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Published: 2021-03-17

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2020 états financiers annuels

et analyse de la direction

En couverture : L’unité de cogénération de

Strathcona, mise en service en 2020. Elle produit 41 mégawatts d’électricité, assez pour

répondre à environ 80 % des besoins de la raffinerie.Elle réduit les émissions de gaz à effet de serre

d’environ 112 000 tonnes par année, ce qui équivaut à

retirer près de 24 000 véhicules de la route

chaque année.Elle souligne l’engagement qu’a pris L’Impériale envers

la durabilité et la réduction des émissions.





États financiers annuels et rapport de gestion sur la situation financière et des résultats
	d’exploitation
Pour
		l’exercice clos le 31 décembre 2020
Les états financiers annuels et le rapport de gestion sur la situation financière et des résultats d’exploitation doivent être lus en parallèle avec le rapport annuel de la compagnie sur le formulaire 10-
			K pour l’exercice
clos le 31 décembre 2020. 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 dollars 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 pl
	ans d’affaires, sont des énoncés
prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter, prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives, calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les déclarations prospectives dans le présent document comprennent, sans toutefois s’y limiter, des renvois au fait d’être bien positionné pour participer à des investissements futurs et réduire le risque marchandises; les perspectives économiques à long terme de la compagnie, notamment en ce qui concerne la demande, l’offre et le bouquet énergétique et les hypothèses de relance après les répercussions de la COVID-19; la croissance du segment, les stratégies concurrentielles et les avantages d’un modèle commercial intégré; la surveil ance continue des règlements limitant la production, y compris en ce qui conc
		erne les expéditions par rail et le rythme d’exécution du projet d’Aspen;
l’accent mis par la compagnie sur ses principaux actifs que constituent les sables bitumineux et sur les volets les plus intéressants de son portefeuille d’actifs non conventionnels; les perspectives de production et les initiatives de croissance de Kearl en 2021; les perspectives de production de Cold Lake en
			2021 et l’accent
mis sur le rendement normal à court terme; les répercussions potentielles des risques environnementaux, de la politique du carbone et des réglementations liées au changement climatique; les répercussions des stratégies du secteur Aval et de la position concurrentielle; les avantages pour le secteur des Produits chimiques de l’intégration avec la raffinerie de Sarnia et de la relation avec ExxonMobil; l’incertitude du marché et l’ampleur des effets continus de la pandémie COVID-19 sur l’activité économique, sur l’offre et sur la demande; les dépenses en immobilisations prévues pour l’année 2021 d’environ 1,2 milliard de dollars; l’intention de continuer de faire la demande de la Subvention salariale d’urgence du Canada; l’incidence des mesures prises par la compagnie en réponse à la COVID-19; la structure du capital et la solidité financière en tant qu’avantage concurrentiel, pour atténuer les risques et répondre aux besoins de financement; 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 des flux de trésorerie futurs actualisés.


Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les résultats finan
	ciers et d’exploitation futurs réels, y
compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la source, l’offre et le bouquet énergétiques; les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du march
		é; les taux, la croissance et la composition de la production; les plans de projet, l’échéancier, les coûts,
les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs; la durée de vie de la production, la récupération des ressources et le rendement des gisements; le rendement des tiers fournisseurs de services; les lois et les politiques gouvernementales applicables, notamment en matière de fiscalité, de changement climatique, de réduction de la production et de restrictions en réponse à la COVID-
			19; l’évolution de la COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de
l’Impériale à exploiter ses actifs, y compris la fermeture éventuelle des installations en raison d’éclosions de COVID-19; la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d’intervention en cas de pandémie; les économies de coûts; l’adoption et les incidences de nouvelles installations ou technologies, notam
				ment sur l’efficacité du capital, la production et la réduction
de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; les sources de financement et la structure du capital; ainsi que les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement 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 ainsi que les répercussions sur les différentiels de prix 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 et à la réduction de la production ainsi que les mesures prises en réponse à la COVID-19; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires
					et tierces; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures; les risques
environnementaux inhérents aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la production et aux activités connexes; la réglementation environnementale, comprenant les changements climatiques, les règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à ces règlements; les taux de change; la disponibilité et la répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; l’efficacité de la gestion et la préparation aux catastrophes, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; les négociations commerciales; la gestion des projets et les échéanciers et l’achèvement à temps des projets; l’analyse et le rendement des gisements; les développements technologiques inattendus; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de mettre les nouvelles technologies à l’échelle commerciale sur une base concurrentiel e pour ce qui est des coûts; les risques et dangers opérationnels; les incidents de cybersécurité; les conditions économiques générales, y compris récessions économiques et durée de celles-ci; la capacité de valoriser ou d’acquérir des réserves supplémentaires; et les autres facteurs dont il est question dans 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 de la compagnie du présent rapport annuel sur formulaire 10-K. Les énoncés prévisionnels 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 la Compagnie pétrolière Impériale Limitée peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. La Compagnie pétrolière Impériale Limitée ne s’engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des prévisions contenues aux p
résentes, sauf si la loi l’exige.
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.


	Section financière

		Table des matières	Page
		Informations financières (PCGR des États-Unis).................................................................................................................. 2 Terminologie ......................................................................................................................................................................... 3 Rapport de gestion ............................................................................................................................................................... 5
				Aperçu ....................................................................................................................................................................... 5 Environnement commercial et évaluation des risques ............................................................................................... 6 Résultats d’exploitation ............................................................................................................................................ 11 Situation de trésorerie et sources de financement ................................................................................................... 17 Dépenses en immobilisations et frais d’exploration ................................................................................................. 21 Risques commerciaux et autres incertitudes ........................................................................................................... 22 Estimations comptables critiques ............................................................................................................................. 24
		Rapport de gestion sur les contrôles internes des états financiers ..................................................................................... 30 Rapport du cabinet indépendant d’experts-comptables ...................................................................................................... 31 État consolidé des résultats (PCGR des États-Unis) .......................................................................................................... 35 État consolidé du résultat étendu (PCGR des États-Unis) ................................................................................................. 36 Bilan consolidé (PCGR des États-Unis) ............................................................................................................................. 37 État consolidé des capitaux propres (PCGR des États-Unis) ............................................................................................. 38 État consolidé des flux de trésorerie (PCGR des États-Unis) ............................................................................................. 39 Notes aux états financiers consolidés ................................................................................................................................ 40
				1. Résumé des principales politiques comptables ................................................................................................... 40 2. Modifications comptables ..................................................................................................................................... 47 3. Secteurs d’activités .............................................................................................................................................. 48 4. Impôts sur le bénéfice .......................................................................................................................................... 50 5. Avantages de retraite ........................................................................................................................................... 51 6. Autres obligations à long terme ........................................................................................................................... 57 7. Produits dérivés et instruments financiers ........................................................................................................... 58 8. Programmes de rémunération et d’intéressement à base d’actions .................................................................... 60 9. Revenus de placement et d’autres sources ......................................................................................................... 61 10. Litiges et autres provisions ................................................................................................................................ 62 11. Actions ordinaires .............................................................................................................................................. 63 12. Informations financières diverses ...................................................................................................................... 64 13. Financement et renseignements supplémentaires sur les billets et emprunts ................................................... 65 14. Contrats de location ........................................................................................................................................... 66 15. Dette à long terme ............................................................................................................................................. 68 16. Com
					ptabilité des coûts de puits d’exploration suspendus .................................................................................. 68
				17. Transactions avec des apparentés .................................................................................................................... 69 18. Autres éléments du résultat étendu (perte) ........................................................................................................ 70
		Renseignements supplémentaires sur les activités d’exploration et de production de pétrole et de gaz (hors audit)......... 71 Résultats financiers trimestriels .......................................................................................................................................... 76
1




Informations financières (PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens						2020	2019	2018	2017	2016
Revenus						22 284	34 002	34 964	29 125	25 049

Bénéfice (perte) net :
Secteur Amont						(2 318)	1 348					(138)	(706)	(661)
Secteur Aval		553	961	2 366	1 040	2 754
Produits chimiques		78	108	275	235				187
Comptes non sectoriels et autres						(170)				(217)	(189)	(79)				(115)
Bénéfice (perte) net						(1 857)	2 200	2 314		490	2 165

Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin d’exercice		771	1 718		988	1 195					391
Total de l’actif en fin d’exercice						38 031	42 187	41 456	41 601	41 654

Dette à long											terme en fin d’exercice	4 957	4 961	4 978	5 005	5 032
Total de la dette en fin d’exercice						5 184	5 190	5 180	5 207	5 234
Autres obligations à long terme en fin d’exercice						4 100	3 637	2 943	3 780	3 656

Capitaux propres en fin d’exercice						21 418	24 276	24 489	24 435	25 021
Flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation		798	4 429	3 922	2 763	2 015

Informations par action (en dollars canadiens)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire												– résultat de base	(2,53)				2,88	2,87	0,58	2,55
Bénéfice (perte) net par action ordinaire												– résultat dilué	(2,53)				2,88	2,86	0,58	2,55
Dividendes par action ordinaire													– annoncés	0,88				0,85	0,73	0,63	0,59







	2



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. Capital utilisé La valeur du capital utilisé est une mesure de
			l’investissement net. Lorsque cette valeur est vue sous la
perspective de la façon dont le capital est utilisé dans	l’entreprise, elle 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. Ces deux perspectives intègrent la part de l’entreprise dans le capital des sociétés dont elle est actionnaire, que l’entreprise désire inclure pour présenter une mesure plus complète du capital utilisé.
										2020	2019	2018
en millions de dollars canadiens
Utilisations dans										l’entreprise : perspective de l’actif et du passif
Total de l’actif							38 031	42 187	41 456
Moins :				Total du passif à court terme à l’exclusion des bil ets et emprunts			(3 153)	(4 366)	(3 753)
				Total du passif à long terme à l’exclusion de la dette à long terme			(8 276)	(8 355)	(8 034)
Plus				: Part de l’Impériale dans la dette des sociétés dont el e est actionnaire	26	24			23
Total du capital utilisé							26 628	29 490	29 692

Total des sources de l’entreprise : Perspective de la dette et des capitaux propres
Billets et emprunts					227	229			202
Dette à long terme							4 957	4 961	4 978
Capitaux propres							21 418	24 276	24 489
Plus				: Part de l’Impériale dans la dette des sociétés dont elle est actionnaire	26	24			23
Total du capital utilisé							26 628	29 490	29 692
Rendement du capital moyen utilisé (RCMU)

Le RCMU est un ratio financier. 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 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.
												L’entreprise utilise cette définition du RCMU depuis plusieurs années
et considère										qu’elle constitue la meilleure indication 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.
							2020	2019	2018
en millions de dollars canadiens
Bénéfice (perte) net							(1 857)	2 200	2 314
Financement (après impôts),													incluant la part de l’Impériale dans les
sociétés dont elle est actionnaire					52	66			77
Bénéfice (perte) net à l’exclusion du financement							(1 805)	2 266	2 391

Capital moyen utilisé							28 059	29 591	29 677
Rendement du capital moyen utilisé (%)												– Total de l’entreprise	(6,4)	7,7	8,1
	3



Flux de trésorerie issus		d’activités d’exploitation et de vente d’actifs
La valeur des flux de trésorerie issus			d’activités d’exploitation et de vente d’actifs 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. 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.


										2020	2019	2018
en millions de dollars canadiens
Flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation								798			4 429	3 922
Produits de la vente d’actifs								82	82			59
Total des flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs								880			4 511	3 981
Coûts
													d’exploitation
Les coûts					d’exploitation correspondent aux coûts de la période pour produire, fabriquer et préparer de toute
autre façon les produits de		l’entreprise 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. 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 millions de dollars canadiens										2020	2019	2018
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale
Total des dépenses							24 796				32 055	32 026
Moins :
													Achats de pétrole brut et de produits	13 293			20 946	21 541
													Taxe d’accise fédérale et frais de carburant	1 736	1 808	1 667

													Financement	64	93		108
Sous-total							15 093				22 847	23 316
Part de l’Impériale dans les dépenses des sociétés dont el e est actionnaire								64	76			74
Total des coûts d’exploitation										9 767	9 284	8 784

Composants des coûts d’exploitation

en millions de dollars canadiens										2020	2019	2018
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale
Production et fabrication										5 535	6 520	6 121
Frais de vente et frais généraux								741	900			908
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)										3 293	1 598	1 555
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite								121	143			107
Exploration								13	47			19
Sous-total										9 703	9 208	8 710
Part de l’Impériale dans les dépenses des sociétés dont el e est actionnaire								64	76			74
Total des coûts d’exploitation										9 767	9 284	8 784

	4



Rapport de gestion 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 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 elle 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. Le
modèle			d’affaires intégré de l’entreprise, reposant sur des investissements significatifs dans les secteurs
Amont, Aval et Produits chimiques, 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 prévisions de volumes sont fondées sur les profils de production des gisements lesquels sont également mis à jour annuellement. Les fourchettes des cours du pétrole brut, du gaz naturel, des produits raffinés et des produits chimiques 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 éventuelles. Une fois les investissements majeurs réalisés, un processus de réévaluation est lancé pour garantir que les enseignements pertinents seront retenus et que les améliorations nécessaires seront apportées aux 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.
	5



Environnement commercial et évaluation des risques Perspectives à long terme

Compte tenu de			l’incertitude quant à l’incidence à court terme de la COVID-19 sur la croissance économique,
la demande			d’énergie et l’approvisionnement énergétique, ainsi que de l’absence de précédents dans ce
domaine, la compagnie envisage				d’orienter sa planification à court terme en se basant sur un certain nombre
d’hypothèses de relance. Selon ces hypothèses, la demande d’énergie surpassera les niveaux de 2019 dès 2022 avec la disparition progressive des répercussions de la COVID-19 et le rétablissement des facteurs fondamentaux agissant sur
		l’offre et sur la demande. 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.
Selon les projections,
					d’ici à 2040, la population mondiale devrait atteindre à peu près 9,1 milliards
d’habitants, soit environ 1,6 milliard de personnes de plus qu’en 2018. Parallèlement à cette augmentation de la population, la compagnie prévoit une croissance de
	l’économie mondiale de près de 2,5 % par an en
moyenne, la production économique grimpant						d’environ 75 % d’ici 2040. Avec la croissance économique et
démographique, et			l’amélioration du niveau de vie de milliards 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 plus de 10 % entre 2018 et 2040. 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)). Le Canada devrait connaître une croissance stable, voire faible de la demande locale en énergie
							jusqu’en 2040, et continuera d’être un
grand exportateur			d’énergie pour contribuer à satisfaire les besoins énergétiques mondiaux.
Alors que la prospérité grandissante entraînera 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 par unité de production économique. Tous les aspects de
						l’économie mondiale devraient bénéficier de gains en efficacité
considérables			d’ici à 2040, 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.

Il est prévu
									qu’entre 2018 et 2040, la demande mondiale d’électricité augmentera d’environ 50 %, les pays en
développement représentant environ 85 % 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 2040,
la part de production			d’électricité au charbon devrait diminuer sensiblement et constituer près de 20 % de
l’électricité mondiale, contre près de 40 % en 2018, du fait de l’adoption 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 au changement climatique. De 2018 à 2040, la quantité
							d’électricité produite à partir du gaz
naturel, de									l’énergie nucléaire et des énergies renouvelables devrait presque 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 d’environ 400 %, ce qui aidera les énergies renouvelables (y compris les autres sources
		d’énergie, c’est-à-dire l’hydroélectricité) à représenter environ 80 % de
l’augmentation de l’approvisionnement mondial en électricité d’ici 2040. Le total des énergies renouvelables atteindra probablement environ 50 % de
										l’approvisionnement mondial en électricité d’ici 2040. Le gaz naturel
et	l’énergie nucléaire devraient également voir leur part augmenter jusqu’en 2040, atteignant respectivement
plus de 25 % et environ 10 % de				l’approvisionnement mondial en électricité d’ici 2040. 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. De 2018 à 2040,
			l’énergie nécessaire au transport (automobiles, camions, navires, trains et avions) devrait
augmenter									d’environ 20 %. La demande en énergie dans le domaine du transport représentera probablement
plus de 60 % 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 avant 2025, puis retomber à des niveaux observés au début des années 2010
	d’ici 2040, 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	d’environ 60 %. D’ici à 2040, les véhicules légers
	6

devraient représenter environ 20 % de la demande mondiale de carburants liquides. Durant cette même période, les carburants liquides étant abondants et produisant une grande quantité

d’énergie pour un petit

volume, la majorité des parcs de véhicules commerciaux du monde sont susceptibles de continuer à en dépendre.

Les carburants liquides assurent actuellement la plus grande part de

l’approvisionnement mondial en énergie,

ce qui témoigne de leur disponibilité à grande échelle, 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 2040, la demande mondiale

de carburants liquides devrait atteindre environ 110 millions de barils

d’équivalent pétrole par jour, soit

environ 9 % de plus

qu’en 2018. La demande mondiale de carburants liquides dans les pays n’appartenant

pas à

l’OCDE devrait atteindre environ 65 % d’ici à 2040, la demande de carburants liquides dans les pays

l’OCDE étant susceptible de diminuer de près de 15 %. 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 2040. 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 peu polluant, 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 2018

et 2040, satisfaisant environ 50 % de la croissance de la demande énergétique mondiale. De 2018 à 2040, la demande mondiale de gaz naturel devrait augmenter de 25 % approximativement, environ la moitié de cette augmentation devant avoir lieu dans 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 55 % 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 devrait conserver le devant de la scène, assurant plus de deux tiers de la demande mondiale en 2040. Le commerce du gaz naturel liquéfié (GNL) prendra de plus en plus

d’ampleur, satisfaisant environ 40 % 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 2040. Le pétrole en constituant près de

30 % en 2040, il demeurera la principale forme

d’énergie. Actuellement, le charbon est la deuxième forme

d’énergie en importance, mais il pourrait bien céder sa place au gaz naturel au cours des prochaines années. La part du gaz naturel devrait dépasser 25 %

d’ici à 2040 et celle du charbon devrait chuter pour représenter

environ les deux tiers de celle du gaz naturel.

