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 2008

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

98-0017682 o (N d'identification de l'employeur auprès de l'I.R.S.)

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

T2P 3M9

(adresse du bureau principal)

(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 si, 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), un déposant qui ne se prévaut pas du régime de dépôt accéléré (non-accelerated filer) ou une plus petite société déclarante (smaller reporting company) (au sens donné aux expressions large accelerated filer, accelerated filer et smaller reporting company 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…… Smaller reporting company…… 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 2008, 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 15 059 343 761 $ 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 13 février 2009 s'établissait à 856 836 280.

1

PARTIE I

Rubrique 1.

Activités ................................................................................................................................ 4 Renseignements financiers par secteur d’exploitation.................................................. 4 Secteur amont ............................................................................................................... 5 Production de pétrole et de gaz naturel ............................................................. 5 Biens fonciers ................................................................................................... 10 Exploration et mise en valeur ........................................................................... 11 Secteur aval................................................................................................................. 12 Approvisionnement........................................................................................... 12 Raffinage .......................................................................................................... 12 Transport .......................................................................................................... 13 Commercialisation ............................................................................................ 13 Produits chimiques ...................................................................................................... 14 Recherche ................................................................................................................... 14 Protection de l'environnement ..................................................................................... 14 Ressources humaines ................................................................................................. 14 Concurrence ................................................................................................................ 14 Réglementation gouvernementale .............................................................................. 15 La société sur le Web .................................................................................................. 15 Rubrique 1A. Facteurs de risque.............................................................................................................. 16 Rubrique 1B. Questions non résolues relativement aux commentaires du personnel ............................ 18 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 .................. 31 Rubrique 8. États financiers et renseignements complémentaires........................................................ 31 Rubrique 9. Modifications de la présentation comptable et financière et désaccords sur cette présentation........................................................................................................................ 36 Rubrique 9A. Contrôles et procédures ..................................................................................................... 36 Rubrique 9B. Autres renseignements ...................................................................................................... 36 PARTIE III

Rubrique 10. Rubrique 11. Rubrique 12. Rubrique 13. Rubrique 14.

Dirigeants de la personne inscrite ...................................................................................... 37 Dirigeants et rémunération des dirigeants ......................................................................... 41 Propriété des titres de certains propriétaires réels et des membres de la direction, et questions connexes relatives aux actionnaires.................................................................. 58 Certains liens et opérations connexes, et indépendance des administrateurs.................. 59 Principaux honoraires et services comptables................................................................... 60 PARTIE IV

Rubrique 15. Pièces et annexes aux états financiers.............................................................................. 61 Index des états financiers ........................................................................................................................ F-1 Rapport de la direction sur le contrôle interne de l'information financière .................................................. F-2 Rapport des vérificateurs......................................................................................................................... F-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.

2

On trouvera, au tableau suivant (i) le taux de change du dollar canadien, exprimé en dollars américains, en vigueur à la fin de chacune 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. 2008

2007

2006

2005

2004

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

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

(en dollars)

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

0,8170 0,9335 1,0291 0,7710

1,0120 0,9376 1,0908 0,8437

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

Le 13 février 2009, 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 0,8042 $ US = 1,00 $ CA. Énoncés prospectifs Les énoncés contenus dans le présent rapport qui concernent des attentes, des projets et des événements ou des situations à venir constituent des énoncés prospectifs. Les résultats réels obtenus dans le futur, notamment quant à la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques, aux sources de financement, à la résolution d’éventualités et de positions fiscales incertaines, à l’incidence des fluctuations des prix et d’autres conditions sur le marché, ainsi qu’aux dépenses reliées à l’environnement et aux immobilisations, sont susceptibles d’être considérablement différents en raison d’un certain nombre de facteurs comme l’issue de négociations commerciales, les fluctuations de l’offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, les événements politiques et l’évolution de la réglementation et d’autres facteurs analysés à la rubrique IA du rapport sur formulaire 10-K de la société pour 2008 et dans le rapport de gestion contenu aux présentes.

3

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, numéro de téléphone : 1-800-567-3776. Exxon Mobil Corporation est propriétaire d'environ 69,6 % des actions en circulation de la société. Dans le présent rapport, à moins que le contexte n’indique un sens différent, société ou l’Impériale s'entend de la 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, de gaz naturel et de liquides 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) 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

Ventes externes1 : Secteur amont ............................................................... Secteur aval................................................................... Produits chimiques ........................................................ Ventes intersectorielles : Secteur amont ............................................................... Secteur aval .................................................................. Produits chimiques ........................................................ Bénéfice net2 : Secteur amont ............................................................... Secteur aval .................................................................. Produits chimiques ........................................................ Comptes non sectoriels et autres3 / éliminations ........... Éléments d’actif identifiables au 31 décembre4 : Secteur amont ............................................................... Secteur aval .................................................................. Produits chimiques ........................................................ Comptes non sectoriels et autres / éliminations ............ Dépenses en immobilisations et d’exploration : Secteur amont ............................................................... Secteur aval .................................................................. Produits chimiques ........................................................ Comptes non sectoriels et autres .................................. 1)

2) 3) 4)

5 819 24 049 1 372 31 240

4 539 19 230 1 300 25 069

4 619 18 527 1 359 24 505

4 702 21 793 1 302 27 797

3 689 17 503 1 216 22 408

5 403 2 892 460

4 146 2 305 335

3 837 2 256 345

3 487 2 224 363

2 891 1 666 293

2 923 796 100 59 3 878

2 369 921 97 (199) 3 188

2 376 624 143 (99) 3 044

2 008 694 121 (223) 2 600

1 517 556 109 (130) 2 052

8 758 6 038 431 1 808 17 035

8 171 6 727 476 913 16 287

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

1 110 232 13 8 1 363

744 187 11 36 978

787 361 13 48 1 209

937 478 19 41 1 475

1 113 283 15 34 1 445

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 et de 3 584 millions de dollars en 2004 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. 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 et les dépenses au titre du régime d’intéressement. 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 incorporels nets représentant le coût des services passés non constatés associés à la constatation du passif minimal additionnel au titre du régime de retraite en 2005 et en 2004 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 et à 97 millions de dollars en 2004. Ce changement n'a aucune incidence sur le total des éléments d'actif identifiables au 31 décembre 2005 et au 31 décembre 2004.

La société exerce ses activités dans trois secteurs principaux : les secteurs amont, aval et des produits chimiques. Les activités du secteur amont comprennent l'exploration et la production de pétrole brut classique, de gaz naturel, de pétrole brut valorisé et de pétrole lourd. Les activités du secteur aval 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.

4

Secteur amont 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 2008 s’est établie comme suit : 2008

2007

2006

2005

2004

(en milliers par jour)

Pétrole brut classique (y compris les liquides de gaz naturel) : Barils 3 Pétrole lourd : Barils 4 Sables pétrolifères : Barils

Total : Barils 1)

2) 3) 4)

- Bruts1 ..................... - Nets2 ......................

37 27

45 33

55 42

69 54

76 59

1 - Bruts ..................... 2 - Nets ......................

147 124

154 130

152 127

139 124

126 112

- Bruts1 ..................... 2 - Nets ......................

72 62

76 65

65 58

53 53

60 59

1 - Bruts ..................... 2 - Nets ......................

256 213

275 228

272 227

261 231

262 230

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 du 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 dont l'extraction se fait par des 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 2005 et en 2006, la production de pétrole classique a diminué principalement du fait du déclin naturel des champs classiques de la société. En 2007, le recul de la production classique a surtout été attribuable à la baisse de la production du champ de Wizard Lake. En 2008, la production de pétrole classique a diminué surtout en raison de la fin des activités d’extraction à Wizard Lake. La production de Cold Lake a augmenté de 2004 à 2007 en raison de la cadence des cycles d'injection de vapeur et de l'accroissement des volumes découlant du programme de forages de mise en valeur en cours. En 2008, la production de Cold Lake a diminué à cause de la cadence des cycles d’injection de vapeur et de redevances plus élevées. En 2005, la production de Syncrude a diminué principalement en raison de travaux d'entretien plus fréquents aux installations de valorisation. En 2006, la production de Syncrude a augmenté en raison de travaux d'entretien moins fréquents et du démarrage des installations de valorisation élargie. En 2007, la production de Syncrude a augmenté en raison de l'exploitation pendant un exercice entier des installations agrandies de valorisation. En 2008, la production de Syncrude s'est abaissée principalement en raison des activités d'entretien planifiées et non planifiées, notamment de la poursuite des travaux destinés à améliorer la fiabilité des installations. 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 2008 est indiquée ci-dessous. Tous les volumes de gaz sont calculés à une pression de base de 14,73 livres par pouce carré en valeur absolue à une température de 60 degrés Fahrenheit. 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions par jour) 1

Ventes : Pieds cubes ..................................................... Production brute2 : Pieds cubes .................................................... Production nette2 : Pieds cubes ..................................................... 1) 2)

288

407

513

536

520

310

458

556

580

569

249

404

496

514

518

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 quantités réinjectées.

5

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 gazier de Medicine Hat. En 2006, la production de gaz a diminué en raison surtout d’une baisse naturelle. En 2007, le volume de production moins élevé a été principalement attribuable à la diminution de la production du chapeau de gaz de Wizard Lake. Pour 2008, la baisse de la production a avant tout été attribuable à la fin des activités d’extraction à Wizard Lake. 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, le pétrole lourd de Cold Lake, les liquides de gaz naturel et le gaz naturel pour la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2008 ont été les suivants : Prix de vente moyens : Pétrole brut et liquides de gaz naturel : Dollars par baril........................................... Gaz naturel : Dollars par millier de pieds cubes............... Frais de production moyens par unité de 1,2 production nette : Dollars par baril .......................................... 1)

2)

2008

2007

2006

2005

2004

72,29

45,16

45,13

37,21

32,95

8,69

6,95

7,24

9,00

6,78

18,91

12,75

11,08

10,78

9,25

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.

Les prix du pétrole brut canadien sont déterminés principalement par les marchés internationaux du pétrole brut, qui sont des marchés instables, et les effets des taux de change. Les prix du gaz naturel canadien sont déterminés par les marchés nord-américains du gaz naturel, qui sont également des marchés instables, et par l'effet des taux de change. 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 aux États-Unis par le passage d’un ouragan. En 2005, les frais moyens par unité de production ont augmenté principalement en raison de la hausse des coûts du gaz naturel acheté à Cold Lake. En 2006, les frais de production moyens ont augmenté à cause de la diminution de la production de gaz et de redevances plus élevées sur les liquides de gaz naturel, qui ont été à l'origine d'une 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. En 2007, les frais par unité de production ont été plus élevés, ce qui est principalement attribuable à la baisse des volumes de gaz et de liquides imputable au recul de la production à Wizard Lake. En 2008, les frais par unité de production ont été plus élevés, ce qui est principalement attribuable à la baisse des volumes de gaz et de liquides imputable au recul de la production de Wizard Lake, ainsi qu’à l’augmentation des dépenses destinées à améliorer la fiabilité des installations de 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 19 usines de traitement du gaz naturel qui produisent du gaz commercialisable et font la récupération de liquides de gaz naturel ou de soufre. En 2008, le nombre d’usines dont la société est la principale propriétaire et exploitante s’est abaissé de 10 à 8 par suite de la fermeture des usines au gisement Bonnie Glen. La production de pétrole brut classique de la société, de pétrole lourd de Cold Lake et de gaz naturel provient de puits situés exclusivement au Canada. Le nombre total de puits productifs dans lesquels la société détenait des participations au 31 décembre 2008 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 2 Bruts Nets

Gaz naturel 1 2 Bruts Nets

Bruts

906 4 243

5 186 –

6 092 4 243

601 4 243

2 768 –

Total 1

Nets

2

3 369 4 243

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 que possède la société dans des puits bruts, arrondie au nombre entier le plus près.

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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 est à l’origine d’environ 58 % de la production nette de pétrole brut classique de la société (soit environ 63 % de la production brute). En 2008, la production nette de pétrole brut et de liquides de gaz naturel s'est établie à environ 11 300 barils par jour, et la production brute s'est établie à environ 17 000 barils par jour. Le gouvernement canadien détient un intérêt passif d'un tiers dans le champ pétrolifère Norman Wells et touche à ce titre 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 540 milles qui achemine le pétrole brut et les liquides de gaz naturel obtenus dans le cadre du projet. En 2008, ces coûts se sont élevés à environ 36 millions de dollars. 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. La société extrait du gaz naturel d'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 194 000 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 exécute des projets d’exploitation pilotes afin d’améliorer le taux de récupération du pétrole lourd au moyen de nouvelles méthodes de forage et de production. 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 2008, la production nette moyenne à Cold Lake s’est établie à environ 123 800 barils par jour, et la production brute moyenne, à environ 146 700 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 2008, la société a dépensé 305 millions de dollars pour l’exécution d’un programme de forage de développement de 70 puits dans les phases existantes. En 2009, un programme de forage de développement est prévu dans la zone de mise en valeur approuvée afin d'accroître la capacité de production des zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. En outre, les travaux de planification et de conception poursuivent leur cours à l’égard du projet Nabiye, la prochaine phase d’agrandissement à Cold Lake qui est censée permettre d’augmenter la production quotidienne de quelque 30 000 barils avant redevances. La majeure partie de la production tirée de Cold Lake est vendue à des raffineries du nord des États-Unis. La quasi-totalité du reste de la production de Cold Lake est expédiée à certaines raffineries de la société ainsi qu'à une usine de valorisation du pétrole lourd appartenant à un tiers 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 initial 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. La société a conclu avec la province d'Alberta une entente prenant effet le 1er janvier 2000 relativement à un arrangement transitoire en matière de redevances qui s'appliquait à l'ensemble des activités de la société à Cold Lake jusqu'à la fin de 2007, après quoi la réglementation générale de l’Alberta en matière de redevances sur le pétrole lourd s’appliquera. L’accord transitoire a prévu une disposition concernant les différences entre les deux régimes de redevances (des redevances plus élevées sur le bitume accompagnées d’une dispense du versement des redevances sur le gaz par rapport à des redevances moins élevées sur le bitume et aucune dispense du versement des redevances sur le gaz). La réglementation générique qui a pris effet le 1er janvier 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. La transition n'a pas modifié de façon importante le montant des redevances que la société aurait autrement payées aux termes des accords de redevances précédents. Les activités à Cold Lake seront assujetties au régime type de redevances sur les sables pétrolifères en vigueur en Alberta, qui a été modifié en 2007 et est entré en vigueur en 2009. Les taux de redevances reposeront sur une échelle mobile établie en fonction du cours du brut. Le taux de redevance réel applicable à la production brute était de 16 % en 2008, de 15 % en 2007, de 17 % en 2006 et de 11 % en 2005 et en 2004.

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 qui totalisent près de 170 000 acres nettes. 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.

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Concessions Syncrude et Kearl

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 pour 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 1,9 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. Les propriétaires de la coentreprise Syncrude détiennent huit concessions de sables pétrolifères qui couvrent environ 250 000 acres du gisement de sables pétrolifères de l'Athabaska. Accordés 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. En novembre 2008, l’Impériale et les autres propriétaires de la coentreprise Syncrude ont signé une entente avec le gouvernement de l’Alberta dans le but de modifier l’actuel accord de Syncrude avec la Couronne. Dans le cadre de la version remaniée de l’entente, à compter du 1er janvier 2010, Syncrude entamera sa transition vers le nouveau régime de redevances en versant des redevances additionnelles, dont le montant exact variera selon les niveaux de production er de 2010 à 2015. Aussi, à compter du 1 janvier 2009, les redevances de Syncrude seront calculées en fonction de la valeur du bitume, les frais de valorisation et les revenus étant exclus du calcul. 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. Le montant définitif qui devra être

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remis au titre des activités de Syncrude pour la période se terminant en 2003 fait présentement l’objet d’un litige avec le gouvernement du Canada. 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 (situé sur la concession 17) était épuisé et a cessé d'être exploité en 2007. 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, soit celles où le bitume brut est séparé du sable, peuvent traiter environ 830 000 tonnes de sables pétrolifères par jour, ce qui représente quelque 150 millions de barils de bitume brut par an, soit un taux de récupération du bitume brut présent dans les sables pétrolifères extraits d’environ 93 %. Pour produire des hydrocarbures qui pourront être commercialisés, le bitume brut extrait des sables pétrolifères est raffiné par des procédés combinés de décarbonisation dans trois grandes cuves de cokéfaction fluide à haute température et 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 2008, le procédé de valorisation a permis d’obtenir 0,859 baril de pétrole brut synthétique par baril de bitume brut. En 2008, environ 39 % du pétrole brut synthétique ont été traités dans des raffineries de la région d'Edmonton, et les 61 % 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 est constituée 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 2008, la production nette de pétrole brut synthétique de Syncrude a été d'environ 246 800 barils par jour, et la production brute, d'environ 288 900 barils par jour. La quote-part de la société dans la production nette en 2008 a été d'environ 61 700 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 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 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. er Le 1 mai 2007, la société a mis en œuvre l'exécution d'un contrat de services de gestion aux termes duquel Syncrude bénéficiera de services de gestion dans les secteurs de l'exploitation, de l'ingénierie et des affaires de l'Impériale et d'Exxon Mobil Corporation. Ce contrat vise une période initiale de 10 ans et peut être résilié sur préavis écrit d'au moins deux ans. Le tableau suivant présente quelques statistiques d'exploitation relatives aux activités de Syncrude : Total des morts-terrains extraits1 millions de verges cubes ............................................. Ratio des morts-terrains extraits/sables extraits1 .............. Sables pétrolifères extraits millions de tonnes ....................................................... Grade moyen du bitume (pourcentage massique) .................... Bitume brut contenu dans les sables pétrolifères extraits millions de tonnes ....................................................... Rendement d’extraction moyen (pourcentage) ...................... 2 Production de bitume brut millions de barils ......................................................... Rendement de valorisation moyen (pourcentage) ................... Production brute de pétrole brut synthétique millions de barils ......................................................... 3 Quote-part nette de la société millions de barils ......................................................... 1) 2) 3)

2008

2007

2006

2005

2004

165,3 1,35

132,2 1,06

128,2 1,18

97,1 1,02

100,3 0,94

216,4 11,1

221,0 11,6

195,5 11,4

168,0 11,1

188,0 11,1

24,0 90,3

25,6 91,8

22,2 90,3

18,6 89,1

20,9 87,3

122,5 85,9

132,5 84,3

111,6 84,9

94,2 85,3

103,3 85,5

107,6

113,0

95,5

79,3

88,4

22,6

23,7

21,3

19,3

21,6

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

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Projet Kearl La société détient une participation de 70,96 % dans le projet de sables pétrolifères Kearl, une coentreprise formée avec ExxonMobil Canada Properties, une filiale d'Exxon Mobil Corporation, qui a été constituée afin de récupérer des dépôts peu profonds de sables pétrolifères au moyen de méthodes d’extraction à ciel ouvert pour en extraire du bitume brut. Le projet Kearl est situé quelque 40 milles au nord de Fort McMurray, en Alberta et au nord-est de la concession 31 de Syncrude (voir la carte). L’emplacement est accessible par une route. Le projet Kearl sera mis en valeur en trois phases. Le bitume sera extrait des sables pétrolifères recueillis dans le chantier à ciel ouvert et traité dans une usine d’extraction du bitume et de traitement de la mousse. Le produit ainsi obtenu, une huile lourde composée d’un mélange de bitume et de diluant, sera expédié par pipeline en vue de sa distribution aux marchés de l’Amérique du Nord. Le diluant est un condensat de gaz naturel ou un autre hydrocarbure léger ajouté au bitume brut pour en faciliter le transport par pipeline jusqu’aux marchés. Le projet Kearl a été approuvé par les autorités de la province d’Alberta en 2007 et par le gouvernement du Canada en 2008. Les autorités de la province d’Alberta ont délivré un permis d’exploitation et de construction en 2008, autorisant l’extraction des sables pétrolifères et la production de bitume à partir de zones approuvées visées par les concessions de sables pétrolifères. Kearl compte six concessions de sables pétrolifères couvrant quelque 48 000 acres dans le gisement de sables pétrolifères de l’Athabasca. Les concessions, qui sont accordées par la province d’Alberta, peuvent être renouvelées automatiquement tant que l’exploitation des sables pétrolifères continue ou qu’elles font partie d’un programme de mise en valeur approuvé. La première phase du projet porte sur les concessions 6, 87 et 88A (qui recèlent des réserves prouvées) et 31A, 36, et 88B (qui ne contiennent pas de réserves prouvées à l’heure actuelle). Aucune exploitation commerciale connue n’a été entreprise sur ces concessions. La production de la première phase devrait atteindre en moyenne quelque 110 000 barils de bitume par jour avant redevances et la quote-part de la société serait d’environ 78 000 barils par jour. Quelque 500 millions de dollars ont été consacrés à la première phase. Les activités en 2008 ont été concentrées sur les travaux techniques pour définir la conception du projet et en établir le plan d’exécution. Les autres activités en 2008 ont également compris la construction des routes d’accès et les travaux de préparation du site et de terrassement. D’importants progrès ont été accomplis en ce qui a trait à l’élaboration des ententes relatives au réseau de transport. Les activités à Kearl seront assujetties au régime type de redevances sur les sables pétrolifères en vigueur en Alberta, qui a été modifié en 2007 et est entré en vigueur en 2009. Les taux de redevances reposeront sur une échelle mobile établie en fonction du cours du brut. Les activités menées à Kearl se diviseront en trois catégories principales : l’exploitation à ciel ouvert, l’extraction du bitume brut et le mélange avec du diluant. L’exploitation à ciel ouvert sera réalisée à l’aide de camions, de pelles mécaniques et de systèmes d'hydrotransport. Le processus d’extraction comporte la séparation du bitume brut et du sable dans une usine de traitement de la mousse. Au départ, le projet sera alimenté par le réseau d’électricité de l’Alberta. La principale source d’eau sera constituée d’eau recyclée, et de l’eau brute supplémentaire sera puisée, en vertu d’un permis, dans la rivière Athabasca.

Autres activités reliées aux sables pétrolifères La société poursuit l’évaluation d’autres concessions, d’une superficie approximative de 69 000 acres nettes, de sables pétrolifères non mis en valeur. Biens fonciers Aux 31 décembre 2008 et 2007, la société détenait les droits pétroliers et gaziers et les concessions de pétrole lourd et de sables pétrolifères suivants : 1

Acres Non mis en valeur 2008 2007

Mis en valeur 2008 2007

Total 2008

2007

(en milliers)

Provinces de l’Ouest Pétrole et gaz classiques – 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes ......................................................... Pétrole lourd – 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes ......................................................... Sables pétrolifères – 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes ......................................................... 4 Terres du Canada Pétrole et gaz classiques – 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes ......................................................... Au large de la côte de l’Atlantique Pétrole et gaz classiques – 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes ......................................................... 5 Total : 2 Brutes ......................................................... 3 Nettes .........................................................

2 566 1 004

2 529 995

435 251

371 223

3 001 1 255

2 900 1 218

103 103

102 102

434 261

429 258

537 364

531 360

114 29

116 29

315 137

293 134

429 166

409 163

37 5

78 8

1 343 499

1 302 496

1 380 504

1 380 504

65 6

65 6

6 012 1 308

6 343 1 513

6 077 1 314

6 408 1 519

2 885 1 147

2 890 1 140

8 539 2 456

8 738 2 624

11 424 3 603

11 628 3 764

10

1) 2) 3) 4) 5)

À compter de 2008, la société a adopté les normes du gouvernement de l’Alberta pour la conversion d’hectares en acres des superficies des terres de la Couronne dans cette province. Les acres brutes comprennent les participations de tiers. Les acres nettes 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 dans les provinces de l'Ouest, sur les terres du Canada et au large de la côte de l'Atlantique. 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 2008 : 2008

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 ..........................................................

2007

2006

2005

2004

– – –

– – –

– 1 –

– – –

– 2 1

1 146 –

– 183 –

– 192 1

2 155 1

3 207 1

70 217

188 371

174 368

87 245

218 432

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. Les 188 puits de mise en valeur de pétrole lourd forés en 2007 l’ont été afin d’ajouter une nouvelle capacité de production dans les zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, 183 puits de mise en valeur de gaz ont été forés en 2007, ce qui améliore la productivité, en particulier dans la zone de gaz peu profond. Les 70 puits de mise en valeur de pétrole lourd forés en 2008 l’ont été afin d’ajouter une nouvelle capacité de production dans les zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, 146 puits de mise en valeur de gaz ont été forés en 2008, ce qui améliore la productivité, en particulier dans la zone de gaz peu profond. En outre, un puits de mise en valeur de pétrole a été foré à Norman Wells. Au 31 décembre 2008, la société participait au forage de 295 puits bruts d'exploration et de mise en valeur (172 puits nets).

Provinces de l'Ouest En 2008, la société avait un intérêt économique direct dans 526 puits de mise en valeur bruts (338 puits nets). En 2007 et en 2008, la société a acquis une participation dans 76 000 acres nettes dans la région de Horn River susceptible de contenir du gaz naturel et, vers la fin de 2008, a entamé les travaux de forage d’exploration et d’évaluation de cette superficie. Dans les autres régions des 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.

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 par trois grands champs de gaz naturel en zone terrestre. La société conserve une participation de 100 % dans le plus grand 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 fiscal et des coûts liés à la construction, à l'exploitation et à l'abandon des installations de production et du pipeline. En octobre 2004, les demandes réglementaires et les énoncés des incidences environnementales du projet ont été déposés par la société et ses partenaires auprès de l'Office national de l'énergie (ONE) et des autres commissions, groupes d'experts et organismes responsables de l'évaluation et de la réglementation des projets de développement

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énergétique dans les Territoires du Nord-Ouest. Les audiences publiques lancées par le comité d'étude mixte et l'Office national de l'énergie se sont toutes terminées à la fin de 2007. Le processus réglementaire suit son cours, le rapport du comité d'étude mixte étant attendu pour la fin de 2009 et la décision de l'ONE pour 2010. En 2007, la société a acquis une participation de 50 % dans un permis d'exploration visant 507 000 acres brutes dans la mer de Beaufort. Dans le cadre de l'évaluation, un levé de données sismiques tridimensionnelles a été réalisé en 2008. Les autres biens fonciers comprennent des participations majoritaires dans 20 licences de découverte importante et des participations minoritaires dans six 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 deux licences de découverte importante, des participations minoritaires dans 17 autres licences de découverte importante, qui sont gérées par des tiers.

Archipel arctique La société détient 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 ces licences pour le compte de tous les participants. 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. En 2008, la société a laissé expirer un permis d'exploration visant environ 52 000 acres brutes dans la région de l'île de Sable, dans lequel elle détenait une participation de 20 %. La société a également laissé expirer en 2008 un permis d'exploration visant environ 279 000 acres brutes dans une zone plus au large, en eau plus profonde, dans laquelle elle détenait une participation de 70 %. 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 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. En 2004 et en 2005, la société a participé à des levés sismiques tridimensionnels dans cette zone. Le forage d'un puits d'exploration s'est terminé au début de 2007. Au début de 2009, un permis d’exploration au complet et la quasi-totalité d’un deuxième permis, portant au total sur quelque 1 069 000 acres brutes, ont expiré. Les permis d’exploration restants ont été regroupés pour former deux permis d’exploration portant sur quelque 4 200 000 acres brutes. La quote-part de la société dans les frais d’exploration prévus s’élève à environ 60 millions de dollars, son engagement minimal s’établissant à environ 15 millions de dollars. Des activités d'exploration supplémentaires sont prévues. La société conserve une participation de 100 % dans un seul permis d’exploration visant environ 474 000 acres brutes dans la zone du bassin laurentien située au large des côtes de la province de Terre-Neuve-et-Labrador, qu'elle laissera expirer comme prévu en avril 2009. Secteur aval 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 nombreuses sources. Les achats de pétrole brut canadien sont généralement conclus aux termes de contrats renouvelables prévoyant des modalités d’annulation de 30 à 60 jours. La société achète du pétrole brut provenant de l’étranger à des prix correspondant au niveau du marché principalement par l'intermédiaire d’Exxon Mobil Corporation (qui bénéficie d’un accès avantageux aux principaux marchés d’approvisionnement en pétrole brut du monde). Raffinage La société est la propriétaire et l’exploitante 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 2008, des dépenses en immobilisations d'environ 150 millions de dollars ont été engagées dans les raffineries de la société. Environ 60 % de ces dépenses ont été consacrés aux initiatives contribuant à la protection de l'environnement et à la sécurité et les fonds restants ont principalement servi à accroître la capacité de production et l'efficience. Le débit quotidien moyen approximatif des raffineries durant la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2008, ainsi que leur capacité nominale quotidienne aux 31 décembre 2003 et 2008, s’établissaient comme suit :

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Débit quotidien moyen 1 des raffineries Exercices terminés les 31 décembre

2008

2007

2006

2005

Capacité nominale quotidienne aux 2 31 décembre

2004

2008

2003

170 108 80 109 467

187 121 82 112 502

187 121 82 112 502

(en milliers de barils)

Strathcona (Alberta) ................................ Sarnia (Ontario)....................................... Dartmouth (Nouvelle-Écosse) ................. Nanticoke (Ontario) ................................. Total .................................................. 1) 2)

155 108 76 107 446

170 103 69 100 442

160 111 77 94 442

174 106 79 108 466

Le débit des raffineries correspond au volume de pétrole brut et de produits d'alimentation traités 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.

La capacité de raffinage était de 89 % en 2008, soit 1 % de plus que l’exercice précédent. Les améliorations obtenues pendant l’année sur le plan de la fiabilité ont été en partie annulées par l’impact d’une conjoncture économique à la baisse qui ne favorisait pas le fonctionnement des raffineries à pleine capacité. Transport La société maintient un réseau de transport national, y compris 25 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 et 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 deux sociétés d’exploitation de pipelines de pétrole brut. Commercialisation La société commercialise auprès d'une clientèle diversifiée 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-service de détail Esso. Le nombre moyen de ces stations-service pendant l’année était d’environ 1 900, dont quelque 570 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-service de détail Esso et fournit davantage de services à la clientèle, comme des services de lave-auto et de dépanneurs, principalement dans les emplacements les plus achalandés dans des centres urbains. Les marchés canadiens des activités agricoles, du chauffage résidentiel et de la petite entreprise sont desservis par à peu près 90 points de vente. Le mazout de chauffage est fourni par l'intermédiaire de concessionnaires autorisés et d’un « Centre du confort au foyer » exploité par la société, desservant le marché urbain de Montréal. 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 2008 sont présentés dans le tableau suivant : 2008

2007

2006

2005

2004

(en milliers de barils par jour)

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

204 157 30 47 438

208 164 33 43 448

206 166 32 49 453

210 169 38 48 465

209 172 37 44 462

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 2008, est présenté ci-dessous : 2008

2007

2006

2005

2004

93,0 %

94,8 %

95,1 %

95,3 %

93,0 %

La société continue d'évaluer et d'adapter son réseau de stations-service Esso et de distribution afin d'en augmenter la productivité et l'efficacité. En 2008, la société a procédé à la fermeture ou au démarquage d'environ 85 stations-service Esso, dont environ 20 lui appartenaient, et elle en a ouvert environ 45. Le volume annuel moyen de produits pétroliers de la société vendus par station-service Esso s’est établi à 24 milliers de barils (3,8 millions de litres), soit une quantité équivalente à celle produite en 2007. Le débit moyen par station-service Esso appartenant à la société ou louée par cette dernière a atteint 42 milliers de barils (6,7 millions de litres en 2008), ce qui représente une augmentation de 1000 barils (0,2 million de litres) par rapport à 2007.

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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 2008 : 2008

2007

2006

2005

2004

(en milliers de tonnes par jour)

2,8

Produits pétrochimiques...............................................

3,1

3,0

3,0

3,3

Recherche Les dépenses de recherche de la société au Canada, avant déduction des crédits d'impôt à l'investissement, se sont élevées à 117 millions de dollars en 2008, comparativement à 83 millions de dollars en 2007 et à 56 millions de dollars en 2006. Ces fonds ont été essentiellement affectés à la mise au point de meilleurs lubrifiants et de meilleures méthodes de récupération de pétrole brut lourd et de traitement des sables pétrolifères. Un établissement de recherche voué au soutien des activités du secteur aval de la société 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 de bitume brut. En 2008, environ 40 personnes participaient à ce type de recherche. 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 maintient 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, les activités de recherche et de soutien technique perfectionné visent principalement à mettre au point des lubrifiants et des carburants et à fournir un soutien technique connexe. À la fin de 2008, environ 105 personnes participaient à ce type de recherches et de soutien technique perfectionné. De plus, à Sarnia, environ 10 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. 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 et d’autres dépenses totalisant environ 2,6 milliards de dollars dans ce domaine, notamment dans des installations. Les dépenses liées à l'environnement au cours des cinq dernières années ont surtout été affectées 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, qui a été achevé en 2006 au coût de 500 millions de dollars, visait à permettre de respecter 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. Les dépenses en immobilisations et autres dépenses engagées par la société relativement à la protection de l'environnement se sont élevées à quelque 620 millions de dollars en 2008 et ont surtout été consacrées aux efforts de réduction des émissions dans les installations appartenant à Syncrude et la société, à la restauration d’installations non exploitées ou liées à des activités suspendues ainsi qu'aux carburants diesel destinés aux véhicules non routiers dont la concentration en soufre doit être extrêmement basse. Les dépenses en immobilisations et autres dépenses engagées par la société relativement à la protection de l'environnement devraient s'établir aux alentours de 750 millions de dollars en 2009. Ressources humaines Au 31 décembre 2008, la société employait environ 4 850 personnes à temps plein, comparativement à environ 4 800 à la fin de 2007 et à environ 4 900 à la fin de 2006. Près de 9 % du personnel de la société est syndiqué. La société continue d'offrir une vaste gamme d'avantages sociaux, y compris des prestations de soins de santé, de soins dentaires, d'invalidité et de survivant, des vacances et des régimes d'épargne et 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

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est également en concurrence avec d'autres industries pour l'approvisionnement des consommateurs en énergie, en carburant 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'ONE et du gouvernement du Canada. 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 2008.

