SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C FORMULAIRE 10-K

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1 SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, D.C FORMULAIRE 10-K RAPPORT ANNUEL AUX TERMES DE L'ARTICLE 13 OU 15(d) DE LA LOI INTITULÉE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Pour l exercice terminé le 31 décembre 2009 N o de dossier de la commission : COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (dénomination exacte de la personne inscrite telle qu elle est stipulée dans sa charte) CANADA (État ou autre territoire de constitution ou d'organisation) (N o d'identification de l'employeur auprès de l'i.r.s.) 237 FOURTH AVENUE S. W., CALGARY (ALBERTA) CANADA (adresse du bureau principal) T2P 3M9 (code postal) Numéro de téléphone de la personne inscrite, y compris l indicatif régional : Titres inscrits aux termes de l'article 12(b) de la Loi : Nom de chaque catégorie Aucune Titres enregistrés aux termes de l'article 12(g) de la Loi : Actions ordinaires (sans valeur nominale) (Catégorie) Nom de chaque bourse à la cote de laquelle les titres sont inscrits Aucune Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est un émetteur habituel bien connu (au sens donné dans la Règle 405 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Oui Non... Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite n est pas tenue de déposer des rapports aux termes de l article 13 ou 15(d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of Oui... Non Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite (1) a déposé tous les rapports requis aux termes de l'article 13 ou 15(d) de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934 au cours des 12 mois précédents (ou au cours de la période de moins de 12 mois durant laquelle la personne inscrite devait déposer ces rapports), et (2) a été assujettie à ces exigences de dépôt au cours des 90 derniers jours. Oui Non... Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite a déposé par voie électronique et affiché sur son site de compagnie, le cas échéant, tous les fichiers de données interactifs qui doivent être déposés et affichés conformément à l article 405 du règlement intitulé Regulation S-T au cours des 12 mois précédents (ou au cours de la période de moins de 12 mois durant laquelle la personne inscrite devait déposer et afficher ces fichiers). Oui Non... Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si les présentes ne font pas état des déposants en défaut conformément à l article 405 du règlement intitulé Regulation S-K, et si, à la connaissance de la personne inscrite, ces renseignements ne seront pas inclus dans la version définitive de la circulaire de sollicitation de procurations ou des déclarations de renseignements intégrées par renvoi dans la partie III du présent formulaire 10-K ou dans toute modification de celui-ci. Oui Non... Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est un déposant important qui se prévaut du régime de dépôt accéléré (large accelerated filer), un déposant qui se prévaut du régime de dépôt accéléré (accelerated filer), un déposant qui ne se prévaut pas du régime de dépôt accéléré (non-accelerated filer) ou une plus petite société déclarante (smaller reporting company) (au sens donné aux expressions large accelerated filer, accelerated filer et smaller reporting company dans la Règle 12b-2 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Déposant de type : Large accelerated filer Accelerated filer... Non-accelerated filer Smaller reporting company Veuillez indiquer en cochant ci-dessous si la personne inscrite est une société fictive (au sens donné à l expression correspondante dans la Règle 12b-2 de la loi intitulée Securities Exchange Act of 1934). Oui... Non En date du dernier jour ouvrable du deuxième trimestre de 2009, la valeur marchande globale des titres comportant droit de vote détenus par des personnes ne faisant pas partie du même groupe que la personne inscrite s'élevait à $ CA, selon le dernier cours vendeur publié de ces titres à la Bourse de Toronto, à la date précitée. Le nombre d'actions ordinaires en circulation en date du 12 février 2010 s'établissait à Form 10-K (for financial year end 2009)-FR-REV

2 Table des matières PARTIE I... 4 Rubrique 1. Activités... 4 Renseignements financiers par secteur d'exploitation (selon les PCGR des États Unis)... 4 Secteur amont... 5 Résumé des réserves de pétrole et de gaz en fin d'exercice... 5 Réserves prouvées non mises en valeur... 6 Production de pétrole et de gaz, prix et coûts de production... 7 Activités de forage et autres activités d'exploration et de mise en valeur... 8 Activités actuelles Engagements de livraison Concessions de pétrole et de gaz, puits, exploitation et superficies Secteur aval Approvisionnement Raffinage Transport Commercialisation Produits chimiques Recherche Protection de l'environnement Ressources humaines Concurrence Réglementation gouvernementale La société sur le Web Rubrique 1A. Facteurs de risque Rubrique 1B. Questions non résolues relativement aux commentaires du personnel Rubrique 2. Biens Rubrique 3. Litiges Rubrique 4. Vote des porteurs de titres quant à certaines questions PARTIE II Rubrique 5. Marché pour les actions ordinaires de la personne inscrite, questions connexes intéressant l actionnaire et rachats de titres de participation par l'émetteur Rubrique 6. Principales informations financières Rubrique 7. Rapport de gestion Rubrique 7A. Renseignements quantitatifs et qualitatifs concernant les risques de marché Rubrique 8. États financiers et renseignements complémentaires Rubrique 9. Modifications de la présentation comptable et financière et désaccords sur cette présentation Rubrique 9A. Contrôles et procédures Rubrique 9B. Autres renseignements PART III Rubrique 10. Dirigeants et gouvernance de la personne inscrite Rubrique 11. Rémunération des dirigeants Rubrique 12. Propriété des titres de certains propriétaires réels et des membres de la direction, et questions connexes relatives aux actionnaires Rubrique 13. Certains liens et opérations connexes, et indépendance des administrateurs Rubrique 14. Principaux honoraires et services comptables PARTIE IV Rubrique 15. Pièces et annexes aux états financiers À moins d'indication contraire, tous les montants figurant au présent rapport sont exprimés en dollars canadiens. Les chiffres étant arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué. On trouvera, au tableau suivant (i) le taux de change du dollar canadien, exprimé en dollars américains, en vigueur à la fin de chacune des périodes indiquées, (ii) la moyenne des taux de change en vigueur le dernier jour de chaque mois compris dans ces périodes et (iii) les taux de change extrêmes au cours de ces périodes, en fonction, dans chaque cas, du cours acheteur à New York, à midi, pour les virements télégraphiques en dollars canadiens, conformément à ce qu'atteste la Federal Reserve Bank de New York aux fins de la douane. en dollars Taux à la fin de la période 0,9559 0,8170 1,0120 0,8582 0,8579 Taux moyen au cours de la période 0,8793 0,9335 0,9376 0,8844 0,8276 Haut 0,9719 1,0291 1,0908 0,9100 0,8690 Bas 0,7695 0,7710 0,8437 0,8528 0,7872 2

3 Le 12 février 2010, le cours acheteur à New York, à midi, relativement aux virements télégraphiques en dollars canadiens, conformément à ce qu'atteste la Federal Reserve Bank de New York aux fins de la douane, s'établissait à 0,9499 $ US = 1,00 $ CA. Énoncés prospectifs Les énoncés contenus dans le présent rapport qui concernent des attentes, des projets et des événements ou des situations à venir constituent des énoncés prospectifs. Les résultats réels obtenus dans le futur, notamment quant à la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques, à la croissance et la répartition de la production, au démarrage de projets, à l incidence des fluctuations des prix et d autres conditions sur le marché, aux sources de financement, ainsi qu aux dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement, sont susceptibles d être considérablement différents en raison d un certain nombre de facteurs comme les fluctuations de l offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, les événements politiques ou l'évolution de la réglementation, les calendriers des projets, l issue de négociations commerciales et d autres facteurs analysés à la rubrique IA du présent rapport annuel sur formulaire 10-K et dans le rapport de gestion figurant à la rubrique 7. 3

4 PARTIE I Rubrique 1. Activités Compagnie Pétrolière Impériale Ltée a été constituée en société en vertu des lois du Canada en 1880 et elle a été prorogée aux termes de la Loi canadienne sur les sociétés par actions (la LCSA) par un certificat de prorogation daté du 24 avril Le siège social et bureau principal de la société est situé au 237 Fourth Avenue S. W., Calgary (Alberta) Canada T2P 3M9, numéro de téléphone : Exxon Mobil Corporation est propriétaire d'environ 69,6 % des actions en circulation de la société. Dans le présent rapport, à moins que le contexte n indique un sens différent, société ou l Impériale s'entend de la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée et de ses filiales. La société est l une des plus importantes sociétés pétrolières intégrées au Canada. Elle exerce des activités à tous les échelons du secteur canadien du pétrole, y compris l'exploration, la production et la vente de pétrole brut et de gaz naturel. Au Canada, elle est l'un des plus importants producteurs de pétrole brut et de gaz naturel et la plus importante entreprise de raffinage et de commercialisation de produits pétroliers. La société est également un important fournisseur de produits pétrochimiques. Renseignements financiers par secteur d'exploitation (selon les PCGR des États Unis) en millions de dollars Ventes externes a) : Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Ventes intersectorielles : Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Bénéfice net b) : Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Comptes non sectoriels et autres c) (69) 59 (199) (99) (223) Éléments d actif identifiables au 31 décembre d) : Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Comptes non sectoriels et autres / éliminations Dépenses en immobilisations et d exploration : Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Comptes non sectoriels et autres

