établir une valeur rapport annuel 2004 de canadian oil sands trust

ÉTABLIR UNE VALEUR
RAPPORT ANNUEL 2004 DE CANADIAN OIL SANDS TRUST

TABLE DES MATIÈRES
2 Message du président
12 Rapport de gestion
42 Rapport de la direction
43 Rapport des vérificateurs
44 États financiers consolidés
48 Notes afférentes aux états financiers consolidés
74 Sommaire statistique
75 Glossaire
77 Information aux investisseurs

COS.UN
2004
PROFIL Avec sa participation directe de 35,49 % dans le projet Syncrude,
Canadian Oil Sands Trust constitue une occasion de placement non diversifié
dans le secteur des sables bitumineux de l’Alberta. La durée de vie de nos
réserves prouvées s’élève à 35 ans et nous en sommes actuellement à agrandir
nos installations, ce qui devrait accroître notre capacité de production de pétrole
brut léger et non sulfureux de 50 % d’ici la moitié de 2006.
Canadian Oil Sands Trust est une fiducie de placement à capital variable dont
les titres sont négociés à la Bourse de Toronto sous le symbole COS.UN.
POINTS SAILLANTS
Financier (en millions de $, à
l’exception des sommes par parts de
fiducie)
Produits, après les frais de transport et
de commercialisation
2004 2003 % d’écart
1 352 932 45
Par part de fiducie 15,18 11,70 30
Bénéfice net 509 310 64
Par part de fiducie (de base et
dilué)
Flux de trésorerie provenant de
l’exploitation
5,72 3,89 47
576 273 111
Par part de fiducie 6,47 3,43 89
Distributions aux porteurs de parts 180 170 6
Par part de fiducie 2,00 2,00 –
Parts de fiducie pondérées (en
millions)
Exploitation
Volume des ventes du mélange non
sulfureux Syncrude
89,0 79,7 12
Total (en millions de barils) 31,0 24,4 27
Moyenne quotidienne (par baril) 84 575 66 793 27
Frais d’exploitation ($/baril) 19,40 21,12 (8)
Dépenses en immobilisations (en
millions $)
Prix de vente moyen ($/baril, après
l’opération de couverture)
942 786 20
43,68 38,23 14
West Texas Intermediate ($ US/baril) 41,47 30,99 34
Taux de change moyen ($ US/$ CA) 0,77 0,71 8
1

Message du président
En 2004, nous avons remarqué un rendement d’exploitation solide de la part de
Syncrude, puisque divers records de production ont été établis au cours de l’année.
L’année 2004 a également été celle de la récupération pour notre projet d’expansion.
Suivant une réévaluation de la phase 3 de notre projet en mars, nous avons progressé
de façon marquée dans la construction de la plus importante expansion de l’histoire de
Syncrude, qui devrait permettre de faire grimper la production annuelle de 50 %, soit à
45 millions de barils pour la Fiducie. Nous avons été en mesure de financer notre part
des dépenses en immobilisations pour ce projet principalement par prélèvement sur les
flux de trésorerie provenant de l’exploitation, avec un nouveau financement par emprunt
limité, ainsi qu’avec le produit tiré de notre RRD et qui plus est, uniquement au moyen
d’une modeste émission de titres de participation. Entre-temps, nous avons maintenu
notre bonne note de crédit et notre objectif de distributions trimestrielles stables de 0,50 $
par part de fiducie depuis le quatrième trimestre de 2001. La réduction de la dilution des
titres de participation était un objectif clé de notre équipe de direction et, pour le moment,
il semble que selon les conditions actuelles, l’apport d’autres capitaux propres ne sera
pas nécessaire à la réalisation du projet. Comme le thème du rapport annuel de cette
année le suggère, Canadian Oil Sands Trust en est à établir une valeur dans ce qu’elle
estime être le placement en ressources le plus prometteur du secteur canadien de
l’énergie et dont la durée de vie est la plus longue.
2 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Importante exploitation à Syncrude
Après un premier trimestre exceptionnel en 2004, Syncrude a poursuivi avec une
exploitation relativement stable pendant le reste de l’année, établissant un record de
production de 87,2 millions de barils du mélange non sulfureux Syncrude, ce qui
correspond à 31 millions de barils nets pour la Fiducie. Ce rendement reflète la limite
supérieure de la fourchette des prévisions de production établies au début de l’année.
L’absence d’une révision complète des cokeurs l’an dernier a permis de faire grimper la
production à ces niveaux records. Entre-temps, les frais d’exploitation de 19,40 $ par
baril étaient en baisse par rapport à ceux de 2003, mais tout de même plus élevés que
ce qui avait été prévu au budget principalement en raison des prix élevés du gaz naturel,
qui accompagnaient des prix du pétrole brut plus élevés. Le seul contretemps important
survenu sur le plan de l’exploitation pour l’année a été le prolongement pendant
dix semaines de l’entretien prévu requis pour notre LC-Finer, l’une de nos unités
importantes de conversion de bitume, et une interruption électrique qui a causé une
panne du LC-Finer pendant cinq semaines à partir de la mi-décembre.
Grâce à l’importante exploitation qui a eu cours à Syncrude et à des prix du pétrole brut
élevés, Canadian Oil Sands a publié en 2004 des résultats financiers remarquables. Les
flux de trésorerie provenant de l’exploitation ont atteint un sommet sans précédent de
6,47 $ la part, presque le double par rapport à 2003, alors que le bénéfice net est passé
à 5,72 $ par part. Ces excellents résultats nous ont permis de maintenir notre distribution
annuelle de 2,00 $ par part de fiducie et de terminer l’année avec un meilleur bilan que
prévu par rapport aux dépenses en immobilisations approchant le milliard de dollars en
2004.
Pour 2005, nous prévoyons que la production de Canadian Oil Sands s’élèvera entre 28
et 31 millions de barils nets pour la Fiducie. Le haut de la fourchette de cette prévision
reflète un rendement d’exploitation solide et la révision complète prévue du cokeur 8-2 au
cours du premier trimestre, alors que le bas de la fourchette intègre la possibilité d’une
révision complète d’un deuxième cokeur à la fin de l’année. Canadian Oil Sands a prévu,
dans son budget, des frais d’exploitation moyens de 15,51 $ par baril, et des coûts de
l’énergie de 5,21 $ par baril. Nous prévoyons que le prix du pétrole brut demeurera élevé
en 2005, et prévoyons un prix moyen du West Texas Intermediate de 40 $ US le baril et
un dollar canadien correspondant à 0,80 $ US.
3 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Établir une valeur
Rendement de production de Syncrude
100
(estimation)
80
Production Mb/année
60
40
20
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Syncrude a établi un record de production en 2004, avec 87,2 millions de barils (31 millions de
barils nets pour la Fiducie). On prévoit une croissance importante de la production lorsque la
phase 3 de l’expansion sera achevée vers la moitié de 2006.
4 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Récupération de la phase 3 de l’expansion
Plus tôt en 2004, nous avons annoncé que la phase 3 de notre projet d’expansion avait dépassé les coûts
et l’échéancier prévus, les coûts étant évalués à 7,8 milliards de dollars, ou 2,8 milliards de dollars pour la
Fiducie, et la réalisation étant prévue pour la moitié de 2006. Pour aider à mener le projet à bien, un
certain nombre d’initiatives ont été mises en place en mars et en avril 2004, comme la restructuration du
projet en petits sous-projets et la réorganisation de l’équipe de direction, en mettant Syncrude et les
employés du propriétaire, plutôt que des entrepreneurs, dans des postes clés. Je suis heureux de déclarer
que depuis mars 2004, nous avons progressé énormément, la construction étant complétée à près de
75 %, ce qui nous met légèrement en avance par rapport à notre échéancier révisé et permet de respecter
nos estimations des coûts du projet révisées. Nous prévoyons que la majorité des travaux mécaniques
seront réalisés d’ici la fin de 2005, et la mise en service du nouveau valorisateur suivra au début de 2006.
L’ampleur et la complexité de la phase 3 du projet sont inégalées dans ce secteur, comme l’étaient les
défis que nous avons relevés dans le cadre de la construction du valorisateur au sein d’une usine en
service. Bien que le projet ne soit pas encore terminé, plus de 80 % de nos dépenses prévues liées à la
phase 3 ont déjà été engagées en date du 21 février 2005 et, ainsi, j’estime que la plupart des risques liés
à la construction ont diminué. Je suis persuadé que nous achèverons avec succès le projet comme il était
prévu et atteindrons nos objectifs de la phase 3, soit une production plus importante et des frais
d’exploitation plus faibles.
Canadian Oil Sands s’engage toujours à atteindre, en plus des objectifs de la phase 3 de l’expansion, les
objectifs suivants :
• offrir aux porteurs de parts des rendements optimaux en préservant des notes de crédit de bonne
qualité, en minimisant la dilution des titres de participation et en augmentant nos distributions
stables;
• tirer parti d’occasions d’acquisitions d’éléments d’actif liés aux sables bitumineux qui apportent
une valeur;
• devenir le producteur de bitume le plus rentable du secteur;
• maintenir l’une des structures de frais généraux les plus faibles du secteur.
5 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Valeur fondamentale
Produits
Après les coûts de transport et de
commercialisation et l’opération de couverture
Revenu net
Après l’opération de couverture
1 352
(millions $)
21,95 23,70
($ par
baril)
932 16,62
715
2002
2003
2004
Flux de trésorerie provenant de l’exploitation
Pour de plus amples renseignements, veuillez
consulter la rubrique intitulée « Sommaire
statistique » à la page 76 ».
Bénéfice net par part de fiducie
5,71
6,47
($ par part
de fiducie)
4,74
3,89
5,72
($)
3,43
2002
2003
2004
2002
2002
2003
2004
2003
2004
Les produits nets, le bénéfice net, les flux de trésorerie provenant de l’exploitation et le revenu net
étaient tous plus élevés en 2004, principalement en raison de la hausse des prix du pétrole brut et des
volumes de production accrus à Syncrude.
6 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