Exportations Le gouvernement du Canada est habilité à réglementer le prix à l'exportation du gaz naturel et 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 productrices 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 imposées sur le pétrole brut, sur le gaz naturel et sur les liquides de gaz naturel varient en fonction d’un certain nombre de facteurs, y compris les volumes de production des puits, les prix de vente et les méthodes de récupération. Pour de plus amples renseignements sur les taux de redevance applicables à la production de Norman Wells, de Cold Lake, de Syncrude et de Kearl, voir la rubrique Secteur amont – 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 opération constituant l’acquisition du contrôle d'une entreprise canadienne, qui nécessite l'approbation du gouvernement du Canada. La loi exige également le dépôt d’un avis 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 qu’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.limperiale.ca, fournit un accès gratuit à des renseignements sur la société et à des renseignements à l’intention des épargnants, dont le rapport annuel sur formulaire 10-K, les

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rapports trimestriels sur formulaire 10-Q et les rapports actuels sur formulaire 8-K de la société ainsi que les modifications apportées à ces rapports. Une fois qu’ils ont été déposés auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis ou fournis à cette dernière, ces rapports sont rendus disponibles dès qu’il est matériellement possible de le faire.

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 sa 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 qu'ils le demeurent. Toute diminution importante des cours du pétrole et du gaz naturel pourrait avoir un 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 consiste en du pétrole lourd. Les prix du marché pour le pétrole lourd s'écartent des indices établis des marchés pour le pétrole léger et moyen principalement en raison des coûts élevés de transport et de raffinage du pétrole lourd et de 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 obtenus pour le pétrole moyen et léger. Les écarts de prix futurs sont cependant 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 placements dans les instruments dérivés afin de spéculer sur l’évolution du prix des marchandises. Facteurs liés à la concurrence La concurrence est très forte dans les industries du pétrole et du gaz naturel, notamment dans les secteurs tels que 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 et 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 carburant 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 amont et aval et du 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, à la manutention, à l’entreposage, au transport, au traitement et à 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 en outre 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 aux fins 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 comporter des exigences, notamment en matière de réduction des rejets dans l'atmosphère 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 les résultats d’exploitation de la société.

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Changements climatiques En avril 2007, le gouvernement canadien a annoncé son intention d'imposer une réglementation pour limiter les émissions de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques des grands établissements industriels du pays, bien que le détail des règlements ne soit pas encore connu. Par conséquent, toute tentative d'en évaluer l'incidence sur la société serait prématurée. La société continuera de suivre l'évolution des exigences légales en la matière. Dans la province d'Alberta, le règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des grands établissements industriels a pris effet le 1er juillet 2007. Les coûts liés à la conformité n’ont pas été importants en 2007 et en 2008 et la société ne s'attend pas à ce que les coûts de cette conformité aient une incidence défavorable importante sur ses activités ou sur sa situation financière. La loi des États-Unis intitulée Energy Independence and Security Act of 2007 interdit aux organismes du gouvernement fédéral américain de se procurer du carburant automobile issu de sources de pétrole non conventionnelles au cours du cycle de vie duquel les émissions de gaz à effet de serre sont supérieures à celles de carburants classiques équivalents. Cette décision pourrait avoir des conséquences pour la commercialisation aux États-Unis d'une partie de la production que la société tire des sables pétrolifères et du pétrole lourd, mais il est encore trop tôt pour se prononcer. Il se peut que d’autres modifications à la législation ou à la réglementation des autorités fédérales et provinciales sur le contrôle des émissions de gaz à effet de serre entraînent une hausse des dépenses en immobilisations et des charges d’exploitation, ce qui pourrait avoir un effet défavorable important sur la situation financière ou les résultats d’exploitation de la société. Toutefois, il est impossible d’en évaluer l’incidence éventuelle pour l’instant. 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 toucher tous les aspects des activités d’exploitation et du rendement financier de la société. 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, dépendent 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 deviendraient 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 être à l'origine d'incendies, d'explosions, de déversements, de jaillissements incontrôlés ou d’autres situations imprévues ou dangereuses causant des dommages personnels, des dommages aux biens ou des dommages à l’environnement, ou encore, 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.

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Facteurs liés aux projets 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, des faits ou des situations de nature à influer sur l’évolution, l’exploitation, le coût ou les résultats liés à ces projets ou installations auront une incidence sur les résultats de la société. 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 font partie de ces risques. Facteurs de risque liés au marché Au cours de 2008, les marchés du crédit se sont resserrés et l’économie mondiale a ralenti. En 2009, la société ne compte pas dépendre des marchés du crédit pour financer son exploitation normale ou ses plans d’investissement.

Rubrique 1B. Questions non résolues relativement aux commentaires du personnel Sans objet

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, le projet Kearl 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 au comptant 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 2008 trois mois terminés les 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc.

Données financières Total des produits et autres revenus Total des dépenses Bénéfice avant l’impôt sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices Bénéfice net Renseignements par action Bénéfice net – résultats de base Bénéfice net – résultats dilués Dividendes (déclarés trimestriellement) 1 Cours des actions Bourse de Toronto Haut ........................................... Bas ............................................ Fermeture .................................. NYSE Alternext Haut ........................................... Bas ............................................ Fermeture .................................. 1)

2007 trois mois terminés les 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc.

(en millions de dollars)

(en millions de dollars)

7 263 6 298

8 859 7 276

9 515 7 558

5 942 5 171

5 934 4 819

6 339 5 319

6 430 5 240

6 740 5 686

965

1 583

1 957

771

1 115

1 020

1 190

1 054

284 681

435 1 148

568 1 389

111 660

(341) 774

(308) 712

(374) 816

(168) 886

0,76 0,75

1,29 1,28

1,57 1,57

0,77 0,76

0,82 0,81

0,76 0,76

0,88 0,88

0,97 0,96

0,09

0,09

0,10

0,10

0,08

0,09

0,09

0,09

(en dollars)

(en dollars)

(en dollars)

58,09 45,80 53,80

62,54 52,41 56,16

58,91 44,30 52,26

63,08 51,24 55,07

57,80 41,60 45,58

(en dollars)

46,43 28,79 40,99

43,75 37,40 42,80

54,70 41,77 49,59

43,66 23,84 33,72

38,29 31,87 37,12

50,35 36,90 46,34

(en dollars US)

56,89 40,00 42,60

51,90 40,86 49,29

56,26 45,57 54,62

(en dollars US)

50,95 37,99 49,56

61,48 46,43 54,78

Les actions de la société sont inscrites à la cote de la Bourse de Toronto. Elles sont également négociées aux États-Unis d’Amérique sur le marché NYSE Alternext, anciennement connu sous le nom de American Stock Exchange 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. Le prix par action en dollars américains indiqué est fondé sur les données consolidées du marché des États-Unis.

En date du 13 février 2009, on comptait 13 242 porteurs inscrits d'actions ordinaires de la société. Au cours de la période du 1er octobre 2008 au 31 décembre 2008, la société a émis 33 600 actions ordinaires en faveur des membres du personnel ou d’anciens membres du personnel de la société situés à l’extérieur des États-Unis au prix de 15,50 $ l’action par suite de la levée d’options d’achat d’actions. Ces émissions n'ont pas été inscrites conformément au règlement S (Regulation S) promulgué en vertu de la loi intitulée Securities Act. Le 23 juin 2008, la société a annoncé par voie de communiqué de presse qu’elle a obtenu de la Bourse de Toronto l’autorisation définitive de lancer une nouvelle offre publique de rachat d’actions dans le cours normal des activités afin de poursuivre son programme de rachats. Le nouveau programme permet à la société de racheter à concurrence de 44 194 961 actions ordinaires, y compris les actions ordinaires achetées au titre du régime d’épargne à l’intention du personnel et du régime d’épargne-retraite qu’elle offre à son personnel et celles achetées de Exxon Mobil Corporation au cours de la période du 25 juin 2008 au 24 juin 2009. Le programme prendra fin le 24 juin 2009, à moins qu’il ne soit résilié avant cette date.

19

Achats de titres de participation par l’émetteur Période

a) Nombre total d’actions achetées

Octobre 2008 (1er octobre – 31 octobre)

Novembre 2008 (1er novembre – 30 novembre)

Décembre 2008

(1er décembre – 31 décembre)

Rubrique 6.

b) Prix moyen payé par action (en $)

c) Nombre total d’actions achetées dans le cadre de régimes ou de programmes annoncés publiquement

d) Nombre maximal (ou valeur monétaire approximative) d’actions qui peuvent encore être achetées dans le cadre des régimes ou des programmes

1 365 130

40,95

1 365 130

28 973 635

5 380 001

37,94

5 380 001

23 511 797

3 559 812

40,13

3 559 812

19 875 171

Principales informations financières 2008

2007

2006

2005

2004

27 797 2 600 15 582 863 1 439 1 728

22 408 2 052 14 027 367 1 443 1 525

2,54 2,53 0,31

1,92 1,91 0,29

(en millions de dollars)

Total des produits d'exploitation1 ................................ Bénéfice net................................................................ Total de l'actif à la fin de l’exercice ............................. Dette à long terme à la fin de l’exercice...................... Dette totale à la fin de l’exercice ................................. Autres obligations à long terme à la fin de l’exercice ..

31 240 3 878 17 035 34 143 2 298

25 069 3 188 16 287 38 146 1 914

Bénéfice net – résultat de base par action2 ................ Bénéfice net – résultat dilué par action2 ..................... 2 Dividendes au comptant/action .................................

4,39 4,36 0,38

3,43 3,41 0,35

24 505 3 044 16 141 359 1 437 1 683 (en dollars)

3,12 3,11 0,32

1) Les produits d'exploitation comprennent 4 894 millions de dollars pour 2005 et 3 584 millions de dollars pour 2004 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. 2) Rajustés pour rendre compte de la division de l’action à raison de trois pour une en mai 2006.

Il y a lieu de se reporter au tableau indiquant les taux de change pour le dollar canadien, exprimé en dollars américains, à la page 3 du présent rapport.

Rubrique 7.

Rapport de gestion

Sommaire Le présent rapport de gestion de l'Impériale, ainsi que les états financiers consolidés ci-joints et les notes y afférentes sont la responsabilité de la direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. L'information comptable et financière de la compagnie reflète fidèlement son modèle de gestion simple, qui repose sur l'extraction, le raffinage et la commercialisation d'hydrocarbures et de produits à base d'hydrocarbures. Les activités de la compagnie comprennent la production (ou l'achat), la fabrication et la vente de produits, et toutes les activités commerciales visent directement à faciliter le transport sous-jacent de marchandises. 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 commerciales 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. Contexte commercial et évaluation des risques Perspectives à long terme La croissance économique et démographique devrait demeurer le principal inducteur de la demande d'énergie dans le monde et en Amérique du Nord. La compagnie s'attend à ce que l'économie mondiale connaisse une croissance moyenne d'environ 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 de 1,2 % l'an. La majeure partie de cette croissance devrait avoir lieu dans les pays en développement.

20

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 ½ % 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 quelque 25 %, soit d'environ 20 millions de barils par jour, d'ici à 2030. Les ressources pétrolières du Canada, qui ne sont surpassées que par celles de l'Arabie Saoudite, représentent un source supplémentaire importante d'approvisionnement potentiel. À l'échelle mondiale, le gaz naturel devrait constituer une importante source d'énergie primaire qui comblera environ 35 % de la demande accrue d'énergie et assurera près du quart de l'approvisionnement mondial en énergie. La production de gaz naturel à partir des sources classiques 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 et les sources non classiques. Secteur amont L'Impériale produit du pétrole brut et du gaz naturel destinés à être vendus sur d'importants marchés nord-américains. 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, les événements politiques sur la scène internationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et la compagnie s'attend à ce qu'il en demeure ainsi.

Les stratégies fondamentales de l'Impériale relatives au secteur amont guident nos activités d'exploration, de développement, de production et de commercialisation du gaz. Ces stratégies comprennent l'identification et la poursuite de toutes les occasions d'exploration attrayantes, l'investissement dans des projets qui procurent un rendement supérieur et le dégagement d'un profit maximal de la production de pétrole et de gaz existante. Ces stratégies sont sous-tendues par une accent continu sur l'excellence d'exploitation et un engagement envers les technologies innovatrices, le développement de nos employés et un investissement dans la collectivité au sein de laquelle nous œuvrons. 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 amont. L'exploitation du pétrole classique des régions productrices développées 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 non classique et du Grand Nord, où l'Impériale possède d'importantes ressources à mettre en valeur. Secteur aval Le contexte du secteur aval demeure très concurrentiel. 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). Bien qu’elles aient été instables d’une année à l’autre, les marges de raffinage, ajustées pour tenir compte de l'inflation, ont fléchi à raison d'environ 1 % par an au cours des 20 dernières années. La vive concurrence qui sévit sur le marché de la vente au détail des carburants a eu tendance à causer la même contraction des marges réelles avec le temps. 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 des 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 aval, la stratégie de l'Impériale consiste à offrir aux clients un service et des produits 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 compagnie possède et exploite quatre raffineries pouvant distiller 502 000 barils par jour et produire 8 000 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 1 900 stations-service Esso, dont environ 570 sont la propriété de la compagnie ou en location, et le secteur de la vente en gros et aux industries, alimenté par un réseau de 24 dépôts de distribution de premier stockage et un réseau de distribution secondaire.

21

Produits chimiques Le secteur nord-américain de la pétrochimie évolue par cycle. La stratégie de la compagnie dans ce secteur consiste à réduire les coûts et à maximiser la valeur par l'intégration croissante des usines chimiques de Sarnia et de Dartmouth avec les raffineries. La compagnie tire aussi parti de son intégration avec les activités chimiques d'ExxonMobil en Amérique du Nord, permettant à l'Impériale de rester dans le peloton de tête dans ses principaux segments de marché. Résultats d'exploitation Le bénéfice net de 3 878 M$ (résultat dilué par action de 4,36 $) enregistré en 2008 a été le plus élevé à ce jour, surpassant le sommet précédent de 3 188 M$ (3,41 $ l'action) atteint en 2007. Les résultats ont progressé en raison principalement de la montée des prix du pétrole brut et du gaz naturel. L'augmentation des prix obtenus par le secteur amont a été en partie annulée par les incidences négatives de la baisse de la production du secteur amont, la hausse des redevances, la hausse des coûts de l'énergie et des frais de maintenance et la contraction généralisée des marges dans le secteur aval. Secteur amont Le bénéfice net de l'exercice s'est dégagé à 2 923 M$ contre 2 369 M$ en 2007. Les résultats ont bénéficié de la hausse des prix obtenus pour le pétrole brut et le gaz naturel totalisant environ 2 100 M$ . L'incidence favorable de ces rentrées sur les résultats a été en partie effacée par la baisse de la production de pétrole classique sur la diminution prévisible du rendement des gisements, qui a retranché environ 420 M$, le recul de la production de Syncrude, qui a effectué une ponction d'environ 135 M$ et la baisse de la production cyclique du pétrole lourd de Cold Lake, qui a retranché environ 105 M$. Les résultats ont également subi les contrecoups d'une hausse des redevances d'environ 310 M$, d'une augmentation des coûts de l'énergie, des frais de maintenance de Syncrude et d'autres coûts de production qui ont totalisé environ 290 M$, de l'absence de retombées favorables des modifications de taux d'imposition d’environ 170 M$ et d'une baisse des gains à la cession d'actifs d'environ 140 M$.

Données financières 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

2 923 11 222

Bénéfice net Produits d'exploitation

2 369 8 685

2 376 8 456

2 008 8 189

1 517 6 580

Le prix mondial du pétrole brut a terminé 2008 à un niveau bien inférieur aux niveaux record atteints plus tôt au cours de l'année. Le prix du pétrole Brent, brut de référence courant sur le marché mondial, a chuté du prix maximal de 144,22 $ (US) le baril en juillet au prix minimal de 33,65 $ (US) en décembre. Le prix moyen du pétrole Brent pour l’année était de 96,99 $ (US) le baril, en hausse de 34 % environ sur 2007. Le prix que la compagnie a touché sur les ventes du pétrole brut classique canadien a reflété les mêmes tendances que les prix mondiaux en terminant 2008 à un niveau bien inférieur à la moyenne de l'année. Le prix du pétrole lourd canadien, y compris celui du pétrole lourd de la compagnie provenant des installations de production de Cold Lake, a généralement changé de la même manière que celui du pétrole brut léger. Le prix du Bow River, brut lourd de référence au Canada, a gagné environ 56 % en 2008 par rapport à 2007 et est tombé bien en dessous de la moyenne annuelle avant la fin de l’année. En 2008, le prix du gaz naturel canadien a augmenté par rapport à l'exercice précédent. La moyenne du prix du disponible 30 jours du gaz naturel en Alberta s'est élevée à 8,61 $ le millier de pieds cubes en 2008, contre 7,01 $ en 2007 (7,41 $ en 2006). Le prix moyen que l'Impériale a touché sur les ventes de gaz naturel s'est établi à 8,69 $ le millier de pieds cubes, contre 6,95 $ en 2007 (7,24 $ en 2006).

Prix de vente moyens et réalisés 2008

2007

2006

2005

2004

64,48 40,00 9,00 69,86 45,62

48,96 33,78 6,78 53,26 37,98

(en dollars canadiens)

95,76 59,35 8,69 103,60 83,91

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)

71,70 47,92 6,95 77,67 53,87

68,58 40,75 7,24 73,75 51,90

La production brute de pétrole lourd des installations de la compagnie en propriété exclusive à Cold Lake a atteint 147 000 barils par jour contre 154 000 barils en 2007 (152 000 en 2006). Cette diminution s'explique par la nature cyclique de la production de Cold Lake. La production brute de pétrole brut synthétique de l'exploitation des sables pétrolifères de Syncrude, dans laquelle la compagnie détient une participation de 25 %, était de 289 000 barils par jour contre 305 000 barils en 2007 (258 000 en 2006). La diminution de la production est avant tout attribuable à des travaux d'entretien prévus et imprévus exécutés pendant l’année, y compris les travaux pour améliorer les performances quant à la fiabilité. La quote-part de l'Impériale dans la production brute moyenne a diminué à 72 000 barils par jour contre 76 000 en 2007 (65 000 en 2006).

22

La production brute de pétrole classique a régressé pour s’établir à 27 000 barils par jour contre 29 000 en 2007 (31 000 en 2006) par suite de la diminution naturelle du rendement des gisements de l'Ouest du Canada. La production brute de gaz naturel s'est établie à 310 millions de pieds cubes par jour, contre 458 millions en 2007 (556 millions en 2006). Cette baisse de la production est avant tout attribuable à la diminution prévue de la production tirée du chapeau de gaz à Wizard Lake, l'extraction de ce gaz étant terminée. La production brute de LGN mis en vente s'est établie en moyenne à 10 000 barils par jour en 2008, contre 16 000 en 2007 (24 000 en 2006), la baisse étant essentiellement imputable à la fin de l’extraction du gaz à Wizard Lake.

Pétrole brut et LGN – production et ventes1 2008

2007

2006

2005

2004

(en milliers de barils par jour)

Cold Lake Syncrude Pétrole brut classique Total de la production de pétrole brut LGN mis en vente Total de la production de pétrole brut et de LGN Ventes de Cold Lake, diluant compris2 Ventes de LGN

brutes nettes brutes nettes brutes nettes brutes nettes brutes nettes 147 124 154 130 152 127 139 124 126 112 72 62 76 65 65 58 53 53 60 59 27 19 29 21 31 23 38 29 43 33 246 205 259 216 248 208 230 206 229 204 10 8 16 12 24 19 31 25 33 26 256

213

191 11

275

228

200 20

272

227

198 29

261

231

262

183 39

230

167 42

Gaz naturel – production et ventes1 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de pieds cubes par jour)

Production3 Ventes 1)

2) 3)

brutes nettes brutes nettes brutes nettes brutes nettes brutes nettes 310 249 458 404 556 496 580 514 569 518 288 407 513 536 520

Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l'année. La production brute correspond à la quote-part de la compagnie (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. Le diluant est un condensat de gaz naturel ou un autre hydrocarbure léger ajouté au pétrole lourd de Cold Lake pour en faciliter le transport par pipeline en vue de sa commercialisation. La production de gaz naturel comprend les quantités consommées en interne, hormis les quantités réinjectées.

Les frais de production ont augmenté en 2008, surtout en raison de l'augmentation des coûts de l'énergie et des frais de maintenance de Syncrude. Secteur aval Le bénéfice net s’est chiffré à 796 M$ comparativement à 921 M$ en 2007. Ce recul est avant tout imputable à une contraction généralisée des marges dans le secteur aval et à des inventaires défavorables totalisant environ 230 M$. Les résultats étaient également inférieurs en raison d’une hausse d’environ 40 M$ des coûts de l'entretien systématique et d’un recul des volumes de ventes d’environ 40 M$. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par un gain de 187 M$ réalisé à la cession de la participation de la compagnie dans Rainbow Pipe Line Co. Ltd.

Données financières 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

796 26 941

Bénéfice net Produits d'exploitation1

921 21 535

624 20 783

694 24 017

556 19 169

2007

2006

2005

2004

Ventes de produits pétroliers 2008

2

(en milliers de barils par jour )

Essence Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur Mazout lourd Huiles lubrifiantes et autres produits Ventes nettes de produits pétroliers

204 157 30 47 438

208 164 33 43 448

206 166 32 49 453

210 169 38 48 465

209 172 37 44 462

Total des ventes intérieures de produits pétroliers (en %)

93,0

94,8

95,1

95,3

93,0

23

Utilisation de la capacité de raffinage 2008

2007

2006

2005

2004

2

(en milliers de barils par jour )

Débit total des raffineries3 Capacité de raffinage au 31 décembre Utilisation de la capacité totale de raffinage (en %) 1)

2) 3)

446 502 89

442 502 88

442 502 88

466 502 93

467 502 93

Les produits d'exploitation de 2005 et des exercices précédents comprenaient des montants au titre de contrats d'achat ou de vente auprès de la même contrepartie. Les frais connexes étaient compris dans les achats de pétrole brut et de produits. Le 1er janvier 2006, ces achats et ventes ont été inscrits au montant net. Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l'année. Pétrole brut et charges d'alimentation expédiés directement dans les unités de distillation atmosphérique.

Les marges de raffinage du secteur étaient inférieures en 2008 comparativement à celles de 2007, du fait de l’affaiblissement de la demande et des niveaux de stocks élevés. Les marges de commercialisation ont été supérieures en 2008 à celles de 2007. La capacité de raffinage a été utilisée à 89 % en 2008, soit 1 % de plus que l'exercice précédent (88 % en 2006). Les améliorations obtenues pendant l’année sur le plan de la fiabilité ont été en partie annulées par l’impact d’une conjoncture économique à la baisse qui ne favorisait pas le fonctionnement des raffineries à pleine capacité. Le volume des ventes du secteur aval, à l’exclusion des montants au titre des contrats d'achat et de vente conclus avec la même contrepartie, était de 438 000 barils par jour contre 448 000 barils en 2007 (453 000 en 2006). Cette baisse s'explique avant tout par le recul de la demande de l’industrie. Les frais de fabrication en 2008 étaient plus élevés que ceux de l’année précédente du fait de la hausse des coûts de l’énergie et des frais de l'entretien systématique. Produits chimiques Le bénéfice net réalisé se chiffre à 100 M$ comparativement à 97 M$ en 2007. L'élargissement des marges sur le polyéthylène a été effacé pour l'essentiel par les marges inférieures sur les produits intermédiaires et par le recul des ventes de polyéthylène et de produits intermédiaires.

Données financières 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

100 1 832

Bénéfice net Produits d'exploitation

97 1 635

143 1 704

121 1 665

109 1 509

2007

2006

2005

2004

Ventes 2008

1

(en milliers de tonnes par jour )

2,1 0,7 2,8

Polymères et produits chimiques de base Produits intermédiaires et autres Total des ventes de produits chimiques 1)

2,2 0,9 3,1

2,2 0,8 3,0

2,1 0,9 3,0

2,4 0,9 3,3

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

Le prix moyen du polyéthylène dans l’industrie s’est chiffré à 1 960 $ la tonne en 2008, en hausse de 18 % par rapport aux 1 666 $ la tonne en 2007 (1 703 $ en 2006), contribuant ainsi à l'élargissement des marges sur les produits à base de polyéthylène. Les ventes de produits chimiques ont atteint 2 800 tonnes par jour, soit moins que les 3 100 tonnes en 2007 (3 000 tonnes en 2006). Ce recul est surtout imputable à la baisse de la demande de produits de polyéthylène et de produits chimiques intermédiaires dans le secteur. Les frais de fabrication en 2008 étaient plus élevés que ceux de 2007 du fait de la hausse des coûts de l’énergie. Comptes non sectoriels Les comptes non sectoriels ont affiché un résultat de 59 M$ contre un solde négatif de 199 M$ l'exercice précédent. L'évolution favorable des résultats est avant tout attribuable à la diminution des charges liées à la rémunération à base d'actions et à l'absence de retombées défavorables liées aux modifications de taux d'imposition déclarées en 2007.

24

Situation de trésorerie et sources de financement Sources et affectation des flux de trésorerie 2008

2007

2006

(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

4 263 (961) (2 536) 766

3 626 (620) (3 956) (950)

3587 (965) (2 125) 497

1 974

1 208

2158

Bien que la compagnie contracte des emprunts à long terme de temps à autre et dispose d'un programme d'émission de billets de trésorerie, les fonds autogénérés parviennent à combler la majeure partie de ses besoins financiers. La gestion des fonds qui peuvent être temporairement disponibles en excédent de ses besoins immédiats est effectuée avec soin, pour s'assurer que ces fonds sont en sûreté et qu'ils peuvent être facilement débloqués pour répondre aux besoins en trésorerie de la compagnie et pour optimiser le rendement des soldes de trésorerie. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation dépendent pour beaucoup du prix du pétrole brut et du gaz naturel et des marges sur les produits. En outre, pour soutenir les flux de trésorerie des périodes futures, la compagnie doit sans cesse trouver et mettre en valeur de nouveaux gisements, et continuer de mettre au point et d'appliquer de nouvelles technologies aux gisements existants, afin de maintenir ou d'augmenter la production. Des projets sont prévus ou en cours pour accroître la capacité de production. Cependant, l'augmentation de la production comporte divers risques comme l'exécution des projets, les interruptions des activités d'exploitation, le rendement des gisements et les modifications de la réglementation. Grâce à sa solidité financière, la compagnie peut engager d'importantes dépenses en immobilisations à long terme. L'éventail de possibilités de mise en valeur dont dispose l'Impériale et la nature complémentaire de ses secteurs d'activité contribuent à atténuer l'ensemble des risques auxquels la compagnie et ses flux de trésorerie sont exposés. De plus, du fait de sa solidité financière, de sa capacité d'emprunt et des diverses possibilités qu'elle peut exploiter, le risque d'abandon ou de retard d'un projet n'aurait pas une incidence importante sur les liquidités de la compagnie, ni sur sa capacité de générer des flux de trésorerie suffisants pour ses activités d'exploitation et ses engagements fixes. Le régime enregistré de retraite de la compagnie est assujetti à une évaluation actuarielle indépendante requise tous les trois ans. La prochaine évaluation actuarielle se fera en 2010. En raison du récent déclin des marchés financiers, la prochaine évaluation pourrait exiger que l’Impériale augmente ses cotisations au régime pendant les cinq prochaines années. Le montant requis de toute cotisation ne sera pas connu avant l’achèvement de cette évaluation. La compagnie s’attend à satisfaire toutes les exigences en matière de cotisation sans affecter les plans d’investissement actuels et futurs. Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont élevés à 4 263 M$ contre 3 626 M$ en 2007 (3 587 M$ en 2006). L'augmentation des flux de trésorerie en 2008 est avant tout attribuable à la hausse du bénéfice net. Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement Les flux de trésorerie liés aux activités d'investissement ont atteint 961 M$ en 2008 contre 620 M$ en 2007 (965 M$ en 2006). La hausse des dépenses en immobilisations corporelles a contribué à cette augmentation. Dépenses en immobilisations et frais d'exploration Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont chiffrés à 1 363 M$ en 2008 contre 978 M$ en 2007 (1 209 M$ en 2006). Les fonds ont servi principalement à faire progresser le projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl, à maintenir et accroître la capacité de production de Cold Lake, à financer des projets environnementaux et à moderniser le réseau des points de vente Esso. Environ 250 M$ ont été engagés dans les projets visant à accroître la sécurité et à réduire l'incidence sur l'environnement résultant des activités d'exploitation de la compagnie. Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations et frais d'exploration de la compagnie dans le secteur amont au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2008 : 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

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

25

740 238 132 1 110

489 150 105 744

518 237 32 787

662 232 43 937

819 234 60 1 113

Dans le secteur amont, plus de 85 % des dépenses en immobilisations et frais d'exploration en 2008 ont visé à exploiter des possibilités de croissance. Des dépenses significatives ont été engagées durant l'exercice dans l’avancement du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et dans les forages d'extension en cours à Cold Lake. D’autres investissements en 2008 comprennent la modernisation des installations de Syncrude, des forages à Horn River et dans des gisements classiques de l'Ouest du Canada, et une campagne de sondage sismique 3-D dans la Mer de Beaufort. Le projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl est situé au nord-est de Fort McMurray, en Alberta. Les autorisations réglementaires ont été obtenues et le projet sera réalisé par phases. La production de la première phase du projet Kearl est de 110 000 barils de bitume par jour avant redevances et la participation de l'Impériale serait d’environ 78 000 barils. La participation de l’Impériale à l’égard des réserves prouvées mises en valeur dans la première phase du projet est de 807 millions de barils et cette quantité a été ajoutée aux réserves prouvées de la compagnie en matière de bitume extrait en 2008. À la fin de 2008, l'Impériale avait investi environ 500 M$ dans le projet Kearl. Les activités en 2008 se sont concentrées sur les travaux techniques pour définir la conception du projet et en établir le plan d'exécution. Les autres activités en 2008 ont également compris la construction des routes d’accès, la préparation du site et des travaux de terrassement. Des progrès substantiels ont également été réalisés au niveau des ententes relatives aux systèmes de transport. L’Impériale a acquis des droits d'exploration sur environ 76 000 acres nettes dans la région du bassin de Horn River en Colombie-Britannique riche en gisements de gaz. Les travaux de forage d’exploration et l'évaluation ont commencé en 2008. Il est prévu que les dépenses en immobilisations et frais d'exploration dans le secteur amont atteindront environ 1,8 G$ en 2009. Plus de 80 % des dépenses visent à exploiter des possibilités de croissance. Les investissements seront affectés principalement au projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et aux forages d'extension à Cold Lake. Les autres investissements serviront à l'amélioration des installations de Syncrude, à réaliser des forages d'extension à des exploitations de pétrole et de gaz classiques dans l'Ouest du Canada et à poursuivre l'exploration à Horn River. Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations engagées par la compagnie dans le secteur aval au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2008 : 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

160 61 11 232

Raffinage et approvisionnement Commercialisation Autres1 Total des dépenses en immobilisations 1)

120 63 4 187

248 97 16 361

368 91 19 478

178 85 20 283

Comprend essentiellement des achats immobiliers.

Les dépenses en immobilisations pour le secteur aval se sont chiffrées à 232 M$ en 2008 contre 187 M$ en 2007 (361 M$ en 2006). En 2008, les dépenses en immobilisations du secteur aval ont surtout servi à réduire les rejets dans l'atmosphère, à accroître l'utilisation de la capacité de raffinage, et à moderniser le réseau de détail. Les dépenses en immobilisations du secteur aval en 2009 sont prévues de s'élever à 400 M$ et serviront surtout à augmenter la récupération du soufre en vue de réduire les émissions de dioxyde de soufre, d'améliorer les systèmes de gestion de l’eau et d'accroître la capacité de traiter différentes charges d'alimentation ainsi que l'efficacité énergétique. Les projets du secteur détail viseront à poursuivre la modernisation du réseau de détail dans les grands centres urbains. Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations de la compagnie dans le secteur des produits chimiques au cours des cinq exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2008 : 2008

2007

2006

2005

2004

(en millions de dollars)

13

Dépenses en immobilisations

11

13

19

15

Les dépenses en immobilisations pour 2008 dans le secteur des produits chimiques ont compris des investissements majeurs pour moderniser les systèmes de gestion de l’eau, améliorer la sécurité et accroître la capacité de traiter différentes charges d'alimentation. Les dépenses en immobilisations prévues dans le secteur des produits chimiques en 2009 s'élèveront à environ 35 M$ et serviront surtout à poursuivre les investissements pour accroître la capacité de traiter différentes charges d'alimentation et améliorer davantage les systèmes de sécurité et de gestion de l’eau. Pour 2009, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration de la compagnie, qui viseront la croissance et l'amélioration de la productivité, devraient s'élever à environ 2,2 G$ et se financer à partir des fonds autogénérés.

26

Flux de trésorerie liés aux activités de financement Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont atteint 2 536 M$ en 2008 contre 3 956 M$ en 2007 (2 125 M$ en 2006). En juin, la compagnie a annoncé qu’elle continuerait son programme de rachat d'actions pour un autre 12 mois. En 2008, la compagnie a racheté 44,3 millions d'actions contre 2 210 M$, y compris des actions rachetées d’ExxonMobil (50,5 millions d’actions contre 2 358 M$ en 2007). Depuis le premier programme lancé par l'Impériale en 1995, la compagnie a racheté 890,4 millions d'actions, soit environ 51 % des actions qui étaient en circulation au début du programme, ce qui s'est soldé par la distribution de plus de 15 G$ aux actionnaires. La compagnie a déclaré des dividendes qui ont totalisé 0,38 $ l'action en 2008, contre 0,35 $ en 2007 (0,32 $ en 2006). Le dividende par action versé régulièrement tous les ans a été majoré au cours de chacune des 14 dernières années et, depuis 1986, le dividende par action a augmenté de 102 %. À la fin de 2008, l'encours de la dette, exclusion faite d'une quote-part de la compagnie dans la dette d'une société dans laquelle elle détient une participation en actions, s'élevait à 143 M$, comparativement à 146 M$ à la fin de 2007 (1 437 M$ en 2006). À la fin de 2008, la dette comptait pour 2 % dans la structure du capital de la compagnie, toute comme en 2007 (17 % en 2006). En 2008, les intérêts sur la dette, avant capitalisation des intérêts, s'élevaient à 8 M$ contre 62 M$ en 2007 (63 M$ en 2006). Le taux d'intérêt effectif moyen sur la dette de la compagnie s'est établi à 5,5 % en 2008 contre 4,9 % en 2007 (4,4 % en 2006). Ratios financiers et notation financière 2008 Dette totale en pourcentage du capital1 Couverture de l'intérêt : par le bénéfice2 par les flux de trésorerie3 1) 2) 3)

2

2007 2

2006 17

2005 18

2004 19

661 721

72 82

66 77

88 101

83 108

Total des tranches à moins d'un an et à long terme de la dette (page F-5) et de la quote-part de la compagnie dans la dette d'une société dans laquelle elle détient une participation en actions divisé par le total de la dette et des capitaux propres (page F-5). Total du bénéfice net (page F-4), des intérêts sur la dette avant capitalisation (page F-22, note 13) et des impôts sur les bénéfices (page F-4) divisé par les intérêts sur la dette avant capitalisation. Flux de trésorerie liés au bénéfice net ajustés pour tenir compte d'autres postes hors trésorerie (page F-7), de la charge d'impôts de l'exercice (page F-13, note 4) et des intérêts sur la dette avant capitalisation (page F-22, note 13) divisé par les intérêts sur la dette avant capitalisation.