L’énergie nucléaire devrait connaître une forte 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 15 % du total

mondial

d’ici à 2040, la part combinée de l’énergie biomassique, hydraulique et géothermique comptant pour

plus de 10 %. De 2018 à 2040,

l’énergie totale provenant du vent, du soleil et des biocarburants bondira de

plus de 350 %, approchant probablement un peu plus de 6 % du bouquet énergétique mondial.

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 2040 seront importants – même si la demande

reste stable. Cela reflète un aspect fondamental de

l’industrie du pétrole et du gaz naturel, comme le décrit

l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dans ses Perspectives énergétiques mondiales 2020. Conformément au scénario de la politique énergétique déclarée de

l’AIE, l’investissement requis pour

satisfaire les besoins énergétiques mondiaux en pétrole et en gaz naturel de 2019 à 2040

s’élèvera à environ

17 billions de dollars américains (en dollars de 2019). Dans le scénario de développement durable de

l’AIE,

qui est conforme aux objectifs de

l’Accord de Paris sur le changement climatique, les besoins

d’investissements s’élèveraient quand même à 12 billions de dollars.



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 difficulté 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 énergétiques d’ExxonMobil,
lesquelles 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 énergétiques illustrent un milieu où les politiques climatiques sont de plus en plus strictes et cadrent avec le regroupement des contributions déterminées au niveau national (CDN) présentées par les signataires de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) de l’Accord de Paris 2015. Les Perspectives énergétiques cherchent à recenser les répercussions potentielles des politiques climatiques qui ciblent souvent des secteurs particuliers. Le document estime ces répercussions sur la demande
		d’énergie des consommateurs à l’aide de divers hypothèses et outils,
notamment, selon le secteur,				l’attribution d’un coût indirect au carbone ou l’évaluation de politiques ciblées
(c.-à-d., les normes						d’économie de carburant automobile). Tandis que les 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 surveiller les nouvelles au sujet des CDN que les pays devaient déposer en prévision de la COP-26 de Glasgow en novembre 2021, ainsi que
								l’évolution des politiques dans la foulée de
l’annonce de plans de neutralité carbone par certains États, dont le Canada. 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 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 milliards de personnes d’avoir un meilleur niveau de vie. Les informations présentées dans cet exposé des « Perspectives commerciales à long terme » 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.
	8



Secteur Amont
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 maximiser la fiabilité des actifs, à développer et appliquer des technologies à fortes retombées, maximiser la valeur en saisissant de nouvelles occasions commerciales et gérer portefeuille actuel, et à apporter des améliorations durables quant à
			l’efficience et l’efficacité organisationnelles. Elles 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. La compagnie évalue continuellement diverses possibilités susceptibles d’alimenter sa croissance à long terme. Alors que de nouveaux projets de mise en valeur entraînent une nouvelle production,
					l’Impériale s’attend à une croissance provenant des sables bitumineux in situ et de
l’extraction, et de sources non classiques, et à ce que le plus important potentiel de croissance soit lié aux sources in situ. Les volumes réels varieront
						d’une année sur l’autre en raison des facteurs décrits à
l’élément 1A – « Facteurs de risque ». L’environnement industriel du secteur Amont a toujours connu des périodes de grande volatilité des prix. La demande du marché et les prix ont affiché un recul marqué au cours du premier semestre de 2020, principalement en raison de la pandémie de COVID-19. Cette chute a été suivie par une embellie au deuxième semestre, le rééquilibrage de
						l’offre et de la demande entraînant un raffermissement des prix. 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). En janvier 2019, la réglementation adoptée par le gouvernement de
				l’Alberta relativement à la réduction obligatoire temporaire de la production
est entrée en vigueur. Bien que cette obligation de réduction ait été allégée tout au long de 2019 et de 2020, jusqu’à son élimination en décembre 2020, le pouvoir réglementaire permettant d’imposer une telle mesure demeure en place et il est possible
				qu’elle soit de nouveau appliquée et intensifiée. La durée de ces
règlements est incertaine.			L’Impériale surveille continuellement les effets de ces règlements et évalue 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.
L’Impériale croit qu’à long terme, les prix dépendront de l’offre et de la demande, la demande étant en grande partie fonction des activités économiques générales, 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 et d’autres facteurs peuvent
influer considérablement sur les prix. Pour gérer les risques liés aux prix,								l’Impériale évalue ses plans annuels
et tous les investissements majeurs selon différents scénarios de prix.
En 2020,
									l’Impériale a réévalué les plans de développement à long terme de son portefeuille d’actifs
non classiques en Alberta et ne prévoit plus poursuivre la mise en valeur								d’une partie importante de ces
actifs. Cette décision					s’est traduite par une charge de dépréciation hors trésorerie après impôts de
1 171 millions de dollars en 2020 et a ramené la valeur comptable de ces actifs à leur juste valeur. La compagnie conserve sa participation dans ces ressources. Ces actifs non essentiels sont des actifs non exploités et non mis en valeur, et la compagnie ne prévoit aucun décaissement futur important en rapport avec cette dépréciation. Cette décision
				s’inscrit dans la stratégie de l’Impériale consistant à concentrer ses
ressources du secteur Amont et ses efforts sur ses principaux actifs, à savoir les sables bitumineux, ainsi que sur les volets les plus intéressants de son portefeuille
	d’actifs non conventionnels. L’Impériale poursuit
l’exploitation de ses zones mises en valeur. Les installations de concassage supplémentaires de Kearl ont commencé à fonctionner fin 2019, la production augmentant progressivement dans toutes les unités
										jusqu’au début 2020. Ces installations
devraient améliorer encore la fiabilité, réduire les temps	d’arrêt prévus, abaisser les coûts unitaires et
permettre à		l’usine d’atteindre des volumes plus élevés. Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de la
compagnie, la cible de production initiale en 2020 pour Kearl était de 240 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à environ 170 000 barils). En raison de la conjoncture commerciale, la compagnie a ajusté ses activités
		d’entretien planifié et de révision, et révisé ses lignes directrices annuelles relativement à
la production brute totale de Kearl, qui est maintenant de 220 000 barils par jour (la part de							l’Impériale se
	9

chiffrant à environ 156 000 barils). En 2020, Kearl a réalisé une production brute totale record pour

l’année

de 222 000 barils par jour (la part de

l’Impériale se chiffrant à 158 000 barils). L’Impériale continue de faire

progresser des initiatives pour que

l’usine soit en mesure de réaliser une production brute totale de

255 000 barils par jour en 2021 (la part de

l’Impériale se chiffrant à environ 181 000 barils). En 2020, la

production brute de bitume à Cold Lake a été affectée par la gestion continue de la vapeur. La compagnie prévoit se concentrer sur le rendement normal à court terme et

s’attend à ce que la production brute

moyenne de bitume à Cold Lake soit

d’environ 130 000 barils par jour en 2021.

Comme décrit plus en détail sous la rubrique 1A, « Facteurs de risque », les risques environnementaux, les réglementations liées au climat ainsi que la COVID-19 pourraient avoir des effets négatifs sur les activités du secteur Amont. Secteur Aval

Le secteur Aval de

l’Impériale sert principalement le marché canadien avec des installations de raffinage, de

commercialisation et de logistique. La compagnie se situe dans une position concurrentielle sous

l’effet des

stratégies commerciales du secteur Aval de

l’Impériale, quelle que soit la conjoncture commerciale. Elles

visent notamment à maintenir un rendement, parmi les meilleures 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

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

428 000 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 elle 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

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 les conditions météorologiques et politiques.

L’intégration complète de la chaîne de valeur de l’Impériale, du

raffinage à la commercialisation, accroît la valeur globale du secteur des carburants.

En 2020, la demande de produits pétroliers a été considérablement affectée par la pandémie de COVID-19 dès le premier semestre. Bien

qu’on ait relevé une certaine embellie au deuxième semestre de 2020, la

demande est demeurée inférieure aux niveaux de 2019. Cet impact sans précédent a également affecté les marges de

l’Impériale.

Comme cela est 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 aux automobilistes par l’intermédiaire de stations-service de marque Esso et Mobil et de distributeurs indépendants. À la fin de 2020, la compagnie comptait plus de 2 400 établissements qui fonctionnaient sous un modèle

d’exploitation de distributeurs de marque pour

lesquels

l’Impériale fournit du carburant à des tiers indépendants qui possèdent et exploitent des

établissements en phase avec les normes de la marque Esso et Mobil.

Produits chimiques

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. En 2020, la

poursuite de

l’augmentation des capacités de l’industrie et les répercussions de la COVID-19 ont nui aux

marges.

L’Impériale conserve un avantage concurrentiel grce au maintien d’une rigueur dans l’excellence

opérationnelle, 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

Au début de

l’année 2020, deux effets perturbateurs importants se sont fait ressentir sur l’équilibre entre

l’offre et la demande de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19

s’est rapidement propagée au Canada et dans le monde, ce qui a fortement ralenti les activités

commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la demande locale et mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec

l’annonce d’une

hausse de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers. Les conditions du marché ont continué à refléter une grande incertitude tout au long de 2020; les activités commerciales et de consommation se sont quelque peu redressées, mais par rapport aux périodes précédentes, elles sont demeurées moins importantes en raison de la pandémie. Malgré les mesures prises par les principaux pays producteurs de pétrole pour réduire

l’offre excédentaire et l’amélioration des conditions du marché du crédit,

qui a permis de fournir suffisamment de liquidités aux entreprises solvables, il est de plus en plus probable que les effets économiques défavorables persisteront, dans une certaine mesure,

jusqu’en 2021.

À la fin de mars, la compagnie a annoncé

qu’el e allait réduire considérablement ses dépenses en

immobilisations et ses dépenses

d’exploitation pour 2020. Les dépenses en immobilisations et frais

d’exploration pour 2020 se sont établies à 874 millions de dollars, ce qui cadre avec les lignes directrices de la compagnie les plus récentes, à savoir 900 millions, et représente moins de la moitié des dépenses de 2019. En 2021, les dépenses en immobilisations devraient

s’élever à environ 1,2 milliard de dollars. De plus,

les dépenses de production et de fabrication pour

l’exercice ont été inférieures de 985 millions de dollars à

celles de

l’exercice précédent. Cette diminution a permis à la compagnie de dépasser de près du double

l’engagement qu’el e avait pris en 2020 de réduire ses dépenses de 500 millions de dollars. Les effets de la COVID-19 et du contexte commercial actuel sur

l’évolution de l’offre et de la demande ont eu

une conséquence négative sur les résultats financiers et opérationnels de

l’Impériale en 2020. Les conditions

du secteur observées en 2020 ont entraîné une baisse des prix obtenus pour les produits de la compagnie et se sont traduites par une diminution marquée du bénéfice et des flux de trésorerie

d’exploitation tout au long

l’année 2020 par rapport à 2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a exploité certains actifs à

taux réduits et ajusté les activités de révision et

d’entretien planifiées au cours du deuxième et du troisième

trimestre afin de réduire les effectifs sur place et

d’établir un meilleur équilibre entre la production et la

demande. Les taux

d’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers ont été réduits

tout au long du deuxième trimestre de 2020, mais une amélioration de la demande de produits a été constatée au cours de la deuxième moitié de

l’année. La durée et la gravité des répercussions de la COVID-

19 sur la demande et le contexte commercial actuel suscitent une grande incertitude, et

l’évolution future de

l’offre et de la demande est intrinsèquement difficile à prévoir. Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements fédéral et provinciaux canadiens ont lancé des plans et des programmes pour appuyer les entreprises et les activités économiques face aux effets perturbateurs de la pandémie de COVID-19. Le gouvernement du Canada a instauré la Subvention salariale d’urgence du Canada (SSUC) dans le cadre de son plan d’intervention économique pour répondre à la COVID-19, et a prolongé la SSUC jusq

u’en juin 2021. La compagnie a reçu des subventions salariales dans

le cadre de ce programme et, si elle y est admissible, elle entend continuer

d’en faire la demande. Par

ailleurs, au quatrième trimestre, le gouvernement de

l’Alberta a promulgué une réduction accélérée du taux

d’imposition des sociétés à 8 % dès le 1er juillet 2020, alors que la loi précédente prévoyait une réduction à 8 % à partir du 1er janvier 2022. Le changement du taux

d’imposition des sociétés n’a pas eu d’incidence

importante sur les états financiers de la compagnie. La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation de la COVID-19 parmi les employés, les entrepreneurs et

l’ensemble de la collectivité,

ainsi que pour poursuivre ses activités

d’exploitation afin de garantir à ses clients un approvisionnement

fiable de produits

puisqu’el e est un fournisseur de services essentiels. La compagnie dispose d’excel ents

plans de continuité des activités, qui ont été déployés dans le but de minimiser les effets de la COVID-19 sur la productivité du personnel.

Chiffres consolidés

en millions de dollars canadiens

2020

2019

2018

Bénéfice (perte) net

(1 857)

2 200

2 314

2020

La perte nette en 2020

s’est établie à 1 857 millions de dollars ou 2,53 dollars par action sur une base diluée,

comparativement à un bénéfice net de 2 200 millions de dollars ou 2,88 dollars par action en 2019. Les résultats de

l’exercice en cours tiennent compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de

1 171 millions de dollars après impôts, liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille

d’actifs non conventionnels, ainsi que de l’incidence favorable d’environ 115 millions

de dollars après impôts, associée à la Subvention salariale

d’urgence du Canada (SSUC), qui comprend la

part proportionnelle de

l’Impériale dans une coentreprise. Les résultats de l’exercice de 2019 tenaient compte

l’incidence favorable de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de

l’Alberta. 2019

Le bénéfice net en 2019

s’est élevé à 2 200 millions de dollars ou 2,88 dollars par action sur une base

diluée, comparativement à un bénéfice net de 2 314 millions de dollars ou 2,86 dollars par action en 2018. Les résultats de 2019 tiennent compte de

l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de

dollars liée à la réduction du taux

d’imposition des sociétés de l’Alberta. 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 % d’ici 2022.

Secteur Amont

en millions de dollars canadiens

2020

2019

2018

Bénéfice (perte) net

(2 318)

1 348

(138)

2020

Le secteur amont a enregistré une perte nette de 2 318 millions de dollars pour

l’année, comparativement à

un bénéfice net de 1 348 millions de dollars en 2019. Les résultats ont subi

l’incidence négative d’une baisse

des prix

d’environ 2 620 millions de dollars, d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de

dollars liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille

d’actifs

non conventionnels, de

l’absence d’un effet favorable de 689 millions de dollars associé à la réduction du

taux

d’imposition des sociétés de l’Alberta en 2019 et d’une baisse des volumes d’environ 130 millions de

dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par la baisse des redevances

d’environ 540 millions

de dollars, des charges

d’exploitation moins élevées d’environ 250 millions de dollars, les effets de change

favorables

d’environ 100 millions de dollars et environ 70 millions de dollars liés à la SSUC reçue par la

compagnie qui comprend la part proportionnelle de

l’Impériale dans une coentreprise.

2019

Le bénéfice net du secteur Amont

s’est établi à 1 348 millions de dollars pour l’exercice, reflétant l’incidence

favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux

d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction

faite de cette incidence, le bénéfice net de 2019

s’est établi à 659 millions de dollars, une hausse de

797 millions de dollars par rapport à une perte nette de 138 millions de dollars en 2018.

L’amélioration des

résultats reflète une augmentation du prix touché pour le pétrole brut

d’environ 1 000 millions de dollars, ainsi

que des volumes supérieurs

d’environ 350 millions de dollars, principalement à Syncrude et à Norman Wells.

Les résultats ont subi

l’incidence négative des redevances plus élevées d’environ 230 millions de dollars, de

l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 190 millions de dollars et d’une baisse des volumes à Cold Lake se chiffrant à environ 120 millions de dollars.

Prix touchés moyens

dollars canadiens

2020

2019

2018

Bitume (le baril)

25,69

50,02

37,56

Pétrole synthétique (le baril)

49,76

74,47

70,66

Pétrole brut classique (le baril)

29,34

51,81

41,84

Liquides de gaz naturel (le baril)

13,85

22,83

38,66

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,90

2,05

2,43

2020

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate

s’est établie à 39,26 dollars américains en 2020, une

baisse par rapport à 57,03 dollars américains le baril en 2019. Le prix moyen du Western Canada Select

s’est

établi en moyenne à 26,87 dollars américains le baril et 44,29 dollars américains le baril pour les mêmes périodes.

L’écart entre WTI et WCS s’est creusé pour s’établir en moyenne à 12 dollars américains le baril en

2020, comparativement à environ 13 dollars américains le baril à la même période en 2019.

Le dollar

canadien valait en moyenne 0,75 dollar américain en 2020, un taux de change demeuré pratiquement inchangé par rapport à 2019. Le prix moyen que

l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué en 2020,

principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché pour le bitume

s’est établi en moyenne à

25,69 dollars le baril, contre 50,02 dollars le baril en 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 49,76 dollars par baril, contre 74,47 dollars par baril en 2019. 2019

La valeur moyenne du pétrole WTI

s’est élevée à 57,03 dollars américains le baril en 2019, une baisse par

rapport à 65,03 dollars américains le baril en 2018. Le cours moyen du pétrole WCS

s’est établi en moyenne

à 44,29 dollars américains et à 38,71 dollars américains respectivement pour les mêmes périodes.

L’écart

entre WTI et WCS

s’est creusé pour s’établir en moyenne à 13 dollars américains le baril en 2019,

comparativement à environ 26 dollars américains le baril pour la même période en 2018. Le dollar canadien atteignait en moyenne 0,75 dollar américain en 2019, soit une baisse de 0,02 dollar américain par rapport à 2018. Le prix moyen, en dollars canadiens, que

l’Impériale a obtenu pour le bitume a augmenté en 2019, soutenu

principalement par une augmentation du WCS et des coûts de diluant plus faibles. Le prix touché pour le bitume

s’est établi en moyenne à 50,02 dollars le baril, en hausse par rapport aux 37,56 dollars le baril

obtenus en 2018. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut synthétique a augmenté par rapport au WTI, cette augmentation étant attribuable principalement au rétrécissement de

l’écart avec le prix brut léger de l’Ouest canadien. Le prix moyen obtenu pour le pétrole

brut synthétique était de 74,47 dollars par baril, soit une augmentation par rapport à 70,66 dollars par baril en 2018.



