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Published: 2023-03-16

2022 états financiers annuelset analyse de la direction

Photo de couverture :

Raffinerie Strathcona, Edmonton, Alberta

Accueil du projet de diesel renouvelable

Strathcona récemment approuvé.




États financiers annuels et rapport de gestion sur la
situation financière et des résultats d’exploitation

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2022


Les états financiers annuels et le rapport de gestion sur la situation financière et des résultats d’exploitation
doivent être lus en paral èle avec le rapport annuel de la compagnie sur le formulaire 10-K pour l’exercice
clos le 31 décembre 2022. Renvoi au point 1A. Les « facteurs de risque » et les numéros de page de ce
document indiquent la section et les numéros de page figurant dans le rapport annuel de la compagnie sur le
formulaire 10-K. Le rapport annuel de la compagnie sur le formulaire 10-K, les rapports trimestriels sur le
formulaire 10-Q et les rapports actuels sur le formulaire 8-K, ainsi que les modifications apportées à ces
rapports, sont accessibles en ligne au www.sedar.com, au www.sec.gov et sur le site Web de la compagnie
au www.imperialoil.ca.

Sauf indication contraire du contexte, tout renvoi à la « compagnie » ou à l’« Impériale » s’entend de la
Compagnie Pétrolière Impériale ltée et ses filiales, et tout renvoi à ExxonMobil s’entend d’Exxon Mobil
Corporation et de ses sociétés affiliées, selon le cas.

Tous les montants en dol ars sont exprimés en dol ars canadiens, à moins d’indication contraire.
Remarque : les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre.


Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y
compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés
prospectifs. De même, les discussions sur les feuil es de route en matière de réduction des émissions ou les
plans futurs liés à la capture du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène, au recyclage des plastiques et à
d’autres plans visant à atteindre la carboneutralité dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les
progrès technologiques continus et le soutien politique, et constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés
prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe,
entend, propose, planifie, but, recherche, projette, présage, cible, évalue, prévoit, stratégie, perspective,
compte, futur, continue, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les
énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment, sans toutefois s’y limiter, des
renvois au fait d’être bien positionné pour participer à des investissements futurs et réduire le risque lié au
cours des matières premières; les perspectives commerciales à long terme de la compagnie y compris en ce
qui concerne la demande, l’offre, le bouquet et les voies énergétiques liées aux émissions de gaz à effet de
serre; l’incidence de la participation à l’Al iance Nouvelles voies; l’objectif de L’Impériale d’atteindre la
carboneutralité à l’échelle de la compagnie d’ici 2050 (portées 1 et 2) et de réduire l’intensité des émissions de
gaz à effet de serre dans ses instal ations d’extraction de sables bitumineux pour 2030; l’ampleur des effets
continus de l’incertitude mondiale actuel e et des événements géopolitiques qui affectent l’offre et la demande,
notamment l’inflation et la capacité de la société d’atténuer les impacts sur les coûts et compenser les
pressions inflationnistes; la croissance du segment, les stratégies concurrentiel es et les avantages d’un
modèle commercial intégré; la capacité de la stratégie d’investissement actuel e de la compagnie, axée sur
l’obtention d’une valeur ajoutée et la croissance de certains volumes, à générer de solides rendements et à
assurer une croissance à long terme; l’évaluation continue des occasions, comme les expéditions par rail et le
rythme d’exécution du projet d’Aspen; les répercussions des stratégies du secteur Aval et de la position
concurrentielle et la volatilité prévue des marges de raffinage; répercussions potentiel es des risques
environnementaux, de la politique sur le carbone, des règlements relatifs au climat et des mandats sur les
biocarburants; le calendrier et la production de l’instal ation de diesel renouvelable de Strathcona; les
avantages pour le secteur des produits chimiques de l’intégration avec la raffinerie de Sarnia et de la relation
avec ExxonMobil; la structure du capital et la solidité financière en tant qu’avantage concurrentiel, pour atténuer
les risques et répondre aux besoins de financement; les dépenses en immobilisations prévues pour
l’année 2023 d’environ 1,7 mil iard de dollars; la sensibilité des résultats; les risques liés à l’utilisation
d’instruments dérivés; l’effet de tout litige en instance, des normes comptables et des économies d’impôts non
comptabilisées; et les mesures normalisées de la valeur actualisée des flux de trésorerie futurs ainsi que les
estimations, la mise en valeur, le calendrier et la récupération des réserves.

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Les déclarations prospectives sont fondées sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses
projections et ses hypothèses émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et d’exploitation
futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet énergétiques
futurs; les prix des matières premières et les taux de change; les taux, la croissance et la composition de la
production de divers actifs; la durée de vie de la production, la récupération des ressources et le rendement des
réservoirs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude
de la compagnie à exécuter ef icacement ces plans et à exploiter ses actifs, dont son investissement dans le
complexe de diesel renouvelable à Strathcona et les projets Leming, Grand Rapids et LASER à Cold Lake;
l’adoption et les incidences de nouvelles instal ations ou technologies sur les réductions de l’intensité des
émissions de GES, notamment le recours à des technologies comme le remplacement par des solvants du
processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold Lake, la récupération de la chaleur du gaz combustible de
la chaudière à Kearl, le complexe de production de diesel renouvelable à Strathcona, le captage et le stockage
du carbone, y compris en relation avec l’hydrogène pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de
récupération et les projets d’efficacité, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces
projets; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne diverses nouvelles
technologies comme le captage et le stockage du carbone; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût
des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales, et la fourniture de diesel renouvelable à
la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faible teneur en carbone; le volume
et le rythme des réductions d’émissions, y compris l’incidence des carburants à faible teneur en carbone; le
rendement des tiers fournisseurs de services; la réception des approbations réglementaires et de tiers en
temps opportun; les lois et les politiques gouvernementales applicables, notamment en matière de
changements climatiques, de réductions des émissions de GES et de carburants à faible teneur en carbone;
l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; la capacité prévue à compenser les pressions
inflationnistes; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les
dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat
d’actions;; les dépenses en capital et liées à l’environnement; la réalisation de gains d’efficacité au sein des
secteurs d’activité et entre eux, et la capacité de maintenir les réductions de coûts à court terme en tant que
gains d’efficacité permanents; et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon
un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, nationales ou régionales de l’offre et de la demande de
pétrole, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, les charges d’alimentation et d’autres
facteurs du marché, conditions économiques ou fluctuations saisonnières, ainsi que les répercussions sur la
demande, les prix, les dif érentiels et les marges qui en découlent; le transport pour accéder aux marchés; les
événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques
gouvernementales, aux taux de redevances applicables, aux lois fiscales, y compris l’impôt sur le rachat
d’actions, et aux mesures prises en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux
activités pétrolière et gazière; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les
changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les politiques
gouvernementales soutenant les occasions d’investissement dans les projets à faibles émissions de carbone ;
les échecs ou les retards dans les politiques et développements de marchés favorables aux nouvelles
technologies à faibles émissions de carbone; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et
tierces; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des
fournisseurs de services; la disponibilité et la répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services; les dif icultés techniques ou opérationnelles imprévues; l’efficacité de la gestion et la
préparation aux catastrophes; les négociations commerciales; la gestion des projets et les échéanciers et
l’achèvement à temps des projets; les développements technologiques inattendus; les résultats des
programmes de recherche et des nouvel es technologies, y compris en ce qui concerne les émissions de gaz à
effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvel es technologies à une échelle commerciale à coût
concurrentiel; l’analyse et le rendement des gisements; la capacité de valoriser ou d’acquérir des réserves
supplémentaires; les risques et dangers opérationnels; les incidents de cybersécurité; les taux de change; les
conséquences de la COVID-19 ou d’autres crises de santé publique, y compris les effets des réponses
gouvernementales sur les populations et les économies; les conditions économiques générales, y compris les
récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; et les autres facteurs dont il est question dans
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les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les
résultats d’exploitation du présent rapport annuel sur le formulaire 10-K.

Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et
d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à la
Compagnie pétrolière Impériale Limitée. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement
des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier
aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis
aux présentes, sauf si la loi l’exige.

Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et aspirations de L’Impériale en matière
environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont nécessairement importants
pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de
réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière
environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont
encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des
hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvel es règles.

Les modèles de demande énergétique sont de nature prévisionnel e et visent à reproduire la dynamique de la
filière énergétique mondiale, ce qui nécessite des simplifications. La mention, dans ce rapport, de scénarios de
demande énergétique fondés sur de tels modèles, y compris à propos d’une éventuel e carboneutralité, ne
signifie pas que L’Impériale estime que l’un d’eux est susceptible de se concrétiser. De plus, ces scénarios de
demande énergétique reposent sur des hypothèses pour divers paramètres. Par conséquent, le résultat de tout
scénario donné utilisant un modèle de demande énergétique s’accompagne d’un degré élevé d’incertitude. Par
exemple, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) décrit son scénario de carboneutralité d’ici 2050 comme
extrêmement complexe en raison des efforts sans précédent qu’il exige en matière d’innovation, de
collaboration internationale ainsi que d’appui et de participation soutenus chez les consommateurs. Les
scénarios de tiers abordés dans ce rapport reflètent les hypothèses de modélisation et les résultats obtenus par
leurs auteurs respectifs, et non par l’Impériale, et l’utilisation par cette dernière de ces scénarios ne signifie pas
qu’elle appuie leurs hypothèses sous-jacentes, leur éventualité ou leur probabilité. Les décisions
d’investissement sont basées sur le processus de planification distinct de L’Impériale. Toute utilisation de la
modélisation d’une organisation tierce dans ce rapport ne signifie d’aucune manière que L’Impériale approuve
les positions ou les activités de l’organisation en question.

Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et
n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des
paiements au gouvernement.

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		Section financière

Table des matières			Page


Informations financières (PCGR des États-Unis)				6

Terminologie				7

Rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation				11

					Aperçu	11

					Contexte commercial	12

					Résultats commerciaux	17

					Situation de trésorerie et sources de financement	26

					Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	30

					Risques liés au marché	31

					Estimations comptables critiques	33

Rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière				41

Rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant				42

État consolidé des résultats (PCGR des États-Unis)				45

État consolidé du résultat étendu (PCGR des États-Unis)				46

Bilan consolidé (PCGR des États-Unis)				47

État consolidé des capitaux propres (PCGR des États-Unis)				49

État consolidé des flux de trésorerie (PCGR des États-Unis)				50

					Notes aux états financiers consolidés		51

					1. Résumé des principales politiques comptables	51

					2. Secteurs d’activités	58

					3. Impôts sur le bénéfice	61

					4. Avantages de retraite	63

					5. Autres obligations à long terme	68

					6. Instruments financiers et produits dérivés	69

					7. Programmes de rémunération et d’intéressement à base d’actions	71

					8. Revenus de placement et d’autres sources	72

					9. Litiges et autres provisions	73

					10. Actions ordinaires	73

					11. Informations financières diverses	76

					12. Financement et renseignements supplémentaires sur les bil ets et emprunts	78

					13. Contrats de location	79

					14. Dette à long terme	82

					15. Comptabilité des coûts des puits d’exploration suspendus	82

					16. Transactions avec des apparentés	83

					17. Autres éléments du résultat étendu (perte)	84

					18. Activités de cession	84
Renseignements supplémentaires sur les activités d’exploration/production de pétrole et de gaz				85
(hors audit)

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Informations financières (PCGR des États-Unis)


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020
					59 413
Revenus			37 508	22 284


Bénéfice (perte) net :
					3 645
Secteur Amont			1 395	(2 318)

Secteur Aval		3 622	895	553
						204
Produits chimiques			361	78

Comptes non sectoriels et autres		(131)	(172)	(170)

Bénéfice (perte) net		7 340	2 479	(1 857)


Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin d’exercice		3 749	2 153	771
		43 524
Total de l’actif en fin d’exercice			40 782	38 031

							4 033
Dette à long terme en fin d’exercice			5 054	4 957

Total de la dette en fin d’exercice		4 155	5 176	5 184
										3 467
Autres obligations à long terme en fin d’exercice			3 897	4 100

								22 413
Capitaux propres en fin d’exercice			21 735	21 418
									10 482
Flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation			5 476	798


Informations par action (en dollars canadiens)

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat de base		11,47	3,48	(2,53)
		11,44
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué			3,48	(2,53)

Dividendes par action ordinaire – annoncés		1,46	1,03	0,88

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Terminologie
Les expressions définies ci-dessous sont fréquemment utilisées chez L’impériale dans ses principaux
indicateurs de rendement financier et de gestion commerciale. Ces définitions sont offertes pour faciliter la
compréhension des indicateurs et de la façon dont ils sont calculés. Certaines mesures incluses dans ce
document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis.
Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G et de
la rubrique 10(e) du règlement S-K de la Securities and Exchange Commission, et « autres mesures
financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et les autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.

Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.
Capital utilisé
Le capital utilisé est une mesure financière non conforme aux PCGR qui mesure l’investissement net. Lorsque
cette valeur est vue sous la perspective de la façon dont le capital est utilisé dans l’entreprise, el e comprend
les biens de l’entreprise, ses installations et équipements de production, ainsi que ses autres actifs, moins le
passif, sauf la dette à court et à long terme. Lorsque cette valeur est vue sous l’angle des sources du capital
utilisé de manière globale dans l’entreprise, elle comprend la dette totale et les capitaux propres. Le total des
actifs figurant dans le bilan consolidé de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Ces deux perspectives intègrent la part de
l’entreprise dans le capital des sociétés dont el e est actionnaire, que l’entreprise désire inclure pour présenter
une mesure plus complète du capital utilisé.
Rapprochement du capital utilisé
en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait du bilan consolidé


Utilisations dans l’entreprise : perspective de l’actif et du passif

Total de l’actif		43 524	40 782	38 031
Moins :						Total du passif à court terme à l’exclusion des bil ets et
							(8 776)		(5 432)		(3 153)
					emprunts
					Total du passif à long terme à l’exclusion de la dette à long
					terme			(8 180)		(8 439)		(8 276)
Plus : Part de L’impériale dans la dette des sociétés dont elle est
							25		20		26
actionnaire
								26 593
Total du capital utilisé			26 931	26 628

Total des sources de l’entreprise : Perspective de la dette et des

capitaux propres
						122
Bil ets et emprunts			122	227

Dette à long terme		4 033	5 054	4 957
							22 413
Capitaux propres			21 735	21 418
Plus : Part de L’impériale dans la dette des sociétés dont elle est

actionnaire		25	20	26
								26 593
Total du capital utilisé			26 931	26 628
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Rendement du capital moyen utilisé (RCMU)
Le RCMU est un ratio non conforme aux PCGR. Sous la perspective des secteurs d’activité de l’entreprise, le
RCMU correspond au bénéfice net annuel du secteur divisé par le capital moyen utilisé dans ce secteur
(moyenne des montants de début et de fin d’année). Le bénéfice net d’un secteur d’activité comprend la part de
L’impériale dans le bénéfice net des sociétés dont elle est actionnaire dans ce secteur, conformément à la
définition employée pour le capital utilisé, à l’exclusion du coût de financement. Le capital utilisé, une mesure
financière non conforme aux PCGR, est indiqué et rapproché ci-dessus. Le RCMU total de l’entreprise est
calculé en soustrayant les coûts de financement après impôts du bénéfice net, ce résultat étant ensuite divisé
par le capital moyen utilisé total. La compagnie utilise cette définition du RCMU depuis plusieurs années et
considère qu’el e constitue l’une des meil eures mesures de la productivité du capital dans le temps, à l’intérieur
d’un secteur industriel à forte intensité de capital. D’autres indicateurs sont utilisés pour les décisions
d’investissement, reposant plus sur les flux de trésorerie.
Composants du rendement du capital moyen utilisé


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait de l’état consolidé des résultats

					7 340
Bénéfice (perte) net			2 479	(1 857)
Financement (après impôts), incluant la part de L’impériale dans les
						55	40	52
sociétés dont el e est actionnaire

Bénéfice (perte) net à l’exclusion du financement		7 395	2 519	(1 805)

					26 762
Capital moyen utilisé			26 780	28 059
		27,6
Rendement du capital moyen utilisé (%) – Total de l’entreprise			9,4	(6,4)

Flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et aux ventes d’actifs constituent une mesure financière
non conforme aux PCGR qui correspond à la somme de la trésorerie nette générée par des activités
d’exploitation et par le produit des ventes d’actifs figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie. Cette
valeur des flux de trésorerie reflète les sources totales de trésorerie provenant de l’exploitation des actifs de
l’entreprise et des désinvestissements. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation figurant dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. L’entreprise applique depuis longtemps un
processus rigoureux d’évaluation périodique afin de s’assurer que ses actifs contribuent à l’atteinte de ses
objectifs stratégiques. L’entreprise se départit des actifs ne contribuant plus suffisamment à ces objectifs ou qui
ont une valeur nettement supérieure pour des investisseurs externes. Compte tenu de la régularité de ces
activités, l’entreprise croit que ses investisseurs doivent prendre en compte le produit de ces ventes d’actifs
avec la trésorerie issue des activités d’exploitation lors de l’évaluation des liquidités disponibles pour des
investissements internes et des activités de financement, incluant les distributions aux actionnaires.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et aux ventes d’actifs


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait de l’état consolidé des flux de trésorerie


Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		10 482	5 476	798
		904
Produits de la vente d’actifs			81	82
Total des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et aux ventes

d’actifs		11 386	5 557	880

	8


Coûts d’exploitation
Les coûts d’exploitation constituent une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux coûts
de la période pour produire, fabriquer et préparer de toute autre façon les produits de la compagnie en vue de
leur vente, ce qui comprend les coûts des énergies utilisées, les coûts de main-d’œuvre et les coûts d’entretien.
Les coûts d’exploitation sont calculés avant impôts et excluent les coûts des matières premières, les impôts et
les intérêts débiteurs. Le total des dépenses figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie
constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers.
Même si l’entreprise est responsable de tous les éléments de revenus et dépenses composant le bénéfice net,
les coûts d’exploitation correspondent aux dépenses plus directement contrôlées par l’entreprise et constituent
donc un bon indicateur du rendement de l’entreprise.
Rapprochement des coûts d’exploitation

en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait de l’état consolidé des résultats
					50 186
Total des dépenses			34 307	24 796

Moins :

Achats de pétrole brut et de produits		37 742	23 174	13 293
							2 179
Taxe d’accise fédérale et frais de carburant			1 928	1 736

Financement		60	54	64
						39 981
Sous-total			25 156	15 093
Part de L’impériale dans les dépenses des sociétés dont el e est
								71	61	64
actionnaire

Total des coûts d’exploitation		10 276	9 212	9 767

Composants des coûts d’exploitation


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait de l’état consolidé des résultats
		7 404
Production et fabrication			6 316	5 535

Frais de vente et frais généraux		882	784	741
		1 897
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)			1 977	3 293
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la
		17
								42	121
retraite

Exploration		5	32	13
					10 205
Sous-total			9 151	9 703
Part de L’impériale dans les dépenses des sociétés dont el e est

								71	61	64
actionnaire
		10 276
Total des coûts d’exploitation			9 212	9 767


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Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuel ement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à 100 mil ions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le bénéfice (perte) net figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chif res pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Extrait de l’état consolidé des résultats


Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		7 340	2 479	(1 857)


Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net

					Gain/(perte) sur la vente d’actifs	208		—	—
							—
					Pertes de valeur	—		(1 171)
								208
Sous-total des éléments identifiés			—	(1 171)


Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés		7 132	2 479	(686)

	10


Rapport de gestion sur la situation financière et les résultats
d’exploitation
Aperçu
La discussion et l’analyse ci-dessous des résultats financiers de L’impériale, ainsi que les états financiers les
accompagnant de même que les notes ajoutées aux états financiers consolidés, sont la responsabilité de la
direction de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée.
L’information comptable et financière de la compagnie reflète fidèlement son modèle d’entreprise intégré qui
repose sur l’exploration et la production de pétrole brut et de gaz naturel, ainsi que la fabrication, le commerce,
le transport et la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers, de produits pétrochimiques et de
divers produits spécialisés.
Grce aux ressources naturelles dont el e dispose, à sa santé financière, à la rigueur de sa politique
d’investissement et à l’éventail de ses technologies, L’impériale est bien placée pour participer à des
investissements d’envergure visant à mettre en valeur de nouvelles réserves énergétiques au Canada. La
compagnie exploite les segments d’activité Amont, Aval, Produits chimiques et Comptes non sectoriels et
autres. Le modèle d’affaires intégré de la compagnie réduit généralement les risques associés aux variations
des cours des matières premières. Bien que les prix des marchandises dépendent de l’offre et de la demande,
et puissent être volatils à court terme, les décisions de placement de L’impériale reposent sur des facteurs
fondamentaux qui se reflètent dans ses perspectives commerciales à long terme et font appel à une méthode
rigoureuse de sélection et d’exploitation des possibilités d’investissement les plus intéressantes. Le Plan
d’entreprise est un processus de gestion annuel fondamental qui sert à l’établissement des objectifs
d’exploitation et d’investissement, et à l’élaboration des hypothèses économiques servant à évaluer les
investissements. Les hypothèses à la base du Plan d’entreprise sont fondées sur les Perspectives énergétiques
d’Exxon Mobil et les prévisions de volume selon ce plan reposent sur les profils de production des gisements,
qui sont mis à jour annuel ement. Les fourchettes des cours du pétrole brut, du gaz naturel, y compris les écarts
de prix, des produits raffinés et des produits chimiques, ainsi que les volumes et les coûts d’exploitation, y
compris les prix des émissions de gaz à effet de serre et les taux de change des devises reposent sur les
hypothèses du Plan d’entreprise élaborées annuellement et sont utilisées aux fins d’évaluation des
investissements. Des possibilités d’investissement majeur sont évaluées selon une myriade de conditions
économiques éventuel es. Une fois que la compagnie a réalisé des investissements majeurs, elle lance un
processus de réévaluation pour garantir que les enseignements pertinents seront retenus et pris en compte
dans ses projets futurs.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et
n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des
paiements au gouvernement.

	11


Contexte commercial
Perspectives à long terme
Les « perspectives à long terme » sont fondées sur Perspectives énergétiques d’Exxon Mobil Corporation, qui,
combinées aux hypothèses à court terme, servent à éclairer les stratégies commerciales et les plans
d’investissement à long terme de l’entreprise.
La compagnie planifie ses affaires en se basant sur sa compréhension approfondie des facteurs fondamentaux
du marché à long terme. Ces facteurs fondamentaux comprennent les tendances en matière d’offre et de
demande, l’ampleur et la variété des besoins énergétiques dans le monde, la capacité, la valeur concrète et
l’abordabilité des sources d’énergie de rechange, y compris des solutions à faibles émissions de carbone, les
technologies de réduction des émissions de gaz à effet de serre et les politiques gouvernementales de soutien.
Selon les Perspectives énergétiques, ces facteurs fondamentaux forment la base de la planification à long
terme des affaires de la compagnie, ainsi que de ses décisions d’investissement et de ses programmes de
recherche. Les Perspectives reflètent la façon dont la compagnie perçoit l’offre et la demande énergétiques à
l’échelle mondiale jusqu’en 2050. Cette prévision est fondée sur les tendances actuelles en matière de
technologies, de politiques gouvernementales, de préférences des consommateurs, de géopolitique et de
développement économique.
Les Perspectives utilisent des projections et des scénarios provenant de tiers réputés tels que l’Agence
internationale de l’énergie (AIE) et le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC).
L’AIE qualifie de très complexe son scénario de carboneutralité d’ici 2050, car l’atteinte de cet objectif exige que
toutes les parties prenantes – gouvernements, entreprises, investisseurs et citoyens – prennent des mesures
immédiates et exceptionnel es. L’AIE reconnaît que la société ne s’est pas engagée actuellement sur la voie de
la carboneutralité envisagée par son scénario. Compte tenu du vaste éventail d’incertitudes, il est impossible de
prédire raisonnablement une voie de transition unique. Les principales inconnues comprennent les politiques
gouvernementales qui n’ont pas encore été élaborées, les conditions du marché et les avancées
technologiques qui peuvent influencer le coût, la cadence et la disponibilité potentielle de certaines voies. Les
scénarios qui utilisent une gamme complète d’options technologiques sont susceptibles de fournir les voies les
plus efficaces sur le plan économique.
Selon les projections, d’ici à 2050, la population mondiale devrait atteindre à peu près 9,7 milliards d’habitants,
soit environ 2 mil iards de personnes de plus qu’en 2021. Paral èlement à cette augmentation de la population,
les Perspectives prévoient une croissance de l’économie mondiale de près de 2,5 % par an en moyenne, la
production économique grimpant d’environ 110 % d’ici 2050 par rapport à 2021. Avec la croissance économique
et démographique, et l’amélioration du niveau de vie de mil iards de personnes, les besoins en énergie
devraient continuer à croître. Même si on réalisait d’importants gains en efficacité, la demande mondiale
d’énergie devrait augmenter de près de 15 % entre 2021 et 2050. Cette augmentation de la demande viendrait
surtout des pays en développement (c’est-à-dire les pays qui ne sont pas membres de l’Organisation de
Coopération et de Développement Économiques (OCDE)).
Alors que la prospérité grandissante entraîne une hausse de la demande mondiale d’énergie, l’utilisation
croissante de technologies et de pratiques à haute efficacité énergétique et de produits à faibles émissions
contribuera à la diminution substantielle de la consommation énergétique et des émissions de CO2 par unité de
production économique. Tous les aspects de l’économie mondiale devraient bénéficier de gains en efficacité
considérables d’ici à 2050, ce qui aura des répercussions sur les besoins en énergie de la production
d’électricité, des transports, des applications industrielles et des secteurs de l’habitation et de l’activité
commerciale.

	12


Selon les Perspectives, il est prévu qu’entre 2021 et 2050, la demande mondiale d’électricité augmentera de
plus de 75 %, les pays en développement représentant environ 80 % de cette augmentation. Cadrant avec
cette projection, la production d’électricité, dont la croissance sera la plus forte et la plus rapide, demeurera le
principal segment de la demande mondiale en énergie primaire, soutenue par un large éventail de sources
d’énergie. En 2050, la part de production d’électricité au charbon devrait diminuer sensiblement et approcher
15 % de l’électricité mondiale, contre près de 35 % en 2021, du fait de l’adoption graduelle de politiques visant
à en réduire l’impact environnemental relativement à la qualité de l’air, aux émissions des gaz à effet de serre et
aux risques relatifs aux changements climatiques. De 2021 à 2050, la quantité d’électricité produite à partir du
gaz naturel, de l’énergie nucléaire et des énergies renouvelables devrait plus que doubler, représentant la
totalité de la croissance de l’approvisionnement en électricité et compensant la réduction du charbon.
L’électricité d’origine éolienne et solaire devrait augmenter de plus de 550 %, ce qui aidera les énergies
renouvelables (y compris les autres sources d’énergie, p. ex. l’hydroélectricité) à représenter plus de 80 % de
l’augmentation de l’approvisionnement mondial en électricité d’ici 2050. Le total des énergies renouvelables
devrait atteindre environ 50 % de l’approvisionnement mondial en électricité d’ici 2050. Le nucléaire et le gaz
naturel devraient représenter, respectivement, 25 % et 10 % de l’approvisionnement mondial en électricité
d’ici 2050. La fourniture d’électricité par type d’énergie reflétera d’importantes différences d’une région à l’autre,
tenant compte d’un large éventail de facteurs, y compris le coût et la disponibilité de divers approvisionnements
en énergie, et l’évolution des politiques.
Les Perspectives estiment que de 2021 à 2050, l’énergie nécessaire au transport (automobiles, camions,
navires, trains et avions) devrait augmenter de plus de 30 %. La demande en énergie dans le domaine du
transport devrait représenter environ 65 % de l’augmentation de la demande mondiale de carburants liquides
au cours de cette période. La demande en carburants liquides pour les véhicules légers devrait atteindre un pic
vers 2025, puis retomber à des niveaux observés au début des années 2000 d’ici à 2050, l’amélioration de
l’économie de carburant et la croissance considérable des voitures électriques, menée par la Chine, l’Europe et
les États-Unis, devant compenser la croissance du parc automobile mondial de près de 70 %. D’ici à 2050, les
véhicules légers devraient représenter environ 15 % de la demande mondiale de carburants liquides. Durant
cette même période, les carburants liquides, y compris les biocarburants, qui devraient être abondants et
produire une grande quantité d’énergie pour un petit volume, la majorité des parcs de véhicules commerciaux
du monde devraient continuer à en dépendre.
Près de la moitié de l’énergie utilisée dans le monde est consacrée à l’activité industrielle. La croissance
continue de la classe moyenne mondiale entraînera une augmentation de la demande de produits durables,
d’appareils électroménagers et de biens de consommation. L’industrie utilise les produits énergétiques à la fois
comme combustibles et comme charges d’alimentation pour les produits chimiques, les lubrifiants, l’asphalte,
les cires et autres produits spécialisés. Les Perspectives anticipent les progrès technologiques, ainsi que le
passage croissant à des formes d’énergie plus propres comme l’électricité et le gaz naturel, favorisé par le
déclin du charbon. La demande de pétrole continuera à se développer comme charge d’alimentation pour
l’industrie.
À mesure que la population augmente et que la prospérité s’accroît, il faudra davantage d’énergie pour
alimenter les maisons, les bureaux, les écoles, les centres commerciaux, les hôpitaux, etc. La demande
énergétique combinée des secteurs résidentiel et commercial devrait augmenter d’environ 15 % jusqu’en 2050.
On prévoit qu’entre 2021 et 2050, la croissance économique des pays en développement entraînera une
augmentation d’environ 75 % de la consommation moyenne d’électricité des ménages dans le monde.