La solidité financière de la compagnie, comme en témoignent les ratios financiers ci-dessus, constitue un avantage concurrentiel d'une importance stratégique. Cette santé financière permet à la compagnie d'avoir accès au marché des capitaux dans toutes les conditions de marché et de prendre d'importants engagements à long terme dans le dessein de maximiser la valeur actionnariale. Engagements Le tableau qui suit résume les engagements de la compagnie au 31 décembre 2008. Il a été préparé à partir de données tirées du bilan consolidé et de différentes notes afférentes aux états financiers consolidés.

Note afférente aux états financiers

Échéance des paiements par exercice 2009 De 2010 2014 et Montant à 2013 par la suite total (en millions de dollars)

Obligations locatives capitalisées1 Contrats de location-exploitation2 Obligations d'achat inconditionnel3 Engagements fermes4 Obligations découlant du régime de retraite et des avantages complémentaires de retraite5 Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations6 Autres contrats d'achat à long terme7 1) 2) 3)

4)

Note 14 Note 14 Note 10

4 64 127 251

15 210 262 80

19 158 31 –

38 432 420 331

Note 5

253

203

740

1 196

Note 6

42

309

360

711

302

506

166

974

Obligations contractées principalement pour les contrats de location-acquisition de services marins. Les engagements minimaux au titre des contrats de location-exploitation, non actualisés, visent principalement des immeubles à bureaux, des wagons de chemin de fer et des stations-service. Les obligations d'achat inconditionnel constituent des engagements à long terme qui ne sont pas résiliables et que des tiers ont utilisés pour assurer le financement des installations qui fourniront les biens et services prévus dans les contrats. Ce sont principalement des conventions d'achat par pipeline. Engagements fermes dans des projets d'immobilisations non actualisés. Les principaux engagements en cours à la fin de 2008 s'élevaient à 98 M$ et étaient liés à la quote-part de la compagnie dans des projets d'exploration.

27

5)

6) 7)

Montant par lequel les obligations au titre des prestations constituées dépassent la juste valeur de l'actif du régime de retraite et des avantages complémentaires de retraite à la fin de l'exercice. Les paiements par période comprennent les cotisations prévues au régime de retraite par capitalisation en 2009 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 contrats d'achat à long terme comprennent les engagements à long terme non résiliables qui ne sont pas des obligations d'achat inconditionnel. Ce sont principalement des ententes de fournitures de matières premières et de prestation de services de transport.

Des économies d’impôt non comptabilisées totalisant 150 M$ ne figurent pas dans le tableau des engagements de la compagnie parce que celle-ci ne s’attend pas à ce que leur règlement final ait une incidence sur sa trésorerie, étant donné qu’elle a déposé des fonds suffisants auprès de l’Agence du revenu du Canada. Des détails sur ces économies d’impôt non comptabilisées figurent à la note 4 afférente aux états financiers consolidés, à la page F-13. Au 31 décembre 2008, le passif éventuel de la compagnie ne dépassait pas 79 M$ à l'égard des garanties d'achat d'équipement 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 compagnie prévoit que la juste valeur du matériel d'exploitation et des autres actifs acquis couvrira le montant maximal éventuel des paiements à faire en vertu des garanties. Litiges et autres éventualités Comme il est dit dans la note 10 afférente aux états financiers consolidés à la page F-20, différentes poursuites ont été intentées contre la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. Compte tenu des faits pertinents, la compagnie estime que le dénouement des poursuites intentées contre elle n'aura pas d'effet défavorable important sur ses activités d'exploitation ou sa situation financière. Le gouvernement de l’Alberta a promulgué des modifications au régime des redevances sur le pétrole et le gaz et au régime générique des redevances sur les sables pétrolifères en vigueur à compter de 2009. L’incidence de ces modifications a été incorporée dans le calcul des réserves de pétrole et de gaz et des réserves prouvées de bitume extrait de la compagnie pour 2008, s’il y a lieu. En novembre 2008, l'Impériale, ainsi que les autres propriétaires de la coentreprise Syncrude, ont signé une entente avec le gouvernement de l'Alberta dans le but d'amender l'actuel accord Syncrude avec la Couronne. En vertu de l'entente amendée, à compter du 1er janvier 2010, Syncrude entreprendra la transition au nouveau régime de redevances sur les sables pétrolifères en payant des redevances supplémentaires, le montant exact desquelles dépendra des niveaux de production de 2010 à 2015. Aussi, à compter du 1er janvier 2009, les redevances de Syncrude seront basées sur la valeur du bitume tout en excluant de ce calcul les coûts de valorisation et les produits d’exploitation. L’incidence de l’entente amendée a été intégrée dans le calcul des réserves de brut de synthèse de 2008. Méthodes comptables cruciales Les états financiers de la compagnie ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») des États-Unis. Ils comprennent certaines estimations qui se fondent sur le meilleur jugement de la direction. Les rapports comptables et financiers de la compagnie traduisent fidèlement son modèle de gestion simple. La compagnie n'a pas recours à des structures de financement visant à modifier ses résultats ou à soustraire certaines dettes de son bilan. Le résumé qui suit fournit des précisions sur les méthodes comptables et les estimations cruciales faites par la compagnie 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, de pétrole brut de synthèse et de bitume extrait servent de base au calcul des taux d'amortissement des unités de production 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 et de valorisation de la production, sur la capacité de production installée des usines et sur les restrictions visant la production autorisée. Les estimations des réserves de bitume extrait 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, sur la capacité de production prévue et sur les restrictions visant la production autorisée. La compagnie contrôle l'estimation des réserves prouvées à partir de directives d'approbation établies de longue date. Les changements apportés aux réserves se font suivant un procédé rigoureux, bien établi, dirigé par des géoscientifiques et des ingénieurs chevronnés (appuyés par un groupe du siège social affecté aux calculs des réserves et possédant une vaste expérience technique), aboutissant à des révisions avec l'autorisation de la haute direction et du conseil d'administration. Fait à signaler, la compagnie 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 consentir d'importants financements dans la mise en valeur des réserves avant de les considérer comme prouvées. Bien que la compagnie soit raisonnablement certaine que les réserves prouvées seront extraites, le calendrier de production et le taux de récupération peuvent dépendre de plusieurs facteurs comme l'achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, l'obtention des approbations réglementaires et d'importantes variations des prix à long terme du pétrole et du gaz.

28

Les volumes des réserves de pétrole et de gaz 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 par unité de production ainsi que la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés. Il est entendu que l'utilisation des prix et coûts en vigueur le 31 décembre sert à fournir une mesure ponctuelle pour établir les réserves et mieux comparer les sociétés entre elles. Toutefois, l’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves a pour effet d’introduire une volatilité des prix à court terme dans le processus, qui est incompatible avec la nature à long terme des activités du secteur amont, puisqu’il est nécessaire d’effectuer des ajustements annuels fondés sur les prix pratiqués un jour donné. L'utilisation des prix d'un seul jour n'est pas pertinente pour rendre compte des décisions prises par la compagnie en matière d'investissement. Les révisions peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées estimatives des gisements existants par suite 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 des modifications des prix et des coûts de fin d'exercice servant à calculer les réserves. Ces révisions peuvent aussi comprendre d'importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou de la capacité des installations et du matériel de production. Les quantités figurant dans la catégorie révisions des réserves prouvées de pétrole lourd en 2006 à la page 34 sont avant tout attribuables à des variations des prix et des coûts de fin d'exercice qui ont servi au calcul des réserves. Des réserves de 807 millions de barils de bitume extrait ont été ajoutées en 2008 dans la catégorie révision des réserves, représentant ainsi les parts revenant à la compagnie des réserves en développement dans le cadre de la première phase du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl. Pour ses activités d'exploration et de production, la compagnie suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement et certaines dépenses d'exploration et de forage d'exploration improductif sont passées en charges à mesure qu'elles sont engagées. Les coûts des puits producteurs et des puits secs de mise en valeur sont capitalisés et amortis selon la méthode de l'amortissement par unité de production. La compagnie a recours à cette méthode comptable plutôt qu'à celle de la capitalisation du coût entier parce qu'elle rend mieux compte de la réussite ou de l'échec de ses activités d'exploration et de production. Incidence des réserves sur l'amortissement Le calcul de l'amortissement par unité de production constitue une estimation comptable cruciale qui mesure l'amortissement de l'actif constitué par le secteur amont. 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 sujettes à une certaine variabilité. Bien que les révisions apportées par la compagnie dans le passé laissent entrevoir une certaine variabilité, elles ont eu peu d'effet sur les taux d'amortissement par unité de production. Incidence des réserves et des prix sur les tests de dépréciation Les biens pétroliers et gaziers prouvés détenus et exploités par la compagnie font l'objet d'un test de dépréciation chaque fois que des faits ou des circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d'actifs. La compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des 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. Les dépréciations correspondent à l'excédent de la valeur comptable de l'actif sur sa juste valeur. La compagnie effectue régulièrement des analyses d’évaluation de l’actif dans le cadre de son programme de gestion de l’actif. Ces analyses surveillent le rendement des actifs par rapport aux objectifs de la compagnie. Aussi, elles aident la compagnie à évaluer si la valeur comptable de n’importe lequel de ses actifs pourrait ne pas être recouvrée. En plus de devoir évaluer les quantités des réserves de pétrole et de gaz en effectuant ces analyses, il est également nécessaire d'évaluer les prix futurs du pétrole et du gaz. Les événements déclencheurs pouvant entraîner une évaluation de la dépréciation comprennent une baisse importante des prix courants et projetés ou des réserves, des coûts accumulés nettement supérieurs au montant prévu à l'origine pour un projet donné et des pertes d'exploitation passées et courantes. En général, la compagnie ne considère pas que la baisse temporaire du prix du pétrole soit un événement suffisant pour justifier l'application d'un test de dépréciation. Les marchés du pétrole brut et du gaz naturel sont reconnus pour leur grande volatilité. Bien que les prix puissent parfois baisser considérablement, c'est plutôt l'augmentation ou la diminution de l'offre par rapport à la demande qui détermine les prix à long terme dans le secteur; or ces phénomènes ne peuvent être prévus avec exactitude. C'est pourquoi les tests de dépréciation appliqués par la compagnie reposent sur les hypothèses de prix établies dans le cadre de son processus de planification et de budgétisation annuel sur les marchés du pétrole brut et du gaz naturel ainsi que des produits pétroliers et chimiques. Ce sont les hypothèses de prix utilisées pour la prise de décisions en matière d'investissement. Les tests de dépréciation que la compagnie effectue utilisent aussi les volumes annuels fondés sur les profils de production des différents gisements, lesquels sont mis à jour annuellement. La mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés à la page 35 est fondée sur le prix de fin d'exercice appliqué aux exercices futurs, conformément à la norme SFAS 69. Les prix futurs utilisés pour les tests de dépréciation varient par

29

rapport au prix utilisé dans l'information fournie en conformité avec la norme SFAS 69 et peuvent être inférieurs ou supérieurs pour un exercice donné. Prestations de retraite Le régime de retraite de la compagnie est géré conformément aux exigences des autorités gouvernementales et satisfait au niveau de capitalisation fixé par des actuaires indépendants. La comptabilité des régimes de retraite exige qu'on formule des hypothèses explicites concernant notamment le taux d'actualisation de l'obligation au titre des prestations constituées, le taux de rendement de l'actif du régime et le taux à long terme des augmentations salariales futures. Les hypothèses concernant les régimes de retraite sont revues tous les ans par la haute direction. Ces hypothèses ne sont rajustées que s'il faut refléter des changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2008, le taux de rendement à long terme prévu pour l'actif du régime a été de 8,00 % contre des rendements réels de 5,00 % et de 8,31 % au cours des périodes de 10 ans et de 20 ans terminées le 31 décembre 2008. Si des hypothèses différentes sont employées, la charge et l'obligation pourraient augmenter ou diminuer. Le risque auquel la compagnie serait exposée si ces hypothèses devaient changer est résumé à la note 5 afférente aux états financiers consolidés, à la page F-14. À l'Impériale, les écarts entre le rendement réel de l'actif du régime et le rendement prévu à long terme ne sont pas constatés dans l'exercice au cours duquel ils se produisent. Ces écarts sont plutôt amortis dans la charge de retraite avec les autres gains ou pertes actuariels sur la durée moyenne du reste de la carrière active des salariés. En 2008, les charges de retraite ont 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 et leur valeur est actualisée. Avec le temps, le montant actualisé de l'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations est ajusté pour tenir compte du changement de sa valeur actuelle, et cette augmentation est reflétée dans les charges d'exploitation. Comme les paiements pour régler les obligations se font périodiquement et qu'ils s'étalent sur la durée de vie utile des actifs d'exploitation, qui 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 2008, les obligations ont été actualisées au taux de 6 % et la charge de désactualisation a totalisé 29 M$ avant impôts, ce qui est nettement inférieur à 1 % du total des charges de l'exercice écoulé. L'utilisation d'un taux d'actualisation différent n'aurait pas eu une incidence importante sur les résultats financiers publiés par la compagnie. Aucune obligation liée à la mise hors service n'est constatée pour les installations 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 ainsi qu'aux immobilisations qui ne servent pas à la production 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 compagnie. Bien que ces hypothèses puissent changer, aucune n'est assez importante prise individuellement pour avoir une incidence notable sur les résultats financiers publiés par la compagnie. Éventualités fiscales Les activités de la compagnie sont complexes et les interprétations fiscales, les règlements et les lois qui les visent sont en évolution constante. La direction doit faire preuve d'un grand jugement dans la comptabilisation des éventualités concernant les impôts sur les bénéfices et les litiges fiscaux parce que leur issue est souvent difficile à prédire. Les PCGR exigent la constatation et la mesure des positions fiscales incertaines que la compagnie a prises et compte prendre dans ses déclarations fiscales. L'avantage fiscal découlant d'une position fiscale incertaine ne peut être pris en compte dans les états financiers que si la direction estime plus probable qu'improbable que cette position sera maintenue par le fisc. Dans le cas d'une position qui sera probablement maintenue, l'avantage constaté dans les états financiers correspondra à l'avantage fiscal le plus élevé à l'égard duquel la probabilité que cet avantage soit réalisé lors du règlement final conclu avec le fisc est supérieure à 50 %. Une réserve financière est constituée pour la différence entre la position prise dans une déclaration fiscale et le montant constaté dans les états financiers. Les avantages fiscaux non constatés de la compagnie et la description des exercices ouverts sont résumés à la note 4 des états financiers consolidés à la page F-13.

30

Rubrique 7A. Renseignements quantitatifs et qualitatifs concernant les risques de marché La compagnie est exposée à divers risques financiers, opérationnels et de marché dans le cours de ses activités. La compagnie peut exercer un contrôle sur certains 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. Au cours de 2008, les marchés du crédit se sont resserrés et l'économie mondiale a ralenti. En 2009, la compagnie ne s'attend pas à dépendre des marchés du crédit pour financer son exploitation normale ou ses plans d'investissement. En avril 2007, le gouvernement canadien a annoncé son intention d'imposer une réglementation pour limiter les émissions de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques des grands établissements industriels du pays. Le détail des règlements n’est pas encore connu. Par conséquent, toute tentative d'évaluer son incidence sur la compagnie est prématurée. La compagnie continuera de surveiller l'évolution des exigences légales en la matière. Dans la province d'Alberta, le règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des grands établissements industriels a pris effet le 1er juillet 2007. Les coûts de cette conformité n’étaient pas très importants en 2007 et 2008, et la compagnie ne s'attend pas à ce que les coûts futurs aient une incidence défavorable importante sur ses activités ou sur sa situation financière. La loi américaine Energy Independence and Security Act of 2007 interdit aux organismes du gouvernement fédéral américain de se procurer du carburant automobile issu de sources de pétrole non conventionnelles au cours du cycle de vie duquel les émissions de gaz à effet de serre sont supérieures à celles de carburants classiques équivalents. Cette décision pourrait avoir des conséquences pour la commercialisation aux États-Unis d'une partie de la production que la compagnie tire des sables pétrolifères et du pétrole lourd, mais il est trop tôt pour se prononcer. La compagnie n'a pas prise sur des risques comme l'évolution du prix des marchandises sur la scène internationale et les taux de change. La compagnie ne fait pas appel au marché des dérivés pour spéculer sur l'orientation future des cours des devises ou des marchandises. Du fait de sa taille, de la solidité de sa situation financière et de la nature complémentaire des secteurs amont, aval et des produits chimiques, la compagnie est en mesure d'atténuer son exposition à l'évolution de ces risques. L'exposition éventuelle de la compagnie à ces risques est résumée dans le tableau ci-après sur la sensibilité des résultats, qui présente l'effet annuel estimatif, selon la conjoncture actuelle, de certains facteurs sur son bénéfice net après impôts.

Sensibilité des résultats1 (en millions de dollars après impôts)

Variation de 3 $ US du prix du baril de pétrole brut Variation de 0,70 $ du prix du millier de pieds cubes de gaz naturel Variation de 1 $ US le baril de la marge sur les ventes de l'ensemble des produits pétroliers Variation de 0,01 $ US la livre de la marge sur les ventes de polyéthylène Baisse (hausse) de 0,08 $ de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain 1)

+ (-) + (-)

150 6

+ (-)

140

+ (-)

7

+ (-)

300

Le montant servant à illustrer l'incidence de chaque facteur correspond à une variation d'environ 10 % de la valeur de la marchandise ou du taux en question à la fin de 2008. Chaque calcul de 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 fluctuations plus fortes.

La sensibilité du bénéfice net aux variations du prix du pétrole brut a augmenté depuis la fin de 2007 d'environ 13 M$ (après impôts) pour chaque variation de 1 $ US le baril. Une baisse de la valeur du dollar canadien a eu pour effet d’augmenter l'incidence du prix du pétrole brut libellé en dollars américains sur les produits et le bénéfice de la compagnie. La présentation de la sensibilité du bénéfice net aux variations de la marge sur les ventes pour la totalité des produits pétroliers a changé de 0,01 $ US le litre à 1,00 $ US le baril pour se conformer à l’unité de mesure de référence de l’industrie. La sensibilité du bénéfice net aux variations de la marge sur les ventes pour la totalité des produits pétroliers représentait une variation d’environ 140 M$ (après impôts) pour chaque 1,00 $ US de différence sur le prix du baril à la fin de 2008, soit une augmentation d’environ 25 M$ depuis la fin de 2007. Une baisse de la valeur du dollar canadien a eu pour effet d’augmenter l’incidence du prix du pétrole brut et des produits pétroliers libellés en dollars américains sur les produits et le bénéfice de la compagnie.

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. Les corps minéralisés gisent sous des morts-terrains d’une épaisseur de 50 à 150 pieds et présentent une teneur en bitume allant de 4 à 14 % en masse, sur une épaisseur de 115 à 180 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 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

31

active, les trous de forage sont espacés d’environ 400 pieds (150 puits par section) et dans celles d’exploitation future, d’environ 1 150 pieds (20 puits par section). Les réserves prouvées sont situées dans les mines en exploitation du nord et d'Aurora. Selon le plan d’exploitation minière à long terme qui a été approuvé par les propriétaires de Syncrude, les mines du nord et d'Aurora recèlent des sables pétrolifères exploitables dont la teneur moyenne en bitume est respectivement de 10,6 % et 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 2008 était de 734 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 %. Les réserves prouvées nettes sont fondées sur la meilleure estimation possible de la société quant aux taux moyens de redevance pour la durée économique de chaque projet et tiennent compte des modifications à l’accord de Syncrude avec la Couronne. Les taux de redevance réels pourront varier selon la production, les prix et les coûts. 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 Mine Aurora et gisement du nord

Total

(en millions de barils)

Au début de l’exercice 2006 .................................................. Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2006...................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2007...................................................... Révision de l’estimation antérieure ........................................ Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2008......................................................

208 – (9) 199 – (11) 188 27 (11) 204

530 1 (12) 519 – (13) 506 36 (12) 530

738 1 (21) 718 – (24) 694 63 (23) 734

Projet Kearl Les gisements de bitume à Kearl sont encaissés dans les grès des membres inférieur, moyen et supérieur de la formation McMurray, bien que concentrés dans les membres moyen et supérieur. Les sables pétrolifères se trouvent à des profondeurs variant de quelque 30 pieds à 450 pieds de la surface. Ces gisements ont généralement une épaisseur nette de 130 pieds, qui peut parfois atteindre 230 pieds. Les estimations des réserves de bitume extrait sont fondées sur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, sur le plan d’exploitation minière, sur les facteurs de récupération, sur la capacité de production prévue et sur les restrictions visant la production autorisée. La quantité en place, la profondeur et la teneur des gisements pour la première phase ont été déterminées par des carottages rapprochés, pratiqués sur une vaste étendue et espacés de quelque 1 400 pieds (14 puits par section). L’établissement des réserves de l’Impériale est réalisé sur la base d’une teneur de coupe en bitume de 7 % en fonction du poids, d’un taux global de récupération de 77 % (procédé de traitement par moussage paraffinique) et d’un facteur de dilution minière de 95 %. Les réserves prouvées nettes sont fondées sur la meilleure estimation possible par la société des taux moyens de redevances pour la durée économique de chaque projet et tiennent compte du nouveau régime de redevances sur les sables pétrolifères du gouvernement de l’Alberta. Ces taux peuvent varier selon la production, les prix et les coûts. Le tableau qui suit présente la quote-part des réserves prouvées nettes de la société dans Kearl, après déduction des redevances à verser à la province d’Alberta : Total (en millions de barils)

À la fin de l’exercice 2007............................................................ Ajouts........................................................................................... Production ................................................................................... À la fin de l’exercice 2008............................................................

32

– 807 – 807

Activités de production de pétrole et de gaz Les renseignements qui suivent sont fournis conformément au Statement of Financial Accounting Standards No. 69 des États-Unis, intitulé Disclosures about Oil and Gas Producing Activities. Résultats d’exploitation 2008

2007

2006

(en millions de dollars)

Ventes à la clientèle1 .............................................................. Ventes intersectorielles1,2 .......................................................

3 343 1 297 4 640 1 335 122 337 814 2 032

Frais de production ................................................................. Frais d’exploration .................................................................. Amortissement et épuisement ................................................ Impôts sur les bénéfices ......................................................... Résultats d’exploitation...........................................................

2 383 1 131 3 514 1 074 100 371 526 1 443

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

Dépenses en immobilisations et d’exploration 2008

2007

2006

(en millions de dollars)

Frais afférents aux terrains3 Réserves prouvées .......................................................... Réserves non prouvées ................................................... Frais d’exploration ................................................................. Frais de mise en valeur ......................................................... Total des dépenses en immobilisations et d’exploration........

– – 122 525 647

– 1 100 437 538

– – 32 496 528

Immobilisations corporelles 2008

2007

(en millions de dollars)

Frais afférents aux terrains3 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)

3 168 271 7 212 181 691 11 523 7 840 3 683

3 167 148 6 706 180 579 10 780 7 505 3 275

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 valeurs brutes à la note 3 (page F-11), 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 circonscrit un champ pouvant être productif. Les réserves non prouvées correspondent aux autres régions.

33

Réserves de pétrole et de gaz Réserves prouvées nettes, mises en valeur et non mises en valeur

1

Pétrole brut et liquides du gaz naturel Classique

2

Lourd

Total

Total (en milliards de pieds cubes)

(en millions de barils)

Au début de l’exercice 2006

Gaz naturel

83

551

634

747

Révisions ............................................................................... 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

Révisions ............................................................................... Récupération améliorée......................................................... (Vente) achat de réserves en place ....................................... Découvertes et extensions .................................................... Production ............................................................................. À la fin de l'exercice 2007

24 – (1) – (12) 82

(27) 6 – 44 (47) 717

(3) 6 (1) 44 (59) 799

75 1 (12) 8 (147) 635

Révisions ............................................................................... Récupération améliorée......................................................... (Vente) achat de réserves en place ....................................... Découvertes et extensions .................................................... Production ............................................................................. À la fin de l’exercice 2008......................................................

(8) – – – (10) 64

(66) (1) – 25 (45) 630

(74) (1) – 25 (55) 694

45 – – 4 (91) 593

1)

2)

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 ºF. 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 actuelles de la société comprennent les réserves attribuables aux phases commerciales de l’exploitation de Cold Lake.

L’information ci-dessus décrit les variations au cours des exercices et les soldes des réserves prouvées de pétrole et de gaz à la fin des exercices 2006, 2007 et 2008. 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. Le volume des réserves de pétrole et de gaz à la fin d'un 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. Les quantités de réserves ainsi déterminées servent également à calculer les taux d'amortissement des unités de production, ainsi que la mesure standardisée des flux de trésorerie nets actualisés. Il est entendu que l'utilisation des prix et coûts en vigueur le 31 décembre sert à fournir une mesure ponctuelle pour établir les réserves et mieux comparer les sociétés entre elles. Toutefois, l’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves a pour effet d’introduire une volatilité des prix à court terme dans le processus, qui est incompatible avec la nature à long terme des activités du secteur amont, puisqu’il est nécessaire d’effectuer des ajustements annuels fondés sur les prix pratiqués un jour donné. Par conséquent, l’utilisation de prix d’une seule journée n’est pas pertinente pour la société dans sa prise de décisions en matière d’investissement. 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 révisions peuvent aussi tenir compte d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou dans la capacité des installations et du matériel de production. Les quantités figurant dans la catégorie des révisions des réserves prouvées de pétrole lourd en 2006 sont principalement attribuables aux modifications des prix et coûts de fin d'exercice ayant servi à établir les réserves. 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 et de gaz naturel sont fondées sur une estimation des taux futurs de redevances au moment de l’estimation, compte tenu du nouveau régime de redevances sur les sables pétrolifères du gouvernement de l’Alberta. Quant aux réserves prouvées nettes de pétrole lourd, elles sont 34

fondées sur la meilleure estimation possible des taux moyens de redevances pour la durée de vie de chaque projet, compte tenu du nouveau régime de redevances sur les sables pétrolifères du gouvernement de l’Alberta. Dans chaque cas, ces taux pourront varier selon la production, les prix et les coûts. 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. 1

Réserves prouvées nettes, mises en valeur et non mises en valeur, de pétrole brut et de gaz naturel au 31 décembre 2008

Pétrole brut (en millions de barils) : Classique Barils ................................................... Pétrole lourd Barils ................................................... Total Barils ................................................... Gaz naturel (en milliards de pieds cubes) : Pieds cubes......................................... 1)

2007

2006

2005

2004

64

82

71

83

115

630

717

741

551

232

694

799

812

634

347

593

635

710

747

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. 1

Réserves prouvées nettes mises en valeur de pétrole brut et de gaz naturel au 31 décembre 2008

Pétrole brut (en millions de barils) : Classique Barils ................................................... Pétrole lourd Barils ................................................... Total Barils ................................................... Gaz naturel (en milliards de pieds cubes) : Pieds cubes......................................... 1)

2007

2006

2005

2004

63

82

71

81

111

425

483

501

368

232

488

565

572

449

343

513

539

608

643

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 actualisés Comme l’exige le SFAS 69, la mesure normalisée des flux de trésorerie futurs 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 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 et dans Kearl. Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs nets actualisés provenant des réserves prouvées de pétrole et de gaz 2008

2007

2006

(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 actualisés ..............................................

35

18 956 (13 558) (4 642) (111) 645 613 1 258

32 415 (14 475) (3 548) (3 655) 10 737 (4 487) 6 250

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

Variations de la mesure normalisée des flux de trésorerie futurs nets actualisés provenant des réserves prouvées de pétrole et de gaz 2008

2007

2006

(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 ......................................... Frais 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 ...........................................................

6 250

6 415

4 314

(3 422)

(2 430)

(2 839)

(6 016)

(625)

4 221

25

164

(4)

438 1 460 689 1 834 (4 992) 1 258

412 1 285 710 319 (165) 6 250

411 87 568 (343) 2 101 6 415

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

Aucun.

Rubrique 9A. Contrôles et procédures Tel qu'il est indiqué dans les attestations se trouvant à l’annexe 31 du présent rapport, le principal membre de la haute direction 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 2008. En se basant sur cette évaluation, ces dirigeants ont conclu que les contrôles et les procédures de divulgation de la société sont efficaces afin d'assurer que les renseignements ayant trait à la société, qu’elle doit communiquer dans les rapports devant être déposés ou qu’elle soumet conformément à la Securities Exchange Act of 1934, avec ses modifications, sont recueillis et leur sont communiqués de façon à permettre la prise de décisions en temps opportun concernant les renseignements qui doivent être communiqués et sont efficaces pour assurer que ces renseignements sont enregistrés, traités, synthétisés et communiqués dans les délais précisés dans les règles et les formulaires de la Securities and Exchange Commission. Il y a lieu de se reporter à la page F-2 du présent document pour consulter le rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière et au rapport du cabinet d’expertise comptable inscrit indépendant sur le contrôle interne de la société à l’égard de l’information financière en date du 31 décembre 2008. Aucun changement n'est survenu dans le contrôle interne de la société à l’égard de l’information financière pendant le dernier trimestre de l'exercice de la société qui a eu ou qui est raisonnablement susceptible d’avoir une incidence importante sur ce contrôle.

Rubrique 9B. Autres renseignements Aucun

36

PARTIE III Rubrique 10.

Dirigeants de la personne inscrite

La société compte actuellement 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 chacune des huit personnes énumérées ci-dessous a été soumise en vue de leur élection à l’assemblée annuelle des actionnaires qui aura lieu le 30 avril 2009. 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 K. T. (Krystyna) Hoeg Présidente et chef de la direction à la retraite, 1,3 Distilleries Corby Limitée

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

Administrateur depuis le 1er mai 2008

Avoirs4,5,6

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

1 931

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

2 000

Actions d’Exxon Mobil Corporation B. H. (Bruce) March Président du conseil, président et chef de la direction Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Président, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, Calgary (Alberta)

1er janvier 2008

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

37

0

0

5 000

0

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

43 300

Actions d’Exxon Mobil 7 Corporation

71 935

Nom et principales fonctions actuelles

J. M. (Jack) Mintz Professeur titulaire de la chaire Palmer de politique publique de l'Université de Calgary1,3

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

Administrateur depuis le

21 avril 2005

Avoirs4,5,6

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

1 000

Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

3 063

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

8 500

Actions d’Exxon Mobil Corporation R. C. (Robert) Olsen Vice-président directeur, ExxonMobil Production 2 Company

R. (Roger) Phillips Président et chef de la direction à la retraite, 1,3 IPSCO Inc. (sidérurgie)

Président du conseil et directeur de la production, ExxonMobil International Limited, Londres, Angleterre

–

1er mai 2008

23 avril 2002

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Contrôleur et vice-président principal, finances et administration, Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, Calgary (Alberta)

1er février 2002

0

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

0

Actions d’Exxon Mobil 7 Corporation Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

267 554

9 000

Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

17 736

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

12 625

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Actions d’Exxon Mobil Corporation

38

3 000

Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Actions d’Exxon Mobil Corporation P. A. (Paul) Smith Vice-président principal, finances et administration, et trésorier, Compagnie 3 Pétrolière Impériale Ltée

0

2 000

13 059

0

181 850

1 662

Nom et principales fonctions actuelles

S. D. (Sheelagh) Whittaker Administratrice de sociétés1,3

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

Administrateur depuis le

19 avril 1996

Avoirs4,5,6

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

33 426

Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

12 625

Actions d’Exxon Mobil Corporation V. L. (Victor) Young Administrateur de plusieurs sociétés1,3

–

23 avril 2002

Actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action à dividende différé de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Unités d'action assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Actions d’Exxon Mobil Corporation

1) 2) 3) 4) 5) 6)

7)

9 000

0

11 250

6 043

12 625

0

Membre du comité de vérification, membre du comité des ressources pour les dirigeants, membre du comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité et membre du comité des mises en candidature et de la gouvernance Membre du comité des ressources pour les dirigeants, du comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité et du comité des mises en candidature et de la gouvernance Membre du conseil d’administration de la Fondation Pétrolière Impériale Les chiffres présentés rendent compte de la propriété réelle d’actions ordinaires de la 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 assujetties à des restrictions et aux unités d’actions à dividende différé offerts par la société à certains membres du personnel et aux administrateurs non salariés sont décrits respectivement aux pages 44 à 46 et aux pages 54 à 55. Les chiffres indiqués pour les unités d’actions assujetties à des restrictions et les unités d’actions à dividende différé représentent le total des unités d’actions assujetties à des restrictions et des unités d’actions à dividende différé reçues en 2006, en 2007 et en 2008 après la division de celles-ci à raison de trois pour une en mai 2006, et du triple du nombre d’unités d’actions assujetties à des restrictions et d’unités d’actions à dividende différé attribuées avant la division d’actions et encore détenues par l’administrateur. Le nombre d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation comprend les actions assujetties à des restrictions et les unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées en vertu de son régime d’actions assujetties à des restrictions, qui est comparable à celui de la société. B. H. March détient 27 185 actions ordinaires et 44 750 actions assujetties à des restrictions et unités d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation. R. C. Olsen détient 105 854 actions ordinaires et 161 700 actions assujetties à des restrictions et unités d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation.