5 Notes relatives aux renseignements financiers par secteur d'exploitation de la page précédente : a) Les ventes à l exportation sont présentées à la note 3 afférente aux états financiers consolidés à la page 89. Le total des ventes externes comprend des montants de millions de dollars en 2005 au titre de contrats d'achat et de vente auprès de la même contrepartie. Les frais connexes sont compris dans les achats de pétrole brut et de produits. À compter du 1er janvier 2006, ces achats et ventes ont été comptabilisés sur la base du montant net. b) Ces montants sont présentés comme si chaque secteur était une entité commerciale distincte et ils tiennent compte de l'incidence financière des opérations intersectorielles. Les ventes intersectorielles sont conclues principalement aux prix courants du marché. c) Comprend principalement les intérêts débiteurs sur les créances de la société, les intérêts créditeurs sur les placements et les dépenses au titre du régime d intéressement. d) Les éléments d actif identifiables dans chaque secteur d exploitation représentent la valeur comptable nette des éléments d actif corporels et incorporels attribués à ce secteur. Les éléments d'actif incorporels nets représentant le coût des services passés non constatés associés à la constatation du passif minimal additionnel au titre du régime de retraite en 2005 ont été reclassés, passant des secteurs d'exploitation au secteur comptes non sectoriels et autres. Les montants reclassés dans le secteur comptes non sectoriels et autres s'établissaient à 92 millions de dollars en Ce changement n'a aucune incidence sur le total des éléments d'actif identifiables au 31 décembre La société exerce ses activités dans trois secteurs principaux : les secteurs amont, aval et des produits chimiques. Les activités du secteur amont comprennent l'exploration et la production de pétrole brut classique, de gaz naturel, de pétrole synthétique et de bitume. Les activités du secteur aval sont le transport et le raffinage de pétrole brut, le mélange de produits raffinés ainsi que la distribution et la commercialisation des deux. Les activités liées aux produits chimiques englobent la fabrication et la commercialisation de divers produits pétrochimiques. Secteur amont Résumé des réserves de pétrole et de gaz en fin d'exercice Le tableau ci-dessous résume les réserves prouvées nettes de la compagnie en équivalent pétrole au 31 décembre 2009 telles que présentées en détail sous la rubrique Réserves de pétrole et de gaz de la section financière commençant à la page 108 du présent rapport. Toutes les réserves déclarées de la compagnie se trouvent au Canada. Les réserves prouvées de la compagnie sont déclarées à la valeur moyenne du prix au premier jour du mois pour chacun des 12 mois de la période se terminant le 31 décembre. Le gaz naturel est converti en équivalent pétrole à compter de six millions de pieds cubes pour mille barils. Aucune découverte majeure ou autre événement favorable ou adverse n'a eu lieu depuis le 31 décembre 2009 qui pourrait modifier de façon significative l'estimation des réserves prouvées à cette date. Liquides a) en millions de barils Gaz naturel en milliards de pieds cubes Pétrole synthétique en millions de barils Bitume en millions de barils Total en équivalent pétrole en millions de barils Réserves prouvées nettes réserves : Mises en valeur Non mises en valeur Total prouvées nettes a) Les liquides comprennent le pétrole brut, les condensats et les liquides du gaz naturel (LGN). L'estimation des réserves prouvées, qui repose sur une exigence de certitude raisonnable, est un processus continu basé sur des évaluations techniques rigoureuses, des évaluations commerciales et du marché et une analyse détaillée des données sur les puits telles que les débits et la baisse de pression des gisements. De plus, la compagnie n'enregistre des réserves prouvées que pour les projets ayant fait l'objet d'engagements de financement importants de la part de la direction en vue de leur mise en valeur. Bien que la compagnie soit raisonnablement certaine que les réserves prouvées seront exploitées, les échéances et les quantités extraites peuvent être affectées par un certain nombre de facteurs dont l'achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les approbations réglementaires et des modifications importantes des projections des prix à long terme du pétrole et du gaz. Technologies adoptées pour établir les estimations de réserves prouvées Les ajouts au réserves prouvées de l'impériale en 2009 sont basés sur des estimations générées par intégrations de données appropriées disponibles, en faisant appel à des technologies bien établies qui ont démontré qu'elles pouvaient donner des résultats répétables et cohérents sur le terrain. 5

6 Les données utilisées dans ces évaluations intégrées incluaient des renseignements obtenus directement du sous-sol par forage de puits tels que : diagrammes de forage, carottes, échantillons de fluides, information sur la pression statique et dynamique, données d'essais de production et information sur la surveillance et la performance. Les données utilisées incluaient également des renseignements souterrains obtenus par mesure indirecte dont des données sismiques de haute qualité en deux et trois dimensions, calibrées selon le contrôle des puits disponible. Si applicable, l'information géologique de surface a également été utilisée. Les outils servant à interpréter les données incluaient un logiciel exclusif de traitement sismique, un logiciel exclusif de modélisation et de simulation de gisement et des progiciels d'analyse de données du commerce. Dans certains cas, lorsque des gisements comparables étaient disponibles, les paramètres de ces gisements ont été utilisés pour accroître la qualité et la fiabilité des estimations de réserves. Préparation des estimations de réserves L'impériale a un groupe dédié à la gestion des réserves qui est distinct de l'organisation d'exploitation de base. Les responsabilités principales de ce groupe comprennent la supervision du processus d'estimation des réserves pour en garantir la conformité aux règles et la réglementation de la Securities and Exchange Commission (SEC), la revue des modifications annuelles des estimations des réserves et la déclaration des réserves prouvées de l'impériale. Le groupe maintient également les estimations de réserves officielles de la compagnie pour les réserves prouvées de pétrole brut et de liquides du gaz naturel, de pétrole synthétique, de bitume et de gaz naturel de l'impériale. De plus, le groupe assure la formation du personnel impliqué dans l'estimation des réserves et du processus de déclaration au sein de l'impériale. Les composantes clés du processus d'estimation des réserves comprennent des évaluations techniques et des analyses des puits et du rendement des gisements et une évaluation rigoureuse par des pairs. Le groupe de gestion des réserves maintient une base de données sur ordinateur central contenant les estimations de réserves et les données de production officielles de la compagnie. Des contrôles appropriés, y compris les limites d'accès à la base de données et aux capacités de mises à jour, sont en place pour préserver l'intégrité des données contenues dans cette base de données sur ordinateur central. Une revue annuelle des contrôles du système est réalisée par vérification interne. Aucun changement aux estimations des réserves de la base de données centrale, y compris l'ajout de toute nouvelle estimation initiale des réserves ou de toute révision subséquente, ne peut être apporté à moins d'avoir été soigneusement revu et évalué par un personnel dûment autorisé au sein de l'organisation d'exploitation de base. De plus, les changements apportés aux estimations de réserves qui dépassent certains seuils exigent une revue et une approbation supplémentaires du niveau de gestion approprié au sein de l'organisation d'exploitation, culminant en revue et approbation par la haute direction et le conseil d'administration de la compagnie. Le directeur de l'ingénierie du sous-sol, Exploitation, qui est un employé de la compagnie, a évalué les données sur les réserves de la compagnie et a déposé un rapport auprès des autorités canadiennes de réglementation du marché des valeurs mobilières. Notre personnel interne d'évaluation des réserves se compose d'environ 63 personnes ayant en moyenne environ 16 ans d'expérience pertinente dans l'évaluation des ressources, dont environ 36 d'entre elles sont des évaluateurs de réserves qualifiés aux fins des exigences des autorités canadiennes de réglementation du marché des valeurs mobilières. Notre équipe interne de gestion des réserves se compose de 18 personnes ayant en moyenne environ 16 ans d'expérience pertinente dans l'évaluation et la gestion des ressources. Aucun évaluateur ou vérificateur indépendant qualifié de réserves n'a été impliqué dans la préparation des données sur les réserves de la compagnie. Réserves prouvées non mises en valeur Au 31 décembre 2009, environ 48 % des réserves prouvées de la compagnie étaient des réserves prouvées non mises en valeur représentant un volume de millions de barils en équivalent pétrole. La quasi-totalité de ces réserves non mises en valeur était liée au projet Kearl et au gisement de Cold Lake. Une des exigences de la compagnie pour que des ressources soient déclarées comme réserves prouvées est que la direction ait consenti d'importants financements pour leur mise en valeur. L'Impériale a une stratégie d'investissement disciplinée et la mise en valeur d'un grand nombre de gisements nécessite des délais significatifs. L'Impériale a investi environ 1,4 milliard de dollars au cours de l'exercice pour faire avancer la mise en valeur de réserves déclarées prouvées mais non mises en valeur. Notamment, la compagnie à dépensé environ 1,1 milliard de dollars sur l'avancement du projet Kearl en L'Impériale a un important programme de forage en cours à Cold Lake depuis 1978, et en 2009, a fait des investissements d'environ 250 millions de dollars pour faire avancer le programme de mise en valeur de 6