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

en milliers de barils par jour							2020	2019		2018
	brut		net	brut	net	brut		net
Bitume	290		279	285	254	293		255
Pétrole synthétique (b)	69		68	73	65	62		60
Pétrole brut classique	11		10	14	13	5		5
Total de la production de pétrole brut	370		357	372	332	360		320
LGN mis en vente	2		2	2	1	1		2
Total de la production de pétrole brut et de LGN	372		359	374	333	361		322
Ventes de bitume, diluant compris (c)	401			387		406
Ventes de LGN	2			6		6

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

en millions de pieds cubes par jour							2020	2019		2018
	brut		net	brut	net	brut		net
Production (d) (e)	154		150	145	144	129		126
Production mise en vente (f)			115		108			94
(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. La production nette exclut ces parts.
(b) * Les volumes de production de pétrole synthétique de la compagnie correspondaient à la quote-part du volume de production de la
coentreprise Syncrude.
(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) * La production de gaz naturel comprend les quantités consommées en interne, hormis les quantités réinjectées. (e) 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.
(f)	Comprend les ventes de la quote-part de la compagnie dans la production nette et exclut les quantités consommées en interne.
2020

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl	s’est élevée à 222 000 barils par jour en 2020 (la part
de	l’Impériale se chiffrant à 158 000 barils), soit la production trimestrielle la plus importante dans l’histoire
des actifs, contre 205 000 barils par jour (la part de	l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils) en 2019. La
hausse de la production										s’explique par l’ajout d’installations de concassage supplémentaires en 2020,
partiellement compensée par le fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande grce à
									l’avancement et à la prolongation des activités de révision planifiées.
La production brute moyenne de bitume à Cold Lake
	s’est établie à 132 000 barils par jour en 2020, contre
140 000 barils par jour en 2019. Au cours de 2020, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude
					s’est établie en
moyenne à 69 000 barils par jour, comparativement à 73 000 barils par jour en 2019. 2019

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl	s’est s’est élevée à 205 000 barils par jour en 2019 (la
part de									l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils), contre 206 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 146 000 barils) en 2018.
La production brute de bitume de Cold Lake
		s’est établie en moyenne à 140 000 barils par jour en 2019,
comparativement à 147 000 barils par jour en 2018.
Au cours de 2019, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude
					s’est élevée en
moyenne à 73 000 barils par jour, une hausse par rapport à 62 000 barils par jour en 2018.					L’augmentation
de la production était principalement attribuable au fait	qu’elle n’a pas eu à subir les répercussions d’une
panne											d’électricité, comme en 2018.
	14



					Secteur Aval


en millions de dollars canadiens					2020	2019	2018
Bénéfice (perte) net			553	961			2 366
2020

Le bénéfice net du secteur aval									s’est établi à 553 millions de dollars, comparativement à 961 millions de
dollars en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges						d’environ
710 millions de dollars et par les volumes de ventes	d’environ 290 millions de dollars moins élevés. Ces
éléments ont été compensés par une baisse des dépenses										d’exploitation d’environ 190 millions de dollars,
par une diminution des coûts de révision de 190 millions de dollars principalement liée à la réduction des activités de révision au cours de
									l’exercice et par une amélioration en fiabilité d’environ 180 millions de
dollars, principalement liée à									l’absence de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en
avril 2019. 2019

Le bénéfice net du secteur Aval									s’est établi à 961 millions de dollars, comparativement à 2 366 millions de
dollars en 2018. Cette baisse									s’explique par une contraction des marges, des incidents de fiabilité, dont
l’incident de la tour de fractionnement de Sarnia, les répercussions de l’augmentation des activités de révision planifiée et une diminution des volumes de ventes, qui ont retranché respectivement environ 1 130, 150, 140 et 130 millions de dollars. Ces facteurs ont été en partie annulés par les effets de change favorables d’environ 90 millions de dollars.
					Utilisation de la capacité de raffinage

en milliers de barils par jour (a)					2020	2019	2018
Production totale des raffineries (b)			340	353			392
Capacité de raffinage au 31 décembre			428	423			423
Utilisation de la capacité totale de raffinage (en pourcentage)			80	83			93

Ventes

en milliers de barils par jour (a)					2020	2019	2018
Essence			215	249			255
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur			146	167			183
Mazout lourd			20	21			26
Huiles lubrifiantes et autres produits			40	38			40
Ventes nettes de produits pétroliers			421	475			504
(a) Le volume par jour correspond au volume pour la période, divisé par le nombre de jours civils dans cette période. (b)
* Pétrole brut et charges d’alimentation expédiés directement dans les unités de distillation atmosphérique.
2020

Le débit moyen des raffineries a été de 340 000 barils par jour en 2020, contre 353 000 barils par jour en 2019. Le taux
											d’utilisation de la capacité a été de 80 %, comparativement à 83 % en 2019. La baisse du
débit est attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une baisse des activités de révision des raffineries et des événements affectant la fiabilité, y compris
								l’absence de répercussions liées à l’incident survenu dans la tour de fractionnement de Sarnia en
avril 2019. Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 421 000 barils par jour en 2020, par rapport à 475 000 barils par jour en 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19. 2019

Le débit moyen des raffineries a été de 353 000 barils par jour en 2019, comparativement à 392 000 barils par jour en 2018. Le taux
												d’utilisation de la capacité a été de 83 %, comparativement à 93 % en 2018. La
baisse du débit est principalement attribuable aux répercussions de		l’augmentation des activités de révision
planifiée et de											l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia. Les ventes de produits pétroliers se sont
établies à 475 000 barils par jour en 2019, par rapport à 504 000 barils par jour en 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.

	15



					Produits chimiques


en millions de dollars canadiens				2020	2019	2018
Bénéfice (perte) net		78	108			275

Ventes

en milliers de tonnes				2020	2019	2018
Polymères et produits chimiques de base		574	575			602
Produits intermédiaires et autres		175	157			205
Ventes totales de produits chimiques		749	732			807
2020

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques	s’est établi à 78 millions de dollars en 2020,
comparativement à 108 millions de dollars en 2019, reflétant principalement une contraction des marges. 2019

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le chiffre de 108 millions de dollars en 2019, comparativement à 275 millions de dollars en 2018, principalement en raison de la contraction des marges.


				Comptes non sectoriels et autres


en millions de dollars canadiens				2020	2019	2018
Bénéfice (perte) net				(170)	(217)	(189)
2020 Les comptes non sectoriels ont affiché un solde de 170 millions de dollars en 2020, comparativement à un solde de 217 millions de dollars en 2019. 2019

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 217 millions de dollars en 2019, contre 189 millions de dollars en 2018.

	16

Situation de trésorerie et sources de financement

Sources et affectation des flux de trésorerie

2020

2019

2018

en millions de dollars canadiens

Trésorerie liée aux :

Activités d’exploitation

798

4 429

3 922

Activités d’investissement

(802)

(1 704)

(1 559)

Activités de financement

(943)

(1 995)

(2 570)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

(947)

730

(207)

Trésorerie et équivalents de trésorerie en fin d’exercice

771

1 718

988

La compagnie émet périodiquement de la dette à long terme et maintient un programme de papier commercial. Les fonds auto-générés 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 nouvelles 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. La compagnie a contribué à hauteur de 195 millions de dollars aux régimes de retraite agréés en 2020. 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.

Flux de trésorerie issus

d’activités d’exploitation

2020

Les flux de trésorerie générés par les activités

d’exploitation se sont établis à 798 millions de dollars en 2020,

contre 4 429 millions de dollars en 2019, reflétant principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur amont et les effets défavorables du fonds de roulement. 2019

Les flux de trésorerie générés par les activités

d’exploitation se sont élevés à 4 429 millions de dollars

en 2019, contre 3 922 millions de dollars en 2018, reflétant principalement les effets favorables du fonds de roulement, partiellement compensés par la baisse des bénéfices, à

l’exclusion de l’incidence de la baisse du

taux

d’imposition des sociétés en Alberta.



Flux de trésorerie liés aux activités		d’investissement
2020

Les activités				d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 802 millions de dollars en 2020,
comparativement à 1 704 millions de dollars en 2019, reflétant principalement une diminution des acquisitions d’immobilisations corporelles. 2019

Les activités				d’investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 1 704 millions de dollars en 2019,
comparativement à 1 559 millions de dollars en 2018, reflétant principalement une hausse des acquisitions d’immobilisations corporelles. Flux de trésorerie issus
					d’activités de financement
2020

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 943 millions de dollars en 2020, comparativement à 1 995 millions de dollars en 2019. À la fin de
				l’exercice 2020, le total de la dette s’élevait à 5 184 millions de dollars contre 5 190 millions de
dollars à la fin de 2019.
En réaction à la conjoncture commerciale, la compagnie a contracté, pendant le deuxième trimestre de 2020, une marge de crédit ferme à court terme de 500 millions de dollars
						jusqu’en mai 2021, et une marge de crédit
ferme à court terme de 300 millions de dollars							jusqu’en juin 2021, qui viennent s’ajouter aux marges de crédit
existantes de 500 millions de dollars. La compagnie	n’a pas utilisé ces marges de crédit.
En novembre 2020, la compagnie a repoussé la date
	d’échéance de l’une de ses marges de crédit fermes à
court terme existantes de 250 millions de dollars au mois de novembre 2021. La compagnie								n’a pas utilisé
cette marge de crédit.
La date
			d’échéance de l’autre marge de crédit existante de 250 millions de dollars ne change pas et demeure
novembre 2021. La compagnie									n’a pas utilisé cette marge de crédit.
En 2020, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat
										d’actions, environ 9,8 millions
d’actions pour 274 millions de dollars. En réaction à la conjoncture commerciale, les achats importants dans le cadre du programme
					d’achat d’actions ont été suspendus le 1er avril 2020.
Les dividendes versés en 2020 se sont élevés à 649 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2020 a été de 0,88 dollar, une hausse par rapport à 0,82 dollar en 2019.

2019

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont élevés à 1 995 millions de dollars en 2019, comparativement à 2 570 millions de dollars en 2018. À la fin de
				l’exercice 2019, le total de la dette s’élevait à 5 190 millions de dollars contre 5 180 millions de
dollars à la fin de 2018. En septembre 2019, la compagnie a repoussé la date
	d’échéance du prêt à taux variable en dollars
canadiens que lui a consenti ExxonMobil au 30 juin 2025. Toutes les autres modalités sont demeurées inchangées. En novembre 2019, la société a augmenté la capacité de son prêt à vue renouvelable sans intérêt auprès d’ExxonMobil de 75 millions de dollars à 150 millions de dollars. Ce prêt représente la quote-part d’ExxonMobil dans le fonds de roulement nécessaire pour financer les dispositions prises par l’Impériale au nom
			d’ExxonMobil pour l’achat, la commercialisation, le transport et les contrats de dérivés du pétrole brut et
des diluants. Au 31 décembre 2019, la société avait emprunté 111 millions de dollars en vertu de cette entente.
	18



En novembre 2019, la compagnie a repoussé la date	d’échéance de sa marge de crédit ferme à long terme
existante de 250 millions de dollars au mois de novembre 2021. La compagnie		n’a pas utilisé cette marge de
crédit. En décembre 2019, la compagnie a repoussé la date
	d’échéance de sa marge de crédit ferme à court terme
existante de 250 millions de dollars au mois de décembre 2020. La compagnie		n’a pas utilisé cette marge de
crédit. Au cours de 2019, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 38,7 millions d’actions pour 1 373 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation. Les dividendes versés en 2019 se sont élevés à 631 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2019 a été de 0,82 dollar, une hausse par rapport à 0,70 dollar en 2018.

	19



Solidité financière
Le tableau ci-dessous présente le rapport dettes consolidées/capitaux propres de
		l’Impériale. Les données
démontrent la solvabilité de la société :

pourcentage
Au 31 décembre						2020	2019	2018
Rapport dettes/capitaux (a)		19			18			18
(a) La dette, définie comme la somme des lignes « Billets et emprunts » et « Dette à long terme » (page 37, divisée par le capital, défini
comme la somme de la dette et du « Total des capitaux propres » (page 37).
En 2020, les intérêts sur la dette, avant
			capitalisation des intérêts, s’élevaient à 102 millions de dollars contre
138 millions de dollars en									2019. Le taux d’intérêt effectif moyen sur la dette de la compagnie s’est établi à
2,0 % en 2020, contre 2,7 % en 2019. Quelle que soit la conjoncture com
			merciale, cette santé financière constitue un avantage concurrentiel d’une
importance stratégique permettant à la compagnie d’avoir facilement accès au marché des capitaux et de prendre d’importants engagements à long terme dans le but de maximiser la valeur pour les actionnaires. Engagements

Le tableau qui suit résume les engagements de la compagnie au 31 décembre 2020. Il a été préparé à partir de données tirées du bilan consolidé et de différentes notes aux états financiers consolidés, selon le cas.

																				Paiements exigibles par période
	Appel de					2022	2024			2026 et
en millions de dollars canadiens	note			2021				Total	à 2023	à 2025			au-delà
Dette à long terme à l’exclusion des obligations de location-financement (a)
	15			-		4 447	-	-			4 447
Contrats de location-exploitation et de location-financement (b)
	14			152		174	117			1 080			1 523
Engagements fermes (c)												133		20	-	162		315
Obligations découlant du régime de retraite et des avantages complémentaires de retraite (d)
											5	223		121	127		1 692		2 163
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations (e)
											6	60		175	172		1 267		1 674
Autres contrats d’achat à long terme (f)												786		1 610	1 341		8 380		12 117
(a) La dette à long terme comprend un prêt de 4 447												millions de dollars auprès d’une société affiliée d’ExxonMobil. Les paiements
exigibles par exercice pour le prêt à long terme d’apparentés sont estimés sur la base du droit des apparentés de résilier le prêt avec un préavis par écrit d’au moins 370 jours.
(b) Les engagements minimums au titre des contrats de location-financement et de location-						exploitation, qu’ils soient entamés ou non,
sont indiqués sur une base non actualisée. Les contrats sont principalement associés aux cuves de stockage, aux wagons-citernes, aux navires, aux installations de transport et aux conventions relatives aux services.
(c) Les engagements fermes représentent des obligations de paiement juridiquement contraignantes envers des tiers, au titre desquels
des contrats spécifiant toutes les modalités importantes ont été signés pour				la construction et l’achat d’actifs immobilisés et d’autres
investissements permanents. Dans certains cas où la compagnie signe des contrats nécessitant des engagements pour un cadre de travail, ces engagements ont été inclus dans la mesure où les montants et le calendrier des paiements peuvent être estimés de manière fiable. Les engagements fermes dans des projets d’immobilisations ne sont pas actualisés.
(d) Montant par lequel les obligations au titre des prestations constituées dépassent la juste valeur de		l’actif du régime de retraite et
des avantages complémentaires de retraite à la fin de l’exercice. Les paiements par exercice comprennent les cotisations prévues au régime de retraite par capitalisation en 2021 et les paiements estimatifs de prestations au titre des régimes sans capitalisation de tous les exercices.
(e)	Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations correspondent à la juste valeur des obligations juridiques liées à la restauration des lieux lors de la mise hors service d’immobilisations d’une durée de vie déterminable.
(f)	Les autres contrats d’achat à long terme comprennent les engagements à long terme non résiliables (ou résiliables uniquement en vertu de certaines conditions) 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 collectivité.
Des économies d’impôt non comptabilisées totalisant 36 millions de dollars ne figurent pas dans le tableau des engagements de la compagnie parce que celle-
	ci ne s’attend pas à ce que leur règlement final ait une
incidence sur la trésorerie, étant donné qu’elle a déposé des fonds suffisants auprès de l’Agence du revenu du Canada. Des détails sur ces économies d’impôt non comptabilisées figurent à la note 4 aux états financiers, à la page 50.
	20

Litiges et autres provisions

Comme il est dit dans la note 10 aux états financiers consolidés à la page 62, 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 ailleurs, comme indiqué en note 10,

l’Impériale avait un passif éventuel au 31 décembre 2020

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.

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 frais

d’exploration avant impôt provenant de l’état consolidé des

résultats et de la part de la société 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.

2020

2019

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont (a)

561

1 248

Secteur Aval

251

484

Produits chimiques

Comptes non sectoriels et autres

Total

874

1 814

(a) Frais d’exploration inclus.

En 2020, les dépenses en immobilisations et frais

d’exploration ont totalisé 874 millions de dollars, en baisse

de 940 millions de dollars par rapport à 2019. Au premier trimestre de 2020, en réponse aux défis imposés par la pandémie de COVID-19 et aux baisses des prix des produits de base, la compagnie a révisé ses perspectives de capital, qui sont passées de 1,1 milliard de dollars à 1,2 milliard de dollars (alors

qu’el es

étaient de 1,6 milliard à 1,7 milliard de dollars selon les lignes directrices initiales). Au troisième trimestre de 2020, la compagnie a révisé à nouveau ses perspectives de capital, qui sont passées à environ 900 millions de dollars.

En 2020, les dépenses en immobilisations et frais

d’exploration du secteur Amont ont été de 561 millions de

dollars, contre 1 248 millions de dollars en 2019. Les investissements étaient principalement liés au maintien des activités de la compagnie consacrées à ses actifs in situ et aux sables bitumineux.

En 2020, les dépenses en immobilisations du secteur Aval ont été de 251 millions de dollars, contre 484 millions de dollars en 2019. Les investissements ont été consacrés notamment à

l’amélioration du réseau

de distribution de la compagnie, de même

qu’à des projets de raffinerie visant à améliorer la fiabilité, la

souplesse des charges

d’alimentation, l’efficacité énergétique et le rendement environnemental.

Le total des dépenses en immobilisations et frais

d’exploration devrait se chiffrer à environ 1,2 milliard de

dollars en 2021. Les dépenses réelles pourraient varier en fonction de la progression de chaque projet.

