoureux, bien établi, dirigé par des géoscientifiques et des ingénieurs chevronnés (appuyés par un groupe du siège social affecté aux calculs des réserves et possédant une vaste expérience technique) aboutissant à des révisions avec l’autorisation de la haute direction et du conseil d’administration. Fait à signaler, la société n’a pas recours à des objectifs quantitatifs précis sur les réserves pour fixer la rémunération. Les principaux critères d’estimation comprennent des évaluations techniques rigoureuses revues par des pairs, l’analyse des données sur le rendement des puits et des gisements et l’obligation pour la direction de se prononcer sur la mise en valeur des réserves avant de les comptabiliser. Bien que la société soit raisonnablement certaine que les réserves prouvées seront extraites, le calendrier de production et le taux de récupération peuvent dépendre de plusieurs facteurs comme l’achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des gisements et d’importantes variations des prix à long terme du pétrole et du gaz. Depuis 2004, le volume des réserves à la fin d’exercice ainsi que les changements apportés au classement des réserves qui figurent dans les tableaux sur les réserves prouvées sont établis à partir des prix et coûts en vigueur le 31 décembre. Ces chiffres servent également à établir les taux d’amortissement proportionnel au rendement ainsi que la mesure normalisée des flux de trésorerie nets actualisés. Les règlements de la Securities and Exchange Commission des États-Unis interdisent à la société de présenter, dans la section financière du présent document, les réserves établies à partir des critères que la société retient pour prendre ses décisions en matière d’investissement. L’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves introduit de la volatilité dans le processus, étant donné qu’il faut faire des ajustements annuels fondés sur les prix en vigueur un seul jour. La société estime que cette méthode ne cadre pas avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles, où la production tirée des différents projets s’étend souvent sur plusieurs décennies. L’utilisation des prix d’un seul jour n’est pas pertinente pour rendre compte des décisions prises par la société en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur les prix de fin d’exercice n’ont aucune incidence sur la façon dont l’entreprise est gérée. 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, les gisements ou la production, ou de modifications des prix et des coûts de fin d’exercice 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. Pour ses activités d’exploration et de production, la société suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement et certains frais d’exploration et de forage d’exploration improductif sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. 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 société a recours à cette convention comptable plutôt qu’à celle de

30

la capitalisation du coût entier parce qu’elle rend mieux compte de la réussite ou de l’échec de ses activités d’exploration et de production. Incidence des réserves sur l’amortissement Le calcul de l’amortissement proportionnel au rendement constitue une estimation comptable cruciale qui mesure l’amortissement de l’actif constitué par les ressources naturelles. C’est le rapport des quantités réelles produites au total des réserves prouvées mises en valeur (les réserves récupérables des puits existants avec le matériel et les méthodes d’exploitation qui existent) appliqué au coût de l’actif. Les quantités produites et le coût de l’actif sont connus et, bien que la probabilité de récupérer les réserves prouvées mises en valeur soit très élevée, ces réserves sont fondées sur des estimations soumises à une certaine variabilité. Bien que les révisions apportées par la société dans le passé laissent entrevoir une certaine variabilité, elles ont eu peu d’effet sur les taux d’amortissement proportionnel au rendement. Incidence des réserves et des prix sur les tests de dépréciation Les biens prouvés de pétrole et de gaz détenus et exploités par la société font l’objet d’un test de dépréciation chaque fois que des faits ou circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. La société évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des biens en question pour déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. En règle générale, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S’il existe des réserves probables, un montant ajusté en fonction du risque peut être inclus dans le test de dépréciation au titre de ces réserves. Un actif subit une dépréciation si les flux de trésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. La dépréciation correspond à l’excédent de la valeur comptable de l’actif sur sa juste valeur. Les facteurs pouvant entraîner une dépréciation comprennent une baisse importante des prix courants et projetés ou des réserves, une augmentation des coûts nettement supérieure au montant prévu à l’origine pour un projet donné et des pertes d’exploitation passées et courantes. En général, la société ne considère pas que la baisse temporaire du prix du pétrole soit un fait suffisant pour justifier l’application d’un test de dépréciation. Les marchés du pétrole brut et du gaz naturel sont reconnus pour leur grande volatilité. Bien que les prix puissent parfois baisser fortement, c’est plutôt le jeu de l’offre et de la demande qui détermine les prix à long terme dans le secteur. C’est pourquoi les tests de dépréciation appliqués par la société reposent sur ses hypothèses de prix à long terme sur les marchés du pétrole brut et du gaz naturel, des produits pétroliers et chimiques. Ce sont les hypothèses de prix formulées dans les processus annuels de planification et d’établissement du budget de la société et utilisées pour la prise de décisions en matière d’investissement. Le plan d’entreprise est un processus de gestion annuel fondamental qui sert à fixer les objectifs au chapitre de l’exploitation et des immobilisations en fonction du risque à court terme, tout en formulant des hypothèses économiques à long terme aux fins d’évaluation des investissements. Les tests de dépréciation que la société effectue utilisent aussi les volumes annuels fondés sur les profils de production des différents gisements, lesquels sont mis à jour lors de l’établissement du plan annuel. L’évaluation normalisée des flux de trésorerie non actualisés est fondée sur le prix de fin d’exercice de 2006 appliqué aux exercices futurs, conformément au SFAS 69. Les prix futurs utilisés pour les tests de dépréciation varient par rapport au prix utilisé dans l’information fournie en conformité avec le SFAS 69 et peuvent être inférieurs ou supérieurs pour un exercice donné. Avantages de retraite Le régime de retraite de la société est géré conformément aux exigences des autorités gouvernementales et satisfait au niveau de capitalisation fixé par des actuaires indépendants. La comptabilité des régimes de retraite exige la formulation d’hypothèses explicites concernant notamment le taux d’actualisation des obligations au titre des prestations, le taux de rendement des actifs du régime et le taux de rendement à long terme compte tenu des augmentations salariales. Les hypothèses concernant les régimes de retraite sont revues tous les ans par la haute direction. Ces hypothèses ne sont rajustées que s’il faut tenir compte des changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2006, le taux de rendement à long terme prévu des actifs du régime a été de 8,25 % contre un rendement réel de 9,82 % et de 9,99 % pour les périodes de 10 ans et de 20 ans terminées le 31 décembre 2006. Si des hypothèses différentes sont employées, la charge et les obligations pourraient augmenter ou diminuer. Le risque auquel la société serait exposée si ces hypothèses devaient changer est résumé à la note 6 afférente aux états financiers consolidés. À l’Impériale, les écarts entre le rendement réel des actifs du régime et le rendement prévu à long terme ne sont pas constatés dans l’exercice au cours duquel ils se produisent, mais sont plutôt amortis dans la charge de retraite, conformément aux PCGR, avec les autres gains ou pertes actuariels sur la durée moyenne du reste de la carrière active des salariés. En 2006, la charge de retraite a représenté moins de 1 % des charges totales Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux Les obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie utile déterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sont aménagées. Initialement, les obligations sont évaluées à leur juste valeur, puis elles sont actualisées. Avec le temps, le montant actualisé de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est ajusté pour tenir compte du changement de sa valeur actuelle, et cette augmentation est prise en compte dans les charges d’exploitation. Comme les paiements pour régler les obligations se font périodiquement et qu’ils s’étalent sur la durée de

31

vie utile des actifs d’exploitation, qui peut dépasser 25 ans, le taux d’actualisation n’est rajusté que s’il convient de refléter les changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2006, les obligations ont été actualisées au taux de 6 % et la charge de désactualisation a totalisé 22 M$, avant impôts, montant nettement inférieur à 1 % du total des charges de l’exercice. L’utilisation d’un taux d’actualisation différent n’aurait pas eu une incidence importante sur les résultats financiers publiés par la société. 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. Ces obligations deviennent généralement fermes quand les installations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligations peuvent comprendre les frais de sortie d’actifs et des travaux supplémentaires d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois une durée de vie indéterminée basée sur les plans de poursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut pas être mesurée, car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée au titre des passifs environnementaux liés à ces immobilisations lorsqu’il est probable que des obligations ont été contractées et que le montant peut raisonnablement en être estimé. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux sont établis en fonction du coût estimatif des travaux d’ingénierie, compte tenu de la méthode de restauration et de l’ampleur des travaux prévus, selon les prescriptions de la loi, la technologie existante et la vocation éventuelle des lieux. Comme ces estimations sont propres au lieu visé, il existe de nombreuses hypothèses sous-jacentes aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et à la provision constituée au titre des autres passifs environnementaux de la société. Bien que ces hypothèses puissent changer, aucune n’est assez importante prise individuellement pour avoir une incidence importante sur les résultats financiers publiés par la société.

Rubrique 7A. Renseignements quantitatifs et qualitatifs concernant les risques de marché La société est exposée à divers risques financiers, opérationnels et de marché dans le cours de ses activités. La société peut exercer un certain contrôle sur une partie des risques, mais pas tous. Dans le cas des risques pouvant être contrôlés, des stratégies de gestion ciblées sont mises en œuvre pour réduire le risque de perte. En octobre 2006, le gouvernement du Canada a annoncé son intention d’instaurer des règlements pour contrôler les émissions de gaz à effet de serre par les grandes installations industrielles. Le détail des mesures qui seront imposées aux entreprises reste toutefois à déterminer. Par conséquent, toute tentative d’en évaluer l’incidence sur l’Impériale ne peut être que conjecture. La société continuera de suivre l’évolution des exigences légales en la matière. D’autres risques comme les variations des prix des marchandises à l’échelle internationale et l’évolution des taux de change échappent au contrôle de la société. La taille de la société, sa solide situation financière et la nature complémentaire des divisions des ressources naturelles, des produits pétroliers et des produits chimiques contribuent à atténuer l’exposition de la société à ces autres risques. L’exposition éventuelle de la société à ces risques est résumée dans le tableau ci-après sur la sensibilité des résultats. La société n’a pas recours à des instruments dérivés sur le marché pour spéculer sur l’évolution du prix des marchandises ou des taux de change. Elle ne vend à terme aucune partie de sa production dans quelque secteur que ce soit. Le tableau qui suit présente l’incidence annuelle estimative, dans les conditions actuelles, de la sensibilité du bénéfice net après impôts de la société à certains facteurs. Sensibilité des résultats(a) en millions de dollars après impôts

Variation de 6 $ US du prix du baril de pétrole brut ...................................... Variation de 0,90 $ du millier de pieds cubes de gaz naturel........................ Variation de 0,01 $/litre de la marge sur l’ensemble des produits pétroliers . Variation de 0,01 $ US/livre de la marge sur les ventes de polyéthylène ..... Hausse (baisse) de 1/4 % des taux d’intérêt à court terme........................... Dépréciation (appréciation) de 0,09 $ du dollar CA sur le dollar US ............. a)

+ (–) + (–) + (–) + (–) + (–) + (–)

270 $ 27 175 7 2 400

Le montant servant à illustrer l’incidence de chaque facteur correspond à une variation d’environ 10 pour cent de la valeur de la marchandise ou du taux en question à la fin de 2006. Chaque calcul de la sensibilité indique l’incidence sur le bénéfice net de la variation d’un facteur, après impôts et redevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Bien que cette sensibilité s’applique aux conditions actuelles, elle peut ne pas varier proportionnellement en cas de fortes fluctuations.

La sensibilité du bénéfice net aux variations du cours du dollar canadien par rapport au dollar américain a diminué depuis la fin de l’exercice 2005 d’environ 8 millions de dollars (après impôts) par an pour chaque variation de 0,01 $, ce qui s’explique principalement par le rétrécissement des marges de raffinage dans l’industrie. La sensibilité aux variations de prix du gaz naturel a diminué d’environ 3 millions de dollars (après impôts) pour chaque variation de 0,10 $ depuis la fin de l’exercice 2005, ce qui tient surtout au fait que la société a moins produit de gaz naturel.

32

Rubrique 8.

États financiers et renseignements complémentaires

Il y a lieu de se reporter à l’index des états financiers à la page F-1 du présent rapport. Exploitation minière de Syncrude Le bitume brut de Syncrude est emprisonné dans les sables meubles de la formation McMurray. Le corps minéralisé gît sous 15 à 45 mètres (50 à 150 pieds) de morts-terrains et présente une teneur en bitume allant de 4 à 14 % en masse, sur une épaisseur de 35 à 50 mètres (115 à 160 pieds). L’estimation des réserves de pétrole brut synthétique s’appuie sur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité en place de bitume brut, sur le plan d’exploitation minière et sur les facteurs de rendement historiques d’extraction, de récupération et de valorisation, sur la capacité d’exploitation de l’usine aménagée et sur les limites d’exploitation permises. La quantité en place, la profondeur et la teneur sont déterminées par des carottages rapprochés, pratiqués sur une vaste étendue. Dans les zones d’exploitation active, les trous de forage sont espacés d’environ 125 mètres (150 puits par section) et dans celles d’exploitation future, d’environ 350 mètres (20 puits par section). Les réserves prouvées englobent le gisement principal et le gisement du nord en exploitation et la mine Aurora. Selon le plan d’exploitation minière à long terme qui a été approuvé par les propriétaires de Syncrude, le gisement principal et le gisement du nord recèlent environ 1 675 millions de tonnes métriques (1 845 millions de tonnes) de sables pétrolifères exploitables, d’une teneur moyenne en bitume de 10,6 % en masse. Quant à la mine Aurora, elle recèle environ 4 155 millions de tonnes métriques exploitables (4 580 millions de tonnes) de sables pétrolifères d’une teneur moyenne en bitume de 11,2 % en masse. Après déduction des redevances à verser à la province d’Alberta, la société évalue que sa quote-part nette de 25 % des réserves prouvées à la fin de l’exercice 2006 était de 114 millions de mètres cubes (718 millions de barils) de pétrole brut synthétique. Les réserves de l’Impériale sont évaluées sur la base d’une teneur de coupe en bitume de 6 % pour le gisement du nord et de 7 % pour la mine Aurora, d’un taux global de récupération de 90 %, d’un facteur de dilution minière de 97 % et d’un rendement de valorisation de 88 %. Le tableau qui suit présente la quote-part des réserves prouvées nettes de la société dans Syncrude, après déduction des redevances à verser à la province d’Alberta : Pétrole brut synthétique Gisement principal et Mine Aurora gisement du nord

Total

(en millions de mètres cubes)

Au début de l’exercice 2004 ...................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................... Production ................................................................................ À la fin de l’exercice 2004.......................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................... Production ................................................................................ À la fin de l’exercice 2005.......................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................... Production ................................................................................ À la fin de l’exercice 2006..........................................................

53 (16) (2) 35 (1) 34 (2) 32

71 16 (2) 85 (2) 83 (1) 82

Pétrole brut synthétique Gisement principal et Mine Aurora gisement du nord

124 (4) 120 (3) 117 (3) 114

Total

(en millions de barils)

Au début de l’exercice 2004 ................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2004....................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2005....................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2006.......................................................

331 (103) (11) 217 (9) 208 (9) 199

450 100 (10) 540 (10) 530 1 (12) 519

781 (3) (21) 757 (19) 738 1 (21) 718

Activités de production de pétrole et de gaz Les renseignements qui suivent sont fournis conformément au SFAS no 69 des États-Unis, intitulé Disclosures about Oil and Gas Producing Activities.

33

Résultats d’exploitation 2006

Ventes à la clientèle(1) ............................................................ Ventes intersectorielles(1)(2) .................................................... Frais de production................................................................. Frais d’exploration ................................................................. Amortissement et épuisement ............................................... Impôts sur les bénéfices ........................................................

2005

2004

(en millions de dollars)

2 601 $ 1 251 3 852 $ 1 016 32 467 564 1 773 $

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

2 160 $ 976 3 136 $ 870 44 565 547 1 110 $

Dépenses en immobilisations et d’exploration 2006

Frais afférents aux terrains (3) ...................................................... Réserves prouvées ............................................................... Réserves non prouvées ........................................................ Frais d’exploration ....................................................................... Frais de mise en valeur .............................................................. Total – dépenses en immobilisations et d’exploration ................

2005

2004

(en millions de dollars)

-$ 32 496 528 $

-$ 7 37 330 374 $

-$ 1 43 408 452 $

Immobilisations corporelles 2006

2005

(en millions de dollars)

Frais afférents aux terrains (3) Réserves prouvées ............................................................ Réserves non prouvées ..................................................... Actifs de production ................................................................. Installations auxiliaires ............................................................ Construction inachevée ............................................................ Coût total ................................................................................. Amortissement cumulé et épuisement .................................... Immobilisations corporelles – montant net ............................... 1)

2)

3)

3 226 $ 139 6 392 184 595 10 536 $ 7 326 3 210 $

3 231 $ 162 6 111 174 432 10 110 $ 6 934 3 176 $

Les ventes aux consommateurs ou les ventes intersectorielles ne comprennent pas les ventes de gaz naturel et de liquides du gaz naturel achetés pour la revente, ni les paiements de redevances. Ces éléments sont comptabilisés en recettes brutes à la note 3 (page F-13), sous les titres Ventes externes, Ventes intersectorielles et Achats de pétrole brut et de produits pétroliers. 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 de 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. Les frais afférents aux terrains consistent en paiements de droits de prospection pétrolière et gazière et en achats de réserves (les immobilisations corporelles et incorporelles acquises comme les usines de gaz, les installations de production et les frais afférents aux puits de production sont comprises dans l’actif de production). Les réserves prouvées correspondent aux régions où des forages fructueux ont révélé un champ pouvant être productif. Les réserves non prouvées correspondent aux autres régions.

Réserves de pétrole et de gaz Pétrole brut et liquides du gaz naturel (2) Classique Pétrole lourd Total

Gaz naturel Total

(en millions de mètres cubes)

(en milliards de mètres cubes)

Réserves prouvées, mises en valeur et non mises en valeur(1) Au début de l’exercice 2004 ....................................

20

121

141

29

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................ Découvertes et extensions ..................................... Production .............................................................. À la fin de l’exercice 2004........................................

1 (3) 18

(78) (6) 37

(77) (9) 55

(2) (5) 22

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................

(2)

56 -

56 (2)

4 -

34

Réserves prouvées, mises en valeur et non mises en valeur(1)

Pétrole brut et liquides du gaz naturel (2) Classique Pétrole lourd Total

Gaz naturel Total

(en millions de mètres cubes)

(en milliards de mètres cubes)

Découvertes et extensions ..................................... Production ............................................................... À la fin de l'exercice 2005

(3) 13

2 (7) 88

2 (10) 101

(5) 21

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................ Découvertes et extensions ..................................... Production .............................................................. À la fin de l’exercice 2006........................................

(2) 11

37 (7) 118

37 (9) 129

4 (5) 20

1)

2)

Les réserves prouvées mises en valeur et non mises en valeur dans le tableau ci-dessus représentent des réserves nettes. Les réserves nettes comprennent les quantités détenues par la société après déduction de la part des propriétaires miniers ou celle des gouvernements, ou des deux. Toutes les réserves déclarées sont situées au Canada. Les réserves de gaz naturel sont calculées à une pression absolue de 101,325 kilopascals, à 15º C. Les réserves de pétrole lourd sont habituellement représentées par le pétrole brut dont la viscosité est supérieure à 10 000 cP, obtenu au moyen de techniques de récupération thermique de pointe. Les réserves de pétrole lourd de la société proviennent actuellement de l’exploitation de Cold Lake.

Pétrole brut et liquides du gaz naturel (2) Classique Pétrole lourd Total

Gaz naturel Total

(en millions de barils)

(en milliards de pieds cubes)

Au début de l’exercice 2004 ....................................

126

763

889

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................ Découvertes et extensions ..................................... Production .............................................................. À la fin de l’exercice 2004........................................

11 (22) 115

(490) (41) 232

(479) (63) 347

(32) (13) 3 (190) 791

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................ Découvertes et extensions ..................................... Production ............................................................... À la fin de l'exercice 2005

(12) (20) 83

350 14 (45) 551

350 (12) 14 (65) 634

137 (6) 13 (188) 747

Révisions et récupération améliorée ...................... (Vente) achat de réserves en place ........................ Découvertes et extensions ..................................... Production .............................................................. À la fin de l’exercice 2006........................................

4 (1) (15) 71

236 (46) 741

240 (1) (61) 812

140 (6) 10 (181) 710

1)

2)

1 023

Les réserves prouvées mises en valeur et non mises en valeur dans le tableau ci-dessus représentent des réserves nettes. Les réserves nettes comprennent les quantités détenues par la société après déduction de la part des propriétaires miniers ou celle des gouvernements, ou des deux. Toutes les réserves déclarées sont situées au Canada. Les réserves de gaz naturel sont calculées à une pression de 14,73 livres par pouce carré, à 60° F. Les réserves de pétrole lourd sont habituellement représentées par le pétrole brut dont la viscosité est supérieure à 10 000 cP, obtenu au moyen de techniques de récupération thermique de pointe. Les réserves de pétrole lourd de la société proviennent actuellement de l’exploitation de Cold Lake.