L'âge des administrateurs et des candidats à l'élection au poste d'administrateur, ainsi que des membres de la haute direction visés, est le suivant : R. L. Broiles, 51 ans; C. W. Erickson, 49 ans; K. T. Hoeg, 59 ans; B. H. March, 52 ans; J. M. Mintz, 57 ans; R. C. Olsen, 58 ans; R. Phillips, 69 ans; P. A. Smith, 55 ans; S. M. Smith, 51 ans; S. D. Whittaker, 61 ans et V. L. Young, 63 ans. T. J. Hearn, qui a pris sa retraite de la société le 31 mars 2008, a 64 ans. Certains des dirigeants occupent des postes d’administrateurs auprès d’autres émetteurs assujettis canadiens et américains :

39

Nom K. T. Hoeg

J. M. Mintz R. Phillips

V. L. Young

Autres émetteurs assujettis auprès desquels l’administrateur occupe aussi un poste d'administrateur Financière Sun life Inc. Shoppers Drug Mart Corporation Chemin de fer Canadien Pacifique Limitée Compagnie de chemin de fer Canadien Pacifique Cineplex Galaxy Income Fund Brookfield Asset Management Inc. Compagnie de chemin de fer Canadien Pacifique Chemin de fer Canadien Pacifique Limitée Cliffs natural Resources Inc. La Banque Toronto-Dominion Fonds de revenu Bell Aliant Communications régionales BCE Inc. Banque Royale du Canada

Tous les administrateurs, sauf Krystyna T. Hoeg, 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 même entreprise ou auprès d'entreprises faisant partie du même groupe. Au cours des cinq derniers exercices, Krystyna T. Hoeg a été présidente et chef de la direction des Distilleries Corby Limitée jusqu'à sa retraite en février 2007; 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. Outre les membres de la haute direction visés indiqués à la page 41, les personnes suivantes étaient également membres de la haute direction de la société en date du 13 février 2009. Nom et fonctions Sean R. Carleton Contrôleur

En poste depuis er

1 février 2008

Phil Dranse Trésorier adjoint

er

Marvin E. Lamb Directeur, Imposition des sociétés

50

1 août 2008

55

1 décembre 2001

53

er

Brian W. Livingston Vice-président, chef du contentieux et secrétaire de la société

Âge

er

1 août 2004

54

Tous les membres de la haute direction 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 membres de la haute direction occupent leurs fonctions jusqu'à ce que leur mandat soit résilié par le conseil d’administration ou par le chef de la direction. Comité de vérification Il y a un comité de vérification au conseil d'administration de la compagnie. Les administrateurs suivants sont membres du comité de vérification : K. T. Hoeg, J. M. Mintz, R. Phillips, S. D. Whittaker et V. L. Young. Expert financier du comité de vérification Le conseil d'administration de la société a déterminé que K. T. Hoeg, R. Phillips, S. D. Whittaker et V. L. Young peuvent chacun être considéré comme un « expert financier du comité de vérification » et que ces quatre personnes, ainsi que J. M. Mintz, sont des administrateurs indépendants, selon le sens qui est donné à cette expression dans le Règlement 52-110 sur le comité de vérification et à l’expression correspondante dans les règles de la Securities and Exchange Commission et dans les normes d'inscription des Bourses NYSE Alternex 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 membre de la haute direction, 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 relative aux mandats d’administrateurs, ainsi que les procédures et 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.

40

Rubrique 11.

Dirigeants et rémunération des dirigeants

Membres de la haute direction visés de la société Les membres de la haute direction visés de la société à la fin de 2008 étaient : B. H. (Bruce) March, président du conseil, président et chef de la direction; P. A. (Paul) Smith, vice-président principal, finances et administration, et trésorier; R. L. (Randy) Broiles, vice-président principal, division des ressources; C. W. (Chris) Erickson, vice-président et directeur général, raffinage et approvisionnement; et S. M. (Simon) Smith, vice-président et directeur général, commercialisation des carburants. er T. J. (Tim) Hearn a occupé les fonctions de président du conseil et de chef de la direction du 1 janvier 2008 jusqu’à son départ à la retraite, le 31 mars 2008.

Rémunération des membres de la haute direction Le comité des ressources pour les dirigeants établi par le conseil est composé de cinq administrateurs indépendants et de R. C. Olsen, qui est employé chez ExxonMobil Production Company. Le comité des ressources pour les dirigeants 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 membres de la direction et de la haute direction 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 membres de la haute direction, du chef de la direction compris et des autres dirigeants. R. C. Olsen n’est pas indépendant en raison du poste qu’il occupe auprès d’ExxonMobil Production Company, une division d’Exxon Mobil Corporation, qui détient en propriété réelle 596 357 122 actions ordinaires, soit 69,6 % des actions en circulation comportant droit de vote de la société. Pour ce motif, la société est une société contrôlée. Au cours de 2008, le comité des ressources pour les dirigeants était composé des membres suivants : R. Phillips, président V. L. Young, vice-président K. T. Hoeg (depuis mai 2008) J. M. Mintz R. C. Olsen (depuis juillet 2008) J. F. Shepard (jusqu'en mai 2008) S. D. Whittaker B. H. March 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 Le comité des ressources pour les dirigeants du conseil d’administration a examiné l’analyse de la rémunération pour 2008 et en a discuté avec la direction. Au terme de cette analyse et de cette discussion, le comité a recommandé au conseil que l’analyse de la rémunération soit intégrée à la circulaire de sollicitation de procurations de la société pour l’assemblée annuelle des actionnaires de 2009. Ce rapport est présenté au nom du comité des ressources pour les dirigeants : R. Phillips, président V. L. Young, vice-président K. T. Hoeg

J. M. Mintz R. C. Olsen S. D. Whittaker

Analyse de la rémunération Sommaire Répondre aux besoins d’énergie du Canada est une question complexe. La société relève ce défi en adoptant une vision à long terme de la gestion de ses activités au lieu de réagir aux cycles économiques à court terme. Le programme de rémunération de la société s’inscrit dans cette approche à long terme et les stratégies d’affaires clés résumées ci-dessous. Contexte commercial • Dépenses en immobilisations importantes sur de longues périodes d’investissement; • Risques opérationnels et financiers complexes; • Envergure nationale des activités de la société; et • Prix cycliques des produits déterminés par ceux des matières premières. Stratégies d’affaires clés • Accroissement du volume des ventes rentables; • Orientation disciplinée, sélective et à long terme axée sur l’augmentation de la productivité des éléments d’actif de la société; • Prestation impeccable; et

41

•

Meilleure structure de coûts de notre catégorie afin d’assurer des rendements du capital parmi les meilleurs du secteur et des flux de trésorerie supérieurs. La mise en œuvre de ces stratégies clés est une priorité pour la société et assure la croissance à long terme de la valeur pour les actionnaires. Principaux éléments du programme de rémunération Les principaux éléments du programme de rémunération et des objectifs de recrutement de la société qui reflètent le contexte commercial et les stratégies d’affaires clés sont les suivants : • une orientation de poursuite d’une carrière à long terme et des critères de rendement individuel élevés (se reporter à la page 43); • un salaire de base qui récompense le rendement individuel et l’expérience (se reporter à la page 43); • l’attribution de primes annuelles fondées sur le rendement de l’entreprise de même que sur le rendement individuel et l’expérience (se reporter aux pages 43 à 44); • le versement d’une partie importante de la rémunération des dirigeants sous forme d’unités d’actions assujetties à des restrictions à périodes d’acquisition prolongées (se reporter aux pages 44 à 45); et • l’attribution d’avantages de retraite (régimes de retraite et d’épargne) qui assurent la sécurité financière après que le dirigeant ait cessé d’occuper son poste (se reporter aux pages 46 à 48). Le programme de rémunération de la direction de la société vise à : • favoriser des carrières à long terme et à mettre l’accent sur le rendement individuel; • tenir compte du caractère durable des activités de la société; • appuyer l’approche de la société selon laquelle l’expérience, les compétences et la motivation de ses dirigeants sont essentielles à ses succès futurs; et • assurer l’alignement de la rémunération de la direction sur les intérêts à long terme des actionnaires. Le programme de rémunération de la société met l’accent sur la compétitivité des salaires et des intéressements liés au rendement comme principal moyen d’attirer, de former et de retenir des membres clés du personnel. Autres pratiques complémentaires en matière de rémunération et de recrutement • Un programme de perfectionnement des cadres et de planification de la relève est en place depuis longtemps pour favoriser l’orientation de poursuite d’une carrière et assurer la continuité au niveau de la direction. • Tous les cadres participent aux mêmes programmes (mêmes régimes de rémunération salariale, d’intéressement et de retraite). Dans le cadre de ces programmes, la rémunération des cadres varie en fonction de l’évaluation du rendement individuel, du niveau de responsabilité et de l’expérience individuelle. Tous les membres de la haute direction affectés par ExxonMobil participent également à des programmes communs, qui sont administrés par ExxonMobil. • Une partie importante de la rémunération d’un membre de la haute direction visé pourrait être annulée s’il participe à une activité qui est préjudiciable à la société. • La prise de risques inappropriés est découragée du fait que les membres de la haute direction sont obligés de conserver une partie importante de leurs attributions incitatives en actions pendant toute leur carrière et dans certains cas après leur départ à la retraite. • L’usage d’avantages indirects au sein de la société est limité, et surtout lié à la planification financière pour les membres de la haute direction, tout comme l’est le paiement des droits d'adhésion à des clubs, qui sert principalement à cultiver des relations d’affaires. • Aucune aide fiscale n’est accordée par la société pour les éléments de la rémunération ou les avantages indirects des dirigeants autres qu’au titre des frais de relocalisation. Le programme de relocalisation s’applique à tous les cadres, aux professionnels, au personnel technique et aux membres de la direction mutés. Processus d’évaluation et de classement des membres du personnel Le rendement individuel est mesuré dans le cadre du programme d’évaluation des membres du personnel de la société. Faite annuellement, l’évaluation du rendement se fonde sur des mesures du rendement de l’entreprise et des objectifs propres à chaque membre du personnel, y compris les moyens par lesquels ce rendement est atteint. Les mesures de rendement de l'entreprise comprennent : • le rendement total offert aux actionnaires; • le bénéfice net; • le rendement du capital utilisé; • les dividendes versés aux actionnaires; • le rendement en matière de sécurité, de santé et de protection de l’environnement; • le rendement opérationnel des secteurs d’exploitation Aval, Amont et Produits chimiques; • les contrôles commerciaux; et • l’efficacité des mesures qui appuient l’orientation stratégique à long terme de la société. Le processus de classement, qui fait partie intégrante du programme d’évaluation, comporte une évaluation comparative du rendement des membres du personnel suivant un processus normalisé qui s'applique à tous les échelons de l'entreprise. Le processus d'évaluation est intégré au programme de rémunération et au processus de perfectionnement des cadres supérieurs. Les deux existent depuis de nombreuses années et sont à la base de la planification du perfectionnement individuel et de celle de la relève aux postes de direction. Le processus de prise de

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décisions à l’égard de la rémunération requiert l'exercice de jugement et la prise en compte du rendement de l’entreprise, du rendement individuel et du niveau de responsabilité. La société n’utilise pas des objectifs ou des formules quantitatifs pour évaluer le rendement individuel ou pour déterminer le montant de la rémunération. Programme de rémunération Orientation de poursuite d’une carrière L’objectif de la société est d’attirer, de former et de conserver à son service les meilleurs talents. Il faut investir beaucoup de temps et d’argent pour perfectionner les talents de dirigeant expérimenté dont la société a besoin pour réussir dans son domaine d’activité; les membres de la haute direction doivent bien connaître toutes les phases du cycle économique pour être des dirigeants efficaces. Les éléments du programme de rémunération de la société appuient l’approche à long terme. L’orientation de poursuite d’une carrière au sein d’un groupe de membres du personnel dévoués et hautement qualifiés et les normes de rendement les plus élevées contribuent à notre position de chef de file de l’industrie et servent les intérêts des actionnaires à long terme. Les états de service des membres de la haute direction visés de la société reflètent cette stratégie. En effet, ils comptent de 27 à plus de 29 années de service. Le fait que les dirigeants les plus efficaces gagnent habituellement beaucoup plus dans les dernières années de leurs carrières que dans les premières années cadre bien avec l’orientation de poursuite d’une carrière à long terme mise de l’avant par la société. Cette pratique de rémunération vient appuyer l’importance donnée à l’approche à long terme dans la prise de décisions qui sont essentielles à la réussite de l’entreprise. Étant donné que le programme de rémunération met l’accent sur l’expérience individuelle et le rendement soutenu, des dirigeants qui occupent des fonctions semblables peuvent bénéficier de niveaux de rémunération sensiblement différents. Le programme de rémunération des dirigeants comprend le salaire de base, les primes au comptant et l’intéressement à moyen et à long terme. La société ne signe pas de contrats de travail ni d’autres ententes avec ses membres de la haute direction visés prévoyant un paiement en cas de changement de contrôle ou de cessation d’emploi. Salaire de base Les salaires assurent aux dirigeants un niveau de revenu de base. Le salaire annuel est établi en fonction des responsabilités, de l’évaluation du rendement et de l’expérience professionnelle du dirigeant. Le régime salarial de 2008 a préservé la compétitivité des salaires de la société sur le marché. Les augmentations de salaire varient selon l’évaluation du rendement de chaque dirigeant et d’autres facteurs comme la durée d’occupation du poste et la possibilité d’avancement. Les décisions concernant le niveau salarial ont aussi un effet direct sur le niveau des avantages de retraite, car le salaire entre dans le calcul des avantages de retraite. Ainsi, le niveau des avantages de retraite est fonction du rendement, comme d’autres éléments de la rémunération. Prime annuelle Des primes annuelles sont habituellement attribuées à environ 95 dirigeants en reconnaissance de leur apport à l’entreprise au cours de l’exercice écoulé. Ces primes sont versées sur 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 et peuvent varier considérablement selon les résultats d'exploitation et financiers de l'exercice. Pour fixer la somme globale affectée aux primes et aux primes individuelles des dirigeants pour un exercice donné, le comité des ressources pour les dirigeants : • tient compte des avis du président du conseil, président et chef de la direction sur le rendement de la société et des commentaires formulés par ses conseillers en rémunération internes à l’égard des informations sur les tendances fournies par des conseillers en rémunération externes; • tient compte du bénéfice net de l’exercice et d’autres indicateurs de rendement clés de la société décrits à la page 42; et • exerce son jugement pour gérer l’enveloppe annuelle de la somme globale affectée aux primes eu égard au caractère cyclique et à l’orientation à long terme de l’entreprise. La somme globale annuelle affectée aux primes pour l’exercice 2008 était de 11,9 millions de dollars comparativement à 12,8 millions de dollars en 2007. Ce montant représente la valeur combinée au moment de l’attribution des primes au comptant et des unités de participation au bénéfice. En raison de la composition du groupe des personnes qui en ont bénéficié, la somme globale affectée aux primes en 2008 a été légèrement inférieure à celle de l’exercice précédent mais elle a continué à refléter la progression des résultats financiers et le rendement accru des activités d’exploitation. Signalons à ce chapitre qu’en 2008 le bénéfice net de la société a atteint un sommet de 3,9 milliards de dollars (une hausse de 22 %), le rendement des capitaux propres s’est élevé à 46 %, le rendement du capital utilisé s’est établi à 45 % et les gains annuels réalisés par les actionnaires ont été de -24.3 %. Les primes au comptant attribuées varient en fonction de l’évaluation du rendement respectif de chaque dirigeant. Le régime de primes annuelles comporte aussi des éléments uniques destinés à conserver plus efficacement les dirigeants et à mieux récompenser leur rendement. En règle générale, les attributions aux termes de ce régime sont généralement réparties comme suit : • la moitié est versée au comptant dans l’exercice au cours duquel la prime est attribuée; et • l’autre moitié est versée en unités de participation au bénéfice dont le délai de paiement est déterminé par l'évolution du bénéfice net cumulatif. Les primes au comptant servent de moyen d'intéressement à court terme, tandis que le régime d'unités de participation au bénéfice sert de moyen d’intéressement à moyen terme. Les unités de participation au bénéfice sont

43

attribuées à certains dirigeants pour les encourager, par leur apport individuel, à améliorer de façon soutenue le rendement de la société et la valeur pour l’actionnaire. Les unités de participation au bénéfice sont de façon générale équivalentes et jumelées aux primes au comptant. Plus spécifiquement, les unités de participation au bénéfice sont des attributions au comptant qui sont liées au bénéfice cumulatif par action futur. La valeur des unités de participation au bénéfice est versée lorsqu'un niveau précisé de bénéfice cumulatif par action est atteint ou, si cette date est plus rapprochée, au plus tard au bout de cinq ans. Dans le cas des unités de participation au bénéfice attribuées en 2008, la valeur de liquidation maximale (le déclencheur) ou le bénéfice cumulatif par action requis pour la liquidation est passé de 2,25 $ par unité en 2007 à 2,75 $ par unité pour souligner le principe de l’amélioration continue du rendement de l’entreprise et tenir compte de la réduction du nombre d'actions en circulation obtenue grâce au programme de rachat d’actions de la société. Le déclencheur de 2,75 $ est fixé à dessein à un niveau qu'on prévoit atteindre au cours de la période de cinq ans. Si le bénéfice cumulatif par action n’atteint pas 2,75 $ dans les cinq ans, le paiement au titre des unités de participation au bénéfice sera réduit d'un montant égal au nombre d'unités multiplié par le bénéfice cumulatif par action réel pour la période. La prime annuelle comprend la valeur combinée de la prime au comptant et des unités de participation au bénéfice à paiement reporté. Elle se veut concurrentielle par rapport aux primes annuelles attribuées par d'autres grandes sociétés comparables et elle est ajustée pour tenir compte du rendement de la société comparativement à ces sociétés comparables. Les unités de participation au bénéfice sont conçues pour que la date de leur paiement soit fonction du bénéfice futur de la société, sans modifier le montant de l'attribution de la prime fondée sur le bénéfice futur. Ainsi, la partie reportée de la prime annuelle, soit l'unité de participation au bénéfice risque d’être annulée, ce qui a pour effet de renforcer le rôle du rendement dans l'attribution de la prime annuelle. Tant qu'elles n'auront pas été payées, les unités de participation au bénéfice peuvent être annulées si le dirigeant quitte la société avant l’âge de 65 ans ou s’il participe à une activité qui est préjudiciable à la société. Régime d’intéressement à long terme Unités d'action assujetties à des restrictions En décembre 2002, la société a établi un régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions qui constitue son principal régime d’intéressement à long terme. Étant donné le caractère durable des activités de la société, une rémunération sous forme d’unités d’actions assujetties à des restrictions assorties de périodes d’acquisition prolongées incite les dirigeants à garder à l’esprit le principe fondamental selon lequel les décisions prises aujourd'hui auront une incidence sur le rendement de l'organisation et la valeur des titres de la société pendant de nombreuses années. Cette pratique introduit un modèle risque-rendement qui favorise l'adoption d'une perspective à long terme qui est essentielle au succès de la société, tout en décourageant la prise de risques inappropriés. Le montant attribué est déterminé de manière à encourager l'apport individuel au rendement de la société et à inciter son bénéficiaire à demeurer auprès de la société. Il est calculé d'après la plus récente évaluation du rendement, qui sert d'indicateur du potentiel futur, mais il peut faire l'objet d'un ajustement au moment de l'attribution si on juge, à cette date, que le rendement à court terme a changé de façon appréciable. Ce type de rémunération élimine toute discrétion de la part du membre du personnel dans l'exercice des unités d’actions assujetties à des restrictions, assure l'alignement sur les intérêts à long terme des actionnaires et appuie les objectifs de la société en matière de conservation du personnel. La société ne modifie pas la valeur des attributions d'actions assujetties à des restrictions. Cette pratique est renforcée par l'emploi d’unités d’actions assujetties à des restrictions plutôt que d’options d’achat d’actions, et la détermination des attributions annuelles en fonction d’un nombre d'actions plutôt que du cours des actions. Les unités d’actions assujetties à des restrictions ne sont pas comprises dans les calculs des prestations de retraite. Le régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions est une approche simple de l’intéressement à long terme, constituée principalement de versements au comptant. Les lignes directrices servant à déterminer le niveau des attributions du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions sont généralement les mêmes pour une période prolongée. Le régime cherche à éviter qu'on change souvent le nombre d'actions attribuées pour un même niveau de rendement individuel et de classement ou un même niveau de responsabilité. Le régime repose sur des quantités d'actions plutôt que sur des prix pour mieux aligner la rémunération sur les gains réalisés et les pertes subies par les actionnaires. Une modification peut se révéler nécessaire à la suite d'une vérification périodique de l'état du marché à toutes les trois à cinq années, ou en raison d'une division, d’un regroupement ou d’un reclassement des actions de la société ou de tout changement d'importance dans la capitalisation de la société. La société ne compense pas les pertes sur les attributions antérieures en accordant davantage d'actions lors des attributions ultérieures et elle ne modifie pas le prix des unités d’actions assujetties à des restrictions. En 2006, ces lignes directrices ont été modifiées à la suite de la division à raison de trois pour une des actions de la société. Étant donné la forte plus-value des actions de la société au cours des années antérieures, les lignes directrices visant les unités d’actions assujetties à des restrictions se sont appliquées comme si les actions avaient été divisées à raison de deux pour une plutôt qu’à raison de trois pour une. La valeur des attributions a donc diminué en 2006 et en 2007 par rapport aux années précédentes. En 2008, après avoir analysé le positionnement concurrentiel du régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions de la société, le comité des ressources pour les dirigeants a déterminé qu'il convenait de relever certains niveaux d'unités d’actions assujetties à des restrictions pour assurer au régime un positionnement concurrentiel continu et approprié. En 2008, 748 membres du personnel se sont vus attribuer 1 750 795 unités d’actions assujetties à des restrictions, dont 100 dirigeants.

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Exercice des unités d’actions assujetties à des restrictions et modifications au régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions Les unités d’actions assujetties à des restrictions ne peuvent être exercées que tandis que la personne est employée par la société, sauf en cas de décès, d’invalidité ou de départ à la retraite. Les unités d’actions assujetties à des restrictions ne peuvent pas être cédées. En cas de division, de regroupement ou de reclassement des actions de la société ou d’un autre changement d’importance à la capitalisation de la société, celle-ci peut, à son gré, apporter les rajustements nécessaires au nombre d’actions ordinaires devant être émis et au calcul du montant en espèces payable par unité d’actions assujettie à des restrictions. Chaque unité d'actions assujettie à des restrictions donne à son bénéficiaire le droit de recevoir de la société, à son exercice, une somme égale à la moyenne des cours de clôture sur cinq jours de l’action ordinaire de la société à la date d'exercice et pendant les quatre jours de bourse qui précèdent celle-ci. La moitié des unités seront exercées à la date du troisième anniversaire de leur attribution, les autres unités devant être exercées à la date du septième anniversaire de leur attribution. Pour chaque unité qu’il n’aura pas exercée, la société versera au bénéficiaire une somme au comptant correspondant dans le temps au dividende au comptant versé sur ses actions ordinaires. Le régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions a été modifié pour les unités attribuées en 2002 et au cours des exercices ultérieurs, de manière à permettre au bénéficiaire de recevoir une action ordinaire de la société par unité ou d’encaisser les unités devant être exercées au septième anniversaire de leur attribution. Le nombre d'actions ordinaires pouvant être émis à l'exercice des unités d’actions assujetties à des restrictions est de 7 928 818, soit environ 0,93 % des actions ordinaires de la société actuellement en circulation. Les administrateurs, membres de la haute direction et vice-présidents de la société détiennent collectivement 15 % des actions assujetties à des restrictions non exercées qui donnent à leur bénéficiaire le droit de recevoir des actions ordinaires. Le nombre maximal d'actions ordinaires qu'une personne peut recevoir à l'exercice des unités d’actions assujetties à des restrictions est de 488 200, soit environ 0,06 % des actions ordinaires actuellement en circulation. R. L. Broiles et C. W. Erickson détiennent des unités d’actions assujetties à des restrictions d’ExxonMobil. B. H. March détient des unités d’actions assujetties à des restrictions d'ExxonMobil attribuées en 2007 et au cours d'exercices précédents, ainsi que des unités d’actions assujetties à des restrictions de la société attribuées en 2008. Le 26 février 2008, le régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions a également été modifié par la société de manière à ce que le nombre d’actions ordinaires pouvant être émis, aux termes du régime, en faveur d'initiés (suivant la définition qu'en donne la Bourse TSX) ne puisse jamais dépasser 10 % des actions ordinaires émises et en circulation de la société, à quelque moment que ce soit ou au cours d'une année donnée. La Bourse TSX est d’avis que cette modification ne requiert pas l'approbation des actionnaires. er À compter du 1 mai 2008, le régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions a été modifié par la société de manière y intégrer une option de période d'acquisition supplémentaire pour la moitié des unités d’actions assujetties à des restrictions devant être acquises au cinquième anniversaire de leur date d’attribution, l'autre moitié devant être acquise au dixième anniversaire de leur date d'attribution, ou si cette date est postérieure, à la date du départ à la retraite du bénéficiaire. Le bénéficiaire de ces unités d’actions assujetties à des restrictions peut recevoir une action ordinaire de la société par unité ou choisir d'encaisser toutes les unités devant être exercées. Le choix de la période d'acquisition à employer appartiendra à la société. Le régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions a été modifié de nouveau, er avec prise d'effet le 1 mai 2008, pour préciser quelles modifications futures requerront l'approbation des actionnaires et quelles modifications ne requerront que l'approbation des administrateurs, et pour fixer un prix d'exercice basé sur la moyenne pondérée des cours des actions de la société à la date d'exercice et pendant les quatre jours de bourse consécutifs qui précèdent la date d'exercice. Ces changements ont été approuvés par les actionnaires le 1er mai 2008. En ce qui a trait aux unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées en 2008 : • au président du conseil, président et chef de la direction : • la moitié de chaque attribution peut être exercée au cinquième anniversaire de la date d'attribution; et • l'autre moitié peut être exercée au dixième anniversaire de la date d'attribution ou, si cette date est postérieure, à la date de son départ à la retraite; et • à tous les autres membres de la haute direction : • la moitié de chaque attribution peut être exercé au troisième anniversaire de la date d'attribution; et • l'autre moitié peut être exercée au septième anniversaire de la date d'attribution. Les périodes d’acquisition prolongées, qui sont plus longues que celles de nombreuses autres compagnies, reflètent la volonté de la société d'augmenter la valeur du placement des actionnaires à long terme en liant un pourcentage appréciable de la rémunération de chacun des dirigeants et de l’avoir net de chacun des membres de la haute direction au rendement à long terme des actions de la société réalisé par les actionnaires. La période d'acquisition des attributions d'unités d’actions assujetties à des restrictions ne peut être écourtée, sauf en cas de décès. Risque de déchéance Les unités d’actions assujetties à des restrictions peuvent être annulées si : • un bénéficiaire prend sa retraite ou quitte son emploi auprès de la société. La société a indiqué qu'elle n'entend pas annuler les unités d’actions assujetties à des restrictions des membres du personnel qui prennent leur retraite à 65 ans. En d'autres circonstances, lorsqu'un bénéficiaire prend sa retraite ou quitte son emploi, la société peut déterminer que les unités d’actions assujetties à des restrictions ne seront pas annulées. • au cours de son emploi ou des 24 mois qui suivent sa cessation d’emploi, sans le consentement de la société, le bénéficiaire a participé à une activité qui livrait concurrence à la société ou qui était préjudiciable à celle-ci.

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Unités d'action à dividende différé En 1998, une forme supplémentaire de rémunération à long terme (unités d’actions à dividende différé) a été proposée à certains administrateurs non salariés (ainsi qu’il est décrit aux pages 54 et 55) et à certains dirigeants choisis dont les décisions sont considérées comme ayant un impact direct sur le rendement financier à long terme de la société. Ces dirigeants choisis peuvent toucher une partie ou la totalité de leur prime de rendement au comptant 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 au comptant 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 au comptant à recevoir en contrepartie correspondra au nombre d'unités exercées multiplié par le cours de clôture moyen précédant immédiatement la date d'exercice. En 2008, aucun membre de la direction n’a choisi de recevoir des unités d’actions à dividende différé. Le régime d'unités d’actions à dividende différé a été modifié le 20 novembre 2008 afin de stipuler que dans le cas de contribuables des États-Unis, assujettis à la Section 409A du United States Internal Revenue Code, les unités gagnées après le 31 décembre 2004 doivent être exercées au plus tard cinq mois après la date de cessation d'emploi et le règlement au comptant par le régime doit avoir lieu dans les six mois suivant la date de cessation d'emploi. Prestations de retraite Les membres de la haute direction visés participent au même régime de retraite, qui comprend les prestations supplémentaires de retraite, que les autres membres du personnel. B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson participent aux régimes de retraite d'Exxon Mobil Corporation (agréés et non agréés du point de vue fiscal). Prestations de régime de retraite Le tableau ci-dessous présente les prestations annuelles estimatives qui seraient payables à chaque membre de la haute direction visé de la société au moment de sa retraite en vertu du régime de retraite et des prestations supplémentaires de retraite de la société et des régimes agréés et non agréés du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation, de même que la variation de l'obligation au titre des prestations constituées pour chaque membre de la haute direction visé de la société en 2008. Nom

Nombre Rente de retraite annuelle Obligation Variation Variation d'années de cumulative au attribuable aux attribuable aux (en $) service début de éléments éléments non à la fin de à compter 5 6 7 validées l'exercice rémunératoires rémunératoires 3 4 l'exercice de 65 ans (en $) (en $) (en $) (au 31 décembre 2008)

Obligation cumulative à la fin de 8 l'exercice (en $)

B. H. March1

–

–

–

–

–

–

–

P. A. Smith2

28,9

365 100

482 800

3 624 900

(13 100)

(573 100)

3 038 700

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

27,1

308 200

464 800

2 752 100

350 200

(591 900)

2 510 400

41,6

97 200

97 200

24 482 600

124 200

(23 586 200)

1 020 600

R. L. Broiles1 1

C. W. Erickson 2

S. M. Smith

T. J. Hearn2,9 (départ à la retraite le 31 mars 2008) 1)

2) 3)

4)

Participant aux régimes de retraite d'Exxon Mobil Corporation, y compris les régimes agréés et non agréés du point de vue fiscal..Au 31 décembre 2008, B. H. March avait 28,5 années de service validées, R. L. Broiles en avait 29,6 et C. W. Erickson en avait 27,5. Tous les montants en question ont été convertis de dollars US en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. Participant au régime de retraite de la société complété par des prestations de la société. Pour les participants au régime de retraite de la société, les prestations annuelles comprennent le montant de la rente viagère annuelle constituée du régime de retraite enregistré de la société, complété par les prestations de la société. Pour les participants aux régimes de retraite d'Exxon Mobil Corporation, les prestations annuelles comprennent la rente viagère annuelle constituée du régime agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation et le montant annuel cumulatif calculé aux termes du régime non agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation. Les prestations du régime non agréé du point de vue fiscal sont payables uniquement par le versement d'un équivalent forfaitaire lors de la retraite. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 379 281 $, pour R. L. Broiles, elle était de 331 911 $ et pour C. W. Erickson, de 311 141 $. Pour les participants au régime de retraite de la société, les prestations annuelles comprennent le montant de la rente viagère annuelle constituée du régime de retraite enregistré de la société, complété par des prestations de la société, qui serait acquis à l'âge de 65 ans en se basant sur la moyenne des salaires de fin de carrière au 31 décembre 2008. Pour les participants au régime de retraite d'Exxon Mobil Corporation, les prestations annuelles comprennent la rente viagère annuelle constituée du régime agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation et le montant annuel calculé aux termes du régime non agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation qui serait gagné jusqu'à l'âge de 65 ans en prenant le salaire de fin de carrière moyen au 31 décembre 2008. Les prestations du régime non agréé du point de vue fiscal sont payables uniquement par le

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5)

6)

7)

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versement d'un équivalent forfaitaire lors de la retraite. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 550 374 $, pour R. L. Broiles, elle était de 486 517 $ et pour C. W. Erickson, de 493 350 $. Pour les participants au régime de retraite de la société, l'« obligation cumulative au titre des prestations constituées au début de l’exercice » est définie aux fins du Financial Accounting Standard 87 (FAS 87) et se calcule à partir des gains donnant droit à pension décrits à la page 47 et du maximum des gains annuels ouvrant droit à pension (MGAP), tel que défini par l'Agence du revenu du Canada, extrapolés jusqu'à la retraite et ajustés en proportion des années de service au jour de l'évaluation, soit le 31 décembre 2007. Les calculs supposent que le remboursement par le Régime des pensions du Canada est basé sur le maximum annuel des prestations et que le remboursement au titre de la pension de la sécurité de la vieillesse (PSV) est basé sur la prestation de la PSV au quatrième trimestre de 2007 extrapolés jusqu'à la retraite. Pour les participants aux régimes de retraite d’Exxon Mobil Corporation, l'« obligation au titre des prestations constituées au début de l'exercice » est définie aux fins du FAS 87 et se calcule à partir des gains donnant droit à pension tels que décrits à la page 47. Les calculs supposent que le remboursement au titre de la sécurité sociale américaine pour les prestations du régime agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation est calculé en conformité avec la loi sur la sécurité sociale en vigueur à la fin de l'exercice de 2007. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 2 448 424 $, pour R. L. Broiles, elle était de 2 295 189 $ et pour C. W. Erickson, de 1 793 459 $. La valeur de la « variation attribuable aux éléments rémunératoires » comprend le coût des services pour 2008. Le coût des services pour 2008 se calcule à partir du service ouvrant droit à pension supplémentaire de la personne en 2008 et du montant réel du salaire et des primes reçus en 2008 tel qu’il est décrit à la page 47. Aucune modification de nature à changer ces prestations n'est intervenue en 2008. Le coût des services est calculé sur une base qui est conforme au FAS 87 et à l'évaluation effectuée à cette date aux fins de la comptabilité de l'ensemble du régime. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 611 774 $, pour R. L. Broiles, elle était de 254 286 $ et pour C. W. Erickson, de 234 192 $. La valeur de la « variation attribuable aux éléments non rémunératoires » comprend l'incidence de l'expérience non liée à la rémunération, les prestations versées et la modification des hypothèses retenues pour effectuer les mesures. Pour ce qui est du régime de retraite de la société, le taux d'actualisation employé pour déterminer l'obligation au titre des prestations constituées à la fin de 2008 est passé de 5,75 % à la fin de 2007, à 7,50 %, ce qui a rendu négative la variation attribuable aux éléments non rémunératoires. Pour les participants aux régimes de retraite d’Exxon Mobil Corporation, la valeur de la « variation attribuable aux éléments non rémunératoires » comprend l'incidence de l'expérience non liée à la rémunération ou au service. Ceci tient compte des intérêts en appliquant un taux d'actualisation de 6,25 % par année et des règles du régime relatives à la conversion des rentes en paiements forfaitaires au moment de la retraite. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 355 560 $, pour R. L. Broiles, elle était de 296 220 $ et pour C. W. Erickson, de 73 612 $. Pour les participants au régime de retraite de la société, l'« obligation au titre des prestations constituées à la fin de l'exercice » est définie aux fins du FAS 87 et se calcule à partir des gains donnant droit à pension tels que décrits à la page 47 et du MGAP, extrapolés jusqu'à la retraite et ajustés en proportion des années de service au jour de l'évaluation, le 31 décembre 2008. Les calculs supposent que le remboursement par le Régime des pensions du Canada est basé sur le maximum annuel des prestations au moment de la retraite et que le remboursement par la PSV est basé sur la prestation au titre de la PSV au quatrième trimestre de 2008 extrapolés jusqu'à la retraite. Pour les participants aux régimes de retraite d'Exxon Mobil Corporation, l'« obligation au titre des prestations constituées à la fin de l'exercice » est définie aux fins du FAS 87 et se calcule à partir des gains donnant droit à pension tels que décrits à la page 47. Les calculs supposent que le remboursement au titre de la sécurité sociale américaine pour les prestations du régime agréé du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation est calculé en conformité avec la loi sur la sécurité sociale en vigueur à la fin de l'exercice de 2008. Dans le cas de B. H. March, cette valeur était de 3 415 757 $, pour R. L. Broiles, elle était de 2 845 696 $ et pour C. W. Erickson, de 2 101 262 $. T. J. Hearn a pris sa retraite le 31 mars 2008. Il a alors eu le choix usuel du mode de versement, soit de recevoir ses prestations de retraite supplémentaires sous forme de rente mensuelle ou de montant forfaitaire. T. J. Hearn a opté pour le versement forfaitaire de ses prestations. La variation attribuable aux éléments non rémunératoires a été ajustée en conséquence.