Risques commerciaux et autres incertitudes

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 léger et lourd entre les prix de référence de

l’Amérique du Nord et ceux de l’Ouest canadien se creusent ensemble, 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. Par exemple, l’exposition négative à ces écarts croissants dans le secteur Amont est

plus que compensée par

l’avantage de la baisse des coûts des charges d’alimentation dans le secteur Aval.

À ce jour,

l’Impériale est un consommateur net de gaz naturel utilisé dans les opérations et les raffineries du

secteur Amont. Une baisse de la valeur du gaz naturel réduit les dépenses

d’exploitation de l’Impériale, ce

qui augmente le bénéfice de la compagnie.

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 et du gaz naturel ainsi que ceux des produits pétroliers et chimiques sont généralement libellés en dollars américains. La majeure partie des ventes et des achats de

l’Impériale

est fonction de ces valeurs de référence du secteur qui sont libellées en dollars américains. Comme la compagnie enregistre et déclare ses résultats financiers en dollars canadiens, les fluctuations du taux de change du dollar 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 auto-générés 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 dollar américain est résumée dans le tableau de sensibilité des résultats, qui illustre

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.



			Sensibilité des résultats (a)

en millions de dollars canadiens, après impôts
Variation du prix du baril de pétrole brut de l’ordre de 1 dollar américain		+ (-)	110
Variation de l’écart de prix du baril de pétrole brut léger et lourd de l’ordre de 1 dollar américain (b) + (-)			40
Baisse (hausse) des prix du gaz naturel (par millier de pieds cubes) de l’ordre de 0,10 dollar américain
		+ (-)	9
Variation de la marge de raffinage 2-1-				1 de l’ordre de 1 dollar américain par baril (c)	+ (-)	140
Variation de la marge sur les ventes de polyéthylène, de l’ordre de 0,01 dollar américain la livre		+ (-)	7
Baisse (hausse) de 0,01 dollar de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain		+ (-)	90
(a)	Chaque calcul de sensibilité indique l’incidence sur le bénéfice net de la variation d’un facteur, après impôts et redevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Cette sensibilité a été mise à jour pour traduire les conditions actuelles du marché. Elle peut ne pas s’appliquer de manière proportionnelle aux fluctuations plus importantes.
(b) Les écarts entre les prix du pétrole brut léger et du pétrole brut lourd représentent la différence entre les prix de référence du WTI et
les prix des pétroles bruts légers et lourds dans l’Ouest canadien.
(c) La marge de craquage 2-1-1 est un indicateur de la marge des raffineries généré en convertissant deux barils de pétrole brut en un
baril d’essence et un baril de diesel.
La demande de pétrole brut, de gaz naturel, 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, notamment en raison de répercussions comme celles de la pandémie de COVID-19, auront généralement un effet direct et néfaste sur les résultats financiers de la compagnie. Bien que les niveaux des prix du pétrole brut et du gaz naturel 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 donc la viabilité de ses principaux investissements sur un large éventail de prix futurs. Les marchés mondiaux de l’énergie peuvent connaître de longues périodes pendant lesquel es la conjoncture com
merciale 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, souli
				gne 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 3 pour en savoir plus sur les recettes intersectorielles. La compagnie a recours à un programme de gestion des actifs diligent selon lequel les actifs dont le rendement est décevant sont am
				éliorés pour les amener à un niveau acceptable ou analysés en vue d’une
cession éventuelle. 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 taille de l’entreprise, sa solide situation financière et la nature complémentaire des secteurs Amont, Aval et Produits chimiques 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 à des fins de négociation. Ces contrats ne sont pas comptabilisés selon la comptabilité de couverture. Le risque de crédit associé à la position sur instrument dérivé 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 7, à la page 58. La compagnie maintient un système de contrôle comprenant l’autorisation, la déclaration et la surveil ance des opérations sur des produits dérivés.
	23



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.
				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 40.

Réserves de pétrole et de gaz L’évaluation des réserves de pétrole et de gaz naturel est essentielle pour une gestion efficace des actifs du secteur Amont. Elle 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 détaillée des données sur les puits comme les débits, les pressions des gisements ainsi que les coûts de développement et de production. 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 opérationnelles 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 et installations 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 sur des zones prouvées non forées ou par le biais de puits existants où des dépenses relativement importantes doivent être engagées pour mener à bien l’exploitation. Les réserves prouvées non mises en valeur sont reconnues uniquement si un plan de mise en valeur a été adopté, indiquant
						qu’il est prévu qu’un puits soit foré
					dans un délai de cinq ans, à moins que des circonstances spécifiques ne plaident en faveur d’une période plus longue. Le pourcentage de réserves prouvées mises en valeur a diminué pour s’établir à 75 % des réserves pr
					ouvées totales à la fin de l’exercice 2020, contre 89 % en 2019. 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.

	24



 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 peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des volumes de réserves prouvées estimés précédemment pour les gisements existants en raison de l’évaluation ou de la réévaluation de données existantes sur la géologie, les gisements ou la production, de nouvelles données sur la géologie, les gisements ou la production, ou des variations de la moyenne des prix du pétrole et du gaz naturel au premier jour du mois et/ou des coûts de fi
			n 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 installations et du matériel de production.
À la fin de
		l’exercice 2016, les révisions à la baisse des réserves de bitume prouvées mises en valeur et non
mises en valeur découlaient de la faiblesse des prix. En vertu de la définition des réserves prouvées de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, la totalité des 2,5 milliards de barils de bitume à Kearl et environ 0,2 milliard de barils de bitume à Cold Lake
	n’est plus considérée comme des réserves prouvées.
À la fin de
		l’exercice 2017, 0,3 milliard de barils de bitume supplémentaires à Kearl et à Cold Lake étaient
considérés comme des réserves prouvées en raison de la hausse des prix au cours de				l’exercice.
En raison de
					l’augmentation des prix en 2018, 2,3 milliards de barils de bitume additionnels aux sites de Kearl
ont été considérés comme des réserves prouvées à la fin de						l’exercice 2018.
En 2019, les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume ont été motivées par des mises à jour des plans techniques et de développement à Kearl, ce qui a entraîné une diminution de 0,2 milliard de barils, partiellement compensée par une augmentation de 0,1 milliard de barils à Cold Lake, associée à un changement à la fin
							d’exploitation du gisement attribuable aux prix. Les révisions à la baisse des réserves
prouvées de pétrole synthétique ont été le résultat	d’une augmentation des obligations de redevances à
Syncrude en raison 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 des actifs non classiques de Montney et de Duvernay, et de la cession des biens classiques.

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 Securities and Exchange Commission des États-Unis, les 2,2 milliards de barils de bitume à Kearl et les 0,6 milliard 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 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 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 Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis affecte ses opérations.


	25



Amortissement par unité de production
Le calcul de			l’amortissement proportionnel au nombre d’unités de production constitue une estimation
comptable cruciale qui mesure				l’amortissement de l’actif constitué par le secteur Amont. 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 veiller 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 substantiellement 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 2017 et en 2018,
								l’effet correspondant sur la charge d’amortissement étant négligeable par rapport aux
périodes précédentes. Elle sera également appliquée en 2021, avec une incidence qui devrait être négligeable comparativement à 2020. En 2019 et en 2020, tous les biens immobiliers disposaient de réserves suffisantes aux prix pertinents de la SEC, ce qui a permis une répartition équitable des coûts sur la durée de vie économique des actifs du secteur Amont. 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. 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  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
L’analyse d’évaluation des actifs, les examens de la rentabilité et d’autres processus de contrôle périodique aiden
										t l’Impériale à déterminer si des événements ou des changements aux circonstances indiquent que la
valeur comptable d’un de ses actifs risque d’être perdue. 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 considérableme
		nt, 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 nouvelles découvertes, le développement de gisements connus, les avancées techniques et l’amélioration de l’efficacité. Les activités d’investissement et les
	26



politiques de producti		on 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 et des niveaux de prospérité. Dans la mesure où la durée de vie des principaux actifs de la compagnie est calculée en dizaines d’années, la valeur de ces actifs est principalement basée sur les perspectives à long terme des prix des marchandises, ainsi que des coûts de développement et de production futurs. 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 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. Tandis que les prix à court terme sont sujets à de grandes fluctuations, les perspectives des prix à plus long terme sont davantage stables et utiles pour déterminer les futurs flux de trésorerie. Lorsque l’industrie fait face à une baisse soutenue et importante des prix des marchandises, le jeu de l’offre et de la demande sur le marché peut engendrer des variations du prix à long terme de la compagnie ou des hypothèses de marges qu’elle utilise pour ses décisions en matière d’investissement. Dans la mesure où ces changements aboutissent à une baisse importante de ses fourchettes de prix ou de marges pour le pétrole ou le gaz naturel, la compagnie peut considérer que cette situation, conjointement avec d’autres événements et changements au
			x circonstances, comme les antécédents de pertes d’exploitation, augure une possible
dépréciation pour certains actifs. Dans le secteur Amont, la mesure normalisée des flux de trésorerie nets actualisés incluse dans les « Renseignements supplémentaires su
				r 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. Ces prix, qui représentent une mesure ponctuelle 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, elle estime que cette mesure n’est pas pertinente pour déterminer si des événements ou des changements de circonstances préconisent un test de dépréciation. La compagnie dispose d’un processus solide pour surveiller 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 sur le cycle de planification et de budgétisation de la compagnie. 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. Lors de cette évaluation, ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. Les flux de trésorerie employés dans les évaluations de probabilité de récupération sont basés sur les hypothèses de la compagnie qui sont établies dans le cadre du processus annuel de planification et
				de prise de décisions en matière d’investissement, conformément 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, les taux de change des devises étrangères et les taux d’inflation. 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 estimations de flux de trésorerie pour le test de dépréciation excluent les effets des contrats de dérivés. 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 peut être fondée sur les prix du marché, si un marché actif existe pour le groupe d’actifs, ou peut exiger le recours à des données de niveau 3 et à des hypothèses basées 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 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 nets actualisés. Les données et les hypothèses utilisées dans les modèles de flux de trésorerie nets actualisés
	27



comprennent, entre autres, des estimations des volumes de production futurs, les prix des produits de base (comparables avec la moyenne établie par les experts industriels tiers et les agences gouvernementales), les coûts de forage et de mise en valeur et les taux d’actualisation. Les gisements importants non prouvés font l’objet de tests de dépréciation individuels et les provisions pour moins-value imputées aux coûts capitalisés seraient inscrites sur la base des plans de développement futurs de la compagnie, de la probabilité économique de succès estimée et de la durée pour laquelle 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. En 2020, des événements ou des changements aux circonstances ont indiqué
		qu’il pourrait être impossible
de recouvrer la valeur comptable de certains actifs à long terme de la compagnie. Ces situations se rapportaient principalement au processus annuel
	d’examen et d’approbation du plan d’affaires et stratégique
de la compagnie. Dans le cadre de ce processus, la compagnie a évalué			l’entièreté de son portefeuille, y
compris ses actifs non classiques. Par la suite, la compagnie a annoncé sa décision de ne pas 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 millions de dollars dans les résultats de 2020 du secteur Amont et a ramené la valeur comptable de ces actifs à leur juste valeur. Pour certains autres biens du secteur Amont, les flux de trésorerie non actualisés ont été comparés aux valeurs comptables et aucun autre ajustement
				n’a été nécessaire.
Parmi les facteurs pouvant exposer ultérieurement
	d’autres actifs à une dépréciation on notera les réductions
des perspectives de prix de la compagnie, les variations dans					l’al ocation des capitaux ainsi qu’un rythme
d’augmentation des coûts d’exploitation supérieur à celui des gains d’efficacité ou à celui des augmentations des prix du pétrole et du gaz naturel. Cependant, comme les prix 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.
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 2020, le taux de rendement à long terme prévu pour les actifs du régime a été de 4,5 %, comparativement à des rendements réels de 8,4 % et de 6,9 % au cours des périodes de 10 ans et 20 ans, respectivement, terminées le 31 décembre 2020. 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 des prestations, une réduction de 1 % du taux d’actualisation augmenterait
				l’obligation des prestations du régime d’environ 2,2 milliards 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 85 millions de dollars avant impôt. 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 2020, les charges de retraite ont représenté environ 2 % des charges totales.

Obligations liées à la mise hors service
									d’immobilisations et autres passifs environnementaux
Les obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service								d’immobilisations
d’une durée de vie utile déterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sont aménagées. Initialement, les obligations sont évaluées à leur juste valeur et leur valeur est actualisée. Avec le temps, le montant actualisé de
		l’obligation liée à la mise hors
	28

service

d’immobilisations est ajusté pour tenir compte du changement de sa valeur actuelle, et l’effet en est

reflété dans les charges de production et de fabrication. Comme les paiements pour régler les obligations se font périodiquement et

qu’ils s’étalent sur la durée de vie utile des actifs d’exploitation, qui peut dépasser

25 ans, le taux

d’actualisation n’est rajusté que s’il convient de refléter les changements à long terme des

taux du marché et des perspectives. En 2020, les obligations ont été actualisées au taux de 6 % et la charge de désactualisation a totalisé 82 millions de dollars avant impôts, ce qui est nettement inférieur à 1 % du total des charges de

l’exercice écoulé. L’utilisation d’un taux d’actualisation différent n’aurait pas eu d’incidence

importante sur les résultats financiers publiés par la compagnie.

Aucune obligation liée à la mise hors service

n’est constatée pour les installations dont la durée de vie utile

est indéterminée. Ces obligations deviennent généralement fermes quand les installations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligations peuvent comprendre les frais de sortie

d’actifs et des travaux

supplémentaires

d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois une durée de vie indéterminée basée sur

les plans de poursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut être mesurée, car il est impossible

d’en estimer les dates de règlement. Une provision

est constituée au titre des passifs environnementaux liés à ces immobilisations ainsi

qu’aux immobilisations

qui ne servent pas à la production

lorsqu’il est probable que des obligations ont été contractées et que le

montant peut raisonnablement en être estimé.

Les obligations liées à la mise hors service

d’immobilisations et les autres passifs environnementaux sont

établis en fonction du coût estimatif des travaux

d’ingénierie, compte tenu de la méthode de restauration et

l’ampleur des travaux prévus, selon les prescriptions de la loi, la technologie existante et la vocation

éventuelle des lieux. Comme ces estimations sont propres aux lieux visés, il existe de nombreuses hypothèses sous-jacentes aux obligations liées à la mise hors service

d’immobilisations et à la provision

constituée au titre des autres passifs environnementaux de la compagnie. Bien que ces hypothèses puissent changer, aucune

n’est assez importante prise individuellement pour avoir une incidence notable sur les

résultats financiers publiés par la compagnie.

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 opérationnelle du projet. Les coûts des puits

d’exploration ne répondant pas à ces critères

sont passés en charges. 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 16 aux états financiers consolidés, à la

page 68. 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. 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 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 %. Une réserve financière est constituée pour la différence entre la position prise ou qui devrait être prise dans une déclaration fiscale et le montant constaté dans les états financiers. Les avantages fiscaux non constatés de la compagnie et la description des exercices visés sont résumés dans la note 4 aux états financiers consolidés, à partir de la page 50.



Rapport de gestion sur les contrôles internes des états financiers 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 les états financiers de la compagnie. La direction a procédé à une évaluation de
			l’efficacité des contrôles
internes des états financiers 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 les contrôles internes appliqués aux états financiers de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée étaient efficaces au 31 décembre 2020.

PricewaterhouseCoopers LLP, auditeur indépendant officiellement reconnu, a vérifié
			l’efficacité des contrôles
internes de la compagnie appliqués à ses états financiers au 31 décembre 2020, comme il est précisé dans son rapport inclus dans les présentes.