7 réserves prouvées non mises en valeur. Les réserves prouvées non mises en valeur de Cold Lake sont liées au programme de forage en cours. Production de pétrole et de gaz, prix et coûts de production La production quotidienne moyenne de pétrole de la compagnie par produit final vendu au cours des trois dernières années se terminant le 31 décembre 2009 s'établit comme suit. Tous les volumes de production déclarés provenaient du Canada. en milliers de barils par jour Liquides : - bruts a) nets b) Bitume c) : - bruts a) nets b) Pétrole synthétique d) : - bruts a) nets b) Total : - bruts a) nets b) a) La production brute est la quote-part de la société dans la production (à l'exclusion des achats), avant déduction de la quote-part des propriétaires miniers, des gouvernements, ou des deux. b) La production nette est la production brute moins la quote-part des propriétaires miniers, des gouvernements, ou des deux. c) Les volumes de production de bitume de la société proviennent de la production de Cold Lake. d) Les volumes de production de pétrole synthétique de l'impériale correspondent à la quote-part de la société dans les volumes de production provenant de la coentreprise de Syncrude. En 2009, la raison principale de la baisse des volumes de production de liquides était la réduction naturelle du rendement des gisements dans l'ouest du Canada. La production de bitume à Cold Lake a baissé en raison de la nature cyclique de la production et de la réparation des puits dans la partie nord du gisement. Les activités de forage et d'injection de vapeur ont repris depuis dans la région et la production devrait retourner à un niveau normal. La production de pétrole brut synthétique à Syncrude était également plus faible qu'anticipée car les travaux d'entretien prévus au premier semestre 2009, qui incluaient des modifications de conception pour améliorer le rendement d'exploitation à long terme, ont contribué à la réduction de la production pour toute l'année La production nette de pétrole brut synthétique à Syncrude a été plus élevée en raison de redevances plus faibles. En 2008, la baisse des volumes de production de liquides était principalement attribuable à la fin de l'extraction du gaz à Wizard Lake. La production de bitume à Cold Lake a baissé en raison de la planification du cycle d'injection de vapeur et de redevances plus élevées. La baisse de production de pétrole synthétique de Syncrude est due principalement aux travaux d'entretien prévus et imprévus, y compris les travaux destinés à améliorer la fiabilité. La moyenne quotidienne de la production et des ventes de gaz naturel de la société au cours de la période de trois ans terminée le 31 décembre 2009 est indiquée ci-dessous. Tous les volumes de production déclarés sont au Canada. Tous les volumes de gaz sont calculés à une pression de base de 14,73 livres par pouce carré en valeur absolue à une température de 60 degrés Fahrenheit. Moyenne quotidienne de la production et des ventes de gaz naturel en millions de pieds cubes par jour Production brute a) b) : Production nette c) : Ventes d) : a) La production brute représente la quote-part de la société dans la production (à l'exclusion des achats), avant déduction de la quotepart des propriétaires miniers, des gouvernements ou des deux. b) Les données sur la production comprennent les quantités affectées à la consommation interne, sauf les quantités réinjectées. c) La production nette est la production brute moins la quote-part des propriétaires miniers, des gouvernements ou des deux. d) Les ventes désignent les ventes de la quote-part de la société dans la production (avant déduction de la quote-part des propriétaires miniers ou des gouvernements) ainsi que les ventes de gaz acheté, traité ou revendu. En 2009, la baisse des volumes de production brute de gaz était principalement attribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements. Les volumes de production nette étaient plus élevés en raison de redevances plus basses. 7

8 En 2008, la diminution des volumes de production de gaz était principalement imputable à la fin de l'extraction du gaz à Wizard Lake. Le total de la production quotidienne moyenne de la société exprimée en équivalent pétrole est présentée cidessous, le gaz naturel étant converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils. Total de la production quotidienne moyenne en équivalent pétrole en milliers de barils par jour Total de la production en équivalent pétrole - brute a) nette b) a) La production brute représente la quote-part de la société dans la production (à l'exclusion des achats), avant déduction de la quotepart des propriétaires miniers, des gouvernements ou des deux. b) La production nette est la production brute moins la quote-part des propriétaires miniers, des gouvernements ou des deux. Le prix de vente unitaire et les coûts de production unitaires moyens de la société par type de produit pour la période de trois ans terminée le 31 décembre 2009 étaient les suivants : Prix de vente unitaire moyen en dollars par baril Liquides 53,91 84,67 62,31 Pétrole synthétique 69,69 106,61 79,10 Bitume 51,81 69,04 39,77 en dollars par milliers de pieds cubes Gaz naturel 4,11 8,69 6,95 Coûts de production unitaires moyens en dollars par baril Bitume 17,17 21,09 14,44 Total en équivalent pétrole a) 23,66 25,25 17,10 a) Comprend les liquides, le bitume, le pétrole synthétique et la gaz naturel. Les prix canadiens du pétrole brut sont déterminés principalement par les marchés internationaux du pétrole brut et l'incidence des taux de change. Les prix canadiens du gaz naturel sont déterminés par les marchés du gaz nord-américains et l'incidence des taux de change. En 2009, les coûts de production unitaires ont diminué sur une base nette. Les volumes nets plus élevés en raison d'une sensibilité réduite aux redevances ont plus que compensé l'augmentation des dépenses. En 2008, les coûts de production unitaires étaient plus élevés, principalement en raison d'une baisse des volumes de gaz et de liquides due à la baisse de production à Wizard Lake et à l'incidence défavorable des prix plus élevés sur les taux de redevances et les volumes nets. Activités de forage et autres activités d'exploration et de mise en valeur La société exerce des activités d exploration et de mise en valeur dans le secteur du pétrole et du gaz naturel uniquement au Canada. Le tableau qui suit indique les puits nets d'exploration et de mise en valeur de pétrole classique et de pétrole lourd qui ont été forés par la société ou auxquels la société a participé au cours de la période de trois ans terminée le 31 décembre 2009 : puits Puits nets d'exploration producteurs : Pétrole et gaz 2 Bitume Puits nets d'exploration secs : Pétrole et gaz 8