À la fin de 2004, notre dette nette totalisait environ 1,7 milliard de dollars, soit environ
39 % de la capitalisation comptable totale, qui est en réalité plus élevée que l’an
passé. Compte tenu de nos prévisions concernant le prix des marchandises, nous
prévoyons que le ratio de notre dette nette par rapport à la capitalisation demeurera
relativement stable au cours de 2005, et que notre crédit devrait s’améliorer à
mesure que nous approchons de la fin de la phase 3 de l’expansion. À l’heure
actuelle, nous nous concentrons sur le remboursement de certaines dettes de
construction engagées dans le cadre du projet, ce qui constitue la clé pour établir
des distributions à la fois élevées et stables. Nous apprécions l’appui reçu de nos
porteurs de parts et leur patience au cours des trois dernières années comme nous
avons bloqué les distributions, réinvestissant la plupart de nos flux de trésorerie dans
la phase 3. J’estime que cette stratégie demeure l’élément clé qui propulse la
plus-value du prix de nos parts.
L’une des nombreuses mesures d’étalonnage que nous suivons consiste à comparer
notre rendement annuel total pour nos porteurs de parts à celui de deux autres
sociétés du secteur des sables bitumineux et deux indices du marché. Bien que les
comparaisons avec l’industrie ne sont jamais parfaites, nous avons obtenu au cours
des dernières années un bon rendement par rapport à ces points de référence. Le
tableau qui suit montre notre rendement, précisément en 2004, comparativement à
2003 :
Rendement total pour les
Points de référence
actionnaires
2004 2003
Suncor Energie Inc. 31 % 33 %
Western Oil Sands 42 % 22 %
Indice plafonné des fiducies de l’énergie
30 % 46 %
S&P/TSX
Indice S&P/TSX Oil and Gas Exploration and 41 % 19 %
Production
COS 54 % 27 %
Propriété étrangère
Dans le budget de 2004, le gouvernement fédéral a proposé une disposition
législative dans le cadre de laquelle tous les fonds de revenu, y compris les fiducies
de ressources, ne pourraient pas être la propriété d’étrangers à plus de 50 %.
Canadian Oil Sands estime que cette législation porte atteinte à la prospérité à long
terme de l’économie canadienne. L’an dernier, nous avons collaboré activement
avec des groupes du secteur et du gouvernement pour explorer des façons
permettant aux Canadiens de tirer le plus grand parti possible de placements
nationaux et étrangers.
7 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Ventes quotidiennes moyennes
Prix de vente réalisé
66 793
84 575
(barils par
jour)
39,35 38,23 43,68
($ par baril,
après
l’opération
de
couverture)
49 806
2002
2003
2004
2002
2003
2004
L’augmentation en 2004 des volumes des ventes reflète une production plus importante à Syncrude et
la propriété plus élevée de la Fiducie. L’augmentation du prix WTI moyen en dollars américains, réduit
partiellement par les pertes liées aux opérations de couverture et la force du dollar canadien, a donné
lieu à un prix de vente réalisé en 2004 plus élevé.
8 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Nous estimons que le fait d’appliquer une retenue d’impôt de 15 pour cent à toutes les distributions
versées aux investisseurs non-résidents et de retirer les limites sur la propriété étrangère constitue
une meilleure approche pour le gouvernement fédéral. Ce n’est que par un accès non limité et ouvert
aux marchés financiers mondiaux que les fiducies de revenu, comme Canadian Oil Sands, peuvent
réaliser tout leur potentiel, ce qui s’applique aussi à la santé économique du Canada qui, avec ses
résidents, profite grandement des placements étrangers.
Rendement sur le plan environnemental
La responsabilité environnemental demeure la pierre angulaire de l’engagement de Syncrude envers
le développement durable. En novembre, Syncrude a reçu l’approbation de l’Alberta Environment et
de l’Alberta Energy and Utilities Board pour son projet de réduction des émissions de dioxyde de
soufre précédemment annoncé. Le projet, qui nécessite un investissement de plus de 400 millions de
dollars de la part de Syncrude, comporte l’adaptation d’un système de lavage des gaz d’échappement
aux deux cokeurs existants de Syncrude, et vise à réduire les émissions totales de SO 2 d’ici 2008 à
environ 60 % des niveaux approuvés à l’heure actuelle. D’autres émissions, comme les particules et
les métaux, devraient également être réduites d’environ 50 %. Des renseignements supplémentaires
concernant les initiatives communautaires et environnementales de Syncrude figurent dans le rapport
sur le développement durable de Syncrude, dont on peut obtenir un exemplaire sur demande
adressée à la Fiducie ou à Syncrude.
En novembre 2004, la Russie a ratifié le Protocole de Kyoto, dans le cadre duquel 55 pays
industrialisés, y compris le Canada, se sont engagés à réduire les émissions de dioxyde de carbone
d’ici 2012. Le 15 février 2005, le Protocole est entré en vigueur au Canada. En 2003, le gouvernement
fédéral a mis en place un certain nombre de mesures et d’engagements pour aider à réduire
l’incertitude liée à la mise en œuvre de ce Protocole, et ces mesures nous ont permis d’évaluer
l’impact de coûts élevés pour Syncrude à environ 20 à 30 cents par baril, en supposant l’absence
d’améliorations dans la réduction des émissions. Au cours de la dernière décennie, Syncrude a réussi
à réduire ses émissions de gaz à effet de serre et entend réduire davantage ses émissions de CO 2 au
cours des dix prochaines années. Par conséquent, nous devrions être en mesure de réduire l’impact
financier lié au Protocole de Kyoto.
9 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Valeur unique
Rendements élevés pour les épargnants
$ CA Prix des parts
67,61 $
70
60
50
40
Distributions
cumulatives
30 16,16 $
20
10
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Les données antérieures à la fusion de 2001 représentent Athabasca Oil
Sands Trust, l’entité qui a résulté de la fusion.
Canadian Oil Sands Trust a offert un rendement solide aux porteurs de
parts depuis sa constitution. Le prix des parts est passé de 10,00 $, dans
le cadre du premier appel public à l’épargne, à 67,61 $ par part de fiducie
et les distributions totalisaient 16,16 $ par part de fiducie à la fin de 2004.
Le rendement moyen pour les porteurs de parts depuis la constitution
s’élève à environ 26 % par année.
10 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Continuer à établir une valeur
Au cours de 2005, nous nous dirigerons vers la phase finale de la construction de la
phase 3 de l’expansion, événement marquant pour Syncrude. Après la révision complète
prévue du cokeur 8-2 entreprise plus tôt cette année, nous prévoyons que la fiabilité
opérationnelle à nos mines et à notre valorisateur demeurera élevée. Finalement, nous
estimons que les marchés du pétrole brut, bien que volatils, demeureront forts au cours
de l’année, avec des prix s’échelonnant entre 35 $ et 45 $ US et les événements
mondiaux imprévisibles sont susceptibles de causer une hausse des prix plutôt qu’une
chute. La plupart des importants réservoirs dans le monde ont atteint leur capacité limite
de production et sont maintenant en déclin. Dans ce contexte, il devient de plus en plus
difficile d’accroître la production mondiale de pétrole pour satisfaire une demande en
croissance continue, particulièrement en provenance d’Asie. Pour cette raison, nous
prévoyons pour l’avenir un prix élevé durable pour notre produit, bien qu’il demeure
volatil.
Canadian Oil Sands entame ainsi l’année 2005 sans faire l’objet d’une couverture, en
s’exposant pleinement aux prix du pétrole brut. Au cours des dernières années, nous
avons couvert jusqu’à la moitié de notre production pour nous protéger contre une baisse
de la disponibilité de nos flux de trésorerie dans le cadre du plan de financement de la
phase 3. Toutefois, la force actuelle de notre bilan et la réalisation presque entière de la
phase 3 de notre expansion nous permettent de ne pas faire appel à la couverture,
politique à laquelle la Fiducie adhère pour les périodes où les besoins en capitaux sont
moins criants.
En conclusion, Canadian Oil Sands en est vraiment à établir une valeur, tant pour
aujourd’hui que pour l’avenir. La durée de vie de nos éléments d’actif est
exceptionnellement longue et nous connaîtrons très bientôt une croissance sans
précédent dans la production, qui devrait alimenter des rendements continus hors du
commun pour nos porteurs de parts selon les conditions de marché actuelles. Je suis
impatient de connaître d’autres succès en 2005, avec l’aide de nos employés, de notre
conseil et de tout le personnel de Syncrude et je vous remercie de votre appui soutenu.
Marcel R. Coutu
Président et chef de la direction
Le 21 février 2005
11 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

RAPPORT DE GESTION
AVERTISSEMENT – Afin de fournir aux porteurs de parts et aux investisseurs éventuels de Canadian Oil
Sands Trust (« Canadian Oil Sands », la « Fiducie » ou « nous ») de l’information concernant la Fiducie, y
compris une évaluation par la direction de sa production future ainsi que des estimations de ses coûts,
plans et activités à venir, certains énoncés du présent rapport de gestion sont des énoncés prospectifs
aux termes des lois pertinentes sur les valeurs mobilières. Les énoncés prospectifs figurant dans ce
rapport de gestion comprennent notamment des déclarations concernant la quantité de réserves
récupérables et l’estimation des réserves, la réalisation et les coûts prévus des travaux de construction
d’UE-1, les avantages prévus de la phase 3, les résultas attendus des phases 4 et 5 et l’échéancier de
leur réalisation, les paiements de redevance prévus pour 2005 et les années ultérieures, les taux
d’amortissement et d’épuisement prévus pour 2005, l’achèvement estimatif de la construction à la fin de
l’exercice 2004, comparativement à la construction finale à la fin du projet, le placement de couvertures,
que ce soit pour le pétrole brut ou le gaz naturel, en 2005 et par la suite, le niveau de production prévu de
Syncrude pour 2005, l’échéancier prévu pour la remise en état des unités de cokéfaction et les
répercussions sur la production, le niveau prévu des prix du pétrole et du gaz naturel en 2005, les
répercussions attendues qu’auront certains facteurs, comme les prix du gaz naturel et du pétrole, les taux
de change et les charges d’exploitation sur les flux de trésorerie et le bénéfice net de la Fiducie, le niveau
prévu des dépenses en immobilisations en 2005, les réductions futures des émissions de SO 2 , le niveau
prévu de propriété étrangère, les conséquences prévues de l'inclusion des fiducies de revenu dans l'indice
composé S&P/TSX et l’assujettissement prévu à l’impôt des distributions effectuées par la Fiducie. Le
lecteur est prié de ne pas se fier indûment à l’information de nature prospective, puisque rien ne garantit
que les plans, intentions et prévisions sur lesquels elle se fonde se concrétiseront. Les énoncés
prospectifs font intervenir plusieurs hypothèses et plusieurs risques et incertitudes connus et inconnus, de
nature générale et particulière, qui peuvent faire en sorte que les prédictions, prévisions, projections et
autres déclarations de nature prospective ne se réalisent pas. Bien que la Fiducie croie que les prévisions
sous-jacentes à ces énoncés prospectifs sont raisonnables, rien ne garantit qu’elles se révéleront exactes.
Certains risques et autres facteurs susceptibles de rendre les résultats fort différents de ceux qui figurent
dans les énoncés prospectifs présentés dans ce rapport de gestion comprennent, sans toutefois s’y
limiter, les mesures de l’offre et de la demande relatives au pétrole et au gaz naturel, la capacité des
propriétaires de l’autre coentreprise de Syncrude de modifier le budget de 2005 de Syncrude, les
incertitudes quant à la disponibilité et aux coûts de la main-d’œuvre, les risques courants inhérents aux
litiges, les conditions économiques et commerciales et l’état du marché en général, les changements en
matière de réglementation, de même que d’autres risques et incertitudes qui sont décrits de temps à autre
dans les rapports et les documents que la Fiducie dépose auprès des autorités de réglementation. Il
convient de noter que cette liste de facteurs importants n’est pas exhaustive. En outre, les énoncés
prospectifs contenus dans ce rapport de gestion sont faits en date de celui-ci, et la Fiducie ne s’engage
pas à les mettre à jour publiquement ni à les réviser par suite de nouvelles informations ou d’événements
futurs ou pour tout autre motif. Les énoncés prospectifs figurant dans ce rapport de gestion sont
expressément visés par cette mise en garde.
12 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

DESCRIPTION DE L'ENTREPRISE
Canadian Oil Sands Trust est une fiducie d’investissement à capital variable qui dégage des revenus de
son placement dans les sables bitumineux au moyen de sa participation dans la coentreprise Syncrude
(« Syncrude »). La propriété de 35,49 % de la Fiducie dans Syncrude est la principale participation et le
seul véritable placement dans la coentreprise.
Syncrude exerce ses activités depuis plus de 25 ans et dispose de réserves prouvées et probables
d'environ 5 milliards de barils, soit 1,8 milliard de barils nets pour la Fiducie, ce qui devrait lui permettre de
poursuivre sa production au taux annuel actuel de 83 millions de barils pendant encore environ 60 ans.
Syncrude est exploitée et gérée par Syncrude Canada Ltd. (« Syncrude Canada ») pour le compte des
huit propriétaires de la coentreprise, dont deux sont des filiales de la Fiducie. Elle exploite la plus
importante installation de sable pétrolifère au monde et produit du pétrole brut au moyen de l'extraction
des sables pétrolifères à partir de gisements de minerais dans la région de l’Athabasca, dans le Nord de
l'Alberta. Syncrude exploite actuellement ses mines Base, North et Aurora North, qui représentent ses
réserves prouvées d'environ trois milliards de barils, soit un milliard de barils nets pour la Fiducie. Une
concession supplémentaire, Aurora South, qui n'a pas encore été mise en valeur, compte pour la quasitotalité
des réserves probables de Syncrude. Les ressources totales de Syncrude, soit 9 milliards de
barils, comprennent aussi d'autres concessions.
En plus des mines de sables pétrolifères, Syncrude exploite des usines d’extraction de bitume et un
complexe de valorisation qui transforme le bitume en pétrole brut léger non corrosif. Syncrude produit un
pétrole synthétique non corrosif léger de haute qualité commercialisé sous l’appellation « Syncrude Sweet
Blend » (« SSB ») MC , d’une densité moyenne d’environ 32° API et d’une teneur en soufre de 0,2 %.
Chaque coentrepreneur reçoit sa part de la production de SSB en nature et se charge d’en assurer la
commercialisation. Le SSB est transporté par pipeline à des raffineries réparties dans l'ensemble du
Canada et des États-Unis.
APERÇU DES ACTIVITÉS
Bien que Syncrude Canada soit responsable des activités quotidiennes de la coentreprise, les membres
de divers sous-comités du conseil d'administration de Syncrude Canada ont été affectés par les
propriétaires de la coentreprise. Les dirigeants de Canadian Oil Sands Limited (« COSL »), la filiale active
de la Fiducie qui gère sa participation de 35,49 % dans Syncrude, participent à la gouvernance des
activités de Syncrude et à sa stratégie d'expansion en siégeant au conseil de Syncrude Canada et au
comité de gestion de Syncrude. Les dirigeants de COSL président notamment le conseil d’administration
de Syncrude Canada ainsi que le comité de vérification et des pensions, le comité du chef de la direction
ainsi que le comité de gestion.
Canadian Oil Sands est chargée de financer sa quote-part des activités d’exploitation de Syncrude et ses
frais d’administration. Les sources de financement comprennent les flux de trésorerie liés à la vente de la
production de SSB et, au besoin, le financement par emprunt et par émission d’actions.
Nos flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation dépendent beaucoup du prix de vente net obtenu
pour notre SSB, des volumes de production atteints et des charges d’exploitation engagées pour produire
le SSB. Nous avons attribué par voie de contrat la commercialisation de notre part de la production de
Syncrude à EnCana Corporation (« EnCana »), qui la vend à des raffineries du Canada et des États-Unis
en contrepartie d’honoraires. Les prix obtenus pour notre produit SSB sont en corrélation étroite avec les
prix du pétrole du West Texas Intermediate (« WTI ») des États-Unis, et ils subissent également les
contrecoups des fluctuations des taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. Les
prix du pétrole brut peuvent être instables, reflétant les événements mondiaux et l'offre et la demande.
Ces trois dernières années, le baril de WTI est passé d’un creux de 18 $ US en 2002 à un sommet de
55 $ US en 2004.
Les volumes de production reflètent la capacité des installations de Syncrude et la fiabilité des
exploitations. La durée de production de notre réserve prouvée et probable évaluée à 60 ans fournit une
source sûre et fiable de bitume pour la production du SSB. Le procédé d'exploitation minière, d'extraction
13 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