	13


Les carburants liquides assurent actuellement la plus grande part de l’approvisionnement mondial en énergie,
ce qui témoigne de leur disponibilité à grande échel e, de leur caractère abordable, de la facilité de leur
transport et de leur aptitude à répondre à une grande variété de besoins. D’ici à 2050, la demande mondiale de
carburants liquides devrait atteindre environ 110 millions de barils d’équivalent pétrole par jour, soit environ
17 % de plus qu’en 2021. La demande mondiale de carburants liquides dans les pays n’appartenant pas à
l’OCDE devrait atteindre près de 70 % d’ici à 2050, et la demande de carburants liquides dans les pays de
l’OCDE devrait diminuer d’environ 20 %. Une grande partie de cette demande de carburants liquides est
aujourd’hui satisfaite par la production de pétrole classique; ces approvisionnements, étant en bonne partie
compensée par une hausse importante des activités de mise en valeur, resteront considérables. Parallèlement,
diverses nouvelles sources d’approvisionnement, notamment le pétrole des réservoirs étanches, les gisements
en eaux profondes, les sables pétrolifères, les liquides de gaz naturel et les biocarburants, devraient connaître
un essor pour contribuer à satisfaire la demande croissante. Grce aux avancées techniques qui continuent
d’élargir l’offre d’approvisionnement économique et faible en carbone, les ressources mondiales seront
suffisantes pour combler la demande projetée jusqu’en 2050. Toutefois, il demeure essentiel d’investir en temps
opportun pour répondre aux besoins mondiaux par un approvisionnement fiable et abordable.
Le gaz naturel étant un combustible moins pol uant, polyvalent et pratique aux applications multiples, il sera le
combustible, parmi tous les types d’énergie primaire, qui devrait connaître la plus forte croissance entre 2021
et 2050, satisfaisant environ 40 % de la croissance de la demande énergétique mondiale. De 2021 à 2050, la
demande mondiale de gaz naturel devrait augmenter de près de 25 %, plus des deux tiers de cette
augmentation devant provenir de la région Asie-Pacifique. Une croissance importante des sources
d’approvisionnement en gaz non classique – le gaz naturel présent trouve dans le schiste argileux et d’autres
formations rocheuses étanches – contribuera à combler ces besoins. Au total, environ 50 % de la croissance
des approvisionnements en gaz naturel devrait provenir de sources non classiques. Dans le même temps, il
demeure prévu que le gaz naturel de sources classiques conserve le devant de la scène, assurant environ les
deux tiers de la demande mondiale en 2050. Le commerce du gaz naturel liquéfié (GNL) prendra de plus en
plus d’ampleur, satisfaisant environ 50 % de la croissance de la demande mondiale, la majeure partie de cette
offre devrait contribuer à satisfaire la demande croissante en région Asie-Pacifique.
Le bouquet énergétique mondial est très varié et le restera jusqu’en 2050. Le pétrole en constituant près de
30 % en 2050, il demeurera la principale forme d’énergie. Le charbon et le gaz naturel sont les deux autres
sources d’énergie les plus importantes aujourd’hui, la part du gaz naturel devrait atteindre plus de 25 % d’ici
à 2050, tandis que celle du charbon baisserait d’à peu près la moitié de celle du gaz naturel. L’énergie
nucléaire devrait connaître une croissance. En effet, de nombreux pays ont décidé d’accroître leur capacité
nucléaire pour faire face à des besoins croissants en électricité, mais aussi pour répondre aux préoccupations
de sécurité énergétique et de protection de l’environnement. Globalement, les énergies renouvelables devraient
dépasser 20 % du total mondial d’ici à 2050, avec d’autres énergies renouvelables (p. ex. biomassique,
hydraulique et géothermique) comptant pour plus de 10 %. De 2021 à 2050, l’énergie totale provenant du vent
et du soleil devrait bondir de plus de 480 % et devrait approcher 10 % environ du bouquet énergétique mondial.

	14


La décarbonisation des activités industrielles nécessitera un assortiment de technologies à faible teneur en
carbone, naissantes ou futures, ainsi que des politiques de soutien. Les carburants à faibles émissions, les
carburants à base d’hydrogène et le captage et le stockage de carbone sont trois solutions à faible teneur en
carbone nécessaires pour favoriser un avenir à faibles émissions de carbone en plus de l’énergie éolienne et
de l’énergie solaire. Parallèlement à l’électrification, les carburants à faibles émissions devraient jouer un rôle
important dans la décarbonisation du secteur des transports, notamment dans les domaines difficiles à
décarboniser, comme l’aviation. L’hydrogène à faible teneur en carbone sera un élément clé pour remplacer le
combustible traditionnel des fours afin de décarboniser le secteur industriel. L’hydrogène et les carburants à
base d’hydrogène, comme l’ammoniac, devraient également faire une percée dans le transport commercial à
mesure que la technologie s’améliore pour réduire son coût et que la politique se développe pour soutenir le
développement des infrastructures nécessaires. Le captage et le stockage du carbone, seuls ou en
combinaison avec la production d’hydrogène, font partie des quelques technologies éprouvées qui pourraient
permettre de réduire les émissions de CO2 des secteurs à fortes émissions et difficiles à décarboniser, tels que
la production d’électricité et les industries lourdes, notamment l’industrie manufacturière, le raffinage et la
pétrochimie.
Pour répondre à cette demande prévue par les Perspectives et le scénario des politiques déclarées de l’AIE
(STEPS), la compagnie prévoit que les ressources mondiales en pétrole et en gaz augmenteront non
seulement en raison de découvertes, mais aussi de la hausse des gisements déjà découverts. Cette hausse
sera rendue possible grce aux avancées technologiques. Les investissements pour développer et fournir les
ressources nécessaires pour combler la demande mondiale jusqu’en 2050 seront importants et nécessaires
pour répondre même à la demande en déclin rapide de pétrole et de gaz envisagé dans le scénario de
carboneutralité d’ici 2050 de l’AIE.
Les accords internationaux et les réglementations régionales et nationales visant la réduction des émissions de
gaz à effet de serre continuent d’évoluer à un rythme tout aussi incertain que les résultats qui en ressortent,
d’où la dif iculté de prédire leur impact commercial. L’estimation par L’impériale des coûts potentiels
relativement aux émissions de gaz à effet de serre cadre avec les règlements provinciaux et fédéraux
applicables. De plus, L’impériale utilise comme base les Perspectives, lesquel es tiennent compte des
politiques établies pour réduire les émissions de gaz à effet de serre liées à la production d’énergie, pour
estimer l’offre et la demande d’énergie provenant de diverses sources et utilisations énergétiques. L’accord sur
le climat conclu lors de la Conférence des Parties (COP-21), à Paris, a fixé de nombreux nouveaux objectifs, et
plusieurs politiques connexes continuent d’être élaborées. Les Perspectives il ustrent un milieu où les politiques
climatiques sont de plus en plus strictes et cadrent avec le regroupement mondial des contributions
déterminées au niveau national (CDN), soumises par les nations signataires de l’Accord de Paris disponible à
la fin de 2021. Les Perspectives cherchent à recenser les répercussions potentielles des politiques climatiques
gouvernementales qui ciblent souvent des secteurs particuliers. Tandis que les populations et pays cherchent
des façons de réduire les risques de changements climatiques à l’échelle mondiale, ils continueront d’avoir
besoin de solutions concrètes qui ne compromettent pas l’accessibilité ou la fiabilité de l’énergie qui leur est
nécessaire. La compagnie continue de surveil er les nouvelles au sujet des CDN que les pays ont déposé à
l’occasion de la COP-27 qui aura lieu en Égypte en novembre 2022, ainsi que l’évolution des politiques dans la
foulée de l’annonce de plans de neutralité carbone par certains États, dont le Canada.
Les informations présentées dans cet exposé des Perspectives comprennent des estimations et des prévisions
internes reposant sur des données et analyses maison d’ExxonMobil ainsi que sur des informations publiques
provenant de sources externes, y compris l’Agence internationale de l’énergie.
	15


Progrès en matière de réduction des émissions
Les solutions concrètes aux défis mondiaux en matière d’énergie et de changement climatique tiendront
compte de la concurrence sur le marché, ainsi que des approches stratégiques bien informées, bien conçues et
transparentes qui soupèsent soigneusement les coûts et les avantages. De telles politiques sont susceptibles
d’aider à gérer les risques des changements climatiques tout en permettant aux sociétés de poursuivre d’autres
objectifs prioritaires dans le monde, notamment un air pur et une eau saine, un accès universel à une énergie
fiable et abordable, et au progrès économique. La compagnie encourage l’adoption de solutions politiques
judicieuses permettant de réduire les risques relatifs au changement climatique pour l’ensemble de l’économie
au plus bas coût social possible. Nous devrons exploiter toutes les sources d’énergie concrètes et rentables,
classiques et non classiques, afin de continuer à satisfaire la demande énergétique mondiale, en tenant compte
du volume et de la variété des besoins énergétiques mondiaux ainsi que de l’importance d’accroître l’accès à
l’énergie moderne pour permettre à des mil iards de personnes d’avoir un meil eur niveau de vie.
En 2021, L’impériale et ses homologues du secteur ont lancé L’Al iance nouvelles voies vers la carboneutralité,
qui représente les plus importantes entreprises de sables bitumineux du Canada. Le but de cette alliance
unique, en col aboration avec le gouvernement fédéral et le gouvernement de l’Alberta, est de réduire les
émissions liées aux sables bitumineux pour aider le Canada à atteindre ses objectifs de carboneutralité à
l’horizon 2050.

Dans le cadre des efforts déployés par la compagnie pour offrir des solutions qui réduisent l’intensité des
émissions de gaz à effet de serre liées à ses activités et fournir aux clients des produits à faibles émissions sur
le cycle de vie, L’impériale a annoncé un objectif à l’échelle de la compagnie visant à atteindre la
carboneutralité (portées 1 et 2) d’ici 2050 dans ses actifs exploités, en col aboration avec des partenaires du
gouvernement et de l’industrie. La réalisation de cet objectif dépendra nécessairement d’un développement
technologique réussi et de cadres fiscaux et réglementaires favorables. Ces travaux s’appuient sur l’objectif de
carboneutralité de L’impériale pour les sables bitumineux exploités, annoncé précédemment dans le cadre de
l’initiative Al iance nouvelles voies, ainsi que sur l’objectif de réduction de 30 % d’ici 2030 par rapport aux
niveaux de 2016 de l’intensité des émissions de la compagnie à ses instal ations d’extraction de sables
bitumineux à l’horizon 2030. La compagnie prévoit atteindre son objectif de carboneutralité en appliquant des
technologies de récupération des sables bitumineux qui utilisent moins de vapeur, en mettant en œuvre le
captage et le stockage du carbone et en mettant en œuvre des projets d’efficacité, notamment l’utilisation de
carburants à faible teneur en carbone dans ses opérations.

Contexte commercial récent
Avant la pandémie de COVID-19, de nombreuses entreprises du secteur ont investi en deçà des niveaux
nécessaires pour maintenir ou augmenter la capacité de production afin de répondre à la demande anticipée.
Pendant la pandémie de la COVID-19, cette baisse des investissements s’est accélérée en raison de
l’effondrement des revenus de l’industrie, ce qui a entraîné un sous-investissement et une réduction de l’offre
alors que la demande en produits pétroliers et pétrochimiques se rétablissait. À la fin de 2021 et au cours du
premier semestre de 2022, ces réductions, combinées aux contraintes liées aux chaînes d’approvisionnement
et à une reprise soutenue de la demande, se sont traduites par une augmentation constante des prix du pétrole
et du gaz naturel ainsi que des marges de raffinage.
En 2022, la demande de produits pétroliers et pétrochimiques a augmenté et les résultats financiers de la
compagnie ont bénéficié de prix et de marges plus robustes. Les prix des produits de base et des produits
devraient demeurer volatils compte tenu de l’incertitude économique et géopolitique mondiale actuel e qui
affecte l’offre et la demande,		notamment l’action militaire de la Russie en Ukraine, qui a eu un impact sur les
niveaux et les prix de l’offre mondiale de pétrole brut et de gaz.

	16


Le taux général d’inflation au Canada et dans de nombreux autres pays a connu une brève baisse dans la
phase initiale de la pandémie de COVID-19, avant de remonter régulièrement en 2021, en raison d’un
déséquilibre entre l’offre et la demande. Cette hausse s’est poursuivie en 2022. Les facteurs sous-jacents
comprennent, entre autres, le cycle temporel des investissements dans les capacités, les perturbations de la
chaîne d’approvisionnement, les goulets d’étranglement dans les transports, les contraintes de main-d’œuvre et
les effets secondaires des expansions monétaires et fiscales. La compagnie suit de près les tendances du
marché et s’efforce d’atténuer les effets des coûts d’exploitation et d’investissement dans tous les
environnements de prix.
Résultats commerciaux
Résultats consolidés


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		7 340	2 479	(1 857)

Éléments identifiés1 compris dans le bénéfice (perte) net
					208
Gain/(perte) sur la vente d’actifs			—	—

Pertes de valeur		—	—	(1 171)
		208
Sous-total des éléments identifiés1			—	(1 171)



Bénéfice (perte) net, excluant les éléments identifiés1		7 132	2 479	(686)
2022
Le bénéfice net en 2022 s’est élevé à 7 340 mil ions de dol ars ou 11,44 dol ars par action sur une base diluée,
en hausse par rapport aux 2 479 mil ions de dol ars ou 3,48 dol ars par action en 2021. Les résultats de
l’exercice en cours tiennent compte d’éléments identifiés favorables de l’ordre1 de 208 mil ions de dollars, après
impôts, liés aux gains réalisés par la compagnie sur la vente de sa participation dans XTO Energy Canada.
2021
Le bénéfice net en 2021 s’est élevé à 2 479 mil ions de dol ars ou 3,48 dol ars par action sur une base diluée,
comparativement à une perte nette de 1 857 mil ions de dol ars ou 2,53 dol ars par action en 2020. Les
résultats de l’exercice précédent tiennent compte d’éléments identifiés1 défavorables de 1 171 millions de
dollars liés à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuil e d’actifs non
conventionnels.


1	mesures financières non conformes aux PCGR – voir la section « Terminologie » à la page 7 pour la définition et le rapprochement
	17


Secteur Amont
Aperçu
L’Impériale produit du pétrole brut et du gaz naturel destinés principalement au marché nord-américain. Les
stratégies commerciales de L’impériale pour le secteur Amont guident les activités d’exploration, de mise en
valeur, de production, de recherche et de commercialisation du gaz. Ces stratégies consistent notamment à
améliorer la fiabilité des actifs, à développer et appliquer des technologies à fortes retombées, maximiser la
valeur en saisissant de nouvel es occasions commerciales et gérer le portefeuil e actuel, et à apporter des
améliorations durables quant à l’efficience et l’efficacité organisationnel es. El es reposent sur la quête
incessante de l’intégrité opérationnelle, de l’utilisation de techniques innovatrices, d’une méthode rigoureuse en
matière de gestion des coûts et d’investissement, du perfectionnement des employés et de l’investissement
dans les communautés où la compagnie est implantée.
L’Impériale peut compter sur une base significative de ressources pétrolières et gazières, ainsi que sur un vaste
éventail de projets potentiels. Actuel ement, la compagnie investit afin d’obtenir une valeur ajoutée et d’assurer
la croissance de certains volumes, tout en mettant l’accent sur l’optimisation des actifs existants, la réduction
des coûts et l’amélioration de la productivité afin de générer d’excellents rendements dans un large éventail de
prix. La compagnie évalue aussi continuellement diverses possibilités susceptibles d’alimenter sa croissance à
long terme. Bien que les volumes réels puissent varier au fil des années, elle se concentre sur les occasions de
croissance à valeur ajoutée et à long terme en tenant compte des facteurs décrits à la rubrique 1A. « Facteurs
de risque ». L’Impériale évalue continuellement les possibilités, notamment les expéditions du pétrole brut par
chemin de fer et le rythme de développement de son projet de sables bitumineux in situ d’Aspen, si les
conditions économiques les justifient.
Les prix de la majeure partie du pétrole brut de la compagnie sont établis en fonction des marchés pétroliers du
Western Canada Select (WCS) et du West Texas Intermediate (WTI). De plus, le prix du marché pour le WCS
est habituellement plus bas que celui du pétrole brut léger ou moyen est les écarts de prix entre le WCS et le
WTI peuvent fluctuer.
L’Impériale croit qu’à long terme, les prix dépendront de l’offre et de la demande, la demande étant en grande
partie fonction de l’activité économique générale, des sources d’énergie de rechange, des niveaux de
prospérité, des progrès technologiques, des préférences des consommateurs et des politiques
gouvernementales. Sur le plan de l’offre, le contexte politique, les contraintes logistiques, les actions de l’OPEP,
les gouvernements, les solutions énergétiques de rechange et d’autres facteurs peuvent influer
considérablement sur les prix. Pour gérer les risques liés aux prix, L’impériale teste la résilience de ses plans
annuels et de tous les investissements majeurs selon différents scénarios de prix.
	18


Événements clés
Les actifs du secteur Amont ont affiché de solides résultats en 2022. La compagnie a continué de tirer profit des
mesures prises les années précédentes pour gérer sa structure de coûts et accroître la fiabilité de ses actifs,
mesures qui ont permis au secteur Amont d’augmenter sa valeur et de bénéficier de l’amélioration du contexte
commercial tout au long de 2022.

La production du secteur Amont pour l’année s’est élevée en moyenne à 416 000 barils d’équivalent pétrole
brut par jour.

À Kearl, la production brute s’est établie à environ 242 000 barils par jour (la part de L’impériale se chiffrant à
172 000 barils), en baisse de 21 000 barils par jour (la part de L’impériale se chif rant à 14 000 barils) par
rapport à 2021, en raison des effets du froid extrême au premier trimestre 2022.

À Cold Lake, la production annuelle s’est établie en moyenne à 144 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour.

À Syncrude, la production annuelle s’est établie en moyenne à 77 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour,
grce notamment au pipeline d’interconnexion.

Le 31 août 2022, conjointement avec ExxonMobil Canada, L’impériale a vendu ses intérêts dans XTO Energy
Canada à Whitecap Resources Inc.

Comme décrit plus en détail sous la rubrique 1A, « Facteurs de risque », les risques environnementaux et les
réglementations liées au climat pourraient avoir des effets négatifs sur les activités du secteur Amont.

Résultats d’exploitation
Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2022
en mil ions de dollars canadiens


Prix : La hausse des prix de vente concordait généralement avec la hausse des prix de référence, cela étant principalement attribuable à l’augmentation de la demande. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 26,76 $ le baril, généralement en raison de l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 43,85 $ le baril.
Volumes : La baisse des volumes est attribuable au temps d’arrêt à Kearl au cours du premier semestre. El e a été partiel ement compensée par la hausse de la production aux sites de Syncrude et Cold Lake. Redevances : L’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières. Éléments identifiés1 : Les résultats de l’année en cours comprennent des éléments identifiés favorables1 liés au gain réalisé par la compagnie sur la vente de ses intérêts dans XTO Energy Canada.
1	mesures financières non conformes aux PCGR – voir la section « Terminologie » à la page 7 pour la définition et le rapprochement
	19


Autres : Frais d’exploitation plus élevés d’environ 500 millions de dollars, principalement en raison d’une
hausse des prix de l’énergie, laquelle a été partiel ement compensée par des effets de change favorables
d’environ 270 mil ions de dollars et une augmentation des ventes d’électricité à Cold Lake d’environ 60 millions
de dollars en raison de la hausse des prix.
Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2021
en mil ions de dollars canadiens


Prix : L’augmentation des prix de vente était principalement attribuable à une hausse de 32,22 $ le baril des prix
moyens obtenus pour le bitume, coïncidant généralement avec cel e du WCS, et de la hausse de 31,85 $ le
baril des prix de vente du pétrole synthétique, coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La hausse des volumes, principalement liée à l’absence d’équilibrage de la production par rapport à
la demande du marché apparue en 2020, a entraîné une augmentation du bénéfice net d’environ 550 millions
de dollars.

Redevances : L’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières
premières.

Éléments identifiés1 : Les résultats de l’exercice précédent tenaient compte d’éléments identifiés1 défavorables
de 1 171 mil ions de dol ars liés à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son
portefeuil e d’actifs non classiques.

Autres : Frais d’exploitation plus élevés d’environ 720 millions de dollars, d’effets de change défavorables
d’environ 230 mil ions de dollars et d’une Subvention salariale d’urgence du Canada d’environ 60 millions de
dollars inférieure à celle reçue l’an dernier par la compagnie, qui comprend la part proportionnel e de
L’impériale dans une coentreprise.
	20


Prix indicatifs et prix de vente moyens

En dollars canadiens, sauf indication contraire				2022		2021		2020
				94,36
West Texas Intermediate (en dollars américains) (le baril)						68,05		39,26
				76,28
Western Canada Select (en dol ars américains) (le baril)						54,96		26,87
				18,08
Écart entre WTI et WCS (en dol ars américains) (le baril)						13,09		12,39
				84,67
Bitume (le baril)						57,91		25,69

Pétrole brut synthétique (le baril)				125,46		81,61		49,76

Pétrole brut classique (le baril)				97,45		59,84		29,34

Liquides de gaz naturel (le baril)				64,92		35,87		13,85

Gaz naturel (le mil ier de pieds cubes)				5,69		3,83		1,90
				0,77
Taux de change moyen (en dollars américains)						0,80		0,75

	Pétrole brut et liquides de gaz naturel (LGN) – Production et ventes (a)

en mil iers de barils par jour			2022	2021			2020
	brut			net		brut		net	brut				net

											316		263 326 292 290 279
Bitume
											77		63
Pétrole brut synthétique (b)				71		62	69	68

Pétrole brut classique											8	8	10		9	11	10
			334 407 363 370 357
Total de la production de pétrole brut		401

LGN mis en vente											1	1		1	1	2	2
															402		335 408 364 372 359
Total de la production de pétrole brut et de LGN
		424			451		401
Ventes de bitume, diluant compris (c)
											1
Ventes de LGN (d)				—			2

Gaz naturel – Production et production disponible à la vente (a)


en mil ions de pieds cubes par jour			2022	2021			2020
	brut			net		brut		net	brut				net

											85		83	120 115 154 150
Production (e) (f)
								115
Production mise en vente (g)			50			81
(a) Le volume par jour correspond au volume pour la période, divisé par le nombre de jours civils dans cette période. La production brute
										correspond à la quote-part de la compagnie (à l’exclusion des achats) avant déduction de la part des propriétaires miniers ou des
										gouvernements ou des deux.
(b) Les volumes de production de pétrole synthétique de la compagnie correspondaient à la quote-part du volume de production de la
										coentreprise Syncrude. Ils comprennent des quantités négligeables de bitume et d’autres produits exportés vers les installations de
										l’exploitant à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
(c) Le diluant est un condensat de gaz naturel ou un autre hydrocarbure léger ajouté au bitume brut pour en faciliter le transport par
										pipeline et par train en vue de sa commercialisation.
(d) Ventes de LGN de 2021 arrondies à zéro.
(e) La production de gaz naturel comprend les quantités consommées en interne, hormis les quantités réinjectées.
(f) La production nette est égale à la production brute moins la quote-part des propriétaires miniers ou des gouvernements ou des deux.
										La production nette indiquée dans le tableau ci-dessus correspond aux quantités de production indiquées dans les réserves
										prouvées nettes.
(g) Comprend les ventes de la quote-part de la compagnie dans la production nette et exclut les quantités consommées en interne.
2022
La baisse de production à Kearl était essentiellement attribuable à un temps d’arrêt au cours du premier semestre de l’année.
2021
La hausse de la production à Kearl est essentiel ement due à l’absence de l’équilibrage de la production par
rapport à la demande du marché de l’année précédente.

	21


Secteur Aval
Aperçu
Le secteur Aval de L’impériale sert principalement le marché canadien et mène des activités de raffinage, de
négociation, de logistique et de commercialisation. La compagnie se situe dans une position concurrentielle
sous l’effet des stratégies commerciales du secteur Aval de L’impériale, quel e que soit la conjoncture
commerciale. El es visent notamment à maintenir un rendement, parmi les meil eures de l’industrie,
relativement à la fiabilité, à la sécurité et à l’intégrité opérationnelle, ainsi qu’à maximiser la valeur des
technologies avancées, à tirer parti de l’intégration dans toutes les activités de L’impériale, à investir avec
discernement en vue d’obtenir un rendement solide et avantageux, et à fournir des produits et services de
qualité, à valeur ajoutée et différenciés aux clients.
Au Canada, L’impériale possède et exploite trois raffineries dont la capacité de traitement combinée est de
433 000 barils par jour. Les marges de raffinage sont largement déterminées par les écarts de prix entre les
produits de base et dépendent de la différence entre le prix qu’une raffinerie paie sa matière première
(principalement le pétrole brut) et les prix auxquels el e vend les produits qu’elle fabrique (principalement
l’essence, le mazout lourd, le diesel, le carburéacteur, le mazout léger et l’asphalte). Le pétrole brut et bon
nombre de produits sont vendus à grande échelle à des prix publiés sur le marché international, notamment sur
la Bourse de New York (New York Mercantile Exchange). Les prix de ces produits de base sont déterminés par
les marchés régionaux et mondiaux. Ils subissent l’effet de nombreux facteurs comme le jeu de l’offre et de la
demande mondiale et régionale, le niveau des stocks, les activités de raffinage, l’équilibre entre importations et
exportations, les variations des taux de change, les fluctuations saisonnières et du contexte météorologique et
politique. Bien que les marges de raffinage de l’industrie aient une forte incidence sur les bénéfices, les solides
résultats opérationnels, l’optimisation de la gamme de produits et le contrôle rigoureux des coûts sont
également essentiels à la bonne performance financière de la compagnie. L’intégration complète de la chaîne
de valeur de L’impériale, du raffinage à la commercialisation, accroît la valeur globale du secteur des
carburants.
Événements clés
Les marges de raffinage ont fortement augmenté en 2022 du fait de l’augmentation de la demande, des faibles
niveaux de stocks et de l’incertitude affectant l’offre. Bien que l’on s’attende à ce que les marges de raffinage
restent volatiles à court terme, la compagnie continue de surveil er de près l’industrie et les conditions
économiques sectorielles et mondiales.

La compagnie a fait avancer le projet de diesel renouvelable de Strathcona en 2022, jusqu’à la décision finale
d’investissement en janvier 2023 pour la construction de la plus grande installation de ce type au Canada,
conçue pour produire plus d’un mil iard de litres de diesel renouvelable par an.
Comme décrit plus en détail sous la rubrique 1A, « Les facteurs de risque », la politique proposée sur le
carbone et d’autres contraintes réglementaires sur le changement climatique, ainsi que la continuité des
mandats sur les biocarburants pourraient avoir une incidence négative sur le secteur Aval.
L’Impériale fournit des produits pétroliers par l’intermédiaire de stations-service de marque Esso et Mobil et de
distributeurs indépendants. À la fin de 2022, la compagnie comptait plus de 2 400 établissements qui
fonctionnaient sous un modèle d’exploitation de distributeurs de marque conforme aux normes de la marque
Esso et Mobil, par lequel L’impériale fournit du carburant à des tiers indépendants.

	22


Résultats d’exploitation
Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2022
en mil ions de dollars canadiens


Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une amélioration de la conjoncture.
Autres : Diminution des coûts d’entretien d’environ 140 mil ions de dollars, découlant de l’absence d’activités
d’entretien à la raffinerie de Strathcona, une amélioration des volumes d’environ 130 mil ions de dol ars, des
effets de change favorables d’environ 120 mil ions de dollars, et l’absence d’ajustement défavorable des stocks
hors période de l’année précédente de 74 mil ions de dollars, lesquels ont été partiellement compensés par des
frais d’exploitation plus élevés d’environ 190 mil ions de dol ars.

Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2021
en mil ions de dollars canadiens


Marges : L’augmentation reflète une hausse de la demande de produits.

Autres : Effets de change défavorables d’environ 150 mil ions de dollars et d’un ajustement des stocks
défavorable de 74 mil ions de dollars, partiel ement1 compensés par des frais d’exploitation plus bas d’environ
50 mil ions de dol ars.

Utilisation de la capacité de raffinage

en mil iers de barils par jour (a)		2022	2021	2020

Production totale des raffineries (b)		418	379	340

Capacité prévue au 31 décembre (c)		433	428	428
		98
Utilisation de la capacité totale de raf inage (en pourcentage)			89	80
(a) Le volume par jour correspond au volume pour la période, divisé par le nombre de jours civils dans cette période.
(b) Le débit des raf ineries est le volume de pétrole brut et de charges d’alimentation traité dans les unités de distil ation atmosphérique.
(c) Les capacités prévues sont fondées sur des spécifications définies en ce qui concerne les types de pétrole brut et de charges
					d’alimentation traités dans les unités de distil ation atmosphérique des raffineries, les produits à obtenir et le processus de raffinage,
					ces spécifications étant ajustées pour tenir compte des arrêts nécessaires pour l’entretien normal. Par conséquent, les capacités
					réelles pourraient être supérieures ou inférieures aux capacités prévues en raison de changements dans l’exploitation d’une raffinerie
					et du type de pétrole brut qu’on y traite.


1	En 2021, la compagnie a af iché un rajustement des stocks défavorable de 74 mil ions de dollars (82 mil ions de dollars avant impôts) (y
compris la part proportionnelle des changements selon la méthode DEPS) pour les rapprochements relatifs aux stocks d’additifs et de
produits aux terminaux de tiers. L’incidence hors période de 57 mil ions de dollars (63 mil ions de dollars avant impôts) s’étendait sur un
certain nombre d’années et a été résolue.
	23


2022

Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement attribuable à l’augmentation de la demande et à la
réduction des activités d’entretien.
2021
La hausse du débit des raffineries en 2021, qui reflète principalement le déclin des répercussions de la
pandémie de COVID-19, est partiel ement annulée par des activités d’entretien planifiées à Strathcona.

Ventes de produits pétroliers

en mil iers de barils par jour (a)		2022	2021	2020

Essence		229	224	215
					176
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur			160	146
					47
Huiles lubrifiantes et autres produits			45	40

Mazout lourd		23	27	20
						475
Ventes nettes de produits pétroliers			456	421
(a) Le volume par jour correspond au volume pour la période, divisé par le nombre de jours civils dans cette période.

2022
L’augmentation des ventes de produits pétroliers en 2022 reflète principalement une demande plus forte.
2021
La hausse des ventes de produits pétroliers en 2021 reflète principalement les répercussions moindres de la
pandémie de COVID-19.

	24


Produits chimiques
Aperçu
L’Amérique du Nord a continué à bénéficier de l’offre abondante de gaz naturel et de liquides de gaz naturel,
assurant une source d’énergie et une charge d’alimentation peu coûteuses aux vapocraqueurs.
Événements clés
En 2022, les marges ont été affectées négativement par l’augmentation de l’offre intérieure de polyéthylène.
L’Impériale conserve un avantage concurrentiel grce au maintien d’une rigueur dans l’excellence
opérationnel e, à la qualité constante de ses produits, à sa discipline en matière d’investissements et de coûts
ainsi qu’à l’intégration de son usine chimique de Sarnia à la raffinerie. L’Impériale tire parti également de sa
relation avec les activités chimiques d’ExxonMobil en Amérique du Nord, ce qui lui permet de demeurer un chef
de file sur ses principaux segments de marché.
Résultats d’exploitation
Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2022
en mil ions de dollars canadiens

Marges : La baisse des marges reflète essentiel ement les marges plus faibles de l’industrie du polyéthylène.
Analyse du facteur bénéfice (perte) net pour 2021
en mil ions de dollars canadiens

Marges : L’augmentation des marges a été principalement attribuable aux marges supérieures sur les ventes
de polyéthylène.

Ventes


en mil iers de tonnes		2022	2021	2020
					635
Polymères et produits chimiques de base			599	574

Produits intermédiaires		207	232	175

Ventes totales de produits chimiques		842	831	749

Comptes non sectoriels et autres


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Bénéfice (perte) net		(131)	(172)	(170)

	25

Situation de trésorerie et sources de financement

Sources et affectation des flux de trésorerie

La compagnie émet périodiquement de la dette à long terme et maintient un programme de papier commercial.

Les fonds autogénérés couvrent néanmoins la majeure partie de ses besoins financiers. Conformément aux

directives concernant la qualité des contreparties et des placements, les fonds pouvant être temporairement au-

delà des besoins immédiats de la compagnie sont gérés avec soin pour s’assurer qu’ils sont en sûreté et qu’ils

peuvent être facilement accessibles de manière à répondre aux besoins en trésorerie de la compagnie et à

optimiser le rendement.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation dépendent pour beaucoup des prix du pétrole brut et du

gaz naturel ainsi que des marges sur le pétrole et les produits chimiques. En outre, la compagnie doit sans

cesse trouver et mettre en valeur de nouveaux gisements pour soutenir les flux de trésorerie des exercices

futurs, et continuer de mettre au point et d’appliquer de nouvel es techniques aux gisements existants afin de

maintenir ou d’augmenter la production.

Grce à sa santé financière, la compagnie peut engager d’importantes dépenses en immobilisations à long

terme. Le vaste éventail des possibilités de mise en valeur dont dispose L’impériale et la nature

complémentaire de ses secteurs d’activité contribuent à atténuer l’ensemble des risques auxquels la

compagnie et ses flux de trésorerie sont exposés. De plus, du fait de sa stabilité financière, de sa capacité

d’emprunt et des diverses possibilités qu’el e peut exploiter, le risque lié au retard d’un projet quelconque

n’aurait pas une incidence importante sur la liquidité de la compagnie ni sur sa capacité de générer des flux de

trésorerie suffisants pour ses activités d’exploitation et ses engagements fixes.

Le financement des régimes de retraite agréés se conforme aux règlements fédéraux et provinciaux en matière

de retraite. La compagnie cotise à ces régimes suivant les besoins établis par une évaluation actuarielle

indépendante réalisée au minimum tous les trois ans en fonction de l’état du financement. La plus récente

estimation des régimes de retraite agréés de la compagnie a été réalisée le 31 décembre 2019. Une estimation

des régimes de retraite agréés de la compagnie au 31 décembre 2022 devrait être réalisée en 2023. La

compagnie a contribué à hauteur de 174 mil ions de dollars aux régimes de retraite agréés en 2022. Les

exigences de financement futures ne devraient pas avoir d’incidence sur les plans d’investissement existants

de la compagnie ni sur sa capacité à saisir de nouvelles possibilités d’investissement.

en mil ions de dollars canadiens

2022

2021

2020

Trésorerie liée aux :

10 482

Activités d’exploitation

5 476

798

(618)

Activités d’investissement

(1 012)

(802)

Activités de financement

(8 268)

(3 082)

(943)

1 596

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

1 382

(947)

Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin d’exercice

3 749

2 153

771

Flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation

2022

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus

dans le secteur Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets favorables du fonds de

roulement.

2021

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des prix touchés

dans le secteur Amont et l’accroissement des marges dans le secteur Aval.


Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
2022
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux
immobilisations corporel es, aux installations et à l’équipement, lesquels ont été partiel ement compensés par
les produits de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
2021
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux
immobilisations corporel es.

Flux de trésorerie liés aux activités de financement
2022
À la fin de 2022, le total de la dette s’élevait à 4 155 mil ions de dollars contre 5 176 millions de dollars à la fin
de 2021.

Au cours du troisième trimestre 2022, la compagnie a réduit sa dette à long terme de 1 mil iard de dol ars en
remboursant partiel ement une facilité existante auprès d’une société affiliée d’ExxonMobil.
Au cours du deuxième trimestre 2022, la compagnie a réduit sa marge de crédit ferme à long terme existante
de 500 mil ions de dollars à 250 mil ions de dollars, en plus de repousser sa date d’échéance au 30 juin 2023.
Par la suite, au quatrième trimestre 2022, cette marge de crédit ferme à long terme a été annulée en totalité. La
compagnie a également repoussé l’échéance de l’une de ses marges de crédit fermes à long terme de
250 mil ions de dollars au 30 juin 2024.
En novembre 2022, la compagnie a repoussé la date d’échéance de son autre marge de crédit à court terme
existante de 250 mil ions de dol ars au mois de novembre 2023.
La compagnie n’a utilisé aucune de ses marges de crédit disponibles restantes de 500 mil ions de dollars.
2021
À la fin de l’exercice 2021, le total de la dette s’élevait à 5 176 mil ions de dollars contre 5 184 millions de
dollars à la fin de 2020.

Au cours du deuxième trimestre de 2021, la compagnie a repoussé à mai 2023 la date d’échéance de deux de
ses marges de crédit à court terme totalisant 750 millions de dollars. Il s’agit maintenant de facilités à long
terme. La compagnie a également repoussé l’échéance de sa marge de crédit ferme à court terme de
300 mil ions de dollars au 30 juin 2022.

En novembre 2021, la compagnie a repoussé la date d’échéance de son autre marge de crédit à court terme
existante de 250 mil ions de dol ars au mois de novembre 2022.

La compagnie n’a pas utilisé ces marges de crédit.

	27

Rachats d’actions

en mil ions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

2020

6 395

Rachats d’actions

2 245

274

Nombre d’actions achetées (en mil ions) (a)

93,9

56,0

9,8

(a) Des rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités

de la compagnie et d’importantes offres publiques de rachat ont été faites les 6 mai 2022 et 4 novembre 2022 et ont pris fin les

10 juin 2022 et 9 décembre 2022, respectivement. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil Corporation, une opération

réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et par dépôt proportionnel dans

le cadre des importantes of res publiques de rachat de la compagnie.

2022

Le 27 juin 2022, la compagnie a annoncé qu’el e avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de lancer une nouvel e offre publique de rachat. Le programme a permis à la compagnie de racheter jusqu’à un maximum de 31 833 809 actions ordinaires entre le 29 juin 2022 et le 28 juin 2023. Le programme a été achevé le 21 octobre 2022 après que la compagnie ait racheté le nombre maximum autorisé d’actions selon le programme. Le 6 mai 2022, la compagnie a lancé une importante of re publique de rachat dans le cadre de laquel e el e a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 2,5 mil iards de dol ars de ses actions ordinaires par adjudication à la hol andaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat est venue à échéance, le 15 juin 2022, la compagnie a souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un prix de 77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de 2,5 milliards de dollars et 4,9 % des actions émises et en circulation de L’impériale à la clôture des activités le 2 mai 2022. Cela comprend les 22 597 379 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’el e puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %. Le 4 novembre 2022, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle

elle a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 mil iard de dol ars de ses actions ordinaires par

adjudication à la hol andaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat

est venue à échéance, le 14 décembre 2022, la compagnie a souscrit et acheté 20 689 655 actions ordinaires à

un prix de 72,50 $ par action, ce qui représente un achat global de 1,5 mil iard de dollars et 3,4 % des actions

émises et en circulation de L’impériale à la clôture des activités le 31 octobre 2022. Cela comprend les

14 399 985 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’el e puisse maintenir

son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

2021

Le 30 avril 2021, la compagnie a annoncé une modification de l’offre publique de rachat dans le cours normal

des activités pour augmenter le nombre d’actions ordinaires qu’elle peut acheter. En vertu de cette modification,

le nombre d’actions ordinaires admissibles au rachat a augmenté à un maximum de 29 363 070 actions

ordinaires entre le 29 juin 2020 et le 28 juin 2021. En 2021, la compagnie a acheté 29 356 095 actions dans le

cadre de ce programme modifié.

Le 23 juin 2021, la compagnie a annoncé qu’el e avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de lancer une

nouvel e offre publique de rachat et qu’el e poursuivait son programme existant de rachat d’actions. Le

programme a permis à la compagnie de racheter jusqu’à un maximum de 35 583 671 actions ordinaires entre le

29 juin 2021 et le 28 juin 2022. Conformément à l’annonce de la compagnie en novembre 2021, dans laquelle

elle indiquait son intention d’accélérer les rachats d’actions dans le cadre de l’offre publique de rachat ordinaire,

le programme a été par la suite achevé le 31 janvier 2022 après que la compagnie ait racheté le nombre

maximum autorisé d’actions.

Dividendes

en mil ions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

2020

Dividendes versés

851

706

649

1,29

Dividende versé par action (en dollars)

0,98

0,88

Solidité financière

Le tableau ci-dessous présente le rapport dettes consolidées/capitaux propres de L’impériale. Les données

démontrent la solvabilité de la société :

en pourcentage

Au 31 décembre

2022

2021

2020

Rapport dettes/capitaux (a)

(a) La dette, définie comme la somme des lignes « Bil ets et emprunts » et « Dette à long terme » (page 47), divisée par le capital, défini

comme la somme de la dette et du « Total des capitaux propres » (page 47).

En 2022, les intérêts sur la dette, avant capitalisation des intérêts, s’élevaient à 111 mil ions de dol ars, en

hausse par rapport à 63 millions de dollars en 2021. Le taux d’intérêt moyen pondéré sur la dette de la

compagnie s’est établi à 2,2 % en 2022, en hausse par rapport à 1,2 % en 2021.

La santé financière de la compagnie constitue un avantage concurrentiel d’une importance stratégique

permettant à la compagnie d’avoir facilement accès au marché des capitaux dans diverses conditions du

marché et de prendre d’importants engagements à long terme dans le but de maximiser la valeur pour les

actionnaires.

Obligations contractuel es

La compagnie a des obligations contractuel es comportant des engagements envers des tiers qui ont une

incidence sur ses besoins en liquidités et en sources de financement. Ces obligations contractuel es sont

principalement liées à des contrats de location, à des créances, à la mise hors service d’immobilisations, aux

prestations de retraite et à d’autres avantages postérieurs au départ à la retraite et comprennent également

d’autres obligations à long terme ainsi que des engagements fermes. D’autres renseignements à ce sujet

figurent aux notes 4, 5, 13 et 14 aux états financiers consolidés.

Les autres contrats d’achat à long terme sont des engagements non résiliables, ou résiliables uniquement en

vertu de certaines conditions, ainsi que des engagements à long terme qui ne sont pas des obligations d’achat

inconditionnel. Il s’agit principalement de contrats portant sur les services de transport, l’approvisionnement en

matières premières et les avantages pour la col ectivité. À la fin de 2022, l’obligation totale était de 8,8 milliards

de dollars, dont 783 mil ions de dol ars sont dus en 2023 et 670 mil ions de dol ars en 2024.

Litiges et autres provisions

Comme il est dit dans la note 9 aux états financiers consolidés à la page 73, différentes poursuites ont été

intentées contre L’impériale et ses filiales. Compte tenu des faits et circonstances pertinents, la compagnie ne

croit pas que l’issue définitive d’une quelconque poursuite en cours à son encontre aura une incidence

défavorable importante sur ses activités, sa situation financière ou ses états financiers dans leur ensemble.

Par ail eurs, comme indiqué en note 9, L’impériale avait un passif éventuel au 31 décembre 2022 relativement à

des garanties liées à la performance en vertu de contrats. Prises dans leur ensemble, ces garanties n’exercent

pas d’effet substantiel sur les opérations, la situation financière ou les états financiers de la compagnie.

Il n’existe pas d’événements ni d’incertitudes autres que ceux déjà déclarés dans les états financiers qui

laissent supposer des changements dans les résultats d’exploitation futurs ou la situation financière.

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration représentent le total combiné des acquisitions au coût

des immobilisations corporelles, des ajouts aux contrats de location-acquisition, des investissements

additionnels et des acquisitions; des frais d’exploration avant impôt provenant de l’état consolidé des résultats

et de la part de la compagnie des coûts similaires dans des entreprises dont elle est actionnaire. Les dépenses

en immobilisations et frais d’exploration excluent l’achat de crédits de carbone. Bien que la direction de

L’impériale soit responsable de tous les investissements et éléments du bénéfice net, une attention particulière

est accordée à la gestion des aspects contrôlables de ce groupe de dépenses.

en mil ions de dollars canadiens

2022

2021

1 128

Secteur Amont (a)

632

295

Secteur Aval

476

Produits chimiques

Comptes non sectoriels et autres

Total

1 490

1 140

(a) Frais d’exploration inclus.

Pour le secteur Amont, les dépenses en immobilisations et frais d’exploration étaient principalement liés au

maintien des activités de la compagnie consacrées à ses actifs in situ et aux sables bitumineux.

Pour le secteur Aval, les dépenses en immobilisations étaient principalement liées à l’amélioration du réseau de

distribution de la compagnie, de même qu’à des projets de raffinerie visant à améliorer le rendement

environnemental, la fiabilité, la souplesse des charges d’alimentation et l’efficacité énergétique.

Le total des dépenses en immobilisations et frais d’exploration devrait se chiffrer à environ 1,7 milliard de

dollars en 2023.

Les prévisions en matière d’immobilisations et de frais d’exploration pour 2023 tiennent compte d’engagements

fermes de 407 mil ions de dollars pour la construction et l’achat d’actifs immobilisés et d’autres investissements

permanents. Des engagements fermes supplémentaires de 211 mil ions de dollars ont été effectués pour les

exercices 2024 et suivants.

Les dépenses réelles pourraient varier en fonction de la progression de chaque projet.


Risques liés au marché
Les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers et chimiques ont fluctué en réponse à
l’évolution des forces du marché. L’incidence de ces fluctuations sur les résultats des opérations des secteurs
Amont, Aval et Produits chimiques a varié.
Les résultats de L’impériale sont influencés par les prix de référence du pétrole brut en Amérique du Nord, ainsi
que par les variations des écarts entre ces prix de référence et les prix du pétrole brut léger et lourd dans
l’Ouest canadien. Le modèle d’affaires intégré de L’impériale réduit les risques associés aux variations des
cours des matières premières. Par exemple, lorsque les écarts relatifs au pétrole brut entre les prix de
référence de l’Amérique du Nord et ceux de l’Ouest canadien se creusent, L’impériale est en mesure d’atténuer
l’incidence de l’élargissement des écarts sur le secteur Amont en les intégrant aux investissements du secteur
Aval dans les raffineries, les engagements relatifs aux oléoducs et le terminal ferroviaire d’Edmonton.
Dans les environnements compétitifs Amont et Produits chimiques, le bénéfice est principalement déterminé
par la capacité à générer des marges sur les produits vendus, plutôt que par les niveaux de prix absolus. Les
marges de raffinage varient en fonction de la différence entre ce qu’une raffinerie paie pour ses matières brutes
(principalement le pétrole brut) et les prix du marché pour la gamme de produits fabriqués. En contrepartie, ces
prix dépendent du rapport entre l’offre et la demande au niveau mondial et régional, des niveaux de stock, des
opérations de raffinage, de l’équilibre entre importations et exportations et du climat.
Les prix de référence du pétrole brut ainsi que ceux des produits pétroliers et chimiques sont généralement
libellés en dol ars américains. La majeure partie des ventes et des achats de L’impériale est fonction de ces
valeurs de référence du secteur qui sont libel ées en dollars américains. Comme la compagnie enregistre et
déclare ses résultats financiers en dol ars canadiens, les fluctuations du taux de change du dol ar canadien en
dollar américain auront une certaine incidence sur les résultats de la compagnie.
L’Impériale est exposée aux variations des taux d’intérêt, en particulier sur sa dette qui comporte des taux
d’intérêt variables. L’impact d’une variation de 0,25 % des taux d’intérêt affectant la dette de L’impériale ne
serait pas substantiel sur le bénéfice ou les flux de trésorerie. L’Impériale a accès à une source importante de
liquidités à court terme comme à long terme. Les fonds autogénérés devraient couvrir la majeure partie des
besoins financiers, appuyés par de la dette à long terme et à court terme si besoin est.
L’exposition possible de la compagnie aux prix des marchandises et aux marges ainsi qu’aux fluctuations du
taux de change du dollar canadien en dol ar américain est résumée dans le tableau de sensibilité des résultats,
qui il ustre l’effet annuel estimé sur le bénéfice net de la compagnie après impôts dans les conditions actuelles.
Pour une période donnée, l’ampleur de l’avantage ou du préjudice réel dépendra de l’évolution des prix de
chaque type de pétrole brut et de produit, des volumes de production et de vente, de la capacité de transport,
des coûts et des méthodes de sortie, et d’autres facteurs. Par conséquent, les variations des prix de référence
du pétrole brut et les écarts de prix du pétrole brut, ainsi que les autres facteurs énumérés dans le tableau
suivant, ne fournissent que des indicateurs généraux des variations du bénéfice au cours d’une période
donnée.

	31


Sensibilité des résultats (a)


en mil ions de dollars canadiens, après impôts
					105
Variation du prix du baril de pétrole brut de l’ordre de 1 dol ar américain		+ (-)
				(b)
Variation de la marge de raffinage 2-1-1 de l’ordre de 1 dol ar américain par baril
		+ (-)	140

Baisse (hausse) de 0,01 dollar de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain		+ (-)	170
(a) Chaque calcul de sensibilité indique l’incidence annuelle sur le bénéfice net de la variation d’un facteur, après impôts et redevances,
					toutes choses étant égales par ail eurs. Cette sensibilité a été mise à jour pour traduire les conditions actuelles du marché. El e peut
					ne pas s’appliquer de manière proportionnelle aux fluctuations plus importantes.
(b) La marge de craquage 2-1-1 est un indicateur de la marge des raf ineries généré en convertissant deux barils de pétrole brut en un
					baril d’essence et un baril de diesel.
La demande de pétrole brut, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques est généralement étroitement
liée à la croissance économique. Les récessions ou autres périodes de croissance économique faible ou
négative auront généralement un effet direct et néfaste sur les résultats financiers de la compagnie. Bien que
les niveaux des prix du pétrole brut puissent augmenter et diminuer de manière considérable à court et à
moyen terme (notamment à cause de la situation économique mondiale, de divers événements politiques, des
décisions des pays membres de l’OPEP et d’autres facteurs), il demeure qu’à long terme, l’économie du
secteur continuera à être influencée par l’offre et la demande. La compagnie évalue ses investissements sur un
large éventail de prix futurs, notamment les coûts estimés des émissions de gaz à effet de serre.
Les marchés mondiaux de l’énergie peuvent connaître de longues périodes pendant lesquel es la conjoncture
commerciale est défavorable à un ou plusieurs des secteurs d’activité de la compagnie. Cette conjoncture, de
pair avec la nature à haute intensité de capital du secteur et les longs délais de rentabilisation associés à
plusieurs projets de la compagnie, souligne l’importance de maintenir une solide situation financière. La
direction juge que la santé financière de la compagnie est un avantage concurrentiel.
En général, les résultats sectoriels ne dépendent pas de la capacité à vendre ou à acheter des produits aux
autres secteurs. Lorsque de tel es ventes ont lieu, el es découlent plutôt de l’efficacité et des avantages
concurrentiels provenant des complexes de secteurs d’activité intégrés et de raffinage et de fabrication de
produits chimiques. Les ventes intersectorielles de la société comprennent le pétrole brut produit par le secteur
Amont et vendu au secteur Aval, ainsi que les ventes de matières premières, de charges d’alimentation et de
produits finis entre les raffineries et l’usine chimique. Toutes les ventes intersectorielles se font aux prix
courants. Voir la note 2 pour en savoir plus sur les recettes intersectoriel es.
La compagnie a recours à un programme de gestion des actifs diligent selon lequel les actifs non stratégiques
sont analysés en vue d’une cession éventuel e. Le programme de gestion des actifs comprend une évaluation
rigoureuse et régulière pour garantir que les actifs contribuent aux objectifs stratégiques de la compagnie.
Gestion des risques
La tail e de la compagnie, sa solide situation financière et la nature complémentaire de ses segments d’activité
réduisent pour la compagnie dans son ensemble les risques liés aux fluctuations des prix des marchandises et
de taux de change. En outre, la société peut utiliser des contrats sur marchandises, y compris des produits
dérivés, pour gérer le risque lié au cours des matières premières et pour générer des rendements à partir de
ses activités de négociation. Ces contrats ne sont pas comptabilisés selon la comptabilité de couverture. Le
risque de crédit associé à la position sur produits dérivés de la compagnie est atténué par plusieurs facteurs,
notamment l’utilisation de bourses de compensation de produits dérivés, la qualité des contreparties et les
limites financières imposées aux contreparties de produits dérivés. Aucun risque de marché ou de crédit
important quant à la situation financière de la société, aux résultats d’exploitation ou à la situation de trésorerie
n’existe en raison des produits dérivés décrits dans la note 6, à la page 69. La compagnie maintient un système
de contrôle comprenant l’autorisation, la déclaration et la surveil ance des opérations sur des produits dérivés.

	32


Estimations comptables critiques
Les états financiers de la compagnie ont été dressés selon les Principes comptables généralement reconnus
(« PCGR ») des États-Unis. Les PCGR des É.-U. obligent la direction à faire des estimations et à porter des
jugements qui ont une incidence sur les montants déclarés d’actifs, de passifs, de produits et de charges ainsi
que sur la déclaration des actifs et passifs éventuels. L’information comptable et financière de la compagnie
reflète fidèlement son modèle d’entreprise qui repose sur l’exploration et la production de pétrole brut et de gaz
naturel, ainsi que la fabrication, le commerce, le transport et la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits
pétroliers, de produits pétrochimiques et de divers produits spécialisés ainsi que sur la poursuite d’occasions
commerciales à faibles émissions comme le captage et le stockage de carbone, l’hydrogène et les carburants à
faibles émissions. L’Impériale n’a pas recours à des structures de financement visant à modifier ses résultats
ou à soustraire certaines dettes de son bilan. Les principales méthodes comptables de la compagnie sont
résumées dans la note 1 aux états financiers consolidés, à la page 51.
Réserves de pétrole et de gaz naturel
L’évaluation des réserves de pétrole et de gaz naturel est essentielle pour une gestion efficace des actifs du
secteur Amont. El e fait partie intégrante de la prise de décisions sur les investissements relatifs aux biens
pétroliers et gaziers comme de décider s’il faut aller de l’avant en ce qui concerne la mise en valeur.
L’estimation des réserves prouvées, qui repose sur une exigence de certitude raisonnable, est un processus
continu qui repose sur de rigoureuses évaluations techniques, commerciales et du marché ainsi que sur une
analyse détail ée des données sur les puits comme les débits, les pressions des gisements ainsi que les coûts
de développement et de production, et d’autres facteurs. La compagnie vérifie l’estimation des réserves
prouvées à partir de directives d’approbation établies de longue date. Les changements apportés aux réserves
se font suivant un processus rigoureux bien établi, dirigé par des géoscientifiques et des ingénieurs
compétents, secondés par le groupe de gestion des réserves qui a une solide expérience technique,
aboutissant à des révisions avalisées par la haute direction et le conseil d’administration. Fait à signaler, la
compagnie n’a pas recours à des objectifs quantitatifs précis sur les réserves pour fixer la rémunération. Les
principaux critères du processus d’estimation des réserves sont décrits dans la « Déclaration des réserves »,
élément 1.
Les réserves de pétrole et de gaz naturel comprennent les réserves prouvées et non prouvées.

• Les réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel sont déterminées conformément aux exigences de
		la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis. Les réserves prouvées correspondent
		aux volumes de pétrole et de gaz naturel dont la productivité économique peut être estimée avec une
		certitude raisonnable par l’analyse de données géologiques et techniques, ainsi qu’en vertu des
		conditions économiques et opérationnel es et des réglementations gouvernementales. Les réserves
		prouvées sont déterminées en utilisant la moyenne des prix du pétrole et du gaz naturel au premier jour
		du mois au cours de l’année de référence.
		Les réserves prouvées peuvent être sous-divisées en réserves mises en valeur et non mises en valeur.
		Les réserves prouvées mises en valeur représentent les volumes qui devraient pouvoir être récupérés
		par le biais des puits, des installations ou des activités minières existants avec le matériel et les
		méthodes d’exploitation existants. Les réserves prouvées non mises en valeur représentent les
		volumes qui devraient pouvoir être récupérés par le biais de nouveaux puits, de puits existants,
		d’installations ou d’activités minières existantes qui nécessitent des dépenses en capital substantielles.
		Les réserves prouvées non mises en valeur sont reconnues lorsqu’un plan de mise en valeur a été
		adopté, indiquant qu’il est prévu qu’un puits soit mis en valeur dans un délai de cinq ans, à moins que
		des circonstances spécifiques ne plaident en faveur d’une période plus longue.

