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Leader dans le secteur de l’énergie

Rapport annuel 2007

Imp AR 07 Front FRE.art 3/5/08 12:38 PM Page c3

L’énergie est essentielle

La croissance économique et la demande d’énergiesont étroitement imbriquées, l’énergie étantessentielle au progrès économique.

Pour l’avenir, voici ce que nous prévoyons :

La demande d’énergie s’accroîtra

La croissance démographique, l’expansion économique etl’amélioration du niveau de vie dans le monde vont propulser lademande d’énergie sous toutes ses formes. La consommationd’énergie continuera de croître en Amérique du Nord, mais ellebondira dans les pays en développement comme la Chine, l’Inde et ceux de l’Amérique latine, leur économie connaissant lacroissance la plus rapide.

Le pétrole et le gaz naturel resteront les principales

sources d’énergie dans le monde

Même avec les gains d’efficacité énergétique, la demandemondiale d’énergie sous toutes ses formes atteindra l’équivalentd’environ 325 millions de barils de pétrole par jour en 2030, soitenviron 40 % de plus qu’en 2005. Il y aura une forte poussée de la consommation d’énergie renouvelable, mais le pétrole et le gaznaturel continueront de fournir environ 60 % de l’énergie mondialeau cours de cette période – pour des raisons de disponibilité, depolyvalence et d’abordabilité.

Les ressources seront suffisantes pour répondre

à la demande

Bien que le pétrole et le gaz abondent, en produire toujours plusest un exercice complexe qui demande une longue préparation.Pour relever ce défi, il faudra des investissements massifs, unesaine gestion de l’environnement et l’autorisation des pouvoirspublics d’accéder aux ressources des régions pionnières. En outre,l’ouverture des marchés de l’énergie sera essentielle avecl’accroissement de l’interdépendance énergétique mondiale etl’expansion du commerce de l’énergie à l’échelle internationale. Les avancées technologiques seront en outre vitales pour l’avenirénergétique, elles devront augmenter l’approvisionnement par la mise en valeur de ressources qu’on ne pensait pas pouvoirextraire, atténuer la croissance de la demande grâce à l’efficacitéénergétique et réduire les incidences de la consommation accrued’énergie sur l’environnement.

Sommaire2 Message du président du Conseil4 Revue de l’année 20078 Ressources naturelles

14 Produits pétroliers18 Produits chimiques20 Rapport de gestion34 Termes financiers d’usage courant36 Rapport de la direction37 Rapport des vérificateurs38 États financiers et notes62 Secteur des ressources naturelles –

renseignements complémentaires66 Données relatives aux actionnaires, à la

négociation d’actions et au rendement67 Données financières et sur la négociation

d’actions – par trimestre68 Renseignements à l’intention des

investisseursAdministrateurs et dirigeants

0

La demande mondiale d’énergie s’accroît de 1,3 % par an

Par type de carburant : en millions de barils d’équivalent pétrole par jour

60 %

60 %

50

100

150

200

250

* Les autres sources d’énergie comprennent le nucléaire, l’hydroélectricité, la biomasse, l’éolien et le solaire.

300

350

1980 2020201020001990 2030

Pétrole

Gaz naturel

Charbon

Autres*

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


Un leadership qui passe par l’intégration

Exploration

Commercialisation

Exploration – libération du potentiel en

hydrocarbures du Canada

L’exploration est un élément clé pour pouvoir disposerd’une solide assise en ressources. Elle demande desesprits brillants, des investissements considérables, la mise au point et l’application d’une technologie depointe et de la détermination. Au fil des ans, lestravaux d’exploration de l’Impériale ont mené à desdécouvertes inédites à Leduc, en Alberta, à NormanWells, dans les T.N.-O., à Cold Lake, en Alberta, et à Taglu, dans les T.N.-O. Dernièrement, les travauxd’exploration se sont étendus à des zones situées au large des côtes canadiennes – la nouvelle régionpionnière. Dans la mer de Beaufort, nous avons accrusensiblement les avoirs fonciers que nous possédons.Et, dans les eaux profondes au large de la côte Est de Terre-Neuve, l’exploration se poursuit selon unenouvelle technique qui contribuera à libérer le potentielpétrolier et gazier du bassin Orphan.

Commercialisation – livraison des

hydrocarbures

L’Impériale continue de livrer des produitsénergétiques de grande qualité aux consommateurs et aux entreprises du pays. Le secteur de lacommercialisation des carburants et combustibles livre des produits essentiels aux secteurs del’industrie, du gros et du détail sur l’ensemble du territoire, au moyen d’un réseau de 27 dépôts de distribution de premier stockage, de plus de 90 dépôts de vrac secondaires et de plus de 1 900stations-service.

En tant que compagnie d’énergie intégrée, nous recherchons, produisons,raffinons et commercialisons des produits qui sont essentiels auxCanadiens et à l’économie du pays. Tout en étant distincts, ces secteurssont complémentaires et gérés suivant les mêmes principes.


Raffinage etpétrochimie

Production Production – récupération des hydrocarbures

Quand l’exploration aboutit à une découverte, il fautalors mesurer son ampleur et déterminer la meilleurefaçon de mettre ces ressources en valeur. Dans le casdes sables pétrolifères de l’Alberta, le principal défi neconsiste pas à trouver la ressource, mais à l’extraire et à l’exploiter de façon économique et en respectantl’environnement. L’Impériale a été un chef de file dansla mise au point d’une bonne partie de la technologiequi a été à l’origine de l’exploitation commerciale dessables pétrolifères. Notre engagement en recherche et technologie de pointe permet de libérer le potentielen ressources dont nous disposons.

Raffinage et pétrochimie – valorisation des

hydrocarbures

Les quatre raffineries de l’Impériale transforment lepétrole brut en plus de 700 produits pétroliers priséspar les consommateurs et les entreprises. Nous lesfabriquons avec le concours de centres de rechercheet de développement de calibre mondial. Nos usinesde produits chimiques et de lubrifiants sontentièrement intégrées aux raffineries, ce qui maximisela valeur. Et, avec des installations situées dansl’Ouest, le centre et l’Est du Canada, nous jouissonsd’un avantage concurrentiel grâce à la diversificationde nos marchés et à l’exploitation d’un réseau intégréd’approvisionnement et de transport.

La technologie est intégrée à toutes nos activités. Chaque secteur visela meilleure performance de sa catégorie et une amélioration continue,ce qui permet à la compagnie d’atteindre des résultats supérieurs.


1Rapport annuel 2007

de l’Impériale

L’avantage de l’Impériale

Des chiffres qui témoignent de la création à long terme

de valeur pour les actionnaires :

• Rendement de 28 % en 2007, de 20 % par an en moyenne

ces 10 dernières années

Accent mis sans relâche sur quatre priorités :

• Amélioration continue des métiers de base

accroissement de la sécurité, de la fiabilité et de l’efficience dans toute l’entreprise

• Augmentation du volume des ventes rentables

accent mis sur les produits et les marchés offrant le potentielle plus grand

• Atteinte de la meilleure structure de coûts de sa catégorie

amélioration continue dans tous les secteurs de l’entreprise

• Accroissement de la productivité de l’ensemble des actifs

investissement dans des actifs à rendement élevé, cession desactifs non essentiels et exploitation de nouvelles possibilités

Éventail hors du commun de valeurs, de compétences

et d’atouts :

• Maintien des normes déontologiques les plus élevées

la façon dont nous obtenons des résultats compte autant que les résultats eux-mêmes

• Personnel compétent et dévoué

le fondement de la réussite de la compagnie

• Leadership technologique incontestable

amélioration des activités existantes, déploiement de nouvellesressources et de nouveaux produits

• Solidité financière inégalée

modèle de gestion simple et stratégie d’investissementrigoureuse, dégageant de solides flux de trésorerie et l’undes meilleurs rendements de l’industrie

• Atteinte d’une des positions dominantes dans le secteur

des ressources au Canada

d’une manière rigoureuse et respectueuse de l’environnement

700

600

500

300

400

200

100

0

98 99 00 01 02 03 04 05 06 07

Augmentation soutenue de la valeur pour les actionnaires

Rendement cumulatif sur 10 ansValeur de 100 $ investis le 31 décembre 1997

L’Impériale

Indice de l’énergie S&P/TSX

Indice composé S&P/TSX

Source : Bloomberg

L’Impériale est l’une des plus importantes entreprises du Canada et l’un des chefs de file de l’industrie pétrolière du pays. C’est l’un des principaux producteurs de pétrole brut et de gaz naturel. C’est aussi le principal raffineur de pétrole du pays et le détenteur d’une importante part du marché des produits pétroliers, vendus par un réseau d’approvisionnement pancanadien qui comprend plus de 1 900 stations-service.

Productionnette

Réservesprouvées* **

Ressourcesnon prouvées

Ressources non prouvées, après redevances

Sables pétrolifères exploitables

Pétrole lourd in situ

Ressources classiques, régions pionnières comprises

12

10

8

4

2

0

6

Des ressources considérables

en milliards de barils d’équivalent pétrole – 2007

• Des ressources considérables de plus de 13 milliards de barilsd’équivalent pétrole.

• Des ressources non prouvées d’environ 12 milliards de barilsd’équivalent pétrole, dont plus de 10 milliards de barils en pétrolelourd et dans les sables pétrolifères.

• Des réserves pour longtemps.

* Basées sur les prix que la compagnie a retenus pour prendre ses décisions en matière d’investissement; voir page 64 pour les estimations fondées sur les exigences de la SEC des États-Unis visant les prix et les coûtsdu 31 décembre.

** Selon les directives d’information du Règlement 51-101 et les définitions du manuel intitulé Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, les ressources non prouvées de l’Impériale sont à ranger dans les « ressourceséventuelles ». Ces ressources correspondent à la meilleure estimation possible des intérêts nets de la compagnie après redevances à la fin de l’exercice 2007, établie par l’évaluateur de réserves qualifié interne del’Impériale. Les ressources éventuelles sont considérées comme pouvant être récupérées d’accumulations connues, au moyen de la technologie établie ou en développement, mais n’étant pas considérées commerécupérables actuellement en raison d’une ou de plusieurs éventualités. Rien ne garantit qu’il soit économiquement viable ou techniquement possible d’exploiter une quelconque partie de ces ressources. Lire l’exposépages 8 à 13 dans la section Ressources naturelles pour un complément d’information sur la composition des ressources éventuelles, notamment la superficie des sables pétrolifères non mis en valeur et le projetd’exploitation du gaz naturel du Mackenzie.

Imp AR 07 Front FRE.art 3/5/08 12:38 PM Page 1

« Bien que nous soyons fiers des progrès réalisés en 2007, nous sommes conscients que laconfiance que les actionnaires nous manifestent dépend de ce que nous pourrons accomplirdans l’avenir – et non des réalisations passées. »

Message du président du Conseil

Rares sont les produits de base qui jouent un rôle aussi vital quel’énergie dans l’économie. En 2007, les cours du pétrole ont atteintde nouveaux sommets, sous l’impulsion d’une forte demandemondiale qui ne s’est pas démentie.

Au moment où l’on cherche de nouvelles sources d’énergie dans le monde pour favoriser l’expansion économique, le Canada, riche de ses hydrocarbures, tout en pouvant compter sur une stabilitépolitique, une population éduquée et la proximité du premier marchémondial de l’énergie, se trouve en position de force. Actuellement, le Canada est, dans le monde, le troisième producteur de gaz naturelet le huitième producteur de pétrole, et sa position en tant queproducteur d’énergie continue de s’améliorer avec toutes lesimportantes retombées économiques que cela laisse présager.Aujourd’hui, l’industrie du pétrole et du gaz représente environ letiers de la valeur de la Bourse de Toronto et mobilise environ le quartdes investissements du secteur privé au pays. Cette industriecontribue à la prospérité canadienne en fournissant des produits degrande valeur aux clients, en déployant de nouvelles technologiesrespectueuses de l’environnement, en fournissant des emplois dequalité et en finançant les dépenses publiques par le paiementd’impôts et de redevances.

À l’Impériale, nous sommes fiers d’être l’un des chefs de file d’uneindustrie essentielle, qui contribue au mieux-être des Canadiens. Ce rôle de leader, nous le prenons au sérieux, en développant notreentreprise pour répondre aux besoins en énergie et créer de la valeurpour les actionnaires. Les succès remportés au cours de l’annéeécoulée en témoignent : ce fut une autre année record.

En 2007, le bénéfice a atteint près de 3,2 G$, le plus élevé de notrehistoire, et le rendement annuel du capital utilisé a été l’un desmeilleurs du secteur à 38 %. Le dividende par action versérégulièrement tous les ans a été relevé pour la 13e année d’affilée.Le rendement des actions, ce qui comprend la plus-value de l’actionet les dividendes versés, a été de 28 %.

Alors que notre industrie profitait de la hausse des cours du pétroleet de l’élargissement des marges au cours de l’année, l’Impériale yajoutait l’exécution de stratégies visant à assurer sa croissance. Aunombre de ces stratégies figurent l’accent mis sur l’améliorationcontinue de ses métiers de base et l’approche rigoureuse adoptée à l’égard des nouveaux investissements.

Pour ce qui est de la mise en valeur des ressources naturelles,l’Alberta avec ses sables pétrolifères, le Grand Nord canadien et larégion au large de la côte Est constituent les sources de croissanceles plus prometteuses pour notre entreprise.

Afin d’en tirer parti, nous avons consolidé notre position de tête dansle secteur des sables pétrolifères. Avec l’exploitation de Cold Lake et la quote-part de 25 % que nous détenons dans Syncrude, nousavons pu produire 230 000 barils par jour, avant redevances, soitenviron 8 % de la production de pétrole brut et de liquides du gaznaturel du Canada. Cold Lake et Syncrude ont toutes deux enregistréune production record en 2007. En outre, nos perspectives decroissance dans ce secteur se sont renforcées depuis que lesorganismes de réglementation ont autorisé l’exploitation des sablespétrolifères de Kearl, dont la production devrait dépasser 300 000barils par jour (la part de l’Impériale dépasserait 210 000 barils par jour)quand elle aura atteint son rythme de croisière.

Ailleurs, le premier puits d’exploration a été foré dans le bassinOrphan, au large des côtes de Terre-Neuve. Les audiencesréglementaires sur le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie ontpris fin. Et l’Impériale a acquis une participation de 50 % dans desdroits d’exploration sur plus de 500 000 acres dans la mer deBeaufort, ce qui a plus que doublé nos avoirs fonciers dans cetterégion pionnière prometteuse.

Dans le secteur aval, les investissements ont servi à améliorer lafiabilité, à accroître la capacité de production et son utilisation. Aucours de la dernière décennie, notre capacité de transformer desproduits de faible valeur en produits de haute valeur s’est accrue de façon considérable et a eu d’importantes retombées. Et, par desinvestissements soutenus dans notre réseau de détail, nous sommesdevenus l’un des principaux exploitants de dépanneurs au Canadaparmi les détaillants d’essence.

Bien que nous soyons fiers des progrès réalisés en 2007, noussommes conscients que la confiance que les actionnaires nousmanifestent dépend de ce que nous pourrons accomplir dans l’avenir– et non des réalisations passées.

À l’aube de 2008, le nombre d’incertitudes économiques etréglementaires auxquelles notre industrie fait face se multiplie :incidence de la montée du dollar canadien, perspectives d’une faiblecroissance économique dans le monde et en Amérique du Nord,pressions inflationnistes sur les coûts et réglementation desémissions de gaz à effet de serre. Les modifications annoncées aurégime des redevances de l’Alberta en 2007 accroîtront les coûts et modifieront la donne économique des futurs projets.

Malgré ces obstacles, l’Impériale est très bien placée pour connaîtreune croissance rentable dans le contexte commercial d’aujourd’hui et de demain. En premier lieu, il faut citer sa situation financière,l’une des plus solides du secteur. Un autre de ses points forts résidedans les stratégies robustes qui ont été éprouvées dans différentesconditions de marché. Tous les succès remportés découlent del’apport de son excellent personnel. Le leadership de l’entreprise enrecherche et en technologie demeure incontestable. Nous veillonstout particulièrement à limiter l’incidence de notre activité surl’environnement et à collaborer avec les collectivités pour répondreaux besoins locaux et générer des retombées durables. Pourterminer, nous bénéficions des capacités d’une solide entrepriseintégrée qui, avec les ressources naturelles dont nous disposons,jettent les bases d’une forte croissance à long terme.

Au vu de tous ces points forts, l’avenir s’annonce brillant pourl’Impériale. Dans l’année qui vient, nous comptons exploiter lespossibilités qui s’offrent à nous pour accroître la valeur actionnarialeet produire l’énergie nécessaire au développement économique et à la prospérité des Canadiens.

Le président du Conseil et chef de la direction,

Tim Hearn

Le 14 février 2008

2 Rapport annuel 2007

de l’ImpérialeMESSAGE DU PRÉSIDENT REVUE DE L’ANNÉE RESSOURCES NATURELLES PRODUITS PÉTROLIERS PRODUITS CHIMIQUES


Projet d’exploitation du gaz du Mackenzie

Bassin Orphan

Exploitation des sables pétrolifères de Syncrude

Exploitation du pétrole lourd de Cold Lake

Mer de Beaufort

Projet d’exploitation des sables pétrolifèresde Kearl


de l’Impériale

Principaux projets énergétiques et possibilités à exploiter

Projet d’exploitation du gaz naturel du Mackenzie

Le delta du Mackenzie représente une importante source potentielled’énergie pour l’Amérique du Nord. Le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie pourrait acheminer sur le marché six billions de pieds cubes de gaz naturel découvert. Le gisement Taglu,propriété exclusive de l’Impériale, recèle à lui seul des ressourcesnon prouvées d’environ trois billions de pieds cubes. L’Impérialedemeure partie prenante au projet et attend la décision desorganismes de réglementation pour 2009.

Projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl

Kearl est l’un des plus importants projets d’exploitation de sablespétrolifères par son envergure et sa qualité. Sa durée de vie estévaluée à plus de 40 ans et la participation de l’Impériale y serait de 70 %. Les autorisations réglementaires ayant été obtenues en2007, l’Impériale compte faire avancer le projet en 2008.

Exploitation du pétrole lourd de Cold Lake

L’exploitation du pétrole lourd de Cold Lake est la principaleinstallation de récupération thermique in situ au Canada. Laproduction annuelle moyenne a atteint un sommet en 2007 et, aprèsplusieurs années d’essais sur le terrain, une nouvelle technique derécupération assistée, brevetée par l’Impériale, a été adoptée pouraccroître la production.

Exploitation des sables pétrolifères de Syncrude

Syncrude est le premier producteur mondial de brut synthétique à partir de sables pétrolifères. La production annuelle a culminé en 2007 et, à l’issue d’un contrat de services de gestion qui a été officiellement conclu et mis en œuvre en 2007, l’Impériale et ExxonMobil fourniront une expertise en vue d’accroître lerendement général de Syncrude.

Exploration extracôtière

Projet du bassin Orphan Le bassin Orphan, situé dans des eaux profondes au large de la côteEst de Terre-Neuve, constitue une vaste région pionnière à explorer.L’Impériale détient une participation de 15 % sur cinq millionsd’acres, et les coentrepreneurs comptent forer un deuxième puitsd’essai en 2008, en attendant l’autorisation des organismes deréglementation et des propriétaires.

Projet en mer de Beaufort La mer de Beaufort, située dans le Nord canadien, est une autrerégion pionnière à prospecter. En 2007, l’Impériale (participation de 50 %) et ExxonMobil Canada ont obtenu une licence d’explorationvalide pour plusieurs années sur 500 000 acres, ce qui vientconsolider de solides avoirs fonciers marins dans le delta duMackenzie et dans la région de Beaufort. La planification détaillée de la phase d’exploration a commencé.




Revue de l’année 2007

Sécurité et environnement

• Les résultats globaux obtenus en sécurité sont demeurésparmi les meilleurs de l’industrie et le dossier de sécuritédes entrepreneurs s’est amélioré.

• La gestion et la performance environnementales sontdemeurées prioritaires, comme le veut notre objectif « Préparons l’avenir dès maintenant ». – En 2007, Lloyd’s Register Quality Assurance a confirmé

que les systèmes de gestion de l’Impériale respectaienttoutes les exigences de la norme internationale ISO14001 sur les systèmes de gestion environnementale.

– Les investissements se sont poursuivis dans lesinstallations et la formation pour prévenir les accidentsécologiques et réduire les rejets dans l’environnementet la production de déchets. C’est ainsi que, dans lesecteur aval en 2007, 300 leaders ont suivi le cours dela compagnie sur les principes fondamentaux del’excellence environnementale. Dans le secteur amont,73 leaders ont suivi un programme analogue.

• Le nouveau règlement de l’Alberta sur les émissions degaz à effet de serre a été intégré aux prescriptions quenotre exploitation doit respecter.

Grands projets au stade avancé et

nouvelles possibilités

• Nous avons appliqué une nouvelle technique derécupération assistée à l’exploitation de pétrole lourd de Cold Lake, afin d’accroître la récupération de pétrole à long terme.

• Nous avons obtenu l’autorisation réglementaire pour leprojet d’extraction des sables pétrolifères de Kearl, et faitavancer le dossier en vue de prendre une décision surson financement.

• Nous avons foré le premier puits d’exploration dans lebassin Orphan, au large de la côte Est du Canada, etpréparé la planification du forage d’un puits de suivi.

• Nous avons acquis une participation de 50 % dans desdroits d’exploration portant sur plus 500 000 acres dansla mer de Beaufort, ce qui a accru sensiblement nosavoirs fonciers dans le Grand Nord canadien.

• Les audiences réglementaires sur le projet d’exploitationdu gaz naturel du Mackenzie ont pris fin. La décision desorganismes de réglementation est attendue pour 2009.

Faits saillants – exploitation

Plan rapproché d’un

spectromètre de masse

des ions secondaires –

un appareil qui permet

d’étudier les interactions

de surface entre le bitume

et les grains de sable.


Mesures concrètes contre les émissions de gaz à effetde serre (GES)


de l’Impériale

De solides chiffres de production

• La production quotidienne moyenne combinée de pétrolelourd et de brut synthétique a atteint 230 000 barils parjour, avant redevances.

• L’exploitation de pétrole lourd de Cold Lake a enregistréune production record de 154 000 barils par jour enmoyenne, avant redevances.

• L’exploitation des sables pétrolifères de Syncrude aconnu une production record, la quote-part de l’Impériales’étant élevée à 76 000 barils de brut synthétique parjour, avant redevances.

• Les ventes nettes de produits pétroliers se sont établiesen moyenne à 71,2 millions de litres par jour, l’Impérialeétant demeurée le plus important raffineur de pétrole du Canada.

Recherche et développement

• Nos établissements de recherche de Sarnia et de Calgaryont poursuivi des programmes de recherche parmi lesplus avancés de l’industrie. Nos dépenses en rechercheau Canada se sont élevées à 83 M$ en 2007, septbrevets nous ayant été accordés dans l’année. En outre,grâce à ses liens avec ExxonMobil, l’Impériale a puaccéder à des travaux de recherche de pointe dans lemonde, d’une valeur de plus de 700 M$.

• L’importance de cette recherche a été démontrée par la commercialisation d’une technique de récupérationbrevetée à Cold Lake en 2007.

Mission sociale

• Nous avons consacré plus de 11 M$ à des initiativescommunautaires au Canada dans le cadre d’unprogramme d’investissement qui met l’accent surl’enseignement des mathématiques et des sciences et sur les enjeux sociaux et communautaires. Lesinvestissements communautaires sont concentrés dans des régions du pays où vivent et travaillent un grand nombre de nos employés et où nos intérêtscommerciaux se développent.

• Le Rapport sur la mission sociale de la compagnie fournit un complément d’information sur ces initiatives.On peut le consulter à l’adresse www.limperiale.ca.

Au milieu de 2007, l’Alberta a mis en œuvreun règlement qui limite les émissions de GES par les établissements industriels de laprovince, en exigeant une réduction de 12 %de ces émissions par unité de production àpartir d’une moyenne de base des années2003 à 2005.

L’Impériale a pris des mesures pour diminuerses émissions de GES. À court terme, il s’agitd’accroître l’efficacité énergétique de sonexploitation, à moyen terme, d’appliquer des techniques qui ont fait leurs preuves pourles réduire et, à long terme, d’élaborer destechniques innovantes. Au nombre de cesinitiatives figurent le projet mondial sur leclimat et l’énergie de l’Université Stanford, leCentre d’innovation de l’Impériale-AlbertaIngenuity à l’Université de l’Alberta et leRéseau intégré de CO2.

Au centre de recherche de l’Impériale àCalgary, nous travaillons à la mise au point de procédés de récupération de pétrole lourdà partir de solvants qui peuvent réduiresensiblement, sinon éliminer, les émissions de GES par rapport aux procédés thermiquesde récupération. C’est ainsi que nous avonsconçu un procédé qui consiste à injectercomme solvant un hydrocarbure légercomme le propane (à la place de vapeurd’eau) dans le gisement pour abaisser laviscosité du bitume. Le bitume peut ensuiteêtre remonté à la surface par pompage,comme le pétrole classique.

À Cold Lake, les installations de cogénérationont permis de réduire de 40 % les émissionsde dioxyde de carbone en remplaçant l’achatd’électricité auprès du réseau de l’Alberta etla production de vapeur par des chaudièresclassiques.

Globalement, l’efficacité énergétique de nosraffineries s’est accrue de 15 % depuis 1994.

Tout en lançant diverses initiatives pourréduire les émissions de GES par unité deproduction, l’Impériale participe à un fondstechnologique provincial au coût de 15 $ latonne de dioxyde de carbone. Les frais deconformité au règlement actuel ne devraientpas avoir une incidence importante sur sesprojets d’exploitation et d’investissement.




Revue de l’année 2007

• Le bénéfice s’est chiffré à 3,2 G$ (3,41 $ l’action), lerecord précédent de 3,0 G$ (3,11 $ l’action) remontantà 2006.

• Le rendement du capital utilisé – importante mesuredu succès à long terme dans un secteur à forteintensité capitalistique – s’est établi à 38 %, soit l’undes plus élevés.

• Le rendement des actions, ce qui comprend la plus-value de l’action et les dividendes versés, a été de 28 %.

• Le dividende par action servi régulièrement tous lesans a été relevé pour la 13e année d’affilée.

• Les sommes distribuées aux actionnaires, par suite duversement de dividendes et du rachat d’actions, sesont chiffrées à 2,7 G$.

• Le bilan est demeuré solide et la dette à long terme aété remboursée presque en totalité. En pourcentagedes capitaux totaux, la dette a été ramenée à 2 %; les intérêts ont été couverts 72 fois par le bénéfice et82 fois par les flux de trésorerie.

• L’Impériale a conservé la note « AAA » de Standard &Poor’s sur la dette canadienne; elle demeure la seuleentreprise industrielle canadienne à jouir de cette noteau pays.

• Des dépenses en immobilisations et en fraisd’exploration de 1 G$ ont été engagées, notamment pour financer de grands projets dans le secteur amont,investir dans la conformité environnementale etmoderniser le réseau de détail.

• Les dépenses devraient augmenter par rapport à 2007pour atteindre 1,5 G$ en 2008, la compagnie tenant àexploiter certaines importantes possibilités et voulantmettre l’accent sur l’expansion et la productivité. Cesdépenses seront financées par les fonds autogénérés.