et de valorisation du bitume est une opération de fabrication hautement technique et complexe qui requiert
un entretien régulier des diverses unités de production, qui peut avoir une incidence sur les volumes de
production et, par conséquent, sur les bénéfices nets. Les volumes de production ont une incidence
importante sur les coûts d'exploitation par baril étant donné que les coûts sont fixes en grande partie, et, si
l'usine n'est pas en exploitation, des coûts de réparation sont habituellement aussi engagés. Le coût de
production qui varie le plus est celui du gaz naturel; par conséquent, les charges d’exploitation varient
aussi beaucoup en fonction de l’évolution du prix du gaz naturel. Par baril de SSB, les activités actuelles
consomment environ 0,7 millier de pieds cubes pour chaque baril de SSB produit.
Tout en servant à financer des dépenses en immobilisations croissantes, nos flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation sont utilisés pour rembourser la dette, payer les distributions aux porteurs de
parts et financer en partie notre part des projets d’expansion de Syncrude. La Fiducie fait des distributions
à ses porteurs de parts à partir des redevances de fiducie, des distributions et des versements d’intérêt
qu’elle touche de ses filiales.
Pour la mise en valeur de ses importantes concessions de sable pétrolifère exploitable, Syncrude a conçu
un programme d'expansion en cinq phases qui vise à atteindre une capacité de production constante de
plus de 500 000 barils par jour de pétrole brut synthétique non corrosif. Syncrude a actuellement la
capacité de produire environ 240 000 barils par jour, ou 85 000 barils par jour nets pour la Fiducie. Les
phases 1 et 2 sont terminées, et Syncrude est en voie de terminer la phase 3. Après le milieu de 2006,
soit au moment prévu pour son achèvement, la phase 3, combinée aux initiatives de fiabilité actuelle,
devrait :
• permettre d'augmenter de 50 % la production, qui passerait ainsi à environ 350 000 barils par
jour;
• abaisser les coûts par baril en raison d'économies d'échelle et de l'utilisation de technologies
économiques;
• donner un produit de plus grande qualité connu sous le nom de Syncrude Sweet Premium
(« SSP ») MC , qui devrait se vendre à un prix plus élevé que le SSB; et
• accroître le rendement environnemental, y compris une réduction des émissions de SO 2 et de
CO 2 pour chaque baril de pétrole brut produit.
Le coût total de la phase 3 est estimé à 7,8 G$, soit 2,8 G$ nets pour la Fiducie, dont 6,3 G$, ou environ
2,3 G$ nets pour la Fiducie, ont été passés en charges au 31 décembre 2004. La phase 4 du programme
dégoulottera l’expansion actuelle une fois qu'elle sera terminée et devrait nécessiter l'apport de capitaux
considérablement moins importants que la phase 3. La phase 5 devrait commencer au cours de la
prochaine décennie et nécessitera, selon les prévisions actuelles, des trains d’exploitation
supplémentaires et une quatrième unité de cokéfaction, comme pour la phase 3. Ni la phase 4 ni la phase
5 n'ont été approuvées par les propriétaires et elles sont, pour l'instant, à l'étape préliminaire de la
conception.
Au 31 décembre 2004, selon le cours de clôture de 67,61 $ par part de fiducie (« part »), notre
capitalisation boursière et la valeur de l’entreprise s’élevaient à environ 6,2 G$ et 7,9 G$, respectivement,
contre 4,0 G$ et 5,4 G$, respectivement, au 31 décembre 2003, selon le cours de clôture de 45,69 $ par
part.
Nous avons l’intention de continuer à chercher des possibilités d’acquisition supplémentaires d’actifs dans
les sables pétrolifères pour faire avancer les plans de croissance interne de Syncrude. Nous comptons
aussi optimiser la valeur à long terme des parts au moyen de distributions stables et croissantes. Les
distributions dépendent des flux de trésorerie qui seront eux-mêmes fortement tributaires du prix et du
volume du pétrole brut, des volumes de production et de vente, des charges d’exploitation, des besoins en
financement du programme d’immobilisations et de notre objectif principal, qui est de maintenir une cote
de solvabilité élevée. Nous jugeons nécessaire de maintenir une structure du capital prudente et une cote
de solvabilité élevée afin de participer aux possibilités d'acquisition et d'expansion futures et de pouvoir
les financer sans dilution importante de nos capitaux propres.
14 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Pour en savoir plus sur Canadian Oil Sands, ou pour obtenir notre notice annuelle, veuillez consulter le
site SEDAR à l’adresse www.sedar.com.
PRINCIPALES INFORMATIONS FINANCIÈRES DE L’EXERCICE
(en millions de dollars, sauf les montants par part de fiducie)
2004 2003 2002
Produits, après frais de transport et de
commercialisation 1 352 932 715
Bénéfice net 509 310 271
Bénéfice net de base et dilué par part de fiducie 5,72 3,89 4,74
Total de l’actif 5 068 4 260 1 852
Dette à long terme 1 700 1 437 622
Total des autres passifs financier à long terme 1 136 132 68
Distributions aux porteurs de parts par part de fiducie 2,00 2,00 2,00
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 576 273 326
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
par part de fiducie 6,47 3,43 5,71
1 Comprend les avantages sociaux futurs et les autres passifs ainsi que l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations.
Tout au long de 2004, nous avons détenu une participation directe de 35,49 % dans Syncrude. Étant
donné l’acquisition d’une participation supplémentaire de 10 % dans Syncrude auprès d’EnCana en février
2003 et d’une autre participation directe de 3,75 % en juillet 2003, nos résultats d’exploitation de 2003
reflètent une participation directe moyenne dans Syncrude de 31,92 %, contre 21,74 % en 2002.
Les produits après les frais de transport et de commercialisation comprennent les ventes de SSB, de
pétrole brut et les gains et les pertes de change, moins les frais de transport et de commercialisation.
Nous avons constaté des produits nets plus élevés en 2004 qu’en 2003 et en 2002 en raison de la hausse
des volumes de ventes et de l'augmentation du prix de vente réalisé, augmentation qui a été quelque peu
atténuée par le raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain. Le volume de nos
ventes, qui diffère de notre quote-part des volumes de production de Syncrude principalement en raison
des volumes de gaz en transit dans le pipeline, s'est établi en moyenne à 84 575 barils par jour en 2004,
soit une augmentation de 27 % et de 70 % par rapport, respectivement, à 2003 et à 2002. En 2004,
Syncrude a établi un record de production, soit 87,2 millions de barils, dépassant ainsi son record annuel
antérieur de 3,4 millions de barils établi en 2002. En 2003, la production s'est chiffrée à 77,3 millions de
barils, soit considérablement moins qu'en 2004, principalement en raison de la remise en état de deux
unités de cokéfaction au cours de cet exercice, ainsi que des travaux de maintenance imprévus et du
prolongement d’autres travaux de maintenance prévus, tandis qu'il n'y a pas eu de remise en état des
unités de cokéfaction en 2004. En plus du volume de production plus élevé de Syncrude en 2004 par
rapport à 2003 et 2002, la participation directe accrue dans Syncrude pour l'exercice a contribué à
l'accroissement des volumes.
En 2004, nous avons obtenu un prix de vente net après couverture de 43,68 $ par baril, soit une
augmentation par baril de 5,45 $ et de 4,33 $ par rapport au prix que nous avons obtenu respectivement
en 2003 et en 2002. Cette augmentation s'explique par l'accroissement considérable des prix du WTI des
États-Unis, qui ont atteint en moyenne 41,47 $ US, 30,99 $ US et 26,18 $ US le baril, respectivement,
en 2004, 2003 et 2002. L'augmentation du prix de référence du pétrole brut a été quelque peu réduite par
le raffermissement du dollar canadien par rapport au dollar américain en 2004 et en 2003 ainsi que par
l'obtention par Canadian Oil Sands d'un prix moins élevé par rapport au WTI en dollars canadiens sur
notre prix de vente réalisé.
L'augmentation du montant net de nos produits, combinée à la diminution des impôts sur les bénéfices
exigibles et futurs, s'est traduite par une hausse du bénéfice net et du bénéfice net par part en 2004. Ces
augmentations compensent amplement la hausse de toutes les autres charges et la baisse des gains de
change comparativement aux exercices 2003 et 2002. Chacun de ces facteurs, à l'exclusion de
composantes hors caisse des économies d’impôts sur les bénéfices futurs, des charges d'amortissement,
d'épuisement et de désactualisation et des gains de change non matérialisés, a donné lieu à un
15 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

accroissement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, au total et par part de fiducie, en
2004, comparativement à 2003 et 2002.
En 2003, même si le bénéfice net a été plus élevé qu’en 2002 en raison de gains de change plus élevés
sur notre dette libellée en dollars américains, les difficultés opérationnelles, jumelées à l’augmentation du
nombre de parts en circulation, ont entraîné une baisse du bénéfice net par part. Les flux de trésorerie
provenant des activités d’exploitation ont été moins élevés en 2003 qu’en 2002, principalement en raison
de la baisse de la production et de la hausse des charges d’exploitation, des coûts non liés à la
production, des intérêts débiteurs nets, de l’impôt sur les bénéfices et de l’impôt des grandes sociétés.
Cette baisse a toutefois été compensée en partie par l’augmentation du montant net des produits.
Le total de l'actif a continué d'augmenter considérablement en 2004 comparativement à 2003 au fur et à
mesure que la construction de la phase 3 progressait. Notre quote-part des dépenses en immobilisations
de Syncrude, qui se rapportait principalement au programme de dépenses en immobilisations de la phase
3, a fait augmenter les immobilisations d'environ 0,9 G$ en 2004 et de 0,8 G$ en 2003. L'actif total s'est
accru considérablement en 2003 en raison de l'acquisition d'une participation directe supplémentaire de
13,75 %, ce qui a fait augmenter les immobilisations de 1,9 G$.
La dette à long terme au 31 décembre 2004 était plus élevée qu'aux 31 décembre 2003 et 2002 en raison
des titres de créance supplémentaires émis en 2004 pour financer notre quote-part du programme de
dépenses en immobilisations de Syncrude. La dette à long terme a augmenté considérablement en 2003,
comparativement à 2002, en raison de la prise en charge d'un emprunt de 0,5 G$ pour financer l’achat de
la participation directe de 13,75 % pour 1,5 G$ et d‘un autre emprunt de 0,4 G$ contracté pour financer
notre quote-part du programme des dépenses en immobilisations de la phase 3.
Les autres éléments de passif financier à long terme n'ont augmenté que légèrement en 2004 par rapport
à 2003, mais ils ont doublé par rapport à 2002 en raison de la prise en charge par Syncrude Canada des
avantages sociaux futurs et de l'obligation liée à la mise hors service d'immobilisations résultant de la
participation directe de 13,75 % acquise dans Syncrude en 2003.
SOMMAIRE DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS
(en millions de dollars, sauf les montants par part de fiducie)
2004
T1 T2 T3 T4 Exercice
Produits, après frais de transport
et de commercialisation 318,5 340,8 359,3 333,4 1 352,0
Bénéfice net 103,4 98,0 185,7 122,1 509,2
Bénéfice net de base et dilué par
part de fiducie 1,18 1,12 2,06 1,34 5,72
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation 141,8 155,0 157,4 121,6 575,8
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation par part
de fiducie 1,62 1,77 1,75 1,33 6,47
2003
T1 T2 T3 T4 Exercice
Produits, après frais de transport
et de commercialisation 176,3 232,9 300,4 222,4 932,0
Bénéfice net 83,5 63,7 106,0 56,9 310,1
Bénéfice net de base et dilué par
part de fiducie 1,28 0,80 1,23 0,65 3,89
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation 51,5 56,3 120,3 44,7 272,8
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation par part
de fiducie 0,79 0,71 1,39 0,51 3,43
16 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Les résultats trimestriels, à l'exception du bénéfice net par part de fiducie au premier trimestre, se sont
améliorés en 2004 par rapport à 2003 grâce à plusieurs facteurs applicables à chaque trimestre. Puisqu'il
n'y a pas eu de remise en état des unités de cokéfaction en 2004, mais deux projets de ce genre réalisés
au cours de l'exercice précédent, la production de Syncrude a été considérablement plus élevée en 2004.
La production s'est établie en moyenne à 238 000 barils par jour en 2004, comparativement à environ
212 000 barils par jour en 2003. De plus, la participation directe accrue de Canadian Oil Sands en 2004 a
contribué à l'accroissement des volumes comparativement à 2003. Troisièmement, le prix de vente réalisé
après les opérations de couverture a été considérablement plus élevé au deuxième, au troisième et au
quatrième trimestres de 2004, comparativement aux périodes correspondantes de 2003. Au premier
trimestre, tandis que les prix du WTI étaient légèrement plus élevés en 2004 qu'en 2003, le
raffermissement prononcé du dollar canadien et le rétrécissement de l'écart par rapport au WTI en dollars
canadiens ont amplement compensé l'augmentation des prix, ce qui a donné lieu à une diminution du prix
de vente réalisé par baril.
La hausse des résultats trimestriels en 2004 qui découle de l'accroissement de la production de Syncrude,
d'une participation directe plus importante et d'une hausse du prix de vente, a été quelque peu atténuée
par l'augmentation des charges d'exploitation, des coûts non liés à la production, des redevances à la
Couronne, des intérêts débiteurs nets et des charges d'amortissement, d'épuisement et de
désactualisation et par la baisse des gains de change, autant d'éléments qui ont eu un effet sur le
bénéfice net. L'augmentation des charges d'exploitation, des coûts non liés à la production et des charges
d'amortissement, d'épuisement et de désactualisation s'explique par un accroissement de la participation
directe en 2004 par rapport à 2003. Les frais de financement se sont accrus en 2004 en raison du niveau
d'endettement plus élevé nécessaire au financement de notre quote-part du programme de dépenses en
immobilisations de Syncrude. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont aussi subi
l'influence des mêmes éléments, à l'exclusion des charges d'amortissement, d'épuisement et de
désactualisation et des gains de change non matérialisés, puisqu'il s'agit de montants hors caisse.
Au premier trimestre de 2004, même si le total du bénéfice net a été plus élevé que pour la période
correspondante de 2003 en raison de l'accroissement de la participation directe, le bénéfice net par part a
été moins élevé. La réduction des résultats par part au premier trimestre s'explique par une diminution de
56 M$ attribuable à une perte de change de 12 M$ en 2004 comparativement à un gain de change de
44 M$ en 2003, sans compter le nombre plus élevé de parts en circulation. Le nombre moyen de parts en
circulation au premier trimestre de 2003 résulte de l'émission de 21,7 millions de parts le 28 février 2003,
ce qui a porté le total à 65,5 millions de parts, comparativement aux 87,3 millions de parts en circulation
au cours du premier trimestre de 2004.
Les principaux écarts entre les résultats financiers de 2004 et de 2003 sont expliqués plus en détail dans
les sections qui suivent du présent rapport de gestion. Canadian Oil Sands juge importante toute
information concernant les activités de la Fiducie et de ses filiales qui pourraient vraisemblablement influer
sensiblement sur les décisions de placement d'un investisseur raisonnable. Nous estimons que les
utilisateurs de nos résultats financiers considèrent que les informations d'importance cruciale sont celles
qui expliquent les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de la Fiducie, après les dépenses en
immobilisations, qui peuvent être distribués aux porteurs de parts, réinvestis à des fins de croissance au
moyen d'expansions ou d'acquisitions ou affectés au remboursement de la dette. Nous nous efforçons de
relever et de présenter dans notre rapport de gestion, nos états financiers et nos documents d'orientation,
rapidement et de manière compréhensible, les paramètres qui ont une incidence sur nos flux de trésorerie
liés aux activités d’exploitation, à savoir les prix du pétrole brut, les volumes de production, notre prix par
rapport aux prix du WTI, les conséquences des opérations de couverture, les charges d'exploitation, les
frais de financement, les dépenses en immobilisations et d'autres coûts pertinents.
REVUE DES RÉSULTATS CONSOLIDÉS
Canadian Oil Sands a fait état de résultats record en 2004, supérieurs à ceux des exercices antérieurs au
chapitre du bénéfice net et des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, au total et par part. En
2004, le bénéfice net s'est chiffré à 509 M$, ou 5,72 $ par part, soit une augmentation de 199 M$ ou de
1,83 $ par part, comparativement à l'exercice précédent. Les flux de trésorerie liés aux activités
17 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