	33


		Bien que la compagnie soit raisonnablement certaine que les réserves prouvées seront exploitées, les
		échéances et les quantités extraites peuvent dépendre d’un certain nombre de facteurs, dont
		l’achèvement et l’optimisation des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les
		approbations réglementaires, les politiques gouvernementales, les préférences des consommateurs, le
		cadre des redevances et les variations importantes des niveaux de prix du pétrole brut et du gaz
		naturel.

• Les réserves non prouvées désignent les volumes de pétrole et de gaz naturel dont la certitude de
		récupération est moins que raisonnable et comprennent les réserves probables. Les réserves
		probables sont des réserves dont la récupération est plus probable qu’improbable.
Les révisions des volumes de réserves prouvées estimés précédemment pour les gisements existants peuvent
être effectuées en raison de l’évaluation ou de la réévaluation de données existantes sur la géologie, les
gisements ou la production, de nouvel es données sur la géologie, les gisements ou la production, ou des
variations de la moyenne des prix du pétrole et du gaz naturel au premier jour du mois et/ou des coûts servant
à calculer les réserves. Ces révisions peuvent aussi découler d’importants changements dans la stratégie de
mise en valeur ou dans la capacité des instal ations et du matériel de production.
En 2020, les révisions à la baisse des réserves de bitume prouvées découlaient de la faiblesse des prix. En
vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC, les 2,2 mil iards de barils de bitume à Kearl et les
0,6 mil iard de barils de bitume à Cold Lake ne sont plus considérés comme des réserves prouvées. Les
révisions à la baisse des réserves prouvées de pétrole brut synthétique ont été le résultat d’une baisse des prix,
compensée par l’ajout de réserves prouvées non mises en valeur associées à la mise en valeur future à
Syncrude. Les modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été le résultat de la mise à
jour des plans de développement des actifs non classiques de Montney et de Duvernay, et de la cession des
biens classiques.
En 2021, les révisions à la hausse des réserves de bitume prouvées découlaient de l’amélioration des prix. En
vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC, les 1,7 mil iard de barils de bitume à Kearl et les
0,5 mil iard de barils de bitume à Cold Lake sont considérés comme des réserves prouvées. Les révisions à la
hausse des réserves prouvées de pétrole brut synthétique découlaient de l’amélioration des prix. Les
modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été le résultat de la mise à jour des plans
de développement et de la cession des actifs non classiques de Montney et de Duvernay.
En 2022, les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume ont été attribuables à une diminution de
0,2 mil iard de barils à Kearl en raison d’obligations de versement de redevances plus élevées associées aux
prix, et une diminution de 0,2 mil iard de barils à Cold Lake en raison d’un plan de mise en valeur actualisé. Une
augmentation des réserves de bitume de 0,1 mil iard de barils est associée aux extensions à Cold Lake pour
les projets AS-SGSIV de la phase 1 de Grand Rapids et SGSIV de Leming. Les révisions à la baisse des
réserves prouvées de pétrole brut synthétique découlaient de la mise à jour des plans de développement minier
et de l’augmentation des obligations de versement de redevances à Syncrude associées aux prix. Les
modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été principalement attribuables à la vente
des actifs non classiques de la compagnie à Montney et Duvernay.
En outre, les conditions de certaines ententes contractuelles et de certains régimes de redevances
gouvernementales peuvent faire en sorte qu’une réduction des cours conduise à une augmentation des
réserves prouvées de L’impériale. La compagnie ne s’attend pas à ce que la révision à la baisse des réserves
prouvées déclarées en vertu des définitions de la SEC affecte ses opérations.


	34


Amortissement par unité de production
Les quantités des réserves de pétrole et de gaz naturel sont utilisées comme base pour calculer les taux
d’amortissement par unité de production pour la plupart des actifs du secteur Amont. L’amortissement est
obtenu en calculant le ratio du coût des actifs par rapport aux réserves prouvées totales ou aux réserves
prouvées mises en valeur appliquées au coût réel de production. Les quantités produites et le coût de l’actif
sont connus, tandis que les réserves prouvées sont fondées sur des estimations sujettes à une certaine
variabilité.
Si la méthode de l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production ne conduit pas à une
allocation équitable des coûts sur la durée de vie utile d’un actif du secteur Amont, une autre méthode est
utilisée. La méthode de l’amortissement linéaire est utilisée dans des situations bien précises, lorsque la durée
de vie estimée de l’actif ne correspond raisonnablement pas aux réserves sous-jacentes. À titre d’exemple,
certains actifs utilisés dans la production de pétrole et de gaz naturel disposent d’une durée de vie plus courte
que les réserves, et à ce titre, la compagnie a recours à l’amortissement linéaire pour veil er à ce que l’actif soit
totalement amorti à la fin de sa durée de vie utile.
Dans la mesure où les réserves prouvées pour un gisement sont substantiel ement désinscrites et que ce
gisement continue à produire de sorte que la charge d’amortissement qui en découle ne conduit pas à une
allocation équitable des coûts sur la durée de vie prévue, les actifs seront amortis à l’aide de la méthode de
l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production sur la base des réserves déterminées au prix
le plus récent de la SEC, ce qui permet d’obtenir une quantité plus importante de réserves prouvées,
convenablement ajustée pour les variations de production et techniques. Cette approche a été appliquée
en 2021, l’effet correspondant sur la charge d’amortissement étant négligeable par rapport aux périodes
précédentes. En 2022 et 2023, tous les biens immobiliers disposent de réserves suffisantes aux prix courants
de la SEC, ce qui permettra une répartition équitable des coûts sur la durée de vie économique des actifs du
secteur Amont.

	35


L’incidence de cette approche par rapport aux périodes précédentes devrait être négligeable
La compagnie teste régulièrement la probabilité de récupération des actifs ou des groupes d’actifs dès lors que
des événements ou des changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable risque d’être
perdue. La compagnie dispose d’un processus solide pour surveil er les indicateurs de dépréciation potentiel e
dans ses groupes d’actifs tout au long de l’année. Ce processus est conforme aux exigences des normes
ASC 360 et ASC 932 et s’appuie en partie sur le cycle de planification et de budgétisation de la compagnie.

Dans la mesure où la durée de vie de la grande majorité des principaux actifs de la compagnie est calculée en
dizaines d’années, les flux de trésorerie futurs de ces actifs sont principalement basés sur les prix du pétrole et
du gaz naturel, les marges sectorielles et les coûts de développement et de production sur le long terme.
D’importantes réductions dans les perspectives de la compagnie au sujet des prix ou des marges pour le
pétrole ou le gaz naturel, en particulier sur le long terme, ainsi que l’évolution des plans de mise en valeur, y
compris les décisions de reporter, de réduire ou d’éliminer des dépenses en immobilisations prévues, peuvent
être autant d’indicateurs d’une dépréciation potentiel e. D’autres événements ou changements aux
circonstances, y compris les indicateurs de la norme ASC 360, peuvent également augurer une possible
dépréciation.

	36


De manière générale, L’impériale ne considère pas la baisse temporaire des prix ou des marges comme un
signe de dépréciation. La direction est d’avis que les prix à long terme doivent suffire à produire des
investissements dans l’approvisionnement énergétique pour répondre à la demande mondiale.		Bien que les prix
puissent parfois baisser considérablement, c’est plutôt les grands paramètres de l’augmentation ou de la
diminution de l’offre par rapport à la demande qui déterminent les prix à long terme dans le secteur. Sur le plan
de l’offre, la production industrielle des gisements matures est en déclin. Ce déclin est compensé par des
investissements visant la production dans de nouvel es découvertes, le développement de gisements connus,
les avancées techniques et l’amélioration de l’efficacité. Les activités d’investissement et les politiques de
production de l’OPEP ont aussi des effets sur l’offre mondiale de pétrole. L’évolution de la demande est
largement dépendante de la croissance de l’activité économique générale, des sources d’énergie de
remplacement et des niveaux de prospérité. Tout au long de la durée de vie de ces actifs majeurs, la
compagnie s’attend à ce que les prix du pétrole et du gaz et les marges sectorielles affichent une importante
volatilité. Ainsi, ces actifs connaîtront des périodes de bénéfice supérieur et de bénéfice inférieur, voire des
pertes. Dans le cadre de l’évaluation visant à déterminer si les événements ou changements de situation
indiquent que la valeur comptable d’un actif risque d’être perdue, la compagnie tient compte des récentes
périodes de pertes d’exploitation dans le cadre de ses perspectives à plus long terme sur les prix et les marges.
Perspectives pour l’énergie et évaluation des flux de trésorerie
Le processus de planification et de budgétisation annuelles – le plan de la compagnie – est le mécanisme
utilisé pour répartir les ressources (capital, dépenses en immobilisations et ressources humaines) à travers la
compagnie. Les hypothèses relatives à l’offre et à la demande énergétiques à la base du plan de la compagnie
sont d’abord fondées sur les Perspectives, qui contiennent des prévisions de la demande et de l’offre basées
sur une évaluation des tendances actuelles en matière de technologies, de politiques gouvernementales, de
préférences des consommateurs, de géopolitique, de développement économique et d’autres facteurs,
Les Perspectives, qui tiennent compte de l’environnement politique mondial actuel, ne tentent pas de présenter
des projections quant à l’ampleur de l’avancement et du déploiement futurs de politiques et de technologies
nécessaires pour que le monde ou la compagnie atteignent la carboneutralité d’ici 2050. Au fil de leur
apparition, les avancées politiques et technologiques seront intégrées aux Perspectives et les plans
d’entreprise de la compagnie seront mis à jour en conséquence.
Si les événements ou les changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable d’un actif risque
d’être perdue, la compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des biens en question pour
déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. Pour effectuer cette évaluation, les actifs sont
regroupés au niveau le plus bas pour lequel il existe des flux de trésorerie identifiables et largement
indépendants des flux de trésorerie des autres groupes d’actifs. Les flux de trésorerie employés dans les
évaluations de probabilité de récupération sont basés sur les hypothèses établies dans le plan de la
compagnie, lequel est examiné et approuvé par le conseil d’administration, et sont conformes aux critères de
gestion utilisés pour évaluer les possibilités d’investissement. Ces évaluations se fondent sur les hypothèses
émises par la compagnie concernant l’al ocation de capitaux futurs, les prix du pétrole et du gaz naturel, y
compris les écarts de prix, les marges sur le raffinage et les produits chimiques, les volumes, les coûts de
développement et de production, y compris les prix des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les taux de
change des devises. Les quantités annuelles sont fondées sur les profils de production des gisements (débit ou
ventes). L’estimation par la direction des volumes de production en amont utilisés pour les flux de trésorerie
projetés fait appel à des quantités de réserves prouvées et peut inclure des quantités de réserves non prouvées
ajustées en fonction du risque. Les prix des émissions de gaz à effet de serre reflètent les actions politiques
actuelles ou prévues des gouvernements fédéral et provinciaux compétents. Bien que les scénarios de tiers,
dont celui de carboneutralité d’ici 2050 de l’Agence internationale de l’énergie (International Energy Agency Net Zero Emissions by 2050), puissent être utilisés pour tester la résilience des activités et des stratégies de la
compagnie, ils ne servent pas de fondements aux estimations de flux de trésorerie futurs pour les tests de
dépréciation.

	37


Juste valeur des actifs dépréciés
Un groupe d’actifs subit une dépréciation si les flux de trésorerie futurs estimés non actualisés sont inférieurs à
la valeur comptable du groupe. Les dépréciations correspondent à l’excédent de la valeur comptable de l’actif
sur la juste valeur. L’évaluation de la juste valeur est basée sur les opinions d’un intervenant du marché
probable. Les principaux paramètres utilisés pour établir la juste valeur peuvent comprendre des estimations
des valeurs de superficie et des mesures de la production des puits tirées de transactions comparables du
marché, des estimations fondées sur le marché des ratios cours-flux de trésorerie dans le temps ainsi que des
flux de trésorerie nets actualisés. Les données et les hypothèses utilisées dans les modèles de flux de
trésorerie actualisés comprennent des estimations des volumes de production futurs, la production et les
volumes de ventes de produits, les prix des produits de base comparables avec la moyenne établie par les
experts industriels tiers et les agences gouvernementales, les marges sur le raffinage et les produits chimiques,
les coûts de forage et de mise en valeur, les coûts d’exploitation et les taux d’actualisation, qui reflètent les
caractéristiques du groupe d’actifs.
Autres estimations de dépréciation
Les gisements non prouvés sont évalués périodiquement pour déterminer s’ils se sont dépréciés. Les
gisements importants non prouvés font l’objet de tests de dépréciation individuels et les provisions pour moins-
value imputées aux coûts capitalisés sont inscrites sur la base des plans de développement futurs de la
compagnie, de la probabilité économique de succès estimée et de la durée pour laquel e la compagnie compte
conserver les gisements. Les biens individuellement moins importants sont regroupés et amortis en fonction
des risques liés à la mise en valeur et de la période de détention moyenne.
Les actifs à long terme retenus pour leur vente sont évalués pour déterminer leur dépréciation éventuelle en
comparant leur valeur comptable à leur juste valeur, moins le coût de vente. Si la valeur comptable nette est
supérieure à la juste valeur moins le coût de vente, l’actif est considéré déprécié et la valeur la plus basse lui
est attribuée. Il faut faire preuve de jugement lorsque l’on détermine si un actif est retenu pour la vente et que
l’on calcule la juste valeur moins le coût de vente.
Les investissements à la valeur de consolidation font l’objet de tests de dépréciation lorsque des événements
ou des changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable d’un investissement risque d’être
perdue. Parmi les indicateurs clés, on notera des antécédents de pertes d’exploitation, un bénéfice négatif ou
des perspectives de flux de trésorerie négatives, d’importantes révisions à la baisse des réserves de pétrole et
de gaz ainsi que la situation financière et les perspectives du segment commercial ou de la région
géographique de l’entité détenue. Si la baisse de la valeur de l’investissement n’est pas que temporaire, la
valeur comptable de ce dernier est dépréciée à la juste valeur. En l’absence de prix du marché pour
l’investissement, les flux de trésorerie actualisés sont utilisés pour évaluer la juste valeur, une opération qui
exige beaucoup de jugement.
Dépréciations récentes
En 2020, la compagnie a annoncé sa décision de cesser de mettre en valeur une partie importante de ses
actifs non classiques en Alberta, ce qui a donné lieu à une charge de dépréciation hors trésorerie après impôts
de 1 171 mil ions de dol ars dans les résultats de 2020 du secteur Amont.
Parmi les facteurs pouvant exposer ultérieurement d’autres actifs à une dépréciation, on notera les réductions
des perspectives de prix ou de marge de la compagnie, les variations dans l’al ocation des capitaux ou les
plans de mise en valeur, une baisse de la demande à long terme pour les produits de la compagnie ainsi qu’un
rythme d’augmentation des coûts d’exploitation supérieur à celui des gains d’efficacité ou à celui des
augmentations des prix ou des marges du pétrole et du gaz naturel. Cependant, comme les prix ou les marges
des matières premières, ainsi que la relation entre les prix et les coûts dans le secteur pétrolier, sont
intrinsèquement difficiles à prévoir, il n’est pas possible d’évaluer raisonnablement la possibilité ou la fourchette
de futures pertes de valeur comptabilisées liées aux actifs à long terme de la compagnie.
	38


Des informations complémentaires sur les résultats d’exploitation des activités pétrolières et gazières, sur les
coûts capitalisés et sur les réserves sont disponibles dans les notes aux états financiers consolidés.
Prestations de retraite
Le régime de retraite de la compagnie est géré conformément aux exigences des autorités gouvernementales
et satisfait au niveau de capitalisation fixé par des actuaires indépendants. La comptabilité des régimes de
retraite exige qu’on formule des hypothèses explicites concernant notamment le taux d’actualisation de
l’obligation au titre des prestations constituées, le taux de rendement de l’actif du régime et le taux à long terme
des augmentations salariales futures. Les hypothèses concernant les régimes de retraite sont revues
annuellement par la haute direction. Ces hypothèses sont rajustées uniquement s’il faut refléter des
changements à long terme des taux du marché et des perspectives. En 2022, le taux de rendement à long
terme prévu pour les actifs du régime a été de 4,3 %, comparativement à des rendements réels de 5,6 % et de
6,5 % au cours des périodes de 10 ans et 20 ans, respectivement, terminées le 31 décembre 2022. Si des
hypothèses différentes étaient employées, l’obligation et la charge pourraient augmenter ou diminuer. Comme
indication de l’exposition potentielle de la compagnie à des changements dans les hypothèses critiques,
comme le taux de rendement prévu pour les actifs du régime et le taux d’actualisation pour mesurer l’obligation
au titre des prestations de retraite, une réduction de 1 % du taux d’actualisation augmenterait l’obligation des
prestations du régime d’environ 1 milliard de dollars. De même, une réduction de 1 % du taux de rendement à
long terme des actifs du régime augmenterait la charge de retraite annuelle d’environ 95 millions de dollars
avant impôts. À L’impériale, les écarts entre le rendement réel des actifs du régime et le rendement prévu à
long terme ne sont pas constatés dans l’exercice au cours duquel ils se produisent. Ces écarts sont plutôt
amortis dans la charge de retraite avec les autres gains ou pertes actuariels sur la durée moyenne du reste de
la carrière active des salariés. En 2022, les charges de retraite ont représenté environ 1 % des charges totales.
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
La compagnie a des obligations liées à la mise hors service de certaines immobilisations. La juste valeur de ces
obligations est enregistrée comme passif sur une base actualisée, habituel ement lorsque les actifs en question
sont installés. Dans l’estimation de la juste valeur, la compagnie formule des hypothèses et porte des
jugements concernant certains facteurs tels que l’existence d’obligations juridiques liées à la mise hors service
d’immobilisations, les évaluations techniques des actifs, les montants et les délais estimés des règlements, les
taux d’actualisation ainsi que les taux d’inflation. À la page 68, la note 5 aux états financiers consolidés contient
un tableau de continuité sur trois ans décrivant en détail l’évolution des obligations liées à la mise hors service
d’immobilisations.

Coûts des forages d’exploration interrompus
La compagnie continue de comptabiliser à l’actif les coûts d’un forage d’exploration lorsque le forage révèle la
présence de réserves suffisantes pour justifier la complétion d’un puits de production, ainsi que si la compagnie
réalise des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et sur le plan de la viabilité économique et
opérationnel e du projet. Les coûts des puits d’exploration ne répondant pas à ces critères sont passés en
charges. Pour déterminer si un projet de compagnie progresse suffisamment, il faut étudier soigneusement les
faits et les circonstances. Les faits et circonstances qui justifient la poursuite de la capitalisation des puits
suspendus à la fin de l’exercice sont mentionnés dans la note 15 aux états financiers consolidés, à la page 82.




	39


Provisions fiscales
Les activités de la compagnie sont complexes et les interprétations fiscales, les règlements et les lois qui les
visent sont en évolution constante.
Les économies des positions fiscales incertaines que la compagnie a prises et compte prendre dans ses
déclarations fiscales ne peuvent être prises en compte dans les états financiers que si la direction estime plus
probable qu’improbable que cette position sera maintenue par les autorités fiscales. Dans le cas d’une position
qui sera probablement maintenue, l’avantage constaté dans les états financiers correspondra à l’avantage fiscal
le plus élevé à l’égard duquel la probabilité que cet avantage soit réalisé lors du règlement final conclu avec les
autorités fiscales est supérieure à 50 %. La direction doit faire preuve d’un grand jugement dans la
comptabilisation des provisions concernant les impôts sur les bénéfices et les litiges fiscaux parce que leur
issue est souvent difficile à prédire. Les avantages fiscaux non constatés de la compagnie et la description des
exercices visés sont résumés dans la note 3 aux états financiers consolidés.


	40


Rapport de la direction sur le contrôle interne à l’égard de l’information
financière
La direction, y compris le chef de la direction et l’agent comptable principal et agent financier principal de la
compagnie, est responsable de la mise en place et du maintien de contrôles internes appropriés concernant
l’information financière de la compagnie. La direction a procédé à une évaluation de l’efficacité du contrôle
interne à l’égard de l’information financière selon les critères établis dans le document intitulé Internal Control – Integrated Framework (2013), publié par le Committee of Sponsoring Organizations de la
Commission Treadway. À la lumière de cette évaluation, la direction a conclu que le contrôle interne à l’égard
de l’information financière de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée était efficace au 31 décembre 2022.
PricewaterhouseCoopers LLP, auditeur inscrit et indépendant, a effectué l’audit du contrôle interne de la
compagnie à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2022, comme il est précisé dans son rapport
inclus dans les présentes.
/s/ Bradley W. Corson

Bradley W. Corson
Président du conseil et président
(Chef de la direction)

/s/ Daniel E. Lyons

Daniel E. Lyons
Vice-président principal,
Finances et administration, et contrôleur de gestion (agent comptable principal et agent financier principal)


22 février 2023

	41


Rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit indépendant

Au conseil d’administration et aux actionnaires de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée

Opinions sur les états financiers et le contrôle interne à l’égard de l’information financière

Nous avons effectué l’audit des bilans consolidés ci-joints de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée et de
ses filiales (collectivement, la « compagnie ») aux 31 décembre 2022 et 2021 et de l’état consolidé des
résultats, de l’état consolidé du résultat étendu, de l’état consolidé des capitaux propres et de l’état consolidé
des flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans close le 31 décembre
2022, ainsi que des notes annexes (collectivement, les « états financiers consolidés »). Nous avons également
effectué l’audit du contrôle interne à l’égard de l’information financière de la compagnie au 31 décembre 2022,
selon les critères établis dans le document Internal Control – Integrated Framework (2013) publié par le
Committee of Sponsoring Organizations de la Treadway Commission (le « COSO »).

À notre avis, les états financiers consolidés susmentionnés donnent, dans tous leurs aspects significatifs, une
image fidèle de la situation financière de la compagnie aux 31 décembre 2022 et 2021, ainsi que de sa
performance financière et de ses flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois
ans close le 31 décembre 2022, conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-
Unis. De plus, à notre avis, la compagnie maintenait, dans tous ses aspects significatifs, un contrôle interne
efficace à l’égard de l’information financière au 31 décembre 2022, selon les critères établis dans le document
Internal Control – Integrated Framework (2013) publié par le COSO.

Fondement des opinions

La direction de la compagnie est responsable des présents états financiers consolidés, du maintien d’un
contrôle interne efficace à l’égard de l’information financière et de l’appréciation qu’elle fait de l’efficacité du
contrôle interne à l’égard de l’information financière figurant dans le « Rapport de la direction sur le contrôle
interne à l’égard de l’information financière » ci-joint. Notre responsabilité consiste à exprimer des opinions sur
les états financiers consolidés de la compagnie et sur le contrôle interne à l’égard de l’information financière de
la compagnie, sur la base de nos audits. Nous sommes un cabinet d’experts-comptables inscrit auprès du
Public Company Accounting Oversight Board (des États-Unis) (le « PCAOB ») et sommes tenus d’être
indépendants de la compagnie conformément aux lois fédérales américaines sur les valeurs mobilières et aux
règles et règlements applicables de la Securities and Exchange Commission et du PCAOB.
Nous avons effectué nos audits conformément aux normes du PCAOB. Ces normes requièrent que nous
planifi ons et réalisions les audits de façon à obtenir l’assurance raisonnable que les états financiers consolidés
sont exempts d’anomalies significatives, que celles-ci résultent d’erreurs ou de fraudes, et qu’un contrôle
interne à l’égard de l’information financière efficace a été maintenu dans tous ses aspects significatifs.
Nos audits des états financiers consolidés ont compris la mise en œuvre de procédures en vue d’évaluer les
risques que les états financiers consolidés comportent des anomalies significatives, que cel es-ci résultent
d’erreurs ou de fraudes, et la mise en œuvre de procédures en réponse à ces risques. Ces procédures ont
compris le contrôle par sondages des éléments probants à l’appui des montants et des informations fournies
dans les états financiers consolidés. Nos audits ont également compris l’évaluation des principes comptables
retenus et des estimations importantes faites par la direction, ainsi qu’une appréciation de la présentation
d’ensemble des états financiers consolidés. Notre audit du contrôle interne à l’égard de l’information financière
a compris l’acquisition d’une compréhension du contrôle interne à l’égard de l’information financière, une
évaluation du risque de l’existence d’une faiblesse significative, ainsi que des tests et une évaluation de
l’efficacité de la conception et du fonctionnement du contrôle interne en fonction de notre évaluation du risque.
Nos audits ont également compris la mise en œuvre des autres procédures que nous avons jugées
nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à nos
opinions.



	42


Définition et limites du contrôle interne à l’égard de l’information financière
Le contrôle interne à l’égard de l’information financière d’une société est un processus conçu pour fournir une
assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins
de la publication de l’information financière, conformément aux principes comptables généralement reconnus. Il
comprend les politiques et procédures qui : i) concernent la tenue de comptes suffisamment détail és qui
donnent une image précise et fidèle des opérations et des cessions d’actifs de la compagnie; ii) fournissent une
assurance raisonnable que les opérations sont enregistrées comme il se doit pour établir les états financiers
conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et décaissements
de la compagnie ne sont faits qu’avec l’autorisation de la direction et du conseil d’administration; et
iii) fournissent une assurance raisonnable concernant la prévention ou la détection à temps de toute acquisition,
utilisation ou cession non autorisée d’actifs de la compagnie qui pourrait avoir une incidence significative sur les
états financiers.
En raison des limites qui lui sont inhérentes, il se peut que le contrôle interne à l’égard de l’information
financière ne permette pas de prévenir ou de détecter certaines anomalies. De plus, toute projection du résultat
d’une évaluation de son efficacité sur des périodes futures comporte le risque que les contrôles deviennent
inadéquats en raison de changements de situation ou que le niveau de respect des politiques ou des
procédures diminue.
Questions critiques de l’audit
La question critique de l’audit communiquée ci-après est une question soulevée au cours de l’audit des états
financiers consolidés de la période considérée qui a été ou qui doit être communiquée au comité d’audit et qui
i) est liée à des comptes ou des informations fournies qui sont significatifs par rapport aux états financiers
consolidés et ii) pour laquelle nous avons dû porter des jugements particulièrement difficiles, subjectifs ou
complexes. La communication de la question critique de l’audit ne modifie en rien notre opinion sur les états
financiers consolidés pris dans leur ensemble et, en communiquant la question critique de l’audit ci-après, nous
n’exprimons pas d’opinions distinctes sur celle-ci ni sur les comptes ou informations connexes.

Incidence des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel sur le montant net des immobilisations
corporelles du secteur Amont

Tel qu’il est présenté aux notes 1 et 2 des états financiers consolidés, le solde net des immobilisations
corporelles du secteur Amont de la compagnie s’établit à 26 949 M$ au 31 décembre 2022, et la dotation à
l’amortissement et à l’épuisement correspondante, pour l’exercice clos le 31 décembre 2022, s’élève à
1 673 M$. La direction suit la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse pour
comptabiliser ses activités d’exploration et de production. Les coûts à engager pour acheter, louer ou acquérir
de quelque façon un gisement (non prouvé ou prouvé) sont capitalisés au moment où ils sont engagés. Comme
la direction en a fait mention, les volumes des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel sont utilisés
comme base pour calculer les taux d’amortissement par unité de production pour la plupart des actifs du
secteur Amont. L’estimation des volumes de réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel est un processus
continu qui repose sur des évaluations techniques, commerciales et de marché ainsi que sur une analyse
détail ée des données sur les puits comme les débits, les pressions des gisements ainsi que les coûts de mise
en valeur et de production, entre autres facteurs. Comme la direction en a fait mention, les changements
apportés aux réserves se font suivant un processus rigoureux bien établi, dirigé par des géoscientifiques et
des ingénieurs compétents, secondés par le groupe de gestion des réserves (col ectivement, les « spécialistes
de la direction »).














	43


Les faits suivants ont permis de déterminer que la mise en œuvre des procédures à l’égard de l’incidence des
réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel sur le montant net des immobilisations corporelles du secteur
Amont constituait une question critique de l’audit en raison du fait que : i) la direction a exercé un jugement
important et a eu recours aux spécialistes de la direction pour établir les estimations des réserves prouvées de
pétrole et de gaz naturel, puisque les volumes des réserves sont fondés sur des estimations et des méthodes
d'ingénierie, ce qui a donné lieu, de la part de l’auditeur, à ii) l’exercice d’un degré élevé de jugement, de
subjectivité et d’effort dans l’exécution des procédures et dans l’évaluation des éléments probants obtenus
relativement aux données, méthodes et hypothèses utilisées par la direction et les spécialistes de la direction
dans l’établissement des estimations des volumes de réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel.