L’information à la page précédente décrit les variations au cours des exercices et les soldes des réserves prouvées de pétrole et de gaz et les réserve à la fin des exercices 2004, 2005 et 2006. 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 réserves de pétrole brut et de gaz naturel sont évaluées d’après des données géologiques et techniques permettant d’affirmer avec une certitude raisonnable que, dans les conditions opérationnelles et économiques actuelles, 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. À compter de 2004, le volume des réserves ainsi que les changements apportés aux réserves qui figurent dans les catégories des tableaux des réserves prouvées sont calculés en fonction des prix et des coûts au 31 décembre. Les quantités de réserves ainsi déterminées servent également à calculer les taux d'amortissement proportionnel au rendement, ainsi que la mesure standardisée des flux de trésorerie nets actualisés. Les règlements en vigueur empêchent la société de quantifier les réserves dans ce document en utilisant la méthode de calcul qui lui sert à chiffrer celles-ci pour prendre ses décisions d'investissement. L’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les 35

réserves a pour effet d’introduire de la volatilité à court terme dans le processus, puisqu’il est nécessaire d’effectuer des ajustements annuels fondés sur les prix pratiqués quotidiennement. La société estime que cette méthode est incompatible avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles, qui recouvre plusieurs projets qui s’échelonnent souvent chacun sur plusieurs décennies. L’utilisation de prix d’une seule journée n’est pas pertinente pour rendre compte des décisions prises par la société en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur ces prix de fin d’exercice ne sont pas représentatives de la façon dont l’entreprise est réellement gérée. Les révisions peuvent comporter un rajustement à la hausse ou à la baisse des réserves prouvées des gisements existants qui ont été estimées auparavant visant à tenir compte de l’évaluation ou de la réévaluation de données déjà recueillies sur la géologie, les gisements ou la production, de nouvelles données sur la géologie, les gisements ou la production ou de modifications apportées aux prix et aux coûts de fin d'exercice utilisés pour chiffrer les réserves. Ces dernières révisions peuvent aussi tenir compte des changements découlant des résultats de projets de récupération assistée et d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou dans la capacité des installations et du matériel de production. Pour déterminer les réserves prouvées nettes, on déduit la part prévue des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou les deux. Les réserves prouvées nettes de brut classique (à l’exclusion des installations de récupération assistée) et de gaz naturel sont fondées sur une estimation des taux futurs de redevances basée sur ceux en vigueur au moment de l’estimation. Ces taux pourront varier selon la production et les prix. Quant aux réserves prouvées nettes des installations de récupération assistée et de Cold Lake, elles sont fondées sur la meilleure estimation possible des taux moyens de redevances pour la durée économique de chaque projet. Ces taux pourront varier selon la production, les prix et les coûts. Les gisements de pétrole brut et de gaz naturel tels que ceux découverts dans la mer de Beaufort, le delta du Mackenzie et les îles de l’Arctique ne font pas partie des données sur les réserves, qui excluent également le pétrole lourd et les sables pétrolifères autres que les réserves non attribuables aux phases commerciales de la production de Cold Lake, notamment. La notion de baril d’équivalent pétrole (bep) peut prêter à confusion, surtout hors contexte. Le coefficient appliqué à la conversion de 6 000 pieds cubes en un baril est fondé sur une méthode de conversion d’énergie qui s’applique principalement à l’équivalence énergétique à la pointe du brûleur, sans représenter une valeur équivalente à la tête du puits. Aucun évaluateur ou vérificateur de réserves indépendant qualifié n’a participé à la préparation des données sur les réserves. Réserves prouvées nettes, mises en valeur et non mises en valeur, de pétrole brut et de gaz naturel au 31 décembre (1) 2006

Pétrole brut : Classique Mètres cubes ............................................. Barils ......................................................... Pétrole lourd Mètres cubes ............................................ Barils ......................................................... Total Mètres cubes ............................................ Barils ......................................................... Gaz naturel : Mètres cubes ............................................ Pieds cubes ..............................................

1)

2005

2004

2003

2002

(en millions)

11 71

13 83

18 115

20 126

23 146

118 741

88 551

37 232

121 763

127 801

129 812

101 634

55 347

141 889

150 947

20 710

21 747

29 1 023

35 1 224

(en milliards)

22 791

Les réserves nettes représentent la quote-part de la société dans les réserves, déduction faite de la part des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements.

36

Réserves prouvées nettes mises en valeur de pétrole brut et de gaz naturel au 31 décembre 1) 2006

Pétrole brut : Classique Mètres cubes ............................................. Barils ......................................................... Pétrole lourd Mètres cubes ............................................ Barils ......................................................... Total Mètres cubes ............................................ Barils ......................................................... Gaz naturel : Mètres cubes ............................................ Pieds cubes .............................................. 1)

2005

2004

2003

2002

(en millions)

11 71

13 81

18 111

19 121

22 139

80 501

58 368

37 232

63 398

49 308

91 572

71 449

55 343

82 519

71 447

17 608

18 643

24 859

27 959

(en milliards)

20 704

Les réserves nettes représentent la quote-part de la société dans les réserves, déduction faite de la part des propriétaires miniers et(ou) des gouvernements.

Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs nets actualisés provenant des réserves prouvées de pétrole et de gaz 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 société estime que cette mesure normalisée ne constitue pas une estimation fiable des flux de trésorerie futurs prévus de la société 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 société dans Syncrude. 2006

2005

2004

(en millions de dollars)

Flux de trésorerie futurs ....................................................................... Coûts futurs de production .................................................................. Coûts futurs de mise en valeur ............................................................ Impôts sur les bénéfices futurs ............................................................ Flux de trésorerie futurs nets ............................................................... Actualisation annuelle des flux de trésorerie estimatifs à 10 % ........... Flux de trésorerie futurs nets actualisés ...............................................

36 751 $ (16 290) (2 633) (5 039) 12 789 (6 374) 6 415 $

21 911 $ (11 376) (2 039) (2 777) 5 719 (1 405) 4 314 $

11 625 $ (3,123) (1,492) (2,260) 4 750 (1,433) 3 317 $

Variations de la mesure normalisée des flux de trésorerie futurs nets actualisés provenant des réserves prouvées de pétrole et de gaz 2006

2005

2004

(en millions de dollars)

Solde au début de l’exercice ............................................................... Variations résultant des éléments suivants : Ventes et transferts de la production de pétrole et de gaz, déduction faite des coûts de production ............................................................ Variations nettes des prix, des coûts de mise en valeur et des coûts de production .................................................................................... Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée, déduction faite des frais y afférents................................................................... Coûts de mise en valeur engagés au cours de l’exercice .................... Révision d’estimations antérieures de quantités ................................. Augmentation du taux d’actualisation .................................................. Variation nette des impôts sur les bénéfices ....................................... Variation nette ..................................................................................... Solde à la fin de l’exercice ...................................................................

37

4 314 $

3 317 $

4 738 $

(2 839)

(2 650)

(2 240)

4 221

3 343

(3 692)

(4) 411 87 568 (343) 2 101 6 415 $

(513) 272 660 417 (532) 997 4 314 $

(43) 345 1 838 663 1 708 (1 421) 3 317 $

Au cours des 12 derniers mois, la société n’a enregistré aucune estimation relative à des réserves de pétrole et de gaz auprès d’un organisme de réglementation ou autre aux États-Unis.

Rubrique 9.

Modifications de la présentation comptable et financière et désaccords sur cette présentation

La société n'a rien à déclarer sous la présente rubrique.

Rubrique 9A. Contrôles et procédures Tel qu'indiqué dans les attestations se trouvant aux annexes 31.1 et 31.2 du présent rapport, le principal haut dirigeant et le chef des services financiers de la société ont évalué les contrôles et les procédures de divulgation de la société en date du 31 décembre 2006. En se basant sur cette évaluation, ces dirigeants ont conclu que les contrôles et les procédures de divulgation de la société sont appropriés et efficaces afin d'assurer que les renseignements importants ayant trait à la société, et à ses filiales consolidées, leur soient transmis par d'autres personnes au sein de ces entités, particulièrement pendant la période au cours de laquelle le présent rapport annuel est préparé. Il y a lieu de se reporter à la page F-2 du présent document pour consulter le rapport de la direction sur les contrôles internes relatifs à la présentation de l’information financière. Il y a lieu de se reporter à la page F-2 du présent document pour consulter le rapport du cabinet d’experts-comptables agréés indépendants sur l’évaluation, par la direction, des contrôles internes relatifs à la présentation de l’information financière. Aucun changement important n'est intervenu dans les contrôles internes de la société relatifs à la présentation de l’information financière, pendant le quatrième trimestre de l'exercice 2006 de la société, qui a eu ou qui est raisonnablement susceptible d’avoir une incidence importante sur ces contrôles.

38

PARTIE III Rubrique 10.

Dirigeants de la personne inscrite

La société compte huit administrateurs. Chacun de ces administrateurs est élu pour un mandat qui prend fin à la clôture de l'assemblée annuelle suivante. La candidature de chacun des huit administrateurs énumérés ci-dessous a été soumise en vue de leur réélection à l’assemblée annuelle des actionnaires qui aura lieu le 1er mai 2007. Tous les candidats sont actuellement des administrateurs, et ils occupent ce poste depuis les dates indiquées. Le tableau ci-après donne des renseignements sur les candidats aux postes d'administrateur.

Nom et principales fonctions actuelles R. L. (Randy) Broiles Vice-président principal, division des ressources, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Dernier poste d’importance occupé auprès de la société ou de Exxon Mobil Corporation Directeur de la planification mondiale, Exxon Mobil Production Company

Administrateur depuis le 21 juillet 2005

Avoirs (3)(4)(5) Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

0

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

0 (6)

T. J. (Tim) Hearn Président du conseil, président et chef de la direction, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

J. M. (Jack) Mintz Professeur à l’École de gestion Joseph L. Rotman de l’Université de Toronto (1)(2)

1er janvier 2002

Président, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Actions d’Exxon Mobil Corportion

59 641

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

92 597

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

—

21 avril 2005

681 400

Actions d’Exxon Mobil Corporation

10 106

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

1 000

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

J. F. (Jim) Shepard Président du conseil et chef de la direction à la retraite, Finning International Inc. (vente, location, réparation et financement de matériel lourd)(1)(2)

—

23 avril 2002

—

21 octobre 1997

39

305

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

R. (Roger) Phillips Président et chef de la direction à la retraite, IPSCO Inc. (sidérurgie)(1)(2)

5 000

394

6 000

Actions d’Exxon Mobil Corporation

0

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

9 000

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

13 503

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

11 625

Actions d’Exxon Mobil Corporation

2 000

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

9 000

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

21 428

Nom et principales fonctions actuelles

P. A. (Paul) Smith Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée(2)

Dernier poste d’importance occupé auprès de la société ou de Exxon Mobil Corporation

Directeur des finances, Exxon Mobil Corporation

Administrateur depuis le

1er février 2002

Avoirs (3)(4)(5) Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

0

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

13 371

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

S. D. (Sheelagh) Whittaker Directrice générale à la retraite, Electronic Data Systems Limited (services de bureautique et de technologie de l’information) (1)(2)

V. L. (Victor) Young Administrateur de plusieurs sociétés(1)(2)

—

19 avril 1996

—

23 avril 2002

2) 3) 4) 5)

6)

0

192 000

Actions d’Exxon Mobil Corporation

1 190

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

9 000

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

28 957

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

11 625

Actions d’Exxon Mobil Corporation

0

Actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

10 250

Unités d’actions à dividende différé de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

4 961

Unités d’actions subalternes de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

11 625

Actions d’Exxon Mobil Corporation 1)

11 625

Actions d’Exxon Mobil Corporation

0

Membre du comité de vérification; membre du comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité; membre du comité des ressources de direction et membre du comité des mises en candidature et de la régie d’entreprise Membre du conseil d’administration de la Fondation Pétrolière Impériale Les chiffres présentés rendent compte de la propriété réelle d’actions ordinaires de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et d’actions d'Exxon Mobil Corporation. La société ne disposant pas de ces informations, celles-ci ont été fournies par chaque candidat à titre individuel. Les régimes relatifs aux unités d'actions à dividende différé et aux unités d'actions subalternes offerts par la société à certains membres du personnel et aux administrateurs non-salariés sont décrits aux pages 47 à 49. Les chiffres indiqués pour les unités d’actions subalternes et les unités d’actions à dividende différé représentent le total des unités d’actions subalternes et des unités d’actions à dividende différé reçues en 2006 après la division de celles-ci à raison de trois pour une en mai 2006, et du triple du nombre d’unités d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé attribuées avant la division d’actions et encore détenues par l’administrateur. R.L. Broiles détient 16 641 actions ordinaires et 43 000 actions subalternes d’Exxon Mobil Corporation.

L'âge des administrateurs et des candidats à l'élection au poste d'administrateur, ainsi que des cinq hauts dirigeants de la société, est le suivant : Randy L. Broiles, 49 ans; Timothy J. Hearn, 62 ans; Jack M. Mintz, 55 ans; Roger Phillips, 67 ans; James F. Shepard, 68 ans; Paul A. Smith, 53 ans; Sheelagh D. Whittaker, 59 ans; Victor L. Young, 61 ans; Robert F. Lipsett, 60 ans et John F. Kyle, 64 ans. Certains des dirigeants occupent des postes d’administrateurs auprès d’autres émetteurs assujettis canadiens et américains. Timothy J. Hearn est administrateur de la Banque Royale du Canada. Jack M. Mintz est administrateur de Brookfield Asset Management Inc. et de Corporation Hélicoptère CHC.; Roger Philips est administrateur de Compagnie de chemin de fer Canadien Pacifique, Chemin de fer Canadien Pacifique Limitée de Cleveland-Cliffs Inc. et de La Banque Toronto-Dominion; Sheelagh D. Whittaker est administratrice de CanWest Mediaworks Income Fund; et Victor L. Young est administrateur du Fonds de revenu Bell Aliant Communications régionales, de BCE Inc. et de la Banque Royale du Canada. Tous les administrateurs et candidats au poste d'administrateur, sauf Jack M. Mintz et Sheelagh D. Whittaker, occupent depuis plus de cinq ans leurs principales fonctions actuelles ou d'autres fonctions de direction auprès de la

40

même entreprise ou auprès d'entreprises faisant partie du même groupe. Au cours des cinq derniers exercices, Jack M. Mintz a été président et chef de la direction du C. D. Howe Institute jusqu’à son départ à la retraite, en juillet 2006, et Sheelagh D. Whittaker a été directrice générale d’Electronic Data Systems jusqu’à son départ à la retraite en novembre 2005. Le tableau suivant donne des renseignements sur les hauts dirigeants de la société. Nom et titre du poste Timothy J. Hearn Président du conseil, président et chef de la direction

Date d’entrée en fonction 23 avril 2002 er 1 février 2002

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

1er juillet 2005

Randy L. Broiles Vice-président principal division des ressources

1er octobre 1999

Rob F. Lipsett Vice-président Ressources humaines

er 1 juin 1991

John F. Kyle Vice-président et trésorier

Tous les hauts dirigeants susmentionnés occupent depuis plus de cinq ans leurs fonctions actuelles ou d'autres fonctions de direction auprès de la société ou de sociétés membres du même groupe. Tous les hauts dirigeants occupent leurs fonctions jusqu'à ce que leur mandat soit résilié par les administrateurs ou par le chef de la direction. Comité de vérification Le conseil d'administration de la société a formé un comité de vérification. Les administrateurs suivants sont membres du comité de vérification : R. Phillips, J.F. Shepard, S.D. Whittaker, V.L. Young et J.M. Mintz. Expert financier du comité de vérification Le conseil d'administration de la société a déterminé que R. Phillips, S.D. Whittaker et V. L. Young peuvent tous les trois être considérés comme un expert financier du comité de vérification et que ces trois personnes, ainsi que J.F. Shepard et J.M. Mintz, sont des administrateurs indépendants, selon le sens qui est donné dans le Règlement 52-110 et à l’expression correspondante dans les règles de la Securities and Exchange Commission et dans les normes d'inscription des Bourses American Stock Exchange et New York Stock Exchange. La Securities and Exchange Commission a indiqué que la désignation d'un expert financier du comité de vérification ne fait pas de cette personne un expert à quelque fin que ce soit ni ne lui impose des fonctions, des obligations ou des responsabilités plus lourdes que celles qui incombent aux membres du comité de vérification et du conseil d'administration en l'absence d'une telle désignation. Code de déontologie La société a un code de déontologie auquel tous les membres du personnel doivent se conformer, y compris le principal haut dirigeant, le chef des services financiers et le chef des services comptables. Le code de déontologie comprend la politique de déontologie, la politique relative aux conflits d’intérêts, la politique relative à l’utilisation des biens de l’entreprise, la politique et les procédures relatives aux mandats d’administrateurs, et prévoit le maintien de voies de communication ouvertes. Il est possible de consulter ces documents sur le site Web de la société à l'adresse www.imperialoil.ca.

41

Rubrique 11.

Rémunération des dirigeants

Composition du comité de rémunération de la société Le comité des ressources du conseil est composé d’administrateurs indépendants. Il est responsable de la politique de la société en matière de rémunération et des décisions spécifiques relatives à la rémunération du chef de la direction et des principaux hauts dirigeants et dirigeants relevant directement de lui. Outre ce qui touche à la rémunération, le comité est également chargé des plans de relève et de la nomination des hauts dirigeants, chef de la direction compris, et des autres dirigeants. En 2006, il était composé des membres suivants : R. Phillips – président V. L. Young – vice-président J. F. Shepard S. D. Whittaker J. M. Mintz T.J. Hearn assiste périodiquement aux réunions du comité à la demande de celui-ci. Rapport du comité des ressources pour les dirigeants sur la rémunération de la direction

Analyse de la rémunération Le programme de rémunération de la direction de la société, qui vise à renforcer l’orientation de la société axée sur le développement de carrière et le rendement individuel, s'inscrit dans la perspective à long terme propre aux activités de la société. Conformément à la philosophie de l'entreprise, il part du principe que l’expérience, les compétences et la motivation de ses hauts dirigeants sont déterminants pour ses succès futurs. Le programme de rémunération de la société met l’accent sur la compétitivité des salaires et des intéressements liés au rendement en tant que principaux éléments susceptibles d’attirer et de retenir du personnel clé. L’évaluation du rendement individuel s'effectue grâce au programme d’évaluation des membres du personnel de la société. Ce programme annuel rigoureux tient compte des objectifs de rendement qui s'appliquent à chaque membre du personnel et des efforts déployés par ceux-ci pour atteindre leur niveau de rendement. Il s'agit d'un processus uniforme à l'échelle de la société, à tous les échelons. Le programme d’évaluation du rendement de la société est intégré au régime de rémunération et au processus de perfectionnement des dirigeants en place depuis plus de cinquante ans et à la source de la planification du perfectionnement individuel et de la planification de la relève pour les postes de direction. Pour établir la rémunération des membres de la haute direction, le comité des ressources pour les dirigeants se fonde sur des comparaisons avec la rémunération des membres de la haute direction d’un groupe de 25 grandes entreprises canadiennes dont le chiffre d’affaires dépasse le milliard de dollars. Ces comparaisons par rapport au marché sont effectuées par des consultants en rémunération externes indépendants. Le niveau de rémunération est déterminé au cas par cas en tenant compte de l’envergure du marché considéré pour la comparaison et fixé à l'intérieur d'une fourchette entre le point médian et le quartile supérieur de la rémunération versée par les entreprises retenues pour la comparaison, ce qui témoigne de l’importance que la société accorde à la qualité de ses gestionnaires. La politique de rémunération des hauts dirigeants de la société repose sur la rémunération de base, les primes en argent et l’intéressement à moyen et à long terme.

Salaire de base L’échelle salariale des dirigeants de la société a été majorée de 1,5 % en 2005, de 2,5 % en 2006 et de 8 % en 2007. L'augmentation marquée en 2007 s'est avérée nécessaire pour que la société puisse maintenir son rang sur le marché. Les augmentations de salaire varient selon l'évaluation de rendement de chaque dirigeant et d'autres facteurs tels que la durée d'occupation du poste et les perspectives d'avancement.

Primes en argent Des primes en argent sont habituellement attribuées à environ 80 dirigeants en reconnaissance de leur apport à l’entreprise au cours de l’année écoulée. Ces primes sont versées à même une somme globale établie annuellement par le comité des ressources pour les dirigeants sur la base du rendement financier de la société et du rendement de son exploitation. En 2006, la somme globale affectée aux primes a été majorée de 7,5 % par rapport à l'exercice précédent pour tenir compte de la progression des résultats financiers et du rendement accru de l’exploitation. Signalons à ce chapitre qu’en 2006 le bénéfice net de la société a atteint un sommet de 3,044 milliards de dollars, soit une hausse de 17 %, que le rendement des capitaux propres s’est élevé à 44 %, que le rendement du capital utilisé s’est établi à 36 % et que les gains annuels réalisés par les actionnaires ont été de 13 %. Les différences entre les primes versées en argent dépendent du rendement respectif de chaque dirigeant.