9 Bitume Puits nets de mise en valeur producteurs : Pétrole et gaz Bitume Puits nets de mise en valeur secs : Pétrole et gaz Bitume Total En 2009, 60 puits de mise en valeur de pétrole lourd on été forés pour ajouter une nouvelle capacité de production dans les zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, 216 puits de mise en valeur de gaz ont été forés en 2009, ce qui améliore la productivité, en particulier dans la zone de gaz peu profond. En outre, deux puits de mise en valeur de pétrole ont été forés à Norman Wells. Toujours en 2009, deux puits nets d'exploration de gaz ont été forés dans le gisement de gaz de schiste de Horn River dans le cadre de l'évaluation continue des biens de la compagnie dans cette région. En 2008, 70 puits de mise en valeur de pétrole lourd ont été forés pour ajouter une nouvelle capacité de production dans les zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, 146 puits de mise en valeur de gaz ont été forés en 2008, ce qui améliore la productivité, en particulier dans la zone de gaz peu profond. En outre, un puits de mise en valeur de pétrole a été foré à Norman Wells. En 2007, 188 puits de mise en valeur de pétrole lourd ont été forés pour ajouter une nouvelle capacité de production dans les zones à mettre en valeur dans les phases existantes à Cold Lake. De plus, 183 puits de mise en valeur de gaz ont été forés en 2007, ce qui améliore la productivité, en particulier dans la zone de gaz peu profond. Forage de puits Au 31 décembre 2009, la société participait au forage des puits d'exploration et de mise en valeur qui suivent. Tous ces puits sont situés au Canada puits Bruts Nets Pétrole et gaz 3 2 Bitume Total Activités d'exploration et de mise en valeur relatives aux gisements de pétrole et de gaz naturel Cold Lake En 2009, la société a engagé environ 300 millions de dollars en dépenses d'immobilisations et d'exploration à Cold Lake. Des dépenses en immobilisations pour des puits de production supplémentaires et les installations connexes seront requises périodiquement pour y maintenir la production. En 2009, la société a exécuté un programme de forage de mise en valeur de 60 puits sur les phases existantes. Un programme de forage de mise en valeur est prévu en 2010 dans la zone de mise en valeur approuvée pour augmenter la capacité de production des zones non mises en valeur des phases existantes de Cold Lake. De plus, le travail de planification et de conception progresse sur le projet Nabyie, la prochaine phase d'expansion à Cold Lake qui pourrait augmenter la production d'environ barils par jour avant redevances. La société mène également des projets pilotes d'exploitation expérimentale pour améliorer le taux de récupération de bitume à partir des puits grâce à de nouvelles techniques de forage et de production. Provinces de l'ouest Un programme de forage d'exploration hivernale de quatre puits (bruts) sur la concession de gaz de schiste de la société à Horn River a été complété en Un projet pilote de production est en cours pour évaluer la productivité et l'ampleur du gisement. Delta du Mackenzie En 1999, la société et trois autres sociétés ont conclu une entente dans le but d'étudier la faisabilité de la mise en valeur des gisements de gaz du delta du Mackenzie, ancrés par trois grands champs de gaz naturel en zone terrestre. La société conserve une participation de 100 % dans le plus grand de ces champs. 9

10 La viabilité commerciale de ces ressources de gaz naturel et des pipelines nécessaires au transport du gaz naturel vers les marchés est tributaire de bon nombre de facteurs, notamment des marchés du gaz naturel, du soutien des groupes concernés du Nord, des approbations des autorités de réglementation, de considérations environnementales, de la participation dans le pipeline, du cadre fiscal et des coûts liés à la construction, à l'exploitation et à l'abandon des installations de production et du pipeline. En octobre 2004, les demandes réglementaires et les énoncés des incidences environnementales du projet ont été déposés par la société et ses partenaires auprès de l'office national de l'énergie (ONE) et des autres commissions, groupes d'experts et organismes responsables de l'évaluation et de la réglementation des projets de développement énergétique dans les Territoires du Nord-Ouest. Les audiences publiques lancées par le comité d'étude mixte et l'office national de l'énergie se sont toutes terminées à la fin de Le rapport du comité d'étude mixte a été rendu public à la fin de 2009 et la décision de l'one est attendue en Mer de Beaufort En 2007, la société a acquis une participation de 50 % dans un permis d'exploration dans la mer de Beaufort. Dans le cadre de l'évaluation, un levé de données sismiques tridimensionnel a été réalisé en En 2009, la société a lancé un programme de collecte de données pour soutenir les études environnementales et la sécurité des activités de forage d'exploration. Zones extracôtières de l'atlantique La société détient une participation de 15 % dans des blocs d'exploration en eaux profondes dans le bassin Orphan, au large de la côte est de Terre-Neuve. En 2004 et en 2005, la société a participé à des levés sismiques tridimensionnels dans cette zone. Le forage d'un puits d'exploration s'est terminé au début de En 2009, la société a participé à une étude de résistivité des gisements à distance dans la zone. Un second puits d'exploration a été approuvé par les coentrepreneurs pour forage en Autres activités reliées aux sables pétrolifères La société détient également une participation dans d'autres concessions de sables pétrolifères dans les régions de l'athabasca et de Peace River du nord de l'alberta. Des puits d'évaluation ont été forés sur ces concessions et ont établi la présence de pétrole lourd. La société continue à évaluer ces concessions pour en déterminer le potentiel de mise en valeur. Activités d'exploration et de mise en valeur relatives à l'extraction minière de pétrole et de gaz naturel Le projet Kearl La société détient une participation de 70,96 % dans le projet Kearl, une coentreprise formée avec ExxonMobil Canada Properties, une filiale d'exxon Mobil Corporation. Le projet Kearl récupèrera des dépôts peu profonds de sables pétrolifères au moyen de méthodes d extraction à ciel ouvert. Le projet est situé quelque 40 milles au nord de Fort McMurray, en Alberta. Le projet Kearl sera mis en valeur en phases. Le bitume sera extrait des sables pétrolifères recueillis dans le chantier à ciel ouvert et traité dans une usine d extraction du bitume et de traitement de la mousse. Le produit ainsi obtenu, une huile lourde composée d un mélange de bitume et de diluant, sera expédié par pipeline en vue de sa distribution aux marchés de l Amérique du Nord. Le diluant est un condensat de gaz naturel ou un autre hydrocarbure léger ajouté au bitume brut pour en faciliter le transport par pipeline jusqu aux marchés. Le projet Kearl a été approuvé par les autorités de la province d Alberta en 2007 et par le gouvernement du Canada en Les autorités de la province d Alberta ont délivré un permis d exploitation et de construction en 2008, autorisant l extraction des sables pétrolifères et la production de bitume à partir de zones approuvées visées par les concessions de sables pétrolifères. La première phase du projet Kearl a été approuvée par le Conseil de la compagnie en mai La production de la première phase devrait atteindre en moyenne quelque barils de bitume par jour avant redevances dont la quote-part de la société serait d environ barils par jour. Le démarrage est prévu pour Environ 2 milliards de dollars avaient été dépensés sur le projet à la fin de l'exercice 2009, dont la quote-part de la compagnie était d'environ 1,5 milliard de dollars. En 2009, le transport par pipeline a été finalisé, la construction de l'infrastructure a été poursuivie et plus de la moitié du travail d'ingénierie détaillé était terminé. 10

11 Les activités à Kearl seront assujetties au régime type de redevances sur les sables pétrolifères d'alberta, qui est entré en vigueur en Les taux de redevances reposent sur une échelle mobile établie en fonction du cours du pétrole brut. Autres activités reliées aux sables pétrolifères La société poursuit l évaluation d autres concessions de sables pétrolifères non mis en valeur dans la région de l'athabasca. Activités actuelles Revue des principales activités en cours Cold Lake En 2009, La production nette moyenne à Cold Lake était d'environ barils par jour et la production brute était d'environ barils par jour. La majeure partie de la production tirée de Cold Lake est vendue à des raffineries du nord des États Unis. La majeure partie du reste de la production de Cold Lake est expédiée à certaines raffineries de la société ainsi qu'à une usine de valorisation du pétrole lourd appartenant à un tiers située à Lloydminster, en Saskatchewan. La province d'alberta, à titre de bailleur des concessions de sables pétrolifères de Cold Lake, a droit à une redevance sur la production tirée du projet de Cold Lake. Les activités à Cold Lake sont assujetties au régime type de redevances sur les sables pétrolifères d'alberta, qui est entré en vigueur en Les taux de redevances reposent sur une échelle mobile établie en fonction du cours du pétrole brut. Activités de Syncrude La société détient une participation de 25 % dans Syncrude, une coentreprise constituée afin de récupérer des dépôts peu profonds de sables pétrolifères au moyen de méthodes d'extraction à ciel ouvert pour extraire du bitume brut et de produire du pétrole brut synthétique de haute qualité, léger (32 degrés API) et non corrosif. Les installations de Syncrude, situées près de Fort McMurray, en Alberta, exploitent une partie du gisement de sables pétrolifères de l'athabaska. Le pétrole brut synthétique produit est transporté du site de Syncrude vers Edmonton, en Alberta, par la société Alberta Oil Sands Pipeline Ltd. En 2009, la production nette de pétrole synthétique brut était de barils par jour et la production brute était de barils par jour. La quotepart de la production nette de la société était de barils par jour en Il n'y pas de plans approuvés pour des projets majeurs d'expansion future. En novembre 2008, l Impériale et les autres propriétaires de la coentreprise Syncrude ont signé une entente avec le gouvernement de l Alberta dans le but de modifier l actuel accord de Syncrude avec la Couronne. Dans le cadre de la version remaniée de l entente, Syncrude entamera sa transition vers le nouveau régime de redevances de 2016 en versant des redevances additionnelles, dont le montant exact variera selon les niveaux de production de 2010 à Aussi, à compter du 1 er janvier 2009, les redevances de Syncrude seront calculées en fonction de la valeur du bitume, les frais de valorisation et les revenus étant exclus du calcul. Le gouvernement du Canada avait émis un décret qui a expiré à la fin de 2003 et qui prévoyait la remise de tout impôt fédéral sur le revenu autrement payable par les propriétaires de la coentreprise en raison de la non déductibilité du revenu des participants des montants à recevoir par la province d'alberta à titre de redevance ou autrement à l'égard de Syncrude. Le décret de remise excluait la redevance payable sur la production du projet Aurora. Le montant définitif qui devra être remis au titre des activités de Syncrude pour la période se terminant en 2003 fait présentement l objet d un litige avec le gouvernement du Canada. Le 1 er mai 2007, la société a mis en œuvre l'exécution d'un contrat de services de gestion aux termes duquel Syncrude bénéficiera de services de gestion dans les secteurs de l'exploitation, de l'ingénierie et des affaires de l'impériale et d'exxon Mobil Corporation. Ce contrat vise une période initiale de 10 ans, est automatiquement reconduit pour des périodes successives de cinq ans et peut être résilié sur préavis écrit d'au moins deux ans. Pétrole classique et gaz Le plus important actif de production de pétrole classique de la société est le champ pétrolifère Norman Wells, dans les Territoires du Nord Ouest, qui est actuellement à l origine d environ 56 % de la production nette de pétrole brut classique de la société (soit environ 60 % de la production brute). En 2009, la production nette de pétrole brut s'est établie à environ barils par jour et la production brute était de barils par jour. Le 11