Faits saillants – finances

Un technicien en procédés

industriels entame sa

journée à la raffinerie

de Strathcona, dans le

nord de l’Alberta.

La raffinerie est l’une

des plus importantes

installations du genre

au Canada.



de l’Impériale

1 600

1 400

1 200

1 000

800

600

400

200

0

2006200520042003 2008prévisions

2007

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

en millions de dollars

Utilisation à long terme de la trésorerie

total sur cinq ans (de 2003 à 2007), 14,54 G$

Investissements netsDividendesRachat d’actions

7,6 G$

1,6 G$5,3 G$

2007 2006 2005 2004 2003

Bénéfice net (en millions de dollars) 3 188 3 044 2 600 2 052 1 705 Bénéfice net dilué par action (en dollars) a) 3,41 3,11 2,53 1,91 1,53Rendement de la moyenne des capitaux propres (%) b) 41,6 43,5 40,2 34,6 32,6Rendement du capital moyen utilisé (%) c) 37,7 35,9 32,6 27,7 25,3Gains annuels réalisés par les actionnaires (%) d) 28,0 12,5 64,0 25,3 30,5

a) Établi d’après le nombre moyen d’actions en circulation, pondéré mensuellement (page 66).b) Bénéfice net divisé par la moyenne des capitaux propres (page 40).c) La définition du rendement du capital moyen utilisé figure à la page 34.d) Comprend la plus-value de l’action et les dividendes.

2006200520042003 2007

Bénéfice net en millions de dollars

Rendement du capital moyen utilisé(RCMU) en pourcentage

RCMU de l’Impériale (%)

RCMU des pétrolières intégrées canadiennes (%)Bénefice net

Source : Bloomberg

35

30

40 %

20

25

10

5

15

0

3 500

4 000

3 000

2 000

2 500

1 500

1 000

500

0


L’excellent rendement que connaît le secteur amont s’estmaintenu en 2007. Le bénéfice s’est établi à 2 369 M$, les flux detrésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs se sontélevés à 2 661 M$ et le rendement du capital utilisé a atteint 56 %.

Les dépenses en immobilisations et en frais d’exploration, qui se sont chiffrées à 744 M$ en 2007, devraient atteindre 1,2 G$ en 2008 et viser surtout l’exploitation des possibilités de croissance qui se profilent.

Les ressources

À plus de 13 milliards de barils, les ressources dont la compagniedispose sont considérables. Elles comprennent des réservesprouvées de 1,5 milliard de barils d’équivalent pétrole et desressources non prouvées de près de 12 milliards de barilsd’équivalent pétrole – constituées principalement de pétrole lourdet de sables pétrolifères. La priorité accordée à la recherche et à la technologie, si le contexte économique est favorable et que lesautorisations réglementaires sont obtenues, permettra de libérertout le potentiel à long terme de ces ressources de qualité; la rigueurdes investissements et l’importance accordée à l’encadrement descoûts maximiseront la valeur pour les actionnaires.

Pétrole lourd et sables pétrolifères

Les sables pétrolifères représentent l’une des plus importantessources d’hydrocarbures dans le monde. L’Impériale est activedans le secteur depuis les années 60, son expertise en rechercheet en technologie ayant abouti à la stimulation par injectioncyclique de vapeur et à la séparation gravitaire stimulée parinjection de vapeur – les deux principales techniques d’extraction insitu employées aujourd’hui. En 2007, la production combinée deCold Lake et de Syncrude a atteint 230 000 barils par jour avantredevances, contre 217 000 en 2006.

Cold Lake Cold Lake est la principale exploitation de pétrole lourd in situ auCanada, assurant à elle seule environ 40 % de cette production au pays – soit environ 5 % de la production totale de pétrole.Propriété exclusive de l’Impériale, l’exploitation possède desréserves prouvées d’environ 725 millions de barils avantredevances, ce qui équivaut à la production de 13 années aurythme d’extraction actuel.

La production a augmenté en 2007 pour atteindre un sommet, soit 154 000 barils par jour pour l’ensemble de l’année – contre152 000 barils par jour en 2006.

La recherche et l’application de techniques visant à réduire lescoûts et à accroître la récupération ont été au cœur des succèsremportés par Cold Lake. Plus de 250 M$ y ont été consacrésavant le démarrage commercial de l’exploitation en 1985. Depuis,le taux de récupération d’hydrocarbures a presque doublé, pouratteindre environ 30 % aujourd’hui.

En 2007, l’application commerciale de la technique de récupérationassistée par injection de vapeur additionnée de liquide (latechnique « LASER ») a débuté à Cold Lake après de nombreuxessais sur le terrain. Cette technique brevetée par l’Impériale,version améliorée de la stimulation par injection cyclique de vapeur,accroît la quantité d’hydrocarbures récupérables vers la fin du cyclede production d’un gisement. Tout comme la réalisation du projetde Cold Lake, l’application de cette technique se fera par phases,ce qui permettra de profiter en permanence de nouvellesefficiences et d’améliorations technologiques.

Pour certains types de dépôts à Cold Lake, l’utilisation d’un solvantcombinée au procédé de séparation gravitaire stimulée par injectionde vapeur a produit des résultats prometteurs au cours d’essais enlaboratoire – et pourrait s’utiliser dans certaines parties du gisementqui ne se prêtent pas à l’injection cyclique de vapeur. Les essais surle terrain de cette technique doivent débuter en 2008.


de l’Impériale

Ressources naturelles

MESSAGE DU PRÉSIDENT REVUE DE L’ANNÉE RESSOURCES NATURELLES PRODUITS PÉTROLIERS PRODUITS CHIMIQUES

L’Impériale occupe l’une des positions dominantes par l’importance, la qualité et la diversité des ressources naturelles qu’elle possède. En 2007, sa production moyenne s’est élevée à 351 000 barils d’équivalent pétrole par jour, avant redevances.

300

200

100

0

2006200520042003 2007

Production brute de pétrole brut et de LGN par source

en milliers de barils parjour avant redevances

Pétrole classique et LGN

Syncrude

Cold Lake

En 2007, la production de pétrole brut et de LGN a été de 275 000barils par jour, en légère hausse sur 2006.

0

2006200520042003 2007

Production de gaz naturel

en millions de pieds cubes par jour avant redevances

600

400

500

200

300

100

En 2007, à l’approche de la fin de l’extraction du chapeau de gaz àWizard Lake, la production de gaz naturel a diminué comme prévu.



de l’Impériale

Coup d’œil sur les ressources naturelles

Un navire sismique sort du port de St. John’s, en route vers le bassin Orphan.

2007 2006 2005 2004 2003

Bénéfice net (en millions de dollars) 2 369 2 376 2 008 1 517 1 174 Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

et à la vente d’actifs (en millions de dollars) 2 661 3 151 2 805 2 395 1 729 Production brute de pétrole brut et de LGN

(en milliers de barils par jour) 275 272 261 262 256 Production brute de gaz naturel

(en millions de pieds cubes par jour) 458 556 580 569 513 Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) 4 436 4 080 3 905 3 951 3 802 Rendement du capital moyen utilisé (%) 55,6 59,5 51,1 39,1 32,9


Syncrude exploite une usine

minière intégrée d’extraction

et de valorisation au nord de

Fort McMurray. C’est la plus

importante exploitation de

sables pétrolifères du monde,

sa capacité de production étant

de 350 000 barils par jour.



Syncrude L’Impériale détient une participation de 25 % dans Syncrude, oùles sables pétrolifères sont extraits de dépôts peu profonds aumoyen de camions et de pelles mécaniques de format géant.Syncrude est le premier producteur mondial de pétrole brutsynthétique à partir de sables pétrolifères, cette coentrepriseassurant environ 11 % de la production de pétrole du Canada.

Depuis ses débuts en 1978, Syncrude a produit environ 1,8 milliard de barils de pétrole brut synthétique. Avecl’achèvement de la troisième unité de cokéfaction de 100 000barils par jour à la fin de 2006, la production a atteint un sommeten 2007. La part de la production revenant à l’Impériale s’estétablie en moyenne à 76 000 barils par jour avant redevances –contre 65 000 en 2006.

Le bitume récupérable contient des réserves prouvées de 2,8 milliards de barils après redevances, la quote-part de l’Impérialeétant de 25 %, soit l’équivalent de 28 années de production aurythme d’exploitation actuel.

Syncrude détient en outre des ressources non prouvées de plus de 9 milliards de barils après redevances (la quote-part del’Impériale s’élevant à 2,3 milliards de barils) – soit cinq fois ce qui a été produit jusqu’ici.

Des progrès importants ont été accomplis en cours d’année,notamment par la réduction du brûlage à la torche, des gainsd’efficacité énergétique et l’amélioration de la fiabilité desinstallations en vue d’optimiser le rendement de l’exploitation. À terme, le contrat de services de gestion – conclu et mis enœuvre en 2007 – permettra à l’Impériale et à ExxonMobil d’offrirleur expertise dans plusieurs autres domaines, notamment laproductivité du capital, l’ingénierie et la gestion des achats et destravaux de construction.

Les possibilités de croissance à Syncrude sont importantes, et comprennent notamment le désengorgement des activitésexistantes, ainsi que de nouveaux projets d’expansion.

KearlLe projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl, dans la région de Fort McMurray du nord de l’Alberta, porte sur desressources récupérables évaluées à 4,6 milliards barils de bitumeavant redevances – dans lesquelles la participation de l’Impérialeserait d’environ 70 %. Le projet pourrait produire plus de 300 000 barils par jour (la part de l’Impériale s’élèverait à plus de 210 000 barils par jour) sur plus de 40 ans.

Les autorisations réglementaires ont été obtenues en 2007, ce qui marque une étape importante, et la conception, l’ingénierie etla planification du projet sont en cours.

Kearl jouit d’un emplacement privilégié dans la région d’Athabasca,les ressources à mettre en valeur y étant parmi les meilleures pour ce qui est de la quantité de bitume pouvant être produite àpartir d’un volume donné de matière extraite. Le projet bénéficieraainsi d’un avantage inhérent sur le plan des coûts. Kearl fera appel à des techniques éprouvées comme l’extraction par camion-pellemécanique et l’hydrotransport et à de nouvelles techniquescomme le traitement par moussage paraffinique à températureélevée – un procédé mis au point par la compagnie qui produit un bitume propre, prêt à être commercialisé. Le projet Kearl sera réalisé par phases, ce qui permettra d’appliquer les nouvellestechniques et les nouveaux procédés qui pourront voir le jour.



de l’Impériale

Possibilités de croissance – superficie non mise en valeurEn plus des actifs de qualité de Cold Lake, de Syncrude et deKearl, l’Impériale détient une importante superficie qui s’annonceprometteuse pour l’exploitation et la mise en valeur in situ.Dernièrement, l’Impériale a accru de façon marquante ses avoirsfonciers à Athabasca, jetant ainsi les bases de projets futurs etd’ajouts à ses ressources. Un programme de délimitation desressources échelonné sur plusieurs années a été lancé en 2007.

Production classique

L’Impériale demeure l’un des principaux producteurs de pétrolebrut et de gaz naturel classiques du Canada. Sa production avantredevances a atteint en moyenne 45 000 barils par jour de pétrolebrut et de liquides du gaz naturel, et environ 458 millions de piedscubes par jour de gaz naturel, pour un total d’environ 121 000barils d’équivalent pétrole par jour.

Ouest du Canada

Bien que la production classique soit arrivée à maturité dansl’Ouest du Canada, elle demeure fort rentable. Les rendementssont solides du fait surtout de l’accent mis sans relâche sur lagestion des coûts, la maximisation de la production et la réalisationdes projets offrant un rendement intéressant. Parmi ces projetsfigurent des améliorations pour maintenir la production à NormanWells, le forage en profondeur de puits de gaz naturel le long descontreforts de l’Alberta et du nord-est de la Colombie-Britannique,ainsi que la campagne en cours de recherche de gaz peu profonddans le sud-est de l’Alberta.

Sur certaines concessions dont les réserves de pétrole sontéconomiquement épuisées, l’extraction des chapeaux de gaz apermis de rentabiliser la production. Wizard Lake, la principaleexploitation du genre de l’Impériale, en est un bon exemple,l’extraction du chapeau de gaz s’étant en bonne partie terminée à la fin de 2007.

Côte Est

Dans l’une des nouvelles régions productrices de pétrole, l’Impériale continue d’améliorer son exploitation, tout en sondant de nouvelles possibilités au large de la côte Est du Canada.

Projet énergétique extracôtier Sable L’Impériale a une participation de 9 % dans le projet Sable, une grande entreprise de production de gaz naturel qui tireactuellement du gaz de cinq gisements dans des eaux assez peu profondes, à environ 250 kilomètres au sud-est de Halifax. La capacité de comprimer le gaz a été accrue en 2006 afin demaintenir les volumes de production.

Exploration du bassin Orphan Le bassin Orphan est une vaste zone peu explorée, située en eau profonde, dans l’océan Atlantique, à environ 400 kilomètres de St. John’s. L’Impériale détient une participation de 15 % dans huit parcelles d’une zone s’étendant sur cinq millions d’acres. En2007, les coentrepeneurs ont achevé le forage du premier puitsd’exploration – l’un des plus profonds à avoir été foré au large descôtes canadiennes – soit à environ 8 300 mètres. Les résultats duforage sont confidentiels, les coentrepreneurs étant à les évalueret à planifier le prochain puits d’essai, dont le forage devraitdémarrer dès 2008.

Une nouvelle technique mise au point par ExxonMobil, appelée « résistivité électromagnétique à source contrôlée », a servi àexplorer le bassin Orphan – une autre première dans la zoneextracôtière canadienne. Cette technique de pointe, supérieure au sondage sismique tridimensionnel, a été employée avec succèspar ExxonMobil dans d’autres gisements en eau profonde. Elle est particulièrement avantageuse pour repérer les futurs objectifsde forage.

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

Pétrole brut et LGN Gaz naturel synthétiqueen millions en milliards de en millions de barils pieds cubes de barils

Pétrole classique Pétrole lourd TotalExercice brut net brut net brut net brut net brut net

2003 151 126 853 763 1 004 889 1 204 1 023 874 7812004 b) 134 110 783 702 917 812 1 034 880 835 7572005 b) 95 77 753 683 848 760 927 765 816 7382006 b) 81 65 667 616 748 681 830 673 792 7182007 b) 96 76 727 649 823 725 779 622 765 694

a) Les réserves brutes correspondent à la part des réserves revenant à la compagnie avant déduction de la part des propriétaires miniers ou desgouvernements, ou des deux. Les réserves nettes ne comprennent pas ces parts.

b) Basées sur les prix que la compagnie a retenus pour prendre ses décisions en matière d’investissement; voir page 64 pour les estimations fondées sur les exigences de la SEC des États-Unis visant les prix et les coûts du 31 décembre.




Exploration en mer de Beaufort

L’une des autres zones d’exploration prometteuses se trouve enmer de Beaufort. L’Impériale et ExxonMobil ont acquis ensembledes droits d’exploration sur une parcelle qui couvre plus de 500 000 acres (la part de l’Impériale est de 50 %), doublant pourainsi dire leurs avoirs fonciers non mis en valeur dans le delta duMackenzie et la mer de Beaufort. La région est située à environ120 kilomètres au large de la côte Ouest canadienne, à diversesprofondeurs.

La quote-part de 50 % de l’Impériale dans le programme destravaux de 585 M$ est de 292,5 M$, et son engagement minimals’élève à 73,1 M$.

La planification détaillée de l’exploration de cette région pionnière à forte intensité technologique et au potentiel élevé est en cours.

Projet d’exploitation du gaz naturel du Mackenzie

Situé dans le nord du Canada, le delta du Mackenzie recèle l’unedes plus grandes ressources de gaz naturel du continent non miseen valeur.

Il y a plusieurs décennies, près de six billions de pieds cubes de gaz ont été découverts dans le delta, le gisement Taglu del’Impériale contenant à lui seul trois billions de pieds cubes.

Le projet d’exploitation de gaz naturel du Mackenzie aurait poureffet d’acheminer ces ressources sur le marché nord-américain etsa capacité de transport serait suffisante pour prendre en chargeles découvertes futures.

Le projet est considérable à la fois par son ampleur et sonétendue. Il prévoit la mise en valeur de trois grands gisements degaz, l’aménagement d’un réseau de collecte de gaz naturel, avecune usine de traitement de gaz près d’Inuvik, et la constructiond’un gazoduc dans la vallée du Mackenzie. Le gazoduc disposerait

d’une canalisation distincte pour acheminer les liquides du gaznaturel d’Inuvik à Norman Wells, point à partir duquel les liquidesseraient transportés par l’oléoduc qui a été aménagé dans le nordde l’Alberta.

Comme dans le cas de tout projet énergétique d’envergureaujourd’hui, celui du Mackenzie est soumis à de fortes pressionsau chapitre des coûts et de son échéancier du fait de la fortedemande mondiale d’infrastructures énergétiques. En mars 2007,les promoteurs du projet ont déposé une version révisée des coûtset du calendrier de réalisation auprès de l’Office national del’énergie et du comité mixte d’étude, le coût estimatif du projetétant passé à 16,2 G$ (en dollars canadiens de 2006).

Après plusieurs années de labeur, les autorisations nécessairesn’ont pas encore été obtenues. Les audiences publiquesréglementaires ont pris fin en novembre 2007 et une décision estattendue pour 2009. Les activités conduites dans le cadre du projetvisent à terminer le travail réglementaire restant, à mettre ladernière main aux accords sur le partage des retombées et l’accèsau territoire et à établir un cadre fiscal approprié avec legouvernement fédéral.

Les investissements dans d’autres projets sont au ralenti tant queles autorisations réglementaires n’auront pas été obtenues et queles promoteurs du projet et les pouvoirs publics ne se seront pasentendus sur le cadre fiscal du projet.

L’Impériale est résolue à aller de l’avant avec le projet, estimantque c’est la meilleure façon de mettre en valeur les ressources degaz naturel du Nord. Avec ses partenaires, elle examine plusieursoptions qui pourraient en accroître la rentabilité.

En 2007, l’Impériale a conclu un accord avec un producteur tierssur l’accès au gazoduc. Une utilisation accrue de la capacité dugazoduc aurait pour effet de réduire les frais de transport globaux.

La mer de Beaufort est une

zone d’exploration suscitant

un grand intérêt. L’Impériale

y a accru passablement

ses avoirs fonciers en 2007,

et s’est lancée dans une

campagne d’exploration de

plusieurs années.

Nouveau permisd’exploration

Tuktoyaktuk

Mer de Beaufort

Zones dans lesquelles l’Impériale a des intérêts



de l’Impériale

L’Impériale axe ses efforts derecherche sur les solutions à apporteraux défis énergétiques, comme ceux posés par les sables pétrolifèresde l’Alberta. Cette recherche se fait en partenariat avec le milieuuniversitaire, dans nos laboratoires de calibre mondial, et en étroitecollaboration avec le vaste réseaud’ExxonMobil.

Le Centre d’innovation de l’Impériale-

Alberta Ingenuity dans les sables

pétrolifères associe la vaste expertisede l’Impériale en recherche etdéveloppement à l’apport de grandsmilieux universitaires. Sa missionconsiste à mettre au point destechniques qui réduisent lesincidences des projets d’exploitationdes sables pétrolifères surl’environnement et en accroissent la rentabilité. Le centre, situé àl’Université de l’Alberta, a étéinauguré en 2004 avec un concoursde 10 M$ et un appui en nature de 2,5 M$ de l’Impériale. En 2006, troisprogrammes de recherche intégrésont été mis sur pied : le premier viseà réduire sinon à éliminer l’utilisationd’eau dans les procédés d’extractionet d’exploitation des sablespétrolifères, le deuxième cherche àconcevoir des « pinces moléculaires »chargées de retirer de façon sélectivele soufre et les métaux du bitume, etle troisième veut réduire l’empreinteenvironnementale de l’exploitationdes sables pétrolifères. La recherchemenée jusqu’ici a donné lieu au dépôtde deux brevets à un stadepréliminaire, les programmes derecherche continuant sur leur lancée.

Le Centre de recherche de Calgary

de l’Impériale s’est révélé utile pour mettre au point des techniquesqui permettent de surmonter les

obstacles complexes qui se dressentdans le secteur des sables pétrolifèreset du pétrole lourd. Parmi lesinventions à signaler, citons lastimulation par injection cyclique de vapeur et la séparation gravitairestimulée par injection de vapeur, deux procédés qui ont présidé audéveloppement de l’industrie enpermettant de récupérer des milliardsde barils de bitume jusque-làirrécupérables. Le centre utilise desoutils évolués pour expérimenter des liquides complexes, faire lamodélisation physique à l’échelle etréaliser une simulation numérique,étapes essentielles pour inventer etmettre au point des méthodes derécupération du bitume.

Cette recherche donne lieu à d’autresoptimisations comme la récupérationassistée par injection de vapeuradditionnée de liquide, une techniquesusceptible d’accroître la récupérationde bitume par l’ajout d’un solvant à la

vapeur dans la stimulation parinjection cyclique. L’applicationcommerciale de cette technique àCold Lake a débuté et se fera parétapes. Dans certains types degisements des régions de Cold Lakeet d’Athabasca, l’ajout d’un solvant à la vapeur dans les puits soumis àune séparation gravitaire a aussi étéjugé prometteur selon les résultatsobtenus en laboratoire. Des essais surle terrain de cette technique doiventdébuter en 2008.

Les scientifiques et les expertstechniques de l’Impériale et descentres de recherche rattachés àExxonMobil collaborent à la mise aupoint de techniques en s’appuyant sur les forces de chacun. En 2006, le Centre de recherche de Calgary a lancé une version pour les sablespétrolifères de EMpower – un logicield’ExxonMobil servant à modéliser la production des gisements dans lemonde entier. Il intègre les techniquesrequises pour évaluer et optimiser la prochaine génération de procédésde récupération thermique pour lessables pétrolifères de l’Alberta.

Dans les années qui viennent, le leadership de l’Impériale dans le secteur de l’énergie continuera de s’illustrer par sa volonté résoluede mettre au point des techniquesnovatrices – à la fois pour limiter les incidences environnementales et accroître la rentabilité del’exploitation des sables pétrolifèreset du pétrole lourd.

30

20

10

0

199719871977 2007+

Accroissement de la récupération à Cold Lake

En pourcentage du bitume en place à l’origine

Par la mise au point et l’application de nouvelles technologies et denouveaux procédés, l’exploitation de Cold Lake continue d’accroître larécupération d’hydrocarbures.

Recherche et innovation dans les sables pétrolifères

Des travailleurs de Cold Lake mettent en place la technique LASER (injection devapeur additionnée de liquide) au cours de la première phase de commercialisation.


L’Impériale commercialise plus de 700 produits pétroliers différents,la plupart sous les marques Esso et Mobil. En 2007, les ventes ontatteint 26 milliards de litres.

Le bénéfice net tiré des produits pétroliers a atteint un sommet de 921 M$, après avoir été de 624 M$ en 2006.

Le bénéfice a augmenté par suite de l’élargissement des marges,de la baisse des dépenses liées aux travaux d’entretien dans lesraffineries et aux projets d’immobilisations, ce qui a été en partieannulé par la montée du dollar canadien.

Le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 28 % et lesflux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vented’actifs ont atteint 1 180 M$.

Le débit des raffineries s’est élevé à 442 000 barils par jour, toutcomme en 2006, et la capacité de raffinage moyenne a été utiliséeà 88 %. Les ventes nettes de produits pétroliers ont atteint 71,2 millions de litres par jour, en léger recul par rapport à 2006.

Les immobilisations dans le secteur ont atteint 187 M$ en 2007,contre 361 M$ en 2006, année où d’importants projets visant àproduire des carburants à faible teneur en soufre ont été achevés.En 2007, les dépenses en immobilisations ont été affectéesprincipalement à la modernisation du réseau de détail de lacompagnie, à des initiatives dans les secteurs de

l’environnement et de la sécurité, ainsi que dans les améliorationsde la capacité de production et de son efficience. Les dépenses en immobilisations prévues pour 2008 se montent à 300 M$ etvisent à réduire les rejets dans l’atmosphère, à accroître l’utilisationde la capacité de raffinage ainsi qu’à poursuivre la modernisationdu réseau de détail.

Les investissements annuels dans l’amélioration de la chaîne de détail et les programmes de fidélisation de la clientèle se sont élevés à environ 75 M$ par an ces cinq dernières années,l’Impériale étant le chef de file de la productivité par station, grâce à la qualité des emplacements et à l’offre des stations.Ces initiatives ont permis d’afficher une des meilleuresperformances du secteur sur un marché très concurrentiel.L’Impériale exploite environ 600 stations propriété de lacompagnie, dont le débit moyen a été de 6,5 millions de litres, en hausse de 24 % depuis 2003.

Le commerce au détail poursuit sa belle lancée, les revenus tirésdes ventes des dépanneurs, de l’alimentation et des lave-autosétant à la hausse. Les coûts unitaires ont continué de baisser, laposition de l’Impériale étant demeurée la meilleure de sa catégoriedans ce secteur. Ces résultats s’expliquent en partie par leprogramme de modernisation du réseau de détail qui prévoit lafermeture des points de vente peu rentables et la modernisationdes établissements moins récents.


de l’Impériale

Produits pétroliers


L’Impériale est le plus important raffineur du Canada, sa capacité de traiter dupétrole brut étant de 500 000 barils par jour. La compagnie occupe une partimportante du marché des produits pétroliers, qui comprend la vente au détailde carburants et de lubrifiants finis.

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2006200520042003 2007

Utilisation de la capacité de raffinage

en pourcentage



de l’Impériale

Coup d’œil sur les produits pétroliers

2007 2006 2005 2004 2003

Bénéfice net (en millions de dollars) 921 624 694 556 462Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

et à la vente d’actifs (en millions de dollars) 1 180 562 874 946 706Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) 442 442 466 467 450Utilisation de la capacité de raffinage (%) 88 88 93 93 90Ventes nettes de produits pétroliers

(en millions de litres par jour) 71,2 71,9 73,9 73,4 70,4Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) 3 228 3 285 3 037 2 774 2 888 Rendement du capital moyen utilisé (%) 28,3 19,7 23,9 19,6 17,0

Un conseiller en sécurité de Nanticoke discute d’une évaluation

des risques avec des travailleurs.

La raffinerie célébrera ses 30 ans d’activité en 2008.


Le raffinage du pétrole est uneactivité très concurrentielle etcyclique. Pour permettre au secteurde faire bonne figure sur tout le cycleéconomique, la compagnie investitdans la fiabilité et l’efficience desactivités de base afin de pouvoirafficher les meilleurs coûts de sacatégorie. Ces investissements ont permis d’accroître la valeuractionnariale.

L’un de ces investissements a poureffet d’accroître la capacité detransformation des raffineries – c’est-à-dire de transformer du pétrolebrut en produits de haute valeur. Sur un marché arrivé à maturitécomme c’est le cas au Canada, la meilleure façon de répondre à la croissance de la demandeconsiste à faire des investissementsprogressifs et réguliers à faible coûtdans l’accroissement de la capacitédes raffineries existantes.