42

Régime d’intéressement à moyen et à long terme Un régime d’intéressement à moyen terme, le régime d'unités de participation au bénéfice, a été mis en place en 2001 et reste en vigueur actuellement. Ce régime est offert à certains dirigeants en vue de les encourager, par leur apport individuel, à améliorer de façon soutenue le rendement de la société, ainsi que la valeur pour les actionnaires. Les unités de participation au bénéfice sont généralement équivalentes aux primes en argent et versées simultanément à celles-ci à quelque 80 dirigeants à une fréquence annuelle. En 2006, chaque unité de participation au bénéfice a donné droit à une somme égale au bénéfice net cumulatif par action ordinaire de la société annoncé au début de chaque trimestre suivant l’attribution de la prime. La prime est versée dès que l’unité atteint sa valeur liquidative maximale ou au plus tard à la date du cinquième anniversaire de son attribution, si celle-ci survient plus tôt. Si, après cinq ans, la valeur de liquidation maximale n’est pas atteinte, la prime est versée au prorata. En 2006, la somme réservée aux unités de participation au bénéfice a été majorée de 7,5 % par rapport à l'exercice précédent, tout comme celle réservée aux primes en argent. En décembre 2002, la société a proposé un régime d'unités d'actions subalternes destiné à constituer le principal régime d'intéressement à long terme de la société. Ce régime a pour but d’aligner les intérêts de certains membres du personnel clés et administrateurs non salariés sur ceux des actionnaires. Le régime d'unités d'actions subalternes est le fruit d'une approche simple et directe d'intéressement à long terme axée principalement sur une rétribution en argent. Le programme d'octroi d'unités d'actions subalternes est généralement maintenu sans changement dans les conditions d'octroi sur de longues périodes, mais en 2006, les lignes directrices de ce programme ont été revues pour tenir compte de la division des actions à raison de trois pour une. Étant donné la forte appréciation du cours de l'action de la société durant les dernières années, les lignes directrices pour l'octroi d'unités unités d’actions subalternes se sont appliquées comme si les actions avaient été divisées par deux plutôt que par trois. La valeur des attributions a donc diminué par rapport aux années précédentes. Chaque unité reçue en 2006 donne au bénéficiaire le droit de recevoir de la société, à l’exercice, une somme équivalant au prix de clôture quotidien moyen des actions de la société sur les cinq derniers jours avant les dates d'exercice. La moitié des unités sera exercée par la société à la date du troisième anniversaire de leur octroi, et la deuxième moitié à la date du septième anniversaire de leur octroi. Les bénéficiaires peuvent recevoir le produit de leurs unités exercées à la date du septième anniversaire de leur octroi soit sous forme d'une action ordinaire par unité, soit au comptant. La société peut également remettre un paiement comptant aux bénéficiaires pour chaque unité non exercée octroyée au bénéficiaire si équivalente au dividende au comptant versé par la société sur une action ordinaire et synchronisée avec celui-ci. En 2006, 964 membres du personnel, dont 92 dirigeants, ont reçu des unités d'actions subalternes. Rémunération du chef de la direction On estime que le salaire de T. J. Hearn se situe actuellement à un niveau qui correspond au positionnement voulu par rapport à la concurrence, soit entre le point médian et le quartile supérieur du marché. Ce niveau de rémunération est conforme aux vues du comité des ressources voulant que le salaire du président du conseil, président et chef de la direction soit supérieur à la moyenne des salaires des chefs de la direction des grandes entreprises canadiennes, afin de témoigner de la volonté de la société à valoriser le perfectionnement des dirigeants et de faire ressortir l’importance qu’elle accorde à l’expérience et à la capacité de jugement nécessaires pour diriger une grande entreprise aux activités complexes. Dans le cas de T. J. Hearn, le comité fonde ses décisions à l'égard des primes en espèces sur le rendement financier et opérationnel de la société et sur son évaluation de l’efficacité avec laquelle M. Hearn dirige la société. Les progrès constants réalisés par la société sur les plans de l’avancement des objectifs stratégiques clés, de la sécurité, de la performance environnementale, de la productivité, de l’efficience et de la gestion de l’actif ont compté pour beaucoup dans la décision d’accorder des unités de participation au président du conseil, président et chef de la direction. La prime en argent de T. J. Hearn a été augmentée de 11 % en 2006 afin de souligner l’efficacité dont celui-ci a fait preuve à son poste, eu égard aux résultats financiers record de la société et aux comparaisons faites avec les autres employeurs canadiens de premier plan. Dans le cas du régime d’intéressement à moyen terme de la société, le comité a également majoré de 11 % la prime en unités de participation au bénéfice accordée à M. Hearn par rapport à 2005, pour les mêmes raisons que celles qui sont invoquées ci-dessus pour sa prime en argent. Pour 2006, le comité a ajusté le nombre d’unités d’actions subalternes attribuées à T. J. Hearn comme si l’action avait été divisée par deux environ plutôt que par trois. T. J. Hearn a ainsi été traité de la même façon que les autres dirigeants qui ont affiché un rendement élevé, ce qui a eu pour effet de réduire la valeur qu’il a reçue à la date d’attribution. Rémunération des administrateurs Les jetons de présence ne sont versés qu'aux administrateurs non salariés. En 2006, les administrateurs non salariés ont touché des honoraires annuels de 35 000 $ et reçu 3 000 unités d’actions subalternes pour leurs services à titre d’administrateurs. Ils ont également touché des honoraires de 4 500 $ par comité auquel ils ont siégé, des honoraires additionnels de 5 000 $ par comité qu'ils ont présidé, plus la somme de 2 000 $ pour chaque réunion d'un comité ou du conseil à laquelle ils ont assisté. Les unités d'actions subalternes émises aux administrateurs non salariés présentent les

43

mêmes caractéristiques que celles qui sont émises aux employés clés choisis et dont une description est fournie aux pages 48 et 49. Depuis 1999, les administrateurs non salariés peuvent toucher la totalité ou une partie de leurs jetons de présence sous forme d'unités d'actions à dividende différé. Le régime d'unités d'actions à dividende différé offert aux administrateurs non salariés vise à les inciter à promouvoir davantage l’augmentation soutenue du rendement de la société et de la valeur du placement des actionnaires en leur permettant d’associer, en totalité ou en partie, leur rémunération à la croissance future de la valeur des actions ordinaires de la société. Ce régime est décrit à la page 48. La rémunération globale au comptant versée aux administrateurs non salariés, en tant que groupe, pendant la durée de leur mandat en 2006, s'est élevée à 418 125 $. Ils ont également reçu, en tant que groupe, 4 953 unités d'actions à dividende différé additionnelles attribuées aux administrateurs non salariés. Ce nombre correspond à la rémunération au comptant totale de 234 375 $ que ces administrateurs ont choisi de recevoir sous forme d'unités d'actions à dividende différé. Les administrateurs non salariés, en tant que groupe, ont reçu 444 unités d'actions à dividende différé additionnelles en remplacement du dividende en espèces versé sur les actions de la société au cours de 2006 pour les unités d'actions à dividende différé octroyées antérieurement. De plus, les administrateurs non salariés ont reçu 15 000 unités d’actions subalternes.

44

Rémunération de la haute direction Tableau récapitulatif de la rémunération Le tableau ci-après rend compte de la rémunération du président du conseil, président et chef de la direction et des quatre autres hauts dirigeants de la société en poste à la fin de 2006. Les renseignements présentés comprennent la valeur de leur salaire de base, de leurs primes en espèces, des unités d’autres régimes d’intéressement à long terme et de certains autres éléments de la rémunération. Rémunération annuelle

Rémunération à long terme Octrois

Nom et fonctions Année principales T.J. Hearn 2006 Président du conseil, président et chef de la direction

2005

2004

Salaire Primes(2) ($) ($) 1 140 000 1 000 050

1 100 000

1 000 000

900 000

872 266

Autres Actions ou Titres visés unités visées éléments de la par les par des rémunération options/DPVA restrictions à (4) (3) accordés annuelle la revente(5)(6) ($) (Nombre) (Nombre) 562 665 — 130 000 unités d’actions subalternes

385 028

246 249

—

—

P.A. Smith 2006 Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration 2005

404 167

197 267

111 279

—

398 333

193 675

87 198

—

2004

378 333

193 600

67 022

—

.L. R. Broiles(1) Vice-président principal, division des Ressources, (depuis le 1er juillet 2005)

2006

325 083 US 159 200 US

421 481 US

—

2005

159 000 US 140 500 US

112 214 US

—

R.F. Lipsett 2006 Vice-président, ressources humaines 2005

364 583

191 406

140 106

—

360 000

178 850

107 810

—

2004

340 000

179 000

78 581

—

2006

365 000

119 145

124 081

—

2005

364 166

112 500

90 821

—

2004

359 583

172 105

74 585

—

J.F. Kyle Vice-président et trésorier

1)

2)

2 unités d’actions à dividende différé 193 200 unités d’actions subalternes 3 unités d’actions à dividende différé 193 200 unités d’actions subalternes 300 unités d’actions à dividende différé 35 100 unités d’actions subalternes 55 200 unités d’actions subalternes 57 900 unités d’actions subalternes 11 000 unités d’actions subalternes

11 000 unités d’actions subalternes 28 800 unités d’actions subalternes 42 300 unités d’actions subalternes 47 100 unités d’actions subalternes 20 800 unités d’actions subalternes 33 900 unités d’actions subalternes 39 600 unités d’actions subalternes

Versements Actions ou Versements unités visées par au titre du des régime restrictions d’intéresseà la ment à long revente(5)(6) terme(7) ($) ($) 5 623 800 900 000

Ensemble des autres éléments de la rémunéra- Rémunération tion(8) totale(9) ($) ($) 34 200 9 260 801

86

7 432 404

870 000

33 000

10 720 526

750 000

30 000

7 487 609

1 518 426

193 050

24 250

2 123 544

193 125

23 900

1 373 195

183 000

22 700

2 217 850

815 760 US

140 513 US

21 705 US

1 883 742 US

641 740 US

116 253 US

10 175 US

1 179 822 US

1 245 888

178 650

10 938

2 131 571

1 627 281

178 500

10 800

2 463 241

1 117 055

166 700

10 200

1 891 536

899 808

112 500

21 900

1 642 434

1 304 133

171 375

21 850

2 064 845

939 180

171 000

21 575

1 738 028

94

4 582 060 7 034

2 448 439

3 019 775

R.L. Broiles est détaché auprès de la société par Exxon Mobil Corporation depuis le 1er juillet 2005. Sa rémunération lui est versée directement par Exxon Mobil Corporation en dollars américains, et elle est déclarée en dollars américains. Il bénéficie aussi des régimes d’avantages sociaux d’Exxon Mobil Corporation plutôt que de ceux de la société. La société rembourse à Exxon Mobil Corporation la rémunération que cette dernière lui verse ainsi que les avantages sociaux qu’elle lui accorde. Exception faite de toute partie d'une prime que le bénéficiaire choisit de toucher sous forme d'unités d'actions à dividende différé.

45

3)

4) 5)

6)

Sauf dans le cas de R.L. Broiles, les sommes sous la rubrique Autres éléments de la rémunération annuelle comprennent les paiements équivalant aux dividendes des unités d’actions subalternes, l’intérêt versé sur les paiements différés de primes et d’unités de participation au bénéfice et les coûts liés à l’utilisation de l’avion de fonction à des fins personnelles. Il n’y a pas d’aide fiscale de la société au titre de l’utilisation de l’avion de fonction à des fins personnelles. En 2006, les paiements équivalant aux dividendes se sont élevés à 195 792 $ dans le cas de T.J. Hearn, à 55 308 $ dans celui de P.A. Smith, à 44 628 $ dans celui de R.F. Lipsett et à 38 112 $ dans celui de J.F. Kyle. En 2006, l’intérêt versé sur les paiements différés de primes et d’unités de participation au bénéfice s’est chiffré à 228 293 $ dans le cas de T. J. Hearn, à 10 971 $ dans celui de P. A. Smith, à 58 746 $ dans celui de R. F. Lipsett et à 37 185 $ dans celui de J. F. Kyle. Les sommes inscrites comprennent aussi une provision pour prestations acquises qui, en 2006, s’est établie à 90 000 $ dans le cas de T.J. Hearn, à 45 000 $ dans celui de P.A. Smith, à 35 000 $ dans celui de R.F. Lipsett et à 35 000 $ dans celui de J.F. Kyle. Les sommes inscrites en dollars américains pour R.L. Broiles correspondent aux paiements nets effectués par Exxon Mobil Corporation au titre de l’impôt sur le revenu du Canada et à d’autres éléments de la rémunération pour les affectations hors des États-Unis. Tous les ans, au cours de son affectation, R.L. Broiles a versé à Exxon Mobil Corporation des sommes à peu près équivalentes à l’impôt sur le revenu qui lui aurait été réclamé s’il avait travaillé dans son pays d’origine. Dans le cas de R.L. Broiles, le montant comprend les paiements équivalant aux dividendes sur les actions subalternes d’Exxon Mobil Corporation. Depuis 2002, la société n’a pas accordé d’options d’achat de ses actions, le régime en question étant décrit à la page 48. Ces valeurs comprennent le nombre d’unités attribuées en vertu des régimes d’unités d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé de la société à certains membres de la direction, décrits respectivement aux pages 48 et 49. Le nombre d’unités d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé pour 2006 correspond au nombre d’unités effectivement reçues. Le nombre d’unités d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé de 2004 et de 2005 correspond au triple du nombre d’unités d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé reçues au cours de ces exercices avant la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006. Les valeurs inscrites pour les unités d’actions subalternes correspondent au nombre d’unités multiplié par le cours de clôture de l’action de la société à la date de leur attribution. Le cours de clôture à la date d’attribution des unités d’actions subalternes était de 23,72 $ en 2004, de 38,47 $ en 2005 et de 43,26 $ en 2006 (ces montants s’entendant après la division des actions). Les valeurs des unités d’actions à dividende différé correspondent au nombre d’unités multiplié par la moyenne des cours de clôture de l’action de la société des cinq jours qui ont précédé l’attribution des unités d’actions à dividende différé. T. J. Hearn est le seul haut dirigeant à détenir des unités d’actions à dividende différé. R. L. Broiles participe au régime d’actions subalternes d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable au régime d’unités d’actions subalternes de la société. En vertu de ce régime, le nombre d’actions subalternes attribuées à R. L. Broiles en 2006 a été de 11 000, dont la valeur à la date de leur attribution (28 novembre 2006) s’élevait à 815 760 $ US, au cours de clôture de 74,16 $ US l’action d’Exxon Mobil Corporation. Le tableau ci-après donne le nombre et la valeur des unités d’actions subalternes et des unités d’actions à dividende différé détenues au 31 décembre 2006. Le nombre d’actions subalternes et d’unités d’actions à dividende différé correspond au total des unités d’actions subalternes et des unités d’actions à dividende différé octroyées en 2006 après la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006, et du triple des unités d’actions subalternes et des unités d’actions à dividende différé reçues avant la division des actions et encore détenues par le membre du personnel. Le cours de clôture au 31 décembre 2006 était de 42,93 $. R. L. Broiles participe au régime d’actions subalternes d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable au régime d’unités d’actions subalternes de la société. En vertu de ce régime, le nombre d’actions subalternes détenues par R. L. Broiles est de 43 000, dont la valeur au 31 décembre 2006 était de 3 295 090 $ US, au cours de clôture de 76,63 $ US l’action d’Exxon Mobil Corporation.

Nom T.J. Hearn P.A. Smith R.L. Broiles R.F. Lipsett J.F. Kyle

7)

8)

9)

Unités d’actions subalternes Total (nombre) Total ($) 681 400 29 252 502 192 000 8 242 560 154 650 6 639 125 127 300 5 464 989

Unités d’actions à dividende différé Total (nombre) Total ($) 305 13 094 0 0 0 0 0 0

Les versements effectués en 2005 l’ont été pour les unités de participation au bénéfice qui ont atteint la valeur maximale de 4,50 $ l’unité en 2006. Ce régime est décrit à la page 48. R.L. Broiles participe au régime de participation au bénéfice d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable au régime de participation au bénéfice de la société. Sauf pour R.L. Broiles, les sommes sous la rubrique Ensemble des autres éléments de la rémunération sont les cotisations de la société au régime d’épargne, auquel tous les employés de la société sont admissibles. Aux termes de l’une des options du régime dont se prévalent les hauts dirigeants de la société, à l’exception de R.L. Broiles, la société a versé des cotisations égales aux cotisations des employés, jusqu’à concurrence de six pour cent de la rémunération de base annuelle de ceux-ci. Toutefois, un employé peut renoncer à trois des six pour cent cotisés par la société au régime d’épargne afin de bénéficier de d’une rente majorée en vertu du régime de retraite de la société. Le régime d’épargne a pour principal objectif de permettre aux employés d’épargner en prévision de leur retraite; ceux-ci ont toutefois la possibilité de retirer leurs cotisations avant leur départ à la retraite. Les sommes inscrites pour R.L. Broiles représentent les cotisations d’Exxon Mobil Corporation au régime d’épargne de ses employés. La rémunération totale de 2004, de 2005 et de 2006 correspond au total de la valeur pécuniaire du salaire, des primes, des autres éléments de la rémunération annuelle, des actions ou unités d’actions visées par des restrictions à la revente, des versements au titre du régime d’intéressement à long terme et de tous les autres éléments de la rémunération de l’exercice considéré.

Régime d'unités de participation au bénéfice – octrois au cours du plus récent exercice terminé Le tableau ci-dessous fournit des renseignements sur les unités de participation au bénéfice octroyées en 2006 aux hauts dirigeants désignés. La description détaillée du régime de participation au bénéfice figure à la page 48.

Nom T.J. Hearn P.A. Smith (3) R.L. Broiles R.F. Lipsett J.F. Kyle

Unités d’actions ou autres droits (Nombre)

Date de la fin de la période d’évaluation ou d’acquisition ou date (1) de paiement

571 400 112 700 – 109 200 68 000

20 novembre 2011 20 novembre 2011 – 20 novembre 2011 20 novembre 2011

46

Paiements futurs estimatifs au titre de régimes dont les avantages ne sont pas fondés sur le prix des actions Seuil ($) 0 0 – 0 0

Cible (2) ($) 1,75 1,75 – 1,75 1,75

Maximum (2) ($) 1,75 1,75 – 1,75 1,75

1) 2) 3)

Le paiement sera effectué plus tôt si le bénéfice net cumulatif par action ordinaire en circulation atteint la valeur liquidative maximale par unité avant la date du cinquième anniversaire de l’octroi. Valeur liquidative maximale payable par unité de participation au bénéfice accordée en 2006. R.L. Broiles participe au régime d'unités de participation au bénéfice d'Exxon Mobil Corporation, qui est comparable au régime d'unités de participation au bénéfice de la société. En 2006, en vertu de ce régime, R.L. Broiles a reçu 37 474 unités de participation au bénéfice, dont la valeur liquidative maximale est de 4,25 $ US l’unité.

Ensemble des options levées et DPVA exercés au cours du plus récent exercice terminé, et valeur des options et des DPVA à la fin de l'exercice Le tableau qui suit donne des renseignements sur les options exercées en 2006 et sur l’ensemble des unités d’intéressement (désignées par l’abréviation DPVA dans le tableau) détenues par les hauts dirigeants désignés, à la fin de 2006. La description détaillée du régime d’intéressement figure aux pages 47 et 48 Le nombre d’unités d’intéressement figurant dans le tableau qui suit équivaut au triple du nombre d’unités d’intéressement détenues avant la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006. Actions acquises à l’exercice (Nombre)

Nom

T.J. Hearn P.A. Smith R.L. Broiles R.F. Lipsett J.F. Kyle 1)

– – – –

Options non levées ou DPVA non exercés à la clôture de l’exercice (Nombre)

Valeur de réalisation globale ($)

948 300 0 – 1 103 750 0

Susceptibles de levée ou d’exercice 90 000 135 000 – 37 500 0

Non susceptibles de levée ou (1) d’exercice 0 0 – 0

Valeur des options et des DPVA dans le cours non levées ou non exercés à la clôture de l’exercice ($) Non susceptibles Susceptibles de de levée ou levée ou (1) d’exercice d’exercice 2 693 700 0 4 202 550 0 – – 1 122 375 0 0 0

Les unités non susceptibles d’exercice sont celles dont les conditions d'exercice n'ont pas été satisfaites.

Le tableau ci-dessous présente des renseignements sur les options d'achat d'actions levées en 2006 par les dirigeants désignés et sur les options qu'ils détenaient à la fin de 2006. La description détaillée du régime d’achat d’actions figure à la page 48.