d’exploitation ont augmenté de 111 % pour s'établir à 576 M$ ou à 6,47 $ par part en 2004
comparativement à 2003. Le bénéfice net et les flux de trésorerie liés à l'exploitation ont augmenté par
rapport à l'exercice précédent en raison de l’augmentation du volume de production de Syncrude, de la
participation directe dans Syncrude et de la hausse du prix de vente obtenu. Ces augmentations du
bénéfice net en 2004 ont été quelque peu réduites par les hausses des charges et les baisses des gains
de change, comme l'indique le tableau suivant qui présente des données par baril. Les flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation ont aussi subi l'influence des mêmes facteurs, à l'exclusion des charges
d'amortissement, d'épuisement et de désactualisation et des gains de change non matérialisés, puisqu'il
s'agit de montants hors caisse.
18 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

(en dollars par baril)
2004 2003 Variation ($)
Prix de vente moyen obtenu, après opérations de
couverture 43,68 38,23 5,45
Charges d’exploitation (19,40) (21,12) 1,72
Redevances à la Couronne (0,58) (0,49) (0,09)
Revenu net 23,70 16,62 7,08
Coûts non liés à la production (1,55) (1,57) 0,02
Administration et assurances (0,58) (0,67) 0,09
Intérêts, montant net (3,08) (2,78) (0,30)
Amortissement, épuisement et désactualisation (5,55) (3,80) (1,75)
Gain de change 2,57 5,54 (2,97)
Impôts sur les bénéfices exigibles et futurs 0,94 (0,62) 1,56
(7,25) (3,90) (3,35)
Bénéfice net par baril 16,45 12,72 3,73
Le bénéfice net avant les gains de change non matérialisés et l’économie d’impôts sur les bénéfices
futurs, qui représente, de l’avis de la direction, une bien meilleure mesure du rendement de l’exploitation
que le bénéfice net, a atteint 393 M$, ou 4,41 $ par part, soit une augmentation de 232 M$ ou de 2,39 $
par part comparativement à l'exercice précédent.
(en millions de dollars)
2004 2003 Variation ($)
Bénéfice net selon les PCGR 509,2 310,1 199,1
Déduire :
Gain de change sur la dette à long terme (89,2) (147,2) 58,0
Économie d’impôts sur les bénéfices futurs (27,3) (2,2) (25,1)
Bénéfice net avant gains de change et impôts sur les
bénéfices futurs 392,7 160,7 232,0
Le bénéfice présenté dans le tableau précédent est une mesure qui n'est pas définie par les principes
comptables généralement reconnus (« PCGR ») du Canada. La Fiducie présente aussi le montant global
et le montant par part des flux de trésorerie liés à l’exploitation et des distributions aux porteurs de parts,
qui ne sont pas des mesures reconnues en vertu des PCGR. Calculés en fonction des chiffres inscrits
dans l’état des flux de trésorerie de la Fiducie, les flux de trésorerie liés à l’exploitation correspondent aux
flux de trésorerie liés à l’exploitation avant les variations du fonds de roulement. De l’avis de la direction,
cette mesure est un indice clé de la capacité de la Fiducie à produire les fonds dont elle a besoin pour
financer ses activités et assurer les distributions. Le bénéfice figurant dans le tableau ci-dessus, les flux
de trésorerie liés à l’exploitation de la Fiducie et les distributions aux porteurs de parts peuvent ne pas être
comparables aux mesures analogues présentées par d’autres sociétés ou fiducies.
19 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Produits, après transport et frais de commercialisation
(en millions de dollars)
2004 2003 Variation ($) Variation (%)
Revenus de production 1 658,2 1 064,1 594,1 56
Frais de transport et de commercialisation (44,9) (35,8) (9,1) 25
1 613,3 1 028,3 585,0 57
Gains (pertes) sur couverture du pétrole brut (274,3) (99,9) (174,4) 175
Gains (pertes) sur couverture du change 13,0 3,6 9,4 261
Total des gains (pertes) sur couverture (261,3) (96,3) (165,0) 171
Produits, après frais de transport et de
commercialisation 1 352,0 932,0 420,0 45
Volume des ventes (en millions de barils) 31,0 24,4 6,6 27
(en dollars par baril)
Revenus de production 53,57 43,65 9,92 23
Frais de transport et de commercialisation (1,45) (1,47) 0,02 (1)
Prix de vente obtenu avant pertes sur couverture 52,12 42,18 9,94 24
Gains (pertes) sur couverture du pétrole brut (8,86) (4,10) (4,76) 116
Gains (pertes) sur couverture du change 0,42 0,15 0,27 180
Total des gains (pertes) sur couverture (8,44) (3,95) (4,49) 114
Total du prix de vente obtenu 43,68 38,23 5,45 14
Les produits tirés de la vente rendent compte du volume et des prix de vente au point de livraison. Les
revenus de production, déduction faite des frais de transport et de commercialisation, représentent le prix
de vente obtenu à la sortie de l’usine Syncrude.
Les produits après les frais de transport et de commercialisation, compte non tenu des couvertures, se
sont chiffrés à 1,6 G$ en 2004, soit une augmentation de 0,6 G$ par rapport à celui inscrit pour la période
correspondante de 2003. L'amélioration importante de 2004 par rapport à 2003 résulte principalement de
la hausse des prix du brut et l'augmentation des volumes de ventes, qui se sont établis en moyenne à
environ 85 000 barils par jour en 2004, soit une hausse de 27 % par rapport à 2003. L'augmentation des
volumes de ventes en 2004 s'explique à la fois par des volumes de production record à Syncrude et par
une quote-part accrue de la propriété de la Fiducie dans Syncrude.
En 2004, le prix de vente obtenu par la Fiducie, compte tenu des couvertures, s’est chiffré en moyenne à
52,12 $ le baril, ou à 9,94 $ le baril de plus que le prix moyen obtenu en 2003. Le prix du WTI s’est établi
en moyenne à 41,47 $ US le baril en 2004, contre 30,99 $ US le baril pour la même période de 2003.
Cette augmentation du prix du WTI libellé en dollars américains en 2004 a été en partie annulée par le
raffermissement du dollar canadien, qui s’est échangé en moyenne à raison de 0,77 $ US pour 1 $ CA en
2004, contre 0,71 $ US pour 1 $ CA en 2003 et un écart de prix plus faible par rapport au WTI libellé en
dollars canadiens en 2004 comparativement à l'exercice précédent.
En 2004, la réduction moyenne pondérée du SSB s'est négociée à 1,53 $ par baril au dessous du prix
moyen du WTI libellé en dollars canadiens, comparativement à une réduction moyenne pondérée de
0,67 $ par baril en 2003. Les fluctuations de cet écart s'expliquent principalement par l'évolution de l'offre
et de la demande entre 2003 et 2004. Au premier semestre de 2003, les volumes supplémentaires de
pétrole brut synthétique provenant d'autres projets de sable pétrolifère n'avaient pas encore été
acheminés sur le marché, et l'offre était insuffisante; par conséquent, notre produit de SSB se négociait à
une prime moyenne de 1,00 $ par baril par rapport au prix du WTI en dollars canadiens. Au deuxième
semestre de 2003 et au premier trimestre de 2004, le marché devait, à notre avis, absorber des volumes
supplémentaires et, par conséquent, Canadian Oil Sands a constaté par rapport au WTI en dollars
canadiens une réduction sur les prix de vente allant de 0,91 $ par baril à 2,88 $ par baril. L'écart entre les
prix s'est accentué encore en mars et en avril 2004 lorsque l'offre a été limitée en raison de travaux de
20 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

emise en état à divers projets de sables pétrolifères et que la demande a augmenté pour les diluants.
Toutefois, les écarts se sont accrus après le premier trimestre, et les prix se sont maintenus sous le WTI
jusqu'au quatrième trimestre de 2004, lorsqu'une série de problèmes liés à l'offre ont donné lieu à une
augmentation du prix de vente de notre produit de SSB. Les fluctuations dans les écarts de prix au cours
des deux derniers exercices témoignent d'une augmentation considérable de la volatilité du prix du pétrole
brut et des écarts du SSB par rapport aux prix de référence.
Les résultats de nos couvertures du change et du pétrole brut en place ont entraîné une diminution
globale de 261 M$, ou de 8,44 $ par baril, du montant net de nos produits en 2004, comparativement à
une diminution du montant net de nos produits de 96 M$, ou de 3,95 $ par baril, en 2003. Le montant total
net de nos produits s'est établi à 1,4 G$ en 2004, soit 0,4 G$ de plus que notre budget initial et un niveau
correspondant à nos directives d'orientation publiées le 22 octobre 2004. Ces résultats meilleurs que
prévu s'expliquent par une amélioration importante des prix du WTI aux États-Unis, qui se sont établis en
moyenne à 41,47 $ US par baril, soit un écart positif de plus de 16 $ US par baril par rapport à notre
budget initial de 25 $ US par baril, écart qui a été quelque peu diminué par le raffermissement du dollar
canadien par rapport à notre taux de change inscrit au budget. Nous avions couvert environ 45 % de nos
ventes de pétrole brut, ce qui a réduit l'augmentation des prix réels du pétrole brut par rapport aux prix
inscrits au budget. En outre, l'augmentation de 87,2 millions de barils des volumes de production de
Syncrude, comparativement aux volumes de 86 millions de barils inscrits au budget, a contribué à
l'accroissement du montant net réel des produits.
Au 21 février 2005, en raison de nos prévisions actuelles et de la vigueur du bilan de la Fiducie, nous
n'avons établi aucune couverture du prix du pétrole brut. Les résultats des couvertures du change et du
pétrole brut sont décrits plus en détail dans la section « Gestion des risques » du présent rapport.
Charges d'exploitation
Le total des charges d'exploitation en 2004 a augmenté d'environ 86 M$ comparativement à 2003, dont
une tranche de presque 60 M$ découlait de l'accroissement de la participation directe de la Fiducie en
2004, et une autre tranche de 15 M$ résultant des variations dans le contenu de ligne et les stocks. En
2003, les charges d'exploitation ont été réduites de 6 M$ en raison des gains réalisés sur des couvertures
de gaz naturel, pour lequel aucune couverture n'avait été établie en 2004. Malgré une augmentation de
13 % de la production, le total des charges d'exploitation de Syncrude en 2004 est demeuré pratiquement
inchangé depuis 2003 puisque les coûts importants engagés pour la remise en état des unités de
cokéfaction en 2003 étaient comparables à ceux engagés pour la remise en état et la maintenance d'une
installation d’hydrocraquage LC-Finer, à l'augmentation des coûts d'achat d'énergie et à la hausse des
frais de rémunération variables en 2004.
La hausse considérable de la quote-part de la Fiducie dans les volumes de production de Syncrude, qui
résulte de l'absence de travaux de remise en état des unités de cokéfaction au cours de l'exercice, a
amplement compensé la hausse des charges d'exploitation de la Fiducie, ce qui a permis de réduire les
charges d'exploitation par baril à 19,40 $, comparativement à 21,12 $ par baril pour l'exercice précédent.
Les coûts du gaz naturel se sont établis à 6,28 $ le gigajoule (« GJ »), soit au même niveau en 2004 et en
2003, mais la consommation s'est accrue considérablement en 2004 comparativement à 2003 en raison
d'une hausse de la production. L'accroissement des volumes de consommation en 2004 a été quelque
peu atténué par les travaux de remise en état des unités de cokéfaction en 2003 qui ont entraîné un
accroissement des achats en volume. Le gaz naturel est une composante importante des procédés de
production et de valorisation du bitume.
En 2004, la production de SSB de Syncrude a augmenté d’environ 13 %, soit une production moyenne de
238 000 barils par jour, contre 212 000 barils par jour en 2003. La production record s'explique par
l'absence de travaux de remise en état des unités de cokéfaction en 2004 ainsi que par la plus grande
fiabilité des activités au premier semestre comparativement à 2003. Ces augmentations ont été quelque
peu compromises par des problèmes opérationnels imputables au LC-Finer au deuxième semestre de
l'exercice. Syncrude a dû procéder à la remise en état à grande échelle de l'unité LC-Finer à l'automne
21 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