Le traitement de cette question a consisté à mettre en œuvre des procédures et à évaluer les éléments
probants nécessaires à la formulation d’une opinion globale sur les états financiers consolidés. Dans le cadre
de ces procédures, l’efficacité des contrôles liés aux estimations de la direction quant aux volumes de réserves
prouvées de pétrole et de gaz naturel a été testée. Le travail des spécialistes de la direction a été utilisé dans la
mise en œuvre des procédures d’évaluation du caractère raisonnable des estimations des volumes de réserves
prouvées de pétrole et de gaz naturel. Préalablement à l’utilisation de ce travail, les compétences des
spécialistes de la direction ont été évaluées de même que les relations entre la compagnie et ces derniers. Les
procédures mises en œuvre ont aussi compris l’évaluation des méthodes et des hypothèses utilisées par les
spécialistes de la direction, des tests des données utilisées par ces derniers ainsi qu’une évaluation de leurs
conclusions.

(signé) PricewaterhouseCoopers s.r.l./s.e.n.c.r.l.
Comptables professionnels agréés

Calgary, Canada

Le 22 février 2023

Nous agissons en tant qu’auditeurs de la compagnie depuis 1934.

	44


État consolidé des résultats (PCGR des États-Unis)


en mil ions de dollars canadiens

Exercices se terminant le 31 décembre					2022	2021	2020

Produits et autres revenus
					59 413
Produits (a)						37 508	22 284
Revenus de placement et d’autres sources (notes 8, 18)		257		82					104

Total des produits et des autres revenus					59 670	37 590	22 388



	Dépenses
				Exploration (note 15)				5		32				13
Achats de pétrole brut et de produits (b)					37 742					23 174				13 293
					7 404
Production et fabrication (c) (note 11)						6 316	5 535
Frais de vente et frais généraux (c)		882		784					741
													2 179
Taxe d’accise fédérale et frais de carburant						1 928	1 736
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) (notes 2, 11)					1 897					1 977				3 293
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la
												17	42			121
retraite
Financement (d) (note 12)		60		54					64

Total des dépenses					50 186	34 307	24 796


	Bénéfice (perte) avant impôts					9 484	3 283	(2 408)



	Impôts sur le bénéfice (note 3)					2 144	804				(551)



	Bénéfice (perte) net					7 340	2 479	(1 857)


	Informations par action (en dollars canadiens)
				Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat de base (note 10)							11,47				3,48		(2,53)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (note 10)					11,44					3,48				(2,53)
(a) Sommes remboursables par des apparentés comprises dans les produits

(note 16).					17 042	8 777	5 107
(b) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les achats de

pétrole brut et autres produits. (note 16).					3 795	2 737	2 484
(c) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les dépenses de

production et fabrication et les frais de vente et frais généraux (note 16).		460	420				579
(d) Sommes remboursables aux apparentés comprises dans le financement

(note 16).		78	28				61


Les notes af érentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.

	45


État consolidé du résultat étendu (PCGR des États-Unis)


en mil ions de dollars canadiens

Exercices se terminant le 31 décembre					2022	2021	2020
Bénéfice (perte) net										7 340		2 479		(1 857)


	Autres éléments du résultat étendu (perte), après impôts sur les

Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à
										582	679		(212)
									la retraite (excluant l’amortissement)


	Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages
									postérieurs au départ à la retraite inclus dans le coût net des
		83		133				134
									prestations constituées

Total des autres éléments du résultat étendu (perte)
		665	812				(78)



Résultat étendu (perte)
					8 005	3 291	(1 935)

Les notes af érentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.



















	46


Bilan consolidé (PCGR des États-Unis)


en mil ions de dollars canadiens

Au 31 décembre				2022	2021

Actifs

Actifs à court terme
			Trésorerie et équivalents de trésorerie								3 749	2 153
				4 719
Comptes débiteurs – montant net (a)					3 869

Stocks de pétrole brut et de produits (note 11)				1 514	1 102

Matières, fournitures et charges payées d’avance		754			689

Total de l’actif à court terme				10 736	7 813
		893
Investissements et créances à long terme (b)					757

Immobilisations corporelles et incorporel es,

déduction faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement (note 2, 18)				30 506	31 240

Écart d’acquisition		166			166
				1 223
Autres éléments d’actif, y compris non matériels – montant net					806

Total de l’actif				43 524	40 782

Passif

			Passifs à court terme

Bil ets et emprunts (note 12)		122			122

Comptes créditeurs et charges à payer (a) (note 11)				6 194	5 184
									2 582
Impôts sur le bénéfice à payer					248
				8 898
Total des passifs à court terme					5 554

Dette à long terme (c) (note 14)				4 033	5 054
Autres obligations à long terme (note 5)				3 467			3 897

Passif d’impôts futurs (note 3)				4 713	4 542
Total du passif						21 111		19 047

Engagements et passif de prévoyance (note 9)



Capitaux propres


Actions ordinaires à la valeur attribuée (d) (note 10)				1 079	1 252
										21 846
Bénéfices réinvestis					21 660

Cumul des autres éléments du résultat étendu (perte) (note 17)				(512)	(1 177)
Total des capitaux propres				22 413			21 735


Total du passif et des capitaux propres				43 524	40 782

(a) Les comptes débiteurs – montant net comprenaient des sommes remboursables nettes par des apparentés de 1 108 mil ions de
						dollars (1 031 mil ions de dollars en 2021), (note 16).
(b) Les investissements et créances à long terme comprenaient des sommes remboursables par des apparentés de 288 mil ions de
						dollars (298 mil ions de dollars en 2021), (note 16).
(c) Les dettes à long terme comprenaient des sommes remboursables à des apparentés de 3 447 mil ions de dollars (4 447 millions de
						dollars en 2021), (note 16).
(d) Le nombre d’actions ordinaires autorisées et en circulation était respectivement de 1 100 mil ions et de 584 mil ions respectivement
						2021 (en 2021 – 1 100 mil ions et 678 millions, respectivement), (note 10).

Les notes af érentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
	47



Approuvé par le conseil.

/s/ Bradley W. Corson
	/s/ Daniel E. Lyons
Bradley W. Corson		Daniel E. Lyons
Président du conseil, président et			Vice-président principal,
chef de la direction		finances et administration, et contrôleur de gestion

	48


État consolidé des capitaux propres (PCGR des États-Unis)


en mil ions de dollars canadiens

Au 31 décembre					2022	2021	2020
Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 10)

Au début de l’exercice					1 252	1 357	1 375

Achats d’actions à la valeur attribuée					(173)	(105)	(18)

À la fin de l’exercice					1 079	1 252	1 357

	Bénéfices réinvestis
				Au début de l’exercice				21 660				22 050		24 812
										7 340
Bénéfice (perte) net de l’exercice						2 479	(1 857)
									(6 222)
Achats d’actions au-dessus de la valeur attribuée						(2 140)	(256)
					(932)
Dividendes déclarés						(729)	(647)

Ef et cumulatif des modifications comptables		—	—				(2)

À la fin de l’exercice					21 846	21 660	22 050

	Cumul des autres éléments du résultat étendu (perte) (note 17)

Au début de l’exercice					(1 177)	(1 989)	(1 911)

Autres éléments du résultat étendu (perte)		665	812				(78)
					(512)
À la fin de l’exercice						(1 177)	(1 989)


	Capitaux propres en fin d’exercice										22 413		21 735		21 418

Les notes af érentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.

	49


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


en mil ions de dollars canadiens

Exercices se terminant le 31 décembre					2022	2021	2020

Activités d’exploitation
				Bénéfice (perte) net											7 340		2 479		(1 857)

Ajustements au titre d’éléments hors trésorerie :
				Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) (note 2)						1 897				1 977		3 273
		—
Dépréciation d’actifs incorporels (note 11)			—				20
(Gain) perte à la vente d’actifs (notes 8, 18)					(158)		(49)				(35)

Charges d’impôts futurs et autres		(77)	91				(521)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation :

Comptes débiteurs					(862)	(1 950)	780

Stocks, matières, fournitures et charges payées d’avance –					(477)	45			78

Impôts sur le bénéfice à payer					1 876	248			(106)
		948
Comptes créditeurs et charges à payer						2 020	(1 087)
		(5)
Autres postes – montant net (b)			615				253
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
					10 482	5 476	798

	Activités d’investissement
				Ajouts aux immobilisations corporelles									(1 526)		(1 108)		(868)
		904
Produits des ventes d’actifs (notes 8, 18)			81				82
		(6)
Investissements supplémentaires			—				—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une
												10	15		(16)
participation en actions – montant net
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
					(618)	(1 012)	(802)



	Activités de financement
				Dette à court terme – montant net (note 12)				—	(111)				—
					(1 000)
Dette à long terme – réduction (note 14)			—				—

Obligations de location-financement - réduction (note 14)		(22)	(20)				(20)

Dividendes versés					(851)	(706)	(649)

Actions ordinaires achetées (note 10)					(6 395)	(2 245)	(274)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement					(8 268)	(3 082)				(943)


	Augmentation (diminution) de la trésorerie													1 596		1 382		(947)
Trésorerie et équivalents de trésorerie au début de l’exercice					2 153		771				1 718
Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin d’exercice	(a)				3 749				2 153				771
(a) La trésorerie comprend les fonds en banque et les équivalents de trésorerie au coût. Les équivalents de trésorerie sont des titres très

liquides arrivant à échéance au plus trois mois après la date de leur achat.

(b) Comprenait des cotisations aux régimes enregistrés de retraite		(174)	(164)				(195)



Impôts sur les bénéfices (payés) recouvrés.		(374)	58				(42)

Intérêts (payés), après capitalisation		(60)	(43)				(62)
Les notes af érentes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.





	50


Notes aux états financiers consolidés
Les états financiers consolidés ci-joints et la documentation complémentaire sont la responsabilité de la
direction de Compagnie Pétrolière Impériale Limitée.
L’activité principale de la compagnie repose sur l’exploration et la production de pétrole brut et de gaz naturel,
sur la fabrication, le commerce, le transport et la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers, de
produits pétrochimiques et de divers produits spécialisés ainsi que sur la poursuite d’occasions commerciales à
faibles émissions comme le captage et le stockage de carbone, l’hydrogène et les carburants à faibles
émissions.
Les états financiers consolidés ont été dressés selon les principes comptables généralement reconnus des
États-Unis, qui obligent la direction à faire des estimations et à porter des jugements qui ont une incidence sur
les montants déclarés d’actifs, de passifs, de produits et de charges ainsi que sur la déclaration des actifs et
passifs éventuels. Les résultats réels peuvent être différents de ces estimations. Les données des années
antérieures ont été reclassées dans certains cas pour se conformer à la base de présentation de 2022. Tous les
montants sont en dol ars canadiens, sauf indication contraire.
1. Résumé des principales politiques comptables
Principes de consolidation
Les états financiers consolidés comprennent les comptes des filiales dont la compagnie a le contrôle. Les
comptes et opérations intersociétés ont été éliminés. Les filiales comprennent les entreprises dans lesquelles
L’impériale détient à la fois une participation et la capacité continue de déterminer unilatéralement les politiques
stratégiques, d’exploitation, d’investissement et de financement. Imperial Oil Resources Limited et Canada
Imperial Oil Limited sont des filiales importantes incluses dans les états financiers consolidés qui sont
entièrement détenues par Compagnie Pétrolière Impériale Limitée. Les états financiers consolidés reflètent
également la quote-part de la participation indivise de la compagnie dans certains éléments d’actif et de passif,
produits et charges du secteur Amont, dont sa participation de 70,96 % dans la coentreprise Kearl et de 25 %
dans la coentreprise Syncrude.
Revenus
L’Impériale vend généralement du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers et des produits
chimiques en vertu d’ententes à court terme aux prix courants du marché. Dans certains cas, les produits
peuvent être vendus en vertu d’ententes à long terme, comprenant des ajustements périodiques des prix pour
tenir compte des conditions du marché.
Les revenus sont comptabilisés au montant que la compagnie s’attend à recevoir lorsque le client a pris le
contrôle, en général lorsque le titre de propriété est transféré et que le client en assume les risques et les
avantages. Les prix de certaines ventes sont fondés sur des indices de prix qui ne sont parfois pas disponibles
avant la période suivante. Dans de tels cas, les prix estimés sont enregistrés lorsque la vente est comptabilisée
et sont finalisés lorsque l’information définitive est disponible. Ces ajustements des revenus provenant des
obligations de rendement satisfaites au cours des périodes précédentes ne sont pas importants. Le paiement
des transactions de produits est habituellement dû dans les 30 jours.
Les revenus comprennent les sommes facturées aux clients pour l’expédition et la manutention. Les frais
d’expédition et de manutention engagés jusqu’au point d’entreposage final avant la livraison au client sont
portés au poste « Achats de pétrole brut et de produits », dans l’état consolidé des résultats. Les frais de
livraison du point d’entreposage final au client sont comptabilisés à titre de charge de commercialisation au
poste « Frais de vente et frais généraux ». La compagnie ne conclut pas d’ententes qui l’obligent à racheter ses
produits, pas plus qu’elle n’accorde au client un droit de retour.
	51


Les obligations futures de livraison de volumes qui ne sont pas satisfaites à la fin de la période doivent être
remplies par la production ou les achats courants. Ces obligations de rendement sont fondées sur les prix
courants au moment de la transaction et sont entièrement limitées en raison de la volatilité des prix courants.
Les opérations d’achat et de vente de marchandises auprès de la même contrepartie conclues en regard l’une
de l’autre sont combinées et comptabilisées comme des échanges mesurés à la valeur comptable de l’élément
vendu.
« Revenus » et « Comptes débiteurs » : la valeur « nette » comprend les revenus et les comptes débiteurs qui
entrent dans le champ d’application de la norme ASC 606 « Revenue from Contracts with Customers » (Produits provenant de contrats avec des clients) et ceux qui en sont exclus. Les créances à long terme
proviennent principalement des créances en dehors du champ d’application de la norme ASC 606. Les actifs
sur contrats proviennent principalement des programmes d’aide à la commercialisation et ne sont pas
importants. Les passifs au titre de contrats constituent principalement les paiements anticipés des clients et les
régularisations des escomptes de volume attendus, et ne sont pas importants.

Taxes à la consommation
Les taxes à la consommation perçues par la compagnie sont exclues de l’état consolidé des résultats. Il s’agit
principalement des taxes provinciales sur les carburants automobiles, de la taxe fédérale sur les produits et
services et de la taxe de vente harmonisée fédérale-provinciale.
Produits dérivés
L’Impériale peut avoir recours à des produits dérivés pour compenser le risque lié aux cours des marchandises,
aux taux de change et aux taux d’intérêt découlant des actifs, des passifs, des engagements fermes, et des
transactions prévues existants. Tous les produits dérivés, à l’exception de ceux désignés comme étant des
achats et des ventes normaux, sont comptabilisés à leur juste valeur. Les actifs et passifs dérivés avec la
même contrepartie sont compensés si le droit de compensation existe et si certains autres critères sont réunis.
Les garanties à payer ou à recevoir sont compensées avec les actifs dérivés et les passifs dérivés,
respectivement.
La comptabilisation et le classement du gain ou de la perte qui résulte de l’ajustement d’un dérivé à sa juste
valeur dépendent de l’objet du dérivé. Les gains et les pertes découlant des variations de la juste valeur des
produits dérivés sont comptabilisés à la rubrique « Revenus » ou « Achats de pétrole brut et de produits » à
l’état consolidé des résultats.
Juste valeur
La juste valeur est le prix qui serait obtenu à la vente d’un actif ou déboursé pour transférer un passif lors d’une
transaction ordonnée entre intervenants du marché. Les niveaux de hiérarchie 1, 2 et 3 sont des termes pour
désigner la priorité des données dans les techniques d’évaluation servant à mesurer la juste valeur. Les
données de niveau 1 sont les prix cotés sur les marchés actifs pour des actifs ou passifs identiques. Les
données de niveau 2 sont des données sur les actifs ou passifs autres que les prix cotés de niveau 1, mais qui
sont observables directement ou indirectement. Les données de niveau 3 sont des données qui ne sont pas
observables sur le marché.
Stocks
Les stocks sont comptabilisés au coût ou à la valeur marchande courante, si celle-ci est inférieure. Le coût du
pétrole brut et des produits est déterminé principalement selon la méthode du dernier entré, premier sorti
(DEPS). La méthode DEPS a été préférée à la méthode du premier entré, premier sorti et à celle du coût
moyen parce qu’el e permet de mieux rapprocher les coûts courants et les produits d’exploitation dégagés pour
la période.

	52


Le coût des stocks comprend les dépenses et autres charges, y compris l’amortissement, engagées
directement ou indirectement pour assurer leur conditionnement actuel et le lieu. Les frais de vente et les frais
généraux sont inscrits à titre de frais imputables à la période en cours et exclus du coût des stocks. Les stocks
de matériaux et de fournitures sont évalués à leur coût ou moins.
Investissements
La participation dans les actifs nets sous-jacents des filiales dont la compagnie n’a pas le contrôle, mais sur
lesquelles el e exerce une influence importante, est comptabilisée à la valeur de consolidation. Cette
participation est comptabilisée 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 placements est portée au poste « Revenus de placement et d’autres sources »,
dans l’état consolidé des résultats. Les placements en actions de sociétés autres que les filiales consolidées et
les placements mises en équivalence sont mesurés à leur juste valeur, les variations de la juste valeur étant
comptabilisées dans le bénéfice net. La compagnie suit une approche modifiée pour les actions de sociétés
dont la juste valeur ne peut être facilement déterminée. Cette approche modifiée mesure les placements au
coût moins la perte de valeur, s’il y a lieu, corrigés des changements découlant des variations de prix
observables lors des transactions ordonnées pour des placements similaires du même émetteur. Les
dividendes sont inclus dans « Revenus de placement et d’autres sources ».
Ces investissements représentent les participations dans des sociétés fermées de transport par pipeline et une
coentreprise de chargement ferroviaire qui facilitent l’achat et la vente de liquides dans la conduite des activités
de la compagnie. Les autres parties détenant une participation dans ces investissements partagent les risques
et les avantages en proportion du pourcentage de leur participation. L’Impériale n’investit pas dans ces
placements dans le but de soustraire des passifs de son bilan.
Immobilisations corporelles
Base des coûts
Pour ses activités d’exploration et de production, L’impériale suit la méthode de la capitalisation du coût de la
recherche fructueuse. Selon cette méthode, les coûts sont cumulés gisement par gisement. Les coûts à
engager pour acheter, louer ou acquérir de quelque façon un gisement (non prouvé ou prouvé) sont capitalisés
au moment où ils sont engagés. Le coût d’un forage d’exploration est comptabilisé comme un actif lorsque le
forage révèle la présence de réserves suffisantes pour justifier la complétion d’un puits de production et que la
compagnie réalise des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et de la viabilité économique et
opérationnel e du projet. Les coûts des puits d’exploration ne répondant pas à ces critères sont passés en
charges. Les autres dépenses d’exploration, y compris les coûts géophysiques et les loyers annuels des
concessions, sont passées en charges à mesure qu’elles sont engagées. Les coûts de mise en valeur, y
compris les coûts des puits producteurs et des puits secs mis en valeur, sont capitalisés.
Les intérêts débiteurs engagés pour financer les dépenses au cours de la phase de construction de projets sont
capitalisés dans le coût historique de l’acquisition des immobilisations construites. La phase de construction du
projet commence par la conception technique détail ée et s’achève quand l’immobilisation corporel e en
question est prête à remplir sa vocation. Les intérêts débiteurs capitalisés sont inclus dans les immobilisations
corporelles et sont amortis au cours de la durée de vie des éléments d’actif connexes.
Les frais d’entretien et de réparation, y compris les frais relatifs aux travaux de gros entretien planifié, sont
passés en charges au moment où ils sont engagés. Les améliorations qui prolongent la durée de vie utile d’un
bien ou en accroissent le rendement sont capitalisées.
Dépréciation, épuisement et amortissement
La dépréciation, l’épuisement et l’amortissement sont principalement déterminés via la méthode de
l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production ou la méthode de l’amortissement linéaire, qui
repose sur la durée de vie utile estimée de l’actif en tenant compte de l’obsolescence. L’amortissement et
l’épuisement des actifs liés aux biens producteurs commencent au moment où la production devient régulière.
	53


L’amortissement des autres actifs commence au moment où l’actif est instal é et prêt à servir. Les actifs en
cours de construction ne sont ni amortis ni épuisables.
Les coûts d’acquisition des gisements prouvés sont amortis selon la méthode de l’amortissement proportionnel
au rendement calculée à partir du total des volumes de réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel. Les
coûts capitalisés de forage d’exploration et de mise en valeur associés à des biens d’extraction épuisables et
productifs sont amortis en utilisant les taux d’amortissement proportionnel au rendement, qui sont basés sur la
quantité de réserves prouvées mises en valeur de pétrole et de gaz qu’on estime pouvoir récupérer des
installations existantes à l’aide des méthodes d’exploitation actuelles. Selon la méthode de l’amortissement
proportionnel au rendement de chaque gisement, les volumes de pétrole et de gaz naturel sont considérés
comme étant produits lorsqu’ils ont été mesurés via des compteurs au point de transfert d’allocation ou au point
de transaction au niveau de la sortie du réservoir de stockage de la concession ou du gisement. Si la méthode
de l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production ne conduit pas à une allocation équitable
des coûts sur la durée de vie utile d’un actif du secteur Amont, une autre méthode est utilisée. La méthode de
l’amortissement linéaire est utilisée dans des situations bien précises, lorsque la durée de vie estimée de l’actif
ne correspond raisonnablement pas aux réserves sous-jacentes. À titre d’exemple, certains actifs utilisés dans
la production de pétrole et de gaz naturel disposent d’une durée de vie plus courte que les réserves, et à ce
titre, la compagnie a recours à l’amortissement linéaire pour veil er à ce que l’actif soit totalement amorti à la fin
de sa durée de vie utile. Les investissements dans des équipements lourds pour réseaux miniers et certaines
unités de traitement des minerais pour les gisements de sables pétrolifères sont amortis selon la méthode
linéaire sur une durée maximale de 15 ans et 50 ans, respectivement. Pour les autres immobilisations
corporelles, l’amortissement est calculé selon la méthode linéaire, sur leur durée de vie utile estimée.
Dans la mesure où les réserves prouvées pour un gisement sont substantiel ement désinscrites et que ce
gisement continue à produire de sorte que la charge d’amortissement qui en découle ne conduit pas à une
allocation équitable des coûts sur la durée de vie prévue, les actifs seront amortis à l’aide de la méthode de
l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production sur la base des réserves déterminées au prix
le plus récent de la SEC, ce qui permet d’obtenir une quantité plus importante de réserves prouvées,
convenablement ajustée pour les variations de production et techniques. Cette approche a été appliquée
en 2021, l’effet correspondant sur la charge d’amortissement étant négligeable par rapport aux périodes
précédentes. En 2022 et 2023, tous les biens immobiliers disposent de réserves suffisantes aux prix courants
de la SEC, ce qui permettra une répartition équitable des coûts sur la durée de vie économique des actifs du
secteur Amont.
Les investissements dans le matériel de raffinage et de traitement chimique sont généralement amortis selon la
méthode linéaire sur 25 ans. Les frais d’entretien et de réparation, y compris les frais relatifs aux travaux de
gros entretien planifié, sont passés en charges au moment où ils sont engagés. Les rénovations et les
aménagements majeurs sont capitalisés et les éléments d’actif remplacés sont mis hors service.
Évaluation de la dépréciation
La compagnie teste régulièrement la probabilité de récupération des actifs ou des groupes d’actifs dès lors que
des événements ou des changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable risque d’être
perdue.
Parmi les événements ou changements de situation qui pourraient indiquer que la valeur comptable d’un actif
ou d’un groupe d’actifs risque d’être perdue figurent :
• Diminution significative de la valeur marchande d’un actif à long terme
• Changement adverse significatif de la façon dont un actif est utilisé ou de son état physique, incluant
		une diminution significative du volume actuel/prévu d’une réserve de la compagnie
• Changement adverse significatif de facteurs d’ordre juridique ou du contexte commercial pouvant
		affecter la valeur d’un actif, incluant une évaluation ou une action négative importante d’une autorité de
		réglementation
• Une accumulation de coûts d’un projet dépassant significativement le budget prévu
	54


• Une perte d’exploitation pour une période en cours, combinée avec une série de pertes d’exploitation
		ou de flux de trésorerie négatifs pendant les dernières périodes et des prévisions négatives pour les
		prochaines périodes
• Une probabilité supérieure à 50 % qu’un actif à long terme sera vendu ou cédé autrement avant la fin
		de sa durée de vie utile précédemment estimée, avec une perte significative
La compagnie dispose d’un processus solide pour surveil er les indicateurs de dépréciation potentielle dans ses
groupes d’actifs tout au long de l’année. Ce processus est conforme aux exigences des normes ASC 360 et ASC 932 et s’appuie en partie sur le cycle de planification et de budgétisation de la compagnie. L’analyse
d’évaluation des actifs, les examens de la rentabilité et d’autres processus de contrôle périodique aident la
compagnie à déterminer si des événements ou des changements aux circonstances indiquent que la valeur
comptable d’un de ses actifs risque d’être perdue.
Dans la mesure où la durée de vie de la grande majorité des principaux actifs de la compagnie est calculée en
dizaines d’années, les flux de trésorerie futurs de ces actifs sont principalement basés sur les prix du pétrole et
du gaz naturel, les marges sectorielles et les coûts de développement et de production sur le long terme.
D’importantes réductions dans les perspectives de la compagnie au sujet des prix ou des marges pour le
pétrole ou le gaz naturel, en particulier sur le long terme, ainsi que l’évolution des plans de mise en valeur, y
compris les décisions de reporter, de réduire ou d’éliminer des dépenses en immobilisations prévues, peuvent
être autant d’indicateurs d’une dépréciation potentiel e. D’autres événements ou changements aux
circonstances, y compris les indicateurs de la norme ASC 360, peuvent également augurer une possible
dépréciation.
De manière générale, L’impériale ne considère pas la baisse temporaire des prix ou des marges comme un
signe de dépréciation. La direction est d’avis que les prix à long terme doivent suffire à produire des
investissements dans l’approvisionnement énergétique pour répondre à la demande mondiale. Bien que les prix
puissent parfois baisser considérablement, c’est plutôt les grands paramètres de l’augmentation ou de la
diminution de l’offre par rapport à la demande qui déterminent les prix à long terme dans le secteur. Sur le plan
de l’offre, la production industrielle des gisements matures est en déclin. Ce déclin est compensé par des
investissements visant la production dans de nouvel es découvertes, le développement de gisements connus,
les avancées techniques et l’amélioration de l’efficacité. Les activités d’investissement et les politiques de
production de l’OPEP ont aussi des effets sur l’offre mondiale de pétrole. L’évolution de la demande est
largement dépendante de la croissance de l’activité économique générale, des sources d’énergie de rechange
et des niveaux de prospérité. Tout au long de la durée de vie de ses actifs majeurs, la compagnie s’attend à ce
que les prix du pétrole et du gaz ainsi que les marges sectorielles affichent une importante volatilité. Par
conséquent, ces actifs connaissent des périodes de bénéfice supérieur et de bénéfice inférieur, voire des
pertes. Dans le cadre de l’évaluation visant à déterminer si les événements ou changements de situation
indiquent que la valeur comptable d’un actif risque d’être perdue, la compagnie tient compte des récentes
périodes de pertes d’exploitation dans le cadre de ses perspectives à plus long terme sur les prix et les marges.
Dans le secteur Amont, la mesure normalisée des flux de trésorerie nets actualisés incluse dans les
« Renseignements supplémentaires sur les activités d’exploration et de production de pétrole et de gaz » doit
utiliser les prix basés sur la moyenne annuelle des prix au premier jour du mois de l’exercice. Ces prix, qui
représentent une mesure ponctuel e dans le temps, peuvent être supérieurs ou inférieurs aux hypothèses de
prix de la compagnie utilisées pour les tests de dépréciation. La compagnie estime que la mesure normalisée
ne fournit pas d’estimation fiable des futurs flux de trésorerie attendus qui découleront de la mise en valeur et
de la production de ses gisements pétroliers et gaziers ou de la valeur de ses réserves de pétrole et de gaz.
Par conséquent, el e estime que cette mesure n’est pas pertinente pour déterminer si des événements ou des
changements de circonstances préconisent un test de dépréciation.