Grâce à ces investissements,l’Impériale a accru sa capacité detransformation de 17 % durant ladernière décennie. Parallèlement, les investissements ont aussiaugmenté de plus de 20 % dans lacapacité de distillation de l’Impériale –une mesure courante de l’importance et de la complexité d’une raffinerie – au cours de la dernière décennie. Les raffineries dont la taille et lacomplexité augmentent bénéficientd’économies d’échelle et denombreuses autres efficiences.

Pour accroître la souplesse et larentabilité, nous poursuivons lesinvestissements pour pouvoiraccepter des charges d’alimentationplus difficiles à raffiner mais moinschères à se procurer.

Face à un marché vivementconcurrentiel et à l’évolution des besoins de la clientèle, nous continuons d’accroître laproductivité de nos établissements de commercialisation. Avec lesefficiences réalisées dans l’ensembledu secteur, ils offrent ainsi aux clientsdes avantages indéniables.

En tant que fournisseur de longuedate de carburants et de lubrifiants à l’industrie, l’Impériale a consentides investissements qui lui ontpermis de se développer enapprovisionnant le secteur florissantdes ressources naturelles au Canada,dont les installations sont souventsituées dans des régions fortéloignées. Notre réseau comprend 27 dépôts de distribution de premierstockage et plus de 90 dépôts de vrac secondaires – de Vancouver à St. John’s en passant par Inuvik.

Les clients de détail peuvent comptersur plus de 1 900 stations-serviceEsso au Canada, dont bon nombreaffichent l’enseigne Marché Expressou On the Run. Nous sommes un des principaux exploitants dedépanneurs au Canada chez lesdétaillants d’essence et possédons le plus important réseau de lave-autos du pays. La modernisation de notre chaîne sur les principauxmarchés urbains s’est révéléeparticulièrement bénéfique, l’offre au détail s’appuyant sur lesdépanneurs Marché Express/On theRun, reconnus pour la commodité et le rapport qualité-prix offerts aux clients.

La marque continue de s’améliorer et d’évoluer avec les besoins de la clientèle. Le projet-pilote de ventede produits d’épicerie de la marque le Choix du Président dans la régionde Toronto est passé de cinqmagasins en 2006 à dix en 2007. Les alliances conclues avec lespartenaires de choix Tim Hortons, la Banque Royale et Aéroplan sontvenues bonifier l’offre.

Le 300e dépanneur MarchéExpress/On the Run a ouvert sesportes en 2006 et, à la fin de 2007, le Canada en comptait 348.

L’Impériale sert aussi des clients dusecteur de l’aviation partout au pays.Ce réseau comprend 80 stationsaviation Esso – 11 portant aussil’enseigne Avitat. Par le truchementdu plus important réseau de marqueau Canada, de nombreux servicessont offerts, notamment des salles de repos pour les pilotes, de larestauration, des aménagements pourla tenue de conférences, des bureauxet la location de hangars.

Les investissements sélectifs dans la marque Avitat se poursuivent afinde renforcer l’offre sur les principauxmarchés du pays.

Amélioration de la performance des actifs dans le secteur aval



Le réseau des dépanneurs Marché Express du Québec est connusous le nom On the Run dans le reste du pays.

Marques de commerce :- Mobil, Mobil 1, EMpower, Esso, Avitat, On the Run et Marché Express sont des marques de commerce d’Exxon Mobil Corporation ou de l’une de ses filiales.- RBC et Banque Royale sont des marques déposées de la Banque Royale du Canada.- le Choix du Président est une marque déposée de Loblaw Companies Limited.- Tim Hortons est une marque déposée de TDL Marks Corporation.- Aéroplan est une marque déposée de la Société en commandite Aéroplan.



de l’Impériale

L’Impériale est le distributeur canadien des lubrifiants synthétiquesMobil 1. Les ventes de ce produit de qualité demeurent solides,leur progression étant de plus de 20 % par an depuis 2002. Leslubrifiants de marque Esso maintiennent une forte présence aupays, ce qui, avec les ventes de Mobil 1, permet à l’Impérialed’occuper une importante part du marché des lubrifiants finis.

Le secteur des lubrifiants dispose d’un réseau pancanadien despécialistes techniques qui aident les clients à prendre unedécision d’achat éclairée en choisissant les produits qui répondentle mieux à leurs besoins.

L’Impériale demeure le plus important raffineur du pays, sacapacité de traiter du pétrole brut étant de 500 000 barils par jourdans des installations réparties entre les régions ouest, centrale et atlantique du Canada. Grâce à de récentes améliorations, ellepeut désormais produire du diesel et de l’essence à faible teneuren soufre et ajouter de l’éthanol au carburant pour répondre auxprescriptions de composition.

7

6

4

5

3

0

2006200520042003 2007

Débit annuel des stations appartenant à la compagnie ou en location

en millions de litres par station

Le débit moyen des stations-service propriété de la compagnie ou en location a été de 6,5 millions de litres en 2007, en hausse de 24 % sur 2003.

2 500

1 500

2 000

1 000

500

0

2006200520042003 2007

Stations-service Esso

nombre moyen

Propriétaire ou locataire : la compagniePropriétaire ou locataire : le détaillant

Un employé du Centre de

recherche de Sarnia évalue

la tenue d’échantillons

d’huile hydraulique, l’un

des multiples essais

que le centre conduit pour

suivre l’évolution des

besoins des clients.


En 2007, le bénéfice net tiré des produits chimiques s’est élevé à 97 M$ contre 143 M$ en 2006, la baisse enregistrée s’expliquantpar la contraction généralisée des marges et la montée du dollarcanadien.

Le rendement du capital utilisé a été de 42 % et les flux detrésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs ontatteint 109 M$.

Les ventes de produits pétrochimiques se sont établies à 3 100 tonnes par jour, en hausse par rapport à 2006, par suiteprincipalement de la vente accrue de produits intermédiaires.

Les dépenses en immobilisations de 11 M$ en 2007 ont étéaffectées essentiellement à la fiabilité opérationnelle et à desmesures d’économie d’énergie.

Les dépenses en immobilisations prévues pour 2008 s’élèvent à environ 25 M$, et comprendront des investissements pouraccroître la sécurité et la capacité de traiter différentes chargesd’alimentation.

Le secteur des produits chimiques est très cyclique. Les margesde 2007 ont décroché des sommets cycliques atteints en 2006,mais sont demeurées au-dessus de la moyenne historique.

Pour rentabiliser les activités sur tout le cycle économique,l’Impériale poursuit l’intégration de la fabrication des produitschimiques avec le raffinage. L’exploitation intégrée des activitésmaximise la productivité en permettant d’adapter les chargesd’alimentation et la production à l’état du marché. En termessimples, cette intégration réduit les coûts grâce à une directionunifiée, à une gestion efficace des besoins en énergie de l’endroitet à l’exploitation d’infrastructures mises en commun. Une telleapproche offre des avantages concurrentiels auxquels desinstallations pétrochimiques autonomes ne peuvent prétendre.

L’usine de polyéthylène de Sarnia a été agrandie cinq fois depuis1983, une technologie novatrice ayant été utilisée à chaqueoccasion pour en accroître le rendement à une fraction du coûtd’une installation neuve. L’usine peut désormais produire environ450 000 tonnes de polyéthylène par an et demeure l’une des plusconcurrentielles sur le plan des coûts dans le monde.

En 2007, nos installations chimiques ont mis à niveau leurtechnologie de régulation des procédés par ordinateur en optantpour une technologie de pointe qui accroîtra leur productivité etoptimisera les procédés de fabrication.


de l’Impériale

Produits chimiques


L’Impériale est l’un des principaux fabricants de produits chimiques du Canada,sa part de marché étant la plus importante en Amérique du Nord pour ce qui est du polyéthylène servant au moulage par rotation, et la deuxième pour ce qui est du moulage par injection.

600

500

400

300

200

100

0

2006200520042003 2007

Ventes de polyéthylène

en milliers de tonnes par an

Ventes de polyéthylène acheté

Ventes de polyéthylène produit



de l’Impériale

Coup d’œil sur les produits chimiques

2007 2006 2005 2004 2003

Bénéfice net (en millions de dollars) 97 143 121 109 44 Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

et à la vente d’actifs (en millions de dollars) 109 162 94 126 36 Ventes de produits chimiques (en milliers de tonnes par jour) 3,1 3,0 3,0 3,3 3,3Capital utilisé au 31 décembre (en millions de dollars) 219 241 281 262 260 Rendement du capital moyen utilisé (%) 42,2 54,8 44,6 41,8 19,6

Parmi les produits courants à base du polyéthylène fabriqué par l’Impériale figurent

des emballages souples, des jouets, des seaux et divers autres récipients.


en millions de dollars 2007 2006 2005 2004 2003

Total des produits d’exploitation a) 25 069 24 505 27 797 22 408 19 094

Bénéfice net par secteur :Ressources naturelles 2 369 2 376 2 008 1 517 1 174Produits pétroliers 921 624 694 556 462Produits chimiques 97 143 121 109 44Comptes non sectoriels (199) (99) (223) (130) 25

Bénéfice net 3 188 3 044 2 600 2 052 1 705

Total de l’actif 16 287 16 141 15 582 14 027 12 337

Dette à long terme 38 359 863 367 859Total de la dette 146 1 437 1 439 1 443 1 432Autres obligations à long terme 1 914 1 683 1 728 1 525 1 314

Capital utilisé 8 119 8 898 8 131 7 821 7 029

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs 3 905 3 799 3 891 3 414 2 283

Données par action (en dollars)Bénéfice net – résultat de base par action 3,43 3,12 2,54 1,92 1,53Bénéfice net – résultat dilué par action 3,41 3,11 2,53 1,91 1,53Dividendes 0,35 0,32 0,31 0,29 0,29

a) Les produits d’exploitation s’élèvent à 4 894 M$ pour 2005, à 3 584 M$ pour 2004 et à 2 851 M$ pour 2003 au titre des contrats d’achat et devente conclus avec la même contrepartie. Les frais connexes ont été inclus dans le poste « Achats de pétrole brut et de produits ». Le 1er janvier2006, ces achats et ventes ont été inscrits au montant net. Voir la note 1 intitulée « Principales méthodes comptables », à la page 42.

Sommaire

Le présent rapport de gestion de l’Impériale, ainsi que les états financiers consolidés ci-joints et les notes y afférentes sont laresponsabilité 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 comprennentla production (ou l’achat), la fabrication et la vente de produits, et toutes les activités commerciales visent directement à faciliter letransport 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 denouvelles 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 longterme, 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 etd’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 lesenseignements pertinents seront retenus et que les améliorations nécessaires seront apportées aux projets futurs.

20 Rapport annuel 2007de l’Impériale

Sommaire financier (selon les PCGR des États-Unis)

Rapport de gestion

Contexte commercial et évaluation des risques

Perspectives à long termeLa croissance économique et démographique devrait demeurer le principal inducteur de la demande d’énergie dans le monde et enAmérique du Nord. La compagnie s’attend à ce que l’économie mondiale connaisse une croissance moyenne d’environ 3 % l’anjusqu’en 2030. La croissance démographique et économique devrait entraîner une hausse de la demande d’énergie primaire à un tauxmoyen de 1,3 % l’an. La majeure partie de cette croissance devrait avoir lieu dans les pays en développement.

Le pétrole, le gaz et le charbon devraient demeurer les sources d’énergie prédominantes et compter pour environ 80 % de l’énergietotale. 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’énergieau Canada croître de moins de 1 % l’an. Le pétrole et le gaz devraient continuer de répondre à environ deux tiers de la demande d’énergieau 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 etd’aéronefs. Par suite surtout de la demande accrue des pays en développement, la consommation de pétrole augmentera de quelque35 %, soit d’environ 30 millions de barils par jour, d’ici à 2030. Les ressources du Canada en a) pétrole lourd et en b) sables pétrolifèresreprésentent à cet égard une importante source d’approvisionnement supplémentaire.

À l’échelle mondiale, le gaz naturel devrait constituer une importante source d’énergie primaire qui comblera environ 30 % de lademande accrue d’énergie et assurer près du quart de l’approvisionnement mondial en énergie. La production de gaz naturel desrégions arrivées à maturité aux États-Unis et au Canada ne répondra sans doute pas à la poussée de la demande, ce qui accroîtra lespossibilités de commercialiser les nouvelles sources d’approvisionnement en gaz des régions pionnières du Canada.

Ressources naturellesL’Impériale produit du pétrole brut et du gaz naturel destinés à être vendus sur d’importants marchés nord-américains. Les cours dupétrole brut et du gaz naturel sont déterminés par les marchés mondial et nord-américain et soumis au jeu de l’offre et de la demande.Une foule de facteurs peuvent influer sur ces cours, notamment la conjoncture économique, des événements politiques sur la scèneinternationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et lacompagnie s’attend à ce qu’il en demeure ainsi.

L’Impériale dispose d’un éventail à la fois large et diversifié de ressources de pétrole et de gaz au Canada, mises en valeur ou non, cequi contribue à atténuer les risques de dépendance à l’égard de sources d’approvisionnement pouvant être limitées dans le secteuramont. L’exploitation du pétrole classique des régions productrices développées dans l’Ouest du Canada étant arrivée à maturité, laproduction de l’Impériale devrait de plus en plus provenir de sources non classiques et éloignées comme le pétrole lourd, les sablespétrolifères et le gaz naturel du Grand Nord, où l’Impériale possède d’importantes ressources à mettre en valeur.

Produits pétroliersLe contexte du secteur aval demeure très concurrentiel. La marge de raffinage correspond à la différence entre ce qu’une raffineriepaie pour se procurer la matière première (principalement du pétrole brut) et le prix de gros qu’elle obtient pour les produits qu’elle entire (principalement de l’essence, du carburant diesel, du mazout domestique, du carburéacteur et du mazout lourd). Bien que lesmarges de raffinage aient été solides ces dernières années, les marges réelles ajustées pour tenir compte de l’inflation ont fléchi àraison d’environ 1 % par an au cours des 20 dernières années. La vive concurrence qui sévit sur le marché de la vente au détail descarburants a causé la même contraction des marges réelles. Le pétrole brut et bon nombre des produits raffinés sont vendus à grandeéchelle à des prix publiés sur le marché international. Les prix de ces marchandises sont fonction des forces du marché, souvent àl’échelle internationale, et subissent l’effet de nombreux facteurs comme le jeu de l’offre et de la demande à l’échelle mondiale etrégionale, le niveau des stocks, l’activité de raffinage, l’équilibre entre les importations et les exportations, la logistique de transport, lesfluctuations saisonnières et les conditions météorologiques. Au Canada, les prix de gros notamment sont en grande partie déterminéspar ceux des régions limitrophes des États-Unis. Ces prix et ces facteurs font l’objet d’une surveillance continue et sont pris en comptedans 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 desmarges d’un exercice à l’autre.

Dans le secteur aval, la stratégie de l’Impériale consiste à offrir aux clients un service de qualité au coût global le plus bas, à avoir lescoûts unitaires nets les plus bas par rapport à ses concurrents, à assurer une utilisation efficiente et efficace de ses capitaux et à tirerparti de l’intégration de ses divers secteurs d’activité. Au Canada, la compagnie possède et exploite quatre raffineries pouvant distiller502 000 barils par jour et produire 9 000 barils de lubrifiants par jour.

Au Canada, le réseau de commercialisation des carburants de l’Impériale comprend le secteur du détail, qui approvisionne les clients aumoyen de plus de 1 900 stations-service Esso, dont environ 600 sont la propriété de la compagnie ou en location, et le secteur de la venteen gros et aux industries, alimentée par un réseau de 27 dépôts de distribution de premier stockage et un réseau de distribution secondaire.

a) Le pétrole lourd correspond aux pétroles bruts d’une viscosité supérieure à 10 000 cP et fait l’objet d’une récupération thermique assistée. b) Les sables pétrolifères forment une matière semi-solide constituée de bitume, de sable, d’eau et d’argile, dont l’extraction se fait par des

méthodes d’exploitation à ciel ouvert.

21Rapport annuel 2007de l’Impériale

Rapport de gestion (suite)

Produits chimiquesLe secteur nord-américain de la pétrochimie évolue par cycle. La stratégie de la compagnie dans ce secteur consiste à réduire les coûtset à maximiser la valeur par l’intégration croissante des usines chimiques de Sarnia et de Dartmouth avec les raffineries. La compagnietire aussi parti de son intégration avec les activités chimiques d’ExxonMobil en Amérique du Nord, qui permet à l’Impériale de resterdans le peloton de tête dans ses principaux segments de marché.

Résultats d’exploitationLe bénéfice net de 3 188 M$ (résultat dilué par action de 3,41 $) enregistré en 2007 a été le plus élevé à ce jour, surpassant le sommetprécédent de 3 044 M$ (3,11 $ l’action) atteint en 2006. Le bénéfice a augmenté par suite principalement de la montée du prix dupétrole brut, de l’élargissement des marges de raffinage et de commercialisation dans l’ensemble du secteur, d’une évolution favorabledes activités de raffinage et de l’accroissement de la production de Syncrude. Les gains à la cession d’actifs ont également été plusélevés en 2007. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par la diminution prévue de la production d’hydrocarbures classiques, par l’incidence négative de la montée du dollar canadien et par la hausse des frais d’exploration, de la charge de rémunération à based’actions et de la charge d’impôts.

Le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 38 % contre 36 % en 2006 (33 % en 2005).

Ressources naturellesLe bénéfice net tiré des ressources naturelles s’est dégagé à 2 369 M$ contre 2 376 M$ en 2006. La hausse du prix du pétrole brutest venue ajouter environ 325 M$ aux résultats et l’accroissement de la production de Syncrude environ 125 M$. L’augmentation desgains à la cession d’actifs d’environ 65 M$ a également contribué à la progression des résultats. Ces facteurs positifs ont étécontrebalancés par une diminution de la production de gaz naturel, de pétrole brut classique et de liquides du gaz naturel (LGN), qui aretranché environ 285 M$ des résultats, par l’incidence négative de la montée du dollar canadien, qui a effectué une ponction d’environ175 M$, et par la hausse des frais d’exploration et d’autres charges d’exploitation d’environ 75 M$.

Dans le secteur des ressources naturelles, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 56 % contre 60 % en 2006 (51 % en 2005).

Données financièresen millions de dollars 2007 2006 2005 2004 2003

Bénéfice net 2 369 2 376 2 008 1 517 1 174Produits d’exploitation 8 685 8 456 8 189 6 580 5 584Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

et à la vente d’actifs 2 661 3 151 2 805 2 395 1 729Capital utilisé au 31 décembre 4 436 4 080 3 905 3 951 3 802Rendement du capital moyen utilisé (%) 55,6 59,5 51,1 39,1 32,9



2006

3 044

325205

190125 285

10081 3 188

2007

Facteurs ayant influé sur le bénéfice net de 2007 de l’Impériale


Hausse duprix de

vente dupétrole brut

Évolutionfavorable

du raffinage

Haussegénéraliséedes margesde raffinage

et decommercia-

lisation

Productionaccrue deSyncrude

Baisse de laproductiond’hydro-carbures

classiques

60

Hausse desgains à lacessiond’actifs Montée

du dollarcanadien

Hausse de lacharge

d’impôtsHausse de la

charge derémunération

à based’actionset autres

50

Haussedes frais

d’exploration

245

En dollars américains, le prix mondial du pétrole brut a été plus élevé en 2007 que l’exercice précédent. Le prix moyen annuel duBrent, pétrole brut de la mer du Nord le plus activement négocié et brut de référence courant sur le marché mondial, s’est situé àenviron 72 $ US le baril en 2007, en hausse d’environ 11 % sur le prix moyen de 65 $ de 2006 (55 $ en 2005). Cependant, les haussesde prix obtenues en dollars canadiens par la compagnie pour le pétrole brut classique ont été freinées par l’appréciation du dollarcanadien. Le prix moyen qu’elle a touché pour le pétrole brut classique au cours de l’exercice s’est élevé à 71,70 $ CA le baril, enhausse de moins de 5 % par rapport aux 68,58 $ obtenus en 2006 (64,48 $ en 2005).

En dollars américains, le prix moyen du pétrole lourd de Cold Lake a progressé d’environ 5 % au cours de l’exercice. Par suiteégalement de l’appréciation du dollar canadien, le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le pétrole lourd de Cold Lake a régresséd’environ 2 % en 2007.

En 2007, le prix du gaz naturel canadien a baissé par rapport à l’exercice précédent. La moyenne du prix du disponible 30 jours du gaz naturel en Alberta s’est élevée à 7,01 $ le millier de pieds cubes, contre 7,41 $ en 2006 (9,01 $ en 2005). Le prix moyen quel’Impériale a touché sur les ventes de gaz naturel s’est établi à 6,95 $ le millier de pieds cubes, contre 7,24 $ en 2006 (9,00 $ en 2005).

Moyenne des prix touchés et des prix de venteen dollars canadiens 2007 2006 2005 2004 2003

Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril) 71,70 68,58 64,48 48,96 40,10Prix touché pour les liquides du gaz naturel (le baril) 47,92 40,75 40,00 33,78 32,09Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes) 6,95 7,24 9,00 6,78 6,60Prix de référence du pétrole brut à Edmonton (le baril) 77,67 73,75 69,86 53,26 43,93Prix du pétrole lourd à Hardisty (Bow River, le baril) 53,87 51,90 45,62 37,98 33,00

La production brute de pétrole brut et de LGN a atteint en moyenne 275 000 barils par jour contre 272 000 en 2006 (261 000 en 2005).

La production brute de pétrole lourd des installations de la compagnie en propriété exclusive à Cold Lake a atteint un sommet de 154 000 barils par jour, surpassant ainsi le record de 152 000 barils établi en 2006 (139 000 en 2005). L’accroissement de la production estattribuable à la nature cyclique de la production de Cold Lake et à l’augmentation des volumes en provenance de la campagne de foraged’extension en cours.

La production de l’exploitation des sables pétrolifères de Syncrude,dans laquelle la compagnie détient une participation de 25 %, aaugmenté en 2007 avec l’ajout des volumes issus de la troisièmephase d’agrandissement de l’unité de valorisation. La productionbrute de pétrole brut synthétique s’est établie à 305 000 barils parjour contre 258 000 en 2006 (214 000 en 2005). La quote-part del’Impériale dans la production brute moyenne s’est chiffrée à 76 000 barils par jour contre 65 000 en 2006 (53 000 en 2005).

La production brute de pétrole classique s’est élevée à 29 000 barilspar jour contre 31 000 en 2006 (38 000 en 2005), la baisse étantattribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements de l’Ouest du Canada et consécutive à la cession de biens.

La production brute de LGN mis en vente s’est établie en moyenne à 16 000 barils par jour en 2007, contre 24 000 en 2006 (31 000 en2005), la baisse étant essentiellement imputable à la diminution de la teneur en LGN du gaz extrait de Wizard Lake.

La production brute de gaz naturel s’est établie à 458 millions depieds cubes par jour, contre 556 millions en 2006 (580 millions en2005). La baisse de la production est avant tout attribuable à ladiminution prévue de la production du chapeau de gaz à Wizard Lake.

En 2007, la compagnie a réalisé un gain de 142 M$ par suiteprincipalement de la vente de ses participations dans plusieurs biensproducteurs. La quote-part de la compagnie dans la production deces biens s’est élevée à environ 2 000 barils par jour d’équivalentpétrole en 2006. En 2006, le gain à la cession d’actifs s’est chiffré à environ 76 M$ (208 M$ en 2005).



Prix moyen du gaz naturel

en dollars canadiens le millierde pieds cubes – prix dudisponible 30 jours en Alberta*

14

8

12

10

4

6

2

0

2006200520042003 2007

Prix du pétrole brut

en dollars US le baril –moyenne trimestrielle

Pétrole Brent

Pétrole lourd canadien(Bow River)

90

40

80

70

60

50

20

30

10

0

2006200520042003 2007

* Prix de l’indice du mois suivant sur la Natural Gas Exchange (NGX) – Alberta (AB) Nova Inventory Transfer (NIT)

Pétrole brut et LGN – production et ventes a)en milliers de barils par jour 2007 2006 2005 2004 2003

brut net brut net brut net brut net brut net

Cold Lake 154 130 152 127 139 124 126 112 129 116Syncrude 76 65 65 58 53 53 60 59 53 52Pétrole brut classique 29 21 31 23 38 29 43 33 46 35

Total de la production de pétrole brut 259 216 248 208 230 206 229 204 228 203LGN mis en vente 16 12 24 19 31 25 33 26 28 22

Total de la production de pétrole brut et de LGN 275 228 272 227 261 231 262 230 256 225Ventes de Cold Lake, diluant compris b) 200 198 183 167 170Ventes de LGN 20 29 39 42 39

Gaz naturel – production et ventes a)en millions de pieds cubes par jour 2007 2006 2005 2004 2003

brut net brut net brut net brut net brut net

Production c) 458 404 556 496 580 514 569 518 513 457Ventes 407 513 536 520 460

a) 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 lacompagnie (à l’exclusion des achats) compte non tenu de la part des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou des deux. La productionnette ne comprend pas ces parts.

b) 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 sur le marché.

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

Les charges d’exploitation ont augmenté de moins de 3 % en 2007. La hausse des frais d’exploration et des autres chargesd’exploitation a été en partie annulée par la diminution de la charge d’amortissement.

Le 1er mai 2007, la compagnie a confirmé et mis en œuvre un contrat de services de gestion chez Syncrude Canada Ltée, aux termesduquel Syncrude bénéficiera de services de gestion dans les secteurs de l’exploitation, de l’ingénierie et des affaires de l’Impériale etd’Exxon Mobil Corporation.

Produits pétroliersLe bénéfice net tiré des produits pétroliers a atteint un sommet de 921 M$, en hausse de 297 M$ sur celui de 2006. Cette haussedécoule principalement d’une amélioration des opérations de raffinage, du fait notamment de la baisse des travaux d’entretien et desactivités liées à des projets, ce qui s’est soldé par des économies d’environ 205 M$, et de l’élargissement généralisé des marges deraffinage et de commercialisation, ce qui a ajouté environ 190 M$ aux résultats. Ces facteurs positifs ont été en partie annulés parl’incidence négative de la montée du dollar canadien, qui a retranché environ 60 M$ des résultats, et par l’absence des incidencesfiscales favorables d’environ 40 M$ dont avait bénéficié l’exercice précédent.

Dans le secteur des produits pétroliers, le rendement du capital moyen utilisé s’est établi à 28 % contre 20 % en 2006 (24 % en 2005).