pour ensuite fermer cette même unité en décembre en raison d'une panne électrique imputable au
transformateur de Syncrude. En 2003, Syncrude a procédé à la remise en état de deux unités de
cokéfaction, ces travaux ayant été prolongés dans le premier cas et imprévus dans le deuxième, en plus
de travaux de maintenance imprévus ou prolongés, ce qui a donné lieu à des répercussions plus
profondes sur la production que les problèmes opérationnels en 2004.
Le tableau suivant répartit les charges d’exploitation unitaires selon leurs principales composantes et
présente les coûts du bitume à la fois par baril de bitume et par baril de SSB produit. Les investisseurs
sont ainsi à même de comparer les coûts unitaires de Syncrude par rapport à ceux des autres exploitants
de sables pétrolifères. Puisqu’il n’existe pas de définition relativement aux charges d’exploitation,
différentes méthodes de comptabilité analytique et de capitaux permanents sont utilisées.
$/b
Bitume
2004 2003
$/b
$/b
SSB
Bitume
$/b
SSB
Coûts du bitume 1
Enlèvement des morts-terrains 1,78 2,33
Production de bitume 6,12 6,17
Achats d’énergie 3 1,89 1,67
9,79 11,58 10,17 12,13
Frais de valorisation 2
Traitement et valorisation du bitume 3,27 3,82
Remises en état et remplacement des catalyseurs 0,71 1,86
Achats d’énergie 3 2,00 2,45
5,98 8,13
Recherche et autres frais 1,05 0,81
Variation des stocks traités et non traités 0,05 (0,05)
Charges d’exploitation déclarées par Syncrude 18,66 21,02
Gains sur couverture du gaz naturel - (0,23)
Ajustements de Canadian Oil Sands 4 0,74 0,33
Total des charges d’exploitation 19,40 21,12
Production de Syncrude 282 238 252 212
(en milliers de barils par jour)
1 Les coûts du bitume comprennent les coûts d’enlèvement des morts-terrains et les frais d’extraction des sables pétrolifères,
d’extraction du bitume, de construction de digues et d’élimination des résidus. Les coûts sont présentés par baril de bitume
produit et convertis en coûts par baril de SSB d’après la production de SSB obtenue à partir du traitement et de la valorisation
du bitume.
2 Les frais de valorisation comprennent les frais de production et d’entretien périodique liés au traitement et à la valorisation du
bitume menés pour le transformer en SSB. Ils comprennent également les coûts de remise en état de l’outil de raffinage et du
remplacement des catalyseurs.
3 Les prix du gaz naturel se sont élevés en moyenne à 6,28 $ le gigajoule en 2004 et en 2003.
4 Les ajustements de Canadian Oil Sands comprennent principalement les ajustements au titre des coûts de retraite, les frais de
restauration des lieux et l’incidence sur les stocks du passage de la production à la vente, étant donné que Syncrude déclare
ses coûts unitaires d’après les volumes expédiés et que nous les déclarons d’après le volume des ventes.
D'après le tableau des charges d'exploitation, qui indique les charges par baril de bitume et de SSB, la
diminution des frais de valorisation par baril a été le changement le plus important. Cette diminution
s'explique par une baisse des charges de remise en état et de maintenance pour le LC-Finer en 2004,
comparativement aux charges importantes et aux répercussions sur la production de la remise en état de
deux unités de cokéfaction en 2003. Le total des coûts du bitume a diminué en 2004 par rapport à
l'exercice précédent, à la fois par baril de bitume et de SSB, principalement en raison de la baisse des
coûts d'enlèvement des morts-terrains résultant de la hausse globale de la production de bitume et de la
production accrue provenant de la mine Aurora, qui a un meilleur coefficient de recouvrement et est plus
efficiente que les deux autres mines. La réduction des coûts d'enlèvement des morts-terrains a été
légèrement atténuée par la hausse des coûts de l'énergie résultant d’une croissance de la consommation
à la mine Aurora. Les mines Base et North bénéficient de la proximité de l'usine de Mildred Lake, où
l'énergie excédentaire produite à l'usine sert à réduire les besoins d'achat d'énergie à ces mines,
comparativement à la mine Aurora qui reçoit seulement une partie de cette énergie excédentaire.
22 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Nous avions initialement inscrit au budget une production de 86 millions de barils à Syncrude en 2004, en
supposant qu'il n'y aurait pas de remise en état des unités de cokéfaction et que les travaux de
maintenance et de raccordement pour l'expansion de la phase 3 seraient d'un niveau habituel. Nous
avons porté nos prévisions à 87,3 millions de barils au cours de l'exercice afin de tenir compte de
l'excellent rendement obtenu au premier semestre de 2004. Syncrude a surpassé nos volumes
initialement inscrits au budget en raison de ses excellents résultats au cours du premier semestre, et ces
résultats n'ont été que légèrement inférieurs à nos prévisions révisées en raison des complications
survenues au quatrième trimestre au LC-Finer.
Notre budget initial des charges d'exploitation pour 2004 était de 18 $ par baril, compte tenu d’un coût du
gaz naturel de 5,60 $ le gigajoule. Nous avons porté à 19 $ par baril nos prévisions en matière de charges
d'exploitation compte tenu des importants travaux de remise en état du LC-Finer effectués à l'automne et
de l'augmentation des coûts du gaz naturel qui ont été portés à 6,72 $ le gigajoule. Les charges réelles de
19,40 $ par baril ont été plus élevées principalement en raison des coûts associés à la remise en état du
LC-Finer.
Coûts non liés à la production
Les coûts non liés à la production de 2004 ont augmenté par rapport à ceux de 2003 étant donné la
hausse des coûts de recherche et de développement à Syncrude et, de l’intensification des activités de
mise en valeur liées principalement au projet d'agrandissement de l'unité de valorisation de la phase 3
(« UE-1 ») et de l’accroissement de notre participation directe dans Syncrude. Les coûts non liés à la
production ont trait essentiellement aux frais de mise en valeur liés aux programmes de dépenses en
immobilisations qui sont passés en charges, comme les études techniques de préfaisabilité, les services
techniques et de soutien, la recherche et le développement ainsi que les frais de consultation en matière
de réglementation et consultation auprès des intervenants.
Redevances à la Couronne
Les redevances à la Couronne ont augmenté en 2004 comparativement à 2003, principalement en raison
d'une augmentation des revenus bruts. Les redevances à la Couronne continuent de refléter un taux de
redevance de 1 % payé sur nos revenus bruts en 2004 et en 2003. De plus, une somme de presque 2 M$
a été payée en 2004 pour un règlement avec la Couronne au sujet de l'interprétation de certains calculs
des redevances se rapportant à des exercices antérieurs. En 2003, un paiement similaire concernait un
ajustement au calcul des redevances à la Couronne pour l’exercice 2000. Comme Syncrude mène
actuellement un important programme d’immobilisations, nous nous attendons à ne payer que la
redevance minimale de 1 % sur nos revenus bruts au cours de 2005, compte tenu de nos prévisions
actuelles. Toutefois, le niveau constamment élevé des prix du pétrole brut auront probablement pour effet
de porter les redevances à la Couronne à 25 % des produits, moins les frais de transport et d'exploitation,
les coûts non liés à la production et les dépenses en immobilisations applicables en 2006 ou en 2007.
Une description des redevances à la Couronne figure à la note 18 afférente aux états financiers
consolidés vérifiés de l’exercice terminé le 31 décembre 2004.
Assurance
La majeure partie de nos frais d’assurance sont engagés à l’égard de primes payées pour l’assurance
contre les pertes d’exploitation, conçue pour protéger les flux de trésorerie de la Fiducie contre le risque
d’un sinistre important touchant les biens de production à Syncrude. En 2003, lorsque nous avons acquis
une participation directe supplémentaire de 13,75 % dans Syncrude, nous avons accru nos assurances
des biens et contre les pertes d'exploitation. En 2003, les frais d'assurance ont augmenté à la suite de ces
acquisitions, dont l'effet s'est fait sentir pour les 12 mois de 2004, ce qui s'est traduit par une légère
augmentation en 2004. L’assurance est une facette importante de la gestion des risques associés à notre
programme de financement de la phase 3, puisqu’elle permet de protéger les flux de trésorerie qui servent
à financer une grande partie de nos engagements au titre du programme de dépenses en immobilisations.
Lorsque la phase 3 sera achevée et que notre niveau d’endettement aura été réduit, nous réévaluerons
23 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

notre programme d’assurance contre les pertes d’exploitation. Pour en savoir plus sur la question des
assurances, se reporter à la section « Gestion des risques » du présent rapport de gestion.
Intérêts débiteurs, montant net
(en millions de dollars)
2004 2003 Variation ($) Variation (%)
Intérêts débiteurs 98,9 72,0 26,9 37
Intérêts créditeurs et autres revenus (3,6) (4,2) 0,6 (14)
Intérêts débiteurs, montant net 95,3 67,8 27,5 41
La hausse des intérêts débiteurs est attribuable au niveau d’endettement plus élevé en 2004 qu’en 2003,
en raison des nouveaux titres d’emprunt émis en janvier, en juin et en août 2004, et au cours de 2003, en
plus de l’utilisation de nos facilités de crédit. L’émission des nouveaux titres d’emprunt a servi à financer
notre part du programme d’immobilisations de la phase 3 de Syncrude ainsi qu’une partie du prix d’achat
des participations directes de 10 % et de 3,75 %, acquises respectivement en février et en juillet 2003.
Nos financements sont décrits plus en détail dans la section intitulée « Liquidité et ressources en capital »
du présent rapport de gestion.
Amortissement, épuisement et désactualisation
(en millions de dollars)
2004 2003 Variation ($) Variation (%)
Amortissement et épuisement 170,3 91,7 78,6 86
Désactualitsation 1,6 0,8 0,8 100
171,9 92,5 79,4 86
Exclusion faite de la charge de désactualisation, l’amortissement et l’épuisement ont augmenté en 2004
en raison du taux d’amortissement et d’épuisement nettement supérieur, de la production plus élevée de
Syncrude et de la participation directe accrue dans Syncrude, comparativement à 2003. En 2004, le taux
d’amortissement et d’épuisement réel s’est établi à 5,50 $ le baril, contre 3,69 $ le baril en 2003.
L’augmentation observée du taux d'amortissement et d'épuisement en 2004 par rapport à 2003 reflète
l’inclusion de notre part du total des frais estimatifs affectés à la phase 3, soit 2,8 G$, lesquels ont été
contrebalancés en partie par une hausse des réserves épuisables.
Nous amortissons nos biens de production et nos frais de mise en valeur futurs selon la méthode de
l'amortissement proportionnel à l'utilisation, en fonction des réserves prouvées et probables, puisque,
selon la Norme canadienne 51-101, le total des réserves prouvées et des réserves probables constitue la
meilleure évaluation des réserves d’une entité. Pour les exercices précédents, l’amortissement et
l’épuisement de nos biens étaient calculés selon les réserves prouvées. Ces ajustements au calcul du
taux d’amortissement et d’épuisement ont été comptabilisés en tant que modification d’estimation sur une
base prospective.
Après la fin de l’exercice 2004, des évaluateurs indépendants ont publié le rapport sur les réserves de
Canadian Oil Sands pour 2004. Ce rapport n’a apporté aucune modification importante à nos réserves, les
réserves prouvées et probables totalisant 1,8 milliard de barils. Nous estimons que le taux
d’amortissement et l’épuisement en 2005 s’établira à 6,10 $ par baril, soit environ 180 M$, compte tenu de
notre budget de production de 30 millions de barils nets pour la Fiducie.
Les charges d’amortissement, d’épuisement et de désactualisation comprennent aussi des montants se
rapportant à notre obligation liée à la mise hors service d’immobilisations. Le 1 er janvier 2004, nous avons
adopté rétroactivement la nouvelle norme comptable publiée par L’Institut Canadien des Comptables
Agréés (l’« ICCA ») relative aux obligations liées à la mise hors service d’immobilisations, tel qu’il est
décrit à la note 3a) afférente aux états financiers consolidés annuels. Pour les exercices précédents, une
provision pour les frais futurs de restauration des lieux était calculée selon la méthode de l’amortissement
proportionnel au rendement en fonction du total des frais futurs estimatifs de remise en état des lieux et
des réserves prouvées. La provision a été constatée dans le bénéfice net et cumulée dans le bilan
consolidé en tant que passif au titre de la remise en état des lieux. Selon la nouvelle norme comptable, la
24 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