	55


Perspectives pour l’énergie et évaluation des flux de trésorerie
Le processus de planification et de budgétisation annuelles – le plan de la compagnie – est le mécanisme
utilisé pour répartir les ressources (capital, dépenses en immobilisations et ressources humaines) à travers la
compagnie. Les hypothèses relatives à l’offre et à la demande énergétiques à la base du plan de la compagnie
sont d’abord fondées sur les Perspectives énergétiques d’Exxon Mobil Corporations (les Perspectives), qui
contiennent des prévisions de la demande et de l’offre basées sur une évaluation des tendances actuel es en
matière de technologies, de politiques gouvernementales, de préférences des consommateurs, de géopolitique,
de développement économique et d’autres facteurs.
Les Perspectives, qui tiennent compte de l’environnement politique mondial actuel, ne présentent aucune
projection quant à l’ampleur de l’avancement et du déploiement futurs de politiques et de technologies
nécessaires pour que le monde ou la compagnie atteignent la carboneutralité d’ici 2050. Au fil de leur
apparition, les avancées politiques et technologiques seront intégrées aux Perspectives et les plans
d’entreprise de la compagnie seront mis à jour en conséquence.

Si les événements ou les changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable d’un actif risque
d’être perdue, la compagnie évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des biens en question pour
déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. Pour effectuer cette évaluation, les actifs sont
regroupés au niveau le plus bas pour lequel il existe des flux de trésorerie identifiables et largement
indépendants des flux de trésorerie des autres groupes d’actifs. Les flux de trésorerie employés dans les
évaluations de probabilité de récupération sont basés sur les hypothèses établies dans le plan de la
compagnie, lequel est examiné et approuvé par le conseil d’administration, et sont conformes aux critères de
gestion utilisés pour évaluer les possibilités d’investissement. Ces évaluations se fondent sur les hypothèses
émises par la compagnie concernant l’al ocation de capitaux futurs, les prix du pétrole et du gaz naturel, y
compris les écarts de prix, les marges sur le raffinage et les produits chimiques, les volumes, les coûts de
développement et de production, y compris les prix des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les taux de
change des devises. Les quantités annuelles sont fondées sur les profils de production des gisements (débit ou
ventes). L’estimation par la direction des volumes de production en amont utilisés pour les flux de trésorerie
projetés fait appel à des quantités de réserves prouvées et peut inclure des quantités de réserves non prouvées
ajustées en fonction du risque. Les prix des émissions de gaz à effet de serre reflètent les actions politiques
actuelles ou prévues des gouvernements fédéral et provinciaux compétents.
Juste valeur des actifs dépréciés
Un groupe d’actifs subit une dépréciation si les flux de trésorerie futurs estimés non actualisés sont inférieurs à
la valeur comptable du groupe. Les dépréciations correspondent à l’excédent de la valeur comptable de l’actif
sur la juste valeur. L’évaluation de la juste valeur est basée sur les opinions d’un intervenant du marché
probable. Les principaux paramètres utilisés pour établir la juste valeur comprennent des estimations des
valeurs de superficie et des mesures de la production des puits de production tirées de transactions
comparables du marché, des estimations fondées sur le marché des ratios cours-flux de trésorerie dans le
temps ainsi que des flux de trésorerie actualisés. Les données et les hypothèses utilisées dans les modèles de
flux de trésorerie actualisés comprennent des estimations des volumes de production futurs, la production et les
volumes de ventes de produits, les prix des produits de base comparables avec la moyenne établie par les
experts industriels tiers et les agences gouvernementales, les marges sur le raffinage et les produits chimiques,
les coûts de forage et de mise en valeur, les coûts d’exploitation et les taux d’actualisation, qui reflètent les
caractéristiques du groupe d’actifs.







	56


Autres estimations de dépréciation
Les gisements non prouvés sont évalués périodiquement pour déterminer s’ils se sont dépréciés. Les
gisements importants non prouvés font l’objet de tests de dépréciation individuels et les provisions pour moins-
value imputées aux coûts capitalisés sont inscrites sur la base des plans de développement futurs de la
compagnie, de la probabilité économique de succès estimée et de la durée pour laquel e la compagnie compte
conserver les gisements. Les biens individuellement moins importants sont regroupés et amortis en fonction
des risques liés à la mise en valeur et de la période de détention moyenne.
Les actifs à long terme retenus pour leur vente sont évalués pour déterminer leur dépréciation éventuelle en
comparant leur valeur comptable à leur juste valeur, moins le coût de vente. Si la valeur comptable nette est
supérieure à la juste valeur moins le coût de vente, l’actif est considéré déprécié et la valeur la plus basse lui
est attribuée. Les gains sur la vente de gisements prouvés et non prouvés sont comptabilisés uniquement
lorsqu’il n’existe pas d’incertitude sur la récupération des coûts applicables relativement aux intérêts retenus ni
d’obligation substantielle de rendement futur de la part de la compagnie.
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux
La compagnie a des obligations liées à la mise hors service de certaines immobilisations. La juste valeur de ces
obligations est enregistrée comme passif sur une base actualisée, habituel ement lorsque les actifs en question
sont installés. Dans l’estimation de la juste valeur, la compagnie formule des hypothèses et porte des
jugements concernant certains facteurs tels que l’existence d’obligations juridiques liées à la mise hors service
d’immobilisations, les évaluations techniques des actifs, les montants et les délais estimés des règlements, les
taux d’actualisation ainsi que les taux d’inflation. Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
imputées pour l’exercice étaient des évaluations de la juste valeur de Niveau 3. Les coûts associés à ces
passifs sont capitalisés dans les immobilisations en question et amortis au fur et à mesure que les réserves
sont exploitées. Avec le temps, les passifs sont ajustés de manière à rendre compte de la variation de leur
valeur actualisée.
Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations pour les secteurs Aval et Produits chimiques
deviennent généralement fermes quand les instal ations sont fermées définitivement et démontées. Ces
obligations peuvent comprendre les frais de sortie d’actifs et des travaux supplémentaires d’assainissement des
sols. Toutefois, ces sites ont généralement une durée de vie indéterminée basée sur les plans de poursuite des
activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut être mesurée, car
il est impossible d’en estimer les dates de règlement. À la page 68, la note 5 aux états financiers consolidés
contient un tableau de continuité sur trois ans décrivant en détail l’évolution des obligations liées à la mise hors
service d’immobilisations.
La compagnie enregistre des passifs environnementaux lorsqu’il est probable que des obligations ont été
contractées et que le montant peut raisonnablement en être estimé. Les provisions pour passifs
environnementaux sont établies à partir du coût estimatif des travaux d’ingénierie, compte tenu de la méthode
envisagée et de l’ampleur des travaux de restauration prévus, conformément aux exigences réglementaires, de
la technologie existante et de la vocation éventuel e des lieux. Ces provisions ne sont pas réduites par de
possibles récupérations auprès de tiers et les décaissements prévus ne sont pas actualisés.
Conversions de devises
Les actifs et les passifs monétaires libel és en devises ont été convertis aux taux de change en vigueur au
31 décembre. Les gains et pertes de change sont constatés dans les résultats.



	57


2. Secteurs d’activités
La compagnie exerce ses activités au Canada. Les fonctions Amont, Aval et Produits chimiques correspondent
pour l’essentiel aux secteurs d’exploitation de l’entreprise, qui sont déclarés séparément. Les facteurs servant à
distinguer les secteurs faisant l’objet de déclarations séparées dépendent de la nature des activités exercées
par chaque secteur et de la structure de l’organisation interne de la compagnie. Le secteur Amont est organisé
et exploité en vue de la prospection et de la production de pétrole brut et de ses équivalents ainsi que de gaz
naturel. Quant au secteur Aval, il est organisé et exploité en vue de la transformation du pétrole brut en produits
pétroliers et de la distribution et de la commercialisation de ces produits. Le secteur Produits chimiques est
organisé et exploité en vue de la fabrication et de la commercialisation de produits tirés des hydrocarbures et
de produits chimiques. Cette sectorisation de l’activité est une pratique de longue date de la compagnie,
largement répandue dans les industries pétrolière et pétrochimique.
Ces fonctions ont été définies comme des secteurs d’exploitation de la compagnie parce que ce sont les
secteurs a) qui exercent les activités commerciales à partir desquel es des revenus sont gagnés et des charges
engagées, b) dont les résultats d’exploitation sont examinés périodiquement par le chef de l’exploitation aux
fins de la prise de décisions quant aux ressources qui seront attribuées aux secteurs et à l’évaluation de la
performance des secteurs, et c) pour lesquels des informations financières distinctes sont disponibles.
La catégorie des comptes non sectoriels et autres comprend principalement les actifs et les passifs ne se
rapportant pas spécifiquement aux segments commerciaux, tels que l’encaisse, les intérêts débiteurs
capitalisés, les emprunts à court terme, la dette et le passif à long terme liés à la rémunération incitative ainsi
que le passif au titre de la retraite et des avantages postérieurs au départ à la retraite. Les effets du bénéfice
net sous la rubrique Comptes non sectoriels et autres tiennent compte principalement des frais de financement
sur la dette, des coûts de gouvernance, des dépenses associées à la retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite, des charges de rémunération incitative à base d’actions et des
intérêts créditeurs.
Les méthodes comptables s’appliquant aux informations sectoriel es sont identiques à cel es qui sont décrites
dans la note 1 « Résumé des principales politiques comptables ». Les charges d’exploitation liées aux secteurs
Amont, Aval et Produits chimiques comprennent des sommes réparties provenant de comptes non sectoriels et
autres. La répartition repose sur le prorata des charges d’exploitation. Les cessions d’actifs intersectorielles
sont inscrites à la valeur comptable. Les ventes intersectorielles sont conclues pour l’essentiel aux prix
courants. Les actifs et les passifs qui ne sont pas associés à un secteur en particulier sont répartis selon leur
nature.


	58


		Secteur Amont		Secteur Aval		Produits chimiques

									2021		2022 2021 2020 2022 2021 2020
en mil ions de dollars canadiens			2022		2020
				Produits et autres revenus

	5 863		57 466 30 207 15 178 1 453 1 438 843
Produits (a) (b)			494	6 263
				Ventes intersectorielles (c)			19 135	9 956		2 527	7 476 4 520 1 480 523 319 165

				Revenus de placement et d’autres sources (notes 8, 18)			135		12			7	43								59		78		—					1	—

						19 764	15 831		64 985 34 786 16 736 1 976 1 758 1 008
			8 797
				Dépenses


Exploration (note 15)			5	32			13	—						—	—	—						—	—
				Achats de pétrole brut et de produits (c) (note 11)			7 971	7 492		4 834	55 569 29 505 12 047 1 330 966 579

				Production et fabrication (note 11)			5 491	4 661		3 852	1 640 1 445 1 468 273 210 215

				Frais de vente et frais généraux									—		—			—	653 572 619			85						90	92

				Taxe d’accise fédérale et frais de carburant															—		—			—	2 177 1 928 1 736			2				—		—

				Dépréciation et épuisement (d) (note 11)			1 673	1 775		3 084	179 158 166		18						18		19

					—
		Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au
																—		—	—							—	—	—				—	—
départ à la retraite

Financement (note 12)			5	15			3	1						—	—	—						—	—
				Total des dépenses																15 145	13 975		60 219 33 608 16 036 1 708 1 284 905
			11 786
				Bénéfice (perte) avant impôts (note 11)			4 619	1 856		(2 989)	4 766 1 178 700 268 474 103

				Charge (économie) d’impôts (note 3)			974	461			(671)	1 144 283 147		64				113	25

				Bénéfice (perte) net (c) (note 11)			3 645	1 395		(2 318)	3 622 895 553 204 361			78

				Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (c) 5 834	4 913			286	4 415 179 470 276 421 114

				Dépenses en immobilisations et frais d’exploration (e) 1 128	632			561	295 476 251			10					8		21

				Immobilisations corporel es

	48 200		6 926 6 772 6 321 995 984 975
Coût			45 784	47 693
				Amortissement cumulé et épuisement															(18 835)	(20 389) (18 786) (4 143) (4 096) (3 962) (741) (721) (699)

	27 811		2 783 2 676 2 359 254 263 276
Immobilisations corporel es, montant net (f)			26 949	28 907
				Total de l’actif (c)			28 830	29 416		31 835	9 277 7 945 4 554 491 474 408



	59



		Comptes non sectoriels		Éliminations		Chif res consolidés
								2021							2022 2021 2020 2022 2021 2020
		en mil ions de dollars canadiens			2022		2020
				Produits et autres revenus

										59 413 37 508 22 284
Produits (a) (b)										—	—								—	—									—	—
										(27 134) (14 795) (4 172)
		Ventes intersectorielles (c)										—	—								—	—					—	—

		Revenus de placement et d’autres sources (notes 8, 18)		10									257					104
										79							19	—									—	—						82

									(27 134) (14 795) (4 172) 59 670 37 590 22 388
										79
	10							19

		Dépenses


Exploration (note 15)										—	—								—	—									—	—	5					32	13
				Achats de pétrole brut et de produits (c) (note 11)										—		—								—	(27 128) (14 789) (4 167) 37 742 23 174 13 293

													7 404 6 316 5 535
		Production et fabrication (note 11)										—	—								—	—									—	—
								128										882 784 741
		Frais de vente et frais généraux			150					35	(6)	(6)	(5)
				Taxe d’accise fédérale et frais de carburant																								—		—								—		—				—	—	2 179 1 928 1 736

				Dépréciation et épuisement (d) (note 11)										27		26								24		—										—		—	1 897 1 977 3 293

																		121
		Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au										17	42			121	—									—	—	17					42

														Financement (note 12)												54	39								61	—					—	—	60		54	64
															235								(27 134) (14 795) (4 172) 50 186 34 307 24 796
		Total des dépenses			248		241
				(225) (222)				9 484 3 283 (2 408)
		Bénéfice (perte) avant impôts (note 11)			(169)		—							—	—
										2 144 804 (551)
Charge (économie) d’impôts (note 3)			(38)	(53)						(52)	—									—	—
	(172) (170)					7 340 2 479 (1 857)
Bénéfice (perte) net (c) (note 11)			(131)		—							—	—
										10 482 5 476 798
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (c)			(59)	(47)						(64)	16									10	(8)
										1 490 1 140 874
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration (e)										57	24								41	—									—	—

		Immobilisations corporel es
	806									54 568 56 762 55 771
Coût			863		782	—							—	—
				Amortissement cumulé et épuisement														(316) (290)					(24 062) (25 522) (23 737)
			(343)		—							—	—
	490									30 506 31 240 32 034
Immobilisations corporel es, montant net (f)			520		492	—							—	—
				Total de l’actif (c)	3 196						(386) (249) (398) 43 524 40 782 38 031
			5 312	1 632


	60


(a) Comprend des ventes à destination des États-Unis de 12 394 mil ions de dollars (7 228 mil ions de dol ars en 2021, 4 614 mil ions de
dollars en 2020).
(b) Les revenus comprennent à la fois les revenus qui entrent dans le champ d’application de la norme ASC 606 et ceux qui en sont
exclus. Créances clients dans les comptes débiteurs : la valeur nette déclarée dans le bilan consolidé comprend à la fois les créances
qui entrent dans le champ d’application de la norme ASC 606 et cel es qui en sont exclues. Les produits et les créances exclus du
champ d’application de la norme ASC 606 se rapportent principalement à des contrats de marchandises considérées comme des
produits dérivés qui ont été réglés par livraison physique. Les modalités contractuelles, la qualité du crédit et le type de client sont
généralement similaires entre les contrats entrant dans le champ d’application de la norme ASC 606 et ceux qui n’en font pas partie.

		Produits
					2021 2020
		en mil ions de dollars canadiens		2022
						34 275 22 199
		Revenus provenant de contrats avec les clients	52 265
				3 233
		Revenus n’entrant pas dans le champ d’application de la norme ASC 606		7 148			85
				37 508 22 284
		Total	59 413
(c) En 2021, le secteur Aval a acheté une partie des stocks de pétrole brut du secteur Amont pour 444 mil ions de dollars. Il n’y a eu
aucune incidence sur les bénéfices et les ef ets de la transaction ont été éliminés aux fins de consolidation.
(d) En 2020, les résultats du secteur Amont tiennent compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 531 mil ions de dollars
avant impôts, liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuil e d’actifs non classiques.
(e) Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration comprennent les frais d’exploration, les ajouts aux immobilisations corporelles,
les ajouts aux contrats de location-financement, les investissements additionnels et les acquisitions ainsi que la part de la compagnie
des coûts similaires dans des entreprises dont elle est actionnaire. Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration excluent
l’achat de crédits de carbone.
(f) Comprend des immobilisations corporelles, des installations et de l’équipement en cours de construction de 2 676 mil ions de dollars
(2 348 mil ions de dollars en 2021, 1 874 mil ions de dollars en 2020).
3. Impôts sur le bénéfice


en mil ions de dollars canadiens								2022	2021			2020
								2 228
Charge (économie) d’impôts exigibles (a)								711			(27)

Passif (économie) d’impôts futurs (a)								(84)	93			(524)
								2 144
Total de la charge (économie) d’impôts sur les bénéfices (a)								804			(551)

Taux d’imposition des sociétés prévu par la loi (en pourcentage)								24,1	24,0			25,0

Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants :
										Variation du taux d’imposition en vigueur (a)			—	—	0,1
								(1,5)
Autre (b)				0,5		(2,2)

Taux d’imposition effectif (en pourcentage)								22,6	24,5			22,9
(a) Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de
		12 % à 8 % avant 2022. Le 9 décembre 2020, le gouvernement de l’Alberta a promulgué une réduction accélérée du taux
		d’imposition des sociétés, qui est passé de 10 % à 8 % le 1er juillet 2020. Les changements au régime fiscal effectués en 2020 ont eu
		un effet cumulatif négligeable sur les états financiers de la compagnie.
(b) Les autres diminutions sont principalement liées aux cessions, aux ajustements des années précédentes et aux réévaluations.
		En 2022, la vente par la compagnie de ses intérêts dans XTO Energy Canada a réduit le taux d’imposition effectif de 1,3 pour cent.
La charge d’impôts futurs représente l’écart entre les valeurs comptable et fiscale de l’actif et du passif. Cet
écart est réévalué à la fin de chaque exercice selon les taux d’imposition et les lois fiscales qui devraient
s’appliquer quand cet écart sera matérialisé ou réglé. Au 31 décembre, les composantes du passif et de l’actif
d’impôts futurs s’établissaient comme suit :

	61



en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Dépréciation et amortissement		5 388	5 284	5 319

Forages fructueux et achats de terrains		236	331	363
					(105)
Prestations de retraite et avantages sociaux			(303)	(534)

Restauration des lieux		(529)	(418)	(403)
						127
Intérêts capitalisés			120	120
						(454)
Évaluation des stocks selon la méthode DEPS			(413)	(150)

Reports de perte fiscale		(84)	(42)	(460)
		73
Provision pour moins-value			—	—

Autres		(53)	(101)	(154)

Passif d’impôts futurs – Montant net		4 599	4 458	4 101

Économies d’impôts non comptabilisées
Les économies d’impôt non comptabilisées reflètent la différence entre les positions prises ou qui devraient être
prises dans les déclarations fiscales et les montants constatés dans les états financiers.
Le tableau qui suit résume les informations sur la variation du montant des économies d’impôt non
comptabilisées :


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Solde au 1er janvier		47	36	35
		12
Ajouts au titre de la position fiscale de l’exercice en cours			16	2
		10
Ajouts au titre de positions fiscales d’exercices antérieurs			—	—

Règlements avec les autorités fiscales		(9)	(5)	(1)
						60
Solde au 31 décembre			47	36
Les soldes des économies d’impôt non comptabilisées il ustrés ci-dessus sont principalement associés à des
positions fiscales qui réduiraient le taux d’imposition effectif de la compagnie si ces positions étaient
favorablement réglées. En général, le règlement défavorable de ces positions fiscales n’augmenterait pas le
taux d’imposition effectif. Les variations d’économies d’impôt non comptabilisées en 2022, 2021 et 2020 n’ont
pas eu d’incidence importante sur le bénéfice net et les flux de trésorerie de la compagnie. Les déclarations de
revenus de la compagnie de 2018 à 2022 sont sujettes à examen par les autorités fiscales. Les déclarations
fiscales de 2007 à 2017 sont exposées à des objections et sont par conséquent sujettes à examen par les
autorités fiscales. L’Agence du revenu du Canada a apporté certains ajustements aux déclarations de la
compagnie. La direction a évalué ces ajustements et conteste formellement les points sur lesquels la
compagnie n’est pas d’accord. Nombre de ces questions en suspens ne seront pas résolues avant 2023.
L’incidence de ces questions sur les économies d’impôt non comptabilisées et sur le taux d’imposition effectif
ne devrait pas être importante.
Il faudra de nombreuses années pour que ces positions fiscales aboutissent à un règlement. Il est difficile de
prédire le moment où des positions fiscales données feront l’objet d’un règlement, puisque ce moment échappe
en partie au contrôle de la compagnie.
La compagnie classe les intérêts sur les soldes liés aux impôts sur les bénéfices dans les intérêts débiteurs ou
créditeurs et les pénalités fiscales dans les charges d’exploitation.
Les économies d’impôts non comptabilisées ne sont pas classées dans les engagements futurs, car la
compagnie ne s’attend pas à ce que leur règlement final ait une incidence sur la trésorerie, étant donné qu’elle
a déposé des fonds suffisants auprès de l’Agence du revenu du Canada.
	62


4. Avantages de retraite Les avantages de retraite auxquels ont droit la quasi-totalité des employés retraités et leurs conjoints survivants
comprennent les prestations de retraite et certains avantages au titre des régimes de soins de santé et
d’assurance-vie. Pour faire face à ses engagements, la compagnie capitalise des régimes de retraite agréés et
paie directement les prestations supplémentaires non capitalisées aux prestataires.
Les régimes de retraite sont constitués principalement de régimes à prestations déterminées financés par la
compagnie et fondés sur les années de service et la moyenne des salaires de fin de carrière. La compagnie
partage le coût des régimes de soins de santé et d’assurance-vie. Les obligations de la compagnie sont
établies selon une méthode d’évaluation des prestations qui tient compte des états de service des employés à
ce jour et du niveau actuel des salaires ainsi que de la projection des salaires jusqu’à la retraite.
Les charges et obligations contractées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés sont calculées selon
les principes actuariels reconnus et les PCGR des États-Unis. La méthode de calcul des charges de retraite et
des obligations s’y rattachant se fonde sur certaines hypothèses à long terme concernant les taux
d’actualisation, de rendement de l’actif du régime et d’augmentation salariale. L’obligation et la charge de
retraite peuvent varier considérablement si l’on modifie les hypothèses retenues pour estimer l’obligation et le
rendement attendu de l’actif des régimes.

Les obligations de la compagnie au titre des prestations et les actifs du régime liés aux régimes à prestations
déterminées sont calculés au 31 décembre.

			Avantages complémentaires
	Prestations de retraite
				de retraite
		2022					2021			2022			2021
Hypothèses retenues pour déterminer l’obligation au

titre des prestations au 31 décembre (pourcentage)
										5,10					5,10
Taux actualisé						3,00	3,00

Augmentation de la rémunération à long terme	4,00					4,00	4,00			4,00



	en mil ions de dollars canadiens
Variation de l’obligation au titre des prestations
														Obligation au titre des prestations au 1er janvier			9 850	10 716	818	873
											280					23
Coût des services		324					28

Intérêts débiteurs		295	271		24			22

Pertes (gains) actuariels (a)		(2 528)					(925)		(248)			(83)
		(523)							(28)
Prestations versées (b)						(536)	(22)

Obligation au titre des prestations au 31 décembre		7 374					9 850		589			818

	Obligation au titre des prestations constituées au
											6 820
31 décembre						8 885
(a) Pertes (gains) actuariels attribuables principalement à la variation du taux d’actualisation en fin d’exercice et aux salaires.
(b) Prestations versées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés.


	63


Le taux d’actualisation aux fins du calcul du passif au titre du régime d’avantages complémentaires de retraite
en fin d’exercice est déterminé à l’aide de la courbe de taux au comptant recommandée par l’Institut canadien
des actuaires pour les obligations de sociétés canadiennes à long terme de qualité supérieure assorties d’une
échéance (ou durée) moyenne qui est proche de celle du passif. Pour la mesure de l’obligation cumulée au titre
des avantages postérieurs au départ à la retraite, les taux tendanciels supposés des coûts de soins de santé
commencent à 6,01 % en 2023 et diminuent progressivement jusqu’à 3,57 % en 2040 et au-delà.
			Avantages complémentaires
		Prestations de retraite
				de retraite

en mil ions de dollars canadiens		2022				2021	2022				2021

Variation de l’actif des régimes
					9 440
Juste valeur au 1er janvier					9 426
								Rendement (perte) réel										(1 594)			319
								Cotisations de la compagnie							174			164
								Prestations versées (a)		(479)						(469)
								Juste valeur au 31 décembre							7 541			9 440

	Excédent (insuffisance) des actifs du régime par
rapport à l’obligation aux titres des prestations

projetées au 31 décembre

										543
Régimes capitalisés		89
								Régimes non capitalisés							(376)			(499)		(589)		(818)
		167					(589)
Total (b)					(410)	(818)
(a) Prestations versées au titre des régimes capitalisés uniquement.
(b) Juste valeur de l’actif, moins l’obligation au titre des prestations projetées indiquée ci-dessus.
Le financement des régimes de retraite agréés se conforme aux règlements fédéraux et provinciaux en matière
de retraite et la compagnie cotise à ces régimes suivant les besoins établis par une évaluation actuariel e
indépendante. Conformément à la recommandation officielle relative à la comptabilisation des régimes à
prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite, l’état surcapitalisé ou sous-capitalisé
des avantages complémentaires de retraite a été comptabilisé comme un actif ou un passif dans le bilan
consolidé, et les changements apportés à la capitalisation ont été reconnus au poste Autres éléments du
résultat étendu pour l’exercice au cours duquel ils ont eu lieu.

			Avantages complémentaires

	Prestations de retraite
				de retraite

en mil ions de dollars canadiens		2022				2021	2022				2021
Les montants comptabilisés au bilan consolidé sont


constitués de ce qui suit :
Autres éléments d’actif, y compris non matériels –

									montant net			543	190		—		—
					(35)							(28)
Passifs à court terme		(26)				(30)

Autres obligations à long terme		(341)				(574)	(561)				(788)

Total comptabilisé		167				(410)	(589)				(818)


	Les montants comptabilisés dans le cumul des autres

éléments du résultat étendu comprennent :

														666					(84)
Pertes (gains) actuariels – Montant net					1 272	173
					235							—
Coût des services passés		252				—
Total comptabilisé dans le cumul des autres
		901					(84)
													1 524	173
éléments du résultat étendu, avant impôts


	64


La compagnie détermine le taux de rendement prévu à long terme en formulant des hypothèses sur le
rendement à long terme cible de chaque catégorie d’actif, en tenant compte de facteurs comme le rendement
réel prévu de la catégorie d’actifs considérée et l’inflation. Un taux de rendement à long terme unique est
ensuite établi à partir de la moyenne pondérée de la répartition cible de l’actif et de l’hypothèse relative au
rendement à long terme de chaque catégorie d’actif. En 2022, le taux de rendement à long terme prévu qui a
servi au calcul des charges de retraite a été de 4,3 % contre des rendements réels de 5,6 % et de 6,5 % au
cours des périodes de 10 ans et 20 ans respectivement, terminées le 31 décembre 2022.
			Avantages complémentaires
	Prestations de retraite
				de retraite
		2022				2021 2020	2022	2021 2020

Hypothèses retenues pour déterminer le coût net


au titre des prestations des exercices clos le

								Taux actualisé								3,00									2,50	3,10		3,00		2,50	3,10

Rendement à long terme de l’actif des régimes	4,30									4,50	4,50	—							—		—

Augmentation de la rémunération à long terme	4,00									4,00	4,50	4,00	4,00								4,50



	en mil ions de dollars canadiens
																	Composantes du coût net des prestations
								324 305
																	Coût des services		280			23					28		24
								295				271 308		24
Intérêts débiteurs									22		24
																(412)				(427) (391)		—
Rendement prévu de l’actif des régimes									—		—
															17									—
Amortissement du coût des services passés								17	14								—		—
															143 153
Amortissement des pertes (gains) actuariels		84			9					16		13
														264				328 389	56
Coût net des prestations constituées de l’exercice									66		61

	Montants comptabilisés dans le cumul des autres

						éléments du résultat étendu

															(817) 129							152
Pertes (gains) actuariels – Montant net		(522)			(248)						(83)
Amortissement des pertes (gains) nets actuariels
inclus dans le coût net des prestations constituées
					(143) (153)
								(84)			(9)							(16)		(13)
de l’exercice
Amortissement du coût des services passés inclus
dans le coût net des prestations constituées de

								(17)								(17)	(14)		—						—	—
l’exercice
Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments
								(623)				(977)			(257)							139
du résultat étendu		(38)							(99)
Total comptabilisé dans le coût net des prestations
constituées de l’exercice et autres éléments du
									(359)				(649) 351		(201)							(33)	200
résultat étendu, avant impôts
Le coût des régimes à cotisations déterminées, principalement le régime d’épargne des employés, s’est élevé
à 43 mil ions de dollars en 2022 (47 mil ions de dollars en 2021, 47 mil ions de dol ars en 2020).