/s/ Bradley W. Corson B.W. Corson

Président du conseil, président et
chef de la direction
/s/ Daniel E. Lyons D.E. Lyons

Vice-président principal,
Finances et administration, et contrôleur de gestion
(agent comptable principal et agent financier principal)
24 février 2021

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Rapport du cabinet d’experts-comptables inscrit et 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 2020 et 2019 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 2020, ainsi que les 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 2020, 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 2020 et 2019, ainsi que de ses résultats d’exploitation et de ses flux de trésorerie pour chacun des exercices compris dans la période de trois ans close le 31 décembre 2020, 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 2020, 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 f
				inanciers consolidés de la compagnie et le contrôle interne à l’égard de l’information financière, 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 celles-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 probant
	s 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 risqu
					e 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

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avons jugées nécessaires dans les circonstances. Nous estimons que nos audits constituent un fondement raisonnable à nos opinions. 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 détaillés qui donnent une image fidèle des transactions et des cessions d’actifs de la société; ii) fournissent une assurance raisonnable que les transactions sont enregistrées comme il se doit pour préparer les états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus et que les encaissements et décaissements de la s
		ociété 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 société 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 est exposée au 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 Les questions critiques de l’audit communiquées ci-après sont les questions soulevées au cours de l’audit des états financiers consolidés de la période considérée qui ont été ou qui doivent être communiquées au comité d’audit et qui i) sont liées à des comptes ou des informations fournies qui sont significatives par rapport aux états financiers consolidés et ii) pour lesquelles nous avons dû porter des jugements particulièrement difficiles, subj
			ectifs ou complexes. La communication des questions critiques de l’audit ne
modifie en rien notre opinion sur les états financiers consolidés pris dans leur ensemble et, en communiquant les questions critiques de l’audit ci après, nous n’exprimons pas d’opinions distinctes sur celles-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 3 des états financiers consolidés, le solde net des immobilisations corporelles du secteur Amont de la compagnie s’établit à 28 907 M$ au 31 décembre 2020, et la dotation à l’amortissement et à l’épuisement correspondante, pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, s’élève à 3 084 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 détaillée 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 (collectivement, les « spécialistes de la direction »).
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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, 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, et aux hypothèses liées aux coûts de mise en valeur et de production, le cas échéant. 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 natu
	rel. 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. Ces procédures ont aussi consisté, entre autres, à tester l’exhaustivité et l’exactitude des données liées aux coûts de mise en valeur et de production futurs. De plus, elles ont porté sur le caractère raisonnable des hypothèses relatives aux coûts de mise en valeur et de production, compte tenu de la performance passée de la compagnie et de son plan d’affaires et de son plan stratégique, le cas échéant. Montant net de la dépréciation de certaines immobilisations corporelles du secteur Amont Tel qu’il est présenté aux notes 1 et 3 des états financiers consolidés, le solde net des immobilisations corporelles du secteur Amont de la compagnie s’établit à 28 907 M$ au 31 décembre 2020. Lorsque des événements ou des changements de situation indiquent que la valeur comptable d’un actif risque d’être perdue, la direction évalue les flux de trésorerie futurs non actualisés des biens en question pour déterminer la possibilité d’en recouvrer la valeur comptable. Lors de cette évaluation, ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. Ces estimations des flux de trésorerie futurs non actualisés sont fondées sur les hypothèses de la direction concernant l’allocation de capitaux futurs, les prix du pétrole brut et du gaz naturel, y compris les écarts de prix, les volumes de production du secteur Amont, les coûts d’exploitation et de mise en valeur, les taux de change des devises et les taux d’inflation. L’estimation par la direction des volumes de production en amont utilisés pour les flux de trésorerie non actualisés fait appel à des quantités de réserves prouvées et peut inclure des quantités de réserves non prouvées ajustées en fonction du risque. Comme la direction en a fait mention, les estimations des volumes de production du secteur Amont sont effectuées suivant un processus rigoureux bien établi, dirigé par des géoscientifiques et des ingénieurs compétents, secondés par le groupe de gestion des réserves (collectivement, les « spécialistes de la direction
				»). Un groupe d’actifs subit une dépréciation si les flux de
trésorerie futurs estimatifs non actualisés sont inférieurs à la valeur comptable du groupe. Les pertes de valeur correspondent à l’excédent de la valeur comptable de l’actif sur la juste valeur. Les faits suivants ont permis de déterminer que la mise en œuvre des procédures à l’égard de l’évaluation du montant net de la dépréciation de certaines 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 concernant les flux de trésorerie futurs non actualisés, ce qui a donné lieu, de la part de l’auditeur, ii) à l’exercice d’un degré élevé de jugement, de subjectivité et d’effort dans l’exécution des procédures et dans l’évaluation des hypothèses importantes de la
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direction liées aux prix du pétrole brut et du gaz naturel, y compris les écarts de prix, les volumes de production du secteur Amont et les coûts d’exploitation et de mise en valeur, le cas échéant. 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 par la direction du montant net de la dépréciation des immobilisations corporelles du secteur Amont en ce qui concerne les gisements prouvés a été testée. Ces procédures ont consisté, entre autres, i) à tester le processus d’évaluation de la recouvrabilité de la valeur comptable nette des immobilisations corporelles du secteur Amont; ii) à évaluer le caractère approprié des modèles de flux
		de trésorerie non actualisés; ii ) à tester l’exhaustivité et l’exactitude des
données sous-jacentes utilisées dans ces modèles, et iv) à évaluer le caractère raisonnable des hypothèses importantes utilisées par la direction concernant les prix du pétrole brut et du gaz naturel, y compris les écarts de prix, les volumes de production du secteur Amont et les coûts de mise en valeur. Les procédures de mise en œuvre ont aussi compris l’évaluation du caractère raisonnable des hypothèses de la direction liées aux prix futurs du pétrole brut et du gaz naturel, y compris les écarts de prix découlant de la comparaison entre les hypothèses et les données de marché observables. L’évaluation des coûts de mise en valeur comportait l’évaluation du caractère raisonnable des hypothèses, compte tenu de la performance passée de la compagnie et de son plan d’affaires et de son plan stratégique. 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 production du secteur Amont. 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 24 février 2021 Nous agissons en qualité d’auditeurs de la compagnie depuis 1934.


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État consolidé des résultats (PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens
Exercices se terminant le 31 décembre		2020			2019	2018
Produits et autres revenus
Produits (a)		22 284			34 002	34 964
Revenus de placement et d’autres sources (note 9)			104	99		135
Total des produits et des autres revenus		22 388			34 101	35 099

Dépenses
Exploration (note 16)			13	47		19
Achats de pétrole brut et de produits (b)		13 293			20 946	21 541
Production et fabrication (c) (note 12)		5 535			6 520	6 121
Frais de vente et frais généraux (c)			741	900		908
Taxe d’accise fédérale et frais de carburant		1 736			1 808	1 667
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) (notes 3, 12)		3 293			1 598	1 555
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite			121	143		107
Financement (d) (note 13)			64	93		108
Total des dépenses		24 796			32 055	32 026

Bénéfice (perte) avant impôts		(2 408)			2 046	3 073

Impôts sur le bénéfice (note 4)							(551)	(154)	759

Bénéfice (perte) net		(1 857)			2 200	2 314

Informations par action (en dollars canadiens)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire								– résultat de base (note 11)	(2,53)			2,88	2,87
Bénéfice (perte) net par action ordinaire								– résultat dilué (note 11)	(2,53)			2,88	2,86
(a)									Sommes remboursables par des apparentés comprises dans les produits (note 17).	5 107			8 569	6 383
(b) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les achats de pétrole
		2 484			3 305	4 092
									brut et autres produits (note 17).
(c)									Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les dépenses de production et fabrication, et les frais de vente et frais généraux (note 17).
			579	628		566
(d)									Sommes remboursables aux apparentés comprises dans le financement (note 17).	61	98		89

Les notes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
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État consolidé du résultat étendu (PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens
Exercices se terminant le 31 décembre			2020		2019	2018
Bénéfice (perte) net			(1 857)		2 200	2 314

Autres éléments du résultat étendu (perte), après impôts
		Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite
			(excluant l’amortissement)	(212)		(505)	158

		Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite

			inclus dans le coût net des prestations constituées pour la période	134	111		140
Total des autres éléments du résultat étendu (perte)			(78)		(394)	298

Résultat étendu (perte)			(1 935)		1 806	2 612

Les notes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
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Bilan consolidé (PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens
			2020	2019
Au 31 décembre
Actif
Actif à court terme
		Trésorerie	771	1 718
		Comptes débiteurs					– montant net (a) (note 2)	1 919	2 699
		Stocks de pétrole brut et de produits (note 12)	1 161	1 296
		Matières, fournitures et charges payées d’avance	673	616
Total de l’actif à court terme			4 524	6 329
Investissements et créances à long terme (b) (note 2)			781	891
Immobilisations corporelles,
		déduction faite de l’amortissement cumulé et de l’épuisement	32 034	34 203
Écart d’acquisition (note 12)			166	186
Autres éléments d’actif, y compris non matériels – montant net			526	578
Total de l’actif			38 031	42 187

Passif
Passif à court terme
		Billets et emprunts (c) (note 13)	227	229
		Comptes créditeurs et charges à payer (a) (note 12)	3 153	4 260
		Impôts sur le bénéfice à payer			-	106
Total du passif à court terme			3 380	4 595
Dette à long terme (d) (note 15)			4 957	4 961
Autres obligations à long terme								(note 6)	4 100	3 637
Passif d’impôts futurs (note 4)			4 176	4 718
Total du passif			16 613	17 911

Engagements et passif de prévoyance (note 10)

Capitaux propres
Actions ordinaires à la valeur attribuée (e) (note 11)			1 357	1 375
Bénéfices réinvestis			22 050	24 812
Cumul des autres éléments du résultat étendu (perte) (note 18)			(1 989)	(1 911)
Total des capitaux propres			21 418	24 276

Total du passif et des capitaux propres			38 031	42 187
(a)		Les comptes débiteurs					– montant net comprenant des sommes remboursables nettes par des apparentés de 384 millions de
		dollars (1 007 millions de dollars en 2019), (note 17).
(b)		Les investissements et les créances à long terme comprenaient des sommes remboursables par des apparentés de 313 millions de dollars (296 millions de dollars en 2019), (note 17).
(c)		Les billets et emprunts comprenaient des sommes remboursables à des apparentés de 111 millions de dollars (111 millions de dollars en 2019), (note 17).
(d)		La dette à long terme comprenait des sommes remboursables à des apparentés de 4 447 millions de dollars (4 447 millions de dollars en 2019), (note 17).
(e)		Le nombre d’actions ordinaires autorisées et en circulation était respectivement de 1 100 millions et de 734 millions (respectivement 1 100 millions et 744 millions en 2019), (note 11).

Les notes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
Approuvé par le conseil. /s/ Bradley W. Corson B.W. Corson Président du conseil, président et chef de la direction
	/s/ Daniel E. Lyons D.E. Lyons Vice-président principal, Finances et administration, et contrôleur de gestion


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

en millions de dollars canadiens
Au 31 décembre				2020	2019	2018
Actions ordinaires à la valeur attribuée (note 11)
Au début de l’exercice				1 375	1 446	1 536
Achats d’actions à la valeur attribuée		(18)	(71)			(90)
À la fin de l’exercice				1 357	1 375	1 446

Bénéfices réinvestis
Au début de l’exercice				24 812	24 560	24 714
Bénéfice (perte) net de l’exercice				(1 857)	2 200	2 314
Achats d’actions au-dessus de la valeur attribuée				(256)	(1 302)	(1 881)
Dividendes annoncés				(647)	(646)	(587)
Effet cumulatif des modifications comptables (note 2)		(2)	-			-
À la fin de l’exercice				22 050	24 812	24 560

Cumul des autres éléments du résultat étendu (perte) (note 18)
Au début de l’exercice				(1 911)	(1 517)	(1 815)
Autres éléments du résultat étendu (perte)		(78)			(394)	298
À la fin de l’exercice				(1 989)	(1 911)	(1 517)

Capitaux propres en fin d’exercice				21 418	24 276	24 489

Les notes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
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État consolidé des flux de trésorerie (PCGR des États-Unis)

en millions de dollars canadiens
Rentrées (sorties)
Exercices se terminant le 31 décembre		2020				2019	2018
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net		(1 857)				2 200	2 314
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
								Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) (note 3)	3 273				1 598	1 509
								Dépréciation d’actifs incorporels (note 12)	20	-	46
								(Gain) perte à la vente d’actifs (note 9)	(35)		(46)	(54)
								Impôts sur les bénéfices reportés et autres	(521)				(237)	806
Variations de l’actif et du passif d’exploitation :
								Comptes débiteurs	780				(170)	224
								Stocks, matières, fournitures et charges payées d’avance	78	(74)	(338)
								Impôts sur le bénéfice à payer	(106)		41	8
								Comptes créditeurs et charges à payer	(1 087)				1 010	(764)
Autres postes									– montant net (b)	253		107	171
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		798				4 429	3 922

Activités d’investissement
Acquisitions d’immobilisations corporelles		(868)	(1 636)		(1 491)
Produits des ventes d’actifs (note 9)			82	82	59
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions		(16)				(150)	(127)
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement		(802)	(1 704)		(1 559)

Activités de financement
Dette à court terme										– montant net (note 13)	-	36	-
Réduction d’obligations de location-financement (note 15)		(20)		(27)	(27)
Dividendes versés		(649)				(631)	(572)
Actions ordinaires achetées (note 11)		(274)	(1 373)		(1 971)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(943)	(1 995)		(2 570)

Augmentation (diminution) de trésorerie		(947)		730	(207)
Trésorerie au début de l’exercice		1 718		988	1 195
Trésorerie à la fin de l’exercice (a)		771				1 718	988
(a)								La trésorerie est composée de liquidités en banque et d’équivalents de trésorerie au prix coûtant. Les équivalents de trésorerie sont des titres très liquides arrivant à échéance au plus tard trois mois après la date de leur achat.
(b)								Comprenait des cotisations aux régimes enregistrés de retraite.	(195)				(211)	(203)

Impôts sur les bénéfices (payés) recouvrés.		(42)		145	(82)
Intérêts (payés), après capitalisation.		(62)		(91)	(110)

Transaction hors trésorerie En 2019, la compagnie a retiré 570
											millions de dollars d’actifs et de passifs correspondants liés à la révocation par le gouvernement de
l’Ontario de sa loi sur le plafonnement et l’échange. L’impact de cette suppression n’a pas été reflété dans les lignes « Comptes créditeurs et charges à payer » et « Autres postes
												– montant net » de l’état consolidé des flux de trésorerie, car il ne s’agissait pas
d’une opération en espèces. Les notes aux états financiers consolidés font partie intégrante de ces états.
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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’énergie est l’activité principale de la compagnie, 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.

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 2020. Tous les montants sont en dollars 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 sociétés dans lesquelles l’Impériale détient une participation ainsi que la capacité permanente d’en déterminer unilatéralement les stratégies et les politiques

d’exploitation, d’investissement et de financement. Pétrolière Impériale

Ressources Ltée est la seule principale filiale comprise dans les états financiers consolidés et appartient entièrement à la 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 rajustements 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 rajustements 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.

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.

Les « Produits » et les « Comptes débiteurs

– montant net » découlent principalement de contrats avec les

clients. Les créances à long terme proviennent principalement de non-clients. 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, les programmes de fidélisation 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’elle permet de mieux rapprocher les coûts courants et les produits d’exploitation dégagés

pour la période.

Le coût des stocks comprend les dépenses et autres charges, y compris

l’amortissement, engagées

directement ou indirectement pour assurer leur conditionnement actuel et 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 elle 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 un placement similaire 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 opérationnelle 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 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.

L’amortissement des autres actifs commence au moment où l’actif est installé et prêt à servir. Les

actifs en cours de construction ne sont 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’al ocation 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 veiller 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 substantiellement 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 2017 et en 2018,
			l’effet correspondant sur la charge d’amortissement étant négligeable par rapport aux
périodes précédentes. Elle sera également appliquée en 2021, avec une incidence qui devrait être négligeable comparativement à 2020. En 2019 et en 2020, tous les biens immobiliers disposaient de réserves suffisantes aux prix pertinents de la SEC, ce qui a permis 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 valeu	r 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
 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
L’analyse d’évaluation des actifs, les examens de la rentabilité et d’autres processus de contrôle périodique aident l’Impériale à déterminer si des événements ou des changements aux circonstances indiquent que la valeur comptable d’un de ses actifs risque d’être perdue. 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 nouvelles 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 et des niveaux de prospérité. Dans la mesure où la durée de vie des principaux actifs de la compagnie est calculée en dizaines d’années, la valeur de ces actifs est principalement basée sur les perspectives à long terme des prix des marchandises, ainsi que des coûts de développement et de production futurs. 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 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. Tandis que les prix à court terme sont sujets à de grandes fluctuations, les perspectives des prix à plus long terme sont davantage stables et utiles pour déterminer les futurs flux de trésorerie. Lorsque l’industrie fait face à une baisse soutenue et importante des prix des marchandises, le jeu de l’offre et de la demande sur le marché peut engendrer des variations du prix à long terme de la compagnie ou des hypothèses de marges qu’elle utilise pour ses décisions en matière d’investissement. Dans la mesure où ces
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changements aboutissent à une baisse importante de ses fourchettes de prix ou de marges pour le pétrole ou le gaz naturel, la compagnie peut considérer que cette situation, conjointement avec d’autres événements et changements aux circonstances, comme les antécédents de pertes d’exploitation, augure une possible dépréciation pour certains actifs. 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. Ces prix, qui représentent une mesure ponctuelle 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, elle estime que cette mesure n’est pas pertinente pour déterminer si des événements ou des changements de circonstances préconisent un test de dépréciation. La compagnie dispose d’un processus solide pour surveiller 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 sur le cycle de planification et de budgétisation de la compagnie. 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. Lors de cette évaluation, ces actifs sont regroupés au niveau le plus bas auquel ils peuvent générer des flux de trésorerie isolables, qui sont en grande partie indépendants des flux de trésorerie des autres catégories d’actifs. Les flux de trésorerie employés dans les évaluations de probabilité de récupération sont basés sur les hypothèses de la compagnie qui sont établies dans le cadre du processus annuel de planification et de prise de décisions en matière d’investissement, conformément 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, les taux de change des devises étrangères et les taux d’inflation. 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 estimations de flux de trésorerie pour le test de dépréciation excluent les effets des contrats de dérivés. Un groupe d’actifs subit une dépréciation si les flux de trésorerie futurs estimés non actualisés sont inférieurs à la va
			leur 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 peut être fondée sur les prix du marché, si un marché actif existe pour le groupe d’actifs, ou peut exiger le recours à des données de niveau 3 et à des hypothèses basées 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 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 nets actualisés. Les données et les hypothèses utilisées dans les modèles de flux de trésorerie nets actualisés comprennent, entre autres, des estimations des volumes de production futurs, les prix des produits de base (comparables avec la moyenne établie par les experts industriels tiers et les agences gouvernementales), les coûts de forage et de mise en valeur et les taux d’actualisation. Les gisements importants non prouvés font l’objet de tests de dépréciation individuels et les provisions pour moins-value imputées aux coûts capitalisés seraient inscrites sur la base des plans de développement futurs de la compagnie, de la probabilité économique de succès estimée et de la durée pour laquelle 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 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. Les pertes sur les biens vendus sont comptabilisées
		lorsqu’el es sont encourues ou lorsque les biens sont retenus pour leur vente et que la juste
valeur marchande de ces biens est inférieure à leur valeur comptable.

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Les gains et les pertes à la vente

d’actifs sont inscrits au poste « Revenus de placement et d’autres

sources », dans

l’état consolidé des résultats.

Capitalisation des intérêts

Les intérêts débiteurs engagés pour financer les dépenses au cours de la phase de construction de projets sont capitalisés dans les immobilisations corporelles et sont amortis au cours de la durée de vie des éléments d’actif connexes. La phase de construction du projet commence par la conception technique détaillée et s’achève quand l’immobilisation corporelle en question est prête à remplir sa vocation. Contrats de location

Dans les situations où les actifs sont loués, 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. Les actifs loués pour pratiquement toute leur durée de vie utile 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. Pour un complément d’information, voir la note 14 aux états

financiers consolidés, à la page 66.