juste valeur estimative actualisée du passif au titre des frais futurs de remise en état des lieux est
désormais constatée dans le bilan consolidé à titre d’augmentation des immobilisations et d’obligation liée
à la mise hors service d’immobilisations. La charge d’amortissement de l’actif et la charge de
désactualisation de l’obligation sont comptabilisées au poste « Amortissement, épuisement et
désactualisation ». Les chiffres des états financiers de l’exercice précédent ont été retraités pour tenir
compte du changement de convention comptable. En 2003, la charge inscrite au titre de l’amortissement
et de la désactualisation conformément à la nouvelle norme comptable relative aux obligations liées à la
mise hors service d’immobilisations présente une diminution d’environ 2,2 M$ par rapport au montant de
la provision pour les frais de restauration comptabilisée d’après l’ancienne norme comptable. Au
31 décembre 2004, l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations inscrite dans le bilan s’élevait
à 44 M$.
Canadian Oil Sands Trust dépose dans des comptes de fiducie de restauration minière 0,1322 $ par baril
de la production liée à sa participation directe de 35,49 % dans Syncrude. Au 31 décembre 2004, les
comptes de fiducie, y compris les intérêts gagnés sur ces comptes, totalisaient 21 M$, montant qui est
inclus dans le poste « Fiducie de remise en état » du bilan consolidé.
Gains de change
Des gains de change de 80 M$ et de 135 M$ ont respectivement été enregistrés pour 2004 et 2003.
Conformément aux PCGR, les soldes des éléments monétaires libellés en dollars américains de
Canadian Oil Sands sont réévalués au taux de change en vigueur à la fin de chaque période, et les gains
ou les pertes résultant de leur conversion sont portés au bénéfice net de la période. Les principaux
éléments monétaires libellés en dollars américains donnant lieu à la majeure partie de nos gains et de nos
pertes de change sont des billets de premier rang en dollars US.
Aux 31 décembre 2004 et 2003, nos billets de premier rang libellés en dollars américains s'élevaient à
944 M$ US et à 694 M$ US, respectivement. Au 31 décembre 2004, le dollar canadien plus fort qu’au
31 décembre 2003 a entraîné un gain de change hors caisse de 89 M$ en 2004 sur les billets de premier
rang libellés en dollars américains. Au 31 décembre 2003, le dollar canadien plus fort qu’au 31 décembre
2002 avait entraîné un gain de change hors caisse de 147 M$ en 2003 sur les billets de premier rang
libellés en dollars américains. Nous avons aussi des comptes d’encaisse, de débiteurs et d’intérêts courus
qui sont libellés en dollars américains et qui sont réévalués à la fin de chaque période. Les opérations sur
ces comptes donnent lieu à des gains et pertes de change matérialisés, qui comprennent le solde des
gains et des pertes de change portés aux résultats.
Impôts sur les bénéfices et impôt des grandes sociétés
La charge inscrite relativement à l'impôt des grandes sociétés en 2004 tient compte du montant estimatif
de cet impôt à payer par COSL. En raison de l’acquisition d’une participation directe de 13,75 % dans
Syncrude en 2003 et des dépenses en immobilisations engagées à l’égard de la phase 3, le capital
imposable de COSL en 2004 est beaucoup plus élevé que celui de 2003. Toutefois, en 2004, le
gouvernement fédéral a réduit le taux d’imposition des grandes sociétés, de 0,225 % à 0,2 %, et a porté le
capital imposable minimal de 10 M$ à 50 M$ pour l’année d’imposition 2004. Ces modifications fiscales
avantageuses ont compensé l’augmentation de la charge d’impôt des grandes sociétés qui auraient
autrement été constatées en raison de l'augmentation du capital imposable de COSL en 2004 par rapport
à 2003. Pour 2004, nous estimons que, hormis l’impôt des grandes sociétés, ni la Fiducie ni aucune de
ses filiales n’auront à payer d’impôts sur les bénéfices. Les modifications fiscales du gouvernement
fédéral en 2004 comprennent aussi l’élimination progressive de l’impôt des grandes sociétés d’ici 2007, ce
qui devrait faire augmenter en conséquence les flux de trésorerie de la Fiducie.
La charge relative à l'impôt sur les bénéfices et à l'impôt des grandes sociétés tenait compte d'une
économie de 9 M$ en 2004. Ce recouvrement avait trait à un remboursement par un ancien fournisseur
de services fiscaux de la Fiducie concernant une charge d’impôts engagée par cette dernière en 2003 par
suite d’une erreur commise par ce fournisseur dans la déclaration de revenus de la Fiducie pour 2001. Le
paiement des impôts avait été comptabilisé comme une charge d'impôt de 9 M$ en 2003 et inscrit à titre
25 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

de gain éventuel dans les notes afférentes aux états financiers consolidés de la Fiducie de 2003. Le
montant total du règlement en 2004 s'est élevée à environ 10 M$, y compris un montant de 1 M$ lié au
remboursement des intérêts et des pénalités initialement payés par la Fiducie sur la charge d’impôts. Le
solde de 1 M$ a été constaté en temps que réduction des intérêts débiteurs et est compris dans le poste
« Intérêts débiteurs, montant net » de l'état consolidé des résultats. Un remboursement d’impôts d’environ
2 M$ lié à des exercices précédents est également inclus à titre d’ajustement non récurrent et de
réduction de l’impôt des grandes sociétés et autres charges.
Pour les porteurs de parts, les distributions faites par la Fiducie sont imposables ou reportées. Le report
d’impôts réduit l’impôt que le porteur de parts doit payer. En ce qui concerne les distributions de 2004,
83 % d’entre elles étaient imposables et 17 % étaient reportées, soit des pourcentages inchangés depuis
l’exercice précédent.
La partie imposable des distributions dépend des revenus et des déductions fiscales existantes qui
permettent de soustraire ces revenus à l’impôt au niveau de la Fiducie et de la société. Les revenus et,
par conséquent, les distributions aux porteurs de parts imposables sont très sensibles à l’évolution des
revenus et des coûts, étant donné que les déductions fiscales annuelles offertes sont plafonnées. Les
soldes d’impôt existants sont présentés à la note 12 afférente aux états financiers consolidés. Il est prévu
que, pour les porteurs de parts, la majeure partie des distributions futures sera imposable.
Impôts sur les bénéfices futurs
Aux fins du calcul des impôts futurs, l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des
passifs est appelé écart temporaire. Le passif d’impôts sur les bénéfices futurs de Canadian Oil Sands
représente essentiellement l’écart entre la valeur comptable des immobilisations des filiales de la Fiducie
et le solde de leurs catégories fiscales, selon les taux d’imposition pratiquement en vigueur au
31 décembre 2004. Le passif d'impôts sur les bénéfices futurs constaté au bilan consolidé de la Fiducie
est une exigence des PCGR, mais ne devrait pas entraîner d’augmentation des versements d’impôts de
Canadian Oil Sands à l’avenir.
En 2004, Canadian Oil Sands a inscrit une économie d’impôts futurs hors trésorerie de 27 M$ dont une
tranche approximative de 10 M$ d'une diminution des taux d'imposition prévus par la loi pendant
l'exercice. En date du 1 er avril 2004, les modifications apportées au taux d'imposition des sociétés en
Alberta étaient pratiquement entrées en vigueur, ce qui a réduit le taux d'imposition de 12,5 % à 11,5 %.
Le reste de l'économie d'impôts futurs de 16 M$ s'explique principalement par la diminution des écarts
temporaires au cours de cet exercice.
En 2003, Canadian Oil Sands a inscrit une économie d’impôts futurs hors caisse de 2 M$. Cette économie
comprend une charge d’impôts futurs d’environ 13 M$ au titre de la hausse du passif d’impôts futurs de
COSL par suite de l’annonce, par le gouvernement fédéral, de l’élimination progressive de la déduction
relative aux ressources, laquelle est pratiquement en vigueur, compensée en partie par une baisse des
taux d’imposition des sociétés au cours des cinq prochains exercices. Cette charge a été compensée par
une économie d’impôts futurs d’environ 15 M$, qui se rapporte principalement à la diminution des écarts
temporaires au cours de l’exercice.
26 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

ESTIMATIONS COMPTABLES CRUCIALES
Une estimation comptable est considérée comme cruciale quand elle exige la formulation d’hypothèses à
propos de questions qui comportent un degré d’incertitude élevé au moment où l’estimation comptable est
faite et qui, si des estimations différentes étaient employées, auraient une incidence importante sur les
résultats financiers. Canadian Oil Sands procède à de nombreuses estimations relativement à ses
résultats financiers afin de fournir une information à jour aux utilisateurs. Cependant, les estimations
suivantes sont considérées comme cruciales.
a) Canadian Oil Sands doit estimer les réserves qu’elle compte récupérer. Nos réserves sont
évaluées et déclarées par des évaluateurs indépendants de réserves de pétrole, qui les
évaluent selon plusieurs facteurs et à partir d’hypothèses diverses, comme les prévisions
d’exploitation minière et du rendement de récupération à la suite de l’extraction et de la
valorisation en fonction de données géologiques et techniques, les taux de production
projetés, les charges d’exploitation projetées et les écarts de prix projetés du pétrole, de
même que les calendriers et les montants des frais de mise en valeur futurs, lesquels sont
tous subjectifs. Bien que le calcul des réserves et les prévisions des produits nets futurs
demeurent des estimations, nous sommes d’avis que les facteurs et les hypothèses sousjacents
à ces estimations sont raisonnables, selon l’information dont nous disposions au
moment de l’estimation. Les données sur les réserves sont revues par la direction, par notre
propre ingénieur, par notre comité de vérification, qui agit à titre de comité des réserves, et
par notre conseil d’administration.
Au fur et à mesure que les circonstances évoluent et que de nouvelles données sont
accessibles, les données sur les réserves peuvent changer. Dans l’ensemble, nos réserves
prouvées ont peu varié depuis quatre ans selon les rapports indépendants sur les réserves
dressés en 2000, en 2003 et en 2004, si ce n’est que des réserves ont été ajoutées
proportionnellement à l’acquisition de la participation directe de 13,75 % en 2003. Cependant,
les résultats réels futurs pourraient être fort différents de nos estimations, ce qui pourrait
entraîner une variation importante de nos taux d’amortissement par unité de production et
une modification des tests de dépréciation d’actifs, dont les calculs font tous appel aux
réserves et aux flux de trésorerie futurs. Si les réserves prouvées et probables avaient été
inférieures de 10 %, l’amortissement aurait augmenté d’environ 19 M$ en 2004. Notre test de
dépréciation s’appuie sur les réserves prouvées; si ces réserves avaient été de 10 % plus
faibles, il n’y aurait quand même pas eu de dépréciation au 31 décembre 2004.
b) Canadian Oil Sands constate son obligation liée à la mise hors service d’immobilisations et
l’actif correspondant en fonction de la juste valeur actualisée estimative de sa participation de
35,49 % dans les flux de trésorerie futurs de Syncrude qui seront nécessaires pour la remise
en état de chacun des chantiers miniers de Syncrude. Pour déterminer la juste valeur,
Canadian Oil Sands doit estimer le montant des décaissements futurs, le moment auquel ils
seront nécessaires et ensuite appliquer un taux sans risque ajusté approprié. Étant donné la
durée prolongée de la réserve des concessions de Syncrude, nous avons estimé que les
dépenses de remise en état seront engagées au cours des 45 prochaines années et que la
majorité d’entre elles ne le seront pas avant 30 ans, soit lorsque la mine Aurora devra
probablement être remise en état. Par conséquent, il est difficile d’estimer le moment et le
montant des paiements de remise en état des lieux qui seront nécessaires puisque ces
paiements seront engagés longtemps après la date de l’estimation initiale.
Tout changement dans l’échéancier et le montant des paiements ultérieurs à la constatation
initiale de l’obligation entraînera un changement de notre obligation relative à la mise hors
service d’immobilisations et de l’actif correspondant. Ces changements auront une incidence
sur la charge de désactualisation de l’obligation et l’amortissement de l’actif, ce qui influera
par conséquent sur le bénéfice net. Cependant, puisque les paiements s’étendront sur une
période aussi prolongée à l’avenir, les changements apportés aux estimations des flux de
trésorerie devront être importants ne serait-ce que pour faire varier de 1 M$ le bénéfice net de
27 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