Le régime de retraite enregistré et les prestations de retraite supplémentaires assurent une rente de retraite annuelle de 1,6 % de la rémunération pour chaque année de service dans le cas des membres de la haute direction visés, avec un remboursement pour les prestations gouvernementales. Le salaire aux fins de ce calcul comprend le salaire de base moyen au cours des 36 mois de service consécutifs précédant la retraite ou au cours des trois années civiles consécutives les mieux rémunérées au cours des dix dernières années de service avant la retraite, et la prime annuelle moyenne pour les trois années où la prime a été la plus élevée dans les cinq ans avant le départ à la retraite, pour les dirigeants qui y ont droit, mais ne comprend pas la rémunération à long terme, notamment les unités d’actions assujetties à des restrictions. En limitant l'inclusion des primes dans les gains ouvrant droit à pension aux primes attribuées au cours des cinq ans qui précèdent le départ à la retraite, on incite fortement les dirigeants à maintenir un rendement élevé. La prime annuelle comprend les montants au comptant qui sont payés lors de l'attribution, tout montant au comptant différé tel qu’il est décrit aux pages 43 et 44 et la valeur de toutes les unités de participation au bénéfice reçues, telles que décrites aux pages 43 et 44. La valeur liquidative maximale globale qui pourrait être versée au titre des unités de participation au bénéfice 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 sont attribuées. La partie différée de la prime annuelle, et la valeur des unités de participation au bénéfice, ne sont pas censées être à risque, et elles sont donc comprises aux fins de la pension dans l'année d'attribution plutôt que dans l'année de paiement. Un membre du personnel peut renoncer à trois des six pour cent cotisés par la société au régime d’épargne, conformément à l’une des options du régime, à l’exception de B. H. March, de R. L. Broiles et de C. W. Erickson, afin de bénéficier d’une prestation de retraite supplémentaire correspondant à 0,4 % de sa « rémunération moyenne des trois dernières années de service », multiplié par le nombre d’années de service au cours desquelles il a renoncé à cette partie des cotisations de la société. En plus de la rente payable aux termes du régime, la société a versé, et peut continuer à verser, des prestations de retraite supplémentaires aux membres du personnel ayant gagné une pension supérieure à la pension maximale prévue par la Loi de l’impôt sur le revenu. La rémunération servant de base au calcul des prestations de retraite des personnes nommées dans le tableau récapitulatif de la rémunération aux pages 51 à 52 correspond, dans l’ensemble, au salaire, à la prime et aux unités de participation au bénéfice reçus pendant l'exercice en cours, de la manière énoncée dans le paragraphe précédent. Au 13 février 2009, le nombre d’années de service complètes auprès de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée servant à déterminer ces prestations de retraite était de 29 ans dans le cas de P. A. Smith et de 27 dans celui de S. M. Smith. T. J. Hearn a pris sa retraite le 31 mars 2008 après 41 années de service. B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson ne participent pas au régime de retraite de la société. Ils participent cependant aux régimes de retraite d’Exxon Mobil Corporation. Aux termes de ces régimes, B. H. March a 28 années de service validées, R. L. Broiles a 29 années de service validées et C. W. Erickson a 27 années de service validées. Leurs rentes respectives sont payables en dollars américains. La rémunération qui sert à déterminer le paiement lors de la retraite est le salaire moyen de base final sur les 36 mois consécutifs les mieux rémunérés au cours des dix années de

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service avant le départ à la retraite, et la prime annuelle moyenne pour les trois attributions les plus élevées des cinq dernières attributions avant le départ à la retraite. Régime d’épargne La société administre un régime d'épargne auquel les membres du personnel permanent comptant plus d'une année de service peuvent cotiser de 1 à 30 % de leur rémunération de base. La société verse des cotisations égales aux cotisations des membres du personnel jusqu'à concurrence de 6 % lorsqu'un membre du personnel participe au régime à prestations déterminées historique à 1,6 % d'avant 1998. La version actuelle du régime à prestations déterminées historique à 1,6 % est en place depuis 1976; des versions antérieures ont été en place depuis 1919. Tous les membres de la haute direction visés sont membres du régime historique à 1,6 %, sauf B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson, qui participent au régime d'épargne et aux régimes de retraite agréés et non agréés du point de vue fiscal d'Exxon Mobil Corporation. Un membre du personnel, à l’exception de B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson, peut également renoncer à trois des 6 % cotisés par la société au régime d’épargne, conformément à l’une des options du régime afin de bénéficier d’une prestation de retraite supplémentaire correspondant à 0,4 % de la « 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. T. J. Hearn a choisi de renoncer à 3 des 6 % cotisés par la société au régime d’épargne, afin de bénéficier d’une prestation de retraite supplémentaire. Les cotisations des membres du personnel et de la société peuvent être effectuées selon toute combinaison dans un compte d'épargne-retraite non enregistré (sans report d'impôt) ou un régime enregistré d'épargne-retraite collectif (à impôt différé) (REER), sous réserve dans le dernier cas des limites de cotisation fixées par la Loi de l’impôt sur le revenu. Les options de placement possibles comprennent un compte d'épargne, un fonds commun de placement du marché monétaire, un ensemble de quatre fonds communs de placement indiciels et les actions de la société. Les cotisations de contrepartie versées par la société doivent être affectées dans un premier temps aux actions de la société, et demeurer investies dans ces actions pour au moins 24 mois, après quoi elles peuvent être rachetées au profit d'autres options de placement. En cours d'emploi, les retraits sont permis uniquement sur les cotisations du membre du personnel et les revenus de placement dans un compte sans report d'impôt, jusqu'à concurrence de trois retraits par année. Les sommes dans un compte de REER, et les cotisations de la société au compte sans report d'impôt, ne peuvent être retirées qu’au départ à la retraite ou lors de la cessation d'emploi, ce qui appuie l'approche à long terme qu'a la société à l'égard de la rémunération totale. Le Règlement de l'impôt sur le revenu exige que les REER soient fermés à la fin de l'année au cours de laquelle une personne atteint l'âge de 71 ans. Rémunération des membres de la haute direction visés Considérations relatives à la rémunération et processus de prise de décisions Analyse comparative En plus d'évaluer le rendement de l'entreprise, le rendement individuel et le niveau de responsabilité, le comité des ressources pour les dirigeants se fonde sur des études comparatives de marché d'un groupe de 25 grandes sociétés canadiennes dont le chiffre d’affaires annuel dépasse le milliard de dollars. Les entreprises canadiennes sont choisies en fonction de leur grande envergure et de leur haut niveau de complexité, de leur caractère capitalistique et de leur viabilité avérée. Les 25 sociétés comparables sont les suivantes : Sociétés comparables – Membres de la haute direction visés

Agrium Inc. BCE Inc. BP Canada Energy Company Société Canadian Tire Limitée Chevron Canada Limited Canadian Natural Resources Limited ConocoPhillips Canada Chemin de fer Canadien Pacifique Limitée Enbridge Inc.

EnCana Corporation General Electric Canada Husky Energy Inc. IBM Canada Ltée Irving Oil Limited Lafarge Canada Inc. Nexen Inc. Nova Chemicals Corporation Petro-Canada

Procter & Gamble Inc. Banque Royale du Canada Shell Canada Limitée Suncor Energy Inc. Talisman Energy Inc. TransCanada Corporation Vale Inco Limited

La société est un employeur national qui fait appel à un large éventail de disciplines. Il est important de comprendre sa position concurrentielle par rapport à divers employeurs, tant dans le secteur pétrolier qu'ailleurs. Des études comparatives de marché annuelles sont préparées à partir de données d'enquête par un conseiller en rémunération externe indépendant, Towers Perrin. Elles sont complétées par les analyses et les recommandations des conseillers en rémunération internes de la société. Conformément à la pratique du comité des ressources pour les dirigeants qui consiste à s'appuyer sur le jugement éclairé plutôt que sur des formules pour déterminer la rémunération des dirigeants, le comité ne choisit pas un percentile précis parmi les sociétés comparables avec lequel il fait concorder la rémunération. Pour chaque cas, selon l’étendue du marché visé par une comparaison donnée, la rémunération totale visée (excluant les avantages accessoires) se situe plutôt entre le point médian et le quartile supérieur de la rémunération versée par les entreprises comparables, ce qui dénote l’importance que la société accorde à la qualité de ses gestionnaires. Cette approche s'applique aux salaires et à la prime annuelle.

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Comme source secondaire de données, la société fait une comparaison avec Exxon Mobil Corporation, lorsqu'elle détermine le régime de primes annuelles. Dans le cas du régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions, le comité des ressources pour les dirigeants examine aussi un sommaire des données pour un sous-ensemble de sociétés comparables fournies par le conseiller externe susmentionné, afin de mieux évaluer la valeur totale des attributions rémunératoires à long terme. Cette approche permet à la société de mieux réagir aux conditions commerciales changeantes, de gérer les salaires dans une optique de poursuite de carrière, de réduire le potentiel d'augmentation automatique des salaires qui pourrait découler de l'adoption d'un objectif inflexible et étroit adopté par les sociétés comparables, et enfin, de faire varier les salaires en fonction du rendement et des niveaux d'expérience des différents dirigeants. Les éléments du programme de rémunération d’ExxonMobil, qui comprend les salaires et les primes annuelles, ainsi que la rémunération à long terme sous forme d'actions de B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson, sont semblables à ceux du programme de rémunération de la société. Les données employées pour déterminer la rémunération à long terme de B. H. March sont celles décrites précédemment, car il a reçu des unités d’actions assujetties à des restrictions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée en 2008. Le comité des ressources pour les dirigeants examine et approuve les recommandations concernant chaque membre de la haute direction visé avant leur mise en œuvre. La description détaillée de la rémunération de B. H. March figure aux pages 49 à 50. Évaluation de la rémunération des membres de la haute direction visés en 2008 Pour déterminer la rémunération annuelle pour les membres de la haute direction visés, le comité des ressources pour les dirigeants a pris en considération les indicateurs de rendement de l'entreprise qui suivent afin de fixer le salaire et la rémunération incitative en 2008. Rendement de l’entreprise – Résultats pris en compte Les indices de rendement financier et opérationnel énumérés ci-dessous et le maintien de contrôles commerciaux appropriés et d'un cadre solide de gouvernance sous-tendent les décisions en matière de salaire et de rémunération incitative prises par le comité des ressources pour les dirigeants en 2008. Compte-tenu de la nature durable des activités de la société, le comité des ressources pour les dirigeants s'est penché sur les résultats de plusieurs années. • Rendement total offert aux actionnaires d'environ -24 %. Rendement moyen annuel sur dix ans d'environ 19 %. • Bénéfice record de 3,9 milliards de dollars. Bénéfice moyen sur cinq ans de 3,0 milliards de dollars. • Résultats solides dans les domaines de la sécurité, de la santé et de l'environnement. • Meilleur rendement de l'industrie sur le capital employé moyen de 45 %, et de 30 % depuis le début de 2000. • 330 millions de dollars de dividendes distribués aux actionnaires en 2008. • 2,2 milliards de dollars distribués aux actionnaires par le biais du programme de rachat d’actions en 2008 et 15 milliards de dollars depuis 1995. • Contrôles commerciaux et gouvernance efficaces. Facteurs d'évaluation du rendement Les résultats précités constituent le contexte dans lequel le comité évalue le rendement individuel de chaque membre de la haute direction, compte tenu de son expérience et de son niveau de responsabilité. Chaque année, le président du conseil, président et chef de la direction passe en revue le rendement des membres de la haute direction sur le plan de la réalisation des résultats commerciaux et de la satisfaction des besoins de perfectionnement individuel. Les stratégies commerciales à long terme décrites à la page 41 et les résultats décrits à la page 49 représentent des éléments clés de l'évaluation du rendement du président du conseil, président et chef de la direction par le comité des ressources pour les dirigeants. Le rendement de tous les membres de la haute direction visés est également évalué par le conseil d’administration tout au long de l'année lors de revues des activités ciblées et de réunions des comités du conseil d'où émanent des rapports sur l'élaboration de stratégies, les résultats d'exploitation et financiers, les résultats obtenus dans les domaines de la sécurité, de la santé et de la protection de l'environnement, les contrôles commerciaux et d'autres facteurs qui ont une incidence sur le rendement général de l’entreprise. Le comité des ressources pour les dirigeants ne se fonde pas sur des objectifs ou des formules quantitatives pour évaluer le rendement des dirigeants ou déterminer leur rémunération. Le comité des ressources pour les dirigeants ne pondère pas non plus les facteurs à considérer. Les évaluations du rendement et de la rémunération faites à partir de formules mettent généralement l'accent sur deux ou trois mesures commerciales. Pour que la société soit un chef de file de l'industrie et puisse gérer de manière efficace la complexité technique et la diversité de ses activités intégrées, la plupart des membres de la haute direction doivent travailler sur plusieurs stratégies et objectifs en parallèle, au lieu de se concentrer sur un ou deux de ceux-ci au détriment de certains autres qui mériteraient tout autant d’attention. La société s'attend à ce que les cadres supérieurs et les membres de la haute direction démontrent un rendement élevé, faute de quoi ils se font remplacer. Si la société est d'avis qu'un autre cadre est prêt et contribuerait davantage qu'un des dirigeants en place, on met en œuvre un plan de remplacement. Évaluation de la rémunération du chef de la direction en 2008 B. H. March a été élu président du conseil, président et chef de la direction de la société le 1er avril 2008. M. March a consacré 29 ans de sa carrière chez ExxonMobil, y compris ses années de service auprès de l'ancienne société Mobil Corporation avant sa fusion avec Exxon Corporation le 30 novembre 1999. M. March a acquis une vaste expérience

49

d'exploitation et de gestion dans l'industrie pétrolière et gazière, notamment des affectations à de nombreux endroits aux États-Unis en plus d'avoir occupé des postes à Londres et à Bruxelles. Son niveau de salaire a été déterminé par le comité des ressources pour les dirigeants en tenant compte de son rendement individuel et de l'objectif d'harmoniser sa rémunération avec celle de ses homologues d'ExxonMobil. Le comité des ressources pour les dirigeants cherchait aussi à assurer une harmonisation interne par rapport à la haute direction de la société. Le comité a approuvé une er augmentation de 35 000 $ US qui porte son salaire à 485 000 $ US à compter du 1 janvier 2009. La prime annuelle de M. March en 2008 a été fixée en fonction de son rendement tel qu'évalué par le comité des ressources pour les dirigeants depuis sa nomination au poste de président du conseil, président et chef de la direction. Sa rémunération incitative à long terme a été payée sous forme d'unités d’actions assujetties à des restrictions de la société, plutôt que d'actions assujetties à des restrictions d'ExxonMobil, dans le but de mieux assurer l'alignement de ses intérêts sur ceux des actionnaires de la société. Ses unités d’actions assujetties à des restrictions de la société sont assorties de périodes d’acquisition plus longues que celles qui sont imposées par la plupart des entreprises qui exercent des activités au Canada. La moitié des unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées sont acquises sur cinq ans et l’autre moitié le sont dix ans après leur date d'attribution, ou à la date du départ à la retraite si cette date est postérieure. Les longues périodes d’acquisition sont destinées à refléter les longs délais de rentabilisation des investissements de l'industrie et à lier une partie importante de l'avoir net de M. March au rendement de la société. Pendant ces périodes d’acquisition, les attributions peuvent être annulées en cas d'activité préjudiciable ou si M. March devait quitter la société avant la date prévue de son départ à la retraite. Le comité des ressources pour les dirigeants a déterminé que la rémunération globale de M. March est appropriée eu égard au rendement financier et opérationnel de la société et à l'évaluation de son efficacité dans la conduite des affaires de l'organisation. Les principaux facteurs dont le comité tient compte pour déterminer le niveau de sa rémunération globale sont, notamment, les progrès accomplis dans l'avancement des objectifs stratégiques clés, les résultats financiers, les résultats en matière de sécurité, le rendement environnemental, les relations avec les gouvernements, la productivité, l'efficience au niveau des coûts et la gestion de l'actif. Les décisions du comité reposent sur le jugement et la prise en compte de l'ensemble des facteurs plutôt que sur l'application de formules ou de cibles. Le niveau de rémunération plus élevé de M. March, comparativement aux autres membres de la haute direction visés, reflète son plus haut niveau de responsabilité, dont sa responsabilité en dernière instance pour le rendement de l’entreprise et la surveillance des autres membres de la haute direction. Rémunération attribuée aux autres membres de la haute direction visés Dans le cadre de la structure du programme de rémunération et des processus d'évaluation du rendement décrits ci-dessus, la valeur des attributions incitatives et des ajustements de salaire pour 2008 est conséquente avec : • le rendement de l’entreprise; • le rendement individuel; • le plan stratégique à long terme de l'entreprise; et • la rémunération annuelle attribuée par les sociétés comparables. Les décisions du comité des ressources pour les dirigeants reposent sur le jugement et la prise en compte de l'ensemble des facteurs, plutôt que sur l'application de formules ou de cibles. Le comité des ressources pour les dirigeants a approuvé chacun des éléments de rémunération et la rémunération totale tels qu'indiqués dans le tableau récapitulatif de la rémunération aux pages 51 à 52. Conseiller indépendant Dans l’exercice de ses fonctions en 2008, le comité des ressources pour les dirigeants a fait appel aux services d’un conseiller indépendant pour l’aider à déterminer la rémunération des membres de la haute direction. Towers Perrin a fourni une évaluation indépendante de la rémunération des chefs de la direction de la concurrence et des données du marché sur les niveaux de rémunération incitative à long terme des membres de la haute direction pour aider le comité à faire ses évaluations et à prendre ses décisions au sujet des éléments de la rémunération de B. H. March. Il a aussi préparé une évaluation de la partie de la rémunération des membres de la haute direction qui est attribuée sous forme d'actions détenues à long terme. Les services de Towers Perrin n'ont pas été retenus pour fournir d'autres études de rémunération ou conseils à la société ou au comité en ce qui a trait à la rémunération du chef de la direction ou aux niveaux de rémunération incitative à long terme des membres de la haute direction. Graphique de l'évolution du rendement Le graphique ci-après compare l’évolution, au cours des dix dernières années, de la valeur d’un placement de 100 $ (1) dans les actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, (2) selon le rendement de l’indice composé S&P/TSX et (3) selon le rendement de l’indice de l’énergie S&P/TSX. L’indice de l’énergie S&P/TSX présente les données relatives aux actions de 37 sociétés du secteur du pétrole et du gaz comprenant des pétrolières intégrées, des sociétés productrices de pétrole et de gaz et des sociétés de services du secteur du pétrole et du gaz. Les valeurs de fin d’exercice du graphique ci-dessous représentent la plus-value de l’action et la valeur des dividendes payés et réinvestis. Ces calculs excluent les commissions de courtage et les taxes. Pour l’actionnaire, le rendement total de chaque placement, soit en dollars, soit en pourcentage, peut être calculé à partir de la valeur du placement à la fin de l’exercice figurant au bas du graphique. Au cours des 10 dernières années, le rendement cumulatif offert aux actionnaires de la société a été de 582 %, pour un rendement annuel moyen de 19 %. Au cours de la même période de 10 ans, la rémunération des membres de la

50

haute direction visés de la société (laquelle rémunération exclut la variation attribuable aux éléments rémunératoires dans la valeur du régime de retraite) a augmenté de 223 %, soit une augmentation annuelle moyenne de huit pour cent. Rendement cumulatif total sur dix ans (Valeur de 100 $ investis le 31 décembre 1998)

1)

De 2002 à 2004, l'indice composé de l'énergie S&P/TSX a été utilisé. Avant 2002, l'indice de l'énergie S&P/TSX a été utilisé.

Tableau récapitulatif de la rémunération concernant les membres de la haute direction visés Le tableau ci-après donne la rémunération du président du conseil, président et chef de la direction, du vice-président principal, finances et administration, et trésorier, et des trois autres membres de la haute direction de la société les mieux rémunérés qui étaient en poste à la fin de 2008. Le tableau comprend des données pour T. J. Hearn, qui a rempli les fonctions de président du conseil et chef de la direction du 1er janvier 2008 au 31 mars 2008 inclusivement. Les renseignements présentés précisent le montant en dollars canadiens des salaires de base, des primes au comptant et des unités visées par d’autres mesures d’intéressement à long terme et de certains autres éléments de rémunération. Nom et fonctions principales Exercice Salaire Attributions Attributions Rémunération en vertu à la fin de l'exercice 2008 (en $) à base d'un régime incitatif autre à base d’actions2 d’options3 qu'à base d'actions (en $) (en $) (en $) Régimes Régimes d’intéresd’intéressement sement à annuels4 long terme5 B. H. March1 Président (du 1er janvier au 31 mars) Président du conseil, président et chef de la direction (du 1er avril au 31 décembre) P. A. Smith Vice-président principal, Finances et administration, et trésorier R. L. Broiles1 Vice-président principal, Division des ressources C. W. Erickson1 Vice-président et directeur général, Raffinage et approvisionnement S. M. Smith Vice-président et directeur général, Marketing des carburants

Valeur du régime de retraite6 (en $)

Ensemble des Rémunération totale8 autres (en $) éléments de la rémunération7 (en $)

2008

479 700

1 584 780

–

286 114

207 870

611 774

821 511

3 991 749

2008

420 833

702 720

–

177 128

181 125

(13 100)

135 187

1 603 893

2008

398 418

915 918

–

186 443

169 494

254 286

506 051

2 430 610

2008

394 864

999 183

–

196 144

187 147

234 192

413 604

2 425 134

2008

374 000

1 006 500

–

197 899

162 675

350 200

117 394

2 208 668

51

Nom et fonctions principales Exercice Salaire Attributions Attributions Rémunération en vertu à la fin de l'exercice 2008 (en $) à base d'un régime incitatif autre à base d’actions2 d’options3 qu'à base d'actions (en $) (en $) (en $) Régimes Régimes d’intéresd’intéressement sement à annuels4 long terme5 T. J. Hearn Président du conseil et chef de la direction (du 1er janvier au 31 mars) 1)

2)

3) 4)

5)

6) 7)

8)

2008

300 000

–

–

–

999 900

Valeur du régime de retraite6 (en $)

124 200

Ensemble des Rémunération totale8 autres (en $) éléments de la rémunération7 (en $)

719 049

2 143 149

B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson sont affectés auprès de la société par Exxon Mobil Corporation depuis le 1er janvier 2008, le 1er juillet 2005 et le 1er juin 2007 respectivement. Leur rémunération leur est versée directement par Exxon Mobil Corporation en dollars américains, mais elle est déclarée en dollars canadiens. Ils bénéficient 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 leur verse ainsi que les avantages sociaux qu’elle leur accorde. Tous les montants payables à B. H. March, à R. L. Broiles et à C. W. Erickson en dollars américains ont été convertis en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. La juste valeur des unités d’actions assujetties à des restrictions à la date d'attribution correspond 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 des actions de la société à leur date d’attribution était de 36,60 $, qui est égal à la juste valeur comptable des unités d’actions assujetties à des restrictions à la date d'attribution. La société a choisi cette méthode d'évaluation car elle estime qu'elle donne la représentation la plus exacte de la juste valeur. Dans le cas de R. L. Broiles et de C. W. Erickson, qui détiennent des unités d’actions assujetties à des restrictions d'ExxonMobil, les valeurs sont calculées en fonction du cours de clôture des actions d'Exxon Mobil Corporation à la date d'attribution (78,11 $ US), multiplié par le nombre d'unités attribuées. Ces montants ont été convertis en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. La société n’a pas attribué d’options d’achat d’actions depuis 2002,. Le régime d’options d’achat d’actions est décrit à la page 54. Les montants indiqués dans la colonne « régime d’intéressement annuel » pour chaque membre de la haute direction visé représentent leur prime au comptant pour 2008. Toute partie d’une prime que le bénéficiaire choisit de toucher sous forme d’unités d’actions à dividende différé serait exclue, mais aucun des membres de la haute direction visés n'a choisi cette option. Les montants indiqués dans la colonne « Régime d’intéressement à long terme » pour les membres de la haute direction visés correspondent aux unités de participation au bénéfice qui leur ont été attribuées en 2007 et payées en 2008. Ce régime est décrit aux pages 43 et 44. B. H. March, R. L. Broiles et C. W. Erickson ont reçu des unités de participation au bénéfice en vertu du régime d'ExxonMobil, qui est comparable au régime de la société. Ils ont également reçu des paiements en 2008 pour des unités de participation au bénéfice attribuées en 2007. Ces montants ont été convertis en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. La « valeur du régime de retraite » est la « variation attribuable aux éléments rémunératoires » du régime de retraite au 31 décembre 2008 telle que présentée dans le tableau des prestations de retraite à la page 46. Les montants indiqués dans la colonne « ensemble des autres éléments de la rémunération » correspondent aux paiements équivalant aux dividendes déclarés sur les unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées, à l'intérêt versé sur les paiements différés de primes et d'unités de participation au bénéfice, aux indemnités d'expatriation, aux remboursements d'impôt, aux cotisations de la société aux régimes d'épargne, aux autres éléments de rémunération, au coût des avantages indirects dont, les droits d'adhésion à des clubs et la provision pour prestations acquises (pour T. J. Hearn, P. A. Smith et S. M. Smith seulement), de même que tout coût associé à l'utilisation de l'avion de fonction à des fins personnelles, au stationnement et à la sécurité. 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 2008, seul T. J. Hearn s'est vu verser des intérêts sur les paiements reportés de primes et d’unités de participation au bénéfice, qui se sont élevés à 260 336 $. En 2008, la provision pour prestations acquises s’est établie à 50 000 $ dans le cas de T. J. Hearn, à 30 000 $ dans celui de P. A. Smith et à 25 000 $ dans celui de S. M. Smith. Pour tous les membres de la haute direction visés, sauf B. H. March et T. J. Hearn, la valeur globale des avantages indirects ne dépassait pas 50 000 $. Dans le cas de B. H. March, la valeur totale des avantages indirects s'élevait à 58 898 $, y compris les droits d'adhésion à des clubs qui s'élèvent à 41 974 $. Dans le cas de T. J. Hearn, la valeur totale des avantages indirects était de 67 862 $, dont une provision pour prestations acquises de 50 000 $. Le paiement de l'indemnité de vacances de 120 000 $ de 2008 pour T. J. Hearn est compris dans les autres éléments de la rémunération. Bien qu'ils soient déjà intégrés à l'évaluation des primes à base d'actions, notons qu'en 2008, les paiements équivalant aux dividendes étaient de 70 550 $ pour P. A. Smith, de 56 124 $ pour S. M. Smith et de 261 470 $ pour T. J. Hearn. Dans le cas de B. H. March, de R. L. Broiles et de C. W. Erickson, les paiements équivalant aux dividendes effectués au cours des exercices antérieurs sur les actions assujetties à des restrictions d'Exxon Mobil Corporation étaient de 83 028 $ pour B. H. March, de 80 137 $ pour R. L. Broiles et de 77 617 $ pour C. W. Erickson. Ces montants ont été convertis en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. La « rémunération totale » pour 2008 correspond à la valeur totale en dollars du « salaire », des « attributions à base d’actions », des « attributions à base d’options », de la « rémunération en vertu d'un régime incitatif autre qu'à base d'actions », de la « valeur du régime de retraite » et de l'« ensemble des autres éléments de la rémunération ».

Attributions à base d’actions et à base d’options en cours pour les membres de la haute direction visés Le tableau ci-après présente toutes les attributions à base d'actions et à base d'options en cours au 31 décembre 2008 pour chacun des membres de la haute direction visés de la société. Attributions à base d’options Nom

B. H. March1 P. A. Smith R. L. Broiles2 3

C. W. Erickson

Attributions à base d’actions

Nombre de titres sous-jacents aux options non 4 levées

Prix de levée des options (en $)

Date d’expiration des options

Valeur des options en cours non levées (en $)

–

–

–

–

43 300

1 774 867

75 000

15,50

29 avril 2012

1 911 750

181 850

7 454 032

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

52

Valeur marchande Nombre d’actions ou ou liquidative des attributions à base d’unités d’actions non d’actions non 5 5 acquises acquises (en $)

Attributions à base d’options Nom

Prix de levée des options (en $)

Date d’expiration des options

Valeur des options en cours non levées (en $)

–

–

–

–

158 900

6 513 311

150 000

15,50

29 avril 2012

3 823 500

618 200

25 340 018

S. M. Smith T. J. Hearn (départ à la retraite le 31 mars 2008) 1)

2)

3)

4) 5)

Attributions à base d’actions

Nombre de titres sous-jacents aux options non 4 levées

Valeur marchande Nombre d’actions ou ou liquidative des attributions à base d’unités d’actions non d’actions non 5 5 acquises acquises (en $)

Jusqu'à la fin de 2001, B. H. March a participé au régime d’options d’achat d'actions d'Exxon Mobil Corporation. Aux termes de ce régime, B. H. March détenait des options visant l’acquisition de 44 758 actions d’Exxon Mobil Corporation, toutes ces options étant susceptibles d’être levées. Au 31 décembre 2008, la valeur des options de B. H. March susceptibles d’être levées était de 2 154 332 $, au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008, de 1,2246. B. H. March s'est vu attribuer des unités d’actions assujetties à des restrictions en 2008 dans le cadre du régime de la société. Quant aux années précédentes, B. H. March a participé au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. Aux termes de ce régime, B. H. March détenait 44 750 actions assujetties à des restrictions dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 4 374 752 $, au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. Jusqu'à la fin de 2001, R. L. Broiles a participé au régime d’options d’achat d'actions d'Exxon Mobil Corporation. Aux termes de ce régime, R. L. Broiles détenait des options visant l’acquisition de 56 398 actions d’Exxon Mobil Corporation, toutes ces options étant susceptibles d’être levées. Au 31 décembre 2008, la valeur des options de R. L. Broiles susceptibles d’être levées était de 2 687 938 $, au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. R. L. Broiles participe au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. En vertu de ce régime, le nombre d’actions assujetties à des restrictions détenues par R. L. Broiles est de 54 000, dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 5 279 030 $, au cours de clôture de 79,83 $ US l’action d’Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. Jusqu'à la fin de 2001, C. W. Erickson a participé au régime d’options d’achat d'actions d'Exxon Mobil Corporation. Aux termes de ce régime, C. W. Erickson détenait des options visant l’acquisition de 14 825 actions d’Exxon Mobil Corporation, toutes ces options étant susceptibles d’être levées. Au 31 décembre 2008, la valeur des options de C. W. Erickson susceptibles d’être levées était de 690 437 $, au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. C. W. Erickson participe au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. En vertu de ce régime, le nombre d’actions assujetties à des restrictions détenues par C. W. Erickson est de 53 475 dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 5 227 706 $, au cours de clôture de 79,83 $ US l’action d’Exxon Mobil Corporation à pareille date, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. Correspond au nombre d'actions sous option et au triple du nombre d’options d’achat d’actions attribuées en 2002, avant la division à raison de trois pour une des actions en mai 2006 que le membre du personnel détenait encore. Correspond au total des unités d’actions assujetties à des restrictions reçues en 2006, en 2007 et en 2008 après la division à raison de trois pour une des actions en mai 2006 et au triple des unités d’actions assujetties à des restrictions reçues avant la division d’actions que le membre du personnel détenait encore. La valeur est établie en fonction du cours de clôture des actions de la société, qui était de 40,99 $ au 31 décembre 2008.