Nom

T.J. Hearn P.A. Smith (3) R.L. Broiles R.F. Lipsett J.F. Kyle 1) 2) 3)

Actions acquises à la levée (1) (Nombre)

12 000 0 – 0 30 000

Valeur de réalisation globale ($)

296 948 0 – 0 871 083

Options non levées ou DPVA non exercés à la clôture de l’exercice (1) (Nombre) Susceptibles de levée ou d’exercice 165 000 75 000 – 75 000 57 000

Non susceptibles de levée ou (2) d’exercice 0 0 – 0 0

Valeur des options et des DPVA dans le cours non levées ou non exercés à la clôture de l’exercice ($) Non Susceptibles susceptibles de levée ou de levée ou (2) d’exercice d’exercice 4 525 950 0 2 057 250 0 – – 2 057 250 0 1 563 510 0

Le nombre d’options d’achat d’actions correspond au triple du nombre d’options d’achat d’actions attribuées avant la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006 que le membre du personnel détenait encore. Les unités non susceptibles d’exercice sont celles dont les conditions d'exercice n'ont pas été satisfaites. À la fin de 2006, R. L. Broiles détenait des options lui permettant d'acquérir 111 994 actions d'Exxon Mobil Corporation. Toutes ces options étaient susceptibles de levée. À la fin de 2006, la valeur des options de R. L. Broiles susceptibles de levée était de 4 390 984 $ US. En 2006, R. L. Broiles a levé 11 078 options pour une valeur de réalisation globale de 479 265 $ US.

Précisions sur le régime d’intéressement à moyen et à long terme En conformité avec sa politique de rémunération qui est axée sur le rendement, la société offre à certains membres du personnel des intéressements à long terme pour les retenir et les récompenser de leur rendement élevé. L’évaluation du rendement des membres du personnel est effectuée dans le cadre du programme d’évaluation du rendement de la société. Ce programme annuel rigoureux évalue les objectifs de rendement applicables aux membres du personnel admissibles et établit un classement du rendement de ceux-ci à l’aide d’un processus appliqué uniformément à tous les échelons de l’organisation. Le nombre d’unités reçues par chaque membre du personnel est lié à la mesure dans laquelle il a réalisé ses objectifs de rendement. La portée du programme de la société est déterminée par le rendement global dégagé chaque année par la société. Les unités d’actions d'intéressement de la société donnent à leur bénéficiaire le droit de recevoir une somme en espèces égale à l'excédent du cours des actions ordinaires de la société, au moment de l'exercice, sur le prix d'émission

47

des unités. Ces unités ont été accordées avant 2002. Le prix d'émission des unités accordées aux dirigeants correspondait au cours de clôture des actions de la société à la Bourse de Toronto, à leur date d'attribution. Les unités d’actions d'intéressement peuvent être exercées jusqu'à 10 ans après leur émission. En 1998, une forme supplémentaire de rémunération à long terme (unités d'actions à dividende différé) a été proposée à certains dirigeants dont les décisions sont considérées comme ayant eu un impact direct sur le rendement financier à long terme de la société. Ils peuvent toucher une partie ou la totalité de leur prime de rendement sous forme d’unités d’actions à dividende différé. Le nombre d'unités accordées au dirigeant correspond au montant de la prime qu'il choisit de toucher sous forme d'unités d'actions à dividende différé, divisé par la moyenne des cours de clôture des actions de la société à la Bourse de Toronto des cinq jours de séance consécutifs (le cours de clôture moyen) précédant immédiatement la date à laquelle la prime lui aurait été versée. Des unités additionnelles seront accordées aux bénéficiaires de ces unités, au titre des unités non exercées, suivant le dividende en espèces payable sur les actions de la société, divisé par le cours de clôture moyen précédant immédiatement la date de paiement de ce dividende, le résultat étant multiplié par le nombre d'unités d'actions à dividende différé détenues par le bénéficiaire. Le dirigeant doit avoir cessé de travailler auprès de la société pour exercer ces unités, et il doit les exercer au plus tard le 31 décembre de l'année qui suit son départ. Les unités détenues doivent toutes être exercées à la même date. À la date d'exercice, la valeur en espèces à recevoir en contrepartie correspondra au nombre d'unités exercées multiplié par le cours de clôture moyen précédant immédiatement la date d'exercice. En 2005, aucun membre de la direction n’avait choisi de recevoir des unités d'actions à dividende différé. À compter de 1999, une forme d’intéressement à long terme, comparable aux unités d'actions à dividende différé offertes aux dirigeants, a été proposée aux administrateurs non salariés en remplacement de la totalité ou d'une partie de leurs jetons de présence. Les principales différences entre les deux régimes tiennent au fait que tous les administrateurs non salariés peuvent participer au régime à l’intention des administrateurs non salariés et que le nombre d'unités accordées à un administrateur non salarié est calculé à la fin de chaque trimestre civil et correspond à la partie de ses jetons pour le trimestre civil qu'il a choisi de recevoir sous forme d'unités d'actions à dividende différé, divisée par le cours de clôture moyen précédant immédiatement le dernier jour de ce trimestre. En 2001, un régime d’intéressement à moyen terme a été instauré, soit le régime d'unités de participation au bénéfice. Ce régime a été proposé à certains dirigeants pour les encourager, par leur apport individuel, à améliorer de façon soutenue le rendement de la société et la valeur pour les actionnaires. Chaque unité de participation au bénéfice donne au bénéficiaire le droit de recevoir une somme équivalant au bénéfice net cumulatif par action ordinaire de la société annoncé au début de chaque trimestre qui suit l'octroi. Le versement est effectué le cinquième anniversaire de l’octroi ou dès que l'unité atteint sa valeur liquidative maximale, selon la première échéance. Si, après cinq ans, la valeur de liquidation maximale n’est pas atteinte, la prime est payée au prorata. En vertu du régime d'options d'achat d'actions adopté par la société en avril 2002, 9 630 600 options après la division des actions ont été attribuées le 30 avril 2002 à des employés clés choisis. Les options permettent l’achat d’actions ordinaires de la société au prix de levée de 15,50 $ l’action après la division des actions. Toutes les options peuvent être exercées. Les options qui n’auront pas été exercées après le 29 avril 2012 seront échues. En date du 15 février 2007, 4 139 439 actions ordinaires avaient été émises à la levée d’options d’achat d’actions et 5 426 811 actions ordinaires pourraient être ainsi émises. Les actions ordinaires qui ont été émises et celles qui peuvent être émises à l’avenir représentent environ 1,0 % des actions ordinaires en circulation de la société. Les administrateurs, membres de la direction et vice-présidents de la société détiennent, en tant que groupe, 9,7 % des options d’achat d’actions non levées. Une personne ne peut recevoir plus de 165 000 actions ordinaires à la levée d’options d’achat d’actions, ce qui représente environ 0,02 % des actions ordinaires en circulation. Les options d’achat d’actions ne peuvent être levées qu’au cours de la durée de l’emploi auprès de la société, sauf en cas de décès, d’invalidité ou de départ à la retraite. De plus, les options d’achat d’actions peuvent être confisquées si la société croit que le membre du personnel a l’intention de mettre fin à son emploi ou si, pendant la durée de l’emploi ou pendant une période de 24 mois après la fin de l’emploi, le membre du personnel s’engage, sans le consentement de la société, dans toute entreprise qui fait concurrence à la société ou s’engage autrement dans toute activité qui porte préjudice à la société. La société peut décider que les options d’achat d’actions ne seront pas confisquées après la fin de l’emploi. Les options d’achat d’actions ne peuvent être cédées sauf en cas de décès. La société peut modifier le régime d’achat d’actions d’intéressement ou y mettre fin comme elle le juge approprié, à sa seule discrétion. Il ne peut être apporté de modification ni effectué de résiliation qui porte atteinte aux droits des détenteurs d’options d’achat d’actions aux termes du régime d’options d’achat d’actions d’intéressement, à moins que le détenteur d’options d’achat d’actions n’y consente, sauf s’il se produit (a) un ajustement du capital-actions de la société ou (b) une offre publique d’achat, une fusion, un regroupement ou toute autre réorganisation, une vente ou une location de biens, ou une liquidation ou une dissolution volontaire ou forcée visant la société. La société peut réaliser les rajustements appropriés : (i) au nombre d’actions ordinaires qui peuvent être acquises à la levée d’options d’achat d’actions en circulation, (ii) au prix de levée des options d’achat d’actions en circulation, ou (iii) à la catégorie d’actions qui peuvent être acquises à la place d’actions ordinaires à la levée d’options d’achat d’actions en circulation, dans le but de préserver la part proportionnelle des droits des détenteurs d’options d’achat d’actions et de donner suite comme il se doit. En décembre 2002, la société a proposé un régime d'unités d'actions subalternes qui constituera le principal régime d'intéressement à long terme dans les années à venir. Ce régime a pour but d’aligner directement les intérêts de certains

48

employés clés et des administrateurs non salariés sur ceux des actionnaires. Chaque unité donne au bénéficiaire le droit de recevoir de la société, à l’exercice, une somme équivalant au prix de clôture des actions de la société aux dates d'exercice. Les unités seront exercées par tranches de 50 %. La première sera exercée à la date du troisième anniversaire de leur octroi, et la deuxième à la date du septième anniversaire de leur octroi. La société versera au bénéficiaire, pour chacune de ses unités non exercées, une somme d'argent correspondant au montant du dividende en espèces que la société aura versé sur ses actions ordinaires au cours de la période correspondante. Le régime d'unités d'actions subalternes a été modifié en ce qui a trait aux unités octroyées en 2002 et au cours d’années à venir afin que le bénéficiaire puisse recevoir une action ordinaire de la société par unité ou puisse choisir de recevoir un paiement au comptant en contrepartie des unités devant être exercées lors du septième anniversaire de la date de leur octroi. Au total, 1 935 658 unités ont été accordées le 4 décembre 2006. Un nombre de 6 230 974 actions ordinaires peuvent être émises lors de l’exercice futur des unités d’actions subalternes, soit environ 0,66 % des actions ordinaires en circulation de la société. De ce nombre, une tranche de 19 % est attribuable aux unités d’actions subalternes en circulation que détiennent, en tant que groupe, les administrateurs, les membres de la direction et les vice-présidents de la société. Une personne ne peut recevoir plus de 423 200 actions ordinaires par suite de l’exercice des unités d’actions subalternes en circulation, ce qui représente environ 0,04 % des actions ordinaires actuellement en circulation. Les unités d’actions subalternes ne peuvent être exercées qu’au cours de la durée de l’emploi, sauf en cas de décès, d’invalidité ou de départ à la retraite. De plus, les unités d’actions subalternes peuvent être confisquées si la société croit que le membre du personnel a l’intention de mettre fin à son emploi ou si, au cours de l’emploi ou au cours de la période de 24 mois suivant la fin de l’emploi, le membre du personnel s’engage, sans le consentement de la société, dans toute entreprise qui est en concurrence avec la société ou s’engage autrement dans toute activité qui peut porter préjudice à la société. La société peut décider que les unités d’actions subalternes ne seront pas confisquées après la fin de l’emploi. Les unités d’actions subalternes ne peuvent être cédées. En cas de division, de regroupement ou de reclassement des actions de la société ou de tout autre changement pertinent dans la structure du capital de la société, cette dernière peut, à sa discrétion, apporter tout ajustement approprié au nombre d’actions ordinaires devant être émises et au calcul du montant au comptant payable par unité d’action subalterne. Pour valoir le 31 décembre 2004, la société a modifié le régime d’unités d’actions subalternes de telle sorte qu’elle puisse décider, lors du départ à la retraite d’un membre du personnel, si les unités d’actions subalternes de celui-ci seront confisquées ou pas. Le 2 août 2006, la société a modifié le régime d’unités d’actions subalternes de manière à ce que le prix d’exercice prévu par le régime passe du prix de clôture d’une journée à une moyenne de cinq jours et que les dates d’exercice fixées par le régime passent du 31 décembre au 4 décembre dans le cas des unités d’actions subalternes attribuées au cours des exercices précédents. La Bourse de Toronto n’a pas exigé que ces modifications soient soumises à l’approbation des actionnaires. Prestations de retraite Barème des prestations de retraite Rémunération servant de base au calcul des prestations de retraite ($) 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 800 000 1 000 000 1 500 000 2 000 000 2 500 000 3 000 000 3 500 000 4 000 000

Prestations estimatives annuelles non actualisées versées à la retraite à 65 ans, après les années de services indiquées ci-dessous ($) 20 ans 32 000 64 000 96 000 128 000 160 000 192 000 256 000 320 000 480 000 640 000 800 000 960 000 1 120 000 1 280 000

25 ans 40 000 80 000 120 000 160 000 200 000 240 000 320 000 400 000 600 000 800 000 1 000 000 1 200 000 1 400 000 1 600 000

30 ans 48 000 96 000 144 000 192 000 240 000 288 000 384 000 480 000 720 000 960 000 1 200 000 1 440 000 1 680 000 1 920 000

35 ans 56 000 112 000 168 000 224 000 280 000 336 000 448 000 560 000 840 000 1 120 000 1 400 000 1 680 000 1 960 000 2 240 000

40 ans 64 000 128 000 192 000 256 000 320 000 384 000 512 000 640 000 960 000 1 280 000 1 600 000 1 920 000 2 240 000 2 560 000

45 ans 72 000 144 000 216 000 288 000 360 000 432 000 576 000 720 000 1 080 000 1 440 000 1 800 000 2 160 000 2 520 000 2 880 000

Le régime de retraite de la société s'applique à presque tous les membres de son personnel. Il prévoit une rente annuelle correspondant à un pourcentage précis de la rémunération moyenne des trois dernières années de service d'un membre du personnel, multiplié par le nombre d'années de service de celui-ci, sous réserve de certaines conditions relatives à l'âge et aux états de service. Conformément à l'une des options du régime (et excepté dans le cas de R.L. Broiles), un membre du personnel peut renoncer à trois des six pour cent cotisés par la société au régime d'épargne afin de bénéficier d'une rente majorée correspondant à 0,4 % de sa rémunération moyenne des trois dernières années de service, multiplié par le nombre d'années de service au cours duquel il a renoncé à cette partie des cotisations de la société. En plus de la rente payable en vertu du régime, la société a versé et peut continuer de verser un revenu de

49

retraite supplémentaire aux membres du personnel dont la rente constituée excède la rente maximale prévue aux termes de la Loi de l'impôt sur le revenu. Le tableau des prestations de retraite présenté plus haut indique les prestations estimatives annuelles non actualisées, qui comprennent la rente et le revenu de retraite supplémentaire, payables à la retraite aux hauts dirigeants dont la rémunération et les années de service sont actuellement comprises dans les fourchettes indiquées. La rémunération servant de base au calcul des prestations de retraite des personnes nommées dans le tableau récapitulatif de la rémunération présenté à la page 45 correspond, dans l'ensemble, à la somme de leur salaire, de leurs primes et de la tranche de leur prime qu'elles ont choisi de toucher sous forme d'unités d'actions à dividende différé figurant dans ce tableau; tandis que la valeur liquidative globale maximale pouvant être versée à l'égard des unités de participation au bénéfice octroyées, qui est indiquée au tableau de la page 46, est comprise dans la rémunération moyenne des trois dernières années de service du membre du personnel pour l'année au cours de laquelle ces unités ont été octroyées. En date du 15 février 2007, le nombre d'années de service complétées auprès de Compagnie Pétrolière Impériale Ltée retenu aux fins du calcul des prestations de retraite était de 40 dans le cas de T.J. Hearn, de 26 dans le cas de P.A. Smith, de 37 dans le cas de R.F. Lipsett et de 30 dans le cas de J.F. Kyle. R.L. Broiles ne participe pas au régime de retraite de la société, mais il participe à celui d'Exxon Mobil Corporation. Aux termes de ce régime, R.L. Broiles compte 27 années de service et il touchera une rente en dollars américains. La rémunération retenue aux fins du calcul de ses prestations de retraite correspond généralement au salaire annuel et aux primes indiqués dans le tableau récapitulatif de la rémunération figurant à la page 45. Cette rémunération peut s'appliquer au tableau des prestations de retraite ci-dessus, mais les montants seraient en dollars américains et non pas en dollars canadiens. Valeur des prestations de retraite des hauts dirigeants(1)(2) Coût des services rendus en 2006 ($) Nom T. J. Heam P. A. Smith R. L. Broiles R. F. Lipsett J. F. Kyle 1) 2)

3) 4)

5)

(3)

593 000 144 100 – 144 200 91 900

Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre 2006 (4)

25 575 000 3 930 000 – 5 618 000 3 706 000

Prestation de retraite annuelle à 65 ans (5)

2 185 400 481 600 – 509 100 298 900

Années de Âge (au service 31 décembre 2006) décomptées 62 40 53 26 49 27 60 37 64 30

Âge normal de la retraite 65 65 65 65 65

Pour que les prestations de retraite figurant dans ces tableaux soient acquises, le dirigeant désigné doit être âgé de 55 ans. Dans le cas de T. J. Hearn, de R. F. Lipsett et de J. F. Kyle, la rente constituée à ce jour est déjà acquise. Les montants inscrits comprennent les prestations de retraite du régime de retraite enregistré de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et des régimes de retraite complémentaires, sauf dans le cas de R. L. Broiles, qui participe au régime de retraite et au régime de retraite complémentaire d’Exxon Mobil Corporation. En vertu du régime de retraite et du régime de retraite complémentaire d’Exxon Mobil Corporation, le coût des services rendus par R. L. Broiles en 2006 s’est élevé à 139 963 $ US, l’obligation au titre des prestations constituée au 31 décembre 2006 à l’égard de R. L. Broiles s’est élevée à 1 232 150 $ US et la rente de retraite annuelle à lui verser à 65 ans sera de 412 000 $ US. Le coût du service correspond à la valeur de la retraite prévue pour l’année civile 2006. Les montants inscrits sont conformes à l’information figurant à la note 6 des états financiers consolidés de 2006. L’obligation au titre des prestations constituées correspond à la valeur de la retraite prévue, acquises pour les services rendus au 31 décembre 2006. Cette obligation augmente avec l’âge et varie sensiblement selon le taux d’actualisation. Les montants inscrits sont conformes à l’information figurant dans la note 6 des états financiers consolidés de 2006. Les montants dans cette colonne sont fondés sur les niveaux de rémunération actuels et supposent que les années de service sont accumulées jusqu’à 65 ans pour chacun des hauts dirigeants désignés.

Rubrique 12.

Propriété des titres de certains propriétaires véritables et de membres de la direction, et questions connexes relatives aux actionnaires

En date du 15 février 2007, le seul actionnaire qui, à la connaissance de la direction de la société, était propriétaire véritable de plus de 5 % des actions ordinaires en circulation de la société ou exerçait un contrôle ou une emprise sur celles-ci était Exxon Mobil Corporation, 5959 Las Colinas Boulevard, Irving, Texas 75039-2298, propriétaire véritable de 661 175 328 actions ordinaires, ce qui correspond à 69,6 % des actions comportant droit de vote en circulation de la société. Il y a lieu de se reporter aux renseignements relatifs à la propriété des titres présentés sous les rubriques 10 et 11. En date du 15 février 2007, R. F. Lipsett était propriétaire de 4 163 actions ordinaires de la société et détenait des options visant l’acquisition de 75 000 actions ordinaires de la société, ainsi que 154 650 unités d’actions subalternes de la société. En date du 15 février 2006, J. F. Kyle était propriétaire de 12 215 actions ordinaires de la société et détenait des options visant l'acquisition de 57 000 actions ordinaires de la société, ainsi que 127 300 unités d'actions subalternes de la société. Les administrateurs et les hauts dirigeants de la société sont au nombre de 10. En tant que groupe, ils détiennent en propriété réelle 155 346 actions ordinaires de la société, soit environ 0,02 % du nombre total des actions en circulation de la société, et 72 937 actions d'Exxon Mobil Corporation. Ces renseignements ont été fournis par les administrateurs et les hauts dirigeants eux-mêmes, car la société n'en a pas connaissance. En date du 15 février 2007, les administrateurs et les

50

hauts dirigeants de la société détenaient, en tant que groupe, des options visant l'acquisition de 372 000 actions ordinaires de la société, ainsi que des unités d'actions subalternes visant l'acquisition de 1 196 225 actions ordinaires de la société.

Renseignements concernant les régimes de rémunération en actions Le tableau suivant fournit des renseignements sur les actions ordinaires de la société qui peuvent être émises à la fin de 2006 aux termes des régimes de rémunération de la société. Catégorie du régime

Nombre d’actions devant Prix moyen pondéré de levée être émis à la levée des options ou d’exercice des d’options ou à l’exercice de bons de souscription et des bons de souscription et de droits en circulation (3 droits en circulation ($) (a)

(b)

Nombre d’actions disponibles aux fins d’émissions futures aux termes des régimes de rémunération en actions (à l’exception des titres indiqués à la colonne (a)) (3)

(c)

Régimes de rémunération en actions approuvés par les (1) porteurs de titres

5 527 665

15,50

0

Régimes de rémunération en actions qui ne sont pas approuvés par les (2) porteurs de titres

6 236 404

–

4 263 596

11 764 069

15,50

4 263 596

Total 1) 2) 3)

Il s'agit d'un régime d'options d'achat d'actions décrit à la page 48. Il s'agit du régime d'unités d'actions subalternes décrit aux pages 48 et 49. Le nombre de titres réservés aux fins du régime d'options d’achat d’actions correspond au triple du nombre d’options d'achat d'actions attribuées avant la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006 qui étaient toujours en circulation. Le nombre de titres réservés aux fins du régime d’unités d’actions subalternes correspond au total des titres réservés aux fins des unités d’actions subalternes émises en 2006 après la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006 et du triple du nombre de titres réservés aux fins des unités d’actions subalternes émises avant la division des actions qui étaient toujours en circulation. Le prix d’exercice moyen pondéré des options d’achat d’actions en cours de 15,50 $ a été établi après la division des actions.