Bénéfice net 921 624 694 556 462Produits d’exploitation a) 21 535 20 783 24 017 19 169 16 004Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

et à la vente d’actifs 1 180 562 874 946 706Capital utilisé au 31 décembre 3 228 3 285 3 037 2 774 2 888Rendement du capital moyen utilisé (%) 28,3 19,7 23,9 19,6 17,0

Ventes de produits pétroliersen millions de litres par jour b) 2007 2006 2005 2004 2003

Essence 33,1 32,7 33,4 33,2 33,0Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur 26,0 26,4 26,9 27,3 26,2Mazout lourd 5,2 5,1 6,0 5,9 5,4Huiles lubrifiantes et autres produits 6,9 7,7 7,6 7,0 5,8

Ventes nettes de produits pétroliers 71,2 71,9 73,9 73,4 70,4

Total des ventes intérieures de produits pétroliers (%) 94,8 95,1 95,3 93,0 93,3

Utilisation de la capacité de raffinageen milliers de barils par jour b) 2007 2006 2005 2004 2003

Débit total des raffineries c) 442 442 466 467 450Capacité de raffinage au 31 décembre 502 502 502 502 502Utilisation de la capacité de raffinage (%) 88 88 93 93 90

a) Les produits d’exploitation de 2005 et des exercices précédents comprenaient des montants au titre de contrats d’achat ou de vente auprès de lamême contrepartie. Les frais connexes étaient compris dans le poste « Achats de pétrole brut et de produits ». Le 1er janvier 2006, ces achats etventes ont été inscrits au montant net dans les états financiers. Voir la note 1, Principales méthodes comptables, à la page 42.

b) Le volume par jour correspond au volume annuel divisé par le nombre de jours dans l’année. c) Pétrole brut et charges d’alimentation expédiés directement dans les unités de distillation atmosphérique.

Mille litres équivalent à environ 6,3 barils.

Les marges de raffinage ont été plus élevées en 2007 qu’en 2006 dans l’ensemble du secteur, par suite de la demande accrue deproduits pétroliers raffinés, de l’amélioration générale de la conjoncture économique mondiale. L’incidence de l’élargissementgénéralisé des marges a toutefois été atténuée par la montée du dollar canadien. Les marges de commercialisation ont été légèrementsupérieures en 2007 à celles de 2006.

La capacité de raffinage a été utilisée à 88 % en 2007, tout commel’exercice précédent (93 % en 2005). En 2007 et 2006, le débit desraffineries a été inférieur à celui de 2005 par suite d’arrêts prévuset imprévus d’installations de traitement du brut.

Le volume des ventes de la compagnie, hormis les contratsd’approvisionnement intersociétés, s’est chiffré à 71,2 millions delitres par jour contre 71,9 millions en 2006 (73,9 millions en 2005).Cette baisse s’explique avant tout par le recul de la production desraffineries. En 2007 et 2006, le débit des raffineries a été inférieur àcelui de 2005 par suite d’arrêts prévus et imprévus d’installationsde traitement du brut.

Les charges d’exploitation ont régressé d’environ 2 % en 2007 par rapport à l’exercice précédent, du fait de la baisse des fraisd’entretien et des charges liées à la réalisation de projets.



Marge moyenne de raffinage

en cents canadiens le litre 9

5

8

7

6

2

4

3

1

0

2006200520042003 2007

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

Produits chimiquesLe bénéfice net tiré des produits chimiques s’est établi à 97 M$ contre 143 M$ en 2006. Ce recul est imputable à la contractiongénéralisée des marges sur les produits à base de polyéthylène, en partie compensée par l’incidence favorable de la baisse des tauxd’imposition. L’appréciation du dollar canadien a aussi pesé sur les résultats de 2007.

Dans le secteur des produits chimiques, le rendement du capital moyen utilisé a été de 42 % contre 55 % en 2006 (45 % en 2005).


Bénéfice net 97 143 121 109 44Produits d’exploitation 1 635 1 704 1 665 1 509 1 232Flux de trésorerie liés aux activités

d’exploitation et à la vente d’actifs 109 162 94 126 36Capital utilisé au 31 décembre 219 241 281 262 260Rendement du capital moyen utilisé (%) 42,2 54,8 44,6 41,8 19,6

Ventesen milliers de tonnes par jour a) 2007 2006 2005 2004 2003

Polymères et produits chimiques de base 2,2 2,2 2,1 2,4 2,4Produits intermédiaires et autres 0,9 0,8 0,9 0,9 0,9

Total des ventes de produits chimiques 3,1 3,0 3,0 3,3 3,3

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

Dans l’industrie, le prix moyen du polyéthylène a été de 1 666 $ la tonne en 2007, en léger repli sur les 1 703 $ de 2006 (1 708 $ en 2005).

Les ventes de produits chimiques ont atteint 3 100 tonnes par jour contre 3 000 tonnes en 2006 (3 000 tonnes en 2005), la vente deproduits chimiques intermédiaires ayant progressé.

Dans le secteur des produits chimiques, les charges d’exploitation ont diminué d’environ 3 % en 2007 par rapport à 2006, du fait de labaisse des charges d’exploitation directes.

Comptes non sectorielsLes comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 199 M$ contre un solde négatif de 99 M$ l’exercice précédent. L’évolutiondéfavorable des résultats est avant tout attribuable à la hausse des charges liées à la rémunération à base d’actions et à l’incidence demodifications apportées aux taux d’imposition.

Situation de trésorerie et sources de financement

Sources et affectation des flux de trésorerieen millions de dollars 2007 2006

Flux de trésorerie liés auxactivités d’exploitation 3 626 3 587activités d’investissement (620) (965)activités de financement (3 956) (2 125)

Augmentation (diminution) de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (950) 497

Trésorerie et équivalents de trésorerieà la fin de l’exercice 1 208 2 158

Bien que la compagnie contracte des emprunts à long terme de temps à autre et dispose d’un programme d’émission de billets detrésorerie, les fonds autogénérés parviennent à combler la majeure partie de ses besoins financiers. La gestion des fonds qui peuventêtre temporairement disponibles en excédent de ses besoins immédiats est effectuée avec soin, à la fois pour optimiser le rendementdes soldes de trésorerie et s’assurer que ces fonds sont en sûreté et qu’ils peuvent être facilement débloqués pour répondre auxbesoins en trésorerie de la compagnie.



Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation dépendent pour beaucoup du prix du pétrole brut et du gaz naturel et des margessur les produits. En outre, pour soutenir les flux de trésorerie des périodes futures, la compagnie doit sans cesse trouver et mettre envaleur de nouveaux gisements, et continuer de mettre au point et d’appliquer de nouvelles technologies et de nouveaux procédés derécupération aux gisements existants, afin de maintenir ou d’augmenter la production. Des projets sont prévus ou en cours pouraccroître la capacité de production. Cependant, l’augmentation de la production comporte divers risques comme l’exécution desprojets, 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. Le vaste éventaildiversifié des possibilités de mise en valeur dont dispose l’Impériale et la nature complémentaire de ses secteurs d’activité contribuentà atténuer l’ensemble des risques auxquels la compagnie et ses flux de trésorerie sont exposés. De plus, du fait de sa soliditéfinancière, de sa capacité d’emprunt et des diverses possibilités qu’elle peut exploiter, le risque d’abandon ou de retard d’un projetn’aurait pas une incidence importante sur les liquidités de la compagnie, ni sur sa capacité de générer des flux de trésorerie suffisantspour ses activités d’exploitation et ses engagements fixes.

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitationLes flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 3 626 M$ contre 3 587 M$ en 2006 (3 451 M$ en 2005).L’augmentation des flux de trésorerie en 2007 est avant tout attribuable à la hausse du bénéfice net. L’effet net de l’augmentation duprix des marchandises sur les soldes du fonds de roulement a amplement suffi à compenser l’incidence défavorable du calendrier despaiements d’impôts sur les bénéfices.

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissementLes flux de trésorerie liés aux activités d’investissement ont atteint 620 M$ en 2007 contre 965 M$ en 2006 (992 M$ en 2005). Lesdépenses à engager dans les immobilisations corporelles en 2007 ont baissé comme prévu et ont de surcroît été en partie annuléespar l’augmentation du produit de la vente d’actifs.

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration se sont chiffrés à 978 M$ en 2007, contre 1 209 M$ en 2006 (1 475 M$ en 2005).

Les fonds ont servi principalement à investir dans Cold Lake afin de maintenir et d’accroître sa capacité de production, à faireprogresser des projets dans le secteur amont, à financer des projets environnementaux et à moderniser le réseau des points de venteEsso. Environ 160 M$ ont été engagés dans les projets visant à réduire l’incidence sur l’environnement des activités d’exploitation dela compagnie et à accroître la sécurité.

Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations et frais d’exploration de la compagnie dans le secteur des ressourcesnaturelles au cours de cinq exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2007 :


Pétrole lourd et sables pétrolifères 489 518 662 819 769Production 150 237 232 234 181Exploration 105 32 43 60 57

Total des dépenses en immobilisations et frais d’exploration 744 787 937 1 113 1 007

Dans le secteur des ressources naturelles, plus de 80 % des dépenses en immobilisations et frais d’exploration en 2007 ont visé àexploiter des possibilités de croissance. D’importantes dépenses ont été engagées au cours de l’exercice dans les forages d’extensionen cours à Cold Lake. Les autres investissements réalisés en 2007 ont servi notamment à faire progresser les projets d’exploitationdes sables pétrolifères de Kearl et du gaz du Mackenzie, à pratiquer des forages dans des gisements classiques dans l’Ouest duCanada et à faire de l’exploration au large de la côte Est du Canada. Les dépenses engagées à Syncrude ont baissé à la suite surtoutde l’achèvement de la troisième phase d’agrandissement de l’unité de valorisation, ce qui a été contrebalancé en partie par la haussedes investissements dans d’autres projets et programmes d’amélioration des installations.

L’Alberta Energy and Utilities Board et le gouvernement du Canada ont donné leur approbation réglementaire conditionnelle en février àla réalisation du projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl de la compagnie, au terme d’un examen fédéral-provincial conjoint.La compagnie compte faire avancer le projet, notamment en poursuivant des travaux techniques visant à définir la conception duprojet, ses stratégies d’exécution et l’estimation de son coût.

En mars, la compagnie, au nom des coentrepreneurs du projet d’exploitation du gaz du Mackenzie, a déposé une version révisée dudevis et du calendrier du projet auprès de l’Office national de l’énergie et du comité d’étude mixte. Selon les nouvelles prévisions, lecoût du réseau de collecte de gaz se chiffre à 3,5 G$, l’aménagement d’un gazoduc dans la vallée du Mackenzie à 7,8 G$ et la mise envaleur des principaux gisements à 4,9 G$. Les activités en cours dans le cadre du projet portent sur la question réglementaire, visent à mettre la dernière main aux accords sur les retombées du projet et l’accès au territoire et à définir un cadre fiscal approprié avec legouvernement fédéral. Les audiences publiques lancées par le comité d’étude mixte et l’Office national de l’énergie se sont terminéesà la fin de 2007. Le processus réglementaire suit son cours, le rapport du comité d’étude mixte étant attendu pour 2008 et la décisionde l’Office national de l’énergie pour le début de 2009.



Le forage d’un puits d’exploration avec les coentrepreneurs dans le bassin Orphan au large de la côte Est de Terre-Neuve s’est achevéen avril. Les frais d’exploration liés à ce puits figurent dans les résultats de 2007. Les résultats du forage serviront à planifier les futursforages dans la région.

Au cours de l’exercice écoulé, la compagnie, en collaboration avec son partenaire ExxonMobil Canada, a obtenu des droits d’explorationsur une parcelle dans la mer de Beaufort. La quote-part de 50 % de la compagnie dans les dépenses d’exploration prévisionnelless’élève à environ 293 M$, l’engagement minimal étant d’environ 73 M$.

Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration prévus dans le secteur des ressources naturelles s’élèvent à environ 1 200 M$pour 2008, plus de 80 % des dépenses visant à exploiter des possibilités de croissance. Les investissements seront affectésprincipalement aux forages d’extension à Cold Lake et à l’exploitation de pétrole et de gaz classiques dans l’Ouest du Canada, àl’amélioration des installations de Syncrude, au projet d’exploitation des sables pétrolifères de Kearl et à celui du gaz du Mackenzie et à l’exploration au large de la côte Est.

Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations engagées par la compagnie dans le secteur des produits pétroliers aucours des cinq exercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2007 :


Raffinage et approvisionnement 120 248 368 178 369Commercialisation 63 97 91 85 91Autres a) 4 16 19 20 18

Total des dépenses en immobilisations 187 361 478 283 478

a) Comprend essentiellement des achats immobiliers.

Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations se sont chiffrées à 187 M$ en 2007, contre 361 M$ en 2006 (478 M$ en 2005). En 2006, la compagnie a achevé le projet qui visait à fabriquer du carburant diesel à très faible teneur en soufre. En 2007,la majeure partie des dépenses en immobilisations ont été affectées à poursuivre la modernisation du réseau de vente au détail de lacompagnie, à financer des projets visant la protection de l’environnement et la sécurité et à accroître l’efficience et la capacité de production.

Les dépenses en immobilisations devant être engagées dans le secteur des produits pétroliers en 2008 sont évaluées à environ 300 M$. Parmi les principaux postes de dépenses figurent de nouveaux investissements dans les raffineries pour réduire les émissionsatmosphériques et accroître l’utilisation de la capacité, et la poursuite des améliorations à apporter au réseau de détail de la compagnie.

Le tableau qui suit résume les dépenses en immobilisations de la compagnie dans le secteur des produits chimiques au cours des cinqexercices compris dans la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2007 :


Dépenses en immobilisations 11 13 19 15 41

Dans le secteur des produits chimiques, les dépenses en immobilisations engagées en 2007 ont servi principalement à accroître lafiabilité opérationnelle et l’efficacité énergétique.

Les dépenses en immobilisations prévues pour 2008 dans le secteur des produits chimiques s’élèvent à environ 25 M$; ellescomprendront des investissements pour accroître la sécurité et la capacité de traiter différentes charges d'alimentation.

Pour 2008, les dépenses en immobilisations et frais d’exploration de la compagnie, qui viseront la croissance et l’amélioration de laproductivité, devraient s’élever à environ 1,5 G$ et se financer à partir des fonds autogénérés.

Flux de trésorerie liés aux activités de financementLes flux de trésorerie liés aux activités de financement se sont élevés à 3 956 M$ en 2007, contre 2 125 M$ en 2006 (2 077 M$ en 2005).

En juin, la compagnie a renouvelé le programme de rachat d’actions dans le cours normal de ses activités pour 12 mois. En 2007, lacompagnie a racheté 50,5 millions d’actions contre 2 358 M$ (45,5 millions d’actions contre 1 818 M$ en 2006). Depuis le premierprogramme lancé par l’Impériale en 1995, la compagnie a racheté 846 millions d’actions, soit environ 48 % des actions qui étaient encirculation au début du programme, ce qui s’est soldé par la distribution de plus de 12,8 G$ aux actionnaires.

La compagnie a déclaré des dividendes qui ont totalisé 0,35 $ l’action en 2007, contre 0,32 $ en 2006 (0,31 $ en 2005). Le dividendeordinaire versé régulièrement tous les ans a été majoré au cours de chacune des 13 dernières années et, depuis 1986, le dividende paraction a augmenté de 97 %.

Au cours de l’exercice écoulé, la compagnie a remboursé la totalité de ses emprunts à long terme, soit 818 M$, ainsi que la trancherestante de 404 M$ sur ses billets à moyen terme. À la fin de 2007, l’encours de la dette, exclusion faite d’une quote-part de lacompagnie dans la dette d’une société dans laquelle elle détient une participation en actions, s’élevait à 146 M$, comparativement à 1 437 M$ à la fin de 2006 (1 439 M$ en 2005). À la fin de 2007, la dette comptait pour 2 % dans la structure du capital de lacompagnie contre 17 % à la fin de 2006 (18 % en 2005).



En 2007, les intérêts sur la dette, avant capitalisation des intérêts, s’élevaient à 62 M$ contre 63 M$ en 2006 (45 M$ en 2005). Le tauxd’intérêt effectif moyen sur la dette de la compagnie s’est établi à 4,9 % en 2007, contre 4,4 % en 2006 (3,1 % en 2005).

Ratios financiers et notation financière2007 2006 2005 2004 2003

Dette totale en pourcentage du capital a) 2 17 18 19 21Couvertures des intérêts par

le bénéfice b) 72 66 88 83 64les flux de trésorerie c) 82 77 101 108 80

Note de la dette à long terme non garantieen monnaie nationale (DBRS/S&P) d) AA+/AAA AA/AAA AA/AAA AA/AAA AA/AAA

a) Total de la tranche de la dette à long terme échéant au cours du prochain exercice, de la dette à long terme et de la quote-part de la compagniedans 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 40).

b) Total du bénéfice net (page 38), des intérêts sur la dette avant capitalisation (page 60, note 14) et des impôts sur les bénéfices (page 38) divisépar les intérêts sur la dette avant capitalisation.

c) Flux de trésorerie liés au bénéfice net ajustés pour tenir compte d’autres postes hors trésorerie (page 39), de la charge d’impôts de l’exercice(page 49, note 5) et des intérêts sur la dette avant capitalisation (page 60, note 14) divisé par les intérêts sur la dette avant capitalisation.

d) Dominion Bond Rating Service (DBRS) et Standard & Poor’s Corporation (S&P) sont des agences de notation.

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

EngagementsLe tableau qui suit résume les engagements de la compagnie au 31 décembre 2007. Il a été préparé à partir de données tirées du bilanconsolidé et de différentes notes afférentes aux états financiers consolidés.

Échéance des paiements par exercice

Note afférente De 2009 2013 et Montanten millions de dollars aux états financiers 2008 à 2012 par la suite total

Dette à long terme a) Note 4 3 15 23 41Contrats de location-exploitation b) Note 15 55 138 39 232Obligations d’achat inconditionnel c) Note 11 99 345 38 482Engagements fermes d) 250 43 63 356Obligations découlant du régime

de retraite et des avantages complémentaires de retraite e) Note 6 218 194 601 1 013

Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations f) Note 7 33 199 256 488

Autres contrats d’achat à long terme g) 215 590 200 1 005

(a) Comprend les obligations au titre des locations à bail capitalisées. Les montants de la dette à long terme ne comprennent pas la quote-part de lacompagnie dans la dette d’une société dans laquelle elle détient une participation en actions.

b) Les engagements minimaux au titre des contrats de location-exploitation, non actualisés, visent principalement des immeubles à bureaux, deswagons de chemin de fer et des stations-service.

c) Les obligations d’achat inconditionnel constituent des engagements à long terme qui ne sont pas résiliables et que des tiers ont utilisés pourassurer le financement des installations qui fourniront les biens et services prévus dans les contrats. Ce sont principalement des conventionsd’achat par pipeline.

d) Engagements fermes dans des projets d’immobilisations non actualisés. Le principal engagement en cours à la fin de 2007 s’élevait à 126 M$ et était lié à la quote-part de la compagnie dans des projets d’exploration au large des côtes.

e) Montant par lequel les obligations au titre des prestations constituées dépassent la juste valeur de l’actif du régime de retraite et des avantagescomplémentaires de retraite à la fin de l’exercice. Les paiements par période comprennent les cotisations prévues au régime de retraite parcapitalisation en 2008 et les paiements estimatifs de prestations au titre des régimes sans capitalisation de tous les exercices.

f) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations correspondent à la valeur actualisée des obligations juridiques liées à la restaurationdes lieux lors de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie déterminable.

g) Les autres contrats d’achat à long terme comprennent les engagements à long terme non résiliables qui ne sont pas des obligations d’achatinconditionnel. Ce sont principalement des ententes de fournitures de matières premières et de prestation de services de transport.



Des économies d’impôts non comptabilisées totalisant 170 M$ ne figurent pas dans le tableau des engagements de la compagnieparce 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 desfonds suffisants auprès de l’Agence du revenu du Canada. Des détails sur ces économies d’impôts non comptabilisées figurent à lanote 5 afférente aux états financiers consolidés, à la page 49.

Au 31 décembre 2007, le passif éventuel de la compagnie ne dépassait pas 83 M$ à l’égard des garanties d’achat d’équipementd’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. Lacompagnie s’attend à ce que la juste valeur de cet équipement et des autres biens achetés soit au moins égale au montant éventuelmaximal des paiements prévus dans ces garanties.

Litiges et autres éventualitésComme il est dit dans la note 11 afférente aux états financiers consolidés à la page 58, différentes poursuites ont été intentées contrela Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales. À la lumière des faits pertinents, la compagnie estime que l’issue des poursuitesintentées contre elle n’aura pas d’effet défavorable important sur ses activités d’exploitation ni sur sa situation financière.

En 2007, le gouvernement albertain a proposé des modifications au régime des redevances sur le pétrole et le gaz et au régimegénérique des redevances sur les sables pétrolifères à compter de 2009. La compagnie estime que cette proposition pourrait avoir uneffet défavorable sur ses investissements futurs en Alberta et sur ses résultats financiers futurs. L’ampleur de l’incidence possibledépendra de la forme finale que prendra la loi qui sera promulguée et des prix futurs du pétrole et du gaz et ne peut êtreraisonnablement estimée en ce moment. Les propriétaires de la coenteprise Syncrude ont signé une entente avec la province d’Albertaqui fixe les taux de redevance jusqu’au 31 décembre 2015. Ces propriétaires sont actuellement en pourparlers avec le gouvernementalbertain pour déterminer s’il est possible de négocier une version remaniée de l’entente qui ferait passer la coentreprise Syncrudesous le régime générique des redevances sur les sables pétrolifères avant 2016.

Normes comptables récemment publiées

Mesures de la juste valeurEn septembre 2006, le Financial Accounting Standards Board (FASB) a publié le Statement No. 157 (SFAS 157), intitulé Fair ValueMeasurements. Le SFAS 157 définit la juste valeur, établit le cadre de mesure de la juste valeur quand une entité est tenue de recourirà une mesure de la juste valeur à des fins de constatation ou d’information et précise les informations à fournir à propos des mesuresde la juste valeur. La compagnie a jusqu’au 1er janvier 2008 pour adopter le SFAS 157 pour les actifs et les passifs financiers mesurés àla juste valeur et les actifs et passifs non financiers dont la juste valeur est mesurée au moins une fois l’an, et jusqu’au 1er janvier 2009pour les actifs et passifs non financiers dont la juste valeur n’a pas à être mesurée au moins une fois l’an. La compagnie ne s’attendpas à ce que l’adoption du SFAS 157 ait une incidence importante sur ses états financiers.

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 etfinanciers de la compagnie traduisent fidèlement son modèle de gestion simple. La compagnie n’a pas recours à des structures definancement visant à modifier ses résultats ou à soustraire certaines dettes de son bilan. Le résumé qui suit fournit des précisions surles principales méthodes comptables et les estimations faites par la compagnie pour les appliquer. Ce résumé doit être lu en parallèleavec la note 1 afférente aux états financiers consolidés à la page 42.

Réserves d’hydrocarburesLes réserves prouvées de pétrole, de gaz et de pétrole brut de synthèse servent de base au calcul des taux d’amortissementproportionnels au rendement et à l’évaluation de la perte de valeur. Les réserves prouvées de pétrole et de gaz correspondent auxquantités estimatives de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel pour lesquelles les données géologiques ettechniques 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 fondéessur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, sur le plan d’exploitation minière, surdes facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, sur la capacité de production installée desusines 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 changementsapportés 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 desrévisions avec l’autorisation de la haute direction et du conseil d’administration. Fait à signaler, la compagnie n’a pas recours à des objectifsquantitatifs précis sur les réserves pour fixer la rémunération. Les principaux critères d’estimation comprennent des évaluations techniquesrigoureuses revues par des pairs, l’analyse des données sur le rendement des puits et des gisements et l’obligation pour la direction deconsentir 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 tauxde récupération peuvent dépendre de plusieurs facteurs comme l’achèvement des projets de mise en valeur, le rendement desgisements, l’obtention des approbations réglementaires et d’importantes variations des prix à long terme du pétrole et du gaz.

Le volume des réserves à la fin d’exercice ainsi que les changements apportés au classement des réserves qui figurent dans lestableaux sur les réserves prouvées sont établis à partir des prix et coûts en vigueur le 31 décembre. Ces chiffres servent également à établir les taux d’amortissement proportionnel au rendement ainsi que la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés. Lesrèglements de la Securities and Exchange Commission des États-Unis interdisent à la compagnie de présenter, dans la sectionfinancière du présent document, les réserves établies à partir des critères que la compagnie retient pour prendre ses décisions enmatière d’investissement. L’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves introduit de la volatilité dans le processus,étant donné qu’il faut faire des ajustements annuels fondés sur les prix en vigueur un seul jour. La compagnie estime que cetteméthode ne cadre pas avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles, où la production tirée desdifférents projets s’étend souvent sur plusieurs décennies. L’utilisation des prix d’un seul jour n’est pas pertinente pour rendre comptedes décisions prises par la compagnie en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur les prix de find’exercice n’ont aucune incidence sur la façon dont l’entreprise est gérée.

Les révisions peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées des gisements existants qui ont étéestimées à partir de l’évaluation ou de la réévaluation de données existantes sur la géologie, les gisements ou la production, denouvelles données sur la géologie, les gisements ou la production, ou de modifications des prix et des coûts de fin d’exercice servant à calculer les réserves. Ces révisions peuvent aussi comprendre des changements découlant des résultats de projets de récupérationaméliorée et d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou de la capacité des installations et du matériel deproduction. Les quantités figurant dans la catégorie révisions des réserves prouvées de pétrole lourd en 2005 et en 2006 à la page 64sont avant tout attribuables à des variations des prix et des coûts de fin d’exercice qui ont servi au calcul des réserves.

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’explorationimproductif sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. Les coûts des puits producteurs et des puits secs de mise envaleur sont capitalisés et amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel au rendement de chaque gisement. La compagniea recours à cette méthode comptable plutôt qu’à celle de la capitalisation du coût entier parce qu’elle rend mieux compte de la réussiteou de l’échec de ses activités d’exploration et de production.

Incidence des réserves sur l’amortissementLe calcul de l’amortissement proportionnel au rendement constitue une estimation comptable cruciale qui mesure l’amortissement del’actif constitué par les ressources naturelles. C’est le rapport des quantités réelles produites au total des réserves prouvées mises envaleur (les réserves récupérables des puits existants avec le matériel et les méthodes d’exploitation qui existent) appliqué au coût del’actif. Les quantités produites et le coût de l’actif sont connus et, bien que la probabilité de récupérer les réserves prouvées mises envaleur soit très élevée, ces réserves sont fondées sur des estimations sujettes à une certaine variabilité. Bien que les révisionsapportées par la compagnie dans le passé laissent entrevoir une certaine variabilité, elles ont eu peu d’effet sur les tauxd’amortissement proportionnel au rendement.

Incidence des réserves et des prix sur les tests de dépréciationLes biens prouvés de pétrole et de gaz détenus et exploités par la compagnie font l’objet d’un test de dépréciation chaque fois que desfaits ou circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sont regroupés auniveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux detrésorerie 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 lavaleur 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 unedépréciation si les flux de trésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. Les dépréciations correspondent à l’excédentde la valeur comptable de l’actif sur sa juste valeur.

Parmi les facteurs pouvant entraîner une dépréciation, mentionnons une baisse importante des prix courants et projetés ou desréserves, des coûts accumulés nettement supérieurs au montant prévu à l’origine pour un projet donné et des pertes d’exploitationpassées et courantes.