Attributions dans le cadre du régime d’intéressement pour les membres de la haute direction visés – valeur acquise ou gagnée au cours de l’exercice Le tableau ci-après présente la valeur des attributions dans le cadre du régime d’intéressement que chaque membre de la haute direction visé a acquises au cours de l'exercice. Nom

B. H. March1 P. A. Smith 2 3

Rémunération aux termes d’un régime d’intéressement autre qu'à base d'actions – Valeur acquise 5 au cours de l’exercice (en $)

– –

–

–

1 088 084 –

358 253 –

C. W. Erickson

–

–

–

S. M. Smith

–

833 803

360 574

T. J. Hearn

–

3 808 294

999 900

(départ à la retraite le 31 mars 2008)

2)

Attributions à base d’actions – Valeur acquise au cours 4 de l’exercice (en $)

–

R. L. Broiles

1)

Attributions à base d’options – Valeur acquise au cours de l’exercice (en $)

B. H. March a reçu des unités d’actions assujetties à des restrictions aux termes du régime de la société en 2008, mais aucune de ces unités d’actions assujetties à des restrictions n’a été acquise. Dans les années précédentes, B. H. March a participé au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, en vertu duquel le bénéficiaire peut recevoir des actions assujetties à des restrictions ou des unités d’actions assujetties à des restrictions (toutes deux étant désignées en tant qu’actions assujetties à des restrictions aux présentes), régime qui est comparable au régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions de la société. En 2008, les restrictions ont été levées sur 5 500 actions assujetties à des restrictions, dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 537 679 $, au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. B. H. March a reçu une prime annuelle d'Exxon Mobil Corporation en 2008 et participe au régime d’unités de participation au bénéfice d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. B. H. March a touché 493 984 $ au titre d’une prime annuelle attribuée en 2008 et d’unités de participation au bénéfice attribuées en 2007 et payées en 2008; ce dernier montant, payé en dollars US, est converti ici en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. R. L. Broiles participe au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, aux termes duquel le bénéficiaire peut recevoir des actions assujetties à des restrictions, régime qui est comparable au régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions de la société.

53

3)

4) 5)

En 2008, les restrictions ont été levées sur 5 500 actions assujetties à des restrictions, dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 537 679 $, calculée au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. R. L. Broiles a reçu une prime annuelle d'Exxon Mobil Corporation en 2008 et participe au régime d’unités de participation au bénéfice d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. R. L. Broiles a reçu 355 937 $ en prime annuelle en 2008 et en unités de participation au bénéfice attribuées en 2007 et payées en 2008; ce dernier montant, payé en dollars US, est converti ici en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. C. W. Erickson participe au régime d’achat d’actions assujetties à des restrictions d’Exxon Mobil Corporation, aux termes duquel le bénéficiaire peut recevoir des actions assujetties à des restrictions, régime qui est comparable au régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions de la société. En 2008, les restrictions ont été levées sur 5 500 actions assujetties à des restrictions, dont la valeur au 31 décembre 2008 était de 537 679 $, calculée au cours de clôture de 79,83 $ US des actions ordinaires d'Exxon Mobil Corporation, qui a été convertie en dollars canadiens au taux de midi de la Banque du Canada pour le 31 décembre 2008 de 1,2246. C. W. Erickson a reçu une prime annuelle d'Exxon Mobil Corporation en 2008 et participe au régime d’unités de participation au bénéfice d’Exxon Mobil Corporation, qui est comparable à celui de la société. C. W. Erickson a touché 383 291 $ au titre d’une prime annuelle attribuée en 2008 et d’unités de participation au bénéfice attribuées en 2007 et payées en 2008; ce dernier montant, payé en dollars US, est converti ici en dollars canadiens au taux de change moyen pour 2008 de 1,066. Ces valeurs correspondent aux unités d’actions assujetties à des restrictions acquises en 2008. Ces valeurs correspondent à la prime annuelle touchée en 2008 et aux unités de participation au bénéfice attribuées en 2007 et acquises en 2008.

Précisions sur les régimes d’intéressement à long terme antérieurs La section qui suit décrit des formes de rémunération incitative à long terme employées par la société par le passé. Bien que la société n'attribue plus d'unités d'intéressement ou d'options d’achat d’actions, les unités d'intéressement et les options d’achat d’actions déjà attribuées restent en cours et sont mentionnées dans les tableaux qui précèdent. Unités d’intéressement Les unités d’intéressement de la société donnent à leur bénéficiaire le droit de recevoir une somme au comptant égale à l’excédent du cours des actions ordinaires de la société au moment de l’exercice des unités, sur le prix d’émission de ces unités. Ces unités ont été accordées avant 2002. Le prix d’émission des unités attribuées 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’intéressement peuvent être exercées au plus tard 10 ans après leur émission. La dernière attribution expire en 2011. Régime d'options d'achat d'actions 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 membres du personnel 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 levées. Les options qui n’auront pas été levées le 29 avril 2012 seront échues. En date du 13 février 2009, 5 336 415 actions ordinaires avaient été émises à la levée d’options d’achat d’actions et 4 294 185 actions ordinaires pourraient être ainsi émises. Les actions ordinaires qui ont été émises et celles qui peuvent être émises à l’avenir représentent environ 1,1 % 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, 8 % des options d’achat d’actions non levées. Une personne ne peut recevoir plus de 150 000 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 annulées 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 annulées 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. Cependant, 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 effectuer les rajustements appropriés : (i) au nombre d’actions ordinaires qui peuvent être acquises à la levée d’options d’achat d’actions en cours, (ii) au prix de levée des options d’achat d’actions en cours, 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 cours, 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. Rémunération des administrateurs Les éléments de la rémunération des administrateurs sont conçus de manière à : • assurer l'alignement des intérêts des administrateurs sur les intérêts à long terme des actionnaires; • fournir une motivation supplémentaire à l'augmentation soutenue du rendement de la société et de la valeur du placement des actionnaires; • assurer que la société soit en mesure d'attirer et de conserver à son service des candidats exceptionnels aux postes d'administrateurs qui satisfont aux critères exposés au paragraphe 9 de la charte du conseil d'administration; • reconnaître le temps considérable que les administrateurs sont appelés à consacrer à la supervision des activités de la société; et

54

• favoriser l’indépendance de pensée et d’action dont les administrateurs doivent faire preuve. Chaque année, les niveaux de rémunération des administrateurs non salariés font l'objet d'un examen par le comité des mises en candidature et de la gouvernance, et les recommandations qui en découlent sont présentées pour approbation par l'ensemble du conseil. Les administrateurs membres du personnel de la société ou d’ExxonMobil ne reçoivent aucune rémunération supplémentaire lorsqu’ils siègent au conseil d’administration. Les administrateurs non membres du personnel reçoivent une rémunération constituée en partie de sommes au comptant et en partie d’unités d’actions assujetties à des restrictions. Depuis 1999, les administrateurs non membres du personnel peuvent toucher la totalité ou une partie de leurs honoraires d’administrateurs sous forme d’unités d’actions à dividende différé. Le régime d’unités d’actions à dividende différé offert aux administrateurs non membres du personnel vise à leur fournir une motivation supplémentaire à l’amélioration soutenue du rendement de la société et de la valeur pour les actionnaires en leur permettant de lier, en totalité ou en partie, leur rémunération à la croissance future de la valeur des actions ordinaires de la société. Le nombre d’unités attribuées à un administrateur non membre du personnel est calculé à la fin de chaque trimestre civil et correspond à la partie de ses honoraires pour le trimestre qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé, divisée par le cours de clôture moyen établi juste avant le dernier jour de l'année civile. Une description plus détaillée du régime d'unités d’actions à dividende différé figure à la page 46. En 2008, les honoraires au comptant de base pour les administrateurs non salariés étaient de 100 000 $ par année. Les administrateurs non membres du personnel ont reçu 20 000 $ pour leur participation à tous les comités du conseil. De plus, chaque président de comité a reçu des honoraires de 10 000 $ par comité présidé. Les administrateurs non membres du personnel n’ont pas reçu d’honoraires pour leur présence aux réunions du conseil et de ses comités tenues lors des huit journées de réunion prévues au calendrier. Par contre, ils avaient droit à des honoraires de 2 000 $ par réunion du conseil ou d’un comité du conseil tenue en dehors de ces dates. Quatre réunions du conseil et de ses comités se sont tenues à des dates autres que les huit journées de réunion prévues au calendrier. Le tableau ci-après indique la partie des honoraires annuels fixes à titre de membre du conseil, des honoraires annuels fixes à titre de membre d’un comité et des honoraires annuels fixes à titre de président d’un comité que chaque administrateur non membre du personnel a choisi de recevoir au comptant et sous formes d’unités d’actions à dividende différé en 2008. Honoraires d’administrateur pour 2008 versés au comptant (en %)

Honoraires d’administrateur pour 2008 versés sous forme d’unités d’actions à dividende différé (en %)

K. T. Hoeg

–

100

J. M. Mintz R. Phillips J. F. Shepard

50 –

50 100

–

100

S. D. Whittaker V. L. Young

– 75

100 25

(administratrice depuis le 1er mai 2008)

(administrateur jusqu’au 1er mai 2008)

En plus des honoraires au comptant susmentionnés, la société verse une partie importante de la rémunération des administrateurs sous forme d’unités d’actions assujetties à des restrictions afin d’aligner la rémunération des administrateurs sur les intérêts à long terme des actionnaires. Les unités d’actions assujetties à des restrictions sont attribuées annuellement. Trois ans après leur date d'attribution, 50 % des unités sont acquises, le reste étant acquis à la date du septième anniversaire de leur attribution. Les administrateurs peuvent choisir de recevoir une action ordinaire de la société par unité ou d’encaisser les unités devant être exercées à la date du septième anniversaire de leur date d'attribution. Les périodes d’acquisition ne sont pas écourtées lorsqu’un administrateur quitte son poste ou quitte le conseil, sauf en cas de décès. La description détaillée du régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions figure aux pages 44 à 45. En 2008, chaque administrateur non membre du personnel a bénéficié d’une attribution annuelle de 2 000 unités d’actions assujetties à des restrictions.

55

Éléments de la rémunération des administrateurs Administrateur

Honoraires Nombre Honoraires Honoraires annuels fixes annuels fixes annuels fixes d'unités à titre de d’actions à titre de à titre de membre du membre d’un président d’un assujetties comité conseil à des comité (en $) (en $) restrictions (en $) (UAAR)

Honoraires pour les réunions du conseil et les réunions des comités autres que les réunions à intervalle régulier

Total des Total des Total de la Total au unités unités rémunération comptant1 (en $) d’actions à d’actions (en $) dividende assujetties différé à des (UADD)2 restriction3 (en $) (en $)

Nombre de Honoraires réunions autres (2 000 $ x nombre de que les réunions à réunions autres que les intervalle régulier réunions à intervalle auxquelles le régulier auxquelles le membre a assisté membre a assisté) (en $) K. T. Hoeg

(administratrice depuis le 1er mai 2008)

66 944

J. M. Mintz

100 000

R. Phillips

100 000

J. F. Shepard

(administrateur jusqu’au 1er mai 2008)

33 611

S. D. Whittaker

100 000

V. L. Young

100 000

1)

2)

3)

13 388 (FPI) 20 000 (ESS) 20 000 (CRD) 6 722 (CV) 20 000 (MCG) 20 000 (CV)

6 694

2 000

–

–

–

87 027

73 200

160 227

10 000

2 000

2

4 000

69 000

65 000

73 200

207 200

10 000

2 000

2

4 000

4 000

130 000

73 200

207 200

3 361

–

2

4 000

4 000

43 694

–

47 694

10 000

2 000

4

8 000

8 000

130 000

73 200

211 200

10 000

2 000

4

8 000

105 500

32 500

73 200

211 200

Le « total au comptant » est la partie des honoraires annuels à titre de membre du conseil, des honoraires annuels fixes à titre de membre d’un comité, des honoraires annuels fixes à titre de président d’un comité que l’administrateur a choisi de recevoir au comptant, à laquelle s’ajoutent les honoraires pour les réunions du conseil et des comités autres que les réunions à intervalle régulier. Ce montant est déclaré sous la rubrique « Honoraires gagnés » dans le tableau de la rémunération des administrateurs à la page 57. Le « Total des unités d’actions à dividende différé » est la partie des honoraires annuels fixes à titre de membre du conseil, des honoraires annuels fixes à titre de membre d’un comité et des honoraires annuels fixes à titre de président d’un comité que l’administrateur a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé, telle qu’indiquée dans le tableau précédent à la page 55. Ce montant, plus le total des UAAR, est indiqué sous la rubrique « Attributions à base d’actions » dans le tableau de la rémunération des administrateurs à la page 57. Les valeurs inscrites pour les unités d’actions assujetties à des restrictions correspondent au nombre d’unités multiplié par le cours de clôture de l’action de la société à la date de leur attribution.

Le 20 novembre, 2008, le conseil a modifié le régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions de manière à ce qu’il n’aie plus le pouvoir discrétionnaire général d’annuler les unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées à un administrateur non membre du personnel à la suite de son départ du conseil de la société. Jusqu’alors, le conseil devait approuver la conservation des unités d’actions assujetties à des restrictions lorsqu’un administrateur non salarié quittait le conseil. Le but visé par cette disposition était d’encourager les membres du conseil à rester au conseil jusqu'à la fin de leurs mandats, assurant ainsi l’alignement des intérêts des membres du conseil sur la valeur à long terme pour les actionnaires. Le conseil a décidé, afin de favoriser une plus grande indépendance de chaque membre du conseil, de retirer cette disposition du régime d’intéressement pour les administrateurs non membres du personnel. Cette modification s’applique à toutes les attributions d’unités d’actions assujetties à des restrictions en cours et à toutes les attributions d’actions assujetties à des restrictions futures. Cependant, pendant qu’il siège au conseil et pendant une période de 24 mois après avoir quitté le conseil de la société, les unités d’actions assujetties à des restrictions peuvent être annulées si l’administrateur non membre du personnel participe à une activité qui fait concurrence à la société ou qui est préjudiciable à celle-ci. Le conseil a convenu que l'adjectif « préjudiciable » ne s’appliquera pas à toute mesure prise par un administrateur non membre du personnel ou ancien administrateur non membre du personnel qui a agi de bonne foi et dans l’intérêt de la société. Considérations relatives à la rémunération et processus de prise de décisions Le comité des mises en candidature et de la gouvernance s’appuie sur des études comparées d’un groupe de 21 grandes sociétés canadiennes dont l’envergure et la complexité sont de calibre national et international. Comme la société recrute ses administrateurs non membres du personnel dans un large éventail de secteurs industriels, un échantillonnage diversifié est approprié à cette fin. Le comité des mises en candidature et de la gouvernance ne choisit pas un percentile précis parmi les entreprises du groupe de comparaison avec lequel il fait concorder la rémunération des administrateurs; il tient compte plutôt des tendances et des pratiques actuelles en ce qui concerne les éléments de la rémunération des administrateurs en analysant tous les deux ans les circulaires de sollicitation de procurations publiées. Les 21 sociétés du groupe de comparaison dans l’échantillon de référence sont les suivantes :

56

Sociétés du groupe de comparaison – Administrateurs non membres du personnel Alcan Inc. EnCana Corporation Banque de Nouvelle-Écosse Banque de Montréal George Weston Limitée Financière Sun Life inc. BCE Inc. La Société Financière Manuvie Suncor Energy Inc. Bombardier Inc. Nortel Networks Corporation TELUS Corporation Banque Canadienne Impériale de Commerce Petro-Canada Thomson Reuters Corporation Compagnie de chemin de fer Canadien Pacifique Corporation Financière Power Banque Toronto-Dominion Chemin de fer Canadien Pacifique Limitée Banque Royale du Canada TransCanada Corporation

Tableau de la rémunération des administrateurs Le tableau ci-après donne le sommaire de la rémunération payée, à payer ou attribuée à chacun des administrateurs indépendants de la société pour 2008. Nom

1

Honoraires Attributions à Attributions à Rémunération aux Valeur des Toute autre 3 4 gagnés base d’actions base d’options termes d’un régime régimes de rémunération (en $) (en $) (en $) d’intéressement autre retraite (en $) qu'à base d'actions (en $) (en $)

Total (en $)

K. T. Hoeg2 –

160 227

–

–

–

–

160 227

69 000

138 200

–

–

–

–

207 200

4 000

203 200

–

–

–

–

207 200

4 000

43 694

–

–

–

–

47 694

(administratrice depuis le 1er mai 2008)

J. M. Mintz2 R. Phillips2 J. F. Shepard2 (administrateur depuis le 1er mai 2008)

S. D. Whittaker2 V. L. Young2 1) 2) 3) 4)

8 000

203 200

–

–

–

–

211 200

105 500

105 700

–

–

–

–

211 200

En tant qu’administrateurs employés par la société ou par Exxon Mobil Corporation, T. J. Hearn, B. H. March, R. L. Broiles, P. A. Smith et R. C. Olsen n’ont pas été rémunérés pour leur fonction d’administrateur. Depuis 1999, les administrateurs non membres du personnel peuvent toucher la totalité ou une partie de leurs honoraires d’administrateur sous forme d’unités d’actions à dividende différé. Correspond à tous les honoraires attribués, gagnés, payés ou à payer au comptant pour services rendus à titre d'administrateur, y compris les honoraires fixes de membre du conseil, de membre de comité et de président de comité et les jetons de présence. Les valeurs inscrites pour les unités d’actions assujetties à des restrictions correspondent au nombre d’unités multiplié par le cours de clôture de l’action de la société à la date de leur attribution. La valeur en dollars des unités d’actions à dividende différé indiquée est la valeur de la partie des honoraires annuels fixes à titre de membre du conseil, des honoraires annuels fixes à titre de membre d’un comité et des honoraires annuels fixes à titre de président d’un comité que l’administrateur a choisi de recevoir sous forme d'unités d’actions à dividende différé tel qu'indiqué aux pages 54 et 55.

Attributions à base d’actions et attributions à base d’options en cours pour les administrateurs Le tableau ci-après présente toutes les attributions en cours pour les administrateurs indépendants de la société au 31 décembre 2008. Attributions à base d’options Nom

1

K. T. Hoeg

Nombre de titres Prix de levée sous-jacents aux des options options non levées (en $)

Attributions à base d’actions

Date d’expiration des options

Valeur des options en cours non levées (en $)

Valeur Nombre d’actions marchande ou ou d'unités de paiement des d’actions non 2 attributions à acquises base d’actions 3 non acquises (en $)

(administratrice depuis le 1er mai 2008)

–

–

–

–

3 931

161 131

J. M. Mintz R. Phillips J. F. Shepard

– –

– –

– –

– –

11 563 30 361

473 967 1 244 497

(administrateur jusqu’au 1er mai 2008)

–

–

–

–

10 625

435 519

S. D. Whittaker V. L. Young

– –

– –

– –

– –

46 051 18 668

1 887 630 765 201

1) 2) 3)

En tant qu’administrateurs employés par la société ou par Exxon Mobil Corporation, T. J. Hearn, B. H. March, R. L. Broiles, P. A. Smith et R. C. Olsen n’ont pas été rémunérés pour leurs fonctions d’administrateur. Comprend les unités d’actions assujetties à des restrictions et les unités d’actions à dividende différé détenues au 31 décembre 2008. Valeur établie en fonction du cours de clôture des actions de la société le 31 décembre 2008.

57

Attributions du régime d’intéressement pour les administrateurs – valeur acquise ou gagnée au cours de l’exercice Le tableau ci-après présente la valeur des attributions acquises ou gagnées par chaque administrateur indépendant de la société en 2008. Nom

1

Attributions à base d’options – Valeur acquise au cours de l’exercice (en $)

Attributions à base d’actions – Valeur acquise au cours de l’exercice (en $)

Rémunération aux termes d’un régime d’intéressement autre qu'à base d'actions – Valeur gagnée au cours de l’exercice (en $)

–

–

–

J. M. Mintz R. Phillips2 J. F. Shepard2,3

– –

59 135 59 135

– –

–

1 443 396

–

2

– –

59 135 59 135

– –

K. T. Hoeg

(administratrice depuis le 1er mai 2008) 2

(administrateur jusqu’au 1er mai 2008)

S. D. Whittaker V. L. Young2 1) 2) 3)

En tant qu’administrateurs employés par la société ou par Exxon Mobil Corporation, T. J. Hearn, B. H. March, R. L. Broiles, P. A. Smith et R. C. Olsen n’ont pas été rémunérés pour leurs fonctions d’administrateur. Comprend les unités d’actions assujetties à des restrictions attribuées en 2005 et acquises en 2008 Dans le cas de J. F. Shepard, la valeur comprend les unités d’actions à dividende différé qui ont été acquises à la date de son départ du conseil le 1er mai 2008.

Lignes directrices sur l’actionnariat des administrateurs Les administrateurs sont tenus de posséder l’équivalent d’au moins 15 000 actions de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, comprenant les actions ordinaires, les unités d’actions à dividende différé et les unités d’actions assujetties à des restrictions. Les administrateurs disposent d’un délai de cinq ans pour atteindre ce chiffre. Le conseil d'administration est d’avis que la ligne directrice sur la propriété des actions aura pour effet de faire concorder les intérêts de ses membres avec ceux des autres actionnaires. Administrateur

Administrateur depuis

K. T. Hoeg

1er mai 2008

B. H. March1

1er janvier 2008

J. M. Mintz

21 avril 2005

Nombre minimal exigé

Nombre minimal atteint

Date fixée pour atteindre le nombre minimal exigé

3 931

3 931

15 000

Non

1er mai 2013

43 300

48 300

15 000

Oui

1er janvier 2013

1 879

12 563

15 000

Non

21 avril 2010

R. C. Olsen

1 mai 2008

3 000

3 000

15 000

Non

1er mai 2013

R. Phillips

23 avril 2002

3 349

39 361

15 000

Oui

23 avril 2007

(8 678)

194 909

15 000

Oui

1er février 2007

S. D. Whittaker 19 avril 1996

3 474

55 051

15 000

Oui

19 avril 2001

V. L. Young

2 223

29 918

15 000

Oui

23 avril 2007

P. A. Smith

1)

er

Nombre de titres Avoirs totaux (actions acquis depuis le ordinaires, unités dernier compte d’actions à dividende rendu (du différé et unités d’actions 15 février 2008 au assujetties à des 13 février 2009) restrictions)

er

1 février 2002

23 avril 2002

Le paragraphe 10 b) de la charte du conseil stipule que B. H. March, en tant que président du conseil, président et chef de la direction, doit, dans les trois ans qui suivent sa nomination au poste de président du conseil et président et chef de la direction, acquérir des actions de la société, soit des actions ordinaires, des unités d’actions à dividende différé et des unités d’actions assujetties à des restrictions, d'une valeur au moins égale à cinq fois son salaire de base. B. H. March n'a pas encore satisfait à cette exigence.

Rubrique 12.

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

En date du 13 février 2009, le seul actionnaire qui, à la connaissance des administrateurs et des membres de la direction de la société, était propriétaire réel de plus de 10 % des actions ordinaires en circulation de la société ou exerçait, directement ou indirectement, un contrôle ou une emprise sur celles-ci était Exxon Mobil Corporation, 5959 Las Colinas Boulevard, Irving, Texas 75039-2298, propriétaire réel de 596 357 122 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 13 février 2009, S. M. Smith était propriétaire de 3 794 actions ordinaires de la société et détenait 158 900 unités d’actions assujetties à des restrictions de la société. 58

Les dirigeants et les administrateurs de la société dont la rémunération pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 est décrite de la page 41 à la page 58 sont au nombre de 15. En tant que groupe, ils détiennent en propriété réelle 71 991 actions ordinaires de la société, soit environ 0,01 % du nombre total des actions en circulation de la société, et 515 218 actions d'Exxon Mobil Corporation (y compris 334 805 actions assujetties à des restrictions). Ces renseignements ont été fournis par les dirigeants et les administrateurs eux-mêmes, car la société n'en a pas connaissance. En date du 13 février 2009, les administrateurs et les dirigeants de la société détenaient, en tant que groupe, des options visant l'acquisition de 145 500 actions ordinaires de la société, ainsi que des unités d’actions assujetties à des restrictions visant l'acquisition de 504 925 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 2008 aux termes des régimes de rémunération de la société. Catégorie du régime

Nombre de titres devant être Prix moyen pondéré de levée Nombre de titres disponibles aux émis à la levée d’options ou à des options ou d’exercice des fins d’émissions futures aux l’exercice de bons de bons de souscription et des termes des régimes de 4 souscription et de droits en droits en circulation rémunération en actions (à 3 (en $) circulation l’exception des titres indiqués à 3 la première colonne)

Régimes de rémunération en actions approuvés par les porteurs de titres1

4 294 635

15,50

–

Régimes de rémunération en actions qui ne sont pas approuvés par les porteurs de titres2

7 928 818

–

2 571 182

Total

12 223 453

15,50

2 571 182

1) 2) 3)

4)

Il s'agit d'un régime d'options d'achat d'actions décrit à la page 54. Il s'agit d'un régime d'unités d’actions assujetties à des restrictions décrit aux pages 44 à 45. 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 en 2002 avant la division des actions à raison de trois pour une en mai 2006 qui étaient toujours en cours. Le nombre de titres réservés aux fins du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions correspond au total des titres réservés aux fins des unités d’actions assujetties à des restrictions émises en 2006, en 2007 et en 2008 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 assujetties à des restrictions 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, et indépendance des administrateurs

Le 25 juin 2007, la société a lancé un 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 45 794 291 de ses actions en circulation entre le 25 juin 2007 et le 24 juin 2008. Le 25 juin 2008, la société a lancé un programme de rachat d'actions. En vertu de ce programme dont la durée est également de 12 mois, la société peut racheter jusqu'à 44 194 961 de ses actions en circulation, moins les actions achetées pour le compte du régime d'épargne des membres du personnel 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 2008, ces rachats d’actions ont coûté environ 2 210 millions de dollars, dont environ 1 521 millions de dollars ont été versés à Exxon Mobil Corporation. 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 2008 se sont établis à 4 890 millions de dollars et à 2 150 millions 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 gaz naturel, 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 amont au Canada. La société a aussi conclu des conventions avec des membres du groupe 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. La société a conclu une entente contractuelle avec une des sociétés membres du groupe d’Exxon Mobil Corporation au Canada pour exploiter les entités productrices qui appartiennent à ExxonMobil dans l'Ouest du Canada. Il n'est survenu aucun changement à la propriété des actifs. La société et ce membre du groupe ont également une entente contractuelle qui leur permet de partager jusqu’à la moitié des nouvelles occasions qui se présentent dans le secteur amont. En 2007, la société a signé des conventions avec Exxon Mobil Corporation et une des sociétés membres du groupe de cette dernière aux termes desquelles ExxonMobil assurera la prestation de services de gestion, d'exploitation et d'ingénierie à Syncrude Canada Ltée.

59

R. C. Olsen, est membre non indépendant du comité des ressources pour les dirigeants, du comité de l’environnement, de la santé et de la sécurité et du comité des mises en candidature et de la gouvernance d’entreprise. En tant qu’employé d’ExxonMobil Production Company, R. C. Olsen est indépendant de la direction de la société et peut aider ces comités en faisant valoir le point de vue des actionnaires de la société.

Rubrique 14.

Principaux honoraires et services comptables

Honoraires de vérification Le montant total des honoraires versés aux vérificateurs de la société, PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l. (PwC) 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 2008 et 2007, s’établissent comme suit : 2008 2007 (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…………………………….……… .................

1 140 62 176 – 1 378

1 117 62 942 – 2 121

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 2008. Les honoraires pour les services liés à la vérification sont versés relativement à d’autres services de certification, 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 aux membres du personnel affectés à l'étranger. 2008 était la dernière année au cours de laquelle PwC était appelée à fournir des services fiscaux aux membres du personnel de la société en poste à l’étranger. 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.

60

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) i) Certificat et statuts constitutifs mis à jour de la société (intégrés aux présentes par renvoi à la pièce 3.1 du formulaire 8-Q de la société déposé le 3 mai 2006 (no 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)). 4) 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 1er 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)). 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 o annuel de la société sur formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1981 (n 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 pour l’exercice terminé le 31 décembre 1981 (no 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 de modification 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 o terminé le 31 décembre 1986 (n 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 terminé le 31 décembre 1983 (no 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 l’exercice terminé le 31 décembre 1986 (no 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 terminé le 31 décembre 1987 (no 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 o l’exercice terminé le 31 décembre 1987 (n de dossier : 0-12014)). 61

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 terminé le 31 décembre 1996 (no 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 terminé le 31 décembre 1996 (no de dossier : 0-12014)). 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 1er mai 1999 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)19) du rapport annuel de la société sur o formulaire 10-K pour l’exercice terminé le 31 décembre 1999 (n 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 er le 1 janvier 2001 (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 10ii)22) du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (no 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 o formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (n de dossier : 0-12014)). 25) Convention de modification de la redevance de Syncrude, datée du 18 novembre 2008, indiquant les divers éléments, notamment le montant des redevances supplémentaires, devant être payés à la er province d’Alberta pendant la période du 1 janvier 2010 au 31 décembre 2015 en échange de certains engagements du gouvernement de l’Alberta (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 1.01(10)ii)1) du rapport de la société sur formulaire 8-K déposé le 19 novembre 2008 (no de dossier : 0-12014)). 26) Convention d'option sur la redevance à Syncrude relative au bitume, datée du 18 novembre 2008, énonçant les modalités pour la levée, par les propriétaires de la coentreprise Syncrude, de l’option prévue par l'accord actuel de Syncrude avec la Couronne sur la conversion d'une redevance payable sur la valeur du bitume, pour valoir le 1er janvier 2009 (intégrée aux présentes par renvoi à la o pièce 1.01(10)ii)2) du rapport de la société sur formulaire 8-K déposé le 19 novembre 2008 (n de dossier : 0-12014)). 27) Ordonnance relative à l'approbation du projet no OSR045 délivrée en vertu de la loi intitulée Alberta Mines and Minerals Act et du règlement intitulé Oil Sands Royalty Regulation, 1997 à l'égard du projet Syncrude (intégrée aux présentes par renvoi à la pièce 1.01(10)ii)3) du rapport de la société sur formulaire 8-K déposé le 19 novembre 2008 (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 31 décembre 1980 (no 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 pièce 10iii)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 le 31 décembre 2000 (no 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 o société sur formulaire 10-K pour 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). 62

3)

4)

5)

6)

7)

8)

9)

10)

11)

12)

13)

14)

15)

16)

17)

18)

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)). 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)). 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 31 décembre 2002 (no de dossier : 0-12014)). 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 société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 30 juin 2002 (no de dossier : 0-12014)). Régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions et unités d’actions assujetties à des restrictions 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)). Régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions et unités d’actions assujetties à des restrictions 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 l’exercice terminé le 31 décembre 2003 (no de dossier : 0-12014)). Régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions et formulaire général pour les unités d’actions assujetties à des restrictions, 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)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2002, avec les modifications prenant effet le 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10(III)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)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2003, avec les modifications prenant effet le 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10(III)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)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2004 et en 2005, avec les modifications prenant effet le 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10(III)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)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2006 et au cours des années ultérieures, avec les modifications prenant effet le 4 août 2006 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.10(III)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)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2002, avec les modifications prenant effet er le 1 février 2007 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 99.1 du formulaire 8-K de la société déposé le 2 février 2007 (n° de dossier : 0-12014)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2002, avec les modifications prenant effet les 26 février 2008 et 1er mai 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 6[10iii)(A)(15)] du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2008 (n° de dossier : 0-12014)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2003, avec les modifications prenant effet les 26 février 2008 et 1er mai 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 6[10iii)A)16)] du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2008 (n° de dossier : 0-12014)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2004 et en 2005, avec les modifications prenant effet les 26 février 2008 et 1er mai 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 6[10iii)A)17)] du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2008 (n° de dossier : 0-12014)). Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2006 et en 2007, avec les modifications prenant effet les 26 février 2008 et 1er mai 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 6[10iii)A)18)] du rapport 63

trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 19) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2008 et au cours des années ultérieures, avec les er modifications prenant effet les 26 février 2008 et 1 mai 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 6 [10iii)(A)(19)] du rapport trimestriel de la société sur formulaire 10-Q pour le trimestre terminé le 31 mars 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 20) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2002, avec les modifications prenant effet le 20 novembre 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 9.01c)[10iii)A)1)] du formulaire 8-K de la société déposé le 25 novembre 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 21) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2003, avec les modifications prenant effet le 20 novembre 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 9.01c)[10iii)A)2)] du formulaire 8-K de la société déposé le 25 novembre 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 22) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2004 et en 2005, avec les modifications prenant effet le 20 novembre 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 9.01c)[10iii)A)3)] du formulaire 8-K de la société déposé le 25 novembre 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 23) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2006 et en 2007, avec les modifications prenant effet le 20 novembre 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 9.01c)[10iii)A)4)] du formulaire 8-K de la société déposé le 25 novembre 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 24) Version modifiée du régime d’unités d’actions assujetties à des restrictions à l’égard des unités d’actions assujetties à des restrictions octroyées en 2008 et au cours des années ultérieures, avec les modifications prenant effet le 20 novembre 2008 (intégré aux présentes par renvoi à la pièce 9.01c)[10iii)A)5)] du formulaire 8-K de la société déposé le 25 novembre 2008 (n° de dossier : 0-12014)). 25) Version modifiée du régime d’unités d’actions à dividende différé prenant effet le 20 novembre 2008 (déposé à titre de pièce 15(10)(iii)A)25) au présent formulaire 10-K). 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 agréé (PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l.) 31.1) Attestation du principal membre de la haute direction 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.

64

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 24 février 2009, par le soussigné dûment autorisé à le faire.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (signé) Bruce H. March (Bruce H. March, 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 24 février 2009 par les personnes suivantes au nom de la personne inscrite et en leurs qualités respectives indiquées en regard de leur nom. Signature

Titre

(signé) Bruce H. March (Bruce H. March)

Président du conseil, président et chef de la direction et administrateur (principal membre de la haute direction)

(signé) Paul A. Smith (Paul A. Smith)

Vice-président principal, Finances et administration, et trésorier et administrateur (chef des services comptables et principal membre de la haute direction aux services financiers)

(signé) Krystyna T. Hoeg (Krystyna T. Hoeg)

Administratrice

(signé) J. M. Mintz (Jack M. Mintz)

Administrateur

(signé) Robert C. Olsen (Robert C. Olsen)

Administrateur

(signé) Roger Phillips (Roger Phillips)

Administrateur

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

Administratrice

(signé) Victor L. Young (Victor L. Young)

Administrateur

65

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 2006, 2007 et 2008 .......................................... Bilan consolidé aux 31 décembre 2007 et 2008 .................................................................. État consolidé des capitaux propres aux 31 décembre 2006, 2007 et 2008........................ État consolidé des flux de trésorerie des exercices 2006, 2007 et 2008 ............................. Notes afférentes aux états financiers consolidés.................................................................