la Fiducie au cours d’un exercice donné. À titre d’exemple, pour que les conséquences sur la
charge de désactualisation soient supérieures à 1 M$ en 2004, il faudrait que l’estimation des
flux de trésorerie non actualisés dépasse d’environ 180 M$ notre estimation actuelle de
quelque 275 M$.
c) Canadian Oil Sands comptabilise ses obligations au titre des avantages complémentaires de
retraite des salariés de Syncrude Canada à l’aide d’hypothèses actuarielles et d’autres
hypothèses de façon à estimer l’obligation projetée au titre des prestations, le rendement des
actifs du régime et l’augmentation de la charge liée à la période en cours. Les hypothèses de
base employées sont décrites à la note 7 a) afférente aux états financiers consolidés. De
plus, les gains et les pertes actuarielles sont reportés et amortis sur les résultats au cours de
la durée moyenne estimative du reste de la carrière des salariés, actuellement évalué à
13 ans. Les frais réels liés au régime de prestations des salariés de Syncrude Canada
pourraient être fort différents des montants accumulés au titre de l’obligation découlant du
régime de retraite et des actifs du régime. Si Canadian Oil Sands avait imputé immédiatement
les pertes actuarielles aux résultats, la charge du régime de retraite et des autres avantages
complémentaires de retraite aurait augmenté pour passer de 26 M$ à environ 55 M$ en 2004.
De plus, le passif au titre des prestations constituées inscrit au bilan consolidé serait passé de
93 M$ à 201 M$. Canadian Oil Sands n’a établi aucun régime de retraite pour ses salariés.
Par conséquent, toutes ses charges et obligations en matière d’avantages sociaux futurs sont
liées à sa participation directe au régime de retraite et aux avantages complémentaires de
retraite de Syncrude Canada.
d) Canadian Oil Sands doit estimer sa charge d’impôts futurs à la fin de chaque période de
déclaration en fonction de son estimation des écarts temporaires, lorsque ces écarts
temporaires sont censés s’inverser, et des taux d’imposition auxquels ils seront inversés.
Toutefois, les taux d’imposition réels auxquels les écarts temporaires seront inversés et le
montant des écarts temporaires pourront différer de nos estimations; par conséquent, il
pourrait en résulter des changements importants de nos passifs d’impôts futurs ou de notre
charge ou économie d’impôts futurs. Bien que ces changements puissent avoir une incidence
sur le bénéfice net, nous ne prévoyons aucune conséquence pour les versements d’impôts
futurs de Canadian Oil Sands.
MODIFICATION DE CONVENTIONS COMPTABLES
Le 1 er janvier 2004, nous avons adopté rétroactivement la norme comptable de l’ICCA relative aux
obligations liées à la mise hors service d’immobilisations. L’incidence de ce changement de convention
comptable est décrite à la note 3a) afférente aux états financiers consolidés.
Le 1 er janvier 2004, la note d’orientation 13 concernant la comptabilité intitulée « Relations de couverture »
(NOC-13) est également entrée en vigueur. Certaines conditions pour l’application de la comptabilité de
couverture sont établies dans cette norme. Canadian Oil Sands applique la NOC-13 à ses instruments
dérivés, et l’incidence de l’adoption de cette norme est décrite à la section « Gestion des risques » du
présent rapport de gestion ainsi qu’à la note 3 b) afférente aux états financiers consolidés.
NOUVELLES PRISES DE POSITION EN COMPTABILITÉ
Nous ne prévoyons aucun changement important dans nos conventions comptables en 2005 qui pourrait
résulter des nouvelles prises de position en comptabilité qui ont été publiées. Bien que le Conseil des
normes comptables ait proposé des modifications au calcul du bénéfice net dilué par part pour l’exercice
2005, au 21 février 2005, ces modifications n’avaient pas encore été finalisées. Nous ne nous attendons à
aucune répercussion sur notre bénéfice net dilué par part si les modifications entrent effectivement en
vigueur puisque les options en circulation sont relativement peu nombreuses par rapport au nombre total
de parts.
28 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Entrée en vigueur le 1 er janvier 2005, la note d’orientation 15 concernant la comptabilité (« NOC-15 »)
intitulée « Consolidation des entités à détenteurs de droits variables (variable interest entities) » exige que
la Fiducie consolide toutes les entités qu’elle contrôle selon d’autres critères que la propriété des
participations avec droit de vote. Ce contrôle existerait si les droits variables de la Fiducie dans une autre
entité devaient absorber une majorité des pertes prévues de cette entité à détenteurs de droits variables
ou bénéficier de la majorité de ses résultats. Au 21 février 2005, la Fiducie n’a aucune entité à détenteurs
de droits variables; par conséquent, nous estimons que la NOC-15 n’aura aucune incidence sur les
résultats de Canadian Oil Sands.
Le 9 décembre 2004, l’ICCA a publié le CPN-150 intitulé « Comment déterminer si un accord est assorti
d’un contrat de location », qui s’appliquera à la Fiducie à compter du 1 er janvier 2005 pour les nouveaux
contrats, arrangements ou modifications apportées à des contrats existants conclus après cette date.
Nous évaluons actuellement les conséquences possibles pour Canadian Oil Sands.
LIQUIDITÉS ET RESSOURCES EN CAPITAL
(en millions de dollars)
2004 2003
Dette à long terme 1 699,8 1 437,4
Déduire : encaisse et placements à court terme 17,8 16,7
Dette nette 1 682,0 1 420,7
Capitaux propres 2 635,9 2 102,9
Capitaux permanents 1 4 317,9 3 523,6
1
Dette nette et capitaux propres
En 2004, la Fiducie avait pour principal objectif le financement prudent de notre participation dans le
programme de dépenses en immobilisations de Syncrude grâce au maintien de capitaux permanents
solides. Au 31 décembre 2004, les capitaux permanents de la Fiducie ont augmenté par rapport à
l’exercice précédent par suite du prix élevé du pétrole brut, de la solidité des activités de Syncrude ainsi
que de nouvelles émissions et de nouveaux emprunts supplémentaires contractés pour financer notre part
du programme de dépenses en immobilisations de Syncrude. Pour satisfaire aux exigences relatives à
notre dette et à nos facilités de crédit, nous surveillons de près les ratios d’endettement suivants :
RATIOS D’ENDETTEMENT 2004 2003
Couverture de la dette nette par les flux de trésorerie
(nombre de fois) 2,9 5,2
Couverture de la dette nette par les capitaux permanents (%) 39 40
Le rendement du capital productif moyen, une valeur repère clé utilisée pour évaluer les résultats de la
Fiducie, sert à mesurer le rendement que la Fiducie tire de son actif utilisé à des fins de production. Pour
calculer le rendement du capital productif moyen, nous excluons les grands projets qui ne sont pas encore
en production, comme la composante UE-1 de l’expansion de la phase 3. Le rendement du capital
productif moyen de la Fiducie et le rendement des capitaux propres moyens se sont améliorés en 2004
par rapport à 2003, principalement en raison d’une augmentation des prix obtenus et de meilleurs
résultats d’exploitation à Syncrude au cours du premier semestre de 2004 et de l’absence de travaux de
remise en état des unités de cokéfaction au cours de l’exercice, de tels projets de remise en état ayant été
au nombre de deux en 2003.
RATIOS DE GESTION DU RENDEMENT 2004 2003
Rendement des capitaux propres moyens (%) 21 20
Rendement du capital productif moyen employé (%) 1 21 14
1
Calculé comme le bénéfice net avant les intérêts débiteurs, les économies d’impôts futurs et les gains de change, divisé par le
capital productif moyen employé, qui exclut les grands projets non encore en cours d’utilisation.
29 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Le 30 juillet 2004, nous avons conclu un placement privé relatif à l’émission de trois millions de parts
auprès d’un important investisseur canadien à un prix de souscription de 48,00 $ par part pour un produit
total de 144 M$. L’émission renforce notre bilan et réduit nos besoins en matière d’activités de couverture.
D’après notre situation actuelle, nous ne prévoyons pas devoir procéder à d’autres émissions de titres
pour nous aider à financer le reste des charges liées à l’expansion de la phase 3, à l’extérieur du régime
de distribution des primes, de réinvestissement des distributions et d’options d’achat de parts (le « régime
de réinvestissement des distributions ») de Canadian Oil Sands.
En 2004, COSL a effectué diverses émissions de titres d’emprunt. Le 15 janvier 2004, COSL a émis des
billets à moyen terme à taux variable d’un montant de 20 M$ et des billets à moyen terme de 175 M$
portant intérêt à 3,95 %. Ces billets sont d’une durée de trois ans. Des swaps de taux d’intérêt ont été
conclus en vue de convertir à un taux variable le taux fixe dont sont assortis les billets de 175 M$ en
fonction des taux d’acceptation bancaire de trois mois, majorés d’un différentiel de taux. Le 29 juin 2004,
COSL a émis d’autres billets à moyen terme totalisant 200 M$, qui portent intérêt à 5,55 % et sont d’une
durée de cinq ans. Le 9 août 2004, COSL a émis aux États-Unis des billets de premier rang à 4,8 % d’un
montant de 250 M$ US, qui viennent à échéance le 10 août 2009. Le produit des émissions d’actions et
de titres d’emprunt a servi à assurer le financement de notre participation au programme de dépenses en
immobilisations de Syncrude et à rembourser une partie de l’encours des facilités de crédit bancaire.
Toutes ces émissions sont non garanties et ont obtenu des cotes de crédit de BBB+ avec des
perspectives négatives par Standard & Poor’s et de BAA2 avec des perspectives négatives par Moody’s
Investor Service.
Nous disposons de facilités bancaires et de lignes de crédit inutilisées de 685 M$. Au 31 décembre 2004,
si l’on tient compte des lignes de crédit utilisées, une somme approximative de 57 M$ avait été tirée, ce
qui laissait des fonds inutilisés de 628 M$ sur ces facilités de crédit disponibles d’un total de 685 M$. De
plus, nous disposions d’une encaisse et de placements à court terme de 18 M$ au 31 décembre 2004.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation demeurent une importante source de financement.
Pour 2004, ces flux de trésorerie ont atteint le chiffre record de 576 M$, ou 6,47 $ par part. Ces résultats
sont beaucoup plus élevés qu’en 2003, où les flux de trésorerie s’étaient chiffrés à 273 M$, ou à 3,43 $
par part. Cette hausse est principalement attribuable à l’accroissement de la participation directe dans
Syncrude, à l’augmentation de la production en l’absence de travaux de remise en état des unités de
cokéfaction en 2004 et à l’augmentation du prix de vente obtenu en 2004, qui a été en quelque peu
contrebalancée par des charges d’exploitation et des frais de financement plus élevés. En 2004, des
dépenses en immobilisations de 547 M$ engagées sur un montant total de 942 M$ ont été financées au
moyen d’émissions d’actions et de titres d’emprunt. Le solde de 395 M$ des dépenses en immobilisations
a été financé au moyen des fonds tirés de nos activités d’exploitation après déduction des distributions
aux porteurs de parts. À la fin de 2004, le fonds de roulement affichait un déficit de 103 M$, soit un chiffre
comparable à celui du 31 décembre 2003. Cette insuffisance s’explique toujours par d’importants soldes
de comptes débiteurs, en grande partie liés à notre quote-part des dépenses en immobilisations de
Syncrude.
Notre régime de réinvestissement des distributions est une importante composante de notre plan de
financement pour la phase 3 du projet d’expansion de Syncrude puisqu’il permet à la Fiducie de réunir de
nouveaux capitaux à un coût relativement bas sans effet dilutif pour les porteurs de parts et aide la Fiducie
à assurer les distributions au cours de la période d’expansion. La participation au régime de
réinvestissement des distributions a été portée à 33 % en 2004, comparativement à 30 % pour l’exercice
précédent, et a permis de mobiliser presque 60 M$ au moyen de l’émission de 1,3 million de parts,
comparativement à 48 M$ pour le même nombre de parts en 2003. Depuis l’établissement du régime de
réinvestissement des distributions en 2002, l’émission de 3,5 millions de parts a permis d’obtenir 140 M$.
Dans l’ensemble, nos besoins en financement continuent de dépendre principalement des fonds que nous
tirons de nos activités et du régime de réinvestissement des distributions, de notre part des dépenses en
immobilisations de Syncrude et des distributions aux porteurs de parts de la Fiducie. En 2005, nous avons
estimé que les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de la Fiducie totaliseront 580 M$, soit
6,29 $ par part, et serviront à financer une partie des dépenses en immobilisations de 691 M$ que nous
30 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

prévoyons pour l’exercice. Nos facilités de crédit inutilisées et le produit du régime de réinvestissement
des distributions prévu pour 2005 devraient constituer des sources de financement appropriées qui
serviront à financer le reste des dépenses en immobilisations.
Dépenses en immobilisations
En 2004, nous avons engagé des dépenses en immobilisations de 942 M$, soit une hausse d’environ
157 M$ en regard de celles de l’exercice précédent. Cette hausse découle principalement de
l’augmentation de la participation directe de la Fiducie dans Syncrude et de l’accroissement des dépenses
engagées par Syncrude comparativement à la même période l’an dernier. Les dépenses en
immobilisations de Syncrude sont en grande partie liées à l’expansion de la phase 3 et à l’installation d’un
troisième système d’extraction à la mine Aurora North et d’un système de production auxiliaire de la mine
North. Les systèmes d’extraction supplémentaires sont nécessaires pour remplacer la production de
bitume provenant du quadrant sud-ouest de la mine Base qui sera d’après nous épuisée d’ici l’automne
2006. En 2004, Syncrude a consacré à l’expansion des fonds approximatifs de 2,0 G$, soit 0,7 G$ nets
pour la Fiducie, et de 0,4 G$, soit 0,1 G$ nets pour la Fiducie, au remplacement de la mine Base. Les
dépenses en immobilisations de la phase 3 et les coûts engagés pour le remplacement de la mine Base
ont compté pour approximativement 88 % du total de nos dépenses en immobilisations en 2004. Le reste
des dépenses en immobilisations concerne principalement notre quote-part des dépenses en
immobilisations de Syncrude. Après la révision des coûts de l’ensemble du projet de la phase 3 en
mars 2004, les dépenses en immobilisations réelles en 2004 correspondaient à nos dépenses prévues
pour l’exercice, soit 1 G$.
En 2003, environ 88 % du total de 786 M$ constaté au poste des dépenses en immobilisations concernait
notre quote-part des dépenses en immobilisations de la phase 3 de Syncrude. La participation directe
supplémentaire de 13,75 % acquise en 2003 a compté pour 256 M$ du total des dépenses en
immobilisations de l’exercice.
Au 31 décembre 2004, la construction de la composante UE-1 de la phase 3 était terminée à 75 %, soit
au-delà de l’objectif de 70 % fixé pour la fin de 2004. Notre quote-part estimative du total des dépenses
prévisionnelles de la phase 3, qui comprend des dépenses en immobilisations et des coûts qui seront
passés en charges comme des coûts non liés à la production, demeurera inchangée à 2,8 G$, le reste de
0,5 G$ devant être dépensé au cours des deux prochains exercices, principalement en 2005.
La section « Perspectives » du présent rapport de gestion décrit les engagements futurs liés à la phase 3
et le total des dépenses en immobilisations prévues de la Fiducie pour 2005. En plus de nos autres
obligations contractuelles, le tableau présenté ci-après fait état des engagements d’achat que nous avons
pris à l’égard des projets de la phase 3 et du remplacement de la mine Base.
OBLIGATIONS CONTRACTUELLES ET ENGAGEMENTS
Nous avons assumé diverses obligations contractuelles et pris différents engagements dans le cours
normal de nos activités. Le tableau ci-après présente les principales obligations financières qui étaient
connues au 21 février 2005, soit les décaissements que nous devrons faire en vertu des ententes
contractuelles que nous avons conclues directement ou comme propriétaire de la coentreprise Syncrude.
31 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