Écart

d’acquisition et autres actifs incorporels

L’écart d’acquisition n’est pas amorti, mais est soumis à un test de dépréciation au moins une fois l’an, ou plus souvent si des faits ou des circonstances indiquent que

l’actif pourrait avoir subi une perte de valeur. Les

pertes de valeur sont constatées dans les résultats de

l’exercice. L’évaluation de la perte de valeur d’un écart

d’acquisition se fonde sur une comparaison entre la valeur comptable de l’écart d’acquisition et des actifs d’exploitation connexes et la valeur actualisée estimative des flux de trésorerie nets découlant de ces actifs d’exploitation. Les actifs incorporels

d’une durée de vie utile déterminable sont amortis sur leur durée de vie estimative. Les

frais de développement de logiciels sont amortis sur une période maximale de 15 ans et les listes de clients, sur une période maximale de 10 ans. La dotation à

l’amortissement est comptabilisée au poste

« Amortissement et épuisement » dans

l’état consolidé des résultats.

Obligations liées à la mise hors service

d’immobilisations et autres passifs environnementaux

Les obligations juridiques liées à la restauration des lieux découlant de la mise hors service

d’immobilisations

d’une durée de vie utile déterminable sont constatées au moment où elles sont contractées, soit en général au moment où les immobilisations sont aménagées. Ces obligations se rapportent principalement aux frais d’assainissement et de restauration des sols et aux frais d’abandon et de démolition des puits de pétrole et de gaz et des installations connexes. La compagnie fait des estimations, 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 sans risque ajustés en fonction de la qualité du crédit et les taux

d’inflation. Initialement,

les obligations sont évaluées à leur juste valeur et leur valeur est actualisée. Un montant correspondant à l’obligation initiale est ajouté aux coûts capitalisés de l’actif en question. Avec le temps, le montant actualisé de

l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations est ajusté de manière à rendre compte de la

variation de sa valeur actualisée, et les coûts capitalisés initialement sont amortis sur la durée de vie utile des immobilisations en question.

Aucune obligation liée à la mise hors service

n’est constatée pour les installations de fabrication, de

distribution, de commercialisation et

d’administration dont la durée de vie utile est indéterminée. Ces

obligations deviennent généralement fermes quand les installations sont fermées définitivement et démontées. Ces obligations peuvent comprendre les frais de sortie

d’actifs et des travaux supplémentaires

d’assainissement des sols. Ces sites ont toutefois une durée de vie indéterminée basée sur les plans de poursuite des activités et, par conséquent, la juste valeur des obligations juridiques conditionnelles ne peut être mesurée, car il est impossible

d’en estimer les dates de règlement. Une provision est constituée au titre

des passifs environnementaux liés à ces immobilisations

lorsqu’il est probable que des obligations ont été

contractées et que le montant peut raisonnablement en être estimé. Les provisions pour passifs environnementaux sont établies à partir du coût estimatif des travaux

d’ingénierie, compte tenu de la



méthode envisagée et de		l’ampleur des travaux de restauration prévus, conformément aux exigences
réglementaires, de la technologie existante et de la vocation éventuelle des lieux. 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 libellés 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.

Rémunération à base
		d’actions
La compagnie attribue à certains employés une rémunération à base			d’actions sous la forme d’unités
d’actions non acquises. La charge de rémunération est mesurée à chaque période de déclaration en fonction du cours actuel de
				l’action de la compagnie et est portée au poste « Frais de vente et frais généraux » dans
l’état consolidé des résultats sur la période d’acquisition de chaque attribution. Pour un complément d’information, voir la note 8 aux états financiers consolidés, à la page 60.
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2. Modifications comptables
À compter du 1er janvier 2020, la compagnie a adopté la norme du Financial Accounting Standards Board intitulée Financial Instruments
		– Credit Losses (Topic 326), comme modifiée. Cette norme exige qu’une
provision pour moins-value soit comptabilisée pour les pertes sur créance de certains actifs financiers, qui reflète les pertes de crédit courantes attendues sur la durée de vie contractuelle de
			l’actif. La provision pour
moins-value tient compte du risque de perte, même	s’il est négligeable, et tient compte des événements
antérieurs, de la conjoncture et de prévisions raisonnables et justifiables. La norme exige				l’utilisation de cette
méthodologie relative aux pertes attendues pour les créances clients, certains autres actifs financiers et les risques de crédit hors bilan.
		L’ajustement au titre de l’effet cumulatif lié à l’adoption de cette norme a réduit de
2 millions de dollars les « bénéfices réinvestis » dans les capitaux propres.
La compagnie est exposée à des pertes de crédit principalement en raison de la vente de produits pétroliers, de pétrole brut, de liquides de gaz naturel et de gaz naturel, ainsi que des prêts aux sociétés dont elle est actionnaire et des créances de coentreprises. La capacité de paiement
					d’une contrepartie est évaluée au
moyen						d’un processus d’analyse du crédit qui tient compte des modalités de paiement, de la cote de crédit
établie de la contrepartie ou de		l’évaluation, par la compagnie, de la solvabilité de ladite contrepartie, des
modalités du contrat et							d’autres risques. L’entreprise peut exiger un paiement anticipé ou une garantie pour
atténuer certains risques de crédit.
La compagnie regroupe les actifs financiers dans des portefeuilles aux caractéristiques de risque similaires afin de déterminer la provision pour pertes sur créance et
	d’évaluer si un changement important sur le plan
du risque de pertes sur créance		s’est produit. Parmi les facteurs quantitatifs et qualitatifs pris en compte, il y a
les données financières historiques, la situation actuelle, les risques sectoriel et national, les cotes de crédit actuelles et la qualité des garanties de tiers obtenues de la contrepartie. Les actifs financiers sont radiés en totalité ou en partie quand les efforts concrets de recouvrement sont épuisés et
			qu’il n’y a plus d’attente
raisonnable de recouvrement. Les recouvrements subséquents de sommes antérieurement radiées sont comptabilisés dans le bénéfice. La compagnie gère les portefeuilles de créances en utilisant les soldes en souffrance comme indicateur clé de la qualité du crédit.

La compagnie comptabilise une provision pour pertes de crédit pour les risques de crédit hors bilan comme un passif dans le bilan, distinct de la provision pour pertes de crédit liées aux actifs financiers comptabilisés. Ces risques peuvent comprendre des prêts non consolidés aux sociétés dont elle est actionnaire et des garanties financières que la compagnie ne peut annuler unilatéralement.

Au 31 décembre 2020,
							l’évaluation des actifs financiers de la compagnie selon la norme Financial
Instruments								– Credit Losses (Topic 326), comme modifiée, comprenait 1 437 millions de dollars de comptes
débiteurs, déduction faite des provisions de 4 millions de dollars, des investissements et des créances à long terme de 323 millions de dollars. La compagnie a déterminé
									qu’à l’heure actuelle, aucune provision n’est
requise pour les investissements et les créances à long terme. Il									n’y a actuellement aucune exposition au
risque de crédit hors bilan.

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3. Secteurs		d’activité
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 desquelles 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 sectorielles sont identiques à celles qui sont décrites
dans								l’exposé 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.
	48


	Secteur Amont	Secteur Aval	Produits chimiques
en millions de dollars canadiens	2020			2019	2018	2020		2019	2018	2020				2019	2018
Produits et autres revenus
Produits (a)	6 263			9 479	8 525	15 178		23 591 25 200	843				932	1 239
Ventes intersectorielles	2 527			3 763	2 634	1 480		1 597	1 542	165				229	279
Revenus de placement et d’autres sources (note 9)	7			17	11	78		47	95	-				-	-
	8 797	13 259				11 170	16 736		25 235 26 837	1 008				1 161	1 518
Dépenses
Exploration (note 16)	13			47	19	-		-	-	-				-	-
Achats de pétrole brut et de produits	4 834			6 528	5 833	12 047		19 332 19 326	579				667	831
Production et fabrication (note 12)	3 852			4 440	4 305	1 468		1 829	1 606	215				251	210
Frais de vente et frais généraux	-			-	-	619		774	773	92				86	87
Taxe d’accise fédérale et frais de carburant	-			-	-	1 736		1 808	1 667	-				-	-
Dépréciation et épuisement (b) (note 12)	3 084			1 374	1 278	166		186	242	19				16	14
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite
	-			-	-	-		-	-	-				-	-
Financement (note 13)	3			3	1	-		-	2	-				-	-
Total des dépenses	11 786	12 392				11 436	16 036		23 929 23 616	905				1 020	1 142
Bénéfice (perte) avant impôts	(2 989)			867	(266)	700		1 306	3 221	103				141	376
Charge (économie) d’impôts (c) (note 4)	(671)			(481)	(128)	147		345	855	25				33	101
Bénéfice (perte) net	(2 318)			1 348	(138)	553		961	2 366	78				108	275
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	286			2 423	916	470		1 965	2 749	114				172	354
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration (d)
	561			1 248	991	251		484	383	21				34	25
Immobilisations corporelles
Coût	47 693	47 050				46 435	6 321		6 123	5 900	975				954	916
Amortissement cumulé et épuisement								(18 786) (15 889) (15 050)	(3 962)			(3 830) (3 763)	(699)				(680)	(662)
Immobilisations corporelles, montant net (e)	28 907	31 161				31 385	2 359		2 293	2 137	276				274	254
Total de l’actif (f) (g)	31 835	34 554				34 829	4 554		5 179	5 119	408				416	438

								Comptes non sectoriels	Éliminations	Chiffres consolidés
	et autres	en millions de dollars canadiens
	2020			2019	2018	2020		2019	2018	2020				2019	2018
Produits et autres revenus
Produits (a)	-			-	-	-		-	-	22 284				34 002	34 964
Ventes intersectorielles	-			-	-	(4 172)		(5 589) (4 455)	-				-	-
Revenus de placement et d’autres sources (note 9)	19			35	29	-		-	-	104				99	135
	19			35	29	(4 172)		(5 589) (4 455)	22 388				34 101	35 099
Dépenses
Exploration (note 16)	-			-	-	-		-	-	13				47	19
Achats de pétrole brut et de produits	-			-	-	(4 167)		(5 581) (4 449)	13 293				20 946	21 541
Production et fabrication (note 12)	-			-	-	-		-	-	5 535				6 520	6 121
Frais de vente et frais généraux	35			48	54	(5)		(8)	(6)	741				900	908
Taxe d’accise fédérale et frais de carburant	-			-	-	-		-	-	1 736				1 808	1 667
Dépréciation et épuisement (b) (note 12)	24			22	21	-		-	-	3 293				1 598	1 555
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite
	121			143	107	-		-	-	121				143	107
Financement (note 13)	61			90	105	-		-	-	64				93	108
Total des dépenses	241			303	287	(4 172)		(5 589) (4 455)	24 796				32 055	32 026
Bénéfice (perte) avant impôts	(222)			(268)	(258)	-		-	-	(2 408)				2 046	3 073
Charge (économie) d’impôts (c) (note 4)	(52)			(51)	(69)	-		-	-	(551)				(154)	759
Bénéfice (perte) net	(170)			(217)	(189)	-		-	-	(1 857)				2 200	2 314
Flux de trésorerie										liés aux activités d’exploitation	(64)		(124)	(116)	(8)			(7)	19	798	4 429	3 922
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration (d)	41			48	28	-		-	-	874				1 814	1 427
Immobilisations corporelles
Coût	782			741	693	-		-	-	55 771				54 868	53 944
Amortissement cumulé et épuisement	(290)			(266)	(244)	-		-	-	(23 737) (20 665) (19 719)
Immobilisations corporelles, montant net (e)	492			475	449	-		-	-	32 034				34 203	34 225
Total de l’actif (f) (g)	1 632			2 536	1 548	(398)		(498)	(478)	38 031				42 187	41 456
	49


(a) Comprend des ventes à destination des États-Unis de 4 614 millions de dollars (7 190 millions de dollars en 2019, 6 661 millions de
dollars en 2018). Des ventes à destination des États-		Unis ont été enregistrées dans tous les secteurs d’activité, mais surtout dans
celui du secteur Amont.
(b) Les résultats de			2020 du secteur Amont tiennent compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 531 millions de dollars
avant impôts, liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non classiques. En 2018, le secteur Aval comprenait une charge de dépréciation hors trésorerie de 46 millions de dollars, avant impôts, liée à l’abrogation par le gouvernement de l’Ontario de sa loi sur le plafonnement et l’échange.
(c) Les résultats sectoriels en 2019 comprennent un effet favorable largement hors trésorerie de 662 millions de dollars associé à la
baisse du taux d’imposition des sociétés en Alberta, l’effet le plus important se faisant sentir dans le secteur Amont.
(d)	Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration comprennent les frais d’exploration, les ajouts aux immobilisations corporelles, les ajouts aux contrats de location-acquisition, les investissements additionnels et les acquisitions. Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration excluent l’achat de crédits de carbone.
(e) Comprend des immobilisations corporelles en cours de construction de 1 874 millions de dollars (2 149 millions de dollars en 2019,
1 553 millions de dollars en 2018).
(f)	À compter du 1er janvier			2019, l’Impériale a adopté la norme du Financial Accounting Standards Board intitulée Leases (Topic 842)
et ses versions successives. Au 31 décembre				2020, le total de l’actif comprend des biens loués en vertu de contrats de location-
exploitation d’une valeur de 188 millions de dollars (260 millions de dollars en 2019). Le choix a été fait de ne pas retraiter les exercices antérieurs. Pour plus de détails, voir la note 14.
(g) En 2019, la société a retiré 570					millions de dollars de l’actif total et du passif correspondant du secteur Aval liés à la révocation par
le gouvernement de l’Ontario de sa loi sur le plafonnement et l’échange.
4. Impôts sur le bénéfice


								en millions de dollars canadiens									2020	2019	2018
Charge (économie) d’impôts exigibles (a)						(27)	140			(14)
Passif (économie) d’impôts futurs (a)								(524)	(294)	773
Total de la charge (économie) d’impôts sur les bénéfices (a)								(551)	(154)	759
Taux d’imposition des sociétés prévu par la loi (en pourcentage)								25,0	26,0	26,9
Augmentation (diminution) découlant des éléments suivants :
											Variation du taux d’imposition en vigueur (a)	0,1			(31,9)	-
											Autre (b)	(2,2)	(1,6)	(2,2)
Taux d’imposition effectif								22,9	(7,5)	24,7
(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	% d’ici 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 ajustements, aux réévaluations et aux cessions des années précédentes.
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 :
en millions de dollars canadiens								2020	2019	2018
Dépréciation et amortissement								5 319	5 164	5 726
Forages fructueux et achats de terrains						363	750			856
Prestations de retraite et avantages sociaux								(534)	(469)	(336)
Restauration des lieux								(403)	(336)	(381)
Intérêts capitalisés						120	117			121
Évaluation des stocks selon la méthode DEPS								(150)	(276)	(107)
Reports de perte fiscale								(460)	(141)	(658)
Autres								(154)	(161)	(150)
Passif d’impôts futurs – Montant net								4 101	4 648	5 071
	50

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 millions de dollars canadiens

2020

2019

2018

Solde au 1er janvier

Ajouts au titre de la position fiscale de l’exercice en cours

Ajouts au titre de positions fiscales d’exercices antérieurs

Réductions au titre de positions fiscales d’exercices antérieurs

(2)

Règlements avec les autorités fiscales

(1)

(2)

(49)

Solde au 31 décembre

Les soldes des économies

d’impôt non comptabilisées illustrés 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 2020, 2019 et 2018 n’ont

pas eu

d’incidence importante sur le bénéfice net et les flux de trésorerie de la compagnie. Les déclarations

de 2016 à 2020 de la compagnie sont sujettes à examen par les autorités fiscales. Les déclarations fiscales de 2007 à 2015 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 2021. 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.

5. 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 de répartition des prestations qui tient compte des états de service des employés à ce jour et du niveau actuel des salaires ainsi que de la projection des salaires

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 constituées et les actifs du régime liés aux régimes à prestations déterminées sont calculés au 31 décembre.

					Avantages
			Prestations de			complémentaires
			retraite		de retraite
			2020				2019	2020		2019
Hypothèses retenues pour déterminer l’obligation au titre des prestations constituées


au 31 décembre (en pourcentage)
										Taux actualisé	2,50	3,10	2,50	3,10
										Augmentation de la rémunération à long terme	4,00	4,50	4,00	4,50

en millions de dollars canadiens
Variation de l’obligation au titre des prestations projetées
Obligation au titre des prestations projetées au 1er janvier		9 786				8 359			693		582
Coût des services actuels		305		228					24		16
Intérêts débiteurs		308		324					24		20
Pertes (gains) actuariels (a)		811				1 053			152		99
Modifications			-	283					-		-
Prestations versées (b)		(494)				(461)			(20)		(24)
Obligation au titre des prestations projetées au 31 décembre		10 716				9 786			873		693

Obligation au titre des prestations constituées au 31 décembre		9 619				8 814
(a)										Les pertes actuarielles découlent principalement d’une diminution de 3,10 % à 2,50 % du taux d’actualisation en fin d’exercice, partiellement compensée par une baisse de l’hypothèse d’augmentation de la rémunération à long terme, qui est passée de 4,50 % à 4,00 %.
(b)										Prestations versées au titre des régimes capitalisés et non capitalisés.
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 5,66 % en 2021 et diminuent progressivement
				jusqu’à 3,57 % en 2040 et
au-delà.