En général, la compagnie ne considère pas que la baisse temporaire du prix du pétrole soit un événement suffisant pour justifierl’application d’un test de dépréciation. Les marchés du pétrole brut et du gaz naturel sont reconnus pour leur grande volatilité. Bien que les prix puissent parfois baisser rapidement, c’est plutôt l’augmentation ou la diminution de l’offre par rapport à la demande quidétermine les prix à long terme dans le secteur; or ces phénomènes ne peuvent être prévus avec exactitude. C’est pourquoi les testsde dépréciation appliqués par la compagnie reposent sur ses hypothèses de prix sur les marchés du pétrole brut et du gaz naturel etdes produits pétroliers et chimiques qui sont formulées dans les processus annuels de planification et d’établissement du budget de la compagnie et qui sont utilisées pour la prise de décisions en matière d’investissement. Les tests de dépréciation que la compagnieeffectue utilisent aussi les volumes annuels fondés sur les profils de production des différents gisements, lesquels sont mis à jour lorsde l’établissement du plan annuel.



La mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés à la page 63 est fondée sur le prix de fin d’exercice appliqué aux exercicesfuturs, conformément à la norme SFAS 69. Les prix futurs utilisés pour les tests de dépréciation varient par rapport au prix utilisé dansl’information fournie en conformité avec la norme SFAS 69 et peuvent être inférieurs ou supérieurs pour un exercice donné.

Avantages de retraiteLe régime de retraite de la compagnie est géré conformément aux exigences des autorités gouvernementales et satisfait au niveau decapitalisation fixé par des actuaires indépendants. La comptabilité des régimes de retraite exige qu’on formule des hypothèsesexplicites concernant notamment le taux d’actualisation de l’obligation au titre des prestations constituées, le taux de rendement del’actif du régime et le taux à long terme des augmentations salariales futures. Les hypothèses concernant les régimes de retraite sontrevues tous les ans par la haute direction. Ces hypothèses ne sont rajustées que s’il faut refléter des changements à long terme destaux du marché et des perspectives. En 2007, le taux de rendement à long terme prévu pour l’actif du régime a été de 8,00 % contredes rendements réels de 8,29 % et de 9,84 % au cours des périodes de 10 ans et de 20 ans terminées le 31 décembre 2007. Si deshypothèses différentes sont employées, la charge et l’obligation pourraient augmenter ou diminuer. Le risque auquel la compagnieserait exposée si ces hypothèses devaient changer est résumé à la note 6 afférente aux états financiers consolidés, à la page 50. 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 dansl’exercice au cours duquel ils se produisent, mais sont plutôt amortis dans la charge de retraite avec les autres gains ou pertesactuariels sur la durée moyenne du reste de la carrière active des salariés. En 2007, les charges de retraite ont représenté moins de 1 % des charges totales.

Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementauxLes obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie utiledéterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sontaménagées. Initialement, les obligations sont évaluées à leur juste valeur, puis elles sont actualisées. Avec le temps, le montantactualisé 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 fontpériodiquement et qu’ils s’étalent sur la durée de vie utile des actifs d’exploitation, qui peut dépasser 25 ans, le taux d’actualisationn’est rajusté que s’il convient de refléter les changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2007, lesobligations ont été actualisées au taux de 6 % et la charge de désactualisation a totalisé 25 M$, avant impôts, ce qui est nettementinférieur à 1 % du total des charges de l’exercice écoulé. L’utilisation d’un taux d’actualisation différent n’aurait pas eu une incidenceimportante 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. Cesobligations deviennent généralement fermes quand les installations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligationspeuvent comprendre les frais de sortie d’actifs et des travaux supplémentaires d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois unedurée de vie indéterminée basée sur les plans de poursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiquesconditionnelles ne peut pas être mesurée, car il est impossible d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée autitre des passifs environnementaux liés à ces immobilisations ainsi qu’aux immobilisations qui ne servent pas à la production lorsqu’ilest 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 lesprescriptions 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 provisionconstituée au titre des autres passifs environnementaux de la compagnie. Bien que ces hypothèses puissent changer, aucune n’estassez importante prise individuellement pour avoir une incidence notable sur les résultats financiers publiés par la compagnie.

Éventualités fiscalesLes activités de la compagnie sont complexes et les interprétations fiscales, les règlements et les lois qui les visent sont en évolutionconstante. La direction doit faire preuve d’un grand jugement dans la comptabilisation des éventualités concernant les impôts sur lesbénéfices et les litiges fiscaux parce que leur issue est souvent difficile à prédire.

Les PCGR exigent la constatation et la mesure des positions fiscales que la compagnie a prises et compte prendre dans sesdéclarations fiscales. L’avantage fiscal découlant d’une position fiscale incertaine ne peut être pris en compte dans les états financiersque si la direction estime plus probable qu’improbable que cette position sera maintenue par le fisc. Dans le cas d'une position qui seraprobablement maintenue, l’avantage constaté dans les états financiers correspondra à l’avantage fiscal le plus élevé à l’égard duquel laprobabilité que cet avantage soit réalisé lors du règlement final conclu avec le fisc est supérieure à 50 %. Une réserve financière estconstituée pour la différence entre la position prise dans une déclaration fiscale et le montant constaté dans les états financiers. Lesavantages fiscaux non constatés de la compagnie et la description des exercices ouverts sont résumés à la note 5 des états financiersconsolidés à la page 49.



Risques de marché et autres incertitudes

La compagnie est exposée à divers risques financiers, opérationnels et de marché dans le cours de ses activités. La compagnie peutexercer un certain contrôle sur une partie des risques, mais pas tous. Dans le cas des risques pouvant être contrôlés, des stratégies degestion ciblées sont mises en œuvre pour réduire le risque de perte.

En avril 2007, le gouvernement canadien a annoncé son intention d’imposer une réglementation pour limiter les émissions de gaz àeffet de serre et de polluants atmosphériques des grands établissements industriels du pays à compter de 2010, bien que le détail desrèglements ne soit pas encore connu. Par conséquent, toute tentative d’évaluer son incidence sur la compagnie est prématurée. Lacompagnie 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 le1er juillet 2007. La compagnie s’est conformée à ce règlement et ne s’attend pas à ce que les coûts de cette conformité aient uneincidence défavorable importante sur ses activités ou sur sa situation financière.

L’Energy Independence and Security Act of 2007, loi promulguée récemment aux États-Unis, interdit aux organismes du gouvernementfédéral américain de se procurer du carburant automobile issu de sources de pétrole non conventionnelles dont les émissions de gaz àeffet de serre ont un cycle de vie plus long que celui des carburants classiques. Cette décision pourrait avoir des conséquences pour lacommercialisation aux États-Unis d’une partie de la production que la compagnie tire des sables pétrolifères et du pétrole lourd, mais ilest 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 dechange. La compagnie ne fait pas appel au marché des dérivés pour spéculer sur l’orientation future des cours des devises ou desmarchandises et elle ne vend à terme aucune partie de la production d’un quelconque de ses secteurs d’activité. Du fait de sa taille, dela solidité de sa situation financière et de la nature complémentaire des secteurs des ressources naturelles, des produits pétroliers etdes produits chimiques, la compagnie est en mesure d’atténuer son exposition à l’évolution de ces risques. L’exposition éventuelle dela 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 résultats a)en millions de dollars après impôts

Variation de 9 $ US du prix du baril de pétrole brut + (-) 330 $Variation de 0,60 $ du prix du millier de pieds cubes de gaz naturel + (-) 6 $Variation de 0,01 $ US le litre de la marge sur l’ensemble des produits pétroliers + (-) 182 $Variation de 0,01 $ US la livre de la marge sur les ventes de polyéthylène + (-) 6 $Baisse (hausse) de 0,10 $ de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain + (-) 400 $

a) Le montant servant à illustrer l’incidence de chaque facteur correspond à une variation d’environ 10 % de la valeur de la marchandise ou du tauxen question à la fin de 2007. Chaque calcul de sensibilité indique l’incidence sur le bénéfice net de la variation d’un facteur, après impôts etredevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Bien que cette sensibilité s’applique aux conditions actuelles, elle peut ne pas varierproportionnellement en cas de fortes fluctuations.

La sensibilité du bénéfice net aux variations du prix du pétrole a diminué depuis la fin de 2006 d’environ 8 M$ (après impôts) pourchaque variation de 1 $ US. Toute hausse de la valeur du dollar canadien a pour effet de diminuer l’incidence du prix du pétrole brutlibellé en dollars américains sur les produits et le bénéfice de la compagnie.

La sensibilité du bénéfice net aux variations des cours du gaz naturel a diminué depuis la fin de 2006 d’environ 2 M$ (après impôts)pour chaque variation de 0,10 $, en raison essentiellement de la baisse de la production de gaz naturel par la compagnie.

La sensibilité du bénéfice net aux variations du cours du dollar canadien par rapport au dollar américain a diminué depuis la fin de 2006d’environ 4 M$ (après impôts) pour chaque variation de 0,01 $. Cette situation s’explique principalement par l’écart accru entre les prixdu pétrole brut léger et du pétrole lourd de Cold Lake.



Termes financiers d’usage courant

Les définitions de quatre mesures courantes du rendement financier de l’Impériale figurent ci-après. Ces définitions sont fournies pourfaciliter la compréhension des termes et de la façon dont les mesures sont calculées.

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

en millions de dollars 2007 2006 2005

Utilisation par l’entreprise : du point de vue de l’actif et du passifActif 16 287 16 141 15 582Déduire : passif à court terme, excluant la dette à court terme

et la tranche de la dette à long terme échéant au cours du prochain exercice (4 833) (4 270) (4 569)Déduire: passif à long terme, excluant la dette à long terme (3 385) (3 028) ( 2 941)Ajouter : quote-part de l’Impériale dans la dette des sociétés

dans lesquelles elle détient une participation en actions 50 55 59

Total du capital utilisé 8 119 8 898 8 131


Sources du capital utilisé par la compagnie : du point de vue de la dette et des capitaux propres

Dette à court terme et tranche de la dette à long terme échéantau cours du prochain exercice 108 1 078 576

Dette à long terme 38 359 863Capitaux propres 7 923 7 406 6 633Ajouter : quote-part de l’Impériale dans la dette des sociétés


Total du capital utilisé 8 119 8 898 8 131

Rendement du capital moyen utilisé (RCMU)Le RCMU est un coefficient de rendement financier qui, pour chaque secteur, correspond au bénéfice net annuel du secteur divisé parle capital moyen utilisé par celui-ci (une moyenne des montants du début et de la fin de l’exercice). Les bénéfices nets sectorielscomprennent la part revenant à l’Impériale du bénéfice net sectoriel des sociétés dans lesquelles elle a une participation en actions,suivant la définition du capital utilisé, et excluent le coût du financement. Le RCMU de la compagnie correspond au bénéfice net,exclusion faite des frais de financement après impôts, divisé par le total du capital moyen utilisé. La compagnie emploie cette définitiondu RCMU depuis des années et considère que c’est la meilleure mesure de la productivité passée dans un secteur d’activité à hauteintensité de capital à long terme pour évaluer à la fois la performance de la direction et montrer aux actionnaires que les capitaux ontété utilisés de façon judicieuse à long terme. Des mesures supplémentaires, qui ont tendance à se fonder davantage sur les flux detrésorerie, servent à prendre des décisions sur les investissements futurs.


Bénéfice net 3 188 3 044 2 600Coûts de financement (après impôts), incluant la quote-part de l’Impériale dans les

comptes des sociétés dans lesquelles elle détient une participation en actions 18 10 3

Bénéfice net, excluant les coûts de financement 3 206 3 054 2 603

Capital moyen utilisé 8 509 8 515 7 976Rendement du capital moyen utilisé (%) 37,7 35,9 32,6



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


Charges (données tirées de la page 38)Exploration 106 32 43Production et fabrication 3 474 3 446 3 327

Frais de vente et frais généraux 1 335 1 284 1 577Amortissement et épuisement 780 831 895

Total partiel 5 695 5 593 5 842Quote-part de l’Impériale dans les charges des sociétés


Total des charges d’exploitation 5 755 5 653 5 898

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifsLes flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs correspondent à la somme des flux de trésorerie provenantdes activités d’exploitation et du produit de la vente d’actifs, présentée dans l’état consolidé des flux de trésorerie. Ces flux detrésorerie constituent le total des sources de fonds tirés à la fois de l’exploitation de l’actif de la compagnie et du dessaisissementd’actifs. La compagnie a recours depuis longtemps à un rigoureux processus d’examen régulier pour s’assurer que tous les actifscontribuent à ses objectifs stratégiques et financiers. La compagnie se dessaisit d’un bien quand il ne répond plus à ces objectifs ouque sa valeur est nettement supérieure pour un tiers. Comme elle procède régulièrement à cet exercice, la direction estime qu’il estutile aux investisseurs d’examiner le produit tiré des ventes en parallèle avec les flux provenant des activités d’exploitation lorsqu’ilsévaluent les fonds dont elle dispose pour investir dans l’entreprise et pour les activités de financement, y compris les distributions auxactionnaires.


Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 3 626 3 587 3 451Produit de la vente d’actifs 279 212 440

Total des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et à la vente d’actifs 3 905 3 799 3 891



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 del’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 – IntegratedFramework, publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway. À la lumière decette évaluation, la direction a conclu que le contrôle interne de l’information financière de la Compagnie PétrolièreImpériale Ltée était efficace au 31 décembre 2007.

PricewaterhouseCoopers s.r.l., cabinet indépendant d’experts-comptables, a vérifié l’efficacité du contrôle internede la compagnie à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2007, comme il est précisé dans son rapportinclus dans les présentes.

Le président du Conseil et chef de la direction,

T.J. Hearn

Vice-président principal – Finances et administration et trésorier (agent comptable principal et agent financier principal),

P.A. Smith

le 26 février 2008


Rapport de la direction sur le contrôle interne de l’information financière

Aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale LtéeNous avons procédé à une vérification intégrée des états financiers consolidés des exercices 2007, 2006 et 2005 de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de son contrôle interne à l’égard de l’information financière au 31 décembre2007. Nos avis, fondés sur ces vérifications, sont présentés ci-après.

États financiers consolidésÀ notre avis, les états financiers consolidés ci-joints donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de lasituation financière de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales aux 31 décembre 2007 et 2006, ainsi quede leurs résultats d’exploitation et de leurs flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de troisans terminée le 31 décembre 2007, 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 consisteà exprimer une opinion sur ces états financiers, fondée sur notre vérification. Notre vérification de ces états a étéeffectuée conformément aux normes du Public Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigent que lavérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable que les états financiers sont exemptsd’inexactitudes importantes. La vérification des états financiers comprend le contrôle par sondages des élémentsprobants à l’appui des montants et des autres éléments d’information fournis dans les états financiers. Elle comprendégalement l’évaluation des principes comptables suivis et des estimations importantes faites par la direction, ainsi qu’uneappréciation de la présentation d’ensemble des états financiers. Nous estimons que notre vérification constitue unfondement raisonnable à l’expression de notre opinion.

Contrôle interne à l’égard de l’information financièreEn outre, à notre avis, la compagnie a maintenu, à tous les égards importants, un contrôle interne efficace à l’endroit del’information financière au 31 décembre 2007, selon les critères établis dans le document Internal Control – IntegratedFramework publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la Commission Treadway (COSO). La responsabilitédu maintien d’un contrôle efficace de l’information financière et de l’évaluation de l’efficacité du contrôle interne del’information financière, figurant dans le rapport de la direction ci-joint sur le contrôle interne à l’égard de l’informationfinancière, incombe à la direction de la compagnie. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur l’évaluationde la direction et sur l’efficacité du contrôle interne de l’information financière de la compagnie en nous fondant sur notrevérification. Notre vérification du contrôle interne de l’information financière a été effectuée conformément aux normesdu Public Accounting Oversight Board (États-Unis). Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée demanière à fournir l’assurance raisonnable qu’un contrôle interne efficace de l’information financière a été maintenu à tousles égards importants. La vérification du contrôle interne à l’égard de l’information financière comprend l’obtention d’unecompréhension 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 partirdu risque évalué et l’exécution des autres procédures que nous jugeons nécessaires dans les circonstances. Nousestimons 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 uneassurance raisonnable quant à la fiabilité de l’information financière et la préparation des états financiers destinés à unusage externe selon les principes comptables généralement reconnus. Le contrôle interne d’une société à l’égard del’information financière inclut les politiques et les procédés qui : i) se rapportent au maintien de registres raisonnablementdétaillés, reflétant avec précision les opérations et les cessions liées aux actifs de la compagnie et en donnent une imagefidèle; ii) procurent une assurance raisonnable que les opérations sont dûment comptabilisées pour permettre lapréparation d’états financiers selon les principes comptables généralement reconnus, et que les recouvrements etdépenses de la compagnie sont effectués conformément aux autorisations de la direction et des administrateurs de lacompagnie; et iii) procurent une assurance raisonnable quant à la prévention ou à la détection en temps utiled’acquisitions, d’utilisations ou de cessions non autorisées des actifs de la compagnie susceptibles d’avoir une incidenceimportante sur les états financiers.

En raison de ses limites inhérentes, le contrôle interne à l’égard de l’information financière peut ne pas prévenir oudétecter des inexactitudes. En outre, les prévisions sur toute évaluation de l’efficacité se rapportant aux périodes futuressont assujetties au risque que les contrôles peuvent devenir insuffisants en raison de la modification des conditions, ouque le degré de conformité avec les politiques ou les procédés peut diminuer.

Comptables agréésCalgary (Alberta) Canada le 26 février 2008


Rapport des vérificateurs

en millions de dollars canadiens Exercices terminés les 31 décembre 2007 2006 2005

Produits et autres revenusProduits d’exploitation a) b) c) 25 069 24 505 27 797 Revenus de placement et d’autres sources (note 10) 374 283 417

Total des produits et autres revenus 25 443 24 788 28 214

ChargesExploration 106 32 43 Achats de pétrole brut et de produits b) d) 14 026 13 793 17 168 Production et fabrication e) 3 474 3 446 3 327 Frais de vente et frais généraux 1 335 1 284 1 577Taxe d’accise fédérale a) 1 307 1 274 1 278 Amortissement et épuisement 780 831 895 Coûts de financement (note 14) f) 36 28 8

Total des charges 21 064 20 688 24 296

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 4 379 4 100 3 918

Impôts sur les bénéfices (note 5) 1 191 1 056 1 318

Bénéfice net 3 188 3 044 2 600

Données par action (en dollars canadiens)Bénéfice net par action ordinaire – résultat de base (note 12) 3,43 3,12 2,54Bénéfice net par action ordinaire – résultat dilué (note 12) 3,41 3,11 2,53 Dividendes 0,35 0,32 0,31

a) Les produits d’exploitation comprennent la taxe d’accise fédérale de 1 307 M$ (1 274 M$ en 2006, 1 278 M$ en 2005).b) Les produits d’exploitation de 2005 comprenaient 4 894 M$ au titre de contrats d’achat et 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, cescontrats d’achat et de vente ont été comptabilisés au montant net et ont donc été sans effet sur le bénéfice net (note 1).

c) Les produits d’exploitation comprennent des sommes remboursables par des apparentés de 1 772 M$ (1 955 M$ en 2006, 1 346 M$ en 2005) (note 16).

d) Les achats de pétrole brut et de produits comprennent des sommes remboursables par des apparentés de 3 331 M$ (3 937 M$ en 2006, 3 887 M$ en 2005) (note 16).

e) Les frais de production et de fabrication comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 194 M$ (156 M$ en 2006, 102 M$ en 2005) (note 16).

f) Les coûts de financement comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 32 M$ (33 M$ en 2006, 22 M$ en 2005) (note 16).

L’information qui va de la page 42 à la page 61 fait partie intégrante des présents états financiers consolidés.


État consolidé des résultats (selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens Rentrées (sorties)Exercices terminés les 31 décembre 2007 2006 2005

Activités d’exploitationBénéfice net 3 188 3 044 2 600 Ajustements au titre d’éléments hors trésorerie :

Amortissement et épuisement 780 831 895 (Gain) perte à la vente d’actifs, après impôts (156) (96) (233)Charge d’impôts futurs et autres 16 254 (116)

Variation de l’actif et du passif d’exploitation :Comptes débiteurs (261) 203 (414)Stocks et frais payés d’avance 13 (97) (67)Impôts sur les bénéfices à payer (77) (225) 304 Comptes créditeurs 250 (86) 644 Autres postes – montant net a) (127) (241) (162)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 3 626 3 587 3 451

Activités d’investissementAcquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles (899) (1 177) (1 432)Produit de la vente d’actifs 279 212 440

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (620) (965) (992)

Activités de financementDette à court terme – montant net (65) 72 18Remboursement de la dette à long terme (1 726) (74) (21)Émission d’emprunts à long terme 500 – –Émission d’actions ordinaires en vertu du régime d’options sur actions 12 10 38Actions ordinaires rachetées (note 12) (2 358) (1 818) (1 795)Dividendes versés (319) (315) (317)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement (3 956) (2 125) (2 077)

Augmentation (diminution) de la trésorerie (950) 497 382 Trésorerie au début de l’exercice 2 158 1 661 1 279

Trésorerie à la fin de l’exercice b) 1 208 2 158 1 661

a) Comprend une cotisation aux régimes enregistrés de retraite de 163 M$ (395 M$ en 2006, 350 M$ en 2005).b) 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.



État consolidé des flux de trésorerie (selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens 31 décembre 2007 2006

ActifActif à court terme

Trésorerie 1 208 2 158Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives 2 132 1 871Stocks de pétrole brut et de produits (note 13) 566 556Matières, fournitures et frais payés d’avance 128 151Actif d’impôts futurs (note 5) 660 573

Total de l’actif à court terme 4 694 5 309Créances à long terme, participations, placements et autres actifs à long terme 766 104Immobilisations corporelles, déduction faite

de l’amortissement cumulé et de l’épuisement (note 3) 10 561 10 457Écart d’acquisition (note 3) 204 204Autres actifs incorporels, montant net 62 67

Total de l’actif (note 3) 16 287 16 141

PassifPassif à court terme

Dette à court terme 105 171Comptes créditeurs et charges à payer a) 3 335 3 080Impôts sur les bénéfices à payer 1 498 1 190Tranche de la dette à long terme échéant au cours du prochain exercice b) 3 907

Total du passif à court terme 4 941 5 348Dette à long terme (note 4) c) 38 359Autres obligations à long terme (note 7) 1 914 1 683Passif d’impôts futurs (note 5) 1 471 1 345

Total du passif 8 364 8 735

Engagements et passif éventuel (note 11)

Capitaux propresActions ordinaires à la valeur attribuée (note 12) d) 1 600 1 677Bénéfices non répartis 7 071 6 462Cumul des autres éléments du résultat étendu (748) (733)

Total des capitaux propres 7 923 7 406

Total du passif et des capitaux propres 16 287 16 141

a) Les comptes créditeurs et les charges à payer comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 260 M$ (151 M$ en 2006) (note 16).

b) En 2006, la tranche de la dette à long terme échéant au cours du prochain exercice comprenait une somme de 500 M$remboursable à des apparentés. En 2007, il n’y a aucune somme remboursable à des apparentés dans la tranche de la dette à long terme échéant au cours du prochain exercice, (note 4).

c) En 2006, la dette à long terme comprenait une somme de 318 M$ remboursable à des apparentés. En 2007, la dette à longterme ne comprend aucune somme remboursable à des apparentés, (note 4).

d) Le nombre d’actions ordinaires en circulation était de 903 millions (953 millions en 2006) (note 12).


Au nom du Conseil,

T.J. Hearn P.A. SmithPrésident du Conseil et Vice-président principal – Finances et administrationchef de la direction et trésorier


Bilan consolidé (selon les PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens 31 décembre 2007 2006 2005

Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 12)Au début de l’exercice 1 677 1 747 1 801Actions émises en vertu du régime d’options sur actions 12 10 38 Achats d’actions à la valeur attribuée (89) (80) (92)

À la fin de l’exercice 1 600 1 677 1 747

Bénéfices non répartisAu début de l’exercice 6 462 5 466 4 889Incidence cumulative d’une modification comptable (note 2) 14 – –Bénéfice net de l’exercice 3 188 3 044 2 600 Achats d’actions au-dessus de la valeur attribuée (2 269) (1 737) (1 703)Dividendes (324) (311) (320)


Cumul des autres éléments du résultat étenduAu début de l‘exercice (733) (580) (368)Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs

au départ à la retraite (note 6) (87) (733) –Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages

postérieurs à la retraite inclus dans le coût périodique netde l’exercice 72 – –

Ajustement au titre de l’obligation minimale découlant du régimede retraite (note 6) – 580 (212)

À la fin de l’exercice (748) (733) (580)

Capitaux propres à la fin de l’exercice 7 923 7 406 6 633

Résultat étendu pour l’exerciceBénéfice net de l’exercice 3 188 3 044 2 600

Ajustement au titre du passif des avantages postérieurs au départ à la retraite (note 18) (15) – –

Ajustement au titre de l’obligation minimale découlant du régime de retraite (note 18) – 334 (212)

Total du résultat étendu pour l’exercice 3 173 3 378 2 388



États consolidés des capitaux propres (selon les PCGR des États-Unis)

Les états financiers consolidés ci-joints et la documentation complémentaire sont la responsabilité de la direction de la CompagniePétrolière Impériale Ltée.

La compagnie exerce principalement ses activités dans le secteur de l’énergie, notamment dans la recherche, la production, letransport et la vente de pétrole brut et de gaz naturel ainsi que la fabrication, le transport et la vente de produits pétroliers. Lacompagnie 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 postesont été reclassés afin d’être conformes à la présentation de 2007. Sauf indication contraire, tous les montants sont en dollarscanadiens.

1. Principales méthodes comptables Périmètre de consolidationLes états financiers consolidés comprennent les comptes de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales. Les compteset opérations intersociétés ont été éliminés. Les filiales comprennent les sociétés dans lesquelles l’Impériale a une participationainsi que la capacité permanente d’en déterminer unilatéralement les stratégies et les politiques d’exploitation, d’investissement etde 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 sociétésprécitées sont toutes détenues en propriété exclusive. Une partie importante des activités de la compagnie dans le secteur desressources naturelles est menée conjointement avec d’autres sociétés. Les comptes reflètent la quote-part de la participationindivise de la compagnie dans ces activités, dont sa participation de 25% dans la coentreprise Syncrude et de 9 % dans le projeténergétique extracôtier Sable.

StocksLes stocks sont comptabilisés au coût ou à la valeur de réalisation nette, si celle-ci est inférieure. Le coût du pétrole brut et desproduits est déterminé principalement selon la méthode du dernier entré, premier sorti (DEPS). La méthode DEPS a été préférée àla méthode du premier entré, premier sorti et à celle du coût moyen parce qu’elle permet de mieux rapprocher les coûts courantset 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 indirectementpour assurer leur conditionnement actuel et leur entreposage final avant la livraison au client. Les frais de vente et les fraisgénéraux sont inscrits à titre de frais imputables à la période en cours et exclus du coût des stocks.

Participations et placementsLes principales participations dans d’autres sociétés que des filiales sont comptabilisées à la valeur de consolidation. Cesparticipations 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 sociétésest portée aux revenus de placement et d’autres sources, dans l’état consolidé des résultats. Les autres placements sontcomptabilisés 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 uneparticipation dans ces sociétés partagent les risques et les avantages en proportion du pourcentage de leur participation. Lacompagnie n’investit pas dans ces entreprises dans le but de soustraire des passifs de son bilan.