12 gouvernement canadien détient un intérêt passif d'un tiers dans le champ pétrolifère Norman Wells et touche à ce titre une redevance de production de 5 %. Grâce à l'intérêt passif qu'il détient, le gouvernement du Canada a droit au tiers d un montant fondé sur les produits d'exploitation provenant de la vente de la production tirée du champ pétrolifère Norman Wells, déduction faite des frais d'exploitation et des dépenses en immobilisations. Aux termes d'une convention de transport, la société assume les coûts, notamment les coûts de construction et d'exploitation, d'un pipeline de 540 milles qui achemine le pétrole brut et les liquides de gaz naturel obtenus dans le cadre du projet. En 2009, ces coûts se sont élevés à environ 33 millions de dollars. La plupart des plus importants champs pétrolifères des provinces de l'ouest sont en production depuis plusieurs décennies, et les quantités de pétrole tirées des champs de pétrole classique diminuent. La société extrait du gaz naturel d'un grand nombre de champs gaziers situés dans les provinces de l'ouest, principalement en Alberta. La société détient également une participation de 9 % dans un projet de mise en valeur et de production de réserves de gaz naturel dans la zone de l'île de Sable, au large des côtes de la Nouvelle Écosse. Engagements de livraison La société n'a aucun engagement important à fournir une quantité fixe et déterminée de pétrole ou de gaz dans un proche avenir en vertu de contrats existants. Concessions de pétrole et de gaz, puits, exploitation et superficies Puits de production La production de liquides, de bitume et de gaz naturel de la société provient de puits situés exclusivement au Canada. Le nombre total de puits producteurs dans lesquels la société détenait des participations aux 31 décembre 2009 et 2008 est indiqué dans le tableau suivant. Les chiffres du tableau sont établis en partie à partir de renseignements fournis par d'autres exploitants. Exercice terminé le 31 décembre 2009 Exercice terminé le 31 décembre 2008 Pétrole brut Gaz naturel Pétrole brut Gaz naturel puits Bruts a) Nets b) Bruts a) Nets b) Bruts a) Nets b) Bruts a) Nets b) Pétrole et gaz c) Bitume c) a) Les puits bruts sont des puits dans lesquels la société possède un intérêt économique direct. b) Les puits nets sont la somme des intérêts économiques directs fractionnaires que possède la société dans des puits bruts, arrondie au nombre entier le plus près. c) Les puits à complétion multiple sont équipés de façon permanente pour produire séparément à partir de deux formations géologiques différentes ou plus. À la fin de l'exercice 2009, la société détenait une participation dans quatre puits bruts à complétion multiple. Biens fonciers Aux 31 décembre 2009 et 2008, la société détenait les droits pétroliers et gaziers et les concessions de pétrole lourd et pétrole synthétique suivants, tous situés au Canada, plus précisément dans les provinces de l'ouest, les terres du Canada et les zones extracôtières de l'atlantique : Acres Mises en valeur Non mises en valeur Total en milliers d'acres Provinces de l'ouest : Liquides et gaz - brutes a) nettes b) Pétrole lourd - brutes a) nettes b) Pétrole synthétique - brutes a) nettes b) Terres du Canada c) : Liquides et gaz - brutes a) nettes b) Zones extracôtières de l'atlantique : Liquides et gaz - brutes a) nettes b) Total d) : - brutes a)

13 - nettes b) a) Les acres brutes comprennent les participations de tiers. b) Les acres nettes ne comprennent pas les participations de tiers. c) Les terres du Canada comprennent l archipel Arctique, la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie, ainsi que d'autres parties des Territoires du Nord-Ouest, du Nunavut et du Yukon. d) Certains biens fonciers sont susceptibles d'être modifiés par des conventions en vertu desquelles des tiers peuvent obtenir des participations dans les biens de la société en effectuant certains travaux d'exploration (amodiation) et en vertu desquelles la société peut obtenir des participations dans les biens de tiers en effectuant certains travaux d'exploration (prise d intérêt). Provinces de l'ouest Les concessions de bitume de la société comprennent environ acres nettes de sables pétrolifères près de Cold Lake et une superficie d'environ acres nettes à Kearl. En 2009, la société a acquis environ acres nettes de bitume non mis en valeur supplémentaires adjacentes aux terres existantes de Firebag North dans la région de l'athabasca. La société détient maintenant environ acres nettes exploitables de sables pétrolifères non mis en valeur dans la région de l'athabasca. La société détient également une participation dans d'autres concessions de sables bitumineux dans les régions de l'athabasca et de Peace River totalisant environ acres nettes. La participation de la société dans la coentreprise Syncrude couvre environ acres nettes et représente toute la superficie de production de pétrole synthétique. La société détient une participation supplémentaire dans acres nettes de terres mises en valeur et non mises en valeur dans l'ouest canadien liées à la production de pétrole classique et de gaz naturel. Ce chiffre comprend l'acquisition en 2009 d'environ acres nettes dans la région de Horn River en Colombie- Britannique susceptible de contenir du gaz naturel, ce qui crée une position totale nette d'environ acres dans cette région. Terres du Canada La société détient une participation dans 16 licences de découverte importante et une licence de production accordées par le gouvernement du Canada relativement à l archipel Arctique. Une autre société gère ces licences totalisant acres brutes pour le compte de tous les participants. Depuis 1984, la société n'a participé à aucun forage de puits dans cette région. Également au sein des terres du Canada, les biens de la société dans le delta du Mackenzie comprennent une participation majoritaire dans 21 licences de découverte importante, et une participation minoritaire dans 6 autres, accordées par le gouvernement du Canada à la suite de découvertes de pétrole et de gaz, qui sont toutes gérées par la société, ainsi qu une participation majoritaire dans 2 autres licences de découverte importante, et une participation minoritaire dans 17 autres, gérées par des tiers. La société détient un total de acres brutes dans le delta du Mackenzie. En 2007, la société a fait l'acquisition d'une participation de 50 % dans un permis d'exploration dans la mer de Beaufort d'environ acres brutes. Zones extracôtières de l'atlantique La société gère cinq licences de découverte importante accordées par le gouvernement du Canada relativement aux zones extracôtières de l'atlantique. Elle détient également des participations minoritaires dans 27 licences de découverte importante et six licences de production, dont la gestion relève de tiers. En 2008, la société a laissé expirer un permis d'exploration visant environ acres brutes dans la région de l'île de Sable, dans lequel elle détenait une participation de 20 %. La société a également laissé expirer en 2008 un permis d'exploration visant environ acres brutes dans une zone plus au large, en eaux plus profondes, dans lequel elle détenait une participation de 70 %. La société ne prévoit pas d autres travaux d exploration dans ces zones. Au début de 2004, la société a acquis une participation de 25 % dans huit permis d'exploration en eaux profondes visant environ acres brutes dans le bassin Orphan, au large de Terre-Neuve. En février 2005, la société a réduit sa participation à 15 % par le biais d une entente avec une autre société. Au début de 2009, un permis d exploration au complet et la quasi-totalité d un deuxième permis, portant au total sur quelque acres brutes, ont expiré. Les permis d exploration restants ont été regroupés pour former deux permis d exploration portant sur quelque acres brutes. 13