					Avantages
		Prestations de				complémentaires
		retraite					de retraite
en millions de dollars canadiens	2020		2019		2020		2019
Variation de l’actif des régimes
Juste valeur au 1er janvier	8 599		7 691
Rendement (perte) réel de l’actif des régimes	1 073		1 114
Cotisations de la compagnie		195	211
Prestations versées (a)		(441)	(417)
Juste valeur au 31 décembre	9 426		8 599

Excédent (insuffisance) de l’actif par rapport à l’obligation

au titre des prestations projetées au 31 décembre
Régimes capitalisés		(641)	(590)
Régimes non capitalisés		(649)	(597)						(873)		(693)
Total (b)	(1 290)		(1 187)						(873)		(693)
(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
	52


actuarielle indépendante. Conformément à la recommandation officielle relative à la comptabilisation des régimes à prestations déterminées et des avantages complémentaires de retraite,
		l’état sous-capitalisé des
avantages complémentaires de retraite a été comptabilisé comme 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.
	53



						Avantages
		Prestations de			complémentaires
		retraite		de retraite
en millions de dollars canadiens	2020						2019	2020		2019
Les montants comptabilisés au bilan consolidé sont constitués de ce qui suit :


									Passif à court terme	(27)	(27)			(31)			(31)
									Autres obligations à long terme	(1 263)						(1 160)				(842)	(662)
Total comptabilisé	(1 290)						(1 187)				(873)		(693)

Les montants comptabilisés dans le cumul des autres
éléments du résultat étendu sont constitués de ce qui suit :
									Pertes (gains) actuariels	– Montant net	2 232						2 256			272		133
									Coût des services passés	269	283		-			-
Total comptabilisé dans le cumul des autres
éléments du résultat étendu, avant impôts	2 501						2 539	272			133
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 2020, le taux de rendement à long terme prévu qui a
servi au calcul des charges de retraite a été de 4,5 % contre des rendements réels de 8,4 % et de 6,9 % au cours des périodes de 10 ans et 20 ans respectivement, terminées le 31 décembre 2020.
													Avantages complémentaires

	Prestations de retraite			de retraite
	2020	2019	2018	2020	2019			2018
Hypothèses retenues pour déterminer le coût net
au titre des prestations des exercices clos le 31 décembre (en pourcentage)

									Taux actualisé	3,10	3,90	3,40	3,10	3,90			3,40
									Rendement à long terme de l’actif des régimes	4,50	4,50	5,00	-	-			-
									Augmentation de la rémunération à long terme	4,50	4,50	4,50	4,50	4,50			4,50

en millions de dollars canadiens
Composantes du coût net des prestations constituées
Coût des services actuels	305	228	239	24	16			17
Intérêts débiteurs	308	324	302	24	20			22
Rendement prévu de l’actif des régimes	(391)	(349)	(402)	-	-			-
Amortissement du coût des services passés	14	-	4	-	-			-
Amortissement des pertes (gains) actuariels	153	149	175	13	(1)			6
Coût net des prestations constituées de l’exercice	389	352	318	61	35			45

Montants comptabilisés dans le cumul des
									autres éléments du résultat étendu
Pertes (gains) actuariels										– Montant net	129	288	(116)	152	99			(101)
Amortissement des pertes (gains) nets actuariels inclus dans
									le coût net des prestations constituées de l’exercice	(153)	(149)	(175)	(13)	1			(6)
Coût des services passés												-	283	-	-	-			-
Amortissement du coût des services passés inclus dans le
									coût net des prestations constituées de l’exercice	(14)	-	(4)	-	-			-
Total comptabilisé dans le cumul des autres éléments du résultat étendu
	(38)	422	(295)	139	100			(107)

Total comptabilisé dans le coût net des prestations constituées de l’exercice et

									autres éléments du résultat étendu, avant impôts	351	774	23	200	135			(62)
	54


Le coût des régimes à cotisations déterminées, principalement le régime		d’épargne des employés, s’est élevé
à 47 millions de dollars en 2020 (43 millions de dollars en 2019, 41 millions de dollars en 2018).
Le tableau ci-dessous présente le sommaire de la variation du cumul des autres éléments du résultat étendu :


		Total des obligations découlant du
			régime de retraite et des avantages
					complémentaires de retraite
en millions de dollars canadiens		2020				2019	2018
(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu, avant impôts		(101)				(522)	402
(Déduit des) ajouté aux impôts futurs (note 18)					23	128				(104)
(Imputé) crédité au cumul des autres éléments du résultat étendu, après impôts					(78)	(394)	298
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 diverses catégories									d’actif et une large diversification visant à
réduire le risque sur										l’ensemble du portefeuille. En accord avec la nature à long terme du passif, la
compagnie investit principalement dans des fonds internationaux									d’actions indexés sur la capitalisation
boursière pondérée et dans des obligations canadiennes indexées pour diversifier les risques tout en réduisant les coûts. Le solde des actifs du plan est investi principalement dans des titres de créance de sociétés de première qualité et gouvernementaux. Des études sont effectuées périodiquement pour déterminer la répartition de
											l’actif souhaitée. La répartition cible de l’actif pour le volet actions est de 30 %. La
répartition cible pour le volet titres de créance est de 67 %. Le solde de 3 % est investi dans des partenariats de capital de risque qui poursuivent une stratégie
	d’investissement dans de nouvelles entreprises
américaines et internationales.
Le tableau ci-dessous donne la juste valeur des actifs du régime de retraite pour
					l’exercice 2020, y compris le
niveau au sein de la hiérarchie de juste valeur :
													Évaluation de la juste valeur au 31 décembre 2020 selon :
			Valeur nette
en millions de dollars canadiens												Total	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	des actifs
Catégorie d’actif
				Actions
				Canadiennes								222					222
				Internationales								2 690					2 690
Titres de créance canadiens
				Sociétés								1 426					1 426
				Gouvernements								4 825					4 825
				Adossés à des actifs				-									-
Partenariats de capital de risque												214					214
Trésorerie								49					41				8
Total des actifs du régime à la juste valeur
												9 426	41				9 385
	55


							Le tableau ci-dessous donne la juste valeur des actifs du	régime de retraite pour l’exercice 2019, y
compris le niveau au sein de la hiérarchie de juste valeur :

				Évaluation de la juste valeur au 31 décembre 2019 selon :
					Valeur nette
en millions de dollars canadiens		Total	Niveau 1					Niveau 2	Niveau 3	des actifs
Catégorie d’actif
									Actions
									Canadiennes	210			210
									Internationales	2 449		2 449
Titres de créance canadiens
									Sociétés	1 379		1 379
									Gouvernements	4 299		4 299
									Adossés à des actifs	1			1
Partenariats de capital de risque			204							204
Trésorerie			57	40						17
Total des actifs du régime à la juste valeur		8 599		40				8 559

								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 millions de dollars canadiens							2020			2019
Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des
prestations projetées est supérieure à l’actif du régime : (a)
									Obligation au titre des prestations constituées	1 034	942
									Juste valeur de l’actif des régimes	954	870
									Obligation au titre des prestations constituées, déduction faite de la juste valeur de l’actif du régime
							80			72

Régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des
prestations projetées est supérieure à l’actif du régime :
									Obligation au titre des prestations projetées	10 067	9 189
									Juste valeur de l’actif des régimes	9 426	8 599
									Obligation au titre des prestations projetées, déduction faite de la juste valeur de l’actif du régime

							641			590

Régimes non capitalisés couverts par les réserves comptables :
									Obligation au titre des prestations projetées	649	597
									Obligation au titre des prestations constituées	565	536
(a)									Les montants indiqués pour les régimes de retraite capitalisés dont l’obligation au titre des prestations constituées est supérieure à l’actif du régime représentent la part proportionnelle de la compagnie dans un régime de retraite financé par une coentreprise. Pour le régime financé par la compagnie, la juste valeur des actifs du régime a dépassé l’obligation au titre des prestations constituées en 2020 et 2019.

								Flux de trésorerie Pour les exercices ci-dessous, les prestations à verser suivantes sont prévues :
								Avantages
					complémentaires
en millions de dollars canadiens						Prestations de retraite				de retraite
2021							460			31
2022							460			32
2023							465			32
2024							465			33
2025							465			34
2026									– 2030	2 325	175

Pour l’exercice 2021, la compagnie compte cotiser environ 164 millions de dollars en espèces à ses régimes de retraite.
	56


6. Autres obligations à long terme

				en millions de dollars canadiens						2020	2019
Avantages de retraite (a) (note 5)		2 105	1 822
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et autres passifs environnementaux (b) (c)		1 676	1 388
Passif au titre de la rémunération à base d’actions (note 8)		45	65
Passif au titre des contrats de location-exploitation (note 14)		95	143
Autres obligations		179	219
Total des autres obligations à long terme		4 100	3 637
					Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite des employés comprennent aussi 58 millions de dollars à titre de passif à court terme (58 millions de dollars en 2019).
(a)
(b)					Les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les autres passifs environnementaux comprenaient aussi 100 millions de dollars comptabilisés à titre de passif à court terme (124 millions de dollars en 2019).
(c)					En	2020, les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations ont été actualisées au taux de 6 % (6 % en 2019).
					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 millions de dollars canadiens	2020			2019			2018
					Solde au 1er janvier	1 400			1 417	1 397
					Ajouts (déductions)	265	(23)	(5)
					Charge de désactualisation	82	80	85
					Règlement	(73)	(74)	(60)
					Solde au 31 décembre	1 674			1 400	1 417

	57


7. Produits dérivés et instruments financiers
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 2020 et 31 décembre 2019, la juste valeur de la dette à long terme (4 447 millions de dollars, excluant les obligations de location-financement) était principalement une mesure de niveau 2.

Produits dérivés

La taille de				l’entreprise, sa solide situation financière et la nature complémentaire des secteurs Amont, Aval et
Produits chimiques 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 utilise des contrats sur marchandises, y compris des produits dérivés, pour gérer le risque lié au cours des matières premières. 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 instrument dérivé 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 surveillance des opérations sur des produits
dérivés.
Au 31 décembre, la position acheteur/(vendeur) nette notionnelle des produits dérivés était la suivante :



Au 31 décembre								2020			2019
Pétrole brut (barils)								(800 000)			(590 000)
Produits (barils)								(390 000)							-


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 millions de dollars canadiens					2020	2019		2018
Revenus							(13)	(3)							6
Achats de pétrole brut et de produits							(21)	(7)			(24)
Total							(34)	(10)			(18)



La juste valeur estimative des produits dérivés ainsi que le niveau de hiérarchie correspondant pour l’évaluation de la juste sont les suivants :

en millions de dollars canadiens
Au 31 décembre 2020
		Juste valeur											Incidence de la Incidence de	Valeur
						la																	compensation compensation comptabl
									e											Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total de contreparties de garanties	nette
Actif
					Actifs dérivés (a)						2	-	-			2	(2)	-				-

Passif
					Passifs dérivés (b)						12	-	-			12	(2)	(10)	-
(a)					Compris dans la ligne du bilan consolidé «					Matières, fournitures et charges payées d’avance ».
(b)					Compris dans la ligne du bilan consolidé « Comptes créditeurs et charges à payer ».



	58

en millions de dollars canadiens

Au 31 décembre 2019

Juste valeur

Incidence de la Incidence de

Valeur

compensation compensation comptabl

Niveau 1 Niveau 2 Niveau 3 Total de contreparties de garanties

nette

Actif

Actifs dérivés (a)

Passif

Passifs dérivés (b)

(2)

(a)

Compris dans la ligne du bilan consolidé «

Matières, fournitures et charges payées d’avance ».

(b)

Compris dans la ligne du bilan consolidé « Comptes créditeurs et charges à payer ».

Au 31 décembre 2020, la compagnie avait 5 millions de dollars de garanties 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 ».

8. 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. 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 lesquelles

l’acquisition de la portion du dixième

anniversaire est repoussée à la date de la retraite du bénéficiaire si celle-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 additionnelles 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 espèces 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.


Le tableau ci-dessous résume		l’information sur ces unités pour l’exercice clos le 31 décembre 2020 :
					Unités d’actions
			assujetties	Unités d’actions à
			à des restrictions	dividende différé
En circulation au 1 janvier 2020					4 912 805	170 163
Attribuées					747 040	34 811
Acquises/exercées					(1 187 630)	(57 569)
Confisquées et annulées					(8 895)		-
En circulation au 31 décembre 2020					4 463 320	147 405
En 2020, la perte nette reflétait
		l’incidence favorable d’une somme de 2 millions de dollars avant impôts liée
aux programmes de rémunération (charge de 34 millions de dollars en 2019, charge de 32 millions de dollars en 2018). La charge
								d’impôts constatée dans les résultats au titre des programmes de rémunération pour
l’exercice s’est chiffrée à 0 million de dollars (économie d’impôts de 9 millions de dollars en 2019, économie d’impôts de 9 millions de dollars en 2018). Des paiements au comptant de 33 millions de dollars au titre de ces régimes ont été versés en 2020 (50 millions de dollars en 2019, 59 millions de dollars en 2018). Au 31 décembre 2020, la charge de rémunération non constatée avant impôts liée aux unités
				d’actions
assujetties à des restrictions qui		n’étaient pas acquises s’élevait à 45 millions de dollars, selon le cours de
l’action de la compagnie à la fin de l’exercice. 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’intéressement en actions et en actions à dividende différé étaient acquises au 31 décembre 2020. 9. Revenus de placement et
									d’autres sources
Les revenus de placement et		d’autres sources comprennent les gains et les pertes à la vente d’actifs
suivants :

										en millions de dollars canadiens	2020	2019	2018
Produits de la vente d’actifs			82	82			59
Valeur comptable de la vente d’actifs			47	36			5
Gain (perte) à la vente d’actifs, avant impôts			35	46			54
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts			32	42			38


	61


10. 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 conseillers 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 meilleure 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, elle 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 (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 installations qui fourniront les biens et services prévus dans les contrats. La société
			n’a pas contracté d’obligations d’achat inconditionnelles.
Suivant la vente conclue des stations-service Esso restantes détenues par
					l’Impériale, la compagnie avait, au
31 décembre 2020, un passif éventuel relativement à des garanties liées à					l’exécution en vertu de contrats
d’autres obligations avec des tiers totalisant 26 millions de dollars (30 millions de dollars en 2019). Au 31 décembre 2020, la compagnie pourrait être tenue responsable,
								jusqu’à concurrence de 62 millions de
dollars, en vertu des conventions									d’indemnisation existantes, des coûts associés à la poursuite du
développement										d’un projet d’oléoduc par un tiers (64 millions de dollars en 2019).

	62


11. Actions ordinaires
milliers d’actions Au 31 décembre
		2020	2019
Autorisées		1 100 000		1 100 000
Actions ordinaires en circulation		734 077		743 902
Le programme actuel
					d’offre publique limitée de rachat dans le cours normal des activités d’une durée de
12 mois a pris effet le 29 juin 2020. Il est principalement utilisé pour éliminer la dilution des actions émises dans le cadre du régime
					d’unités d’actions non acquises de l’Impériale. Ce programme permet à l’entreprise
de racheter un maximum de 50 000 actions ordinaires, 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 avait informé la compagnie							qu’elle avait l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du
capital. 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 dollars
Solde au 1 janvier 2018									831 242	1 536
Actions émises en vertu du régime d’options sur actions										2	-
Achats à la valeur attribuée									(48 679)	(90)
Solde au 31 décembre 2018									782 565	1 446
Actions émises en vertu du régime d’options sur actions										1	-
Achats à la valeur attribuée									(38 664)	(71)
Solde au 31 décembre 2019									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

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

								2020	2019	2018
Bénéfice (perte) net par action ordinaire							– résultat de base
Bénéfice (perte) net (en millions de dollars canadiens)								(1 857)	2 200	2 314
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en millions d’actions)								735,3	762,7	807,5
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)								(2,53)	2,88	2,87

Bénéfice (perte) net par action ordinaire							– résultat dilué
Bénéfice (perte) net (en millions de dollars canadiens)								(1 857)	2 200	2 314
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation (en millions d’actions)								735,3	762,7	807,5
Incidence des primes à base d’actions versées aux employés (en millions d’actions) (a)
									-	2,3	2,6
Nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation,
compte tenu d’une dilution (en millions d’actions)								735,3	765,0	810,1
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)								(2,53)	2,88	2,86

Dividendes par action ordinaire						– annoncés (dollars)		0,88	0,85	0,73
a)	Pour 2020, le bénéfice (perte) net par action ordinaire											– résultat dilué ne tient pas compte de l’incidence des 1,9 millions 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.
	63

12. Informations financières diverses

En 2020, la perte nette comprenait une perte après impôts de 19 millions de dollars (perte de 22 millions de dollars en 2019, gain de 16 millions de dollars en 2018) 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 2020 dépassait la valeur comptable DEPS

d’environ 0,8 milliard de dollars

(1,2 milliard de dollars en 2019). À la fin de

l’exercice, les stocks de pétrole brut et de produits s’établissaient

comme suit :

en millions de dollars canadiens

2020

2019

Pétrole brut

630

764

Produits pétroliers

403

396

Produits chimiques

Autres

Total des stocks de pétrole brut et de produits

1 161

1 296

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 2020, les frais de recherche et développement avant crédits

d’impôt à l’investissement se sont élevés à

105 millions de dollars (133 millions de dollars en 2019, 110 millions de dollars en 2018). Ces coûts sont compris dans les charges, en raison du caractère incertain des avantages futurs.

Les « Comptes créditeurs et charges à payer » comprenaient les taxes courues autres que des impôts sur les bénéfices de 344 millions de dollars au 31 décembre 2020 (397 millions de dollars en 2019).

Au deuxième trimestre de 2020, le gouvernement du Canada a instauré la Subvention salariale

d’urgence du

Canada (SSUC) dans le cadre de son plan

d’intervention économique pour répondre à la COVID-19. Le

programme vise à maintenir les niveaux

d’emploi en accordant une aide financière aux entreprises pendant la

pandémie. La compagnie a bénéficié de ces subventions salariales qui sont comptabilisées tout au long de l’année une fois reçues. L’aide financière reçue dans le cadre de ce programme en 2020, soit environ 155 millions de dollars avant impôts, y compris la part proportionnelle de la compagnie dans une coentreprise, est comptabilisée comme une réduction des dépenses et figure dans

l’état consolidé des résultats,

principalement dans la rubrique « Production et fabrication ».

Au premier trimestre de 2020, avec le changement de

l’évolution de la conjoncture économique et de la

réduction de la capitalisation boursière de la compagnie, 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 millions de dollars dans le segment Amont. La dépréciation de

l’écart d’acquisition est 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.

13. Financement et renseignements supplémentaires sur les billets et emprunts

en millions de dollars canadiens

2020

2019

2018

Intérêts sur la dette (a)

102

138

133

Intérêts capitalisés

(41)

(48)

(28)

Intérêts débiteurs

– montant net

105

Autres intérêts

Financement total (b)

108

(a)

Comprend les intérêts d’apparenté avec ExxonMobil.

(b)

2020, le taux d’intérêt moyen pondéré sur les emprunts à court terme s’est établi à 0,8 % (1,8 % en 2019 et 1,5 % en 2018).