Notes afférentes aux états financiers consolidés

Immobilisations corporellesLes immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût. Les crédits d’impôt à l’investissement et autres subventionssimilaires 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 recherchefructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement, et certaines dépenses d’exploration et deforages d’exploration improductifs sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. La compagnie comptabilise commeun actif le coût d’un forage d’exploration si a) le forage révèle la présence de réserves suffisantes pour justifier la complétion d’unpuits de production et si b) la compagnie réalise des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et sur le plan de la viabilitééconomique 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 del’amortissement proportionnel au rendement de chaque gisement. La compagnie a recours à cette convention comptable plutôtqu’à celle de la capitalisation du coût entier parce qu’elle rend mieux compte de la réussite ou de l’échec de ses activitésd’exploration et de production.

Les frais d’entretien et de réparation, y compris les frais relatifs aux travaux de gros entretien prévus, sont passés en charges aumoment où ils sont engagés. Les améliorations qui prolongent la durée de vie utile d’un bien ou en accroissent le rendement sontcapitalisées.

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 prendnormalement fin à la sortie du réservoir de stockage de la concession ou du gisement. Les frais de production correspondent auxfrais engagés pour exploiter et maintenir en état les puits de la compagnie ainsi que le matériel et les installations connexes. Ilssont incorporés au coût du pétrole et du gaz produits. Ces coûts, parfois appelés frais relatifs au pompage, comprennent les coûtsde la main d’œuvre engagés pour exploiter les puits et le matériel connexe, les frais d’entretien et de réparation des puits et dumatériel, le coût des matières, des fournitures et d’énergie requis pour exploiter les puits et le matériel connexe, ainsi que les fraisd’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 constructionne 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 rendements’applique aux puits et aux immobilisations corporelles liés aux biens producteurs épuisables, les taux d’amortissement étantfondés 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 sontamorties 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 quedes faits ou des circonstances peuvent laisser entrevoir que leur valeur comptable pourrait ne pas être recouvrée. Ces actifs sontregroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendantsdes 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 recouvrerla valeur comptable. Les flux de trésorerie utilisés pour les tests de dépréciation sont établis à partir des hypothèses mises à jourannuellement de l’évaluation des investissements dans le plan d’entreprise, concernant les prix du pétrole brut et les taux dechange. Les quantités annuelles sont fondées sur les profils de production des différents gisements, qui sont aussi mis à jourannuellement. Les prix du gaz naturel et des autres produits vendus par contrat s’appuient sur les hypothèses tirées du pland’entreprise, formulées tous les ans à partir des principaux contrats, mais aussi aux fins d’évaluation des investissements.

En général, les tests de dépréciation se fondent sur les réserves prouvées. S’il y a des réserves probables, un montant ajusté enfonction du risque peut être inclus dans le test de dépréciation pour ces réserves. Un actif subit une dépréciation si les flux detrésorerie non actualisés sont inférieurs à sa valeur comptable. Les dépréciations correspondent à l’excédent de la valeurcomptable sur la juste valeur.

Les coûts d’acquisition au titre de l’exploitation des sables pétrolifèresa) 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 desfrais de mise en valeur d’un projet débute en l’absence de toute incertitude majeure qui empêcherait la direction de prendre unengagement 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.

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 méthodesd’exploitation à ciel ouvert. Actuellement, les volumes de production et les réserves de sables pétrolifères de la compagnie correspondent à sa quote-part du volume de production et des réserves de la coentreprise Syncrude.


Notes afférentes aux états financiers consolidés (suite)

L’amortissement des actifs de sables pétrolifères commence au moment où la production devient régulière. Les actifs en cours deconstruction ne sont pas amortis. Les investissements dans les installations d’extraction, qui servent à séparer le bitume brut dusable, et dans les installations de valorisation sont amortis selon la méthode proportionnelle au rendement, compte tenu desréserves prouvées mises en valeur. Les investissements dans les réseaux miniers et de transport sont généralement amortis selonla méthode linéaire sur 15 ans.

Les actifs de sables pétrolifères détenus et exploités par la compagnie font l’objet d’un test de dépréciation quand un fait ou unchangement de situation indique que leur valeur comptable n’est pas recouvrable. Le test de dépréciation des actifs de sablespétrolifères 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 consolidédes résultats.

Capitalisation des intérêtsLes 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 corporelleen question est prête à remplir sa vocation.

Écart d’acquisition et autres actifs incorporelsL’écart d’acquisition n’est pas amorti, mais est soumis à un test de dépréciation une fois l’an et plus souvent si des faits ou descirconstances indiquent que l’actif pourrait avoir subi une perte de valeur. Les pertes de valeur sont constatées dans les résultatsde l’exercice. L’évaluation de la perte de valeur de l’écart d’acquisition se fonde sur une comparaison de la valeur comptable del’écart d’acquisition et des actifs d’exploitation connexes avec la valeur actualisée estimative des flux de trésorerie nets découlantde ces actifs d’exploitation.

Les actifs incorporels d’une durée de vie utile déterminable sont amortis sur leur durée de vie estimative. Les frais dedéveloppement de logiciels sont amortis sur une période maximale de 15 ans et les listes de clients, sur une période maximale de10 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 environnementauxLes obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de viedéterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sontaménagées. Ces obligations se rapportent principalement aux frais d’assainissement des sols et de mise hors service etd’enlèvement des puits de pétrole et de gaz et des installations connexes. Initialement, les obligations sont évaluées à leur justevaleur et leur valeur est actualisée. Un montant correspondant à l’obligation initiale est ajouté aux coûts capitalisés de l’actif enquestion. Avec le temps, le montant actualisé de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est ajusté de manière àrendre compte de la variation de sa valeur actualisée, et les coûts capitalisés initialement sont amortis sur la durée de vie utile desimmobilisations en question.

Aucune obligation liée à la mise hors service n’est constatée pour les installations de fabrication, de distribution et decommercialisation dont la durée de vie utile est indéterminée. Ces obligations deviennent généralement fermes quand lesinstallations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligations peuvent comprendre les frais de sortie d’actifs et destravaux supplémentaires d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois une durée de vie indéterminée basée sur les plans depoursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut pas être mesurée, car ilest impossible d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée au titre des passifs environnementaux liés à cesimmobilisations lorsqu’il est probable que des obligations ont été contractées et que le montant peut raisonnablement en êtreestimé. Ces passifs ne sont pas actualisés. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres provisionspour passifs environnementaux sont établies à partir du coût estimatif des travaux d’ingénierie, compte tenu de la méthodeenvisagée et de l’ampleur des travaux de restauration prévus, conformément aux exigences réglementaires, de la technologieexistante et de la vocation éventuelle des lieux.



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

Instruments financiersLa juste valeur de l’encaisse, des comptes débiteurs et du passif à court terme se rapproche de leur valeur comptable, étant donnéles courts délais d’encaissement et de décaissement. La juste valeur de la dette à long terme de la compagnie se fonde sur lescours d’émissions semblables ou comparables, ou sur les taux actuellement consentis à la compagnie sur une dette ayant lamême durée jusqu’à l’échéance. La juste valeur des autres instruments financiers détenus par la compagnie, qui consistentessentiellement en débiteurs à long terme, est déterminée principalement par l’actualisation des flux de trésorerie futurs aux tauxactuels 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 desdettes du bilan. La compagnie n’a pas recours à des dérivés pour spéculer sur l’évolution du prix des marchandises ou du cours duchange. Elle ne vend à terme aucune partie de sa production, de quelque secteur d’activité que ce soit.

ProduitsLes produits tirés de la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et chimiques et d’autres éléments sontcomptabilisés au moment de la livraison. La livraison correspond au moment où le client accepte le titre de propriété et en assumeles risques et les avantages, où les prix sont fixés ou déterminables et où la recouvrabilité est raisonnablement assurée. Lacompagnie 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 demanutention engagés jusqu’au point d’entreposage final avant la livraison au client sont portés au poste « Achats de pétrole brut etde produits », à l’état consolidé des résultats. Les frais de livraison du point d’entreposage final au client sont comptabilisés à titrede charge de commercialisation au poste « Frais de vente et frais généraux ».

Le 1er janvier 2006, la compagnie a adopté le consensus de l’Emerging Issues Task Force (EITF) à propos du bulletin No. 04-13,Accounting for Purchases and Sales of Inventory with the Same Counterparty. Ce bulletin conclut que les opérations d’achat et devente de marchandises auprès de la même contrepartie conclues en prévision l’une de l’autre doivent être combinées etcomptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable de l’élément vendu. Au cours des exercices antérieurs, lacompagnie comptabilisait certains achats et certaines ventes de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et chimiquesconclus simultanément auprès de la même contrepartie dans les produits et les achats. Le consensus atteint par l’EITF fait ensorte que, depuis 2006, ces montants sont retranchés des comptes « Produits d’exploitation » et « Achats de pétrole brut et deproduits » de l’état consolidé des résultats, sans aucune incidence sur le bénéfice net. Tous les secteurs d’exploitation sonttouchés par cette modification, mais tout particulièrement celui des produits pétroliers.

Rémunération à base d’actionsLa compagnie attribue à ses employés une rémunération à base d’actions sous la forme d’unités d’actions assujetties à desrestrictions. La charge de rémunération est mesurée à chaque période de déclaration en fonction du cours actuel de l’action de lacompagnie et est portée au poste « Frais de vente et frais généraux » à l’état consolidé des résultats sur la période d’acquisition dechaque attribution. Pour un complément d’information, lire la note 9 afférente aux états financiers consolidés.

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





2. Modification comptable au titre d’impôts sur les bénéfices incertains Le 1er janvier 2007, la compagnie a adopté les dispositions de l’Interpretation No. 48, Accounting for Uncertainty in Income Taxes –an interpretation of FASB Statement No. 109 (FIN 48), publiée par le Financial Accounting Standards Board (FASB). Cetteinterprétation prescrit un modèle général de constatation, de mesure, de présentation et de publication, dans les états financiers,des positions fiscales incertaines que la compagnie a prises ou entend prendre dans ses déclarations fiscales. À l’adoption de laFIN 48, la compagnie a constaté un gain transitoire de 14 M$ dans les capitaux propres, présenté comme l’incidence cumulatived’une modification comptable à l’état consolidé des capitaux propres. Le gain reflète la constatation de plusieurs demandes deremboursement et des intérêts sur ces sommes, contrebalancées en partie par une augmentation de la provision pour impôts surles bénéfices. Le FIN 48 a également entraîné le reclassement de montants qui avaient été inscrits au bilan. Ce reclassement s’esttraduit par une augmentation de 534 M$ des créances à long terme, des participations et placements et des autres actifs à longterme, de 363 M$ des impôts sur les bénéfices à payer, de 142 M$ des obligations à long terme et de 15 M$ du passif d’impôtsfuturs. Pour un complément d’information, lire la note 5, « Impôts sur les bénéfices ».

3. Secteurs d’activitéLa compagnie exerce ses activités au Canada. Les fonctions ressources naturelles, produits pétroliers et produits chimiquescorrespondent pour l’essentiel aux trois secteurs d’exploitation de l’entreprise, qui sont présentés séparément. Les facteursservant à distinguer ces trois secteurs isolables sont fondés sur la nature des activités exercées par chaque secteur et sur lastructure de l’organisation interne de la compagnie. Le secteur des ressources naturelles est organisé et exploité en vue de laprospection et de la production de pétrole brut et de ses équivalents et de gaz naturel. Quant au secteur des produits pétroliers, il est organisé et exploité en vue de la transformation du pétrole brut en produits pétroliers et de la distribution et de lacommercialisation de ces produits. Le secteur des produits chimiques est organisé et exploité en vue de la fabrication et de lacommercialisation de produits tirés des hydrocarbures et de produits chimiques. Cette sectorisation de l’activité est une pratiquede 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 exercentles activités commerciales à partir desquelles des produits sont gagnés et des charges engagées, b) dont les résultatsd’exploitation font régulièrement l’objet d’un examen par le principal responsable de l’exploitation de la compagnie aux fins de laprise de décisions quant aux ressources à attribuer à chaque secteur et de l’évaluation du rendement des secteurs et c) surlesquels il existe une information financière distincte.

Les comptes non sectoriels comprennent les actifs et les passifs qui ne relèvent pas directement de l’un des trois secteursprécités. Entrent principalement dans cette catégorie l’encaisse, la dette à long terme et le passif lié à la rémunération incitativeainsi que l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite. Le résultat net des comptes nonsectoriels comprend principalement les frais de financement, les intérêts créditeurs et les charges de rémunération incitative.

Les méthodes comptables s’appliquant aux informations sectorielles sont identiques à celles qui sont décrites dans l’exposé desprincipales conventions comptables. Les charges d’exploitation liées aux ressources naturelles, aux produits pétroliers et auxproduits 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 surtrois 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 selonleur nature.



Ressources naturelles a) Produits pétroliers Produits chimiquesen millions de dollars 2007 2006 2005 2007 2006 2005 2007 2006 2005

Produits et autres revenusVentes externes b) 4 539 4 619 4 702 19 230 18 527 21 793 1 300 1 359 1 302Ventes intersectorielles 4 146 3 837 3 487 2 305 2 256 2 224 335 345 363Revenus de placement et d’autres sources 233 111 331 52 105 60 – – –

8 918 8 567 8 520 21 587 20 888 24 077 1 635 1 704 1 665

ChargesExploration 106 32 43 – – – – – –Achats de pétrole brut et de produits 3 113 2 841 2 837 16 469 16 178 19 212 1 230 1 209 1 191Production et fabrication 2 057 1 994 1 931 1 232 1 266 1 203 185 189 195 Frais de vente et frais généraux c) 8 13 36 987 1 018 1 096 71 76 81Taxe d’accise fédérale – – – 1 307 1 274 1 278 – – –Amortissement et épuisement 519 584 651 244 233 230 12 11 12Coûts de financement (note 14) 4 2 – 1 6 2 – – –

Total des charges 5 807 5 466 5 498 20 240 19 975 23 021 1 498 1 485 1 479

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 3 111 3 101 3 022 1 347 913 1 056 137 219 186

Impôts sur les bénéfices (note 5)Exigibles 682 602 955 491 174 409 42 60 69Futurs 60 123 59 (65) 115 (47) (2) 16 (4)

Total de la charge d’impôts sur les bénéfices 742 725 1 014 426 289 362 40 76 65

Bénéfice net 2 369 2 376 2 008 921 624 694 97 143 121

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 2 411 3 024 2 440 1 151 507 799 109 161 94

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration 744 787 937 187 361 478 11 13 19

Immobilisations corporellesCoût 15 285 14 926 14 229 6 655 6 581 6 350 718 702 701Amortissement cumulé et épuisement (8 474) (8 255) (7 780) (3 320) (3 178) (3 037) (496) (484) (474)

Immobilisations corporelles, montant net d) e) 6 811 6 671 6 449 3 335 3 403 3 313 222 218 227

Total de l’actif 8 171 7 513 7 289 6 727 6 450 6 257 476 504 500

Comptes non sectoriels Éliminations Chiffres consolidésen millions de dollars 2007 2006 2005 2007 2006 2005 2007 2006 2005

Produits et autres revenusVentes externes b) – – – 25 069 24 505 27 797 Ventes intersectorielles – – – (6 786) (6 438) (6 074) – – – Revenus de placement et d’autres sources 89 67 26 374 283 417

89 67 26 (6 786) (6 438) (6 074) 25 443 24 788 28 214

ChargesExploration – – – 106 32 43Achats de pétrole brut et de produits – – – (6 786) (6 435) (6 072) 14 026 13 793 17 168Production et fabrication – – – – (3) (2) 3 474 3 446 3 327Frais de vente et frais généraux c) 269 177 364 1 335 1 284 1 577Taxe d’accise fédérale – – – 1 307 1 274 1 278Amortissement et épuisement 5 3 2 780 831 895Coûts de financement (note 14) 31 20 6 36 28 8

Total des charges 305 200 372 (6 786) (6 438) (6 074) 21 064 20 688 24 296

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices (216) (133) (346) 4 379 4 100 3 918

Impôts sur les bénéfices (note 5)Exigibles (52) (60) (72) 1 163 776 1 361 Futures 35 26 (51) 28 280 (43)

Total de la charge d’impôts sur les bénéfices (17) (34) (123) 1 191 1 056 1 318

Bénéfice net (199) (99) (223) – – – 3 188 3 044 2 600

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (45) (105) 118 3 626 3 587 3 451

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration 36 48 41 978 1 209 1 475

Immobilisations corporellesCoût 304 269 246 22 962 22 478 21 526Amortissement cumulé et épuisement (111) (104) (103) (12 401) (12 021) (11 394)

Immobilisations corporelles, montant net d) e) 193 165 143 10 561 10 457 10 132

Total de l’actif 1 251 2 145 1 959 (338) (471) (423) 16 287 16 141 15 582

a) Une partie importante des activités du secteur des ressources naturelles est exercée conjointement avec d’autres entreprises. Ce secteurtient compte de la participation indivise de la compagnie dans ces activités, qui s’établit comme suit :


Total des ventes externes et intersectorielles 3 923 3 303 3 687Total des charges 2 394 1 966 1 805Bénéfice net après impôts sur les bénéfices 1 224 1 148 1 249

Total de l’actif à court terme 1 211 516 245Actif à long terme 4 868 4 833 4 742Total du passif à court terme 705 810 967Autres obligations à long terme 485 344 382

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 697 1 229 1 223Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (131) (403) (403)

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


Ressources naturelles 2 013 1 936 1 633Produits pétroliers 922 869 856Produits chimiques 768 793 750

Total des ventes à l’exportation 3 703 3 598 3 239

c) Les frais de vente et frais généraux consolidés comprennent des frais de livraison aux clients à partir de l’entreposage final de 318 M$ en 2007 (316 M$ en 2006, 310 M$ en 2005).

d) Comprend des immobilisations corporelles en cours de construction de 951 M$ (782 M$ en 2006). e) L’écart d’acquisition a été imputé en entier au secteur des produits pétroliers. Il n’y a eu aucune acquisition ayant donné lieu à un écart

d’acquisition, aucune perte de valeur, ni aucune radiation à la suite de ventes au cours des trois derniers exercices.

4. Dette à long termeen millions de dollars 2007 2006

Dette à long terme a) b) c) – 318Contrats de location-acquisition d) 38 41

Total de la dette à long terme e) f) 38 359

a) À la fin de l’exercice 2006, la compagnie avait des emprunts à long terme à taux variable de 818 M$ auprès d’une société apparentée àExxon Mobil Corporation à des taux équivalents aux taux d’intérêt du marché canadien. Une tranche de 500 M$ de ces emprunts à longterme venait à échéance en 2007 et était inscrite au passif à court terme et une de 318 M$ venait à échéance le 19 janvier 2008 et figuraitdans la dette à long terme à la fin de l’exercice 2006.

b) Aux deuxième et troisième trimestres de 2007, deux emprunts à taux variable totalisant 500 M$ sont arrivés à échéance et ont étéremplacés par des emprunts à long terme à taux variable totalisant 500 M$, contractés auprès d’une société apparentée à Exxon MobilCorporation à des taux équivalents aux taux du marché canadien. Les deux emprunts venaient à échéance en 2009. Au quatrième trimestrede 2007, la compagnie a remboursé intégralement ces emprunts de 818 M$.

c) Le taux d’intérêt moyen effectif des emprunts à long terme était de 4,5 % pour 2007.d) Ces obligations 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 10,9 % en2007 (10,7 % en 2006).

e) Des paiements en capital sur des contrats de location-acquisition d’environ 4 M$ par an sont exigibles au cours de chacun des cinqprochains exercices.

f) Ces montants ne comprennent pas la partie de la dette à long terme de 3 M$ (907 M$ en 2006) échéant au cours du prochain exercice et qui est portée au passif à court terme.



5. Impôts sur les bénéficesen millions de dollars 2007 2006 2005

Charge d’impôts exigibles 1 163 776 1 361Passif d’impôts futurs a) 28 280 (43)

Total de la charge d’impôts sur les bénéfices b) 1 191 1 056 1 318

Taux d’imposition des sociétés prévu par la loi (%) 30,1 32,8 35,6Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants :

Paiements aux gouvernements de redevances non déductibles – – 3,8Déduction relative aux ressources remplaçant

la déduction relative aux redevances – – (5,2)Variation du taux d’imposition en vigueur (2,2) (2,7) –Autres (0,7) (4,3) (0,6)

Taux d’imposition effectif 27,2 25,8 33,6

a) La charge d’impôts futurs de 2007 est constituée de charges d‘impôts reportés et d’impôts reportés créditeurs au titre des modificationsdes lois fiscales et des taux d’imposition de 90 M$ (81 M$ en 2006, néant en 2005).

b) Les décaissements au titre des impôts sur les bénéfices, compte tenu des crédits à l’investissement, ont totalisé 1 395 M$ en 2007 (1 000 M$ en 2006, 1 024 M$ en 2005).

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


Ajustement du passif au titre des avantages de retraite :Pertes (gains) nets actuariels 21 – –Amortissement des pertes (gains) nets actuariels (24) – –Coût des services passés 13 – –Amortissement du coût des services passés (6) – –

Total de l’ajustement du passif au titre des avantages de retraite 4 212 –Ajustement du passif minimal au titre du régime de retraite – (146) 105

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

en millions de dollars 2007 2006

Amortissement 1 624 1 588Forages fructueux et achats de terrains 276 263Prestations de retraite et avantages sociaux (249) (311)Restauration des lieux (156) (161)Reports prospectifs des pertes fiscales, montant net a) (37) (42)Intérêts capitalisés 49 50Autres (36) (42)

Passif d’impôts futurs 1 471 1 345

Évaluation des stocks selon la méthode DEPS (547) (448)Autres (113) (125)

Actif d’impôts futurs (660) (573)Provision pour moins-value – –

Passif d’impôts futurs – montant net 811 772

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



Économies d’impôt non constatéesLes économies d’impôt que la compagnie n’avait pas constatées au 31 décembre 2007 s’élevaient à 170 M$. Il faudra denombreuses années pour que ces positions fiscales aboutissent à un règlement. Par conséquent, il est difficile de prédire lemoment où une position fiscale donnée fera l’objet d‘un règlement. Le taux d’imposition effectif de la compagnie sera réduit sil’une de ces économies d’impôt est constatée ultérieurement.

La variation du montant des économies d’impôt non constatées s’établit comme suit :

en millions de dollars 2007

Solde au 1er janvier 142Ajouts au titre de positions fiscales d’exercices antérieurs 28

Solde au 31 décembre 170

Les variations d’économies d’impôt non constatées en 2007 n’ont pas eu une incidence importante sur le bénéfice net et les fluxde trésorerie de la compagnie. Les déclarations de 2003 à 2006 de la compagnie sont examinées par le fisc. L'Agence du revenudu Canada a proposé certains ajustements aux déclarations de la compagnie pour plusieurs exercices de la période 1987 à 2002. La direction évalue actuellement les ajustements proposés. Elle estime que plusieurs questions en suspens antérieures à 2003devraient être réglées en 2008. L'incidence sur les économies d'impôt non constatées et le taux d’imposition effectif de cesquestions 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 lespénalités fiscales dans les charges d’exploitation.

6. Avantages de retraiteLes avantages de retraite auxquels ont droit la plupart des employés retraités et leur conjoint survivant comprennent les prestationsde retraite et certains avantages au titre des régimes de soins de santé et d’assurance-vie. Pour faire face à ses engagements, lacompagnie capitalise des régimes de retraite agréés et paie directement les prestations supplémentaires non capitalisées auxprestataires. Le financement des régimes de retraite agréés se conforme aux règlements fédéral et provinciaux en matière deretraite et la compagnie cotise à ces régimes suivant les besoins établis par les évaluations actuarielles.

Les prestations de retraite sont constituées principalement de régimes à prestations déterminées payées par la compagnie qui sontfondées sur les années de service et la moyenne des salaires de fin de carrière. La compagnie partage le coût des régimes de soinsde santé et d’assurance-vie. Les obligations de la compagnie sont établies selon une méthode de répartition des prestations qui tientcompte des états de service des employés à ce jour et du niveau actuel des salaires ainsi que de la projection des salaires et desétats de service jusqu’à la retraite.

Les charges et obligations contractées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés sont calculées selon les principescomptables et actuariels généralement reconnus des États-Unis. La méthode de calcul des charges de retraite et des obligations s’yrattachant se fonde sur certaines hypothèses à long terme concernant les taux d’actualisation, de rendement de l’actif du régime etd’augmentation salariale. L’obligation et la charge de retraite peuvent varier considérablement si l’on modifie les hypothèses retenuespour 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 lacompagnie sont calculés au 31 décembre.



Avantages complémentaires Prestations de retraite de retraite

2007 2006 2007 2006

Hypothèses retenues pour déterminer l’obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre (%)

Actualisation 5,75 5,25 5,75 5,25Augmentation des salaires à long terme 3,50 3,50 3,50 3,50


Variation de l’obligation au titre des prestations projetéesObligation au titre des prestations projetées au 1er janvier 4 716 4 784 441 458Coût des services rendus de l’exercice 100 100 6 8Intérêts débiteurs 246 238 23 23Modifications 41 – – (2)Pertes (gains) actuariels (131) (122) (25) (19)Prestations versées a) (287) (284) (19) (27)

Obligation au titre des prestations projetées au 31 décembre 4 685 4 716 426 441

Obligation au titre des prestations constituéesau 31 décembre 4 208 4 207

Variation de l’actif des régimes Juste valeur au 1er janvier 4 089 3 419Rendement réel de l’actif des régimes 93 514Cotisations de la compagnie 163 395Prestations versées b) (247) (239)

Juste valeur au 31 décembre 4 098 4 089

Excédent (insuffisance) de l’actif par rapport à l’obligation au titre des prestations projetées au 31 décembre

Régimes capitalisés (213) (294) – –Régimes non capitalisés (374) (333) (426) (441)

Total c) (587) (627) (426) (441)

a) Prestations versées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés.b) Prestations versées au titre des régimes capitalisés uniquement.c) 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 forDefined Benefit Pension and Other Post-retirement Plans, an amendment to FASB Statements No. 87, 88, 106 and 132(R) (le SFAS158) en vertu duquel l’employeur est tenu de constater toute surcapitalisation ou sous-capitalisation d’un régime d’avantagescomplémentaires de retraite à prestations déterminées à titre d’actif ou de passif au bilan, et d’en constater toute variation dansl’exercice au cours duquel elle survient, dans les autres éléments du résultat étendu.