14 En 2099, la société a laissé expirer un seul permis d exploration de acres brutes dans la zone du bassin laurentien située au large des côtes de la province de Terre-Neuve-et-Labrador. La société y détenait une participation de 100 %. Secteur aval Approvisionnement Afin de répondre aux besoins de ses propres raffineries et d obtenir les condensats devant être mélangés avec le bitume brut, la société compte sur sa propre production et sur d'importants achats auprès de tiers. La société achète, à des prix librement négociés, du pétrole brut canadien provenant de nombreuses sources. Les achats de pétrole brut canadien sont généralement conclus aux termes de contrats renouvelables prévoyant des modalités d annulation de 30 à 60 jours. La société achète du pétrole brut provenant de l étranger à des prix correspondant au niveau du marché principalement par l'intermédiaire d Exxon Mobil Corporation (qui bénéficie d un accès avantageux aux principaux marchés d approvisionnement en pétrole brut du monde). Raffinage La société est la propriétaire et l exploitante de quatre raffineries. Deux de ces raffineries, soit la raffinerie de Sarnia et celle de Strathcona, ont des installations de production d'huiles lubrifiantes. La raffinerie de Strathcona traite du pétrole brut canadien, et les raffineries de Dartmouth, de Sarnia et de Nanticoke traitent à la fois du pétrole brut canadien et du pétrole brut étranger. En plus du pétrole brut, la société achète des produits finis qui viennent suppléer à la production de ses raffineries. En 2009, des dépenses en immobilisations d'environ 160 millions de dollars ont été engagées dans les raffineries de la société. Environ 70 % de ces dépenses ont été consacrées aux initiatives contribuant à la protection de l'environnement et à la sécurité et les fonds restants ont principalement servi à accroître la capacité de production et l'efficience. Le débit quotidien moyen approximatif des raffineries durant la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2009, ainsi que leur capacité nominale quotidienne aux 31 décembre 2009 et 2004, s établissaient comme suit : Débit quotidien moyen des raffineries a) Capacité nominale quotidienne aux b) Exercices terminés les 31 décembre 31 décembre en milliers de barils Strathcona (Alberta) Sarnia (Ontario) Dartmouth (Nouvelle Écosse) Nanticoke (Ontario) Total a) Le débit des raffineries correspond au volume de pétrole brut et de produits d'alimentation traité dans les unités de distillation atmosphérique des raffineries. b) Les capacités nominales sont basées sur des spécifications précises quant aux catégories de pétrole brut et de produits d'alimentation traitées dans les unités de distillation atmosphérique des raffineries, quant aux produits à obtenir et quant au procédé de raffinage, et elles sont ajustées en fonction de la durée estimative des arrêts de production normalement requis pour l entretien. Par conséquent, les capacités réelles peuvent être plus élevées ou plus basses que les capacités nominales en raison de changements relatifs à l'exploitation de la raffinerie et à la catégorie de pétrole brut disponible aux fins de traitement. La capacité de raffinage était de 82 % en 2009, soit 7 % de moins que l exercice précédent. Les améliorations obtenues pendant l année sur le plan de l'exploitation et de la fiabilité ont été en partie annulées par l impact d une conjoncture économique à la baisse qui ne favorisait pas le fonctionnement des raffineries à pleine capacité. Transport La société maintient un réseau de transport national, y compris 24 terminaux primaires, pour les produits pétroliers en vrac et les produits pétroliers conditionnés devant être acheminés des raffineries jusqu'aux marchés par pipelines, pétroliers, wagons citernes et camions. La société est propriétaire et exploitante de pipelines de pétrole brut, de produits de gaz naturel et de liquides de gaz naturel en Alberta, au Manitoba et en 14

15 Ontario, et elle détient des participations dans le capital actions d'une société de pipelines de pétrole brut et de deux sociétés de pipelines de produits finis. Commercialisation La société commercialise auprès d'une clientèle diversifiée plus de 650 produits pétroliers dans tout le Canada. Les produits sont commercialisés sous des noms de marque bien connus, plus particulièrement Esso et Mobil. La société vend ses produits aux automobilistes par l'intermédiaire de stations-service de détail Esso. Le nombre moyen de ces stations-service pendant l année était d environ 1 850, dont quelque 540 appartenaient à la société ou étaient louées par celle-ci, mais dont aucune n'était exploitée par cette dernière. La société continue d'améliorer son réseau de stations-service de détail Esso et fournit davantage de services à la clientèle, comme des services de lave-auto et de dépanneurs, principalement dans les emplacements les plus achalandés dans des centres urbains. Les marchés canadiens des activités agricoles, du chauffage résidentiel et de la petite entreprise sont desservis par à peu près 85 points de vente. La société vend également des produits pétroliers à de gros clients industriels et commerciaux ainsi qu'à d'autres raffineurs et à d autres marchands. Les volumes quotidiens approximatifs des produits pétroliers nets (à l exception des contrats d achat et de vente auprès de la même contrepartie) vendus au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2009 sont présentés dans le tableau suivant : en milliers de barils par jour Essence Mazout de chauffage, carburant diesel et carburéacteur Mazout lourd Huiles lubrifiantes et autres produits Ventes nettes de produits pétroliers Le total des ventes de produits pétroliers au Canada exprimé en pourcentage du total des ventes de ces produits au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2009, est présenté ci-dessous : pourcentage Total des ventes de produits pétroliers au Canada exprimé en pourcentage du total des ventes de ces produits 90,3 93,0 94,8 95,1 95,3 La société continue d'évaluer et d'adapter son réseau de stations-service Esso et de distribution afin d'en augmenter la productivité et l'efficacité. En 2009, la société a procédé à la fermeture ou au démarquage d'environ 80 stations-service Esso, dont environ 25 lui appartenaient, et elle en a ouvert environ 50. Le volume annuel moyen de produits pétroliers de la société vendus par station-service Esso en 2009 s est établi à 25 milliers de barils (3,9 millions de litres), une augmentation d'environ mille barils (0,2 million de litres). Le débit moyen par station-service Esso appartenant à la société ou louée par cette dernière a atteint 44 milliers de barils (7,0 millions de litres) en 2009, ce qui représente une augmentation d'environ barils (0,3 million de litres) par rapport à Produits chimiques La division des produits chimiques de la société fabrique et commercialise de l'éthylène, du benzène, des solvants aromatiques et aliphatiques, des plastifiants intermédiaires ainsi que des résines de polyéthylène. Ses principales installations de fabrication de produits pétrochimiques et de polyéthylène se trouvent à Sarnia, en Ontario, juste à côté de la raffinerie de pétrole de la société. La société possède également une usine d'heptène et d'octène située à Dartmouth, en Nouvelle-Écosse. Le tableau suivant indique la moyenne des ventes quotidiennes de produits pétrochimiques de la société au cours de la période de cinq ans terminée le 31 décembre 2009 : 15