F-1

F-2 F-2 – F-3 F-4 F-5 F-6 F-7 F-8 – F-23

RAPPORT DE LA DIRECTION SUR LE CONTRÔLE INTERNE DE L'INFORMATION FINANCIÈRE La direction, y compris le chef de la direction, et l'agent comptable principal et agent financier principal de la compagnie, est responsable de la mise en place et du maintien d'un contrôle interne adéquat à l'égard de l'information financière de la compagnie. La direction a procédé à une évaluation de l'efficacité du contrôle interne de l'information financière selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control Integrated Framework, publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway. À la lumière de cette évaluation, la direction a conclu que le contrôle interne de l'information financière de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée était efficace au 31 décembre 2008. PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l., cabinet indépendant d'experts-comptables, a vérifié l'efficacité du contrôle interne de la compagnie à l'égard de l'information financière au 31 décembre 2008, comme il est précisé dans son rapport inclus dans les présentes.

B. H. March Président du Conseil, président et chef de la direction

P. A. Smith Vice-président principal, Finances et administration et trésorier (Agent comptable principal et agent financier principal)

RAPPORT DES VÉRIFICATEURS Aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée Nous avons procédé à une vérification intégrée des états financiers consolidés des exercices 2008, 2007 et 2006 de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de son contrôle interne à l'égard de l'information financière au 31 décembre 2008. Nos avis, fondés sur ces vérifications, sont présentés ci-après. États financiers consolidés À notre avis, les états financiers consolidés ci-joints 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 2008 et 2007, ainsi que de leurs résultats d'exploitation et de leurs flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans terminée le 31 décembre 2008, selon les principes comptables généralement reconnus des États-Unis d'Amérique. La responsabilité de ces états financiers consolidés incombe à la direction de la compagnie. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces états financiers, fondée sur notre vérification. 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 notre vérification constitue un fondement raisonnable à l'expression de notre opinion. Contrôle interne à l'égard de l'information financière En outre, à notre avis, la compagnie a maintenu, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l'endroit de l'information financière au 31 décembre 2008, selon les critères établis dans le document Internal Control Integrated Framework publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway (COSO). La responsabilité du maintien d'un contrôle efficace de l'information financière et de l'évaluation de l'efficacité du contrôle interne de l'information financière, figurant dans le rapport de la direction ci-joint sur le contrôle interne à l'égard de l'information financière, incombe à la direction de la compagnie. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur l'efficacité du contrôle interne de l'information financière de la compagnie en nous fondant sur notre vérification. Notre vérification du contrôle interne de l'information financière a été effectuée conformément aux normes du Public 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 de l'information financière a été maintenu à tous les égards importants. La vérification du contrôle interne à l'égard de l'information financière comprend l'obtention d'une compréhension du contrôle interne de l'information financière, l'évaluation du risque qu'une faiblesse importante existe, le contrôle par sondages et l'évaluation de la conception et de l'efficacité du fonctionnement du contrôle interne à partir du risque évalué et l'exécution des autres procédures que nous jugeons nécessaires dans les F-2

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

(signé) PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l. Comptables agréés Calgary, Alberta, Canada 24 février 2009

F-3

État consolidé des résultats (selon les PCGR des États-Unis) En millions de dollars canadiens Exercices terminés les 31 décembre

2008

2007

2006

Produits et autres revenus Produits d'exploitationa,b Revenus de placement et d'autres sources (note 9) Total des produits et autres revenus

31 240 339 31 579

25 069 374 25 443

24 505 283 24 788

Charges Exploration c Achats de pétrole brut et de produits d Production et fabrication Frais de vente et frais généraux a Taxe d'accise fédérale Amortissement et épuisement Frais de financement (note 13) Total des charges

132 18 865 4 228 1 038 1 312 728 – 26 303

106 14 026 3 474 1 335 1 307 780 36 21 064

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

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices

5 276

4 379

4 100

Impôts sur les bénéfices (note 4)

1 398

1 191

1 056

Bénéfice net

3 878

3 188

3 044

4,39 4,36 0,38

3,43 3,41 0,35

3,12 3,11 0,32

Données par action (en dollars canadiens) Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base (note 11) Bénéfice net par action ordinaire – résultat dilué (note 11) Dividendes

a) Les produits d'exploitation comprennent la taxe d'accise fédérale de 1 312 M$ (1 307 M$ en 2007, 1 274 M$ en 2006). b) Les produits d'exploitation comprennent des sommes remboursables par des apparentés de 2 150 M$ (1 772 M$ en 2007, 1 955 M$ en 2006) (note 15). c) Les achats de pétrole brut et de produits comprennent des sommes remboursables par des apparentés de 4 729 M$ (3 331 M$ en 2007, 3 937 M$ en 2006) (note 15). d) Les frais de production et de fabrication comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 161 M$ (194 M$ en 2007, 156 M$ en 2006) (note 15). L'information qui va de la page F-8 à la page F-23 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-4

Bilan consolidé (selon les PCGR des États-Unis) En millions de dollars canadiens Au 31 décembre

2008

Actif Actif à court terme Trésorerie Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives Stocks de pétrole brut et de produits (note 12) Matières, fournitures et frais payés d'avance Actif d'impôts futurs (note 4) Total de l'actif à court terme Créances à long terme, participations, placements et autres actifs à long terme Immobilisations corporelles, déduction faite de l'amortissement cumulé et de l'épuisement (note 3) Écart d'acquisition (note 3) Autres actifs incorporels, montant net Total de l'actif (note 3) Passif Passif à court terme Billets et emprunts(note 13) a Comptes créditeurs et charges à payer Impôts sur les bénéfices à payer Total du passif à court terme Obligations locatives capitalisées (note 14) Autres obligations à long terme (note 6) Passif d'impôts futurs (note 4) Total du passif Engagements et passifs éventuels (note 10) Capitaux propres Actions ordinaires à la valeur attribuéesb (note 11) Bénéfices non répartis Cumul des autres éléments du résultat étendu Total des capitaux propres Total du passif et des capitaux propres

2007

1 974 1 455 673 180 361 4 643

1 208 2 132 566 128 660 4 694

881

766

11 248 204 59 17 035

10 561 204 62 16 287

109 2 542 1 498 4 149 34 2 298 1 489 7 970

108 3 335 1 498 4 941 38 1 914 1 471 8 364

1 528 8 484 (947) 9 065

1 600 7 071 (748) 7 923

17 035

16 287

a) Les comptes créditeurs et les charges à payer comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 96 M$ (260 M$ en 2007) (note 15). b) Le nombre d'actions ordinaires en circulation était de 859 millions (903 millions en 2007) (note 11).

L'information qui va de la page F-8 à la page F-23 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés. Au nom du Conseil, B. H. March Président du Conseil, président et chef de la direction

P. A. Smith Vice-président principal, Finances et administration et trésorier

F-5

États consolidés des capitaux propres (selon les PCGR des États-Unis) En millions de dollars canadiens

2008

Au 31 décembre

2007

2006

Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 11)

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 Incidence cumulative d'une modification comptable (note 4) 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 au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite (note 5) Amortissement de l'ajustement du passif au titre des avantages postérieurs à la retraite inclus dans le coût périodique net de l'exercice Ajustement au titre de l'obligation minimale découlant du régime de retraite (note 5) À la fin de l'exercice Capitaux propres à la fin de l'exercice Résultat étendu pour l'exercice Bénéfice net de l'exercice Autres éléments du résultat étendu Ajustement du passif au titre des avantages de retraite Ajustement du passif minimal au titre du régime de retraite Total du résultat étendu pour l'exercice

1 600 7 (79) 1 528

1 677 12 (89) 1 600

1 747 10 (80) 1 677

7 071 – 3 878 (2 131) (334) 8 484

6 462 14 3 188 (2 269) (324) 7 071

5 466 – 3 044 (1 737) (311) 6 462

(748)

(733)

(580)

(283)

(87)

(733)

84

72

–

–

–

580

(947)

(748)

(733)

9 065

7 923

7 406

3 878

3 188

3 044

(199) – 3 679

(15) – 3 173

– 334 3 378

L'information qui va de la page F-8 à la page F-23 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-6

État consolidé des flux de trésorerie (selon les PCGR des États-Unis) En millions de dollars canadiens Rentrées (sorties)

2008

Exercices terminés les 31 décembre

Activités d'exploitation Bénéfice net Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement (Gain) perte à la vente d'actifs Charge d'impôts futurs et autres Variations de l'actif et du passif d'exploitation : Comptes débiteurs Stocks et frais payés d'avance Impôts sur les bénéfices à payer Comptes créditeurs Autres postes – montant neta Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation Activités d'investissement Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles Produit de la vente d'actifs Prêts à une société dans laquelle la compagnie détient une participation en actions Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement Activités de financement Dette à court terme – montant net Remboursement de la dette à long terme Émission d'emprunts à long terme Réduction d'obligations locatives capitalisées Émission d'actions ordinaires en vertu du régime d'options sur actions Actions ordinaires rachetées (note 11) Dividendes versés Flux de trésorerie liés aux activités de financement Augmentation (diminution) de la trésorerie Trésorerie au début de l'exercice b Trésorerie à la fin de l'exercice a) b)

2007

2006

3 878

3 188

3 044

728 (241) 387

780 (215) 75

831 (134) 292

679 (159) – (798) (211) 4 263

(261) 13 (77) 250 (127) 3 626

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

(1 231) 272

(899) 279

(1 177) 212

(2)

–

–

(961)

(620)

(965)

– – – (3)

(65) (1 722) 500 (4)

72 (70) – (4)

7

12

10

(2 210) (330) (2 536)

(2 358) (319) (3 956)

(1 818) (315) (2 125)

766 1 208 1 974

(950) 2 158 1 208

497 1 661 2 158

Comprend une cotisation aux régimes enregistrés de retraite de 165 M$ (163 M$ en 2007, 395 M$ en 2006). La trésorerie comprend les fonds en banque et les équivalents de trésorerie au coût. Les équivalents de trésorerie sont des titres très liquides échéant au plus trois mois après la date de leur achat.

L'information qui va de la page F-8 à la page F-23 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.

F-7

Notes afférentes aux états financiers consolidés Les états financiers consolidés ci-joints et la documentation complémentaire sont la responsabilité de la direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. La compagnie exerce principalement ses activités dans le secteur de l'énergie, notamment dans l'exploration, la production, le transport et la vente de pétrole brut et de gaz naturel ainsi que la fabrication, le transport et la vente de produits pétroliers. La compagnie est aussi un important fabricant et distributeur de produits pétrochimiques. Les états financiers consolidés ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Les états financiers contiennent certaines estimations qui reflètent le meilleur jugement de la direction. Certains postes ont été reclassés afin d'être conformes à la présentation de 2008. Tous les montants sont en dollars canadiens, sauf indication contraire. 1.

Principales méthodes comptables Périmètre de consolidation Les états financiers consolidés comprennent les comptes de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales. Les comptes et opérations intersociétés ont été éliminés. Les filiales comprennent les sociétés dans lesquelles l'Impériale a une participation ainsi que la capacité permanente d'en déterminer unilatéralement les stratégies et les politiques d'exploitation, d'investissement et de financement. Les principales filiales comprises dans les états financiers consolidés sont Pétrolière Impériale Ressources Ltée, Imperial Oil Resources N.W.T. Limited, Imperial Oil Resources Ventures Limited et Pétrolière McColl-Frontenac Inc. Les sociétés précitées sont toutes détenues en propriété exclusive. Une partie importante des activités de la compagnie dans le secteur amont est menée conjointement avec d'autres sociétés. Les comptes reflètent la quote-part de la participation indivise de la compagnie dans ces activités, dont sa participation de 25 % dans la coentreprise Syncrude et de 9 % dans le projet énergétique extracôtier Sable. Stocks Les stocks sont comptabilisés au coût ou à la valeur marchande courante, 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 état actuel et leur entreposage final avant la livraison au client. Les frais de vente et les frais généraux sont inscrits à titre de frais imputables à la période en cours et exclus du coût des stocks. Participations et placements Les principales participations dans 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 dans le bénéfice depuis l'acquisition de la participation, déduction faite des dividendes touchés. La quote-part de l'Impériale dans le bénéfice après impôts de ces sociétés est portée aux revenus de placement et d'autres sources, dans l'état consolidé des résultats. Les autres placements sont comptabilisés au coût, et les dividendes sont inclus dans les revenus de placement et d'autres sources. Ces investissements représentent les participations dans des sociétés fermées de transport par pipeline qui facilitent l'achat et la vente de pétrole brut et de gaz naturel dans la conduite des activités de la compagnie. Les autres parties qui détiennent une participation dans ces sociétés partagent les risques et les avantages en proportion du pourcentage de leur participation. La compagnie n'investit pas dans ces entreprises dans le but de 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 compagnie suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement et certaines dépenses d'exploration et de forage d'exploration improductif sont passées en charges à mesure qu'elles sont engagées. La compagnie 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 compagnie 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 compagnie a recours à cette méthode 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.

F-8

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. Les frais de production sont passés en charges quand ils sont engagés. La production comprend le pompage du pétrole et du gaz à la surface ainsi que leur collecte, leur traitement, leur façonnage et leur stockage sur place. La fonction de production 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 compagnie ainsi que le matériel et les installations connexes. Ils sont incorporés au coût du pétrole et du gaz produits. Ces coûts, parfois appelés frais relatifs au pompage, comprennent les coûts de 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 requis pour exploiter les puits et le matériel connexe, ainsi que les frais d'administration liés à la production. L’amortissement et l'épuisement des actifs liés aux 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 actifs en cours de construction ne sont pas amortis. 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 compagnie font l'objet d'un test de dépréciation chaque fois que des faits ou des circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d'actifs. La compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des 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 du gaz naturel ainsi que des taux de change. Les quantités annuelles sont fondées sur les profils de production des différents gisements, qui sont aussi mis à jour annuellement. En général, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S'il existe des réserves probables, un montant ajusté en fonction du risque peut être inclus dans le test de dépréciation au titre de ces réserves. Un actif subit une dépréciation si les flux de trésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. Les dépréciations correspondent à l'excédent de la valeur comptable sur la juste valeur. a Les coûts d'acquisition au titre de l'exploitation des sables pétrolifères de la compagnie 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 compagnie 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 d'extraction et d'exploitation des sables pétrolifères commence quand le minerai de bitume est produit sur une base régulière, et l'amortissement des actifs de valorisation du bitume commence quand la charge est introduite dans l'unité de valorisation et maintenue sur une base continue. Les actifs en cours de construction ne sont pas amortis. 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. Les investissements dans les réseaux miniers et de transport sont généralement amortis selon la méthode linéaire sur 15 ans. Les autres frais d'infrastructure liés à l'exploitation des sables pétrolifères qui sont de nature à long terme visant à assurer la continuité de l'exploitation ou des retombées durables pour cette dernière, p. ex., la découverte préliminaire, routes, etc., sont amortis selon la méthode proportionnelle au rendement, compte tenu des réserves prouvées. Les actifs de sables pétrolifères détenus et exploités par la compagnie 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; leur extraction se fait par des méthodes d'exploitation à ciel ouvert. Actuellement, les volumes de production de sables pétrolifères de la compagnie correspondent à sa quote-part du volume de production de la coentreprise Syncrude, et les réserves de la société de l'exploitation des sables pétrolifères correspondent à sa quote-part des réserves de brut de synthèse de la coentreprise Syncrude et à sa quote-part des réserves de bitume extrait dans le cadre du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl.

F-9

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. 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 établies à partir du coût estimatif des travaux d'ingénierie, compte tenu de la méthode envisagée et de l'ampleur des travaux de restauration prévus, conformément aux exigences réglementaires, de la technologie existante et de la vocation éventuelle des lieux. Conversion des devises Les actifs et les passifs monétaires libellés en devises étrangères ont été convertis aux cours du change en vigueur au 31 décembre. Les gains et pertes de change sont constatés dans les résultats. Instruments financiers La juste valeur de l'encaisse, des comptes débiteurs et du passif à court terme se rapproche de leur valeur comptable, étant donné les courts délais d'encaissement et de décaissement. La juste valeur des autres instruments financiers détenus par la compagnie, qui consistent essentiellement en débiteurs à long terme, est déterminée principalement par l'actualisation des flux de trésorerie futurs aux taux actuels d'instruments financiers similaires, comportant des risques de crédit et des échéances comparables. La compagnie n'a pas recours à des structures de financement visant à modifier les résultats comptables ou à soustraire des dettes du bilan. La compagnie n'a pas recours à des dérivés pour spéculer sur l'évolution du prix des marchandises ou du cours du change. Produits Les produits tirés de la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et chimiques et d'autres éléments sont comptabilisés au moment de la livraison. La livraison correspond au moment où le client accepte le titre de propriété et en assume les risques et les avantages, où les prix sont fixés ou déterminables et où la recouvrabilité est raisonnablement assurée. La compagnie ne conclut pas d'ententes qui l'obligent à racheter ses produits, pas plus qu'elle n'accorde au client un droit de retour. Les produits comprennent les sommes facturées aux clients pour l'expédition et la manutention. Les frais d'expédition et de manutention engagés jusqu'au point d'entreposage final avant la livraison au client sont 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 ». Les opérations d'achat et de vente de marchandises auprès de la même contrepartie conclues en prévision l'une de l'autre sont combinées et comptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable de l'élément vendu. F-10

Rémunération à base d'actions La compagnie attribue à ses employés une rémunération à base d'actions sous la forme d'unités d’actions assujetties à des restrictions. La charge de rémunération est mesurée à chaque période de déclaration en fonction du cours actuel de l'action de la compagnie et est portée au poste « Frais de vente et frais généraux » à l'état consolidé des résultats sur la période d'acquisition de chaque attribution. Pour un complément d'information, lire la note 8 afférente aux états financiers consolidés. Taxes à la consommation Les taxes à la consommation perçues par la compagnie sont exclues de l'état consolidé des résultats. Il s'agit principalement des taxes provinciales sur les carburants automobiles et de la taxe fédérale sur les produits et services. 2.

Changement de la méthode comptable pour les mesures de la juste valeur Le 1er janvier 2008, la compagnie a adopté les exigences relatives au Statement No. 157 (le SFAS 157) intitulé Fair Value Measurements publié par le Financial Accounting Standards Board (FASB) pour les actifs et les passifs financiers évalués à la juste valeur et pour les actifs et les passifs non financiers qui sont réévalués à la juste valeur de façon récurrente. Le SFAS 157 définit la juste valeur, établit un cadre d'évaluation de la juste valeur quand une entité est tenue d'utiliser une évaluation de la juste valeur aux fins de constatation ou d'information et étend les obligations d'information à l'évaluation de la juste valeur. La mise en application initiale du SFAS 157 n'a pas eu d'incidence importante sur les états financiers de la compagnie. Le 1er janvier 2009, la compagnie adoptera le SFAS 157 pour tous les actifs et passifs non financiers qui sont évalués à la juste valeur.

3.

Secteurs d'activité La compagnie exerce ses activités au Canada. Les fonctions amont, aval 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 compagnie. Le secteur amont est organisé et exploité en vue de la prospection et de la production de pétrole brut et de ses équivalents ainsi que de gaz naturel. Quant au secteur aval, 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 produits chimiques est organisé et exploité en vue de la fabrication et de la commercialisation de produits tirés des hydrocarbures et de produits chimiques. Cette sectorisation de l'activité est une pratique de longue date de la compagnie largement répandue dans les industries pétrolière et pétrochimique. Ces fonctions ont été définies comme des secteurs d'exploitation de la compagnie parce que ce sont les secteurs a) qui exercent les activités commerciales à partir desquelles des produits sont gagnés et des charges engagées; b) leurs résultats d'exploitation sont examinés périodiquement par le chef de l'exploitation aux fins de la prise de décisions quant aux ressources qui seront attribuées aux secteurs et de l'évaluation de la performance des secteurs; et c) une information financière distincte est disponible à leur sujet. Les comptes non sectoriels couvrent des actifs et des passifs qui ne se rapportent pas spécifiquement aux secteurs d'exploitation, essentiellement l'encaisse, 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 à base d'actions. Les méthodes 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 secteurs amont et aval 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 dépenses en 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. Secteur amonta En millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externesb 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 générauxc Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Coûts de financement (note 13) Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices (note 4) Exigibles Futurs

Secteur aval

Produits chimiques

2008

2007

2006

2008

2007

2006

2008

2007

2006

5 819 5 403 18 11 240

4 539 4 146 233 8 918

4 619 3 837 111 8 567

24 049 2 892 271 27 212

19 230 2 305 52 21 587

18 527 2 256 105 20 888

1 372 460 1 1 833

1 300 335 – 1 635

1 359 345 – 1 704

132 3 995 2 569 6 – 474 2 7 178 4 062

106 3 113 2 057 8 – 519 4 5 807 3 111

32 2 841 1 994 13 – 584 2 5 466 3 101

– 22 223 1 452 998 1 312 234 (5) 26 214 998

– 16 469 1 232 987 1 307 244 1 20 240 1 347

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

– 1 401 208 72 – 12 – 1 693 140

– 1 230 185 71 – 12 – 1 498 137

– 1 209 189 76 – 11 – 1 485 219

1 051 88

682 60

602 123

(56) 258

491 (65)

174 115

37 3

42 (2)

60 16

F-11

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 netd,e Total de l’actif

1 139

742

725

202

426

289

40

40

76

2 923

2 369

2 376

796

921

624

100

97

143

3 699

2 411

3 024

280

1 151

507

183

109

161

1 110

744

787

232

187

361

13

11

13

16 344 (8 832) 7 512

15 285 (8 474) 6 811

14 926 (8 255) 6 671

6 776 (3 452) 3 324

6 655 (3 320) 3 335

6 581 (3 178) 3 403

732 (514) 218

718 (496) 222

702 (484) 218

8 758

8 171

7 513

6 038

6 727

6 450

431

476

504

Comptes non sectoriels En millions de dollars Produits et autres revenus Ventes externesb 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 générauxc Taxe d’accise fédérale Amortissement et épuisement Coûts de financement (note 13) Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices (note 4) 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 netd,e Total de l’actif

a)

2008

2007

Éliminations

2006

Chiffres consolidés

2008

2007

2006

2008

2007

2006

– – 49 49

– – 89 89

– – 67 67

– (8 755) – (8 755)

– (6 786) – (6 786)

– (6 438) – (6 438)

31 240 – 339 31 579

25 069 – 374 25 443

24 505 – 283 24 788

– – – (38) – 8 3 (27) 76

– – – 269 – 5 31 305 (216)

– – – 177 – 3 20 200 (133)

– (8 754) (1) – – – – (8 755) –

– (6 786) – – – – – (6 786) –

– (6 435) (3) – – – – (6 438) –

132 18 865 4 228 1 038 1 312 728 – 26 303 5 276

106 14 026 3 474 1 335 1 307 780 36 21 064 4 379

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

(27) 44

(52) 35

(60) 26

– –

– –

– –

1 005 393

1 163 28

776 280

17

(17)

(34)

–

–

–

1 398

1 191

1 056

59

(199)

(99)

–

–

–

3 878

3 188

3 044

101

(45)

(105)

–

–

–

4 263

3 626

3 587

8

36

48

–

–

–

1 363

978

1 209

313 (119)

304 (111)

269 (104)

– –

– –

– –

24 165 (12 917)

22 962 (12 401)

22 478 (12 021)

194

193

165

–

–

–

11 248

10 561

10 457

1 982

1 251

2 145

(174)

(338)

(471)

17 035

16 287

16 141

Une partie importante des activités du secteur amont est exercée conjointement avec d'autres entreprises. Ce secteur tient compte de la participation indivise de la compagnie dans ces activités, qui s'établit comme suit :

En millions de dollars Total des ventes externes et intersectorielles TOTAL DES CHARGES Bénéfice net après impôts sur les bénéfices

4766 3002 1302

2007 3 923 2 394 1 224

2006 3 303 1 966 1 148

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

758 5 380 659 619

1 043 4 868 705 460

516 4 833 810 344

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

1891 (685)

865 (131)

1 229 (403)

2007 2 013 922 768 3 703

2006 1 936 869 793 3 598

b)

2008

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

En millions de dollars Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Total des ventes à l'exportation

2008 3 095 1 685 844 5 624

c)

Les frais de vente et frais généraux consolidés comprennent des frais de livraison aux clients à partir de l'entreposage final de 314 M$ en 2008 (318 M$ en 2007, 316 M$ en 2006).

d)

Comprend des immobilisations corporelles en cours de construction de 1 523 M$ (951 M$ en 2007).

e)

L'écart d'acquisition a été imputé en entier au secteur aval. 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-12

4.

Impôts sur les bénéfices En millions de dollars

Charge d'impôts exigibles Passif d'impôts futursa b Total de la charge d'impôts sur les bénéfices Taux d'imposition des sociétés prévu par la loi (en %) Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants : Variation du taux d'imposition en vigueur Autres Taux d'imposition effectif

2008 1 005 393 1 398 29,5

2007 1 163 28 1 191 30,1

– (3,0) 26,5

(2,2) (0,7) 27,2

2006 776 280 1 056 32,8

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

a)

La charge d'impôts futurs de 2008 est constituée de charges d'impôts reportés et d'impôts reportés créditeurs au titre des modifications des lois fiscales et des taux d'imposition de 1 M$ (90 M$ en 2007, 81 M$ en 2006).

b)

Les décaissements au titre des impôts sur les bénéfices, compte tenu des crédits à l'investissement, ont totalisé 1 101 M$ en 2008 (1 395 M$ en 2007, 1 000 M$ en 2006).

Les impôts sur les bénéfices (imputés) crédités directement aux capitaux propres s'établissent comme suit : 2008

En millions de dollars

Ajustement du passif au titre des avantages de retraite : Pertes (gains) nets actuariels Amortissement des pertes (gains) nets actuariels Coût des services passés Amortissement du coût des services passés Total de l'ajustement du passif au titre des avantages de retraite Ajustement du passif minimal au titre du régime de retraite

2007

2006

102 (26) – (5) 71

21 (24) 13 (6) 4

212

–

–

(146)

La charge d'impôts futurs représente l'écart entre les valeurs comptable et fiscale de l'actif et du passif. Ces écarts sont réévalués à la fin de chaque exercice selon les taux d'imposition et les lois fiscales qui devraient s'appliquer quand ces écarts seront matérialisés ou réglés. Au 31 décembre, les composantes du passif et de l'actif d'impôts futurs s'établissaient comme suit : En millions de dollars

Amortissement Forages fructueux et achats de terrains Prestations de retraite et avantages sociaux Restauration des lieux a Reports prospectifs des pertes fiscales, montant net Intérêts capitalisés Autres Passif d'impôts futurs Évaluation des stocks selon la méthode DEPS Autres Actif d'impôts futurs Provision pour moins-value Passif d'impôts futurs – montant net a)

2008 1 685 258 (312) (202) (2) 53 9 1 489

2007 1 624 276 (249) (156) (37) 49 (36) 1 471

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

(301) (60) (361) – 1 128

(547) (113) (660) – 811

(448) (125) (573) – 772

Les pertes fiscales peuvent être reportées indéfiniment sur les exercices ultérieurs.

Économies d'impôt non constatées Le 1er janvier 2007, la compagnie a adopté les dispositions de l'Interpretation No. 48 (le « FIN 48 ») intitulée Accounting for Uncertainty in Income Taxes publiée par le Financial Accounting Standards Board (FASB). L'ajustement cumulatif au titre de cette modification comptable déclaré en 2007 s'est traduit par un gain après impôts de 14 M$. Le gain reflète la constatation de plusieurs demandes de remboursement et des intérêts sur ces sommes, contrebalancées en partie par une augmentation de la provision pour impôts sur les bénéfices. Les économies d'impôt non constatées reflètent la différence entre les positions prises dans les déclarations fiscales et les montants constatés dans les états financiers. Il faudra de nombreuses années pour que ces positions fiscales aboutissent à un règlement. Il est difficile de prédire le moment où une position fiscale donnée fera l’objet d’un règlement puisque ce moment échappe en partie au contrôle de la compagnie. Le taux d’imposition effectif de la compagnie sera réduit si l’une de ces économies d’impôt est constatée ultérieurement.

F-13

Le tableau qui suit résume l’information sur la variation du montant des économies d’impôt non constatées : En millions de dollars 2008 2007 Solde au 1er janvier 170 142 Ajouts au titre de positions fiscales d'exercices antérieurs 9 28 Réductions au titre de positions fiscales d'exercices antérieurs (29) – Solde au 31 décembre 150 170 Les variations d'économies d'impôt non constatées en 2008 et 2007 n'ont pas eu une incidence importante sur le bénéfice net et les flux de trésorerie de la compagnie. Les déclarations de 2004 à 2007 de la compagnie sont sujettes à examen par les autorités fiscales. L'Agence du revenu du Canada a proposé certains ajustements aux déclarations de la compagnie pour plusieurs exercices de la période 1994 à 2003. La direction évalue actuellement les ajustements proposés. Elle estime que plusieurs questions en suspens antérieures à 2004 devraient être réglées en 2009. L'incidence sur les économies d'impôt non constatées et le taux d'imposition effectif de ces questions ne devait pas être importante. La compagnie classe les intérêts sur les soldes liés aux impôts sur les bénéfices dans les intérêts débiteurs ou créditeurs et les pénalités fiscales dans les charges d'exploitation. 5.

Avantages de retraite Les avantages de retraite auxquels ont droit la plupart des employés retraités et leur conjoint survivant comprennent les prestations de retraite et certains avantages au titre des régimes de soins de santé et d'assurance-vie. Pour faire face à ses engagements, la compagnie capitalise des régimes de retraite agréés et paie directement les prestations supplémentaires non capitalisées aux prestataires. Le financement des régimes de retraite agréés se conforme aux règlements fédéral et provinciaux en matière de retraite et la compagnie cotise à ces régimes suivant les besoins établis par une évaluation actuarielle indépendante. Les prestations de retraite sont constituées principalement de régimes à prestations déterminées payées par la compagnie qui sont fondées sur les années de service et la moyenne des salaires de fin de carrière. La compagnie partage le coût des régimes de soins de santé et d'assurance-vie. Les obligations de la compagnie sont établies selon une méthode de répartition des prestations qui tient compte des états de service des employés à ce jour et du niveau actuel des salaires ainsi que de la projection des salaires et des états de service jusqu'à la retraite. Les charges et obligations contractées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés sont calculées selon les principes comptables et actuariels généralement reconnus des États-Unis. La méthode de calcul des charges de retraite et des obligations s'y rattachant se fonde sur certaines hypothèses à long terme concernant les taux d'actualisation, de rendement de l'actif du régime et d'augmentation salariale. L'obligation et la charge de retraite peuvent varier considérablement si l'on modifie les hypothèses retenues pour estimer l'obligation et le rendement attendu de l'actif des régimes. Les obligations au titre des prestations constituées et les actifs du régime liés aux régimes à prestations déterminées de la compagnie sont calculés au 31 décembre. Prestations de retraite 2008 Hypothèses retenues pour déterminer l'obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre (en %) Actualisation Augmentation des salaires à long terme

2007

Avantages complémentaires de retraite 2008 2007

7,50 4,50

5,75 3,50

7,50 4,50

5,75 3,50

4 685

4 716

426

441

94 271 – (583) (331)

100 246 41 (131) (287)

6 25 – (61) (24)

6 23 – (25) (19)

4 136

4 685

372

426

3 719

4 208

En millions de dollars

Variation de l'obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations projetées au 1er janvier Coût des services rendus de l'exercice Intérêts débiteurs Modifications Pertes (gains) actuariels Prestations verséesa Obligation au titre des prestations projetées au 31 décembre Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre F-14

Variation de l'actif des régimes Juste valeur au 1er janvier Rendement (perte) réel de l'actif des régimes Cotisations de la compagnie Prestations verséesb Juste valeur au 31 décembre

4 098 (699) 165 (252) 3 312

4 089 93 163 (247) 4 098

Excédent (insuffisance) de l'actif par rapport à l'obligation au titre des prestations projetées au 31 décembre Régimes capitalisés Régimes non capitalisés Totalc

(488) (336) (824)

(213) (374) (587)

a) b) c)

– (372) (372)

– (426) (426)

Prestations versées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés. Prestations versées au titre des régimes capitalisés uniquement. Juste valeur de l'actif, moins l'obligation au titre des prestations projetées indiquée ci-dessus.