Prestations de Avantages complémentairesretraite de retraite

en millions de dollars 2007 2006 2005 2007 2006 2005

Le montant constaté au bilan consolidé est constitué de ce qui suit :

Passif à court terme (34) (28) (25) (23)Autres obligations à long terme (553) (599) (401) (418)

Total constaté (587) (627) (426) (441)

Les montants comptabilisés dans le cumul desautres éléments du résultat étendu sont constitués de ce qui suit :

Pertes (gains) nets actuariels 977 947 42 73Coût des services passés 95 74 – –

Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts 1 072 1 021 42 73

Hypothèses retenues pour déterminer le coût net au titre des prestations des exercices terminés le 31 décembre (%)

Actualisation 5,25 5,00 5,75 5,25 5,00 5,75Augmentation des salaires à long terme 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50Rendement à long terme

de l’actif des régimes 8,00 8,25 8,25 – – –


Composantes du coût net des prestations constituéesCoût des services rendus de l‘exercice 100 100 86 6 8 7Intérêts débiteurs 246 238 239 23 23 24 Rendement prévu de l’actif des régimes (329) (299) (257) – – – Amortissement du cout des services passés 20 20 25 – – –Pertes (gains) actuariels constatés 76 114 83 6 8 7

Coût net des prestations constituées de l’exercice 113 173 176 35 39 38

Montants comptabilisés dans le cumul des autres éléments du résultat étendu

Pertes (gains) nets actuariels 105 72 317 (25) 73 –Amortissement des pertes (gains) nets

actuariels inclus dans le coût net des prestations constituées (76) – – (6) – –

Coût des services passés 41 74 – – – –Amortissement du coût des services

passés inclus dans le coût net des prestations constituées de l’exercice (20) – – – – –

Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments du résultat étendu 50 146 317 (31) 73 –

Total comptabilisé dans le coût net desprestations constituées de l’exercice et le cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts 163 319 493 4 112 38



Le coût des régimes à cotisations déterminées, principalement le régime d’épargne des employés, s’est élevé à 31 M$ en 2007(30 M$ en 2006, 30 M$ en 2005).

Le tableau ci-dessous présente le sommaire de la variation du cumul des autres éléments du résultat étendu :

Total des prestations de retraite et des avantages

complémentaires de retraite en millions de dollars 2007 2006 2005

(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts (19) (219) (317)

(Déduit des) ajouté aux impôts futurs (note 5) 4 66 105

(Imputé) crédité au cumul des autres élémentsdu résultat étendu, après impôts (15) (153) (212)

Les données ci-dessus dans cette note sont conformes aux normes comptables actuelles qui prescrivent l’emploi d’un tauxd’actualisation auquel le passif au titre des avantages complémentaires de retraite peut être réglé. Le taux d’actualisation retenu enfin d’exercice pour établir le passif au titre des avantages complémentaires à la retraite se fonde sur le rendement en fin d’exerciced’obligations de sociétés canadiennes à long terme de première qualité dont l’échéance (la durée) moyenne correspond à peu prèsà celle du passif en question. La mesure de l’obligation au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite constituéesuppose un taux tendanciel du coût des soins de santé de 8,50 % en 2008 qui passera à 4,50 % d’ici à 2012.

La compagnie détermine le taux de rendement prévu à long terme en formulant des hypothèses sur le rendement à long termecible de chaque catégorie d’actifs, en tenant compte de facteurs comme le rendement réel prévu de la catégorie d’actifsconsidérée et l’inflation. Le taux de rendement à long terme est ensuite établi à partir de la moyenne pondérée de la répartitioncible de l’actif et de l’hypothèse relative au rendement à long terme de chaque catégorie d’actifs. En 2007, le taux de rendement àlong terme prévu qui a servi au calcul des charges de retraite a été fixé à 8,00 %. Le taux de rendement réel obtenu au cours de ladernière décennie a été de 8,29 %.

La répartition de l’actif du régime de retraite de l’Impériale aux 31 décembre 2007 et 2006 et sa répartition cible pour 2008s’établissent comme suit :

Répartition Pourcentage de l’actifcible pour du régime aux 31 décembre

Catégorie d’actif (%) 2008 2007 2006

Titres de participation 50 – 75 61 64Titres de créance 25 – 50 38 36Autres 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 prudentedes risques inhérents aux diverses catégories d’actif et sur une large diversification visant à réduire le risque auquel est exposél’ensemble du portefeuille. La compagnie investit principalement dans des fonds qui appliquent une stratégie de rendement indexéen vue d’atteindre l’objectif de diversification pour limiter les risques et de réduction des coûts. Le fonds ne détient des actionsordinaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée que dans la mesure où cela est nécessaire pour reproduire la composition del’indice d’actions pertinent. Des études de la gestion actif passif ou des simulations de l’interaction des flux de trésorerie liés auxéléments d’actifs et de passifs sont effectuées périodiquement pour déterminer la répartition de l’actif souhaitée. La répartition ciblede 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.



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

Prestations de retraiteen millions de dollar 2007 2006

Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des prestations constituées est supérieure à l’actif du régime :

Obligation au titre des prestations projetées 398 375Obligation au titre des prestations constituées 318 308Juste valeur de l’actif des régimes 254 239Obligation au titre des prestations constituées, déduction

faite de la juste valeur de l’actif du régime 64 69

Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables :Obligation au titre des prestations projetées 373 333Obligation au titre des prestations constituées 347 314

Amortissement estimatif pour 2008 du cumul des autres éléments du résultat étenduAvantages

complé-Prestations mentaires

en millions de dollars de retraite de retraite

Pertes (gains) actuariels a) 81 4Coût des services passés b) 18 –

a) La compagnie amortit le solde du montant net des pertes (gains) actuariels sur la période moyenne qu’il reste à travailler aux participantsactifs au régime.

b) La compagnie amortit le coût des services passés selon la méthode linéaire, comme le permet les SFAS 87 et SFAS 106.

Flux de trésoreriePour les exercices ci-dessous, les prestations à verser suivantes sont prévues : Avantages

complé-Prestations mentaires

en millions de dollars de retraite de retraite

2008 261 242009 265 242010 268 242011 273 242012 279 25De 2013 à 2017 1 505 126

Pour 2008, la compagnie prévoit de cotiser environ 170 M$ à ses régimes de retraite.

Sensibilité des résultatsUne variation de 1 % des hypothèses concernant les obligations découlant des régimes de retraite aurait les incidences suivantes :

Hausse (baisse) Hausse de Baisse de en millions de dollars 1 % 1 %

Taux de rendement de l’actif des régimes :Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts (40) 40

Taux d’actualisation :Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts (60) 70Incidence sur l’obligation au titre des avantages complémentaires de retraite (555) 680

Taux d’augmentation des salaires :Incidence sur le coût net des prestations constituées, avant impôts 45 (35)Incidence sur l’obligation au titre des avantages complémentaires de retraite 160 (140)



Une modification de 1 % du taux tendanciel prévu du coût des soins de santé aurait les incidences suivantes :

Hausse (baisse) Hausse de Baisse de en millions de dollars 1 % 1 %

Incidence sur le coût des services passés et les intérêts débiteurs 4 (3)Incidence sur l’obligation au titre des avantages complémentaires de retraite 44 (35)

7. Autres obligations à long termeen millions de dollars 2007 2006

Avantages de retraite (note 6) a) 954 1 017Obligations liées à la mise hors service d’immobilisation

et autres passifs environnementaux b) 522 438Passif au titre de la rémunération à base d’actions 210 128Autres obligations 228 100

Total des autres obligations à long terme 1 914 1 683

a) Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite comprennent aussi 59 M$ comptabilisés à titre de passif à court terme (51 M$ en 2006).

b) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux comprennent aussi 74 M$comptabilisés à titre de passif à court terme (97 M$ en 2006).

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


Solde au 1er janvier 422 367Ajouts 71 61Charge de désactualisation 25 22Règlement (30) (28)

Solde au 31 décembre 488 422

8. Dérivés et instruments financiersLa compagnie n'a pas conclu de contrat de dérivé sur l'énergie, de contrat de change à terme ni de swap de devises ou de tauxd'intérêt au cours des trois derniers exercices. La compagnie maintient un système de contrôle qui comprend une politique surl’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’autrestechniques d’évaluation pertinentes. Il n’y a pas de différence importante entre la juste valeur des instruments financiers de lacompagnie et la valeur inscrite aux livres.

9. Régimes d’intéressement à base d’actionsLes régimes d’intéressement à base d’actions visent à retenir certains employés, à récompenser leur rendement élevé et àencourager 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 restrictionsLes 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 desfractionnements d’actions. Le prix d’émission des unités d’intéressement correspond au cours de clôture des actions de lacompagnie à la Bourse de Toronto à la date d’attribution. Jusqu’à 50 % des unités peuvent être exercées un an après leurémission, une tranche supplémentaire de 25 % après deux ans et la tranche restante de 25 %, après trois ans. Les unitésd’intéressement peuvent être exercées dans un délai de dix ans à compter de leur émission et 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 dirigeantspeuvent choisir de toucher la totalité ou une partie de leur prime de rendement sous cette forme et les administrateurs nonsalariés peuvent en faire autant avec leurs jetons de présence. Le nombre d’unités attribuées à un dirigeant correspond au montantde la prime qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités d’actions à dividende différé divisé par la moyenne des cours de clôturede l’action de la compagnie à la Bourse de Toronto pour les cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent la date à laquelle laprime aurait été versée. Le nombre d’unités attribuées à un administrateur non salarié à la fin de chaque trimestre civil correspondau 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 bourseconsécutifs précédant le dernier jour du trimestre civil. Des unités additionnelles sont attribuées d’après le quotient du dividendeen 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 tenircompte 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 avoirdémissionné à titre d’administrateur, la date limite pour les exercer étant fixée au 31 décembre de l’année qui suit la cessationd’emploi ou la démission. À la date d’exercice, la valeur en argent à recevoir pour les unités est déterminée d’après la moyennedes cours de clôture des actions de la compagnie des cinq jours de bourse consécutifs qui précèdent la date d’exercice, ajustéepour 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 conditionnelde recevoir de la compagnie, à l’exercice de l’unité, un montant équivalant à la moyenne sur cinq jours des cours de clôture desactions ordinaires de la compagnie à la Bourse de Toronto aux dates d’exercice ou juste avant. Dans les trois ans qui suivent la datede leur attribution, 50 % des unités sont exercées, le reste étant exercé sept ans après la date d’attribution. La date d’exercice des unités attribuées de 2002 à 2005 est passée du 31 décembre au 4 décembre dans le cas des unités exercées en 2006 et lesannées suivantes. Pour ce qui est des unités attribuées en 2002, 2003, 2004 et 2005 devant être exercées après le fractionnementdes actions de la compagnie à raison de trois pour une survenu en mai 2006, la compagnie a fait savoir qu’elle multipliera par troisla somme en argent ou le nombre d’actions à émettre par unité, suivant le cas.

Toutes les unités doivent être réglées en argent à une exception près. Le régime des unités d’actions assujetties à des restrictionsa été modifié dans le cas des unités attribuées en 2002 et les années suivantes et offre désormais au bénéficiaire la possibilité derecevoir une action ordinaire de la compagnie par unité ou de se faire régler en argent les unités devant être exercées au septièmeanniversaire de la date d’attribution.

Conformément à la version révisée du Financial Accounting Standards No. 123 (SFAS 123R), Share-based Payment du FinancialAccounting Standards Board (FASB), la compagnie comptabilise ces unités selon la méthode de la juste valeur. La juste valeur desattributions sous forme d’unités d’intéressement, d’unités d’actions à dividende différé et d’unités d’actions assujetties à desrestrictions correspond au cours de l’action de la compagnie. Selon cette méthode, la charge de rémunération liée aux unités deces 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. Toutes les unités d’intéressement avaient été acquises au 31 décembre 2004.

Le tableau qui suit résume l’information sur ces unités pour l’exercice terminé le 31 décembre 2007 :

Unités Unitésd’actions d’actions assu-

Unités à dividende jetties à des d’intéressement différé restrictions

En circulation au 1er janvier 2007 9 071 250 84 448 9 996 390Attribuées – 6 078 1 713 488Exercées (2 316 300) – (1 471 847)Annulées ou ajustées 3 900 – (18 180)

En circulation au 31 décembre 2007 6 758 850 90 526 10 219 851

La charge de rémunération imputée aux résultats au titre de ces régimes s’est chiffrée à 202 M$, à 133 M$ et à 238 M$ pour lesexercices terminés les 31 décembre 2007, 2006 et 2005, respectivement. L’économie d’impôts constatée dans les résultats autitre de cette charge de rémunération s’est chiffrée à 67 M$, à 45 M$ et à 127 M$ pour les exercices terminés les 31 décembre2007, 2006 et 2005, respectivement. Des paiements au comptant de 159 M$, de 162 M$ et de 169 M$ au titre de ces régimesont été faits en 2007, 2006 et 2005, respectivement.

Au 31 décembre 2007, la charge de rémunération non constatée avant impôts liée aux unités d’actions assujetties à desrestrictions qui n’étaient pas acquises en fonction du cours de l’action de la compagnie en vigueur à la fin de l’actuelle période dedéclaration s’élevait à 294 M$. La période d’acquisition moyenne pondérée des unités d’actions assujetties à des restrictions nonacquises est de 3,9 ans. Toutes les unités émises en vertu des régimes d’intéressement en actions et en actions à dividendedifféré avaient été acquises au 31 décembre 2007.



Options sur actionsEn avril 2002, dans le cadre d’un régime d’intéressement, des options sur actions ont été attribuées pour l’achat d’actionsordinaires de la compagnie. Dans le cas des options exercées après le fractionnement d’actions à raison de trois pour une, auquella compagnie a procédé en mai 2006, celle-ci a offert aux porteurs de ces options le droit d’acquérir trois actions pour chaqueoption sur actions initiale. Le prix d’exercice est de 15,50 $ l’action (prix ajusté pour tenir compte du fractionnement d’actions àraison de trois pour une). Jusqu’à 50 % des options pouvaient être exercées à partir du 1er janvier 2003, une tranchesupplémentaire de 25% à partir du 1er janvier 2004 et les 25% restants à partir du 1er janvier 2005. Les options qui n’auront pas étéexercées s’éteindront après le 29 avril 2012. La compagnie n’a pas émis d’options sur actions à titre d’intéressement depuis 2002et 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 avril2002 selon la méthode de la valeur intrinsèque. Selon cette méthode, la charge de rémunération n’est pas constatée à l’émissiondes options sur actions, puisque le prix d’exercice correspond au cours du marché à la date de l’attribution. Tous les droitsd’options sur actions attribuées à titre incitatif avaient été acquis en date du 1er janvier 2005.

Aucune charge de rémunération ni économie d’impôts liée aux options sur actions n’a été constatée au titre des options suractions au cours des exercices terminés les 31 décembre 2007, 2006 et 2005. Les fonds encaissés par suite de l’exerciced’options sur actions au terme de l’exercice terminé le 31 décembre 2007 se sont élevés à 12 M$. La valeur intrinsèque globaledes options sur actions exercées s’est établie à 25 M$, à 18 M$ et à 43 M$ pour les exercices terminés les 31 décembre 2007,2006 et 2005, respectivement, et pour le reste des options sur actions en cours, cette valeur était de 185 M$ au 31 décembre2007.

La juste valeur moyenne de chaque option attribuée en 2002 s’est établie à 4,23 $ (valeur ajustée pour tenir compte dufractionnement d’actions à raison de trois pour une). La juste valeur est estimée à la date d’attribution selon un modèle d’évaluationdu prix des options, en fonction des hypothèses moyennes pondérées suivantes : un taux d’intérêt sans risque de 5,7 %, unedurée 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 2007 :

2007

DuréePrix contractuelle

d’exercice restante Unités (en dollars) (en années)

Options sur actionsEn cours au 1er janvier 5 527 665 15,50Attribuées –Exercées (791 385) 15,50Annulées ou ajustées (7 500)

En cours au 31 décembre 4 728 780 15,50 4,3

10. Revenus de placement et d’autres sourcesLes revenus de placement et d’autres sources comprennent les gains et les pertes suivants sur la vente d’actifs :


Produit de la vente d’actifs 279 212 440Valeur comptable des actifs vendus 64 78 96

Gain (perte) à la vente d’actifs, avant impôts a) b) 215 134 344

Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts a) b) 156 96 233

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

b) L’exercice 2007 comprenait un gain de 200 M$ (142 M$, après impôts) à la vente de la participation de la compagnie dans un bienproducteur de gaz naturel en Colombie-Britannique et le bien de production de Willesden Green.



11. Litiges et autres éventualitésDiverses réclamations ont été déposées à l’encontre de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et ses filiales au cours depoursuites. 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, de constater ou de déclarer ces éventualités. La compagnie enregistre un passif nonactualisé au titre de ces éventualités quand une perte est probable et que son montant peut être raisonnablement estimé. Quandon peut raisonnablement estimer une fourchette de montants et qu’aucun montant dans cette fourchette ne constitue unemeilleure estimation qu’un autre, la fourchette minimale est alors prise en compte. La compagnie ne comptabilise pas de passifquand il est probable qu’un passif a été engagé mais que son montant ne peut pas être raisonnablement estimé ou que le passifn’apparaît que raisonnablement possible ou peu probable. Dans le cas des éventualités dont une issue défavorable estraisonnablement possible et qui sont importantes, la compagnie dévoile la nature de l’éventualité et, quand c’est possible, ellefournit une estimation de la perte possible. Compte tenu des faits et circonstances pertinents, la compagnie ne croit pas quel’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.

En 2007, le gouvernement albertain a proposé des modifications au régime des redevances sur le pétrole et le gaz et au régimegénérique des redevances sur les sables pétrolifères à compter de 2009. La compagnie estime que cette proposition nuirait à sesinvestissements futurs en Alberta et pèserait sur ses résultats financiers. L’ampleur de son impact éventuel dépendra de la formedéfinitive que prendra la loi qui sera promulguée; quant aux prix futurs du pétrole et du gaz, ils ne peuvent être raisonnablementprédits en ce moment. Les propriétaires de la coenteprise Syncrude ont signé une entente avec la province d’Alberta qui fixe lestaux de redevance jusqu’au 15 décembre 2015. Ces propriétaires sont actuellement en pourparlers avec le gouvernement albertainpour déterminer s’il est possible de négocier une version remaniée de l’entente qui ferait passer la coentreprise Syncrude sous lerégime générique des redevances sur les sables pétrolifères avant 2016. Leur incidence pourrait être défavorable mais elle ne peutêtre raisonnablement prédite en ce moment.

Au 31 décembre 2007, la compagnie affichait un passif éventuel ne dépassant pas 83 M$, relativement à des garanties d’achat dematériel d’exploitation et d’autres actifs auprès de ses agents de commercialisation ruraux, à l’échéance de la convention d’agenceou au départ de l’agent. La compagnie prévoit que la juste valeur du matériel d’exploitation et des autres actifs acquis couvrira lemontant 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 exploitationet à ses besoins en capitaux, qu’elle s’attend à pouvoir remplir sans qu’ils aient d’incidence défavorable importante sur sesactivités 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 quedes tiers ont utilisés pour assurer le financement des immobilisations qui fourniront les biens et services prévus au contrat.

Paiements exigibles par exercice

Aprèsen millions de dollars 2008 2009 2010 2011 2012 2012 Total

Obligations d’achat inconditionnel a) 99 96 64 64 121 38 482

a) Les obligations non actualisées de 482 M$ ont essentiellement trait à des conventions de débit pipelinier. Les paiements en vertud’obligation d’achat inconditionnel se sont élevés à 94 M$ (100 M$ en 2006, 104 M$ en 2005). La valeur actualisée de ces engagements,compte non tenu des intérêts théoriques de 84 M$, s’établissait à 398 M$.

12. Actions ordinairesAu Au

31 déc. 31 déc.en milliers d’actions 2007 2006

Autorisées 1 100 000 1 100 000

Le 23 mai 2006, les actions ordinaires émises par la compagnie ont été fractionnées à raison de trois pour une et le nombred’actions autorisées a été porté de 450 millions à 1 100 millions. Le nombre d’actions en circulation et d’actions achetées despériodes antérieures ainsi que le bénéfice net et les dividendes par action ont été ajustés pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une.



De 1995 à 2006, 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 2007, permettant à la compagnie de racheter 46,5 millions d’actions (soit 5 % du total d’actions au 22 juin 2007), moins les actions achetées dans le cadre du régime d’épargnedes employés et du régime de retraite de la compagnie. Le résultat de ces opérations est présenté ci-dessous.

Actionsachetées En millions

Exercice (en milliers) de dollars

De 1995 à 2005 750 109 8 6352006 45 514 1 8182007 50 516 2 358

Achats cumulatifs à ce jour 846 139 12 811

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

L’excédent du coût d’achat sur la valeur attribuée des actions a été inscrit à titre de distribution des bénéfices non répartis.

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

En milliers En millionsd’actions de dollars

Solde au 1er janvier 2005 1 047 960 1 801Actions émises contre espèces en vertu du régime d’options sur actions 2 442 38Achats (52 527) (92)

Solde au 31 décembre 2005 997 875 1 747Actions émises contre espèces en vertu du régime d’options sur actions 627 10Achats (45 514) (80)

Solde au 31 décembre 2006 952 988 1 677Actions émises contre espèces en vertu du régime d’options sur actions 791 12Achats (50 516) (89)

Solde au 31 décembre 2007 903 263 1 600

Le tableau ci-dessous présente le calcul du résultat par action, avant et après dilution :

2007 2006 2005

Bénéfice net par action ordinaire – résultat de baseBénéfice net (en millions de dollars) 3 188 3 044 2 600

Nombre moyen pondéréd’actions ordinaires en circulation (en milliers d’actions) 928 527 975 128 1 024 119

Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 3,43 3,12 2,54

Bénéfice net par action ordinaire – résultat diluéBénéfice net (en millions de dollars) 3 188 3 044 2 600

Nombre moyen pondéréd’actions ordinaires en circulation (en milliers d’actions) 928 527 975 128 1 024 119

Effet des primes à base d’actions versées aux employés (en milliers d’actions) 5 811 4 460 4 179

Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation,compte tenu d’une dilution (en milliers d’actions) 934 338 979 588 1 028 298

Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 3,41 3,11 2,53



13. Informations financières diversesLe bénéfice net de 2007 a inclus un gain après impôts de 25 M$ (gain de 14 M$ en 2006, gain de 5 M$ en 2005) attribuable àl’effet de change sur les stocks évalués selon la méthode du dernier entré, premier sorti (DEPS). Selon les estimations, le coût deremplacement des stocks en date du 31 décembre 2007 dépassait la valeur comptable DEPS de 1 953 M$ (1 509 M$ en 2006). À la fin de l’exercice, les stocks de pétrole brut et de produits s’établissaient comme suit :


Pétrole brut 211 211Produits pétroliers 298 277Produits chimiques 43 54Gaz naturel et autres produits 14 14

Total des stocks de pétrole brut et de produits 566 556

En 2007 les frais de recherche et de développement se sont élevés à 89 M$ (73 M$ en 2006, 68 M$ en 2005) avant des créditsd’impôt à l’investissement de 6 M$ (7 M$ en 2006, 10 M$ en 2005) sur ces dépenses. Les frais de recherche et dedéveloppement 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 22 M$ touchés sur des placements enactions en 2007 (18 M$ en 2006, 21 M$ en 2005).

14. Coûts de financementen millions de dollars 2007 2006 2005

Intérêts sur la dette 62 63 45Intérêts capitalisés (36) (48) (41)

Intérêts débiteurs – montant net 26 15 4Autres intérêts 10 13 4

Total des coûts de financement a) 36 28 8

a) En 2007, les paiements d’intérêts se sont élevés à 80 M$ (71 M$ en 2006, 45 M$ en 2005). En 2007, le taux d’intérêt moyen pondéré surles emprunts à court terme s’est établi à 5,1 % (4,1 % en 2006).

15. Immobilisations louéesAu 31 décembre 2007, la compagnie était partie à des contrats de location-exploitation non résiliables visant des immeubles àbureaux, des wagons-citernes, des stations-service et d’autres biens assortis d’engagements locatifs minimums non actualiséss’élevant à 232 M$, comme il est indiqué dans le tableau ci-dessous :

Paiements exigibles par exercice

Aprèsen millions de dollars 2008 2009 2010 2011 2012 2012 Total

Paiements de loyers en vertud’engagements minimums a) 55 52 45 26 15 39 232

a) Les charges locatives découlant des contrats de location-exploitation en 2007 se sont élevées à 79 M$ (79 M$ en 2006, 83 M$ en 2005),charges qui comprenaient des loyers et des charges locatives minimums de 67 M$ (66 M$ en 2006, 63 M$ en 2005). Les revenus locatifsconnexes n’étaient pas importants.



16. Transactions avec les apparentésLes produits et les charges de la compagnie comprennent aussi les résultats d’opérations conclues avec Exxon Mobil Corporationet des sociétés apparentées (« ExxonMobil ») dans le cours normal des activités. Ces opérations, conclues dans des conditionsaussi favorables qu’elles l’auraient été entre parties sans lien de dépendance, ont porté principalement sur l’achat et la vente depétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits chimiques. Des services ont aussi été échangés dans lesdomaines du transport, de la technologie et de l’ingénierie. Les opérations conclues avec ExxonMobil comprenaient aussi lessommes payées et reçues du fait de la participation de la compagnie dans des coentreprises du secteur des ressources naturellesau Canada. La compagnie a des ententes en cours avec des sociétés affiliées du groupe Exxon Mobil Corporation visant laprestation de services informatiques et de soutien client à la compagnie et la mise en commun de services généraux et de soutienà l’exploitation de manière à permettre aux deux parties de rationaliser les activités et les systèmes faisant double emploi. Lacompagnie a signé avec une société apparentée à Exxon Mobil Corporation au Canada une entente contractuelle lui confiantl’exploitation des biens producteurs appartenant à ExxonMobil dans l’Ouest canadien. Cette entente contractuelle vise à réaliserdes efficiences organisationnelles et des économies. Aucune entité juridique n’a été créée à la suite de cet arrangement. Des livresde comptes distincts continuent d’être tenus pour le compte de l’Impériale et d’ExxonMobil. L’Impériale et ExxonMobil conserventla propriété de leurs biens respectifs et rien n’a changé en ce qui concerne les activités et les réserves. En 2007, la compagnie aconclu des ententes avec Exxon Mobil Corporation et une de ses sociétés apparentées qui fournira des services gestionnels,commerciaux et techniques à Syncrude Canada Ltée par le truchement d’ExxonMobil.

Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées; leur total n’est pas important.

Au 31 décembre 2007, la compagnie avait un encours de crédit de 33 M$ (33 M$ en 2006) 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 del’entreprise et les besoins de son fonds de roulement.

17. Paiements nets aux gouvernementsen millions de dollars 2007 2006 2005

Charge d’impôts exigibles (note 5) 1 163 776 1 361Taxe d’accise fédérale 1 307 1 274 1 278Impôts fonciers compris dans les charges 112 100 99Retenues à la source et autres taxes comprises dans les charges 56 46 52TPS, TVQ, TVH perçues a) 2 573 2 715 2 703Crédits de taxe sur les intrants – TPS, TVQ, TVH a) (2 095) (2 293) (2 344)Autres taxes à la consommation perçues 1 707 1 667 1 613Redevances à la Couronne 1 016 904 620

Total des paiements aux gouvernements 5 839 5 189 5 382Moins les crédits d’impôt à l’investissement

et les autres sommes perçues 9 11 9

Paiements nets aux gouvernements 5 830 5 178 5 373

Paiements nets :au gouvernement fédéral 2 682 2 352 2 736aux gouvernements provinciaux 3 036 2 726 2 538aux administrations locales 112 100 99

Paiements nets aux gouvernements 5 830 5 178 5 373

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

18. Information additionnelle concernant l’adoption du SFAS 158Dans ses états financiers de 2006, la compagnie a déclaré l’ajustement entraîné par l’adoption du SFAS 158. Selon les directivesréglementaires qui ont suivi, il ressort que cet ajustement aurait dû être porté, à titre d’ajustement, au cumul des autres élémentsdu résultat étendu de la fin de l’exercice 2006. Le montant déclaré par la compagnie à titre de résultat étendu pour 2006 (variationsdes capitaux propres non liées aux propriétaires) était de 2 891 M$. N’eût été la somme défalquée de 487 M$ à la suite del’adoption du SFAS 158 (déclarée à part à la note 6 des états financiers consolidés de 2006 intitulée « Avantages de retraite »), cemontant se serait établi à 3 378 M$. La compagnie a par conséquent modifié la présentation du résultat étendu de 2006 (variationsdes capitaux propres non liées aux propriétaires) dans ses états financiers de 2007.