16 en milliers de tonnes par jour Moyenne totale des ventes quotidiennes de produits 2,8 2,8 3,1 3,0 3,0 Recherche Les dépenses de recherche de la société au Canada, avant déduction des crédits d'impôt à l'investissement, se sont élevées à 78 millions de dollars en 2009, comparativement à 117 millions de dollars en 2008 et à 83 millions de dollars en Ces fonds ont été essentiellement affectés à la mise au point de meilleures méthodes de récupération de pétrole brut lourd et de meilleurs processus de raffinage et pour appuyer le secteur des lubrifiants. Un établissement de recherche voué au soutien des activités du secteur amont de la société se trouve à Calgary, en Alberta. Les recherches qui y sont effectuées visent à mettre au point de nouvelles techniques pour la production et le traitement de bitume brut. En 2009, environ 40 personnes participaient à ce type de recherche. La société a également participé à des recherches sur la récupération et le traitement du pétrole lourd extrait de sables pétrolifères par le truchement de sa participation dans Syncrude, qui maintient des installations de recherche à Edmonton, en Alberta, et dans le cadre de conventions de recherche conclues avec d'autres parties. Dans les laboratoires de la société à Sarnia, en Ontario, les activités de recherche et de soutien technique perfectionné visent principalement à mettre au point des lubrifiants et des carburants et à fournir un soutien technique connexe. À la fin de 2009, environ 105 personnes participaient à ce type de recherche et de soutien technique perfectionné. De plus, à Sarnia, environ 8 personnes se consacrent à la mise au point de nouveaux produits pour les entreprises de moulage par injection de polyéthylène et de rotomoulage de la société et d'exxon Mobil Corporation. La société a conclu avec des membres du groupe d Exxon Mobil Corporation des conventions de recherche scientifique régissant les travaux techniques et d'ingénierie devant être exécutés par toutes les parties, l'échange de données techniques et la cession et la concession de brevets et de droits de brevets. Ces conventions prévoient que les parties se donneront mutuellement accès aux données scientifiques et d'exploitation reliées à presque toutes les phases de leurs activités pétrolière et pétrochimique. Protection de l'environnement La société se préoccupe de la protection de l'environnement et, dans le cadre de ses diverses activités, elle prend des mesures pour assurer cette protection. La société travaille de concert avec des organismes gouvernementaux, des associations industrielles et les collectivités à la résolution de problèmes actuels et à l anticipation de problèmes éventuels en matière de protection de l'environnement. Au cours des cinq dernières années, la société a engagé des dépenses en immobilisations et d autres dépenses totalisant environ 3,0 milliards de dollars dans la protection de l'environnement et les installations. Les dépenses en immobilisations et autres dépenses engagées par la société se sont élevées à quelque 770 millions de dollars en 2009 et ont surtout été consacrées aux efforts de réduction des émissions dans les installations appartenant à Syncrude et la société, à la restauration d installations non exploitées ou liées à des activités suspendues ainsi qu'à la protection de l'eau douce près des installations de l'impériale. Les dépenses en immobilisations et autres dépenses engagées par la société relativement à la protection de l'environnement devraient s'établir aux alentours de 790 millions de dollars en Ressources humaines Au 31 décembre 2009, la société employait personnes à temps plein, comparativement à environ à la fin de 2008 et à environ à la fin de Près de 9 % du personnel de la société est syndiqué. La société continue d'offrir une vaste gamme d'avantages sociaux, y compris des prestations de soins de santé, de soins dentaires, d'invalidité et de survivant, des vacances et des régimes d'épargne et de retraite. Concurrence 16

17 La concurrence est très forte dans les industries du pétrole, du gaz naturel et des produits chimiques au Canada, notamment dans les domaines de la recherche et de la mise en valeur de nouvelles sources d'approvisionnement, de la construction et de l'exploitation de pipelines et d installations de pétrole brut, de gaz naturel et de produits raffinés et du raffinage, de la distribution et de la commercialisation de produits pétroliers et de produits chimiques. L'industrie pétrolière est également en concurrence avec d'autres industries pour l'approvisionnement des consommateurs en énergie, en carburant et en divers autres produits. Réglementation gouvernementale Droits pétroliers et gaziers La plupart des droits pétroliers et gaziers de la société ont été acquis auprès des gouvernements fédéral ou provinciaux. Les réservations, permis ou licences sont acquis auprès des provinces, au comptant, et permettent au titulaire d'obtenir des concessions à l achèvement de travaux stipulés. Des concessions peuvent également être acquises au comptant. Les baux confèrent à leurs titulaires le droit d extraire du pétrole et(ou) du gaz naturel des terrains loués. Le titulaire d'une licence relative à des terres du Canada et des zones extracôtières de l'atlantique est généralement tenu d'effectuer des paiements au comptant, d'entreprendre des travaux précis ou d'engager un montant stipulé de dépenses d'exploration afin de demeurer titulaire d un intérêt foncier, et il pourrait être autorisé à extraire du pétrole ou du gaz naturel des terrains sous licence. Pétrole brut Production La production brute maximale permise de pétrole brut tirée de puits au Canada est assujettie à des limites imposées par diverses autorités de réglementation en fonction de principes d'ingénierie et de conservation. Exportations Les contrats d'exportation de pétrole brut léger et de produits pétroliers de plus d un an et les contrats de pétrole brut lourd (y compris le bitume brut) de plus de deux ans nécessitent l'approbation préalable de l'one et du gouvernement du Canada. Gaz naturel Production La production brute maximale permise de gaz naturel tirée de puits au Canada est assujettie à des limites imposées par diverses autorités de réglementation. Ces limites visent à veiller à ce que la récupération de pétrole ne soit pas touchée de manière importante par les pratiques relatives à la production accélérée de gaz. Elles n ont pas d incidence sur les réserves de gaz, mais uniquement sur la cadence de production des réserves, et n ont pas eu d incidence importante sur les taux de production de gaz en Exportations Le gouvernement du Canada est habilité à réglementer le prix à l'exportation du gaz naturel et s est doté d une politique d établissement des prix à l'exportation qui s'applique aux prix à l'exportation du gaz naturel négociés entre les exportateurs canadiens et les importateurs américains. Les exportations de gaz naturel canadien nécessitent l'approbation de l'one et du gouvernement du Canada. Le gouvernement du Canada autorise l'exportation de gaz naturel par ordonnance de l'one, sans limitation de volume, pour des périodes n'excédant pas 24 mois. Redevances Le gouvernement du Canada et les provinces dans lesquelles la société produit du pétrole brut et du gaz naturel imposent des redevances sur la production tirée de terres dont ils détiennent les droits miniers. Certaines provinces productrices tirent également des revenus des taxes à la production qu'elles imposent à l'égard de terres dont elles ne détiennent pas les droits miniers. Diverses redevances sont imposées par le gouvernement du Canada et chacune des provinces productrices. Les redevances imposées sur le pétrole brut, sur le gaz naturel et sur les liquides de gaz naturel varient en fonction d un certain nombre de facteurs, y compris les volumes de production des puits, les prix de vente et les méthodes de récupération. Pour de plus amples renseignements sur les taux de redevance applicables à la production de Norman Wells, de Cold Lake, de Syncrude et de Kearl, voir la Rubrique 1, «Secteur amont». 17

18 Loi sur Investissement Canada En vertu de la Loi sur Investissement Canada, il faut, dans certains cas, obtenir l'approbation du gouvernement du Canada, lorsqu'une entité qui n'est pas contrôlée par des Canadiens compte acquérir le contrôle d'une entreprise canadienne. Dans certaines circonstances, l'acquisition de biens constitués de ressources naturelles peut être considérée comme une opération constituant l acquisition du contrôle d'une entreprise canadienne, qui nécessite l'approbation du gouvernement du Canada. La loi exige également le dépôt d un avis de l établissement au Canada de nouvelles entreprises non reliées par des entités qui ne sont pas contrôlées par des Canadiens, mais elle n'exige pas l'approbation du gouvernement du Canada, sauf si la nouvelle entreprise est liée au patrimoine culturel du Canada ou à l'identité nationale. Le gouvernement du Canada est également autorisé par des amendements récents à la loi à prendre toute mesure qu'il considère indiquée pour protéger la sécurité nationale, y compris interdire purement et simplement un investissement étranger au Canada. Étant donné qu Exxon Mobil Corporation détient la majorité des actions de la société, cette dernière est considérée comme une entité qui n'est pas contrôlée par des Canadiens. La société sur le Web Le site Web de la société, qui se trouve à l'adresse fournit un accès gratuit à des renseignements sur la société et à des renseignements à l intention des épargnants, dont le rapport annuel sur formulaire 10-K, les rapports trimestriels sur formulaire 10-Q et les rapports actuels sur formulaire 8-K de la société ainsi que les modifications apportées à ces rapports, et les déclarations interactives de données requises. Une fois qu ils ont été déposés auprès de la Securities and Exchange Commission des États Unis ou fournis à cette dernière, ces rapports sont rendus disponibles dès qu il est matériellement possible de le faire. 18