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 mil ions de dollars canadiens									2022		2021								2020
(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu,
									880
							1 076								(101)
avant impôts
		(215)
Crédit (charge) d’impôts reportés (note 17)									(264)								23
(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu,

									665		812								(78)
après impôts
	65

La stratégie de placement de la compagnie pour l’actif du régime repose sur une vision à long terme, une

évaluation prudente des risques inhérents aux actifs et au passif du régime et une large diversification visant à

réduire le risque sur l’ensemble du portefeuil e. Les actifs du régime de retraite sont investis principalement

dans des fonds d’actions mondiales à gestion passive et des fonds indiciels à revenu fixe canadiens pour

diversifier les risques tout en réduisant les coûts. Les fonds à revenu fixe sont investis principalement dans des

titres de créance de sociétés de première qualité et gouvernementaux dont la sensibilité aux taux d’intérêt se

rapproche de cel e du passif des régimes. La répartition cible de l’actif des régimes de retraite est examinée

périodiquement et établie sur la base de considérations comme le risque, la diversification et la liquidité. La

répartition cible de l’actif pour les titres de participation est de 30 %, le solde restant étant investi dans des titres

de participation à revenu fixe.

Les niveaux d’évaluation de la juste valeur sont des termes comptables qui désignent les différentes méthodes

d’évaluation des actifs. Ces termes ne désignent pas le risque relatif ni la qualité de crédit d’un investissement.

Le tableau ci-dessous donne la juste valeur des actifs du régime de retraite pour l’exercice 2022, y compris le

niveau au sein de la hiérarchie de juste valeur :

Évaluation de la juste valeur au 31 décembre 2022 selon :

Valeur nette

en mil ions de dollars canadiens

Total

Niveau 1

Niveau 2

Niveau 3

des actifs

Catégorie d’actif

Actions

Canadiennes

2 215

Internationales

Titres de créance canadiens

Sociétés

1 156

3 842

Gouvernements

Adossés à des actifs

Partenariats de capital de risque

199

Trésorerie

Total des actifs du régime à la juste

7 541

7 531

valeur

Le tableau ci-dessous donne la juste valeur des actifs du régime de retraite pour l’exercice 2021, y compris le

niveau au sein de la hiérarchie de juste valeur :

Évaluation de la juste valeur au 31 décembre 2021 selon :

Valeur nette

Total

Niveau 1

Niveau 2

Niveau 3

en mil ions de dollars canadiens

des actifs

Catégorie d’actif

Actions

Canadiennes

247

Internationales

2 539

Titres de créance canadiens

Sociétés

1 496

Gouvernements

4 865

Adossés à des actifs

Partenariats de capital de risque

249

Trésorerie

Total des actifs du régime à la juste

9 440

9 404

valeur


Le tableau ci-dessous présente un sommaire des régimes de retraite dont l’obligation au titre des prestations
constituées et l’obligation au titre des prestations projetées sont supérieures à l’actif du régime.
		Prestations de retraite


en mil ions de dol ars canadiens			2022	2021
Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des


prestations projetées est supérieure à l’actif du régime : (a) (b)


Obligation au titre des prestations projetées					—	1 132

Juste valeur de l’actif des régimes					—	1 031
Obligation au titre des prestations projetées, déduction faite de la juste

							valeur de l’actif du régime			—	101



	Régimes de retraite non capitalisés couverts par les réserves comptables :
						Obligation au titre des prestations projetées						376	499

Obligation au titre des prestations constituées					353	461
(a) En 2022, la juste valeur de l’actif des régimes a dépassé l’obligation au titre des prestations projetées tant pour le
							régime de retraite financé par la compagnie que pour la part proportionnelle de la compagnie dans une coentreprise.
(b) En 2021, l’obligation au titre des prestations projetées a dépassé la juste valeur de l’actif des régimes uniquement pour
							la part proportionnelle de la compagnie dans un régime de retraite financé par une coentreprise.
Flux de trésorerie Paiements de prestations prévus en :

						Avantages
		Prestations de
			complémentaires
					retraite
en mil ions de dollars canadiens						de retraite
								480				29
2023
								470				30
2024

2025					470				30

2026					470				31

2027					470				31

2028 – 2032					2 360				166
Pour l’exercice 2023, la compagnie compte cotiser environ 180 mil ions de dollars en trésorerie à ses régimes
de retraite.


	67


5. Autres obligations à long terme


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021
		902
Avantages de retraite (a) (note 4)			1 362

Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs (b) (c)		2 150	1 713

Passif au titre de la rémunération à base d’actions (note 7)		101	79
		151
Passif au titre des contrats de location-exploitation (note 13)			147

Autres obligations		163	596
					3 467
Total des autres obligations à long terme			3 897
(a) Le total des obligations comptabilisées au titre des prestations de retraite des employés comprend aussi 63 mil ions de dollars à titre
				de passif à court terme (56 mil ions de dollars en 2021).
(b) Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux comprenaient aussi 116 millions
				de dollars comptabilisés à titre de passif à court terme (102 mil ions de dollars en 2021).
(c) En 2022, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations ont été actualisées au taux de 6 % (6 % en 2021). Les
				obligations liées à la mise hors service d’immobilisations imputées pour l’exercice étaient des évaluations de la juste valeur de
				niveau 3.
Le tableau ci-après résume l’activité ayant trait au passif au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations :

				en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

				Solde au 1er janvier		1 721	1 674	1 400

				Ajouts (déductions)		415	6	265

				Charge de désactualisation		101	99	82

				Règlement		(59)	(58)	(73)

				Solde au 31 décembre		2 178	1 721	1 674
Les paiements au comptant estimés au titre des obligations liées à la mise hors service d’immobilisations s’élèvent à 82 millions de
				dollars pour 2023 et à 64 mil ions de dollars pour 2024.
	68

6. Instruments financiers et produits dérivés

Instruments financiers

La juste valeur des instruments financiers de la compagnie est déterminée en fonction de diverses données du

marché et d’autres techniques d’évaluation pertinentes. Il n’y a pas de différence importante entre la juste

valeur des instruments financiers de la compagnie et la valeur comptable inscrite aux livres. Au

31 décembre 2022 et 31 décembre 2021, la juste valeur de la dette à long terme (3 477 mil ions de dol ars et

4 447 mil ions de dol ars respectivement, excluant les obligations de location-financement) était principalement

une mesure de niveau 2.

Produits dérivés

La tail e de l’entreprise, sa solide situation financière et la nature complémentaire des segments d’activité

réduisent pour la compagnie dans son ensemble les risques liés aux fluctuations des prix des marchandises et

de taux de change. En outre, la compagnie utilise des contrats sur marchandises, y compris des produits

dérivés, pour gérer le risque lié au cours des matières premières et pour générer des rendements à partir de

ses activités de négociation. Les contrats de marchandises détenus aux fins de négociation sont présentés sur

une base nette dans l’état consolidé des résultats, à la ligne « Produits ». La compagnie ne désigne pas les

produits dérivés comme couverture aux fins de la comptabilité de couverture.

Le risque de crédit associé à la position sur produits dérivés de la compagnie est atténué par plusieurs facteurs,

notamment l’utilisation de bourses de compensation de produits dérivés, la qualité des contreparties et les

limites financières imposées aux contreparties de produits dérivés. La compagnie maintient un système de

contrôle comprenant l’autorisation, la déclaration et la surveil ance des opérations sur des produits dérivés.

Au 31 décembre, la position acheteur/(vendeur) nette notionnelle des produits dérivés était la suivante :

en mil iers de barils

2022

2021

Pétrole brut

1 800

7 390

(350)

Produits

(560)

Le gain ou la perte réalisé(e) et non réalisé(e) sur les produits dérivés constaté(e) à l’état consolidé des

résultats est inclus(e) dans les postes suivants, avant impôts :

en mil ions de dollars canadiens

2022

2021

2020

Produits

148

(46)

(13)

Achats de pétrole brut et de produits

—

(33)

(21)

148

Total

(79)

(34)

La juste valeur estimative des produits dérivés ainsi que le niveau de hiérarchie correspondant pour l’évaluation

de la juste sont les suivants :

Au 31 décembre 2022

en mil ions de dollars canadiens

Juste valeur

Incidence de la

compensation

Valeur

compensation

de garanties de

comptable

Niveau 1

Niveau 2 Niveau 3

Total

de contreparties

contreparties

nette

Actifs

Actifs dérivés (a)

32 — 49

(27)

—

Passif

Passifs dérivés (b)

20 — 41

(27)

(4)

(a) Compris dans la ligne du bilan consolidé « Matières, fournitures et charges payées d’avance », « Comptes débiteurs – montant net »

et « Autres éléments d’actif, y compris non matériels – montant net ».

(b) Compris dans la ligne du bilan consolidé « Comptes créditeurs et charges à payer » et « Autres obligations à long terme ».

Au 31 décembre 2021

en mil ions de dollars canadiens

Juste valeur

Incidence de la

compensation

Valeur

compensation

de garanties de

comptable

Niveau 1

Niveau 2 Niveau 3

Total

de contreparties

contreparties

nette

Actifs

Actifs dérivés (a)

17 — 41

(31)

—

Passif

12 — 43

Passifs dérivés (b)

(31)

(7)

(a) Compris dans la ligne du bilan consolidé « Matières, fournitures et charges payées d’avance », « Comptes débiteurs – montant net »

et « Autres éléments d’actif, y compris non matériels – montant net ».

(b) Compris dans la ligne du bilan consolidé « Comptes créditeurs et charges à payer » et « Autres obligations à long terme ».

Au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021, la compagnie avait 14 mil ions de dol ars et 6 millions de

dollars de garanties, respectivement, dans le cadre d’un accord général de compensation, principalement en

raison d’exigences en matière de dépôt de garantie, qui n’étaient pas compensées par des produits dérivés

figurant au bilan consolidé sous « Comptes débiteurs – montant net ».


7. Programmes de rémunération et d’intéressement à base d’actions
Les régimes de rémunération et d’intéressement à base d’actions visent à retenir certains employés, à
récompenser leur rendement élevé et à encourager l’apport individuel à l’amélioration soutenue du rendement
de la compagnie et de la valeur actionnariale à long terme. Les administrateurs non salariés participent
également aux programmes de rémunération et d’intéressement à base d’actions.
Unités d’actions non acquises et unités d’actions à dividende différé
Aux termes du régime d’unités d’actions non acquises, chaque unité donne à son bénéficiaire le droit
conditionnel de recevoir de la compagnie, à l’acquisition, un montant équivalant à la valeur d’une action
ordinaire de la compagnie, selon la moyenne des cours de clôture des actions ordinaires de la compagnie à la
Bourse de Toronto sur les cinq jours précédant immédiatement et incluant la date d’exercice. Dans la majorité
des cas, 50 % des unités sont acquises au troisième anniversaire de la date de leur attribution, le reste étant
exercé au septième anniversaire de la date d’attribution. En raison d’un programme d’expansion des actions
des employés mis en œuvre en 2022, certains nouveaux participants seront admissibles à des attributions
accordées qui sont acquises à 100 pour cent après trois ans. La compagnie peut également émettre au
président du conseil, président et directeur général des unités dont 50 % peuvent être acquises au cinquième
anniversaire de la date d’attribution et le reste au dixième anniversaire de la date d’attribution, exception faite
des unités attribuées avant 2020, pour lesquel es l’acquisition de la portion du dixième anniversaire est
repoussée à la date de la retraite du bénéficiaire si cel e-ci est prise au-delà du dixième anniversaire de la date
d’attribution.
Le régime d’unités d’actions à dividende différé est offert aux administrateurs non salariés. Les administrateurs
non salariés peuvent choisir de toucher la totalité ou une partie de leurs jetons de présence admissibles sous
cette forme. Le nombre d’unités attribuées à la fin de chaque trimestre civil correspond à la valeur des jetons de
présence de l’administrateur non salarié pour ce trimestre qu’il a choisi de recevoir sous forme d’unités
d’actions à dividende différé, divisé par la moyenne des cours de clôture des actions de la compagnie pour les
cinq jours de bourse consécutifs (la « moyenne des cours de clôture des actions ») précédant le dernier jour du
trimestre civil. Des unités additionnel es sont attribuées pour représenter les dividendes sur les unités non
exercées et sont calculées en divisant le dividende en argent à servir sur les actions de la compagnie par le
cours de clôture moyen juste avant la date de paiement de ce dividende, quotient qui est ensuite multiplié par le
nombre d’unités d’actions à dividende différé que possède le bénéficiaire, ajusté pour tenir compte des
fractionnements d’actions. Les unités d’actions à dividende différé ne peuvent pas être exercées tant que
l’administrateur n’a pas cessé ses fonctions, y compris en cas de cessation pour cause de décès, et doivent
être exercées dans leur intégralité en une fois au plus tard le 31 décembre de l’année qui suit l’année de
cessation des fonctions. À la date d’exercice, la valeur en argent à recevoir pour les unités est déterminée
d’après la moyenne des cours de clôture des actions de la compagnie qui précèdent la date d’exercice, ajustée
pour tenir compte des fractionnements d’actions.
Toutes les unités doivent être réglées en trésorerie à quelques exceptions près. Le régime des unités d’actions
non acquises prévoit que, dans le cas des unités attribuées à des résidents du Canada, le bénéficiaire aura la
possibilité de recevoir une action ordinaire de la compagnie par unité ou de se faire régler en argent les unités
devant être acquises au septième anniversaire de la date d’attribution. Pour les unités pouvant être acquises à
50 % au cinquième anniversaire de la date d’attribution, les unités restantes pouvant être acquises au dixième
anniversaire de la date d’attribution, le bénéficiaire a la possibilité de recevoir une action ordinaire de la
compagnie par unité ou de se faire régler en argent les unités devant être acquises.
La compagnie comptabilise ces unités selon la méthode de la juste valeur. La juste valeur des attributions sous
forme d’unités d’actions non acquises et d’unités d’actions à dividende différé correspond au cours de l’action
de la compagnie. Selon cette méthode, la charge de rémunération liée aux unités de ces régimes est mesurée
à chaque période de déclaration en fonction du cours actuel de l’action de la compagnie et est comptabilisée
dans l’état consolidé des résultats, répartie sur la période d’acquisition de chaque attribution.
	71


Le tableau ci-dessous résume l’information sur ces unités pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 :

			Unités d’actions
		Unités d’action		à dividende

				dif éré
		restreintes

En circulation au 1er janvier 2022			3 950 615		166 665
							884 140		13 219
Attribuées

Acquises / exercées							(787 110)	—
															(11 290)	—
Confisquées et annulées
						4 036 355		179 884
En circulation au 31 décembre 2022

En 2022, la charge de rémunération imputée aux résultats au titre de ces régimes avant impôts s’est chiffrée à
113 mil ions de dollars (charge de 96 mil ions de dollars en 2021, économie de 2 mil ions de dollars en 2020).
L’économie d’impôt constatée dans les résultats au titre de cette charge de rémunération pour l’exercice s’est
élevée à 27 mil ions de dollars (23 mil ions de dol ars en 2021, 0 mil ion de dollars en 2020). Des paiements au
comptant de 78 millions de dollars au titre de ces régimes ont été versés en 2022 (52 mil ions de dollars
en 2021, 33 mil ions de dollars en 2020).
Au 31 décembre 2022, la charge de rémunération non comptabilisée avant impôts liée aux unités d’actions
assujetties à des restrictions qui n’étaient pas acquises s’élevait à 133 mil ions de dollars, selon le cours de
l’action de la compagnie à la fin de la période de déclaration. La période d’acquisition moyenne pondérée des
unités d’actions assujetties à des restrictions est de 4,1 ans. Toutes les unités émises en vertu des régimes
d’actions à dividende différé étaient acquises au 31 décembre 2022.
8. Revenus de placement et d’autres sources
Les revenus de placement et d’autres sources comprennent les gains et les pertes à la vente d’actifs suivants :


en mil ions de dollars canadiens										2022	2021				2020

Produits de la vente d’actifs										904	81		82
										746
Valeur comptable de la vente d’actifs										32		47

Gain (perte) sur la vente d’actifs, avant impôts (a)										158	49		35
															241
Gain (perte) sur la vente d’actifs, après impôts (a)			43		32
(a) L’année 2022 comprenait un gain de 116 mil ions de dollars (208 mil ions de dol ars, après impôts) provenant de la vente d’intérêts
														dans XTO Energy Canada, qui incluait la suppression d’un passif d’impôt dif éré.

	72

9. Litiges et autres provisions

Diverses poursuites ont été intentées à l’encontre de L’impériale et ses filiales.

La direction examine régulièrement ces litiges, en faisant le point avec ses conseil ers juridiques internes et

externes, pour déterminer s’il y a lieu de comptabiliser ou de déclarer des provisions pour ces situations. La

compagnie enregistre un passif non actualisé au titre de ces éventualités quand une perte est probable et que

son montant peut être raisonnablement estimé. Lorsqu’il est possible de raisonnablement estimer une

fourchette de montants et qu’aucun montant dans cette fourchette ne constitue une meil eure estimation qu’un

autre, la valeur minimale est alors prise en compte. La compagnie ne comptabilise pas de passif lorsqu’il est

probable qu’un passif a été engagé, mais que son montant ne peut pas être raisonnablement estimé ou que le

passif n’apparaît que raisonnablement possible ou peu probable. Lorsqu’une issue défavorable importante est

raisonnablement possible, la compagnie dévoile la nature de la situation et, lorsque possible, el e fournit une

estimation de la perte probable. Aux fins de la déclaration des situations, le qualificatif « importante » s’applique

aux situations pouvant avoir des effets significatifs et à celles devant être déclarées de l’avis de la direction.

Compte tenu des faits et circonstances pertinents, la compagnie ne croit pas que l’issue définitive d’une

quelconque poursuite en cours à son encontre aura une incidence défavorable importante sur ses activités, sa

situation financière ou ses états financiers dans leur ensemble.

La compagnie a aussi pris d’autres engagements dans le cours normal des affaires pour faire face aux besoins

de son exploitation et à ses besoins en capitaux, qu’elle s’attend à pouvoir remplir sans qu’ils aient une

incidence défavorable importante sur ses activités ou sa situation financière. Les obligations d’achat

inconditionnel es (selon la définition dans les normes comptables) constituent des engagements à long terme

qui ne sont pas résiliables, ou résiliables uniquement à certaines conditions, et que des tiers ont utilisés pour

assurer le financement des instal ations qui fourniront les biens et services prévus dans les contrats. La

compagnie n’a pas contracté d’obligations d’achat inconditionnel.

Suivant la vente conclue des stations-service Esso restantes détenues par L’impériale, la compagnie avait, au

31 décembre 2022, un passif éventuel relativement à des garanties liées à l’exécution en vertu de contrats

d’autres obligations avec des tiers totalisant 17 millions de dollars (21 mil ions de dollars en 2021).

10. Actions ordinaires

Au 31 décembre

2022

2021

en mil iers d’actions

Autorisées

1 100 000

584 153

Actions ordinaires en circulation

678 080

Le programme plus récent d’offre de rachat ordinaire d’une durée de 12 mois a pris effet le 29 juin 2022 au titre

duquel L’impériale a poursuivi son programme de rachat d’actions actuel. Ce programme a permis à l’entreprise

de racheter un maximum de 31 833 809 actions ordinaires, (5 % du nombre total d’actions au 15 juin 2022) ce

qui comprend les actions rachetées dans le cadre de l’offre publique de rachat ordinaire et à la société Exxon

Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat ordinaire.

Dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver

la propriété d’environ 69,6 % du capital. Le programme a été achevé le 21 octobre 2022 après que la

compagnie ait racheté le nombre maximum autorisé d’actions selon le programme.


Le 6 mai 2022, la compagnie a lancé une importante of re publique de rachat dans le cadre de laquel e el e a
offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 2,5 mil iards de dol ars de ses actions ordinaires par
adjudication à la hol andaise modifiée et dépôt proportionnel. Cette importante offre publique de rachat a été
achevée le 15 juin 2022, la compagnie ayant souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un prix de
77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de 2,5 mil iards de dol ars et 4,9 % des actions émises et
en circulation de L’Impériale à la clôture des activités le 2 mai 2022. Cela comprend les 22 597 379 actions
rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de
participation à environ 69,6 %
Le 4 novembre 2022, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle
elle a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 mil iard de dol ars de ses actions ordinaires par
adjudication à la hol andaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat
est venue à échéance, le 14 décembre 2022, la compagnie a souscrit et acheté 20 689 655 actions ordinaires à
un prix de 72,50 $ par action, ce qui représente un achat global de 1,5 mil iard de dollars et 3,4 % des actions
émises et en circulation de L’impériale à la clôture des activités le 31 octobre 2022. Cela comprend les
14 399 985 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’el e puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
L’excédent du coût d’achat sur la valeur attribuée des actions a été inscrit à titre de distribution de bénéfices
réinvestis.
Les activités liées aux actions ordinaires de la compagnie sont résumées ci-dessous :

		Milliers	Millions

		d’actions	de dol ars
Solde au 1 janvier 2020				743 902		1 375
Actions émises en vertu du régime d’options sur actions				7		—
Achats à la valeur attribuée				(9 832)		(18)

Solde au 31 décembre 2020				734 077		1 357

Actions émises en vertu du régime d’options sur actions				7	—

Achats à la valeur attribuée				(56 004)		(105)

Solde au 31 décembre 2021				678 080		1 252

Actions émises en vertu du régime d’options sur actions				—		—

Achats à la valeur attribuée				(93 927)		(173)

Solde au 31 décembre 2022				584 153		1 079
















	74


Le tableau ci-dessous présente le calcul du résultat par action ordinaire, avant et après dilution et les
dividendes déclarés par la compagnie sur ses actions ordinaires en circulation :

		2022		2021		2020


Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat de base
						Bénéfice (perte) net					(en mil ions de dollars canadiens)	7 340	2 479	(1 857)
	(en mil ions d’actions)	640,2
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation				711,6		735,3

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)		11,47		3,48		(2,53)


	Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué
						Bénéfice (perte) net					(en mil ions de dollars canadiens)	7 340	2 479	(1 857)
	(en mil ions d’actions)	640,2
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation				711,6		735,3
Incidence des primes à base d’actions versées aux employés (en millions

d’actions) (a)									1,3	1,6	—
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation,
compte tenu d’une dilution (en mil ions d’actions)		641,5		713,2		735,3

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)		11,44		3,48		(2,53)


	Dividendes par action ordinaire – annoncés (en dollars)		1,46		1,03		0,88
(a) Pour 2020, le bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué ne tient pas compte de l’incidence des 1,9 million d’actions des
								primes versées aux employés. Les primes à base d’actions versées aux employés ont le potentiel de diluer le bénéfice de base par
								action dans le futur.

	75

11. Informations financières diverses

Des stocks selon la méthode DEPS

En 2022, le revenu net comprenait un bénéfice après impôts de 62 mil ions de dol ars (perte de 13 millions de

dollars en 2021, perte de 19 millions de dollars en 2020) attribuable à l’effet des variations des stocks selon la

méthode du dernier entré, premier sorti (DEPS). Selon les estimations, le coût de remplacement des stocks en

date du 31 décembre 2022 dépassait la valeur comptable selon la méthode DEPS d’environ 2 milliards de

dollars (1,8 milliard de dollars en 2021). À la fin de l’exercice, les stocks de pétrole brut et de produits

s’établissaient comme suit :

en mil ions de dollars canadiens

2022

2021

Pétrole brut

809

674

Produits pétroliers

471

310

Produits chimiques

158

Autres

1 514

Total

1 102

En 2021, la compagnie a inscrit un rajustement des stocks défavorable de 74 mil ions de dol ars (82 millions de

dollars, avant impôts) (y compris la part proportionnelle des changements selon la méthode DEPS) se

rapportait aux rapprochements résolus relativement aux additifs aux terminaux de tiers et aux stocks de

produits aux terminaux de tiers. L’incidence hors période de 57 mil ions de dol ars (63 mil ions de dol ars avant

impôts) s’étendait sur un certain nombre d’années et a été résolue. Selon la compagnie, ce rajustement n’a pas

eu de répercussions importantes sur les états financiers consolidés pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 ni

sur les périodes antérieures qu’il visait. Par conséquent, les périodes comparatives présentées dans les états

financiers consolidés n’ont pas été retraitées.

Recherche et développement

Les dépenses de recherche sont principalement consacrées au développement de technologies visant à

améliorer la récupération du bitume, à comprimer les coûts et à réduire l’incidence environnementale des

activités en amont, notamment les technologies visant à réduire l’intensité des émissions de gaz à effet de

serre, à soutenir les améliorations environnementales et des procédés dans les raffineries, ainsi qu’à accéder

aux recherches effectuées par ExxonMobil dans le monde.

La compagnie a conclu des accords de recherche scientifique avec des filiales d’ExxonMobil, qui prévoient

l’exécution de travaux techniques et d’ingénierie par toutes les parties, l’échange d’informations techniques, la

cession de brevets et de droits de brevet, et la concession de licences. Ces accords prévoient un accès

réciproque aux données scientifiques et opérationnelles relatives à presque toutes les phases des activités

pétrolières et pétrochimiques des parties.

En 2022, les frais de recherche et développement avant crédits d’impôt à l’investissement se sont élevés à

74 mil ions de dol ars (89 mil ions de dol ars en 2021, 105 mil ions de dol ars en 2020). Ces coûts sont compris

dans les charges, en raison du caractère incertain des avantages futurs.

Comptes créditeurs et charges à payer

Les « Comptes créditeurs et charges à payer » comprenaient les taxes courues autres que les impôts de

458 mil ions de dollars au 31 décembre 2022 (415 mil ions de dol ars en 2021).

Dépréciation de l’écart d’acquisition

Au premier trimestre de 2020, la compagnie a évalué la dépréciation de ses soldes d’écart d’acquisition et

comptabilisé une charge de dépréciation de l’écart d’acquisition hors trésorerie de 20 mil ions de dol ars dans le

segment Amont. La dépréciation de l’écart d’acquisition a été constatée à la ligne « Amortissement et

épuisement » de l’état des résultats consolidé et à la ligne « Écart d’acquisition » du bilan consolidé. Le solde

de l’écart d’acquisition restant est associé au secteur Aval.


Aide gouvernementale
La compagnie a reçu des subventions dans le cadre du Plan d’intervention économique du Canada pour
répondre à la COVID-19, qui comprenaient la part proportionnelle de L’impériale dans une coentreprise. Ces
sommes ont été comptabilisées en tant que réduction des dépenses et ont été incluses dans l’état consolidé
des résultats, principalement à la ligne « Production et fabrication » (155 mil ions de dollars avant impôts
en 2020).
En 2022, la société a adopté de manière prospective la norme du Financial Accounting Standards Board
américain, Government Assistance (Topic 832). Cette norme exige la divulgation annuelle de certains types
d’aide gouvernementale qui ne sont pas autrement couverts par des normes comptables faisant autorité. La
compagnie reçoit des allocations des gouvernements sous la forme de crédits d’émission lorsqu’el e dépasse
les attentes au niveau des installations pour les objectifs d’émission et les enregistre pour un montant nominal
dans le bilan consolidé. En 2022, l’aide gouvernementale n’a pas eu d’incidence sur les résultats financiers de
la société.
	77


12. Financement et renseignements supplémentaires sur les billets et emprunts


en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Intérêts sur la dette (a)		111	63	102
						(57)
Intérêts capitalisés			(24)	(41)

Intérêts débiteurs - montant net		54	39	61

Autres intérêts		6	15	3
		60
Financement total (b)			54	64
(a) Comprend les intérêts d’apparenté avec ExxonMobil.
(b) En 2022, le taux d’intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme s’est établi à 2,0 % (0,2 % en 2021, 0,8 % en 2020) et le
					taux sur les emprunts à long terme avec ExxonMobil s’est établi à 1,9 % (0,6 % en 2021, 1,4 % en 2020).
Au cours du deuxième trimestre 2022, la compagnie a réduit sa marge de crédit ferme à long terme existante
de 500 mil ions de dollars à 250 mil ions de dollars, en plus de repousser sa date d’échéance au 30 juin 2023.
Par la suite, au quatrième trimestre 2022, cette marge de crédit ferme à long terme a été annulée en totalité. La
compagnie a également repoussé l’échéance de l’une de ses marges de crédit fermes à long terme de
250 mil ions de dollars au 30 juin 2024.
En novembre 2022, la compagnie a repoussé la date d’échéance de son autre marge de crédit à court terme
existante de 250 mil ions de dol ars au mois de novembre 2023.
La compagnie n’a utilisé aucune de ses marges de crédit disponibles restantes de 500 mil ions de dollars.
En 2021, la compagnie a remboursé le solde impayé de 111 mil ions de dollars et a résilié un prêt à vue
renouvelable sans intérêt émis dans le cadre d’une entente conclue avec une société affiliée d’ExxonMobil.
	78

13. Contrats de location

En général, la compagnie achète les biens, les instal ations et les équipements de production, mais il arrive que

des actifs soient loués, principalement des cuves de stockage, des wagons-citernes, des navires et instal ations

de transport. Le passif au titre des contrats de location-exploitation et l’actif au titre du droit d’utilisation sont

comptabilisés au bilan pour les contrats de location d’une durée initiale attendue supérieure à un an, en

actualisant les montants fixes du contrat de location pour la durée de la location qui est raisonnablement

certaine, en tenant compte de la probabilité d’exercice d’une option de résiliation anticipée ou de prolongation.