Rubrique 13.

Certains liens et opérations connexes

Le 23 juin 2005, la société a lancé un autre programme de rachat d'actions dans le cours normal des activités. Aux termes de ce programme d'une durée de 12 mois, elle a racheté 50 251 542 de ses actions en circulation entre le 23 juin 2005 et le 22 juin 2006. Le 23 juin 2006, la société a lancé un autre programme de rachat d'actions dans le cours normal des activités. En vertu de ce programme dont la durée est également de 12 mois, la société peut racheter jusqu'à 48 772 466 de ses actions en circulation, moins les actions achetées pour le compte du régime d'épargne des employés et du régime de retraite de la société. Exxon Mobil Corporation y a participé en vendant des actions de manière à maintenir sa participation dans la société à 69,6 %. En 2006, ces rachats ont coûté 1 817 millions de dollars, dont 1 247 millions de dollars ont été versés à ExxonMobil Corporation. En 2003, la société a emprunté 818 millions de dollars auprès d’une société membre du groupe d'Exxon Mobil Corporation aux termes de deux conventions de prêt à long terme portant intérêt à des taux correspondant aux taux du marché canadien. Les intérêts versés sur ces prêts en 2006 se sont élevés à 34 millions de dollars. Le taux d'intérêt réel moyen sur ces prêts s'est établi à 4,2 % en 2006. Les montants des achats et des ventes réalisés par la société et ses filiales dans le cadre d'autres opérations conclues avec Exxon Mobil Corporation et des membres de son groupe en 2006 se sont établis à 4 292 millions de dollars et à 1 948 million de dollars, respectivement. Ces opérations, conclues à des conditions aussi favorables qu'elles l'auraient été avec des parties non reliées, visaient principalement la vente et l'achat de pétrole brut, de produits pétroliers et de produits chimiques, ainsi que la prestation de services techniques, d'ingénierie et de transport. Le montant des opérations avec Exxon Mobil Corporation comprenait aussi les montants payés et touchés en rapport avec la participation de la société à des activités menées conjointement dans le secteur des ressources naturelles au Canada. La société a conclu des conventions avec des membres du groupe d’Exxon Mobil Corporation portant sur la prestation, à la société, de services de soutien informatique et de services à la clientèle et sur la mise en commun de services de soutien en matière de gestion et d'exploitation qui permettent aux entreprises de regrouper certaines de leurs activités et certains de leurs systèmes de même nature. En 2005, la société et un membre du groupe d’Exxon Mobil Corporation au Canada ont convenu d’exploiter leurs entreprises de production respectives dans l’Ouest canadien comme une seule. Aux termes de ce regroupement, la société exploitera tous les biens situés dans l’Ouest canadien. Il n’est survenu aucun changement à la propriété des actifs.

51

Rubrique 14.

Principaux honoraires et services comptables

Honoraires de vérification Le montant total des honoraires versés aux vérificateurs de la société pour les services professionnels de vérification des états financiers de la société et les autres services qu'ils ont fournis relativement aux exercices terminés les 31 décembre 2006 et 2005, s’établissent comme suit : (En milliers de dollars) Honoraires pour les services de vérification…………... .. Honoraires pour les services liés à la vérification…….. .. Honoraires pour les services de fiscalité………………. .. Tous les autres honoraires……………………………... ... Total des honoraires…………………………….……….....

2006 1 117 62 815 néant 1 994

2005 1 117 64 770 néant 1 951

Les honoraires pour les services de vérification sont versés notamment pour la vérification des états financiers annuels de la société, la vérification du rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière et l’examen des états financiers des trois premiers trimestres de 2006. Les honoraires pour les services liés à la vérification sont versés relativement à d’autres services d’attestation, notamment la vérification du régime de retraite de la société et la vérification de l'état des redevances des entités productrices de pétrole et de gaz. Les honoraires pour les services de fiscalité sont versés principalement pour les services de fiscalité fournis à l'égard des membres du personnel détachés. La société n’a pas fait appel aux vérificateurs pour d’autres services. Le comité de vérification recommande la nomination des vérificateurs externes par les actionnaires, fixe leur rémunération et supervise leur travail. Le comité de vérification approuve le programme de vérification proposé par les vérificateurs externes pour l’exercice en cours, en évalue les résultats après la fin de la période visée par ce programme et approuve préalablement tous les services autres que de vérification devant être fournis par les vérificateurs externes, après avoir tenu compte de l'incidence de ces services sur leur indépendance. Tous les services fournis à la société par les vérificateurs ont été approuvés par le comité de vérification.

PARTIE IV Rubrique 15.

Pièces et annexes aux états financiers

Il y a lieu de se reporter à l’index des états financiers présenté à la page F-1 du présent rapport. Les pièces suivantes (numérotées conformément à l’article 601 du règlement S-K) sont déposées dans le cadre du présent rapport : 3)

4)

i)

Certificat et statuts constitutifs mis à jour de la société (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 3.1) du o formulaire 8-Q de la société déposé le 3 mai 2006 (n de dossier : 0-12014)).

ii)

Règlements de la société (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 3(ii) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2003 (no de dossier : 0-12014)).

La dette à long terme de la société, autorisée en vertu de tout acte, ne dépasse pas 10 % de son actif consolidé. La société a convenu de fournir à la Commission, à sa demande, un exemplaire de tout pareil acte.

10) ii)

1)

Convention intitulée Alberta Crown Agreement, en date du 4 février 1975, concernant la participation de la province d’Alberta dans Syncrude (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 13a) de la déclaration d’enregistrement de la société sur formulaire S-1, déposée auprès de la Securities and Exchange Commission le 21 août 1979 (no de dossier : 2-65290)).

2)

Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, en date du 1 janvier 1983 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)2) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1983 (no de dossier : 2-9259)).

3)

Convention intitulée Syncrude Ownership and Management Agreement, en date du 4 février 1975 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 13b) de la déclaration d’enregistrement de la société sur o formulaire S-1, déposée auprès de la Securities and Exchange Commission le 21 août 1979 (n de dossier : 2-65290)).

er

52

4)

Lettre d’accord, en date du 8 février 1982, entre le gouvernement du Canada et Esso Ressources Canada Limitée, modifiant l’annexe C de la convention intitulée Syncrude Ownership and Management Agreement déposée comme pièce 10ii)2) (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 20 du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1981 (no de dossier : 2-9259)).

5)

Convention intitulée Norman Wells Pipeline Agreement, en date du 1er janvier 1980, concernant l’exploitation, les droits et le financement du réseau de pipelines à partir du gisement Norman Wells (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10a)3) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K o pour l’exercice terminé le 31 décembre 1981 (n de dossier : 2-9259)).

6) Convention de modification intitulée Norman Wells Pipeline Amending Agreement, en date du 1er avril 1982 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)5) du rapport annuel de la société sur o formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1982 (n de dossier : 2-9259)). 7)

Lettre d’accord clarifiant certaines dispositions de la convention intitulée Norman Wells Pipeline Agreement, en date du 29 août 1983 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)7) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1983 (no de dossier : 2-9259)).

8)

Convention de modification intitulée Norman Wells Pipeline Amending Agreement, intervenue en date du 1er février 1985, relativement à certaines modifications exigées par l’Office national de l’énergie (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)8) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1986 (no de dossier : 0-12014)).

9)

Convention intitulée Norman Wells Pipeline Amending Agreement, intervenue en date du 1er avril 1985, relativement à la définition de l’expression « année d’exploitation » (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)9) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1986 (no de dossier : 0-12014)).

10) Convention intitulée Norman Wells Expansion Agreement, en date du 6 octobre 1983, concernant le prix et les redevances payables à l’égard de la production de pétrole brut de Norman Wells (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)8) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice o terminé le 31 décembre 1983 (n de dossier : 2-9259)). 11) Convention intitulée Alberta Cold Lake Crown Agreement, en date du 25 juin 1984, concernant les redevances à payer et les assurances données relativement au projet de production Cold Lake (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)11) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour o l’exercice terminé le 31 décembre 1986 (n de dossier : 0-12014)). 12) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, en date du 1er janvier 1986 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)12) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice o terminé le 31 décembre 1987 (n de dossier : 0-12014)). 13) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, en date du 25 novembre 1987 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)13) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1987 (no de dossier : 0-12014)). 14) Modification intitulée Amendment to Syncrude Ownership and Management Agreement, en date du 10 mars 1982 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)14) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1989 (no de dossier : 0-12014)). 15) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, en date du 1er août 1991 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)15) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1991 (no de dossier : 0-12014)). 16) Convention intitulée Norman Wells Settlement Agreement, en date du 31 juillet 1996 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)16) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice o terminé le 31 décembre 1996 (n de dossier : 0-12014)). 17) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, en date du 1er janvier 1997 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)17) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice o terminé le 31 décembre 1996 (n de dossier : 0-12014)).

53

18) Convention de modification intitulée Norman Wells Pipeline Amending Agreement, en date du 12 décembre 1997 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)18) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1998 (no de dossier : 0-12014)). 19) Convention de modification intitulée Norman Wells Pipeline 1999 Amending Agreement, en date du er 1 mai 1999 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)19) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1999 (no de dossier : 0-12014)). 20) Convention intitulée Alberta Cold Lake Transition Agreement, prenant effet le 1er janvier 2000, relativement aux redevances à payer à l’égard du projet de production Cold Lake et mettant fin à la convention intitulée Alberta Cold Lake Crown Agreement (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)20) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 2001 (no de dossier : 0-12014)). 21) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, prenant effet le 1er janvier 2001 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)21) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (no de dossier : 0-12014)). 22) Modification intitulée Amendment to Syncrude Ownership and Management Agreement, prenant effet le 1er janvier 2001 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)22) du rapport trimestriel de la société o sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (n de dossier : 0-12014)). 23) Modification intitulée Amendment to Syncrude Ownership and Management Agreement, prenant effet le 16 septembre 1994 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)23) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (no de dossier : 0-12014)). 24) Modification intitulée Amendment to Alberta Crown Agreement, prenant effet le 29 novembre 1995 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)24) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (no de dossier : 0-12014)). iii)

A)

1)

Modèle de lettre ayant trait au revenu de retraite supplémentaire (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10c)3) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le o 31 décembre 1980 (n de dossier : 2-9259)).

2)

Régime d’unités d’actions d’intéressement et unités d’actions d’intéressement accordées en 2001, intégrés aux présentes par renvoi à la pièce10iii)A)2) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 2001. Les unités accordées en 2000 sont intégrées aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)2) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé o le 31 décembre 2000 (n de dossier : 0-12014); les unités accordées en 1999 sont intégrées aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)3) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour o l’exercice terminé le 31 décembre 1999 (n de dossier : 0-12014); les unités accordées en 1998 sont intégrées aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)3) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1998 (no de dossier : 0-12014); les unités accordées en 1997 sont intégrées aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)3) du rapport annuel de la o société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1997 (n de dossier : 0-12014).

3)

Régime d'unités d’actions à dividende différé (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)5) du o rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1998 (n de dossier : 0-12014)).

4)

Régime d'unités d’actions à dividende différé à l’intention des administrateurs non-salariés (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)6) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1998 (no de dossier : 0-12014)).

5)

Modèle des unités de participation au bénéfice (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)5) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 2003 (n° de dossier : 0-12014)) et régime d'unités de participation au bénéfice (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)5) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le o 31 décembre 2002 (n de dossier : 0-12014)).

6)

Régime d’options d’achat d’actions d'intéressement et options d’achat d’actions d’intéressement octroyées en 2002 (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)6) du rapport trimestriel de la o société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (n de dossier : 0-12014)).

54

7)

Régime d’unités d’actions subalternes et unités d’actions subalternes octroyées en 2002 (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)7) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 2002 (n° de dossier : 0-12014)).

8)

Régime d’unités d’actions subalternes et unités d’actions subalternes octroyées en 2003 (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 10iii)A)8) du rapport annuel de la société sur formulaire 10-K pour o l’exercice terminé le 31 décembre 2003 (n de dossier : 0-12014)).

9)

Régime d’unités d’actions subalternes et formulaire général pour les unités d’actions subalternes, avec les modifications prenant effet le 31 décembre 2004 (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 99.1 du formulaire 8-K de la société daté du 31 décembre 2004 (n° de dossier : 0-12014)).

10) Version modifiée du régime d’unités d’actions subalternes à l’égard des unités d’actions subalternes octroyées en 2002, dans sa version modifiée du 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10III)A)1) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006 (n° de dossier : 0-12014)). 11) Version modifiée du régime d’unités d’actions subalternes à l’égard des unités d’actions subalternes octroyées en 2003, dans sa version modifiée du 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10III)A)2) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006 (n° de dossier : 0-12014)). 12) Version modifiée du régime d’unités d’actions subalternes à l’égard des unités d’actions subalternes octroyées en 2004 et en 2005, dans sa version modifiée du 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10III)A)3) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006 (n° de dossier : 0-12014)). 13) Version modifiée du régime d’unités d’actions subalternes à l’égard des unités d’actions subalternes octroyées en 2006 et au cours des années ultérieures, dans sa version modifiée du 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10III)A)4) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 septembre 2006 (n° de dossier : 0-12014)). 14) Version modifiée du régime d’unités d’actions subalternes à l’égard des unités d’actions subalternes octroyées en 2002, dans sa version modifiée du 1er février 2007 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.1 du formulaire 8-K déposé le 2 février 2007 (n° de dossier : 0-12014)). 21) Pétrolière Impériale Ressources Ltée, Pétrolière McColl-Frontenac Inc., Imperial Oil Resources N.W.T. Limited et Imperial Oil Resources Ventures Limited, toutes constituées au Canada, sont des filiales en propriété exclusive de la société. Les dénominations de toutes les autres filiales de la société sont omises, parce que, considérées globalement comme une seule filiale, elles ne constituaient pas une filiale importante en date du 31 décembre 2006. 23) (ii) A)

Consentement du cabinet d’experts-comptables indépendant inscrit (PricewaterhouseCoopers s.r.l.)

31.1)

Attestation du principal haut dirigeant relative au rapport financier périodique conformément à la règle 13a-14a).

31.2)

Attestation du chef des services financiers relative au rapport financier périodique conformément à la règle 13a-14a).

32.1)

Attestation du chef de la direction relative au rapport financier périodique conformément à la règle 13a-14b) et l’article 1350 du titre 18 du United States Code.

32.2)

Attestation du chef des services financiers relative au rapport financier périodique conformément à la règle 13a-14b) et l’article 1350 du titre 18 du United States Code.

Moyennant le paiement des frais de traitement et d’envoi, l’actionnaire peut obtenir des copies de ces pièces sur demande écrite adressée au directeur des Relations avec les investisseurs, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, 237 Fourth Avenue S.W., Calgary (Alberta) Canada T2P 3M9.

55

ATTESTATION Conformément aux exigences de l'article 13 ou 15(d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934, la personne inscrite a dûment fait signer en son nom le présent rapport, le 27 février 2007, par le soussigné dûment autorisé à le faire.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (signé) T.J. Hearn (Timothy J. Hearn, président du conseil, président et chef de la direction)

Conformément aux exigences de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934, le présent rapport a été signé ci-dessous le 27 février 2007 par les personnes suivantes au nom de la personne inscrite et en leurs qualités respectives indiquées en regard de leur nom.

Signature

Titre

(signé) T.J. Hearn (Timothy J. Hearn)

Président du conseil, président, chef de la direction et administrateur (principal haut dirigeant)

(signé) Paul A. Smith (Paul A. Smith)

Contrôleur, vice-président principal, Finances et administration, et administrateur (chef des services comptables et chef des services financiers)

(signé) R.L. Broiles (Randy L. Broiles)

Administrateur

(signé) J.M. Mintz (J.M. Mintz)

Administrateur

(signé) Roger Phillips (Roger Phillips)

Administrateur

(signé) James F. Shepard (James F. Shepard)

Administrateur

(signé) Sheelagh D. Whittaker (Sheelagh D. Whittaker)

Administratrice

(signé) V. L. Young (Victor L. Young)

Administrateur

56

INDEX DES ÉTATS FINANCIERS Pages dans ce rapport Rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière Rapport du cabinet d’expertise comptable inscrit indépendant États financiers : État consolidé des résultats des exercices 2004, 2005 et 2006 État consolidé des flux de trésorerie des exercices 2004, 2005 et 2006 Bilan consolidé aux 31 décembre 2005 et 2006 État consolidé des capitaux propres aux 31 décembre 2004, 2005 et 2006 Notes afférentes aux états financiers consolidés

F-1

F-2 F-2 F-4 F-5 F-6 F-7 F-8 – F-27

RAPPORT DE LA DIRECTION SUR LE CONTRÔLE INTERNE À L'ÉGARD DE L'INFORMATION FINANCIÈRE La direction, y compris le chef de la direction, l’agent comptable principal et agent financier principal de la société, est responsable de la mise en place et du maintien d’un contrôle interne adéquat à l’égard de l’information financière de la société. 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 2006. L’évaluation par la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2006 a été vérifiée par PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l., cabinet d’expertise comptable inscrit indépendant, comme l’atteste son rapport inclus dans les présentes.

(signé) T.J. Hearn T.J. Hearn Président du conseil, président et chef de la direction

(signé) Paul. A. Smith P.A. Smith Contrôleur, vice-président principal, Finances et administration (agent comptable principal et agent financier principal)

RAPPORT DU CABINET D'EXPERTISE COMPTABLE INSCRIT INDÉPENDANT Aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Nous avons procédé à une vérification intégrée des états financiers consolidés de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de son contrôle interne à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2006, conformément aux normes du Public Company Accounting Oversight Board (États-Unis). Notre opinion, fondée sur nos vérifications, est présentée ci-après. États financiers consolidés À notre avis, les états financiers ci-joints inclus dans le formulaire 10-K 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 2006 et 2005, ainsi que des résultats de leur exploitation et de leurs flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2006, selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis. La responsabilité de ces états financiers incombe à la direction de la société. 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 une base raisonnable à l’expression de notre opinion. Contrôle interne à l’égard de l’information financière À notre avis, l’appréciation de la direction, présentée dans le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière, portant sur le maintien par la société d’un contrôle interne efficace de l’information financière au 31 décembre 2006, selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework et 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 société a maintenu, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2006, selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework et publié par le « COSO ». La responsabilité du maintien d’un contrôle efficace de l’information financière et de l’appréciation de l’efficacité du contrôle interne de l’information financière incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur l’évaluation de la direction et sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la société en nous fondant sur notre vérification. Notre vérification du contrôle interne de

F-2

l’information financière a été effectuée 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 qu’un contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière était maintenu, à tous les égards importants. Une vérification du contrôle interne à l’égard de l’information financière comprend l’acquisition d’une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, l’évaluation de l’appréciation qu’en a faite la direction, la mise en œuvre de tests et l’évaluation de l’efficacité de la conception et du fonctionnement du contrôle interne ainsi que la mise en œuvre d’autres procédés que nous jugeons nécessaire dans les circonstances. Nous estimons que notre vérification constitue une base raisonnable à l’expression de notre opinion. Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’une société est le processus visant à fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers destinés à un usage externe ont été établis conformément aux principes comptables généralement reconnus. Le contrôle interne d’une société à l’égard de l’information financière s’entend des politiques et procédures qui : i) concernent la tenue de comptes suffisamment détaillés qui donnent une image fidèle des opérations et des cessions d’actifs de la société; ii) fournissent une assurance raisonnable que les opérations sont enregistrées comme il se doit pour établir des états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et décaissements de la société ne sont faits qu’avec l’autorisation de la direction et des administrateurs de la société; et iii) fournissent une assurance raisonnable que toute acquisition, utilisation ou cession non autorisées des actifs de la société qui pourraient avoir une incidence importante sur les états financiers sont soit interdites, soit détectées à temps. En raison de ses limites inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information financière ne permette pas de prévenir ou de détecter certaines inexactitudes. De plus, toute projection d’une évaluation de son efficacité sur des périodes futures est exposée au risque que les contrôles deviennent inadéquats en raison de changements de situation ou d’une détérioration du niveau de respect des politiques ou des procédures.