19 Rubrique 1A. Facteurs de risque Volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel Les résultats d exploitation et la situation financière de la société dépendent des prix obtenus pour sa production de pétrole et de gaz naturel. Les cours du pétrole brut et du gaz naturel sont déterminés par les marchés mondial et nord américain et sont soumis au jeu de l offre et de la demande. Une foule de facteurs peuvent influer sur ces cours, notamment la conjoncture économique, des événements politiques sur la scène internationale et les conditions météorologiques. Dans le passé, les cours du pétrole brut et du gaz naturel ont été instables, et la société s attend à ce qu'ils le demeurent. Toute diminution importante des cours du pétrole et du gaz naturel pourrait avoir un effet défavorable important sur les activités d exploitation, sur la situation financière, sur les réserves prouvées ou sur le montant consenti pour mettre en valeur les réserves de pétrole et de gaz naturel de la société. Une partie importante de la production de la société consiste en du pétrole lourd. Les prix du marché pour le pétrole lourd s'écartent des indices établis des marchés pour le pétrole léger et moyen principalement en raison des coûts élevés de transport et de raffinage du pétrole lourd et de la capacité de raffinage limitée en ce qui a trait au traitement du pétrole lourd. Ainsi, les prix obtenus pour le pétrole lourd sont en général inférieurs aux prix obtenus pour le pétrole moyen et léger. Les écarts de prix futurs sont cependant incertains et si les écarts entre les prix du pétrole lourd devaient s accentuer, ils pourraient avoir un effet défavorable important sur les activités de la société. Les prix de référence du pétrole brut et du gaz naturel ainsi que ceux des produits pétroliers et chimiques sont généralement libellés en dollars US. La majeure partie des ventes et des achats de l'impériale se rapportent à ces références de l'industrie en dollars US. Comme la compagnie enregistre et déclare ses résultats financiers en dollars canadiens, les résultats de la compagnie seront affectés dans la mesure des fluctuations du taux de change du dollar canadien par rapport au dollar US. La société n a pas recours à des placements dans les instruments dérivés afin de spéculer sur l évolution du prix des marchandises. Facteurs liés à la concurrence La concurrence est très forte dans les industries du pétrole et du gaz naturel, notamment dans les secteurs tels que la recherche et le développement de nouvelles sources d approvisionnement, la construction et l exploitation de pipelines et d installations de pétrole brut, de gaz naturel et de produits raffinés et le raffinage, la distribution et la commercialisation de produits pétroliers et de produits chimiques. D importantes sociétés pétrolières et gazières intégrées et de nombreuses autres sociétés pétrolières et gazières indépendantes figurent parmi les concurrents de la société. L industrie pétrolière fait également concurrence à d autres industries pour l approvisionnement des consommateurs en énergie, en carburant et en divers autres produits. Le jeu de la concurrence risque d entraîner une pénurie de zones prometteuses pour le forage, de limiter l accès aux services nécessaires aux activités d exploration, de mise en valeur et d exploitation et à l infrastructure disponible pour la production et le transport. Il est également possible que survienne une surabondance de pétrole brut, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits chimiques. Chacun de ces facteurs pourrait avoir une incidence négative sur les coûts et sur les cours et, par conséquent, sur les résultats financiers de la société. Risques liés à l environnement Toutes les phases des secteurs amont et aval et du secteur des produits chimiques sont soumises à la réglementation environnementale en vertu d une variété de lois et de règlements fédéraux, provinciaux et municipaux canadiens, ainsi qu aux termes d ententes internationales (collectivement, la législation environnementale). La législation environnementale impose, entre autres, des restrictions, des responsabilités et des obligations en ce qui a trait à la production, à la manutention, à l entreposage, au transport, au traitement et à l évacuation des substances et déchets dangereux et aux déversements, rejets et émissions de diverses substances dans l environnement. La réglementation environnementale s applique également à la qualité et à la composition des produits vendus et importés. La législation environnementale exige en outre que les puits, les sites des installations et les autres propriétés associées aux activités d exploitation de la société soient exploités, entretenus, abandonnés et récupérés selon les exigences des autorités de réglementation applicables. De plus, 19

20 certains types d exploitation, notamment les travaux d exploration et les projets de mise en valeur ainsi que des changements importants à certains projets existants, peuvent être soumis à des évaluations de l incidence environnementale aux fins de leur approbation. La mise en conformité à la législation environnementale est susceptible de nécessiter des dépenses importantes et tout défaut de conformité risque d entraîner l imposition d amendes et de pénalités et une responsabilité à l égard des frais de nettoyage et des dommages. La société ne peut assurer que les coûts engagés pour se conformer à la législation environnementale future n auront pas d effets défavorables importants sur sa situation financière ou ses résultats d exploitation. La société prévoit que les changements apportés à la législation environnementale pourraient comporter des exigences, notamment en matière de réduction des rejets dans l'atmosphère dans le cadre de ses activités d exploitation, ce qui pourrait entraîner une augmentation des dépenses en immobilisations. Il se peut que des modifications futures à la législation environnementale entraînent le resserrement des normes et des mesures d application de la loi, l augmentation des amendes et de la responsabilité et la hausse des dépenses en immobilisations et des coûts d exploitation, ce qui pourrait avoir un effet défavorable important sur la situation financière ou les résultats d exploitation de la société. Changements climatiques En avril 2007, le gouvernement canadien a annoncé son intention d'imposer une réglementation pour limiter les émissions de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques des grands établissements industriels du pays, bien que le détail des règlements ne soit pas encore connu. À l'automne 2009, le gouvernement a manifesté l'intention d'aligner la politique canadienne dans ce domaine sur celle des États-Unis, qui est ellemême en cours de développement. Par conséquent, toute tentative d'en évaluer l'incidence sur la société serait prématurée. La société continuera de suivre l'évolution des exigences légales en la matière. Dans la province d'alberta, la réglementation régissant les émissions de gaz à effet de serre des grands établissements industriels est entrée en vigueur le 1 er juillet Cette réglementation couvre les établissements industriels rejetant annuellement plus de tonnes (en équivalent dioxyde de carbone) de gaz à effet de serre et exige une réduction de 12 % des émissions de gaz à effet de serre par unité de production basée sur la moyenne de l'intensité annuelle de chacun des établissements pendant la période de 2003 à Les mesures de conformité permises incluent la participation à un système provincial d'échange de droits d'émission ou un paiement (au taux de 15 $ par tonne d'émissions excédentaire) au Climate Change and Emissions Management Fund de l'alberta. Ceci n'a pas eu d'impact important sur l'ensemble des activités de la société. La province de Colombie-Britannique a introduit une taxe sur le carbone en 2008 s'appliquant sur les achats de carburants hydrocarbures et sur les émissions de gaz à effet de serre. Le taux de taxe applicable a augmenté de 10 $ par tonne de dioxyde de carbone à 15 $ en 2009 et une augmentation de 5 $ par tonne jusqu'à 30 $ par tonne est prévue. La politique actuelle du gouvernement de la Colombie-Britannique est de compenser les revenus de cette taxe par une réduction des impôts des sociétés et des particuliers. L'impact sur la société et ses activités n'a pas été important et ne devrait pas le devenir. Les provinces d'ontario et du Québec ont adopté une législation autorisant l'émission de réglementations pour la création d'un système provincial de plafonnement et d'échange de droits d'émission de gaz à effet de serre afin de contrôler les émissions de gaz à effet de serre par les établissements industriels. Cependant, les détails de ces réglementations possibles ne sont pas disponibles et les tentatives pour en évaluer les effets pour la société sont donc prématurées. La province de Colombie-Britannique a introduit une réglementation sur une norme de carburant à faible teneur en carbone (NCFTC) exigeant que les fournisseurs de carburants de transport déclarent les émissions de gaz à effet de serre pour le cycle de vie de l'unité d'énergie des carburants vendus en Colombie-Britannique et, à partir de 2011, de réduire ces émissions de plus en plus chaque année. La Californie a introduit des exigences semblables et d'autres états américains envisagent des mesures comparables. De telles mesures peuvent avoir des implications pour le marketing par la société de la production tirée des sables pétrolifères ou des produits qui en sont dérivés en Colombie-Britannique ou aux États-Unis, mais l'impact ne peut pas être déterminé actuellement. La loi des États Unis intitulée Energy Independence and Security Act of 2007 interdit aux organismes du gouvernement fédéral américain de se procurer du carburant automobile issu de sources de pétrole non conventionnelles au cours du cycle de vie duquel les émissions de gaz à effet de serre sont supérieures à celles de carburants classiques équivalents. Cette décision pourrait avoir des conséquences pour la commercialisation 20