La partie des paiements fixes liée aux frais de service des pétroliers et aux contrats de location-financement est

exclue du calcul de l’actif au titre du droit d’utilisation et du passif au titre des contrats de location-exploitation.

Les actifs sont habituel ement loués pour une partie de leur vie utile seulement et sont comptabilisés comme

des contrats de location-exploitation. Dans des situations bien précises, les actifs sont loués pour pratiquement

toute leur durée de vie utile et sont comptabilisés comme des contrats de location-financement. En général, les

contrats de location sont capitalisés en utilisant le taux d’emprunt marginal de la compagnie.

Les paiements variables en vertu de ces contrats de location ne sont pas importants. Les garanties de valeur

résiduel e, les restrictions ou les clauses liées aux contrats de location, de même que les transactions avec des

apparentés ne sont pas non plus importantes. Les activités de la compagnie en tant que bail eur ne sont pas

significatives.

Le tableau suivant résume le total des dépenses de location engagées :

2022

2021

2020

Contrats de

location-

exploitation

en mil ions de dollars canadiens

financement

Coût des contrats de location-

exploitation

119

123

157

Court terme et autre (net des

revenus de sous-location)

Amortissement de l’actif au titre du

droit d’utilisation

Intérêt sur les dettes de location

159

Coût total de location

142

197


Le tableau ci-dessous résume les montants relatifs aux contrats de location-exploitation et de location-
financement comptabilisés au bilan consolidé ainsi que la moyenne pondérée de la durée restante des contrats
de location et la moyenne pondérée des taux d’actualisation appliquées au 31 décembre :


		2022		2021



					Contrats de	Contrats de	Contrats de	Contrats de
					location-		location-	location-	location-

en mil ions de dollars canadiens					exploitation	financement	exploitation	financement

Actif au titre du droit d’utilisation
									Inclus dans Autres éléments d’actif, y compris non matériels
											245			245
(montant net)
Inclus dans Immobilisations corporelles, montant net,

déduction											618						637

faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement
									Actif total au titre du droit d’utilisation												245		618			245			637



	Charges de location exigibles durant l’année
									Inclus dans Comptes créditeurs et charges à payer											100		—			102				—

Inclus dans Bil ets et emprunts								22					22

Passif au titre des contrats de location à long terme
									Inclus dans Autres obligations à long terme													151		—			147			—

Inclus dans Dette à long terme								586				607
														251		608
Passif total au titre des contrats de location				249					629

	Moyenne pondérée de la durée restante des contrats de location

(années)		5	37	4						38
		1,1		4,7
Moyenne pondérée du taux d’actualisation (%)				1,2					4,8



L’analyse des échéances des dettes locatives de la compagnie au 31 décembre est résumée ci-dessous :

				2022


			Contrat de	Contrats de
			location-						location-

en mil ions de dollars canadiens			exploitation	financement

Analyse des échéances des dettes locatives
									2023														102					50
															70						49
2024
														15						46
2025

2026								10		44
															10						43
2027

2028 et après								56	900
								263				1 132
Total des paiements de location


	Valeur actualisée											(12)						(524)
														251					608
Passif total au titre des contrats de location
	80

En plus du passif au titre des contrats de location-exploitation dans le tableau ci-dessus, en date du

31 décembre 2022, les engagements locatifs non actualisés pour des contrats de location n’ayant pas encore

débuté totalisent 14 millions de dollars (5 mil ions de dollars en 2021).

Les paiements au comptant estimés au titre des contrats de location-exploitation et des contrats de

financement pas encore débutés s’élèvent à 5 mil ions de dollars pour 2023 ainsi que pour 2024.

Le tableau ci-dessous résume les sommes versées pour des montants inclus dans l’évaluation du passif au titre

des contrats de location et l’actif au titre du droit d’utilisation obtenu en échange de nouveaux contrats de

location :

2022

2021

2020

Contrats

de location-

en mil ions de dollars canadiens

exploitation

financement

exploitation

financement

exploitation

financement

Sommes versés pour des montants

inclus dans l’évaluation du passif

au titre des contrats de location

Flux de trésorerie issus

d’activités d’exploitation

121

—

122

—

136

Flux de trésorerie issus

d’activités de financement

Passif au titre du droit d’utilisation

hors trésorerie comptabilisé comme

En échange du passif au titre

de contrats de location durant

l’exercice

117

—

176

123

14. Dette à long terme

Au 31 décembre

en mil ions de dollars canadiens

2022

2021

Dette à long terme (a) (b)

3 447

4 447

Contrats de location-financement (c)

586

607

4 033

Total de la dette à long terme

5 054

(a) Emprunt en vertu d’une entente existante de prêt à taux variable à long terme avec une société af iliée à ExxonMobil prévoyant un

prêt en dollars canadiens à la compagnie par ExxonMobil jusqu’à concurrence de 7,75 mil iards de dollars à un taux d’intérêt

équivalant à ceux du marché canadien. L’entente, en vigueur jusqu’au 30 juin 2025, est résiliable sur préavis d’au moins 370 jours de

la part d’ExxonMobil.

(b) Au cours du troisième trimestre 2022, la compagnie a réduit sa dette à long terme de 1 mil iard de dollars en remboursant

partiellement une facilité existante auprès d’une société af iliée d’ExxonMobil.

(c) Les contrats de location-financement concernent principalement les installations de transport et des conventions relatives aux

services. Le taux d’intérêt théorique moyen a été de 4,7 % en 2022 (4,8 % en 2021). Les obligations totales au titre des contrats de

location-financement comprennent aussi 22 mil ions de dollars comptabilisés à titre de passif à court terme (22 mil ions de dol ars en

2021). Les paiements en capital sur les contrats de location-financement s’élèvent à environ 20 mil ions de dollars par an en

moyenne et seront exigibles dans chacune des quatre années qui suivront le 31 décembre 2023.

15. Comptabilité des coûts des puits d’exploration suspendus

La compagnie continue de comptabiliser à l’actif les coûts d’un forage d’exploration lorsque le forage révèle la

présence de réserves suffisantes pour justifier la complétion d’un puits de production, ainsi que si la compagnie

réalise des progrès suffisants dans l’évaluation des réserves et sur le plan de la viabilité économique et

opérationnel e du projet. Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une

gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les

rapports sur la transparence des paiements au gouvernement. Aux 31 décembre 2022, 2021 et 2020, la

compagnie n’affichait aucun coût capitalisé de puits d’exploration suspendus.

Les activités d’exploration font appel au forage de plusieurs puits sur un certain nombre d’années pour évaluer

pleinement un projet. Aux 31 décembre 2022, 2021 et 2020, la compagnie n’avait aucun projet assorti de coûts

de puits d’exploration capitalisés.


16. Transactions avec des apparentés
Les produits et les charges de la compagnie comprennent aussi les résultats d’opérations conclues avec des
sociétés affiliées à ExxonMobil dans le cours normal des activités. Ces opérations, conclues dans des
conditions comparables à celles qui auraient existé si elles l’avaient été entre parties sans lien de dépendance,
ont porté principalement sur l’achat et la vente de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et de
produits chimiques ainsi que sur les coûts techniques, d’ingénierie et de recherche et développement. Les
opérations conclues avec ExxonMobil comprenaient aussi les sommes payées et reçues du fait de la
participation de la compagnie dans des coentreprises du secteur Amont au Canada.
En outre, la compagnie a des ententes en cours avec ExxonMobil pour fournir les prestations suivantes :

a) Services informatiques et de soutien client à la compagnie et mise en commun de services généraux et de
soutien à l’exploitation de manière à permettre aux deux parties de rationaliser les activités et les systèmes
faisant double emploi.
b) Exploitation de certains biens de production d’ExxonMobil dans l’Ouest canadien et services de gestion,
commerciaux et techniques à ExxonMobil au Canada. Ces ententes contractuel es visent à réaliser des
efficiences organisationnel es et des économies. Aucune entité juridique n’a été créée à la suite de ces
ententes. Des livres de comptes distincts continuent d’être tenus pour le compte de L’impériale et
d’ExxonMobil. L’Impériale et ExxonMobil conservent la propriété de leurs biens respectifs, sans incidence
sur les activités et les réserves.
c) L’offre d’une option de participation à parts égales dans de nouvelles occasions d’affaires pour le secteur
Amont.
d) La conclusion de contrats de dérivés pour le compte de l’autre partie.
La compagnie avait une entente en cours avec ExxonMobil portant sur la prestation de services de gestion,
commerciaux et techniques à Syncrude Canada Ltée par ExxonMobil, entente qui a été résiliée lors du transfert
de l’exploitation Syncrude le 30 septembre 2021.
Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées et ne jouent pas un rôle
significatif sur l’ensemble.
Les achats et les produits réalisés par L’impériale en 2022, avec ExxonMobil, s’élevaient à 3 719 millions de
dollars et à 17 042 mil ions de dollars, respectivement (2 669 mil ions de dol ars et 8 777 mil ions de dol ars
respectivement en 2021).
Au 31 décembre 2022, la compagnie avait contracté des emprunts à long terme de 3 447 mil ions de dollars
(4 447 millions de dol ars en 2021) auprès d’ExxonMobil (pour plus de détails, voir la note 14, « Dette à long
terme », à la page 82 et la note 12, « Financement et renseignements supplémentaires sur les bil ets et
emprunts », à la page 78). Le montant des frais de financement avec ExxonMobil s’est établi à 78 millions de
dollars (28 mil ions de dollars en 2021).
L’Impériale a d’autres opérations entre apparentés non détail ées ci-dessus à la note 16, dans la mesure où
elles ne sont pas importantes.



	83


17. Autres éléments du résultat étendu (perte)

Variations du cumul des autres éléments du résultat étendu (perte) :


en mil ions de dollars canadiens			2022	2021	2020
						(1 177)
Solde au 1er janvier				(1 989)	(1 911)
Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la

retraite :

Variation au cours de l’exercice, excluant les montants reclassés
			582
				679	(212)
provenant du cumul des autres éléments du résultat étendu

Montants provenant du cumul des autres éléments du résultat étendu			83	133	134
							(512)
Solde au 31 décembre				(1 177)	(1 989)
Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu – produit/(charge) avant impôts :


en mil ions de dollars canadiens			2022	2021	2020
Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs
au départ à la retraite
inclus dans le coût net des prestations constituées (a)

			(110)	(176)	(180)
(a) Le cumul de ces autres éléments du résultat étendu est inclus dans le calcul du coût net des prestations constituées de la période

(note 4).

Charge (crédit) d’impôt au titre des autres éléments du résultat étendu :


en mil ions de dollars canadiens			2022	2021	2020
Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la


retraite :

Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la
								188
						retraite (excluant l’amortissement)			221	(69)
Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages
									27
						postérieurs au départ à la retraite	43	46

										Total	215	264	(23)


18. Activités de cession

Conjointement avec ExxonMobil Canada, L’impériale a signé une entente au deuxième trimestre 2022 avec
Whitecap Resources Inc.		concernant la vente de ses intérêts dans XTO Energy Canada, ce qui comprend des
actifs dans les régions de Montney et de Duvernay, dans le centre de l’Alberta, une contrepartie en trésorerie
d’environ 1,9 mil iard de dol ars (la part de L’impériale se chiffrant à 0,9 mil iard de dollars). La transaction a été
clôturée le 31 août 2022 et la compagnie a comptabilisé un gain d’environ 0,2 mil iard de dol ars, après impôt.
Les actifs nets de L’Impériale associés à cette transaction comprennent environ 0,9 mil iard de dol ars (environ
0,8 mil iard de dollars d’immobilisations corporel es, installations et équipements) et environ 0,2 mil iard de
dollars du passif total dans le secteur Amont.
	84


Renseignements supplémentaires sur les activités
d’exploration/production de pétrole et de gaz (hors audit)
L’information figurant aux pages 85 à 87 exclut les éléments qui ne sont pas reliés à l’extraction du pétrole et du
gaz naturel comme les frais d’administration et les frais généraux, les frais d’exploitation des pipelines, les frais
de traitement des usines à gaz ou les gains et pertes à la vente d’actifs. La participation de 25 % de la
compagnie dans les réserves prouvées de pétrole brut synthétique de la coentreprise Syncrude est incluse
dans les réserves prouvées totales de pétrole et de gaz de la compagnie et dans le calcul de la mesure
normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés, conformément aux règles de la Securities and Exchange
Commission (SEC) et du Financial Accounting Standards Board (FASB) des États-Unis. Les résultats
d’exploitation, les frais encourus dans les acquisitions de biens fonciers, les activités d’exploration et de mise
en valeur, et les coûts capitalisés comprennent la quote-part de la compagnie dans Kearl, Syncrude et les
autres superficies minières non prouvées figurant dans les tableaux ci-dessous.
Résultats d’exploitation

		2022
en mil ions de dollars canadiens			2021	2020

Produits
		7 154
Ventes à des tiers (a)			5 081	2 066

Cessions (a) (b)		4 182	3 037	1 777

		11 336	8 118	3 843
		5 521
Frais de production			4 728	3 977

Frais d’exploration		5	32	13
		1 467
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)			1 579	2 857
		1 030
Impôts sur le bénéfice			457	(678)

Résultats d’exploitation		3 313	1 322	(2 326)
Les montants déclarés comme frais engagés en acquisitions de biens fonciers, activités d’exploration et
activités de mise en valeur comprennent les coûts capitalisés et les coûts passés en charges au cours de
l’exercice. Les frais engagés comprennent également les nouvel es obligations liées à la mise hors service
d’immobilisations établies au cours de l’exercice ainsi que la hausse ou la baisse des obligations liées à la mise
hors service d’immobilisations résultant d’un changement du coût estimatif ou de la date d’abandon.
Frais engagés en acquisitions de biens fonciers, activités d’exploration et activités de mise en valeur

en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Coût des biens (c)
		—
Prouvés			—	—

Non prouvés		—	—	—

Coûts d’exploration		5	32	13
		1 602
Coûts de mise en valeur			576	816
Total des dépenses engagées en acquisitions de biens fonciers,
activités d’exploration et activités de mise en valeur
		1 607	608	829
(a) Le gaz naturel et les liquides de gaz naturel achetés aux fins de revente, de même que le paiement des redevances et les coûts des
					diluants, sont exclus des ventes aux tiers et des cessions. Les chif res bruts de ces postes sont comptabilisés à la note 2 dans
					« Produits », « Ventes intersectorielles » et « Achats de pétrole brut et de produits ».
(b) Les ventes de pétrole brut à des af iliés consolidés sont comptabilisées aux prix courants, selon les prix affichés aux gisements de
					production. Les ventes de liquides de gaz naturel à des affiliés consolidés sont comptabilisées à des prix qui pourraient être obtenus
					sur un marché concurrentiel avec des parties sans lien de dépendance.
(c) Les « coûts des biens » consistent en paiements de droits de prospection de pétrole et de gaz et en achat de réserves (les
					immobilisations corporelles et incorporelles acquises comme les usines à gaz, les instal ations de production et les frais af érents aux
					puits de production sont comprises dans « l’actif de production »). Les biens « prouvés » correspondent aux régions où des forages
					fructueux ont révélé un gisement pouvant être productif. Les biens « non prouvés » correspondent aux autres régions.
	85


Coûts capitalisés

en mil ions de dollars canadiens		2022	2021
				(a)
Coût des biens

Prouvés		1 840	2 045

Non prouvés		493	2 468
		39 075
Actifs de production			39 926

Construction inachevée		2 375	1 762
		43 783
Coût total capitalisé			46 201

Amortissement cumulé et épuisement		(18 512)	(20 112)

Coûts nets capitalisés		25 271	26 089
(a) Les « coûts des biens » consistent en paiements de droits de prospection de pétrole et de gaz et en achat de réserves (les
					immobilisations corporelles et incorporelles acquises comme les usines à gaz, les instal ations de production et les frais af érents aux
					puits de production sont comprises dans « l’actif de production »). Les biens « prouvés » correspondent aux régions où des forages
					fructueux ont révélé un gisement pouvant être productif. Les biens « non prouvés » correspondent aux autres régions.

Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés
Comme l’exige le FASB, la mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés a été calculée à
partir des prix moyens du premier jour du mois, des coûts en fin d’exercice, des taux d’imposition
réglementaires et d’un facteur d’actualisation de 10 % appliqué aux réserves prouvées nettes. La mesure
normalisée tient compte des frais liés aux obligations futures de démontage, d’abandon et de restauration. La
compagnie estime que cette mesure normalisée ne constitue pas une estimation fiable des flux de trésorerie
prévisionnels de la compagnie devant être générés par la mise en valeur et la production de ses biens
pétroliers et gaziers ni de la valeur de ses réserves prouvées de pétrole et de gaz. Cette mesure normalisée
repose sur certaines hypothèses prescrites, dont les prix moyens du premier jour du mois, qui représentent une
mesure ponctuelle dans le temps, de sorte que les flux de trésorerie peuvent varier considérablement d’un
exercice à l’autre, au gré des fluctuations des prix.
Mesure normalisée des flux de trésorerie futurs actualisés liés aux réserves prouvées de pétrole et de
gaz

en mil ions de dollars canadiens						2022	2021		2020
						198 923
Flux de trésorerie futurs		161 577	23 911
						(104 765)
Coûts de production futurs						(101 580)		(18 787)
						(23 392)
Coûts de mise en valeur futurs						(21 903)		(6 096)

Impôts sur les bénéfices futurs						(16 872)	(8 192)		(155)

Flux de trésorerie nets futurs						53 894	29 902		(1 127)
Taux d’actualisation de 10 % appliqué en fonction du calendrier prévu
						(28 340)		(15 732)		1 065
des flux de trésorerie
Flux de trésorerie futurs actualisés						25 554		14 170		(62)

	86


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

en mil ions de dollars canadiens		2022	2021	2020

Solde au début de l’exercice		14 170	(62)	5 511

Variations découlant de ce qui suit :
Ventes et transferts du pétrole et du gaz produits, déduction faite

					des frais de production	(6 113)	(3 841)	(447)
Variations nettes des prix et des frais de mise en valeur et de

					production (a)	23 215	7 681	(8 661)
Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée,

		664	52	114
déduction faite des frais connexes
		1 160
Frais de mise en valeur engagés au cours de l’exercice			650	563
		(4 431)
Révisions d’estimations quantitatives antérieures			13 482	459

Accroissement de l’actualisation		1 439	24	623

Variation nette des impôts sur les bénéfices		(4 550)	(3 816)	1 776
Variation nette		11 384	14 232	(5 573)

Solde en fin d’exercice		25 554	14 170	(62)
(a) En vertu des règles de la SEC, les réserves de la compagnie doivent être calculées sur la base de la moyenne des prix du pétrole et
					du gaz naturel au premier jour du mois au cours de l’année de référence. Les flux de trésorerie nets futurs sont déterminés selon les
					réserves prouvées nettes figurant dans le tableau « Réserves prouvées nettes ».

	87


Réserves prouvées nettes (a)

						Total en
			Pétrole brut		équivalent

		Liquides (b) Gaz naturel	synthétique	Bitume	pétrole (c)
		millions de					milliards de	millions de	millions de		millions de

	barils						pieds cubes	barils	barils		barils


Début de l’exercice 2020			41	581	415	2 939		3 492

Révisions			(29)									(348)	(79)	(2 757)		(2 923)
Récupération améliorée			—		—		—		—					—

(Vente) achat de réserves en place			—	(10)	—	—					(2)

Découvertes et extensions			—	—	133		1	134
Production			(5)		(55)		(25)		(102)		(141)
Fin de l’exercice 2020			7		168		444		81		560

Révisions			13		165		17		2 239		2 297
Récupération améliorée			—		—		—			2					2

(Vente) achat de réserves en place			—	(10)	—	—					(2)

Découvertes et extensions			—	—	—	—					—

Production			(4)	(42)	(23)	(106)		(140)

Fin de l’exercice 2021			16	281	438	2 216		2 717

Révisions			—		(41)		(62)		(363)		(432)

Récupération améliorée			—	—	—	—					—

(Vente) achat de réserves en place			(9)									(141)	—	—		(32)

Découvertes et extensions			—	2	—	67					67
Production			(3)		(29)		(23)		(96)		(127)
Fin de l’exercice 2022			4		72		353		1 824		2 193

Réserves prouvées nettes mises en valeur incluses ci-
dessus, en date du

1 janvier 2020			22	291	415	2 609		3 095

31 décembre 2020			7	167	311	76		422

31 décembre 2021			14	205	326	1 957		2 331
31 décembre 2022			4		60		248		1 691		1 953

Réserves prouvées nettes non mises en valeur incluses ci-

dessus, en date du

1 janvier 2020			19	290	—	330		397

31 décembre 2020			—	1	133		5	138

31 décembre 2021			2	76	112	259		386

31 décembre 2022			—	12	105	133		240
(a) Les réserves nettes correspondent à la part de la compagnie après déduction des parts des propriétaires ou gouvernements ou les
											deux. Toutes les réserves déclarées sont situées au Canada. Les réserves de gaz naturel sont calculées à une pression de
											14,73 livres par pouce carré à 60 °F.
(b) Les liquides comprennent le pétrole brut, les condensats et les liquides de gaz naturel (LGN). Les réserves prouvées de LGN ne
											sont pas importantes et sont donc incluses sous liquides.
(c) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six mil ions de pieds cubes pour mil e barils.
	88


Les informations qui précèdent décrivent les variations au cours des exercices et les soldes des réserves
prouvées de pétrole et de gaz à la fin des exercices 2020, 2021 et 2022. Les définitions utilisées sont
conformes à la règle 4-10(a) du règlement S-X de la SEC.
Les réserves prouvées de pétrole et de gaz correspondent aux quantités de pétrole et de gaz pouvant être
estimées avec une certitude raisonnable, après analyse des données géologiques et techniques, et pouvant
être économiquement exploitables dans les années à venir à partir de gisements connus, et selon les
conditions économiques, les méthodes d’exploitation et la réglementation gouvernementale existantes, avant
que les contrats accordant les droits d’exploitation n’expirent. Dans certains cas, de nouveaux investissements
substantiels dans des puits supplémentaires et d’autres installations seront nécessaires pour récupérer ces
réserves prouvées.

Conformément aux règles de la SEC, le volume des réserves de pétrole et de gaz à la fin des exercices, ainsi
que le changement de classement des réserves figurant dans les tableaux des réserves prouvées, doivent être
calculés sur la base des prix moyens au cours de la période de 12 mois précédant la fin de la période couverte
par le rapport, déterminés comme la moyenne arithmétique non pondérée du prix du premier jour du mois pour
chaque mois compris dans la période. Les quantités de ces réserves ont aussi été utilisées dans le calcul des
taux d’amortissement par unité de production et celui de la mesure normalisée des flux de trésorerie nets
actualisés.
Les révisions de réserves prouvées estimées précédemment pour les gisements existants peuvent avoir lieu en
raison de l’évaluation ou de la réévaluation de données existantes sur la géologie, les gisements ou la
production, de nouvel es données sur la géologie, les gisements ou la production, ou des variations de la
moyenne des prix du pétrole et du gaz naturel au premier jour du mois et/ou des coûts de fin d’année servant à
calculer les réserves. Ces révisions peuvent aussi découler d’importants changements dans la stratégie de
mise en valeur ou dans la capacité des instal ations et du matériel de production.

En 2020, les révisions à la baisse des réserves de bitume prouvées découlaient de la faiblesse des prix. En
vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC, les 2,2 mil iards de barils de bitume à Kearl et les
0,6 mil iard de barils de bitume à Cold Lake ne sont plus considérés comme des réserves prouvées. Les
révisions à la baisse des réserves prouvées de pétrole brut synthétique ont été le résultat d’une baisse des prix,
compensée par l’ajout de réserves prouvées non mises en valeur associées à la mise en valeur future à
Syncrude. Les modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été le résultat de la mise à
jour des plans de développement des actifs non classiques de Montney et de Duvernay, et de la cession des
biens classiques.
En 2021, les révisions à la hausse des réserves de bitume prouvées découlaient de l’amélioration des prix. En
vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC les 1,7 mil iard de barils de bitume à Kearl et les
0,5 mil iard de barils de bitume à Cold Lake sont considérés comme des réserves prouvées. Les révisions à la
hausse des réserves prouvées de pétrole brut synthétique découlaient de l’amélioration des prix. Les
modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été le résultat de la mise à jour des plans
de développement et de la cession des actifs non classiques de Montney et de Duvernay.
En 2022, les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume ont été attribuables à une diminution de
0,2 mil iard de barils à Kearl en raison d’obligations de versement de redevances plus élevées associées aux
prix, et une diminution de 0,2 mil iard de barils à Cold Lake en raison d’un plan de mise en valeur actualisé. Une
augmentation des réserves de bitume de 0,1 mil iard de barils est associée aux extensions à Cold Lake pour
les projets AS-SGSIV de la phase 1 de Grand Rapids et SGSIV de Leming. Les révisions à la baisse des
réserves prouvées de pétrole brut synthétique découlaient de la mise à jour des plans de développement minier
et de l’augmentation des obligations de versement de redevances à Syncrude associées aux prix. Les
modifications des réserves prouvées de liquides et de gaz naturel ont été principalement attribuables à la vente
des actifs non classiques de la compagnie à Montney et Duvernay.
	89


En outre, les conditions de certaines ententes contractuelles et de certains régimes de redevances
gouvernementales peuvent faire en sorte qu’une réduction des cours conduise à une augmentation des
réserves prouvées de L’impériale. Les décisions d’exploitation de la compagnie et ses perspectives pour les
volumes de production ne sont pas touchées par les réserves prouvées déclarées en vertu des définitions de la
SEC.
Pour déterminer les réserves prouvées nettes, on déduit la part prévue des propriétaires miniers ou des
gouvernements, ou les deux. Pour les liquides et le gaz naturel, les réserves prouvées nettes sont basées sur
les taux futurs de redevances estimés à la date à laquelle l’estimation a été faite en y incorporant les régimes
de redevances des gouvernements applicables pour le pétrole et le gaz naturel. Pour ce qui est du bitume, les
réserves prouvées nettes sont basées sur la meil eure estimation de la compagnie des taux de redevances
moyens pour la durée restante des projets de Cold Lake et de Kearl en y incorporant le régime de redevances
du gouvernement de l’Alberta pour les sables bitumineux. Pour ce qui est du pétrole brut synthétique, les
réserves prouvées nettes sont basées sur la meil eure estimation de la compagnie des taux de redevances
moyens pour la durée restante du projet en y incorporant le régime de redevances du gouvernement de
l’Alberta pour les sables bitumineux. Dans chaque cas, les taux futurs de redevances peuvent varier selon la
production, les prix et les coûts.
Les réserves prouvées nettes mises en valeur représentent les volumes qui devraient pouvoir être récupérés
par le biais des puits, des installations ou des activités minières existants avec le matériel et les méthodes
d’exploitation existants ou dans lesquels le coût de l’équipement requis est relativement peu élevé par rapport
au coût d’un nouveau puits ou d’une nouvel e installation. Les réserves prouvées nettes non mises en valeur
représentent les volumes qui devraient pouvoir être récupérés à la suite d’investissements futurs pour forer de
nouveaux puits, pour remettre des puits existants en production et/ou pour mettre en place des installations
destinées à recueil ir et à livrer la production de puits, d’installations et d’activités minières existants et futurs.


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