(signé) « PRICEWATERHOUSECOOPERS S.R.L./S.E.N.C.R.L. » Comptables agréés Calgary (Alberta) Canada Le 27 février 2007

F-3

État consolidé des résultats

en millions de dollars canadiens Exercices terminés les 31 décembre Produits et autres revenus Produits d’exploitation a) b) c) Revenus de placement et d’autres sources (note 10) d) Total des produits et autres revenus

2006

2005

2004

24 505 283 24 788

27 797 417 28 214

22 408 52 22 460

Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits b) e) Production et fabrication f) Frais de vente et frais généraux Taxe d’accise fédérale a) Amortissement et épuisement Frais de financement (note 14) g) Total des charges

32 13 793 3 446 1 284 1 274 831 28 20 688

43 17 168 3 327 1 577 1 278 895 8 24 296

59 13 094 2 820 1 281 1 264 908 7 19 433

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices

4 100

3 918

3 027

Impôts sur les bénéfices (note 5)

1 056

1 318

975

Bénéfice net

3 044

2 600

2 052

3,12 3,11 0,32

2,54 2,53 0,31

1,92 1,91 0,29

Données par action (en dollars canadiens) Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base (note 12) Bénéfice net par action ordinaire – résultat dilué (note 12) Dividendes a) b)

c) d) e) f) g)

Les produits d’exploitation comprennent la taxe d’accise fédérale de 1 274 M$ (1 278 M$ en 2005; 1 264 M$ en 2004). Montants compris dans les produits d’exploitation 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 et sont sans effet sur le bénéfice net) : néant (4 894 M$ en 2005; 3 584 M$ en 2004), (note 1). Les produits d’exploitation comprennent des sommes remboursables par les apparentés de 1 927 M$ (1 325 M$ en 2005; 1 142 M$ en 2004), (note 15). Les revenus de placement et d’autres sources comprennent des sommes remboursables par les apparentés de 31 M$ (24 M$ en 2005, 23 M$ en 2004), (note 15). Les achats de pétrole brut et de produits comprennent des sommes remboursables par les apparentés de 4 119 M$ (3 650 M$ en 2005; 3 169 M$ en 2004), (note 15). Les frais de production et de fabrication comprennent des sommes remboursables aux apparentés de 219 M$ (175 M$ en 2005; 43 M$ en 2004), (note 15). Les frais de financement comprennent des sommes remboursables aux apparentés de 33 M$ (22 M$ en 2005; 20 M$ en 2004), (note 15).

L’information qui se trouve aux pages F-8 à F-29 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-4

État consolidé des flux de trésorerie

en millions de dollars canadiens Rentrées (sorties) de fonds Exercices terminés les 31 décembre Activités d’exploitation Bénéfice net Ajustements au titre des éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement (Gain) perte à la vente d’actifs, après impôts Charge d’impôts futurs 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 éléments, montant net a) Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Activités d’investissement Ajouts aux immobilisations corporelles et actifs incorporels Produit de la vente d’actifs Prêts à une société satellite Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement Activités de financement Dette à court terme, montant net Remboursement sur 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 la trésorerie Trésorerie au début de l’exercice Trésorerie à la fin de l’exercice b) a) b)

2006

2005

2004

3 044

2 600

2 052

831 (96) 254

895 (233) (116)

908 (32) (90)

203 (97) (225) (86) (241) 3 587

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

(311) (32) 462 308 47 3 312

(1 177) 212 (965)

(1 432) 440 (992)

(1 376) 102 (32) (1 306)

72 (74)

18 (21)

9 (8)

10 (1 818) (315)

38 (1 795) (317)

13 (872) (317)

(2 125)

(2 077)

(1 175)

497 1 661 2 158

382 1 279 1 661

831 448 1 279

Comprend une cotisation aux régimes enregistrés de retraite de 395 M$ (350 M$ en 2005; 114 M$ en 2004). La trésorerie comprend les fonds en banques et les équivalents de trésorerie au coût. Les équivalents de trésorerie sont des titres très liquides échéant au plus trois mois suivant la date de leur achat.

L’information qui se trouve aux pages F-8 à F-29 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-5

Bilan consolidé

en millions de dollars canadiens 31 décembre Actif Actif à court terme Trésorerie Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives Stocks de pétrole brut et de produits (note 13) Matières, fournitures et charges payées d’avance Actifs d’impôts futurs (note 5) Total de l’actif à court terme Placements et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles, déduction faite de l’amortissement et de l’épuisement (note 3) Écart d’acquisition (note 3) Autres actifs incorporels, montant net Total de l’actif (note 3)

2006

2005

2 158

1 661

1 871 556 151 573 5 309 104

2 073 481 130 654 4 999 94

10 457 204 67 16 141

10 132 204 153 15 582

Passif Passif à court terme Dette à court terme Comptes créditeurs et charges à payer a) Impôts sur les bénéfices à payer Partie à court terme de la dette à long terme b) Total du passif à court terme Dette à long terme (note 4) c) Autres obligations à long terme (note 7) Passifs d’impôts futurs (note 5) Engagements et passifs éventuels (note 11) Total du passif

171 3 080 1 190 907 5 348 359 1 683 1 345

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

8 735

8 949

Capitaux propres Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 12) d) Bénéfices non répartis Cumul des autres éléments du résultat étendu Total des capitaux propres

1 677 6 462 (733) 7 406

1 747 5 466 (580) 6 633

Total du passif et des capitaux propres a) b) c) d)

16 141

15 582

Les comptes créditeurs et les charges à payer comprennent des montants dus à des apparentés de 151 M$ (224 M$ en 2005), (note 15). La partie à court terme de la dette à long terme comprend des montants dus à des apparentés de 500 M$ (néant en 2005), (note 4). La dette à long terme comprend des montants dus à des apparentés de 318 M$ (818 M$ en 2005), (note 4). Le nombre d’actions ordinaires en circulation était de 953 millions (998 millions en 2005), (note 12).

L’information qui se trouve aux pages F-8 à F-29 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

Approuvé par le Conseil Le président du Conseil, président et chef de la direction,

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

(signé) T.J. Hearn

(signé) Paul A. Smith

F-6

État consolidé des capitaux propres

en millions de dollars canadiens 31 décembre Actions ordinaires à la valeur attribuée (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 Cumul des autres éléments du résultat étendu Au début de l’exercice Ajustement du passif minimal au titre des régimes de retraite (note 6) Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite (note 6) À la fin de l’exercice Capitaux propres à la fin de l’exercice Résultat étendu de l’exercice Bénéfice net de l’exercice Autres éléments du résultat étendu Ajustement du passif minimal au titre des régimes de retraite Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite Total du résultat étendu pour l’exercice

2006

2005

2004

1 747

1 801

1 859

10 (80) 1 677

38 (92) 1 747

13 (71) 1 801

5 466 3 044 (1 737) (311) 6 462

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

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

(580)

(368)

(266)

580

(212)

(102)

(733) (733)

(580)

(368)

7 406

6 633

6 322

3 044

2 600

2 052

580 (733) 2 891

(212) 2 388

(102) 1 950

L’information qui se trouve aux pages F-8 à F-29 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-7

Notes afférentes aux états financiers consolidés 1.

Principales conventions comptables La société exerce ses principales 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 société 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. Les états financiers contiennent certaines estimations qui reflètent le meilleur jugement de la direction. Certains postes ont été reclassés selon la présentation de 2006. 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 société 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 société dans ces activités, dont sa participation de 25 % dans la coentreprise Syncrude et de 9 % dans le projet énergétique extracôtier Sable. Stocks Les stocks sont comptabilisés au coût ou à la valeur de réalisation nette, si celle-ci est inférieure. 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 autres charges, y compris l’amortissement, engagées 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. Placements Les principales participations dans d’autres sociétés que des filiales sont comptabilisées à la valeur de consolidation. Ces participations sont comptabilisées au coût d’origine majoré de la quote-part de l’Impériale du bénéfice depuis l’acquisition de la participation, déduction faite des dividendes touchés. La quote-part de l’Impériale du bénéfice après impôts de ces sociétés est portée au poste « 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 placements 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 société. Les autres parties qui détiennent une participation dans ces sociétés partagent les risques et les avantages en proportion du pourcentage de leur participation. La société n’investit pas dans ces entreprises dans le but de soustraire des passifs de son bilan. Immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût. Les crédits d’impôt à l’investissement et autres subventions similaires sont portés en diminution du coût capitalisé de l’actif auquel ils s’appliquent. Pour ses activités d’exploration et de mise en valeur, la société suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement, et certains frais d’exploration et de forage d’exploration improductifs sont passés en charges à mesure qu’ils sont engagés. La société comptabilise comme un actif le coût d’un forage d’exploration si a) le forage révèle la présence de réserves suffisantes pour justifier la complétion d’un puits de production et si b) la société réalise des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et sur le plan de la viabilité économique et opérationnelle du projet. Les coûts des puits d’exploration ne répondant pas à ces critères sont passés en charges. Les coûts des puits producteurs et des puits secs de mise en valeur sont capitalisés et amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel au rendement de chaque gisement. La société 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 aux travaux de gros entretien prévus, sont passés en charges au moment où ils sont engagés. Les améliorations qui prolongent la durée de vie utile d’un bien ou en accroissent le rendement sont capitalisées. F-8

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 la collecte, le traitement, le traitement préliminaire et le stockage sur place. La fonction de production prend normalement fin 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 société ainsi que le matériel et les installations connexes. Ils sont intégrés dans le coût du pétrole et du gaz produits. Ces coûts, parfois appelés frais d’extraction, comprennent les coûts de la 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 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 biens producteurs 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 immobilisations en cours ne sont pas amorties. Les coûts d’acquisition des biens prouvés sont amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel au rendement, calculés à partir des réserves prouvées totales de pétrole et de gaz. L’amortissement proportionnel au rendement s’applique aux puits et aux immobilisations corporelles liés aux biens producteurs épuisables, les taux d’amortissement étant fondés sur les réserves prouvées de pétrole et de gaz 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 biens pétroliers et gaziers prouvés détenus et exploités par la société 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 société évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des biens 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 aux fins d’évaluation des investissements. En général, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S’il y a des réserves probables, un montant ajusté en fonction 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. La dépréciation correspond à l’excédent de la valeur comptable sur la juste valeur. Les coûts d’acquisition au titre de l’exploitation des sables pétrolifères a) de la société sont capitalisés quand ils sont engagés. Les frais d’exploration des sables pétrolifères sont passés en charges au fur et à mesure qu’ils sont engagés. La capitalisation des frais de mise en valeur d’un projet débute en l’absence de toute incertitude majeure qui empêcherait la direction de prendre un engagement financier important sur une période raisonnable. La société passe en charges les frais de découverture au cours de la phase de production au fur et à mesure qu’ils sont engagés. L’amortissement des actifs de sables pétrolifères commence au moment où la production devient régulière. Les immobilisations en cours ne sont pas amorties. 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. Les investissements dans les réseaux miniers et réseaux de transport sont généralement amortis selon la méthode linéaire sur 15 ans. Les actifs de sables pétrolifères détenus et exploités par la société font l’objet d’un test de dépréciation quand un fait ou un changement de situation indique que leur valeur comptable n’est pas recouvrable. Le test de dépréciation des actifs de sables pétrolifères se fonde sur l’évaluation des flux de trésorerie non actualisés par rapport à la valeur comptable. Les gains et les pertes à la vente d’actifs sont inscrits au poste « Revenus de placement et d’autres sources », à l’état consolidé des résultats. a) Les sables pétrolifères forment une matière semi-solide constituée de bitume, de sable, d’eau et d’argile, dont l’extraction se fait par des méthodes d’exploitation à ciel ouvert. Actuellement, le volume de production et les réserves de sables pétrolifères de la société correspondent à sa quote-part du volume de production et des réserves de la coentreprise Syncrude. Capitalisation des intérêts Les intérêts sur les grands projets d’investissement en cours de construction sont capitalisés dans les immobilisations corporelles. La phase de construction du projet commence avec la conception technique détaillée et s’achève quand l’immobilisation corporelle en question est prête à remplir sa vocation.

F-9

Écart d’acquisition et autres actifs incorporels L’écart d’acquisition n’est pas amorti, mais est soumis à un test de dépréciation au moins une fois l’an si des faits ou des circonstances indiquent que l’actif pourrait avoir subi une perte de valeur. 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 », à 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 d’assainissement des sols et 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. Ces obligations deviennent généralement fermes quand les installations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligations peuvent comprendre les frais de sortie d’actifs et des travaux supplémentaires d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois une durée de vie indéterminée basée sur les plans de poursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut pas être mesurée, car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée au titre des passifs environnementaux liés à ces immobilisations lorsqu’il est probable que des obligations ont été contractées et que le montant peut raisonnablement en être 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 établis 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 devises 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 la trésorerie, 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 société se fonde sur les cours d’émissions semblables ou comparables, ou sur les taux actuellement consentis à la société sur une dette ayant la même durée jusqu’à l’échéance. La juste valeur des autres instruments financiers détenus par la société, qui consistent essentiellement en créances 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 société n’a pas recours à des structures de financement visant à modifier les résultats comptables ou à soustraire des dettes du bilan. La société n’a pas recours à des dérivés pour spéculer sur l’évolution du prix des marchandises ou du cours du change. Elle ne vend à terme aucune partie de sa production, de quelque secteur d’activité que ce soit. 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 société 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 portés au poste « Achats de pétrole brut et de produits », à l’état consolidé des résultats. Les frais de livraison du point d’entreposage final au client sont comptabilisés à titre de charge de commercialisation au poste « Frais de vente et frais généraux ». er Le 1 janvier 2006, la société a adopté le consensus de l’Emerging Issues Task Force (« EITF ») à propos du bulletin o n 04-13, Accounting for Purchases and Sales of Inventory with the Same Counterparty. L’EITF a conclu que les opérations d’achat et de vente de marchandises auprès de la même contrepartie conclues en prévision l’une de l’autre F-10

doivent être combinées et comptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable de l’élément vendu. Au cours des exercices antérieurs, la société comptabilisait certains achats et certaines ventes de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et chimiques conclus simultanément auprès de la même contrepartie dans les produits et les achats. Le consensus atteint par l’EITF fait 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 sont touchés par cette modification, mais tout particulièrement celui des produits pétroliers. Rémunération à base d’actions Le 1er janvier 2006, la société a adopté la version révisée du Statement of Financial Accounting Standards No. 123 (le « SFAS 123R »), Shared-based Payments du Financial Accounting Standards Board (« FASB »). En vertu du SFAS 123R, les charges de rémunération liées aux paiements à base d’actions à l’intention des salariés doivent être constatées à l’état des résultats sur la période de service en question. La charge de rémunération doit être établie à partir de la juste valeur des instruments émis à la date de leur attribution. En outre, la mesure des attributions fondées sur le coût du passif sera révisée à chaque période de déclaration jusqu’à leur règlement. Le SFAS 123R entre en vigueur pour les attributions effectuées ou modifiées après la date de son adoption et pour les attributions effectuées avant cette date qui n’ont pas été acquises. En 2003, la société a adopté une politique de passation en charges des paiements à base d’actions conforme aux dispositions du SFAS 123R. Toutes les options sur actions attribuées lors des exercices antérieurs qui étaient en cours ont été acquises. Par conséquent, l’adoption du SFAS 123R modifiera peu les pratiques comptables existantes de la société et le montant constaté au titre de la rémunération à base d’actions dans les résultats. La rémunération à base d’actions liée aux régimes à base d’actions est comptabilisée dans le poste « Frais de vente et frais généraux » à l’état consolidé des résultats. La société a comptabilisé les attributions d’actions subalternes antérieures à 2006 dans la charge de rémunération selon la méthode nominale de la période d’acquisition des droits. Selon cette méthode, la juste valeur des attributions est inscrite dans la charge de rémunération et amortie sur la durée d’acquisition des droits de chaque attribution. La mesure de cette juste valeur est reprise chaque période de déclaration jusqu’au règlement. Dans le cas des attributions postérieures à l’adoption du SFAS 123R par la société, la charge de rémunération est comptabilisée selon la méthode non substantielle de période d’acquisition des droits. Selon cette méthode, la valeur des attributions inscrite dans la charge de rémunération est amortie sur a) la période d’acquisition de chaque attribution ou b) la période restante avant que le salarié soit un retraité admissible, si cette période est plus courte. Dans les deux cas, la valeur non amortie des attributions aux salariés qui prennent leur retraite avant la fin de la période d’amortissement prévue est passée en charges. L’incidence sur la société du passage à la méthode non substantielle de période d’acquisition des droits est peu importante. Comme l’autorise le Statement of Financial Accounting Standards No. 123 (le « SFAS 123 »), la société comptabilise les options sur actions attribuées à titre incitatif en avril 2002 selon la méthode de la valeur intrinsèque. Ainsi, la charge de rémunération n’est pas constatée à l’émission des options, puisque le prix d’exercice correspond à la valeur du marché à la date d’attribution. Si les dispositions du SFAS 123 avaient été adoptées pour les exercices précédents, le bénéfice net de 2004 aurait été inférieur de 2 M$. L’incidence sur le bénéfice net par action de 2004, tant avant qu’après dilution, a été négligeable. Tous les droits visant les options sur actions avaient été acquis en date du er 1 janvier 2005. Taxes à la consommation Les taxes à la consommation perçues par la société sont exclues de l’état consolidé des résultats. Il s’agit principalement des taxes provinciales sur les carburants et de la taxe fédérale sur les produits et services. 2.

Modification comptable au titre des régimes à prestations déterminées En septembre 2006, le FASB a publié le Statement of Financial Accounting Standards No. 158 (le « SFAS 158 »), Employers’ Accounting for Defined Benefit Pension and Other Post-retirement Plans, an amendment to FASB Statements No. 87, 88, 106 and 132(R). En vertu du SFAS 158, l’employeur est tenu de constater toute surcapitalisation ou sous-capitalisation d’un régime d’avantages complémentaires de retraite à prestations déterminées au titre d’actif ou de passif au bilan. L’employeur doit également constater les variations de capitalisation dans l’exercice au cours duquel elles surviennent, par voie de variations des capitaux propres non liées aux propriétaires. La norme exige également la présentation, dans les notes afférentes aux états financiers, d’informations supplémentaires, notamment certaines incidences sur le coût net des prestations du prochain exercice qui découlent du report de la comptabilisation de gains ou de pertes et du coût des services passés. La société a adopté le SFAS 158 dans les états financiers de l’exercice terminé le 31 décembre 2006. Pour en savoir plus, se reporter à la note 6 intitulée « Avantages de retraite ».

3.

Secteurs d’activité La société exerce ses activités au Canada. Les fonctions ressources naturelles, produits pétroliers et produits chimiques correspondent pour l’essentiel aux trois secteurs d’exploitation de l’entreprise, qui sont présentés séparément. Les facteurs servant à distinguer ces trois secteurs isolables sont fondés sur la nature des activités exercées par chaque secteur et sur la structure de l’organisation interne de la société. Le secteur des ressources naturelles est organisé et exploité en vue de la prospection et de la production de pétrole brut et de ses équivalents et de gaz naturel. Quant au secteur des produits pétroliers, il est organisé et exploité en vue de la transformation du pétrole brut en produits pétroliers et de la distribution et de la commercialisation de ces produits. Le secteur des F-11

produits chimiques est organisé et exploité en vue de la fabrication et de la commercialisation de produits chimiques tirés des hydrocarbures et de produits chimiques. Cette sectorisation de l’activité est une pratique de longue date de la société largement répandue dans les industries pétrolière et pétrochimique. Ces fonctions ont été définies comme des secteurs d’exploitation de la société parce que ce sont les secteurs a) qui exercent les activités commerciales à partir desquelles des produits sont gagnés et des charges engagées, b) dont les résultats d’exploitation font régulièrement l’objet d’un examen par le principal responsable de l’exploitation de la société 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) sur lesquels il existe une information financière distincte. Les comptes non sectoriels comprennent les actifs et les passifs qui ne relèvent pas directement de l’un des trois secteurs précités. Entrent principalement dans cette catégorie la trésorerie, la dette à long terme et le passif lié à la rémunération incitative ainsi que l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite. Le résultat net des comptes non sectoriels comprend principalement les frais de financement, les intérêts créditeurs et les charges de rémunération incitative. Les conventions comptables s’appliquant aux informations sectorielles sont identiques à celles qui sont décrites 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 ventes intersectorielles sont conclues pour l’essentiel aux prix du marché. Les actifs et les passifs qui ne sont pas associés à un secteur en particulier sont répartis selon leur nature.