Les pages 62 à 65 fournissent des renseignements sur le secteur des ressources naturelles conformément au Statement ofFinancial Accounting Standards No. 69 (SFAS 69), Disclosure about oil and gas production activities. Par conséquent, l’informationaux pages 62 et 63 exclut les éléments qui ne sont pas reliés à l’extraction du pétrole et du gaz naturel comme les fraisd’administration et les frais généraux, les frais d’exploitation des pipelines, les frais de traitement des usines à gaz et les gains etpertes à la vente d’actifs.

Outre ses réserves prouvées de pétrole et de gaz, la compagnie détient une participation de 25 % dans les réserves prouvées debrut de synthèse du projet de Syncrude. Pour les besoins de gestion interne, la compagnie considère ces réserves et leur mise envaleur comme faisant partie intégrante de son exploitation des ressources naturelles. Cependant, pour les besoins de l’informationfinancière, ces réserves doivent être présentées séparément des réserves de pétrole et de gaz comme c’est le cas à la page 64.

Les réserves de pétrole brut synthétique ne sont pas prises en compte dans la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisésliés aux réserves de pétrole et de gaz présentée à la page 63. La part revenant à la compagnie des résultats d’exploitation, desdépenses en immobilisations et d’exploration et des immobilisations corporelles de Syncrude est aussi exclue des tableaux quisuivent sur cette page.

Résultats d’exploitationPétrole et gaz


Ventes aux clients a) 2 383 2 601 2 739Ventes intersectorielles a) b) 1 131 1 251 1 013

3 514 3 852 3 752Frais de production 1 074 1 016 1 035Frais d’exploration 100 32 31Amortissement et épuisement 371 467 583Impôts sur les bénéfices 526 564 716

Résultats d’exploitation 1 443 1 773 1 387

Dépenses en immobilisations et frais d’explorationFrais afférents aux biens c)

Prouvés – – –Non prouvés 1 – 7

Frais d’exploration 100 32 37Frais de mise en valeur 437 496 330

Total des dépenses en immobilisations et frais d’exploration 538 528 374

Immobilisations corporelles Frais afférents aux biens c)

Prouvés 3 167 3 226Non prouvés 148 139

Actif de production 6 706 6 392Installations auxiliaires 180 184Construction inachevée 579 595

Total des coûts 10 780 10 536Amortissement cumulé et épuisement 7 505 7 326

Immobilisations corporelles – montant net 3 275 3 210

a) Le gaz naturel et les liquides du gaz naturel achetés à des fins de revente et le paiement des redevances sont exclus des ventes aux clientset des ventes intersectorielles. Les chiffres bruts de ces postes sont comptabilisés à la note 3 dans « Ventes externes », « Ventesintersectorielles » et « Achats de pétrole brut et de produits ».

b) Les ventes de pétrole brut à des affiliés consolidés sont comptabilisées aux prix du marché, selon les prix affichés aux champs deproduction. Les ventes de liquides du gaz naturel à des affiliés consolidés sont comptabilisées à des prix qui pourraient être obtenus sur unmarché concurrentiel avec des parties sans lien de dépendance.

c) Les frais afférents aux biens consistent en paiements de droits de prospection de pétrole et de gaz et en achat de réserves (lesimmobilisations corporelles et incorporelles acquises comme les usines à gaz, les installations de production et les frais afférents aux puitsde production sont comprises dans l’actif de production). Les biens prouvés correspondent aux régions où des forages fructueux ont révéléun champ pouvant être productif. Les biens non prouvés correspondent aux autres régions.


Secteur des ressources naturelles – renseignements complémentaires (non vérifiés)

Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisésComme l’exige le SFAS 69, la mesure normalisée des flux de trésorerie actualisés est faite à partir des coûts et des prix de find’exercice, des taux d’imposition réglementaires et d’un facteur d’actualisation de 10 % appliqué aux réserves prouvées nettes. Lamesure normalisée tient compte des frais liés aux obligations futures de démontage, d’abandon et de restauration. La compagnieestime que cette mesure normalisée ne constitue pas une estimation fiable des flux de trésorerie futurs prévus de la compagniedevant être obtenus de la mise en valeur et de la production de ses biens pétroliers et gaziers ni de la valeur de ses réservesprouvées de pétrole et de gaz. Cette mesure normalisée repose sur certaines hypothèses prescrites comprenant les prix de find’exercice, qui représentent une mesure ponctuelle unique dans le temps de sorte que les flux de trésorerie peuvent varierconsidérablement d’un exercice à l’autre, au gré des fluctuations des prix. Le tableau suivant ne tient pas compte de la participationde la compagnie dans Syncrude.

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


Flux de trésorerie futurs 32 415 36 751 21 911Frais de production futurs (14 475) (16 290) (11 376)Frais de mise en valeur futurs (3 548) (2 633) (2 039)Impôts futurs sur les bénéfices (3 655) (5 039) (2 777)

Flux de trésorerie nets futurs 10 737 12 789 5 719Taux d’actualisation de 10 % appliqué en fonction

du calendrier prévu des flux de trésorerie (4 487) (6 374) (1 405)

Flux de trésorerie futurs actualisés 6 250 6 415 4 314

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

Solde au début de l’exercice 6 415 4 314 3 317Variations découlant de ce qui suit :

Ventes et transferts de pétrole et de gaz produits,déduction faite des frais de production (2 430) (2 839) (2 650)

Variations nettes des prix et des frais de mise en valeur et de production (625) 4 221 3 343

Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée, déduction faite des frais connexes 164 (4) (513)

Frais de mise en valeur engagés au cours de l’exercice 412 411 272Révisions d’estimations quantitatives antérieures 1 285 87 660Accroissement de l’actualisation 710 568 417Variation nette des impôts sur le bénéfices 319 (343) (532)

Variation nette (165) 2 101 997

Solde à la fin de l’exercice 6 250 6 415 4 314



Réserves prouvées nettes mises en valeur et non mises en valeur a)

Pétrole brutGaz naturel synthétique

Pétrole brut et LGN en milliards de en millionsen millions de barils pieds cubes de barils

Pétrole classique Pétrole lourd b) Total

Au début de l’exercice 2005 115 232 347 791 757

Révisions – 350 350 137 –Récupération améliorée – – – – –(Vente) achat de réserves en place (12) – (12) (6) –Découvertes et extensions – 14 14 13 –Production (20) (45) (65) (188) (19)


Révisions 4 236 240 140 1Récupération améliorée – – – – –(Vente) achat de réserves en place (1) – (1) (6) –Découvertes et extensions – – – 10 –Production (15) (46) (61) (181) (21)


Révisions 24 (27) (3) 75 –Récupération améliorée – 6 6 1 –(Vente) achat de réserves en place (1) – (1) (12) –Découvertes et extensions – 44 44 8 –Production (12) (47) (59) (147) (24)


a) Les réserves nettes représentent les parts revenant à la compagnie déduction faite des parts des propriétaires miniers ou desgouvernements, ou des deux. Les réserves déclarées sont situées au Canada. Les réserves de gaz naturel sont calculées à une pression de 14,73 livres par pouce carré à 60 °F.

b) Les réserves de pétrole lourd correspondent généralement aux réserves de pétrole brut d’une viscosité supérieure à 10 000 cP et fontl’objet d’une récupération thermique assistée. Actuellement, les réserves de pétrole lourd de la compagnie comprennent les réservesattribuables aux installations de production de Cold Lake.

L’information qui précède décrit les variations au cours des exercices et les soldes des réserves prouvées de pétrole, de gaz et de pétrole brut synthétique à la fin des exercices 2005, 2006 et 2007. Les définitions des réserves de pétrole et de gaz sontconformes aux paragraphes 2), 3) et 4) de la règle 4-10 (a) de la Regulation S-X de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis.

Les estimations des réserves de pétrole brut et de gaz naturel, exclusion faite de Syncrude, sont évaluées d’après des donnéesgéologiques et techniques qui permettent d’affirmer avec une certitude raisonnable que, dans les conditions opérationnelles etéconomiques existantes, c.-à-d. les prix et les coûts en vigueur à la date où l’estimation est faite, ces réserves pourront êtreextraites des gisements connus dans les années à venir. Les estimations des réserves de pétrole brut synthétique sont fondéessur des évaluations géologiques et techniques détaillées de la quantité de bitume brut en place, sur le plan d’exploitation minière,sur des facteurs historiques d’extraction, de récupération et de valorisation de la production, sur la capacité d’exploitation installéedes usines et sur les restrictions dont fait l’objet l’exploitation autorisée.

Les volumes des réserves à la fin d’exercice ainsi que les changements apportés au classement des réserves qui figurent dans les tableaux sur les réserves prouvées sont établis à partir des prix et coûts en vigueur le 31 décembre. Ces chiffres serventégalement à établir les taux d’amortissement par unité de production ainsi que la mesure normalisée des flux de trésorerieactualisés. Nous comprenons que l’utilisation des prix et des coûts en vigueur le 31 décembre vise à fournir, à un moment précis,une mesure pour calculer les réserves et faciliter la comparaison entre les entreprises.



Les règlements de la Securities and Exchange Commission des États-Unis nous interdisent de présenter, dans la section financièredu présent document, les réserves établies à partir des critères que la compagnie retient pour prendre ses décisions en matièred’investissement. L’utilisation des prix de fin d’exercice pour estimer les réserves introduit de la volatilité dans le processus, étantdonné qu’il faut faire des ajustements annuels fondés sur les prix en vigueur un seul jour. La compagnie estime que cette méthodene cadre pas avec la nature à long terme des activités du secteur des ressources naturelles, où la production tirée des différentsprojets s’étend souvent sur plusieurs décennies. L’utilisation des prix d’un seul jour n’est pas pertinente pour rendre compte desdécisions prises par la compagnie en matière d’investissement, et les variations annuelles des réserves fondées sur les prix de find’exercice n’ont aucune incidence sur la façon dont l’entreprise est gérée.

Les révisions peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des réserves prouvées estimatives des gisementsexistants 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 de modifications des hypothèses de prix sous-jacentesservant à calculer les réserves. Ces révisions peuvent aussi comprendre des changements découlant des résultats de projets derécupération améliorée et d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou de la capacité des installations et dumatériel de production. Les quantités inscrites dans la catégorie « Révisions des réserves prouvées de pétrole lourd » en 2005 eten 2006 font suite principalement aux variations des prix et des coûts de fin d’exercice qui ont servi à déterminer les réserves.

En 2007, le gouvernement albertain a proposé des modifications au régime des redevances sur le pétrole et le gaz et au régimegénérique des redevances sur les sables pétrolifères à compter de 2009. La compagnie estime que cette proposition pourrait avoir un effet défavorable sur ses investissements futurs en Alberta et sur ses résultats financiers futurs. L’ampleur de l’incidencepossible dépendra de la forme finale que prendra la loi qui sera promulguée et des prix futurs du pétrole et du gaz, et ne peut êtreraisonnablement estimée en ce moment. Les propriétaires de la coenteprise Syncrude ont signé une entente avec la provinced’Alberta qui fixe les taux de redevance jusqu’au 31 décembre 2015. Ces propriétaires sont actuellement en pourparlers avec le gouvernement albertain pour déterminer s’il est possible de négocier une version remaniée de l’entente qui ferait passer lacoentreprise Syncrude sous le régime générique des redevances sur les sables pétrolifères avant 2016. Par conséquent, leschangements proposés aux taux de redevance n'ont pas été pris en compte dans les réserves prouvées nettes de pétrole brut et de gaz naturel et les réserves prouvées nettes de pétrole brut synthétique au 31 décembre 2007.

Pour déterminer les réserves prouvées nettes, on déduit la part prévue des propriétaires miniers ou des gouvernements, ou lesdeux. Les réserves prouvées nettes de brut classique (à l’exclusion des installations de récupération assistée) et de gaz naturelsont fondées sur une estimation des taux futurs de redevance basée sur ceux en vigueur au moment de l’estimation. Ces tauxpeuvent varier selon la production et les prix. Quant aux réserves prouvées nettes des installations de récupération assistée, soitde Syncrude et de Cold Lake, elles sont fondées sur la meilleure estimation possible des taux moyens de redevance pour la duréeéconomique de chaque projet. Ces taux peuvent varier selon la production, les prix et les coûts.

Les données relatives aux réserves excluent le pétrole brut et le gaz naturel découverts dans la mer de Beaufort, le delta duMackenzie et les îles de l’Arctique, ainsi que le pétrole lourd et les sables pétrolifères qui ne font pas partie des réserves desphases commerciales de la production de Cold Lake et de Syncrude.

La notion de baril d’équivalent pétrole (bep) peut être trompeuse si elle est employée hors contexte. Le coefficient de conversionde 6 000 pieds cubes en un baril se fonde sur une méthode qui s’applique principalement à l’équivalence énergétique à la pointedu brûleur et qui ne représente pas une valeur équivalente à la tête du puits.

Aucun évaluateur ou vérificateur de réserves qualifié indépendant n’a participé à la préparation des données sur les réserves.



2007 2006 2005 2004 2003

ActionnariatNombre moyen d’actions en circulation,

pondéré mensuellement (en milliers) 928 527 975 128 1 024 119 1 070 502 1 116 033Nombre d’actions en circulation au

31 décembre (en milliers) 903 263 952 988 997 875 1 047 960 1 087 959Actions détenues au Canada au 31 décembre (%) 12,1 13,0 13,8 14,6 15,2Nombre d’actionnaires inscrits au 31 décembre a) 13 108 13 561 14 096 14 953 15 516Nombre d’actionnaires inscrits au Canada 11 450 11 844 12 331 13 088 13 601

Actions négociées (en milliers) 292 888 321 245 357 633 281 334 282 189

Cours de l’action (en dollars) b)Bourse de Toronto

Haut 56,26 45,20 45,79 24,55 19,41Bas 37,40 34,31 22,50 18,81 14,40À la clôture le 31 décembre 54,62 42,93 38,47 23,72 19,18

American Stock Exchange ($ US)Haut 61,48 40,38 39,14 20,82 14,92Bas 31,87 29,99 18,27 14,11 9,42À la clôture le 31 décembre 54,78 36,83 33,20 19,79 14,81

Bénéfice net par action (en dollars)– résultat de base 3,43 3,12 2,54 1,92 1,53 – résultat dilué 3,41 3,11 2,53 1,91 1,53

Ratios au 31 décembre Ratio cours-bénéfice c) 16,0 13,8 15,2 12,4 12,6

Dividendes déclarés d)Total (en millions de dollars) 324 311 320 314 323Par action (en dollars) 0,35 0,32 0,31 0,29 0,29

a) Exxon Mobil Corporation est propriétaire de 69,6 % des actions de l’Impériale.b) Cours tirés des registres des bourses, ajustés pour tenir compte du fractionnement des actions à raison de trois pour une en 2006.

Les cours présentés en dollars américains sont fondés sur les données réunies sur le marché américain.c) Cours de clôture le 31 décembre à la Bourse de Toronto, divisé par le bénéfice net par action – résultat dilué.d) Le dividende du quatrième trimestre est versé le 1er janvier de l’exercice suivant.

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

Cette retenue fiscale passe à 5 % sur les dividendes versés à une société résidant aux États-Unis qui possède au moins 10 % desactions avec droit de vote de l’Impériale.

La Compagnie Pétrolière Impériale Ltée est une société étrangère admissible aux fins des nouveaux taux réduits sur les gains encapital aux États-Unis (15 % et 5 % pour certaines personnes) qui visent les dividendes versés par les sociétés américaines et lessociétés 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-résidentsn’exploitant pas d’entreprise au Canada.

Cours au jour de l’évaluationRenseignement utile pour les gains en capital : l’action ordinaire de l’Impériale était cotée à 3,50 $ le 31 décembre 1971 et à 5,10 $ le 22 février 1994. Les deux montants ont été retraités pour refléter les fractionnements d’actions à raison de trois pour une survenus en 1998 et en 2006.

Employés2007 2006 2005 2004 2003

Nombre d’employés au 31 décembre 4 785 4 869 5 096 6 083 6 256


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

2007 2006trimestres terminés les trimestres terminés les

31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc. 31 mars 30 juin 30 sept. 31 déc.

Données financières (en millions de dollars) Total des produits et des autres revenus 5 934 6 339 6 430 6 740 5 818 6 688 6 651 5 631Total des charges 4 819 5 319 5 240 5 686 4 928 5 604 5 421 4 735

Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 1 115 1 020 1 190 1 054 890 1 084 1 230 896Impôts sur les bénéfices (341) (308) (374) (168) (299) (247) (408) (102)

Bénéfice net 774 712 816 886 591 837 822 794

Bénéfice net sectoriel (en millions de dollars)Ressources naturelles 563 460 607 739 397 754 617 608Produits pétroliers 198 314 191 218 199 62 149 214Produits chimiques 28 22 24 23 39 31 38 35Comptes non sectoriels (15) (84) (6) (94) (44) (10) 18 (63)

Bénéfice net 774 712 816 886 591 837 822 794

Données par action (en dollars)Bénéfice net – résultat de base 0,82 0,76 0,88 0,97 0,60 0,85 0,84 0,83Bénéfice net – résultat dilué 0,81 0,76 0,88 0,96 0,59 0,85 0,84 0,83Dividendes (déclarés trimestriellement) 0,08 0,09 0,09 0,09 0,08 0,08 0,08 0,08

Cours de l’action (en dollars) b)Bourse de Toronto

Haut 43,75 54,70 51,90 56,26 42,28 43,33 45,20 44,80Bas 37,40 41,77 40,86 45,57 35,36 36,18 35,33 34,31À la clôture 42,80 49,59 49,29 54,26 41,91 40,78 37,47 42,93

American Stock Exchange ($ US)Haut 38,29 50,35 50,95 61,48 36,67 39,64 40,38 38,93Bas 31,87 36,90 37,99 46,43 30,54 32,50 31,64 29,99À la clôture 37,12 46,34 49,56 54,78 35,85 36,50 33,55 36,83

Actions négociées (en milliers) c) 72 127 67 374 68 882 84 505 99 309 77 793 70 701 73 442

a) Les données trimestrielles ne font pas l’objet d’une vérification par les vérificateurs indépendants de la compagnie.b) L’action de l’Impériale est cotée à la Bourse de Toronto et se négocie hors cote à l’American Stock Exchange de New York. L’action

ordinaire de l’Impériale porte le symbole IMO. Les cours de l’action sont tirés des registres de ces bourses, ajustés pour tenir compte dufractionnement des actions à raison de trois pour une survenu en 2006. Les cours présentés en dollars américains sont fondés sur lesdonnées réunies sur le marché américain.

c) Le nombre d’actions négociées est déterminé d’après l’ensemble des opérations réalisées à ces deux bourses.

Renseignements sur les dividendes et l’achat d’actions2e trimestre 2008 3e trimestre 2008 4e trimestre 2008 1er trimestre 2009

Date de déclaration 1er mai 2008 31 juillet 2008 30 octobre 2008 29 janvier 2009

Date de clôture des registres 6 juin 2008 5 septembre 2008 5 décembre 2008 2 mars 2009

Date de paiement des dividendes 1er juillet 2008 1er octobre 2008 1er janvier 2009 1er avril 2009

Date limite d’achat d’actions(date limite de datation et de réception du chèque destiné à l’achat d’actions) 16 juin 2008 17 septembre 2008 15 décembre 2008 18 mars 2009

Date d’investissement(date à laquelle la compagnie place les fonds du régime de réinvestissement des dividendes et d’achat d‘actions) 2 juillet 2008 2 octobre 2008 2 janvier 2009 2 avril 2009

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


Données financières et sur la négociation d’actions – par trimestre a)

Siège socialCompagnie Pétrolière Impériale LtéeP.O. Box 2480, Station ‘M’Calgary, Alberta, Canada T2P 3M9

Assemblée annuelleL’assemblée annuelle aura lieu au Centre des congrès TELUS,Tour Sud, Salle MacLeod, 120 Ninth Avenue S.E., Calgary, Alberta,Canada, le jeudi 1er mai 2008, à 9 h 30, heure locale.

Questions portant sur le compte de l’actionnairePour signaler un changement d’adresse, transférer des actions,éliminer des envois postaux multiples, obtenir le paiement deses dividendes en dollars US, faire une demande de dépôt directde ses dividendes dans le compte d’une institution financière auCanada qui offre le virement électronique de fonds, souscrire aurégime de réinvestissement des dividendes et d’achat d’actions,demander la transmission électronique des rapports auxactionnaires, s’adresser à la Compagnie Trust CIBC Mellon.

Compagnie Trust CIBC MellonP.O. Box 7010Adelaide Street Postal StationToronto, Ontario, Canada M5C 2W9Téléphone : 1 800 387-0825 (Canada et États-Unis)

ou (416) 643-5500Télécopieur : (416) 643-5501Courriel : [email protected] Web : www.cibcmellon.com

Les résidents des États-Unis qui veulent transférer des actionssont priés de s’adresser à BNY Mellon Shareowner Service.

BNY Mellon Shareowner Service480 Washington BoulevardJersey City, New Jersey, U.S.A. 07310-1900 Téléphone : 1 800 526-0801

Régime de réinvestissement de dividendes et d’achat d’actionsLe régime offre à l’actionnaire deux façons d’augmenter sonportefeuille à un coût réduit. Il lui permet de réinvestir sesdividendes en espèces dans l’achat d’actions au cours moyen du marché. L’actionnaire peut aussi investir, chaque trimestrecivil, de 50 $ à 5 000 $ dans l’achat d’actions au cours moyen du marché.

Les fonds affectés au régime de réinvestissement desdividendes et d’achat d’actions servent à acheter des actions encirculation à la bourse, plutôt que de nouvelles actions.

L’Impériale en ligneL’Impériale a un site Web qui communique à l’investisseurdivers renseignements sur l’entreprise, comprenant :

· le cours de l’action· le rapport annuel et les rapports intermédiaires· le formulaire 10-K· des communications à l’intention des investisseurs· la publication des résultats et d’autres communiqués· des données historiques sur les dividendes, la mission

sociale de l’entreprise

www.limperiale.ca

Renseignements pour les investisseursOn peut aussi obtenir des renseignements en écrivant au directeur des Relations avec les investisseurs, au siège social de l’Impériale, ou en composant l’un des numéros suivants :

Téléphone : (403) 237-4538Télécopieur : (403) 237-2081

Autres numéros à retenirService à la clientèle :Téléphone : 1 800 567-3776Télécopieur : 1 800 367-0585

Secrétaire généralTéléphone : (403) 237-2915Télécopieur : (403) 237-2490

Annual report in EnglishTo obtain Imperial’s annual report to shareholders inEnglish, please write to: Investor Relations Division: Imperial Oil Limited, P.O. Box 2480 Station ‘M’, Calgary, Alberta, Canada T2P 3M9

Conception : Smith-Boake Designwerke Inc.Photographie : Bill Brennan, Dwayne Brown, Mike Hildreth, Ali Jaafar,

Ed Lallo, Liam Sharpe, Syncrude Canada Ltée, archives de l’Impériale

Impression : grafikom.MIL


Renseignements à l'intention des investisseurs

Administrateurs et dirigeants

Le Conseil

Randy L. BroilesVice-président principalRessourcesCompagnie PétrolièreImpériale LtéeCalgary (Alberta)

Tim J. HearnPrésident du Conseil etchef de la directionCompagnie PétrolièreImpériale LtéeCalgary (Alberta)

Jim F. ShepardPrésident et chef de de la directionCanfor CorporationVancouver (Colombie-Britannique)

Paul A. SmithVice-président principal – Finances et administrationet trésorierCompagnie PétrolièreImpériale LtéeCalgary (Alberta)

Sheelagh D. WhittakerDirectrice généraleretraitéeElectronic DataSystems LimitedLondres, Angleterre

Victor L. YoungAdministrateur deplusieurs sociétésSt. John’s (Terre-Neuve-et-Labrador)

Autres dirigeants

Sean R. CarletonContrôleur

Brian W. LivingstonVice-président, directeurjuridique et secrétairegénéral

Comités

Comité de vérification

J.F. Shepard, présidentS.D. Whittaker, vice-présidenteJ.M. MintzR. PhillipsV.L. Young

Comité del’environnement, de lasanté et de la sécurité

S.D. Whittaker, présidenteJ.M. Mintz, vice-présidentV.L. YoungR. PhillipsJ.F. Shepard

Comité des ressourcespour les dirigeants

R. Phillips, présidentV.L. Young, vice-présidentJ.M. MintzJ.F. ShepardS.D. Whittaker

Comité des mises encandidature et de lagouvernance

V.L. Young, présidentJ.F. Shepard, vice-présidentJ.M. MintzR. PhillipsS.D. Whittaker

Fondation PétrolièreImpériale

J.M. Mintz, présidentR. Phillips, vice-présidentJ.F. Shepard,administrateurP.A. Smith, administrateurS.D. Whittaker,administratriceV.L. Young, administrateur

Bruce H. MarchPrésidentCompagnie PétrolièreImpériale LtéeCalgary (Alberta)

Jack M. MintzTitulaire de la chairePalmer de politiquepubliqueUniversité de CalgaryCalgary (Alberta)

Roger PhillipsPrésident et chef de la direction retraitéIPSCO Inc.Regina (Saskatchewan)

Arrière-plan de la page couvertureLa raffinerie de Nanticoke dans le sud del’Ontario, l’une des quatre raffineries del’Impériale.

Montage de gauche à droite• L’exploitation de pétrole lourd de Cold Lake

dans le nord de l’Alberta. La production de pétrole lourd est passée à plus de 150 000 barils par jour.

• Le directeur de la raffinerie de Nanticokediscute des méthodes de travail avec denouveaux travailleurs.

• Le réseau des stations-service Esso sertles Canadiens d’un bout à l’autre du pays.

Compagnie Pétrolière Impériale LtéeP.O. Box 2480, Station ‘M’Calgary, AlbertaCanada T2P 3M9

www.limperiale.ca

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

La rivière Athabasca, vue de Fort McMurray, en Alberta. Pour en savoir plus sur les moyens

envisagés par l’Impériale pour protéger ce plan d’eau dans le cadre du projet d’exploitation

des sables pétrolifères de Kearl – et son approche de la gestion de l’eau – lire le Rapport sur

la mission sociale de 2006. Cette publication fait état des avancées de la compagnie pour

répondre à la demande croissante d’énergie d’une manière responsable du point de vue

économique, environnemental et social.


Documents

Leader dans le secteur de l’énergie - essohub.comessohub.com/Canada-Francais/Files/Investors/2007_AR-FR.pdf · Le pétrole et le gaz naturel resteront les principales ... accent