2020, le taux d’intérêt effectif moyen sur les emprunts à long terme avec ExxonMobil s’est établi à 1,4 % (2,2 % en 2019 et

2,0 % en 2018).

Au 31 décembre 2020, la compagnie avait emprunté 111 millions de dollars en vertu

d’une entente conclue

avec une société affiliée à ExxonMobil prévoyant

l’accord d’un prêt à vue renouvelable sans intérêt à la

compagnie par ExxonMobil plafonné à 150 millions de dollars. Ce prêt représente la quote-part

d’ExxonMobil

dans le fonds de roulement nécessaire pour financer les dispositions prises par

l’Impériale au nom

d’ExxonMobil pour l’achat, la commercialisation et le transport du pétrole brut et des diluants. En réaction à la conjoncture commerciale, la compagnie a contracté, pendant le deuxième trimestre de 2020, une marge de crédit ferme à court terme de 500 millions de dollars

jusqu’en mai 2021 et une marge de crédit

ferme à court terme de 300 millions de dollars

jusqu’en juin 2021. Ces marges de crédit s’ajoutent à des

marges de crédit existantes de 500 millions de dollars. La compagnie

n’a pas utilisé ces marges de crédit.

En novembre 2020, la compagnie a repoussé la date

d’échéance de l’une de ses marges de crédit fermes à

court terme existantes de 250 millions de dollars au mois de novembre 2021. La compagnie

n’a pas utilisé

cette marge de crédit.

La date

d’échéance de l’autre marge de crédit existante de 250 millions de dollars ne change pas et demeure

novembre 2021. La compagnie

n’a pas utilisé cette marge de crédit.


14. Contrats de location
En général, la compagnie achète les biens, les installations et les équipements de production, mais il arrive que des actifs soient loués, principalement des cuves de stockage, des wagons-citernes, des navires et installations 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. Les actifs sont habituellement 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 résiduelle, 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 bailleur ne sont pas significatives.


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

										2020	2019

			Contrats de			Contrats de	Contrats de	Contrats de
									location-	location-					location-	location-
en millions de dollars canadiens			exploitation			financement	exploitation	financement
Coût des contrats de location-exploitation						157							151
Court terme et autre (net des revenus de sous-location)						40		76

Amortissement de l’actif au titre du droit d’utilisation							29								55
Intérêt sur les dettes de location							38								40
Coût total de location						197	67						227		95

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 :

										2020	2019

			Contrats de			Contrats de	Contrats de	Contrats de
									location-	location-					location-	location-
en millions de dollars canadiens			exploitation			financement	exploitation	financement
Actif au titre du droit d’utilisation
Inclus dans					Autres éléments d’actif, y compris non matériels
						188		260
(montant net)
	Inclus dans Immobilisations corporelles, montant net				532							546
Actif total au titre du droit d’utilisation						188	532						260		546

Charges de location exigibles durant l’année
	Inclus dans Comptes créditeurs et charges à payer						97	-						115		15
	Inclus dans Billets et emprunts				16							18
Passif au titre des contrats de location à long terme
	Inclus dans Autres obligations à long terme						95	-						143		-
	Inclus dans Dette à long terme				510							514
Passif total au titre des contrats de location						192	526						258		547

Moyenne pondérée de la durée restante des contrats de location (années)
						4	38						4		40

Moyenne pondérée du taux d’actualisation (%)						2,5	7,3						2,6		7,5
L’analyse des échéances des dettes locatives de la compagnie au 31 décembre est résumée ci-dessous :
	66



						2020		2020

			Contrats de	Contrats de	Contrats de	Contrats de
			location-	location-	location-	location-
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			exploitation	financement	exploitation	financement
Analyse des échéances des dettes locatives
	2021						96	53
	2022						49	52
	2023						16	51
	2024						12	50
	2025						3	47
	2026 et après						27	1 040
Total des paiements de location						203	1 293

Valeur actualisée						(11)	(767)
Passif total au titre des contrats de location						192	526

En plus du passif au titre des contrats de location-exploitation dans le tableau ci-dessus, en date du 31 décembre 2020, les engagements locatifs non
	actualisés pour des contrats de location n’ayant pas encore
débuté totalisent 27 millions de dollars (6 millions de dollars en 2019.

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 :

						2020		2019

			Contrats de	Contrats de	Contrats de	Contrats de
			location-	location-	location-	location-
en millions de dollars canadiens			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				136	15	147	45
	Flux de trésorerie issus d’activités de financement					20		27

Passif au titre du droit d’utilisation hors trésorerie comptabilisé comme passif de location
	Pour l’adoption le 1er janvier de la norme Leases (Topic 842)						298
	En échange du passif au titre de contrats de location durant l’exercice				63		104
Informations conformément à la norme précédente sur les contrats de location
					– Contrats de location
(Topic 840)
Les charges locatives nettes découlant des contrats de location-exploitation résiliables et non résiliables se sont élevées à 221 millions de dollars en 2018.

	67

15. Dette à long terme

en millions de dollars canadiens

Au 31 décembre

2020

2019

Dette à long terme (a)

4 447

Contrats de location-financement (b)

510

514

Total de la dette à long terme

4 957

4 961

(a)

Emprunt en vertu d’une entente existante de prêt à taux variable à long terme avec une société affiliée à ExxonMobil prévoyant un prêt en dollars canadiens à la compagnie par ExxonMobil jusqu’à concurrence de 7,75 milliards de dol ars à un taux d’intérêt é

quivalant 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) 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 7,3 % en 2020 (7,5 % en 2019). Les obligations totales au titre des contrats de location-financement comprennent aussi 16 millions de dollars comptabilisés à titre de passif à court terme (18 millions de dollars en 2019). Les paiements en capital sur les contrats de location-

financement s’élèvent à environ 15 millions de dollars par an en

moyenne et seront exigibles dans chacune des quatre années qui suivront le 31 décembre 2021.

16. 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 opérationnelle 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. Au 31 décembre 2020, la compagnie n’affichait aucun coût capitalisé de puits d’exploration suspendus (0 million de dollars en 2019, 0 million de dollars en 2018).

Les activités

d’exploration font souvent appel au forage de plusieurs puits sur un certain nombre d’années

pour évaluer pleinement un projet. Au 31 décembre 2020, la compagnie

n’avait aucun projet assorti de coûts

de puits

d’exploration capitalisés (0 en 2019, 0 en 2018).


17. 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 chimi
		ques 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 contractuelles visent à réaliser des efficiences organisationnelles 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) La prestation de services de gestion, commerciaux et techniques à Syncrude Canada Ltée par
ExxonMobil.
d)	L’offre d’une option de participation à parts égales dans de nouvelles occasions d’affaires pour le secteur Amont.
e)	La conclusion de contrats de dérivés pour le compte de l’autre partie.
Certaines charges découlant d’opérations avec ExxonMobil ont été capitalisées et ne jouent pas un rôle significatif sur l’ensemble. Les montants des achats et des ventes réalisés par l’Impériale en 2020, avec ExxonMobil, s’élevaient à 2 424 millions de dollars et 5 101 millions de dollars respectivement (3 245 millions de dollars et 8 552 millions de dollars respectivement en 2019). Au 31 décembre 2020, la compagnie avait contracté des emprunts à long terme de 4 447 millions de dollars (4 447 millions de dollars en 2019) et des emprunts à court terme de 111 millions de dollars (111 millions de dollars en
			2019) auprès d’ExxonMobil (pour plus de détails, voir la note 15, « Dette à long terme », à la
page 68, et la note 13, « Financement et renseignements supplémentaires sur les billets et emprunts », à la page 65). Le montant des fr
		ais de financement avec ExxonMobil s’est établi à 61 millions de dollars
(96 millions de dollars en 2019). L’Impériale a d’autres opérations entre apparentés non détail ées ci-dessus à la note 17, dans la mesure où elles ne sont pas importantes.
	69


18. Autres éléments du résultat étendu (perte)

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

en millions de dollars canadiens			2020				2019	2018
Solde au 1er janvier			(1 911)				(1 517)	(1 815)
Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite :
		Variation au cours de l’exercice, excluant les montants reclassés
			provenant du cumul des autres éléments du résultat étendu	(212)				(505)	158
		Montants reclassés du cumul des autres éléments du résultat étendu	134		111	140
Solde au 31 décembre			(1 989)				(1 911)	(1 517)

Montants reclassés hors du cumul des autres éléments du résultat étendu			– produit/(charge) avant impôts :

en millions de dollars canadiens			2020				2019	2018
Amortissement									de l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au
départ à la retraite inclus dans le coût net des prestations constituées de la période (a)
			(180)				(148)	(185)

(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 5).
Charge (crédit) d’impôt au titre des autres éléments du résultat étendu :

en millions de dollars canadiens			2020				2019	2018
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 retraite (excluant l’amortissement)
				(69)			(165)	59
		Amortissement de l’ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite net des prestations constituées de la période

			46 37 45

Total				(23)			(128)	104
	70


Renseignements supplémentaires sur les activités d’exploration/production de pétrole et de gaz (hors audit) L’information figurant aux pages 71 à 72 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 et les gains et pertes à la vente			d’actifs. La participation de 25 % de la
compagnie dans les réserves prouvées de pétrole 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

en millions de dollars canadiens							2020	2019			2018
Ventes aux clients (a)							2 066	3 927			3 264
Ventes intersectorielles (a) (b)							1 777	2 627			1 964
							3 843	6 554			5 228
Frais de production							3 977	4 467			4 342
Frais d’exploration					13	47				19
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)							2 857	1 266			1 151
Impôts sur le bénéfice							(678)	(487)			(92)
Résultats d’exploitation							(2 326)	1 261			(192)
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 nouvelles 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 millions de dollars canadiens
							2020	2019			2018
Coût des biens (c)
Prouvés					-	-		-
Non prouvés					-	2		-
Coûts d’exploration					13	47				19
Coûts de mise en valeur					816	1 176				966
Total des dépenses engagées en acquisitions de biens fonciers, activités d’exploration et activités de mise en valeur
					829	1 225				985
(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 clients et des ventes intersectorielles. Les chiffres bruts de ces postes sont comptabilisés à la note 3 dans « Produits », « Ventes intersectorielles » et « Achats de pétrole brut et de produits ».
(b) Les ventes de pétrole brut à des affiliés 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 installations de production et les frais afférents 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.
	71


					Coûts capitalisés en millions de dollars canadiens
				2020	2019
Coût des biens (a)
Prouvés				2 070	2 236
Non prouvés				2 462	2 342
Actifs de production				39 785	38 975
Construction inachevée				1 518	1 640
Coût total capitalisé				45 835	45 193
Amortissement cumulé et épuisement				(18 551)	(15 695)
Coûts nets capitalisés				27 284	29 498
(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 installations de production et les frais afférents 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 millions de dollars canadiens										2020	2019	2018
Flux de trésorerie futurs										23 911	166 801	174 326
Coûts de production futurs										(18 787)	(127 911)	(124 316)
Coûts de mise en valeur futurs										(6 096)	(24 759)	(25 507)
Impôts sur les bénéfices futurs										(155)	(3 960)	(5 232)
Flux de trésorerie nets futurs										(1 127)	10 171	19 271
Taux d’actualisation de 10 % appliqué en fonction du calendrier prévu des flux de trésorerie
										1 065	(4 660)	(10 537)
Flux de trésorerie futurs actualisés		(62)		5 511	8 734

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

en millions de dollars canadiens										2020	2019	2018
Solde au début de l’exercice										5 511	8 734	5 136
Variations découlant de ce qui suit :
Ventes et transferts de pétrole et de gaz produits,
								déduction faite des frais de production		(447)	(2 441)	(1 117)
Variations nettes des prix et des frais de mise en valeur et de production (a)										(8 661)	(3 117)	1 395
Extensions, découvertes, ajouts et récupération améliorée,
								déduction faite des frais connexes	114	169		259
Frais de mise en valeur engagés au cours						de l’exercice	563		1 016	923
Révisions d’estimations quantitatives antérieures		459		(168)	2 157
Accroissement de l’actualisation		623	643		584
Variation nette des impôts sur les bénéfices										1 776	675		(603)
Variation nette										(5 573)	(3 223)	3 598
Solde en fin								d’exercice	(62)		5 511	8 734
(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 des réserves prouvées nettes.
	72


								Réserves prouvées nettes (a)
								Total
						Pétrole	en 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 2018	44		641	473	946			1 570
Révisions	4		(66)	15			2 313	2 321
Récupération améliorée	-		-	-	-			-
(Vente) achat de réserves en place	-		-	-	-			-
Découvertes et extensions	16		110	-	-			34
Production	(2)		(46)	(22)	(93)			(125)
Fin de l’exercice 2018	62		639	466			3 166	3 800

Révisions	(20)		(33)	(27)			(134)	(187)
Récupération améliorée	-		-	-	-			-
(Vente) achat de réserves en place	-		(24)	-	-			(4)
Découvertes et extensions	4		51	-	-			13
Production	(5)		(52)	(24)	(93)			(130)
Fin de l’exercice 2019	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

Réserves prouvées nettes mises en valeur incluses ci-dessus, en date du 1 janvier 2018
	9		282	473	591			1 120
31 décembre 2018	24		273	466			2 861	3 396
31 décembre 2019	22		291	415			2 609	3 095
31 décembre 2020	7		167	311	76			422

Réserves prouvées nettes non mises en valeur incluses ci-dessus, en date du 1 janvier 2018
	35		359	-	355			450
31 décembre 2018	38		366	-	305			404
31 décembre 2019	19		290	-	330			397
31 décembre 2020	-		1	133	5			138
(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 millions de pieds cubes pour mille barils.
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 2018, 2019 et 2020. Les définitions utilisées sont conformes à la règle 4-10(a) du règlement S-X de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis. 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 dan
												s des puits supplémentaires et d’autres installations seront nécessaires pour
récupérer ces réserves prouvées.
	73


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 peuvent comprendre des augmentations ou des réductions des volumes de réserves prouvées e
stimés précédemment pour les gisements existants en raison de l’évaluation ou de la réévaluation de
données existantes sur la géologie, les gisements ou la production, de nouvelles données sur la géologie, les gisements ou la production, ou des 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 découler d’importants changements dans la stratégie de mise en valeur ou dans la capacité des installations et du matériel de production. À la fin de
		l’exercice 2016, les révisions à la baisse des réserves de bitume prouvées mises en valeur et non
mises en valeur découlaient de la faiblesse des prix. En vertu de la définition des réserves prouvées de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, la totalité des 2,5 milliards de barils de bitume à Kearl et environ 0,2 milliard de barils de bitume à Cold Lake
	n’est plus considérée comme des réserves prouvées.
À la fin de
		l’exercice 2017, 0,3 milliard de barils de bitume supplémentaires à Kearl et à Cold Lake étaient
considérés comme des réserves prouvées en raison de la hausse des prix au cours de			l’exercice. Les
révisions à la baisse des réserves de pétrole synthétique prouvées découlaient des obligations de redevances plus élevées attribuables à la hausse des prix et aux mises à jour des plans miniers.

En raison de
		l’augmentation des prix en 2018, 2,3 milliards de barils de bitume additionnels aux sites de Kearl
ont été considérés comme des réserves prouvées à la fin de				l’exercice 2018.
En 2019, les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume ont été motivées par des mises à jour des plans techniques et de développement à Kearl, ce qui a entraîné une diminution de 0,2 milliard de barils, partiellement compensée par une augmentation de 0,1 milliard de barils à Cold Lake, associée à un changement à la fin
					d’exploitation du gisement attribuable aux prix. Les révisions à la baisse des réserves
prouvées de pétrole synthétique ont été le résultat	d’une augmentation des obligations de redevances à
Syncrude en raison 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 des actifs non classiques de Montney et de Duvernay, et de la cession des biens classiques.

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 Securities and Exchange Commission des États-Unis, les 2,2 milliards de barils de bitume à Kearl et les 0,6 milliard 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 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 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 Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis affecte ses opérations.

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 meilleure 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
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de redevances du gouvernement de		l’Alberta pour les sables pétrolifères. Pour ce qui est du pétrole
synthétique, les réserves prouvées nettes sont basées sur la meilleure 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 pétrolifères. 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 et installations 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 nouvelle 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 recueillir et à livrer la production de puits et installations existants et futurs.

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Résultats financiers trimestriels (a)

				2020				2019
		trimestres clos les					trimestres clos les
		31 déc. 30 sept. 30 juin 31 mars 31 déc. 30 sept.					30 juin 31 mars

Données financières (en millions de dollars canadiens)
Total des produits et des autres revenus	6 033									5 955	3 710	6 690	8 122	8 736	9 261	7 982
Total des dépenses	7 496									5 952	4 403	6 945	7 757	8 182	8 532	7 584
Bénéfice (perte) avant impôts		(1 463)	3	(693)	(255)	365	554	729	398
Impôts sur le bénéfice	(317)		-	(167)		(67)	94	130	(483)	105
Bénéfice (perte) net		(1 146)	3	(526)	(188)	271	424	1 212	293

Bénéfice (perte) net (en millions de dollars canadiens)
Secteur Amont		(1 192)	(74)	(444)	(608)		96	209	985		58
Secteur Aval	106		77	(32)	402	225	221	258	257
Produits chimiques	23		27	7	21	(2)	38	38	34
Comptes non sectoriels et autres	(83)		(27)	(57)		(3)	(48)	(44)		(69)	(56)
Bénéfice (perte) net		(1 146)	3	(526)	(188)	271	424	1 212	293

Informations par action (en dollars canadiens)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– résultat de base (b)	(1,56)		-	(0,72)	(0,25)	0,36	0,56	1,58	0,38
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– résultat dilué (b)	(1,56)		-	(0,72)	(0,25)	0,36	0,56	1,57	0,38
Dividendes par action ordinaire											– annoncés	0,22					0,22	0,22	0,22	0,22	0,22	0,22	0,19
(a)	Les données trimestrielles n’ont pas fait l’objet d’un audit par l’auditeur indépendant de la compagnie.
(b)	Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des quatre trimestres peut ne pas correspondre au total de l’ensemble de l’exercice

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