2006

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

F-12

Ressources naturelles a) 2005

2004

4 619 3 837 111 8 567

4 702 3 487 331 8 520

3 689 2 891 45 6 625

32 2 841 1 994 13 584 2 5 466 3 101

43 2 837 1 931 36 651 5 498 3 022

59 2 110 1 581 9 633 1 4 393 2 232

602 123 725 2 376 3 024 787

955 59 1 014 2 008 2 440 937

771 (56) 715 1 517 2 331 1 113

14 926 (8 255) 6 671 7 513

14 229 (7 780) 6 449 7 289

13 538 (7 337) 6 201 6 822

2006

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

21 793 2 224 60 24 077

17 503 1 666 42 19 211

16 178 1 266 1 018 1 274 233 6 19 975 913

19 212 1 203 1 096 1 278 230 2 23 021 1 056

14 769 1 064 1 043 1 264 257 2 18 399 812

6 581 (3 178) 3 403 6 450

2006

Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

F-13

2004

18 527 2 256 105 20 888

174 115 289 624 507 361

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources

Produits pétroliers 2005

409 (47) 362 694 799 478

314 (58) 256 556 908 283

6 350 (3 037) 3 313 6 257

6 078 (2 959) 3 119 5 509

Produits chimiques 2005

2004

1 359 345 1 704

1 302 363 1 665

1 216 293 1 509

1 209 189 76 11 1 485 219

1 191 195 81 12 1 479 186

1 064 176 88 13 1 341 168

60 16 76 143 161 13

69 (4) 65 121 94 19

61 (2) 59 109 126 15

702 (484) 218 504

701 (474) 227 500

682 (459) 223 490

2006

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

26 26

(35) (35)

177 3 20 200 (133)

364 2 6 372 (346)

141 5 4 150 (185)

(60) 26 (34) (99) (105) 48

(72) (51) (123) (223) 118 41

(43) (12) (55) (130) (53) 34

269 (104) 165 2 145

246 (103) 143 1 959

205 (101) 104 1 504

Éliminations 2005

2004

(6 438)

(6 074)

(4 850)

(6 438)

(6 074)

(4 850)

(6 435) (3)

(6 072) (2)

(4 849) (1)

(6 438)

(6 074)

(4 850)

-

(471)

F-14

2004

67 67

2006

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources

Comptes non sectoriels 2005

-

(423)

-

(298)

2006

en millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externes b) Ventes intersectorielles Revenus de placement et d’autres sources Charges Exploration Achats de pétrole brut et de produits Production et fabrication Frais de vente et frais généraux c) 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 5) Exigibles Futurs Total de la charge d’impôts sur les bénéfices Bénéfice net Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Immobilisations corporelles Coût Amortissement cumulé et épuisement Immobilisations corporelles, montant net d) e) Total de l’actif

Chiffres consolidés 2005

2004

24 505 283 24 788

27 797 417 28 214

22 408 52 22 460

32 13 793 3 446 1 284 1 274 831 28 20 688 4 100

43 17 168 3 327 1 577 1 278 895 8 24 296 3 918

59 13 094 2 820 1 281 1 264 908 7 19 433 3 027

776 280 1 056 3 044 3 587 1 209 22 478 (12 021) 10 457 16 141

1 361 (43) 1 318 2 600 3 451 1 475

1 103 (128) 975 2 052 3 312 1 445

21 526 (11 394) 10 132 15 582

20 503 (10 856) 9 647 14 027

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 société dans ces activités, qui s’établit comme suit : en millions de dollars Total des ventes externes et intersectorielles Total des charges Bénéfice net, après impôts sur les bénéfices

2006 3 303 1 966 1 148

2005 3 687 1 805 1 249

2004 2 744 1 598 780

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

516 4 833 810 344

245 4 742 967 382

367 4 140 948 243

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

1 229 (403)

1 223 (403)

1 211 (858)

2005 1 633 856 750 3 239

2004 1 360 1 074 678 3 112

b)

Comprend les ventes à destination des États-Unis, réparties comme suit :

en millions de dollars Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Total des ventes à l’exportation

2006 1 936 869 793 3 598

c) Les frais de vente et frais généraux consolidés comprennent des frais de livraison aux clients à partir de l’entreposage final, de 316 M$ en 2006 (310 M$ en 2005; 307 M$ en 2004). d) Comprend des immobilisations corporelles en cours de 782 M$ (954 M$ en 2005). e) Un écart d’acquisition a été imputé au secteur des produits pétroliers. Il n’y a eu aucune acquisition ayant donné lieu à un écart d’acquisition, aucune perte de valeur, ni aucune radiation à la suite de ventes au cours des trois derniers exercices.

F-15

4.

Dette à long terme Année d’émission 2003

Date d’échéance 250 M$ échéant le 26 mai 2007 et 250 M$ échéant le 26 août 2007 a) 2003 19 janvier 2008 a) Dette à long terme b) Contrat de location-acquisition c) Dette à long terme d) e)

2006

2005 En millions de dollars

318 318 41 359

500 318 818 45 863

Taux d’intérêt variable variable

a) Emprunts à long terme à taux variable consentis par une société affiliée à Exxon Mobil Corporation, à des taux d’intérêt équivalant aux taux d’intérêt des marchés canadiens. b) Taux réel moyen de 4,2 % en 2006 (2,8 % en 2005). c) Obligations contractées principalement pour les contrats de location-acquisition de services marins fournis par le locateur à partir de 2004 pendant 10 ans, et pouvant être prorogés de 5 ans. Le taux théorique moyen a été de 10,7 % en 2006 (10,5 % en 2005). d) Paiements en capital exigibles sur les emprunts à long terme de 500 M$ en 2007 et de 318 M$ en 2008. Paiements en capital exigibles sur les contrats de location-acquisition d’environ 3,6 M$ par an pour chacun des cinq prochains exercices. e) Montants excluant la partie à court terme de la dette à long terme qui totalise 907 M$ (477 M$ en 2005) et qui est comprise dans le passif à court terme.

5.

Impôts sur les bénéfices 2006 776 280 1 056 32,8

en millions de dollars Charge d’impôts exigibles Charge d’impôts futurs a) Total de la charge d’impôts sur les bénéfices b) Taux d’imposition des sociétés prévu par la loi (en %) Augmentation (diminution) découlant 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 Modification du taux d’imposition en vigueur Autres Taux d’imposition effectif

2005 1 361 (43) 1 318 35,6

2004 1 103 (128) 975 37,0

-

3,8

3,9

-

(5,2)

(7,0)

(0,6) 33,6

(1,8) 0,1 32,2

(2,7) (4,3) 25,8

a) La charge d’impôts futurs pour l’exercice est égale à la différence entre le montant net des passifs d’impôts futurs au début et à la fin de l’exercice. En 2006, elle était constituée du montant net de charges d’impôts et des crédits d’impôt au titre des modifications des lois fiscales et des taux d’imposition de 81 M$ (néant en 2005; 25 M$ en 2004). b) Les décaissements au titre des impôts sur les bénéfices, compte tenu des crédits à l’investissement, ont totalisé 1 000 M$ en 2006 (1 024 M$ en 2005; 641 M$ en 2004).

F-16

La charge d’impôts futurs représente l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs. 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 et des actifs d’impôts futurs s’établissaient comme suit : en millions de dollars Amortissement et épuisement Forages fructueux et achats de terrains Prestations de retraite et avantages sociaux a) Restauration des lieux Reports prospectifs de pertes fiscales, montant net b) Intérêts capitalisés Autres Passifs d’impôts futurs Évaluation des stocks selon la méthode DEPS Autres Actifs d’impôts futurs Provision pour moins-value Passifs d’impôts futurs, montant net a)

b)

2006 1 588 263 (311) (161) (42) 50 (42) 1 345

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

(448) (125) (573) 772

(487) (167) (654) 559

Les impôts sur les bénéfices imputés directement aux capitaux propres relativement à l’ajustement de l’obligation au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite se sont traduits par une économie de 66 M$ en 2006 tandis que les impôts sur les bénéfices imputés directement aux capitaux propres relativement à l’ajustement au titre de l’obligation minimale découlant du régime de retraite se sont traduits par une économie de 105 M$ en 2005 et de 41 M$ en 2004. Les pertes fiscales peuvent être reportées indéfiniment sur les exercices ultérieurs.

Les activités de la société sont complexes et la législation fiscale ainsi que ses interprétations font constamment l’objet de modifications. En conséquence, il existe habituellement des questions fiscales en suspens. La société estime que la charge établie au titre des impôts sur les bénéfices est suffisante. 6.

Avantages de retraite Les avantages de 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 société 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 fédéraux et provinciaux en matière de retraite, et la société cotise à ces régimes suivant les besoins établis par les évaluations actuarielles indépendantes. Les prestations de retraite sont constituées principalement de régimes à prestations déterminées payées par la société qui sont fondées sur les années de service et la moyenne des salaires de fin de carrière. La société partage le coût des régimes de soins de santé et d’assurance-vie. Les obligations de la société 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 des salaires. L’obligation et la charge de retraite peuvent varier considérablement si les hypothèses retenues pour estimer l’obligation et le rendement attendu de l’actif des régimes sont modifiées.

F-17

Les obligations au titre des prestations constituées et les actifs des régimes liés aux régimes de retraite à prestations déterminées de la société sont calculés le 31 décembre. Prestations de retraite 2006 2005 Hypothèses retenues pour déterminer le coût net au titre des prestations constituées des exercices terminés les 31 décembre (en %) Actualisation Augmentation des salaires à long terme en millions de dollars Variation de l’obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations projetées aux er 1 janvier Coût des services rendus au cours de l’exercice Intérêts débiteurs Modifications Pertes (gains) actuariels Autres Prestations versées a) Obligation au titre des prestations projetées aux 31 décembre

5,25 3,50

5,00 3,50

4 784 100 238 (122) (284) 4 716

5,25 3,50

5,00 3,50

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

458 8 23 (2) (19) (27)

436 7 24 26 (13) (22)

4 784

441

458

Prestations de retraite 2006 2005

en millions de dollars Obligation au titre des prestations constituées aux 31 décembre

4 207

4 261

Variation des actifs des régimes er Juste valeur aux 1 janvier Rendement réel des actifs des régimes Cotisations de la société Autres Prestations versées b) Juste valeur aux 31 décembre

3 419 514 395 (239) 4 089

2 984 370 350 (59) (226) 3 419

(294) (333) (627)

(984) (381) (1 365)

Insuffisance des actifs des régimes par rapport à l’obligation au titre des prestations projetées aux 31 décembre Régimes avec capitalisation Régimes sans capitalisation Total c) a) b) c)

Avantages complémentaires de retraite 2006 2005

Avantages complémentaires de retraite 2006 2005

(441) (441)

(458) (458)

Prestations versées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés. Prestations versées au titre du régime capitalisé uniquement. Juste valeur des actifs, moins l’obligation au titre des prestations projetées indiquée ci-dessus.

Le 31 décembre 2006, la société a adopté le SFAS 158, selon lequel l’employeur est tenu de constater toute surcapitalisation ou sous-capitalisation d’un régime d’avantages complémentaires de retraite à prestations déterminées au titre d’actif ou de passif au bilan, et de constater ces variations dans l’exercice au cours duquel elles surviennent, dans les autres éléments du résultat étendu. En 2006, toujours en vertu du SFAS 158, la société a été tenue de comptabiliser, dans les autres éléments du résultat étendu, des sommes au titre des pertes actuarielles et du coût des services passés. En 2005, le SFAS 87 exigeait de l’employeur qu’il comptabilise dans son bilan une somme égale ou supérieure à l’obligation non capitalisée au titre des prestations constituées relativement aux régimes de retraite à prestations déterminées.

F-18

en millions de dollars Le montant constaté au bilan consolidé est constitué de ce qui suit : Autres actifs incorporels, montant net Passif à court terme Autres obligations à long terme Total Le cumul des montants comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu s’établit comme suit : Pertes (gains) nets actuariels Coût des services passés Total Hypothèses retenues pour déterminer la charge nette au titre des prestations des exercices terminés les 31 décembre (en %) Actualisation Augmentation des salaires à long terme Rendement à long terme des actifs des régimes en millions de dollars Composantes de la charge nette au titre des prestations Coût des services rendus au cours de l’exercice Intérêts débiteurs Rendement prévu des actifs des régimes Amortissement du coût des services passés Pertes (gains) actuariels constatés Charge nette au titre des prestations

2006

Prestations de retraite 2005

(28) (599) (627)

2004

Avantages complémentaires de retraite 2006 2005 2004

93 (24) (818) (749)

(23) (418) (441)

(23) (334) (357)

947 74 1 021

875 875

73 73

-

5,00

5,75

6,25

5,00

5,75

6,25

3,50

3,50

3,50

3,50

3,50

3,50

8,25

8,25

8,25

-

-

-

100 238

86 239

76 237

8 23

7 24

6 24

(299)

(257)

(223)

-

-

-

20 114 173

25 83 176

27 68 185

8 39

7 38

4 34

Montants comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu Pertes (gains) actuariels, montant net Coût des services passés Total comptabilisé dans les autres éléments du résultat étendu

72 74

317 -

143 -

73 -

-

-

146

317

143

73

-

-

Total comptabilisé dans la charge nette au titre des prestations et les autres éléments du résultat étendu, avant impôts

319

493

328

112

38

34

La charge des régimes à prestations déterminées, principalement le régime d’épargne des employés, s’est élevée à 30 M$ en 2006 (30 M$ en 2005; 32 M$ en 2004). Le tableau ci-dessous présente le sommaire de la variation des autres éléments du résultat étendu :

en millions de dollars Montant imputé au cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts

Total des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 2006 2005 2004

Montant crédité aux impôts futurs (note 5) Montant imputé au cumul des autres éléments du résultat étendu, après impôts F-19

(219)

(317)

(143)

66

105

41

(153)

(212)

(102)

Le tableau ci-dessous présente l’incidence de l’adoption du SFAS 158 :

en millions de dollars Autres actifs incorporels, montant net Total de l’actif

Ajustement du passif minimal au titre des régimes de retraite avant le SFAS 158 73 16 147

Autres obligations à long terme Passifs d’impôts futurs Cumul des autres éléments du résultat étendu Total du passif et des capitaux propres

990 1 557 (246) 16 147

Ajustement à l’adoption du SFAS 158 (6) (6) 693 (212) (487) (6)

Après l’adoption du SFAS 158 67 16 141 1 683 1 345 (733) 16 141

Ces données sont conformes aux normes comptables actuelles qui prescrivent l’emploi d’un taux d’actualisation auquel le passif au titre des avantages complémentaires de retraite peut être réglé. Le taux d’actualisation retenu en fin d’exercice pour établir le passif au titre des avantages complémentaires de retraite se fonde sur le rendement à la fin de l’exercice d’obligations de sociétés canadiennes à long terme de première qualité dont l’échéance (la durée) moyenne correspond à peu près à celle du passif en question. La mesure de l’obligation cumulée au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite suppose un taux tendanciel du coût des soins de santé de 8,50 % en 2007 qui passera à 4,50 % d’ici 2012. La société détermine le taux de rendement prévu à long terme en formulant des hypothèses sur le rendement à long terme cible de chaque catégorie d’actifs, en tenant compte de facteurs comme le rendement réel prévu de la catégorie d’actifs 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’actifs. En 2006, 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 9,82 %. La répartition des actifs des régimes de retraite de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée aux 31 décembre 2005 et 2006 et leur répartition cible pour 2007 s’établissent comme suit :

Catégorie d’actifs (en %) Titres de participation Titres de créance Autres

Répartition cible pour 2007 50 – 75 25 – 50 0 - 10

Pourcentage des actifs des régimes aux 31 décembre 2006 2005 64 62 36 38 -

La stratégie de placement de la société pour les actifs des régimes repose sur une vision à long terme, sur une évaluation prudente des risques inhérents aux diverses catégories d’actifs et sur une large diversification visant à réduire le risque auquel est exposé l’ensemble du portefeuille. La société 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 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 actifs et aux passifs sont effectuées périodiquement pour déterminer la répartition des actifs souhaitée. La répartition cible des actifs pour le volet actions reflète la nature à long terme du passif. Le solde du fonds est investi dans des titres de créance.

F-20

Le tableau ci-dessous présente un sommaire des régimes de retraite faisant ressortir l’excédent des obligations au titre des prestations constituées sur les actifs des régimes : Prestations de retraite 2006

en millions de dollars Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des prestations constituées est supérieure aux actifs du régime : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées Juste valeur des actifs du régime Obligation au titre des prestations constituées, déduction faite de la juste valeur des actifs du régime

2005

375 308 239

4 403 3 908 3 419

69

489

333 314

381 353

Prestations de retraite 76 19

Avantages complémentaires de retraite 6 -

Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées Amortissement estimatif pour 2007 du cumul des autres éléments du résultat étendu

en millions de dollars Perte (gain) actuariel – montant net a) Coût des services passés b) a) b)

La société amortit le solde du montant net de la perte (du gain) actuariel sur la période moyenne qu’il reste à travailler aux participants actifs au régime. La société amortit le coût des services passés selon la méthode linéaire, comme le permet le SFAS 87.

Flux de trésorerie Pour les exercices ci-dessous, les prestations à verser suivantes sont prévues :

en millions de dollars 2007 2008 2009 2010 2011 2012 - 2016

Prestations de retraite 245 248 252 257 264 1 465

Avantages complémentaires de retraite 23 24 24 24 24 123

Pour 2007, la société prévoit cotiser environ 183 M$ à ses régimes de retraite. Sensibilité des résultats Une variation de 1 % des hypothèses concernant les obligations découlant des régimes de retraite aurait les incidences suivantes : Augmentation (diminution) en millions de dollars Taux de rendement des actifs des régimes : Incidence sur le coût net des prestations

Augmentation de 1 %

Diminution de 1 %

(40)

40

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

(60) (590)

70 730

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

40 185

(35) (150)

Une modification de 1 % du taux tendanciel prévu du coût des soins de santé aurait les incidences suivantes : Augmentation (diminution) en millions de dollars Incidence sur le coût des services passés et les intérêts débiteurs F-21

Augmentation de 1 % 4

Diminution de 1 % (3)

Incidence sur l’obligation au titre des avantages complémentaires de retraite 7.

45

(35)

Autres obligations à long terme en millions de dollars Avantages de 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 a) b)

2006 1 017

2005 1 152

438 228 1 683

423 153 1 728

Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite comprennent aussi 51 M$ comptabilisés au titre de passif à court terme (47 M$ en 2005). Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux comprennent aussi 97 M$ comptabilisés au titre de passif à court terme (76 M$ en 2005).

La variation du passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations s’établit comme suit : en millions de dollars Passif au titre des obligations liées à la mise hors service er d’immobilisations aux 1 janvier Ajouts Charge de désactualisation Règlement Passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations aux 31 décembre 8.

2006

2005

367 61 22 (28)

328 53 20 (34)

422

367

Dérivés et instruments financiers Aucun dérivé sur l’énergie, contrat de change à terme ou swap de devises ou de taux d’intérêt n’a été conclu au cours des trois derniers exercices. La société maintient un système de contrôle qui comprend une politique sur l’autorisation, la déclaration et la surveillance des opérations sur dérivés. La juste valeur des instruments financiers de la société 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 société et la valeur inscrite aux livres.

9.

Régimes d’intéressement à base d’actions Les régimes d’intéressement à base d’actions visent à retenir certains salariés, à récompenser leur rendement élevé et à encourager l’apport individuel à l’amélioration soutenue du rendement de la société 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 société au moment de l’exercice d’une unité est supérieur au cours de ces actions au moment de l’émission de l’unité, après ajustements pour tenir compte des fractionnements d’actions. Le prix d’émission des unités d’intéressement correspond au cours de clôture des actions de la société 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 autre motif de cessation d’emploi que la retraite, le décès ou l’invalidité. Le régime d’unités d’actions à dividende différé est offert à certains dirigeants et administrateurs non salariés. Les dirigeants peuvent choisir de toucher la totalité ou une partie de leur prime de rendement sous cette forme et les administrateurs non salariés peuvent en faire autant avec leurs jetons de présence. Le nombre d’unités attribuées à un dirigeant correspond au montant de la prime qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé divisé par la moyenne des cours de clôture de l’action de la société 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 société pour les cinq jours de bourse consécutifs précédant le dernier jour du trimestre civil. Des unités additionnelles sont attribuées d’après le quotient du dividende en argent à servir sur les actions de la société par le cours de clôture moyen juste 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, après ajustement pour tenir compte des fractionnements d’actions. Pour exercer les unités d’actions à dividende différé, le bénéficiaire doit avoir cessé d’être employé par la société ou avoir démissionné à titre d’administrateur, la date limite pour les exercer étant fixée au 31 décembre de l’année qui suit la cessation d’emploi ou la démission. À la date d’exercice, la valeur en argent à recevoir pour les unités est F-22

déterminée d’après la moyenne des cours de clôture des actions de la société pour les cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent la date d’exercice, ajustée pour tenir compte des fractionnements d’actions. Aux termes du régime d’unités d’actions subalternes, chaque unité donne à son bénéficiaire le droit conditionnel de recevoir de la société, à l’exercice de l’unité, un montant équivalant à la moyenne sur cinq jours des cours de clôture des actions ordinaires de la société à la Bourse de Toronto aux dates d’exercice ou juste avant. 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. La date d’exercice des unités attribuées de 2002 à 2005 est passée du 31 décembre au 4 décembre dans le cas des unités qui seront exercées à compter de 2006. Pour ce qui est des unités attribuées en 2002, 2003, 2004 et 2005 devant être exercées après le fractionnement des actions à raison de trois pour une de la société intervenu en mai 2006, la société a fait savoir qu’elle multipliera par trois la somme en argent ou le nombre d’actions à émettre par unité, suivant le cas. Toutes les unités doivent être réglées en argent à une exception près. Le régime des unités d’actions subalternes a été modifié dans le cas des unités attribuées en 2002 et les années suivantes et offre désormais au bénéficiaire la possibilité de recevoir une action ordinaire de la société par unité ou de se faire régler en argent les unités devant être exercées au septième anniversaire de la date d’attribution. Conformément au SFAS 123R, la société comptabilise ces unités selon la méthode de la juste valeur. La juste valeur des attributions sous forme d’unités d’intéressement, d’unités d’actions à dividende différé et d’unités d’actions subalternes correspond au cours de l’action, la méthode de comptabilisation étant la même qu’en vertu du SFAS 123. Selon cette méthode, la charge de rémunération liée aux unités de ces régimes est mesurée à chaque période de déclaration en fonction du cours actuel de l’action de la société et répartie sur la période d’acquisition dans l’état consolidé des résultats. Le tableau qui suit résume l’information sur ces unités pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006 :

er

En circulation au 1 janvier 2006 Attribuées Exercées Annulées ou ajustées En circulation au 31 décembre 2006 a)

Unités d’actions d’intéressement a) 10 884 891 (1 797 141) (16 500) 9 071 250

Unités à dividende différé a) 138 567 6 662 (60 781) 84 448

Unités d’actions subalternes a) 10 556 730 1 935 658 (2 488 047) (7 951) 9 996 390

Nombre d’unités attribuées après le fractionnement d’actions de 2006, majoré du nombre d’unités attribuées avant et ajusté pour refléter les fractionnements d’actions de 1998 et de 2006.