Le 31 décembre 2006, la compagnie a adopté le Statement of Financial Accounting Standards No. 158, Employers' Accounting for Defined Benefit Pension and Other Post-retirement Plans, an amendment to FASB Statements No. 87, 88, 106 and 132(R) (le SFAS 158) en vertu duquel l'employeur est tenu de constater toute surcapitalisation ou sous-capitalisation d'un régime d'avantages complémentaires de retraite à prestations déterminées à titre d'actif ou de passif au bilan, et d'en constater toute variation dans l'exercice au cours duquel elle survient, dans les autres éléments du résultat étendu. Prestations de retraite

Avantages complémentaires de retraite 2008 2007 2006

En millions de dollars

2008

2007

Le montant constaté au bilan consolidé est constitué de ce qui suit : Passif à court terme Autres obligations à long terme Total constaté

(22) (802) (824)

(34) (553) (587)

(23) (349) (372)

(25) (401) (426)

1 331 77

977 95

(25) –

42 –

1 408

1 072

(25)

42

5,75 3,50 8,00

5,25 3,50 8,00

5,75 3,50 –

5,25 3,50 –

Les montants comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu sont constitués de ce qui suit : Pertes (gains) nets actuariels Coût des services passés Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts Hypothèses retenues pour déterminer le coût net au titre des prestations des exercices terminés le 31 décembre (en %) Actualisation Augmentation des salaires à long terme Rendement à long terme de l'actif des régimes

2006

5,00 3,50 8,25

Prestations de retraite En millions de dollars

2008

2007

2006

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

94 271 (330) 19 91 145

100 246 (329) 20 76 113

100 238 (299) 20 114 173

F-15

5,00 3,50 –

Avantages complémentaires de retraite 2008 2007 2006

6 25 – – 6 37

6 23 – – 6 35

8 23 – – 8 39

Montants comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu Pertes (gains) nets actuariels Amortissement des pertes (gains) nets actuariels inclus dans le coût net des prestations constituées Coût des services passés Amortissement du coût des services passés inclus dans le coût net des prestations constituées de l'exercice Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments du résultat étendu Total comptabilisé dans le coût net des prestations constituées de l'exercice et le cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts

446

105

72

(61)

(25)

73

(91)

(76)

–

(5)

(6)

–

–

41

74

–

–

–

(19)

(20)

–

–

–

–

336

50

146

(66)

(31)

73

481

163

319

(29)

4

112

Le coût des régimes à cotisations déterminées, principalement le régime d'épargne des employés, s'est élevé à 33 M$ en 2008 (31 M$ en 2007, 30 M$ en 2006). Le tableau ci-dessous présente le sommaire de la variation du cumul des autres éléments du résultat étendu :

En millions de dollars

Total des prestations de retraite et des avantages complémentaires de retraite 2008 2007 2006

(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts (Imputé) crédité aux impôts futurs (note 4)

(270) 71

(19) 4

(219) 66

(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu, après impôts

(199)

(15)

(153)

Les données ci-dessus dans cette note 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 à la retraite se fonde sur le rendement en fin d'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 au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite constituée suppose un taux tendanciel du coût des soins de santé de 6,50 % en 2009 qui passera à 4,50 % d'ici à 2011. La compagnie détermine le taux de rendement prévu à long terme en formulant des hypothèses sur le rendement à long terme cible de chaque catégorie d'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 2008, le taux de rendement à long terme prévu qui a servi au calcul des charges de retraite a été de 8,00 % contre des rendements réels de 5,00 % et de 8,31 % au cours des périodes de 10 ans et de 20 ans terminées le 31 décembre 2008. La répartition de l'actif du régime de retraite de l'Impériale aux 31 décembre 2007 et 2008 et sa répartition cible pour 2009 s'établissent comme suit : Répartition Pourcentage de l'actif du cible régime au 31 décembre 2008 Catégorie d'actif (en %) 2009 2007 63 Titres de participation 50-75 61 36 Titres de créance 25-50 38 1 Autres 0-10 1 La stratégie de placement de la compagnie pour l'actif du régime repose sur une vision à long terme, sur une évaluation prudente des risques inhérents aux diverses catégories d'actif et sur une large diversification visant à réduire le risque auquel est exposé l'ensemble du portefeuille. La compagnie investit principalement dans des fonds qui appliquent une stratégie de rendement indexé en vue d'atteindre l'objectif de diversification des risques et de réduction des coûts. Le fonds ne détient des actions ordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée que dans la mesure où cela est nécessaire pour reproduire la composition de l'indice d'actions pertinent. Des études de la gestion actif passif ou des simulations de l'interaction des flux de trésorerie liés aux éléments d'actifs et de passifs sont effectuées périodiquement pour déterminer la répartition de l'actif souhaitée. La répartition cible de l'actif pour le volet actions reflète la nature à long terme du passif. Le solde du fonds est investi dans des titres de créance. F-16

Le tableau ci-dessous présente un sommaire des régimes de retraite faisant ressortir l'excédent des obligations au titre des prestations constituées sur l'actif du régime : Prestations de retraite En millions de dollars 2008 2007 Régimes de retraite capitalisés dont l'obligation au titre des prestations constituées est supérieure à l'actif du régime : 3 800 Obligation au titre des prestations projetées 398 3 420 Obligation au titre des prestations constituées 318 3 312 Juste valeur de l'actif des régimes 254 108 Obligation au titre des prestations constituées, déduction faite de la 64 juste valeur de l'actif du régime Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables : Obligation au titre des prestations projetées Obligation au titre des prestations constituées Amortissement estimatif pour 2009 du cumul des autres éléments du résultat étendu

336 299

373 347

Prestations de retraite

Avantages complémentaires de retraite

110 17

(1) –

En millions de dollars

Montant net des pertes (gains) actuarielsa Coût des services passésb

a) La compagnie amortit le solde du montant net des pertes (gains) actuariels sur la période moyenne qu'il reste à travailler aux participants actifs au régime. b) La compagnie amortit le coût des services passés selon la méthode linéaire, comme le permettent les SFAS 87 et SFAS 106.

Flux de trésorerie Pour les exercices ci-dessous, les prestations à verser suivantes sont prévues : Avantages complémentaires de retraite 25 25 25 25 25 128

Prestations de retraite

En millions de dollars

2009 2010 2011 2012 2013 2014 - 2018

274 277 282 288 296 1 623

Pour 2009, la compagnie prévoit de cotiser environ 200 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 : Hausse (baisse) en millions de dollars

Hausse de 1 %

Taux de rendement de l'actif des régimes : Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts

Baisse de 1 %

(40)

40

Taux d'actualisation : Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts Incidence sur l'obligation au titre des avantages complémentaires de retraite

(55) (440)

65 530

Taux d'augmentation des salaires : Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts Incidence sur l'obligation au titre des avantages complémentaires de retraite

35 115

(30) (105)

Une modification de 1 % du taux tendanciel prévu du coût des soins de santé aurait les incidences suivantes : Hausse (baisse) en millions de dollars Hausse de 1 % Baisse de 1 % Incidence sur le coût des services passés et les intérêts débiteurs 4 ( 3) F-17

Incidence sur l'obligation au titre des avantages complémentaires de retraite

31

(26)

6. Autres obligations à long terme En millions de dollars a

Avantages de retraite (note 5) Obligations liées à la mise hors service d'immobilisation et autres passifs environnementauxb Passif au titre de la rémunération à base d'actions (note 8) Autres obligations Total des autres obligations à long terme a) b)

2008 1 151 728 203 216 2 298

2007 954 522 210 228 1 914

Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite comprennent aussi 45 M$ comptabilisés à titre de passif à court terme (59 M$ en 2007). Les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations et les autres passifs environnementaux comprennent aussi 83 M$ comptabilisés à titre de passif à court terme (74 M$ en 2007).

Le tableau ci-après résume l'activité ayant trait au passif au titre des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations : En millions de dollars

2008

er

2007 488 232 29 (38) 711

Solde au 1 janvier Ajouts Charge de désactualisation Règlement Solde au 31 décembre

422 71 25 (30) 488

7.

Dérivés et instruments financiers La compagnie n'a pas conclu de contrats de dérivés sur l'énergie, de contrats de change à terme ni de swap de devises ou de taux d'intérêt au cours des trois derniers exercices. La compagnie 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 compagnie est déterminée par rapport à diverses données du marché et d'autres techniques d'évaluation pertinentes. Il n'y a pas de différence importante entre la juste valeur des instruments financiers de la compagnie et la valeur inscrite aux livres.

8.

Régimes d'intéressement à base d'actions Les régimes d'intéressement à base d'actions visent à retenir certains employés, à récompenser leur rendement élevé et à encourager l'apport individuel à l'amélioration soutenue du rendement de la compagnie et de la valeur actionnariale. Unités d'intéressement, unités d’actions à dividende différé et unités d’actions assujetties à des restrictions Les unités d'intéressement n'ont de valeur que si le cours des actions ordinaires de la compagnie au moment de l'exercice d'une unité est supérieur au cours de ces actions au moment de l'émission de l'unité, 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 compagnie à la Bourse de Toronto à la date d'attribution. Jusqu'à 50 % des unités peuvent être exercées un an après leur émission, une tranche supplémentaire de 25 % après deux ans et la tranche restante de 25 %, après trois ans. Les unités d'intéressement peuvent être exercées dans un délai de dix ans à compter de leur émission. Elles peuvent s'éteindre 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 compagnie à la Bourse de Toronto pour les cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent la date à laquelle la prime aurait été versée. Le nombre d'unités attribuées à un administrateur non salarié à la fin de chaque trimestre civil correspond au montant des jetons de présence de l'administrateur pour ce trimestre qu'il a choisi de recevoir sous forme d'unités d’actions à dividende différé, divisé par la moyenne des cours de clôture des actions de la compagnie pour les cinq jours de bourse consécutifs précédant le dernier jour du trimestre civil. Des unités additionnelles sont attribuées d'après le quotient du dividende en argent à servir sur les actions de la compagnie 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, ajusté 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 compagnie ou avoir démissionné à titre d'administrateur, la date limite pour les exercer étant fixée au 31 F-18

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 déterminée d'après la moyenne des cours de clôture des actions de la compagnie des 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 assujetties à des restrictions, chaque unité donne à son bénéficiaire le droit conditionnel de recevoir de la compagnie, à l'exercice de l'unité, un montant équivalant à la moyenne sur cinq jours des cours de clôture des actions ordinaires de la compagnie 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 société peut aussi émettre des unités pouvant être exercées à 50 % cinq ans après la date d'attribution, les unités restantes pouvant être exercées dix ans après la date d’attribution ou à la date de retraite du bénéficiaire, selon la plus éloignée des deux éventualités. La date d'exercice des unités attribuées de 2002 à 2005 est passée du 31 décembre au 4 décembre dans le cas des unités exercées en 2006 et les années suivantes. Pour ce qui est des unités attribuées en 2002, 2003, 2004 et 2005 devant être exercées après le fractionnement des actions de la compagnie à raison de trois pour une survenu en mai 2006, la compagnie 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 quelques exceptions près. Le régime des unités d’actions assujetties à des restrictions a été modifié dans le cas des unités attribuées en 2002 et les années subséquentes et offre désormais au bénéficiaire la possibilité de recevoir une action ordinaire de la compagnie par unité ou de se faire régler en argent les unités devant être exercées au septième anniversaire de la date d'attribution. Pour les unités pouvant être exercées à 50 % après la date d'attribution, et les unités restantes pouvant être exercées dix ans après la date d’attribution ou la date de retraite du prestataire, selon la plus éloignée des deux éventualités, le bénéficiaire a la possibilité de recevoir une action ordinaire de la compagnie par unité ou de se faire régler en argent les unités devant être exercées. La compagnie 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 assujetties à des restrictions correspond au cours de l'action de la compagnie. 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 compagnie et répartie sur la période d'acquisition de chaque attribution. Le tableau qui suit résume l'information sur ces unités pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 : Unités d'intéressement er

En circulation au 1 janvier 2008 Attribuées Exercées Annulées ou ajustées En circulation au 31 décembre 2008

6 758 850 – (1 249 335) 1 500 5 511 015

Unités d'action Unités d'action à dividende assujetties à différé des restrictions 90 526 10 219 851 10 937 1 760 795 (15 092) (1 328 233) – (55 850) 86 371 10 596 563

Pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008, il y a eu un ajustement favorable de 33 M$ des charges de rémunération comptabilisées au titre de ces régimes. La charge de rémunération imputée aux résultats au titre de ces régimes s'est chiffrée à 202 M$, et à 133 M$ pour les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006, respectivement. La charge d'impôts liée à cet ajustement favorable de la charge de rémunération de l'exercice terminé le 31 décembre 2008 s'est chiffrée à 5 M$, et l'économie d'impôts constatée dans les résultats au titre de cette charge de rémunération pour ces régimes s'est chiffrée à 67 M$ et à 45 M$ pour les exercices terminés les 31 décembre 2007 et 2006, respectivement. Des paiements au comptant de 115 M$, de 159 M$ et de 162 M$ au titre de ces régimes ont été faits en 2008, 2007 et 2006, respectivement. Au 31 décembre 2008, la charge de rémunération non constatée avant impôts liée aux unités d’actions assujetties à des restrictions qui n'étaient pas acquises en fonction du cours de l'action de la compagnie en vigueur à la fin de l'actuelle période de déclaration s'élevait à 201 M$. La période d'acquisition moyenne pondérée des unités d’actions assujetties à des restrictions 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 2008. Options sur actions En avril 2002, dans le cadre d'un régime d'intéressement, des options sur actions ont été attribuées pour l'achat d'actions ordinaires de la compagnie. Dans le cas des options exercées après le fractionnement d'actions à raison de trois pour une, auquel la compagnie a procédé en mai 2006, celle-ci a offert aux porteurs de ces options le droit d'acquérir trois actions pour chaque option sur actions initiale. Le prix d'exercice est de 15,50 $ l'action (prix ajusté pour tenir compte du fractionnement d'actions à raison de trois pour une). Tous les droits d'options sur actions attribuées à titre incitatif avaient été acquis en date du 31 décembre 2008. Les options qui n'auront pas été exercées s'éteindront après le 29 avril 2012. La compagnie n'a pas émis d'options sur actions à titre d'intéressement depuis 2002 et ne compte pas le faire dans l'avenir. Comme l'autorise le SFAS 123, la compagnie continue de comptabiliser les options sur actions attribuées à titre incitatif en avril 2002 selon la méthode de la valeur intrinsèque. Selon cette méthode, la charge de rémunération F-19

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. Aucune charge de rémunération ni économie d'impôts liée aux options sur actions n'a été constatée au titre des options sur actions au cours des exercices terminés les 31 décembre 2008, 2007 et 2006. La valeur intrinsèque globale des options sur actions exercées s'est établie à 17 M$, à 25 M$ et à 18 M$ pour les exercices terminés les 31 décembre 2008, 2007 et 2006, respectivement, et pour le reste des options sur actions en cours, cette valeur était de 109 M$ au 31 décembre 2008. La juste valeur moyenne de chaque option attribuée en 2002 s'est établie à 4,23 $ (valeur ajustée pour tenir compte du fractionnement d'actions à raison de trois pour une). La juste valeur est estimée à la date d'attribution selon un modèle d'évaluation du prix 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 compagnie a racheté des actions sur le marché pour compenser entièrement l'effet dilutif de l'exercice des options sur actions. Cette pratique peut être abandonnée sans préavis. Le tableau ci-dessous résume l'information sur les options sur actions pour l'exercice terminé le 31 décembre 2008 : 2008 Parts Options sur actions En cours au 1er janvier Attribuées Exercées Annulées ou ajustées En cours au 31 décembre 9.

4 728 780 – (434 145) – 4 294 635

Prix d'exercice

Durée contractuelle restante

(en dollars)

(en années)

15,50 15,50 15,50

3,3

Revenus de placement et d'autres sources Les revenus de placement et d'autres sources comprennent les gains et les pertes à la vente d'actifs suivants : En millions de dollars

2008 272 31 241 209

Produit de la vente d'actifs Valeur comptable des actifs vendus a,b Gain (perte) à la vente d'actifs, avant impôts Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôtsa,b a) b)

2007 279 64 215 156

2006 212 78 134 96

L'exercice 2007 comprenait un gain de 200 M$ (142 M$, après impôts) à la vente de la participation de la compagnie dans un bien producteur de gaz naturel en Colombie-Britannique et le bien de production de Willesden Green. L'exercice 2008 a donné lieu à un gain de 219 M$ (187 M$ après impôts) à la vente de Rainbow Pipe Line Co. Ltd., société dans laquelle la compagnie détenait une participation.

10. Litiges et autres éventualités Diverses réclamations ont été déposées à l'encontre de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales au cours de poursuites. La direction examine régulièrement ces litiges, en faisant le point avec ses conseillers juridiques internes et externes, pour déterminer s'il y a lieu de comptabiliser ou de déclarer ces éventualités. La compagnie enregistre un passif non actualisé au titre de ces éventualités quand une perte est probable et que son montant peut être raisonnablement estimé. Quand on peut raisonnablement estimer une fourchette de montants et qu'aucun montant dans cette fourchette ne constitue une meilleure estimation qu'un autre, le minimum de la fourchette est alors pris en compte. La compagnie ne comptabilise pas de passif quand il est probable qu'un passif a été engagé mais que son montant ne peut pas être raisonnablement estimé ou que le passif n'apparaît que raisonnablement possible ou peu probable. Dans le cas des éventualités dont une issue défavorable est raisonnablement possible et qui sont importantes, la compagnie dévoile la nature de l'éventualité et, quand c'est possible, elle fournit une estimation de la perte possible. Compte tenu des faits et circonstances pertinents, la compagnie ne croit pas que l'issue définitive d'une quelconque poursuite en cours à l'encontre de la compagnie aura une incidence défavorable importante sur ses activités ou sa situation financière. Le gouvernement albertain a édicté des modifications au régime des redevances sur le pétrole et le gaz et au régime générique des redevances sur les sables pétrolifères à compter de 2009. Pour 2008, la société a tenu compte, au besoin, de l'effet de ces modifications dans son calcul des réserves de pétrole et de gaz et des réserves de bitume extrait. En novembre 2008, l'Impériale avec les autres propriétaires de la coentreprise Syncrude, ont signé une entente avec le gouvernement de l'Alberta dans le but d'amender l'actuel accord er Syncrude avec la Couronne. Dans le cadre de la version remaniée de l'entente, à compter du 1 janvier 2010, Syncrude entamera sa transition vers le nouveau régime de redevances en versant des redevances additionnelles, dont le montant exact variera selon les niveaux de production de 2010 à 2015. Aussi, à compter du 1er janvier 2009, les redevances de Syncrude seront calculées en fonction de la valeur du bitume, les frais de F-20

valorisation et les revenus étant exclus du calcul. On a tenu compte dans le calcul des réserves de pétrole brut synthétique de 2008 des effets de l'entente remaniée. Au 31 décembre 2008, la compagnie affichait un passif éventuel ne dépassant pas 79 M$, relativement à des garanties d'achat de matériel d'exploitation et d'autres actifs auprès de ses agents de commercialisation ruraux, à l'échéance de la convention d'agence ou au départ de l'agent. La compagnie prévoit que la juste valeur du matériel d'exploitation et des autres actifs acquis couvrira le montant maximal éventuel des paiements à faire en vertu des garanties. La compagnie a aussi pris d'autres engagements dans le cours normal des affaires pour faire face aux besoins de son exploitation et à ses besoins en capitaux, qu'elle s'attend à pouvoir remplir sans qu'ils aient d'incidence défavorable importante sur ses activités ou sa situation financière. Les obligations d'achat inconditionnel, telles que définies par les normes comptables, représentent des engagements à long terme qui ne sont pas résiliables ou qui ne le sont que dans certaines circonstances et que des tiers ont utilisés pour assurer le financement des immobilisations qui fourniront les biens et services prévus au contrat. Paiements exigibles par exercice En millions de dollars

Obligations d'achat inconditionnela a)

2009 127

2010 63

2011 74

2012 43

2013 82

Après 2013 31

Total 420

Les obligations non actualisées de 420 M$ ont essentiellement trait à des conventions de débit pipelinier. Les paiements en vertu d'obligations d'achat inconditionnel se sont élevés à 117 M$ (94 M$ en 2007, 100 M$ en 2006). La valeur actualisée de ces engagements, compte non tenu des intérêts théoriques de 66 M$, s'établissait à 354 M$.

11. Actions ordinaires En milliers d'actions

Au 31 déc. 2008 1 100 000

Autorisées

Au 31 déc. 2007 1 100 000

De 1995 à 2007, la compagnie a racheté des actions dans le cours normal de ses activités, en vertu de douze programmes de rachat d'actions d'une durée de 12 mois et d'une offre d'achat par adjudication. Un autre programme de rachat d'actions d'une durée de 12 mois a été lancé dans le cours normal des activités le 25 juin 2008, permettant à la compagnie de racheter 44 millions d'actions (soit 5 % du total d'actions au 16 juin 2008), moins les actions achetées de Exxon Mobil Corporation et les actions achetées dans le cadre du régime d'épargne des employés et du régime de retraite de la compagnie. Le résultat de ces opérations est présenté ci-dessous. Actions En millions Année achetées de dollars (en milliers)

1995 à 2006 2007 2008 Achats cumulatifs à ce jour

795 623 50 516 44 295 890 434

10 453 2 358 2 210 15 021

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 de bénéfices non répartis. Les activités liées aux actions ordinaires de la compagnie sont résumées ci-dessous : En milliers En millions d'actions de dollars Solde au 1er janvier 2006 997 875 1 747 Actions émises contre espèces en vertu du régime 627 10 d'options sur actions Achats à la valeur attribuée (45 514) (80) Solde au 31 décembre 2006 952 988 1 677 Actions émises contre espèces en vertu du régime 791 12 d'options sur actions Achats à la valeur attribuée (50 516) (89) Solde au 31 décembre 2007 903 263 1 600 Actions émises contre espèces en vertu du régime 434 7 d'options sur actions Achats à la valeur attribuée (44 295) ( 79) Solde au 31 décembre 2008 859 402 1 528

F-21

Le tableau ci-dessous présente le calcul du résultat par action, avant et après dilution : 2008 Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base Bénéfice net (en millions de dollars) 3 878 Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation (en milliers d'actions)

2007

2006

3 188

3 044

882 604

928 527

975 128

4,39

3,43

3,12

3 878

3 188

3 044

882 604 6 418

928 527 5 811

975 128 4 460

889 022

934 338

979 588

4,36

3,41

3,11

Bénéfice net par action ordinaire (en 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 employés (en milliers d'actions)

Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation, compte tenu d'une dilution (en milliers d'actions) Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)

12. Informations financières diverses Le bénéfice net de 2008 a inclus un gain après impôts de 27 M$ (gain de 25 M$ en 2007, gain de 14 M$ en 2006) attribuable à l'effet des changements sur les stocks évalués selon la méthode du dernier entré, premier sorti (DEPS). Selon les estimations, le coût de remplacement des stocks en date du 31 décembre 2008 dépassait la valeur comptable DEPS de 994 M$ (1 953 M$ en 2007). À la fin de l'exercice, les stocks de pétrole brut et de produits s'établissaient comme suit : En millions de dollars

2008 328 268 65 12 673

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

2007 211 298 43 14 566

En 2008, les frais de recherche et de développement se sont élevés à 83 M$ (89 M$ en 2007, 73 M$ en 2006) avant des crédits d'impôt à l'investissement de 9 M$ (9 M$ en 2007, 7 M$ en 2006) 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 11 M$ touchés sur des placements en actions en 2008 (22 M$ en 2007, 18 M$ en 2006). 13. Coûts de financement En millions de dollars

2008 8 (8) – – –

Intérêts sur la dette Intérêts capitalisés Intérêts débiteurs, montant net Autres intérêts Total des coûts de financementa a)

2007 62 (36) 26 10 36

2006 63 (48) 15 13 28

En 2008, les paiements d'intérêts en espèces se sont élevés à 6 M$ (80 M$ en 2007, 71 M$ en 2006). En 2008, le taux d'intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme s'est établi à 3,5 % (5,1 % en 2007).

14. Immobilisations louées et obligations locatives capitalisées Au 31 décembre 2008, la compagnie était partie à des contrats de location-exploitation non résiliables visant des immeubles à bureaux, des wagons-citernes, des stations-service et d'autres biens assortis d'engagements locatifs minimaux non actualisés s'élevant à 432 M$, comme il est indiqué dans le tableau ci-dessous : Paiements exigibles par exercice Après En millions de dollars 2009 2010 2011 2012 2013 2013 Total Paiements de loyers en vertu 64 53 55 53 49 158 432 d'engagements minimauxa a)

Les charges locatives découlant des contrats de location-exploitation en 2008 se sont élevées à 149 M$ (98 M$ en 2007, 101 M$ en 2006), charges qui comprenaient des charges locatives minimales de 140 M$ (86 M$ en 2007, 88 M$ en 2006). Les revenus locatifs connexes n'étaient pas importants.

F-22

Les obligations locatives capitalisées consistaient principalement en un contrat de location-acquisition, au titre de services maritimes fournis par le locateur à partir de 2004 pour une période de 10 ans pouvant être prolongée de cinq années. Le taux d'intérêt théorique moyen a été de 11,0 % en 2008 (10,9 % en 2007). Les obligations locatives capitalisées comprennent aussi 4 M$ comptabilisés à titre de passif à court terme (4 M$ en 2007). Les paiements en capital exigibles sur les contrats de location-acquisition s'élèvent à environ 4 M$ par an au cours de chacun des cinq prochains exercices. 15. Transactions avec les apparentés Les produits et les charges de la compagnie comprennent aussi les résultats d'opérations conclues avec Exxon Mobil Corporation et des sociétés apparentées (« 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 gaz naturel, de produits pétroliers et de produits chimiques. Des services ont aussi été échangés dans les domaines du transport, de la technologie et de l'ingénierie. Les opérations conclues avec ExxonMobil comprenaient aussi les sommes payées et reçues du fait de la participation de la compagnie dans des coentreprises du secteur amont au Canada. La compagnie a des ententes en cours avec Exxon Mobil Corporation pour fournir les prestations suivantes : a) Services informatiques et de soutien client à la compagnie et la mise en commun de services généraux et de soutien à l'exploitation de manière à permettre aux deux parties de rationaliser les activités et les systèmes faisant double emploi. b) Exploitation des biens de production d'ExxonMobil dans l'Ouest canadien. Cette entente contractuelle vise à réaliser des efficiences organisationnelles et des économies. 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. c) Dispensation des services gestionnels, commerciaux et techniques chez Syncrude Canada Ltée par ExxonMobil. d) Partage de nouvelles opportunités dans le secteur amont jusqu'à parts égales. Certaines charges découlant d'opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées; leur total n'est pas important. Au 31 décembre 2008, la compagnie avait un encours de crédit de 35 M$ (33 M$ en 2007) à l'égard de Montreal Pipe Line Limited, dans laquelle elle a une participation, pour le financement de sa quote-part des programmes de dépenses en immobilisations de l'entreprise et les besoins de son fonds de roulement.

F-23

Annexe (15)(10)(iii)(A)(25) COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE RÉGIME D’UNITÉS D'ACTION À DIVIDENDE DIFFÉRÉ 1.

Objectif du régime Le régime d’unités d’actions à dividende différé (le régime) poursuit l’objectif d’inciter des membres de la haute direction sélectionnés 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, leurs primes annuelles axées sur le rendement à la croissance à long terme de la valeur des actions ordinaires de la société.

2.

Description des unités a) Cette motivation provient de l'attribution d'unités d’actions à dividende différé (les UADD), conférant au participant au régime le droit de recevoir de la société, sous réserve des modalités des présentes, après la cessation de son emploi auprès de celle-ci ou d'un membre de son groupe désigné aux fins du présent régime (un membre du groupe désigné), une somme au titre de chaque UADD qui correspond au prix d'exercice (expression définie ci-dessous) de cette UADD. b) Le prix d'exercice d'une UADD pour un participant au régime correspond à la moyenne des cours de clôture des actions ordinaires de la société à la Bourse de Toronto durant les cinq jours de séance consécutifs (le cours de clôture moyen) précédant immédiatement la date à laquelle l'UADD a été exercée par le participant au régime.

3.

Admissibilité aux attributions a) Les UADD ne seront attribuées qu'aux membres de la haute direction à qui la société permet à l'occasion de participer au régime et qui, dans les délais prescrits et au moyen du formulaire de choix spécifié par la société, choisissent de recevoir la totalité ou une partie de leur prochaine prime d’intéressement annuelle potentielle sous forme d’UADD. La société n'effectuera pas forcément d'attributions annuelles aux termes de ce régime. b) Le nombre d’UADD attribué à un participant au régime pour un exercice donné sera établi par la division (i) du montant en dollars de la prime annuelle que le participant au régime a choisi de recevoir sous forme d’UADD pour cet exercice par (ii) le cours de clôture moyen précédant immédiatement la date la plus rapprochée (établie par la société) à laquelle la prime annuelle totale aurait dû être payée au participant au régime (la date du paiement de la prime). La date de prise d’effet de l'attribution de ces UADD sera la date du paiement de la prime. c) Un participant au régime se verra attribuer des UADD supplémentaires, à l'égard de ses UADD qui n'ont pas été exercées, aux dates prévues pour le versement des dividendes sur les actions ordinaires de la société. Le nombre d'UADD supplémentaires ainsi attribué sera établi, pour chaque date de versement des dividendes au comptant, à l'aide du calcul suivant : (i) le dividende au comptant payable à l'égard d'une action ordinaire de la société sera d’abord divisé par le cours de clôture moyen établi immédiatement avant la date du paiement de ce dividende, puis (ii) le quotient ainsi obtenu sera multiplié par le nombre d'UADD non exercées que détient le participant au régime à la date de référence pour la désignation des actionnaires ayant le droit de recevoir le paiement de ce dividende au comptant. d) Toute fraction d’UADD attribuée à un participant au régime sera arrondie au dixième d'UADD le plus proche. e) Si la société croit qu’un participant au régime (1) s'est engagé dans une activité qui porte préjudice à la société ou (2) a accepté un emploi auprès d'un autre employeur, ou encore a l'intention de quitter son emploi auprès de la société ou d’un membre du groupe désigné, sans le consentement de la société, la société peut suspendre les attributions d'UADD à ce participant au régime dans l'intervalle où elle fait enquête sur cette question. f) L'attribution des UADD demeure provisoire jusqu'au moment où une somme au comptant soit versée en règlement de celles-ci, sauf dans le cas des UADD que la société a déclarées acquises et non annulables. Durant la période où l'attribution des UADD demeure provisoire, si (1) le participant au régime met fin à son emploi auprès de la société ou d'un membre du groupe désigné sans le consentement de la société, sauf en cas de décès, ou (2) la société établit que le participant au régime s'est engagé dans une activité qui porte préjudice à la société, les UADD seront annulées, au gré de la

société, à la date de la cessation d'emploi, ou encore à la date à laquelle il a été établi que cette activité a porté préjudice à la société, selon le cas. 4.

Exercice des UADD a) Les UADD ne peuvent être exercées qu'après la cessation d'emploi auprès de la société ou d'un membre du groupe désigné, y compris en cas de décès. b) Une UADD ne peut être exercée que si toutes les UADD attribuées à un participant au régime sont exercées à la même date par celui-ci. c) Le participant au régime peut exercer ses UADD en faisant parvenir un avis écrit à la société, à l'adresse précisée de temps à autre par celle-ci. Dans son avis d'exercice, le participant au régime doit préciser la date à laquelle il souhaite exercer les UADD qui lui ont été attribuées, qui ne saurait être antérieure à la date de la réception réelle, par la société, de cet avis. En outre, sauf tel qu'il est prévu à l'alinéa 4(d)(i), les UADD d’un participant au régime doivent être exercées au plus tard le 31 décembre de l'année qui suit celle où est survenue la cessation de son emploi (la date d’exercice finale). Si les UADD d'un participant au régime ne sont pas exercées par celui-ci avant la date d’exercice finale, ces UADD seront réputées avoir été exercées à la date d’exercice finale. d) En ce qui a trait aux contribuables des États-Unis assujettis à la Section 409A du United States Internal Revenue Code, dans le cas des UADD gagnées après le 31 décembre 2004 : i) ces unités doivent être exercées au plus tard cinq (5) mois après la date de cessation d’emploi auprès de la société ou d’un membre du groupe désigné (la date d’exercice finale), y compris en cas de décès. Si les UADD d'un participant au régime ne sont pas exercées par celui-ci avant la date d’exercice finale, ces UADD seront réputées avoir été exercées à la date d’exercice finale; et ii) le règlement au comptant aux termes du régime doit avoir lieu dans les six (6) mois suivant la date de cessation d’emploi auprès de la société ou d’un membre du groupe désigné, y compris en cas de décès.

5.

Mode de paiement a) Sauf tel qu'il est prévu à l'alinéa 4(d)(ii), un paiement au comptant sera normalement effectué dès que possible après la date d'exercice des UADD d'un participant au régime. b) Toute retenue gouvernementale obligatoire sera retranchée des paiements.

6.

Changements importants En cas de division, de regroupement ou de changement de catégorie des actions de la société, ou s'il survient un autre changement pertinent dans la structure du capital de celle-ci, ou encore si un dividende sur les actions de la société est versé autrement qu'au comptant, la société peut, à son gré, effectuer les rajustements appropriés au nombre d’UADD attribuées et à leur prix d'exercice, étant entendu que les rajustements ainsi effectués seront définitifs quant au nombre d’UADD attribuées et à leur prix d'exercice et seront définitifs et exécutoires pour toutes les personnes.

7.

Autres considérations a) La société se réserve le droit de modifier ou d'interrompre le régime, ou d'y mettre fin, en tout temps, pour ce qui concerne les attributions futures d'UADD, notamment aux attributions futures d'UADD effectuées après qu'un participant au régime a choisi de recevoir la totalité ou une partie d’une prime d'intéressement annuelle potentielle mais avant que les UADD soient attribuées au participant au régime en rapport avec le choix exprimé. b) La société tiendra un compte des UADD attribuées aux participants au régime, qui sera définitif et exécutoire pour toutes les personnes. c) Aucun droit conféré par suite de l'attribution d'UADD ne peut être nanti dans quelque circonstance que ce soit, ni ne peut être cédé, sauf en cas de décès. Toute tentative de nantissement ou de cession peut, au gré de la société, donner lieu à l'annulation des droits créés aux termes des présentes. d) La société tranchera de manière concluante toutes les questions découlant de l'administration ou de l'interprétation du présent régime et toute décision qu'elle prendra à cet égard sera définitive et exécutoire pour toutes les personnes.

Annexe (23)(ii)(A)

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 24 février 2009 portant sur les états financiers 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 31 décembre 2008. 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 24 février 2009

Annexe (31.1) ATTESTATIONS Je, Bruce H. March, atteste ce qui suit : 1. J'ai examiné le présent rapport annuel sur formulaire 10-K de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. 2. À ma connaissance, le présent rapport ne contient pas d'information fausse ou trompeuse concernant un fait important, ou n’omet aucun fait important devant être déclaré, 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 de 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 24 février 2009 (signé) Bruce H. March Bruce H. March Président du conseil, président et chef de la direction (Principal membre de la haute direction)

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 la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée. 2. À ma connaissance, le présent rapport ne contient pas d'information fausse ou trompeuse concernant un fait important, ou n’omet aucun fait important devant être déclaré, 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 de 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 24 février 2009

(signé) Paul A. Smith Paul A. Smith Vice-président principal, Finances et administration, et trésorier (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 soussigné, Bruce H. March, chef de la direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée (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 2008, 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 24 février 2009

(signé) Bruce H. March Bruce H. March Président du conseil, président et chef de la direction (Principal membre de la haute 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 soussigné, Paul A. Smith, chef des services financiers de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée (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 2008, 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 24 février 2009

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