La charge de rémunération imputée aux résultats au titre de ces régimes s’est chiffrée à 133 M$, à 238 M$ et à 95 M$ pour les exercices 2006, 2005 et 2004, respectivement. L’économie d’impôts constatée dans les résultats au titre de cette charge de rémunération s’est chiffrée à 45 M$, à 127 M$ et à 46 M$ pour les exercices 2006, 2005 et 2004, respectivement. Des paiements au comptant de 162 M$, de 169 M$ et de 64 M$ au titre de ces régimes ont été faits en 2006, 2005 et 2004, respectivement. Au 31 décembre 2006, la charge de rémunération non constatée avant impôts liée aux unités d’actions subalternes qui n’étaient pas acquises en fonction du cours de l’action de la société en vigueur à la fin de la période de déclaration écoulée s’élevait à 265 M$. La période d’acquisition moyenne pondérée des unités d’actions subalternes non acquises est de 3,9 ans. Toutes les unités émises en vertu des régimes d’intéressement en actions et en actions à dividende différé avaient été acquises au 31 décembre 2006. 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 société au prix d’exercice de 15,50 $ l’action (prix ajusté pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une). Jusqu’à 50 % des options pouvaient 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 er 1 janvier 2005. Les options qui n’auront pas été exercées seront échues après le 29 avril 2012. La société n’a pas émis d’options sur actions à titre d’intéressement depuis 2002 et ne compte pas le faire à l’avenir. Comme l’autorise le SFAS 123, la société 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 au cours du marché à la date de l’attribution. Tous les droits liés aux options sur actions attribuées à titre incitatif avaient été acquis en date du 1er janvier 2005. Aucune charge de rémunération ni économie d’impôts liée aux options sur actions n’a été constatée au titre des options sur actions en 2006, 2005 et 2004. Les fonds touchés par suite de l’exercice d’options sur actions en 2006 se F-23

sont élevés à 10 M$. La valeur intrinsèque globale des options sur actions exercées s’est établie à 18 M$, à 43 M$ et à 5 M$ en 2006, 2005 et 2004 respectivement, et à 152 M$ pour le reste des options sur actions en cours. La juste valeur moyenne de chaque option attribuée en 2002 s’est établie à 4,23 $ (valeur ajustée pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une). La juste valeur est estimée à la date d’attribution selon un modèle d’évaluation des options, en fonction des hypothèses moyennes pondérées suivantes : un taux d’intérêt sans risque de 5,7 %, une durée prévue de cinq ans, une volatilité de 25 % et un rendement de l’action de 1,9 %. La société a racheté des actions sur le marché pour compenser entièrement l’effet dilutif de l’exercice des options sur actions. Cette pratique devrait se poursuivre. Le tableau ci-dessous résume l’information sur les options sur actions pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006 : Prix d’exercice (en dollars) b)

Unités a) Options sur actions En cours au 1er janvier 2006 Attribuées Exercées Annulées ou ajustées En cours au 31 décembre 2006 a) b)

6 135 000 (628 335) 21 000 5 527 665

Durée contractuell e restante (en années)

15,50 15,50 15,50

5,3

Nombre d’unités attribuées, compte tenu des fractionnements d’actions. Prix ajusté pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une.

10. Revenus de placement et d’autres sources Les revenus de placement et d’autres sources comprennent les gains et les pertes suivants à la vente d’actifs : 2006 212 78 134 96

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) a)

2005 440 96 344 233

2004 102 59 43 32

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

11. Engagements et passifs éventuels En date du 31 décembre 2006, la société avait pris des engagements sous la forme de contrats de locationexploitation non résiliables et d’autres ententes à long terme comportant les paiements futurs minimaux suivants : en millions de dollars Contrats de locationexploitation a) Obligations d’achat inconditionnel b) Engagements fermes à l’égard d’immobilisations c) Autres ententes à long terme d) a)

b)

c)

d)

2007

2008

2009

2010

2011

Après 2011

53

51

46

40

35

48

58

58

57

26

26

40

149

11

17

1

-

-

271

238

164

147

128

240

Les charges locatives engagées au titre des contrats de location-exploitation en 2006 se sont élevées à 79 M$ (83 M$ en 2005; 104 M$ en 2004), y compris des charges locatives minimales de 66 M$ (63 M$ en 2005; 77 M$ en 2004). Les revenus de location connexes étaient peu importants. 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 100 M$ en 2006 (104 M$ en 2005; 117 M$ en 2004). Les engagements fermes relatifs à des projets d’immobilisations, présentés sans être actualisés, s’élevaient à environ 178 M$ à la fin de 2006 (232 M$ en 2005). Des engagements de 136 M$ découlaient de la quote-part de la société de projets d’immobilisations du secteur en amont, le principal, qui s’élevait à 41 M$, étant lié à Syncrude. Les autres ententes à long terme comprennent principalement des conventions de fourniture et de transport de matières premières. Les paiements aux termes des autres ententes à long terme ont totalisé 441 M$ en 2006 (448 M$ en 2005; 355 M$

F-24

en 2004). Les paiements en vertu d’autres ententes à long terme liées à la quote-part de la participation indivise de la société dans des activités de coentreprise sont d’environ 103 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 société. En date du 31 décembre 2006, la société avait un passif éventuel d’un montant d’au plus 87 M$ relativement à des garanties d’achat de matériel d’exploitation et d’autres biens auprès de ses agents de commercialisation ruraux à l’échéance de la convention d’agence, ou au départ de l’agent. La société s’attend à ce que la juste valeur de ce matériel et de ces autres biens ainsi achetés couvre le montant maximal éventuel des paiements prévus en vertu de ces garanties. Différentes poursuites ont été intentées contre la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. La société comptabilise un passif non actualisé au titre de ces éventualités lorsqu’il est jugé probable qu’une perte sera subie et que son montant peut être estimé raisonnablement. Compte tenu de tous les faits et circonstances pertinents, la société estime qu’aucune de ces poursuites n’aura d’incidence néfaste importante sur son exploitation ou sa situation financière consolidée. La direction n’a connaissance d’aucun fait 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 société. 12. Actions ordinaires en milliers d’actions Autorisées (données des exercices antérieurs non retraitées)

31 déc. 2006 1 100 000

31 déc. 2005 450 000

Le 23 mai 2006, les actions ordinaires émises par la société ont été divisées par trois et le nombre d’actions autorisé a été porté de 450 millions à 1 100 millions. Le nombre d’actions en circulation et d’actions achetées des périodes antérieures ainsi que le bénéfice net et les dividendes par action ont été ajustés pour en tenir compte. De 1995 à 2005, la société a racheté des actions dans le cours normal de ses activités, en vertu de onze 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 œuvre dans le cours normal des activités le 23 juin 2006, permettant à la société de racheter 48,8 millions d’actions (soit 5 % du total des actions au 21 juin 2006), moins les actions achetées dans le cadre du régime d’épargne des employés et par la caisse de retraite de la société. Le résultat de ces opérations est présenté ci-dessous. Actions achetées (en milliers) 697 582 52 527 45 514 795 623

Exercice De 1995 à 2004 2005 2006 Achats cumulatifs à ce jour

En millions de dollars 6 840 1 795 1 818 10 453

Exxon Mobil Corporation a pris part à ces programmes de manière à maintenir sa participation dans l’Impériale à 69,6 %. L’excédent du coût d’achat sur la valeur attribuée des actions a été inscrit à titre de distribution des bénéfices non répartis.

F-25

Les activités liées aux actions ordinaires de la société sont résumées ci-dessous : En milliers d’actions 1 087 959

Solde au 1er janvier 2004 Actions émises contre numéraire en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2004 Actions émises contre numéraire en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2005 Actions émises contre numéraire en vertu du régime d’options sur actions Achats Solde au 31 décembre 2006

En millions de dollars 1 859

822 (40 821) 1 047 960

13 (71) 1 801

2 442 (52 527) 997 875

38 (92) 1 747

627 (45 514) 952 988

10 (80) 1 677

Le tableau qui suit présente le calcul du résultat par action, avant et après dilution : 2006

2005

2004

3 044

2 600

2 052

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en milliers d’actions)

975 128

1 024 119

1 070 502

Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)

3,12

2,54

1,92

3 044

2 600

2 052

975 128

1 024 119

1 070 502

4 460

4 179

2 454

979 588

1 028 298

1 072 956

3,11

2,53

1,91

Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base Bénéfice net (en millions de dollars)

Bénéfice net par action ordinaire – résultat dilué 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 salariés (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) 13. Informations financières diverses

Le bénéfice net de 2006 comprend un gain après impôts de 14 M$ (5 M$ en 2005; 23 M$ en 2004) attribuable à l’effet de la variation des 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 2006 dépassait de 1 509 M$ (1 429 M$ en 2005) 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 : 2006 211 277 54 14 556

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

En 2006, les frais de recherche et de développement se sont élevés à 73 M$ (68 M$ en 2005; 70 M$ en 2004) avant des crédits d’impôt à l’investissement de 7 M$ (10 M$ en 2005; 7 M$ en 2004) sur ces dépenses. Les frais de recherche et de développement sont compris dans les charges, en raison du caractère incertain des avantages futurs. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation comprennent des dividendes de 18 M$ touchés sur des placements en actions en 2006 (21 M$ en 2005; 18 M$ en 2004). F-26

14. Frais de financement 2006 63 (48) 15 13 28

en millions de dollars Intérêts sur la dette Intérêts capitalisés Intérêts débiteurs, montant net Autres intérêts Total des frais de financement a) a)

2005 45 (41) 4 4 8

2004 37 (34) 3 4 7

Les paiements d’intérêts au comptant se sont élevés à 71 M$ en 2006 (45 M$ en 2005; 41 M$ en 2004). En 2006, le taux d’intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme était de 4,1 % (2,7 % en 2005).

15. Opérations entre apparentés Les produits et les charges de la société comprennent aussi 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 société dans des coentreprises du secteur des ressources naturelles au Canada. La société a des ententes en cours avec des sociétés affiliées à Exxon Mobil Corporation visant la prestation de services informatiques et de soutien client à la société 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. La société a signé avec une société affiliée à Exxon Mobil Corporation au Canada une entente contractuelle lui confiant l’exploitation des biens producteurs appartenant à ExxonMobil dans l’Ouest canadien. Cette entente contractuelle vise à réaliser des efficiences organisationnelles et à réduire les coûts. Aucune entité juridique n’a été créée à la suite de cet arrangement. Des livres de comptes distincts continuent d’être tenus pour le compte de l’Impériale et d’ExxonMobil. L’Impériale et ExxonMobil conservent la propriété de leurs biens respectifs et rien n’a changé en ce qui concerne les activités et les réserves. Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées; leur total n’est pas important. La société a emprunté 818 M$ CA à une société affiliée à Exxon Mobil Corporation aux termes de deux conventions d’emprunt à long terme dont il est question à la note 4. Au 31 décembre 2006, la société avait un encours de crédit de 33 M$ (32 M$ en 2005) à l’égard de Montreal Pipe Line Limited, dans laquelle elle détient une participation, pour le financement des programmes de dépenses en immobilisations de l’entreprise et les besoins de son fonds de roulement. 16. Paiements nets aux gouvernements en millions de dollars Charge d’impôts exigibles (note 5) Taxe d’accise fédérale Impôt foncier compris dans les charges Retenues à la source et autres impôts compris 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 a)

2006 776 1 274 100

2005 1 361 1 278 99

2004 1 103 1 264 85

46 2 715 (2 293) 1 667 904 5 189

52 2 703 (2 344) 1 613 620 5 382

50 2 297 (1 948) 1 670 472 4 993

11 5 178

9 5 373

14 4 979

2 352 2 726 100 5 178

2 736 2 538 99 5 373

2 472 2 422 85 4 979

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.

F-27

Annexe (23)(ii)(A)

Consentement du cabinet d’experts-comptables indépendant inscrit Consentement du cabinet d’expertise comptable inscrit indépendant Nous consentons par la présente à ce que soit intégré par renvoi dans le prospectus d’émission qui fait partie de la déclaration d’enregistrement sur Formulaire S-3 (dossier n° 033-41418) déposé auprès de la Securities and Exchange Commission le 27 juin 1991 notre rapport daté du 27 février 2007 portant sur les états financiers, sur l’appréciation par la direction de l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière et sur l’efficacité du contrôle interne à l’égard de l’information financière, qui figure dans le rapport annuel aux actionnaires, à la page F-2 du rapport annuel de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31décembre 2006. Nous consentons également à être cités en référence sous la rubrique « Experts » du prospectus.

(signé) « PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l. » Comptables agréés Calgary (Alberta) Canada Le 27 février 2007

Annexe (31.1) ATTESTATIONS Je, Timothy J. Hearn, atteste ce qui suit : 1. J'ai examiné le présent rapport annuel sur formulaire 10-K de Compagnie Pétrolière Impériale Limitée. 2. À ma connaissance, le présent rapport ne contient pas d'information fausse ou trompeuse concernant un fait important, n’omet aucun fait important devant être déclaré ou nécessaire à une déclaration non trompeuse compte tenu des circonstances dans lesquelles elle a été faite, au sujet de l'exercice visé par le présent rapport. 3. À ma connaissance, les états financiers annuels et les autres éléments d'information financière présentés dans le présent rapport donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière de la personne inscrite aux dates de clôture des exercices présentés dans le présent rapport, ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices présentés dans le présent rapport. 4. Les autres dirigeants de la personne inscrite qui signent une attestation et moi-même avons la responsabilité d'établir et de maintenir des contrôles et procédures de communication de l'information (tels qu'ils sont définis dans les règles 13a-15(e) et 15d-15(e) de la loi intitulée Exchange Act) et le contrôle interne à l’égard de l’information financière (tel qu’il est défini dans les règles 13a-15(f) et 15d-15(f) de la loi intitulée Exchange Act) pour la personne inscrite, et nous avons : a) conçu ou fait concevoir sous notre supervision ces contrôles et procédures de communication de l'information, pour fournir l’assurance que l'information importante relative à la personne inscrite, y compris ses filiales consolidées, nous est communiquée par d'autres personnes au sein de ces entités, en particulier pendant la période où le présent rapport annuel est établi; b) conçu ou fait concevoir sous notre supervision ce contrôle interne à l’égard de l’information financière, pour fournir l’assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus; c) évalué l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de la personne inscrite et présenté dans le présent rapport nos conclusions sur l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information à la fin de l'exercice visé par le présent rapport, conformément à notre évaluation; d) indiqué dans le présent rapport tout changement concernant le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la personne inscrite, survenu au cours du plus récent trimestre d’exercice de la personne inscrite (le quatrième trimestre d’exercice de la personne inscrite dans le cas d’un rapport annuel) qui a eu ou dont il raisonnablement possible de penser qu’il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la personne inscrite. 5. Les autres dirigeants de la personne inscrite qui signent une attestation et moi-même avons informé les vérificateurs et le comité de vérification du conseil d’administration de la personne inscrite (ou les personnes exerçant des fonctions analogues) des faits suivants, d’après notre dernière évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière : a) toutes les déficiences significatives et faiblesses importantes de conception ou de fonctionnement du contrôle interne à l’égard de l’information financière qui sont raisonnablement susceptibles de nuire à la capacité de la personne inscrite d’enregistrer, de traiter, de synthétiser et de présenter l’information financière; b) toute fraude, importante ou non, impliquant la direction ou d’autres salariés qui ont un rôle significatif dans les contrôles internes à l’égard de l’information financière de la personne inscrite.

Le 27 février 2007 (signé) T.J. Hearn Timothy J. Hearn Président du conseil, président et chef de la direction (Principal haut dirigeant)

Annexe (31.2) ATTESTATIONS Je, Paul A. Smith, atteste ce qui suit : 1. J'ai examiné le présent rapport annuel sur formulaire 10-K de Compagnie Pétrolière Impériale Limitée. 2. À ma connaissance, le présent rapport ne contient pas d'information fausse ou trompeuse concernant un fait important, n’omet aucun fait important devant être déclaré ou nécessaire à une déclaration non trompeuse compte tenu des circonstances dans lesquelles elle a été faite, au sujet de l'exercice visé par le présent rapport. 3. À ma connaissance, les états financiers annuels et les autres éléments d'information financière présentés dans le présent rapport donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière de la personne inscrite aux dates de clôture des exercices présentés dans le présent rapport, ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices présentés dans le présent rapport. 4. Les autres dirigeants de la personne inscrite qui signent une attestation et moi-même avons la responsabilité d'établir et de maintenir des contrôles et procédures de communication de l'information (tels qu'ils sont définis dans les règles 13a-15(e) et 15d-15(e) de la loi intitulée Exchange Act) et le contrôle interne à l’égard de l’information financière (tel qu’il est défini dans les règles 13a-15(f) et 15d-15(f) de la loi intitulée Exchange Act) pour la personne inscrite, et nous avons : a) conçu ou fait concevoir sous notre supervision ces contrôles et procédures de communication de l'information, pour fournir l’assurance que l'information importante relative à la personne inscrite, y compris ses filiales consolidées, nous est communiquée par d'autres personnes au sein de ces entités, en particulier pendant la période où le présent rapport annuel est établi; b) conçu ou fait concevoir sous notre supervision ce contrôle interne à l’égard de l’information financière, pour fournir l’assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus; c) évalué l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de la personne inscrite et présenté dans le présent rapport nos conclusions sur l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information à la fin de l'exercice visé par le présent rapport, conformément à notre évaluation; d) indiqué dans le présent rapport tout changement concernant le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la personne inscrite, survenu au cours du plus récent trimestre d’exercice de la personne inscrite (le quatrième trimestre d’exercice de la personne inscrite dans le cas d’un rapport annuel) qui a eu ou dont il raisonnablement possible de penser qu’il aura une incidence importante sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de la personne inscrite. 5. Les autres dirigeants de la personne inscrite qui signent une attestation et moi-même avons informé les vérificateurs et le comité de vérification du conseil d’administration de la personne inscrite (ou les personnes exerçant des fonctions analogues) des faits suivants, d’après notre dernière évaluation du contrôle interne à l’égard de l’information financière : a) toutes les déficiences significatives et faiblesses importantes de conception ou de fonctionnement du contrôle interne à l’égard de l’information financière qui sont raisonnablement susceptibles de nuire à la capacité de la personne inscrite d’enregistrer, de traiter, de synthétiser et de présenter l’information financière; b) toute fraude, importante ou non, impliquant la direction ou d’autres salariés qui ont un rôle significatif dans les contrôles internes à l’égard de l’information financière de la personne inscrite. Le 27 février 2007 (signé) Paul A. Smith Paul A. Smith Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration (chef des services financiers)

Annexe (32.1) Attestation du rapport financier périodique conformément à l’article 1350 du titre 18 de l’U.S.C. Aux fins de l’article 1350 du titre 18 de l’U.S.C., tel qu’il a été adopté en application de l’article 906 de la loi intitulée Sarbanes-Oxley Act of 2002, le sousigné, Timothy J. Hearn, chef de la direction de Compagnie Pétrolière Impériale Limitée (la société), atteste par la présente que, à sa connaissance : i)

le rapport annuel sur formulaire 10-K de la société pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, déposé auprès de la Securities and Exchange Commission ( le rapport), est conforme en tous points aux exigences de l’article 13a) ou 15d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934, et que

ii)

les renseignements contenus dans ce rapport donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière et des résultats d’exploitation de la société.

Le 27 février 2007

(signé) T.J. Hearn Timothy J. Hearn Président du conseil, président et chef de la direction

Annexe (32.2) Attestation du rapport financier périodique conformément à l’article 1350 du titre 18 de l’U.S.C. Aux fins de l’article 1350 du titre 18 de l’U.S.C., tel qu’il a été adopté en application de l’article 906 de la loi intitulée Sarbanes-Oxley Act of 2002, le sousigné, Paul A. Smith, chef des services financiers de Compagnie Pétrolière Impériale Limitée (la société), atteste par la présente que, à sa connaissance : i)

le rapport annuel sur formulaire 10-K de la société pour l’exercice terminé le 31 décembre 2006, déposé auprès de la Securities and Exchange Commission (le rapport»), est conforme en tous points aux exigences de l’article 13a) ou 15d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934, et que

ii)

les renseignements contenus dans ce rapport donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière et des résultats d’exploitation de la société.

Le 27 février 2007

(signé) Paul A. Smith Paul A. Smith Contrôleur et vice-président principal, Finances et administration (chef des services financiers)