(en millions de dollars)
Échéance des paiements par période
Obligations contractuelles Total < 1 an 1 à 3 ans 4 à 5 ans Après 5 ans
Dette à long terme 1 1 699,8 - 297,9 650,9 751,0
Obligations au titre des
dépenses de la phase 3 2 519,0 499,0 20,0 - -
Engagements liés aux dépenses
en immobilisations 3 269,7 130,6 139,1 - -
Paiements visant à combler le
déficit du régime de retraite 4 33,1 8,3 24,8 - -
Autres obligations 5 170,6 115,5 14,3 7,3 33,5
2 692,2 753,4 496,1 658,2 784,5
1. Le calendrier de remboursement de la dette à long terme est décrit à la note 9 i) des états financiers consolidés.
2. Le coût total estimatif qui revient à la Fiducie de la phase 3 du projet d’expansion est d’environ 2,8 G$, dont une tranche
d’environ 2,3 G$ avait déjà été engagée au 31 décembre 2004.
3. Les engagements liés aux dépenses en immobilisations comprennent une tranche de 0,2 G$ liée à notre participation de
35,49 % dans le programme de réduction des émissions de Syncrude et une autre tranche de 0,1 G$ liée à notre quote-part
des dépenses en immobilisations restantes pour d’autres systèmes d’extraction aux mines Aurora North et North et visant à
remplacer la production d’une partie de la mine Base qui sera épuisée d’ici 2006.
4. Nous devons financer 35,49 % du déficit du régime enregistré d’épargne-retraite de Syncrude Canada, qui a été confirmé par
l’évaluation actuarielle du 31 décembre 2003 qui a été achevée en 2004.
5. Ces obligations comprennent principalement notre quote-part de 35,49 % des paiements minimaux requis en vertu des
engagements de Syncrude à l’égard de l’achat de gaz naturel, des frais d’élimination annuels pour l’unité de désulfuration des
gaz effluents, des frais liés au service de pipeline, comme il est décrit à la note 19 afférente aux états financiers consolidés, et
des obligations aux termes de contrats de location-acquisition et de location-exploitation.
CAPITAUX PROPRES
Les parts de Canadian Oil Sands Trust sont inscrites à la cote de la Bourse de Toronto sous le symbole
« COS.UN ». Au 21 février 2005, la Fiducie comptait 91,4 millions de parts en circulation. Le cours des
parts de Canadian Oil Sands a clôturé à 79,60 $ le 21 février 2005, ce qui a donné une capitalisation
boursière d’environ 7 G$ pour la Fiducie.
En 2004, les distributions aux porteurs de parts se sont élevées à 180 M$, soit 2 $ par part, contre
170 M$, ou 2 $ par part, en 2003. Un calendrier des distributions aux porteurs de parts figure à la note 16
afférente aux états financiers consolidés. Au cours de l’expansion de la phase 3 à Syncrude, nous avons
eu recours à des titres d’emprunt et à l’émission d’actions pour financer des dépenses en immobilisations
dans la mesure où les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation n’étaient pas suffisants pour
financer les distributions et les dépenses en immobilisations de la Fiducie. Ces opérations de financement
sont présentées comme du « financement autre que pour acquisition, montant net » dans le calendrier
des distributions aux porteurs de parts.
Canadian Oil Sands émet des options sur parts (les « options ») dans le cadre du régime d’intéressement
à long terme offert à ses salariés. Il y avait 102 500 options octroyées en 2004, auxquelles se sont
ajoutées 96 000 options octroyées le 28 janvier 2005. Au 21 février 2005, 522 400 options étaient en
cours, soit moins de 1 % des parts en circulation, et le prix d’exercice moyen pondéré de ces options était
de 46,73 $ chacune. À cette date, 207 625 options pouvaient être exercées à un prix moyen pondéré de
40,03 $ chacune. Chaque option donne au porteur le droit d’acheter une part de fiducie au prix d’exercice
établi à la date de l’octroi. Les droits rattachés aux options deviennent acquis à raison d’un tiers à chaque
date d’anniversaire de l’octroi au cours des trois premières années, et les options expirent sept ans après
la date de l’octroi.
32 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

GESTION DES RISQUES
Il existe de nombreux risques financiers et opérationnels inhérents au secteur des sables pétrolifères,
notamment le risque lié au prix des marchandises, le risque de change, le risque de taux d’intérêt, le
risque lié aux immobilisations, le risque de crédit, le risque lié à la réglementation, le risque lié à
l’exploitation et le risque lié aux questions environnementales. Nous prenons des mesures précises pour
gérer ces risques, surtout lorsqu’ils touchent les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et les
dépenses en immobilisations, étant donné leur incidence directe sur les revenus que peut distribuer la
Fiducie aux porteurs de parts.
Risque lié au prix des marchandises
Risque lié au prix du pétrole brut
Nous avons utilisé notre programme de couverture du pétrole brut comme stratégie de réduction des
risques pour notre programme de financement de la phase 3 en 2004 et au cours des exercices
précédents. Nos flux de trésorerie se ressentent à la fois de l’évolution du prix du pétrole brut libellé en
dollars US et du taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien. Par conséquent, la
direction conclut des opérations de couverture à l’égard de ces deux éléments afin de limiter les variations
des produits et des flux de trésorerie de la Fiducie. Pour ce faire, il est possible de recourir à des
couvertures distinctes, soit des couvertures du prix du pétrole WTI en dollars américains et des opérations
de couverture du change, lesquelles sont décrites à la section « Risque de change » du présent rapport
de gestion. Il est aussi possible de couvrir ces deux éléments au moyen d’une même opération de
couverture du prix du pétrole en dollars canadiens. Nous avons utilisé ces deux stratégies. Avec un peu
plus d’un an restant pour l’expansion de la phase 3 et étant donné l’excellent bilan de la Fiducie et le
niveau élevé des prix de l’énergie prévu pour l’exercice, le risque de financement de la Fiducie lié à
l’expansion a diminué considérablement. Par conséquent, au 21 février 2005, en raison de nos prévisions
actuelles, nous n’avons établi aucune couverture du prix du pétrole brut.
En 2004, les pertes sur les opérations de couverture du pétrole brut se sont établies à 274 M$, ou à
8,86 $ le baril, contre des pertes d’environ 100 M$, ou 4,10 $ le baril, en 2003. En 2004, le prix du WTI en
dollars américains a atteint en moyenne 41,47 $ US le baril, et le prix en dollars canadiens s’est établi en
moyenne à 53,58 $ le baril, comparativement à 30,99 $ US en 2003. En 2003, il n’y avait pas de
couverture du WTI en dollars canadiens.
Le 1 er janvier 2004, Canadian Oil Sands a adopté la NOC-13 portant sur les relations de couverture. Selon
la nouvelle note d’orientation, nos positions de couverture du pétrole brut sont admissibles à la
comptabilité de couverture et, par conséquent, l’adoption de la NOC-13 n’a eu aucune incidence sur nos
résultats financiers pour ce qui concerne ces positions.
Au cours des 18 derniers mois, des augmentations importantes ont été faites à l’approvisionnement en
pétrole brut synthétique provenant de divers autres projets de sables pétrolifères, plusieurs autres projets
étant aussi envisagés. Si ces autres projets se concrétisent, l’offre de pétrole brut synthétique augmentera
considérablement sur le marché. Rien ne garantit que la demande sera suffisante pour absorber cette
augmentation de l’offre sans aucun effet sur les prix de vente, ce qui pourrait accroître l’écart entre le prix
que Canadian Oil Sands peut obtenir et les prix de référence comme le WTI. De plus, les prix pourraient
diminuer à un point tel que notre quote-part de la production de Syncrude ne serait plus économiquement
viable. Face à la croissance du volume de pétrole brut synthétique et à l’augmentation de notre propre
production à Syncrude avec l’achèvement de la phase 3, nous devrons probablement accroître nos
débouchés pour obtenir le prix que commande la qualité de notre produit. Lorsque le UE-1 sera réalisé, un
nouvel appareil de saturation des arômes sera utilisé pour valoriser encore davantage la totalité de notre
production en un produit appelé SSP. Nous nous attendons à ce que ce mélange de qualité supérieure
intéresse davantage de raffineries, ce qui devrait nous permettre d’accroître le prix de notre baril.
De plus, l’utilisation de pétrole synthétique léger non corrosif comme produit de base combiné au bitume
pour fabriquer du bitume synthétique pourrait constituer un nouveau marché en expansion pour le SSB. À
33 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

l’heure actuelle, les producteurs de pétrole brut lourd expédient le bitume aux raffineries américaines en y
ajoutant du condensat qui est un produit coûteux et présent en faible quantité. Le bitume synthétique, qui
se compare à un brut corrosif intermédiaire, constitue maintenant un produit substitut.
Risque lié au prix du gaz naturel
Pour la période allant d’avril 2002 à mars 2003, nous avions conclu un contrat d’achat à terme de
20 000 GJ par jour de gaz naturel au prix moyen AECO de 3,44 $ le GJ, soit environ 60 % de notre part
de la consommation prévue de Syncrude pour cette période. La Fiducie a conclu une opération de
couverture pour limiter les variations des coûts d’achat de l’énergie, qui représentent un élément important
de nos charges d’exploitation. Les gains de couverture en résultant ont permis de réduire de 6 M$ les
charges d’exploitation de 2003. Aucune couverture du gaz naturel n’a été utilisée en 2004 et, au 21 février
2005, nous n’avions établi aucune couverture du gaz naturel. Les couvertures du gaz naturel demeureront
une stratégie possible de gestion des coûts d’exploitation, en particulier pendant l’hiver.
Risque de change
Les variations des taux de change du dollar américain par rapport au dollar canadien ont une incidence
sur nos résultats, les revenus que nous tirons de la vente de pétrole étant basés sur un prix de référence
en dollars US. Cette exposition des produits est partiellement compensée par l’intérêt en dollars
américains sur notre dette libellée en dollars américains et notre quote-part des paiements aux
fournisseurs de Syncrude en dollars américains. Quand nos billets de premier rang en dollars US
arriveront à échéance, nous serons exposés à un risque lié au taux de change sur le remboursement de
ces billets. Nous avons réduit notre risque de change en concluant des contrats qui fixent notre taux de
change pour les années à venir. À l’heure actuelle, nous n’avons pas l’intention d’accroître nos positions
de couverture contre les risques de change. Nos contrats de change sont décrits à la note 17 a) afférente
aux états financiers consolidés. Voici les positions existantes :
2005 2006 2007
Couvertures en dollars US (en millions de dollars) 100,0 $ 60,0 $ 20,0 $
Taux de change moyen du dollar US 0,664 $ 0,669 $ 0,692 $
En 2004, nous avons enregistré des gains de couverture du change d’environ 13 M$, ou 0,42 $ le baril,
qui découlent d’un dollar canadien qui s’est maintenu en moyenne à 0,77 $ US au cours de l’exercice.
En 2003, un gain de change de 4 M$, ou de 0,15 $ le baril, avait été constatée. L’adoption de la NOC-13
n’a eu aucun effet sur nos résultats de 2004, car nos couvertures du change sont toujours admissibles en
tant que couvertures en application de cette nouvelle norme.
En 1999, nous avions échangé des gains à la liquidation de certains contrats de change à terme contre
des ajustements aux modalités d’autres contrats de change. Aux fins de la comptabilisation de ces
opérations, ces gains matérialisés ont été reportés et seront constatés à titre de produits au cours de la
période allant de 2006 à 2016, soit à l’échéance initiale des contrats à terme. En 2004, des gains
d’environ 5,7 M$ ont été reportés. Au total, Canadian Oil Sands a reporté en 2006 et aux exercices
ultérieurs la constatation de gains totalisant 28 M$ devant être portés au bénéfice net. Ces montants sont
néanmoins inclus dans les flux de trésorerie liés à l’exploitation. Ce solde reporté figure au bilan
consolidé, au poste « Gains sur couverture du change reportés ».
Risque lié au taux d’intérêt
Les fluctuations des taux d’intérêt influent sur notre bénéfice net et sur nos flux de trésorerie, selon le
montant de l’encours de la dette à taux variable. Au 31 décembre 2004, nous avions tiré environ 19 M$
sur nos facilités de crédit, des billets à moyen terme de 20 M$ à taux variable en circulation et nous avions
converti un emprunt de 175 M$ à taux fixe en un emprunt à taux variable. Les swaps ont été
comptabilisés comme instruments de couverture dans les états financiers consolidés de 2004, et les gains
ou les pertes connexes seront constatés dans la période de liquidation des swaps.
34 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Aux termes de la NOC-13, les swaps de taux d’intérêt qu’avait conclus COSL en 1997 relativement à ses
billets de premier rang à 7,625 % d’un montant de 70 M$ US ne sont pas admissibles en tant que
couvertures. Par conséquent, une charge reportée et un passif correspondant ayant chacun une juste
valeur de 5 M$ environ ont été constatés le 1 er janvier 2004. L’actif et le passif ont été portés au bilan
consolidé aux postes respectifs « Frais de financement reportés, montant net » et « Avantages sociaux
futurs et autres passifs ». À la fin de chaque trimestre, la juste valeur du swap de taux d’intérêt est
calculée, la variation de valeur à la fin du trimestre précédent étant constatée en tant que produit ou
charge au poste « Intérêts débiteurs, montant net ». Le passif reporté est amorti à la liquidation des
swaps, et l’amortissement est comptabilisé en tant que réduction des intérêts débiteurs. Les montants liés
à la variation de la juste valeur et à l’amortissement du passif reporté ne sont pas importants. Ces swaps
de taux d’intérêt échoient le 15 mai 2007.
Risque lié aux capitaux propres
L’exploitation des sables pétrolifères et la production de pétrole brut synthétique nécessitent d’importantes
dépenses en immobilisations, comme c’est le cas pour la phase 3 du projet d’expansion. En plus de la
possibilité de voir le coût estimatif de la phase 3 de Syncrude dépasser les 7,8 G$ prévus, ou les 2,8 G$
pour la Fiducie, nous sommes exposés à un risque de financement découlant de notre besoin de capitaux
pour financer notre participation de 35,49 % dans le projet d’expansion de Syncrude. Dans le passé, nous
avons limité ce risque en diversifiant nos sources de financement. Au nombre des sources importantes de
financement dont nous disposons figurent les facilités de crédit, les flux de trésorerie provenant des
activités d’exploitation et le produit tiré du régime de réinvestissement des distributions. De plus, la Fiducie
peut toujours recourir à des émissions d’actions ou de titres d’emprunt dans le public et elle devrait
pouvoir y recourir encore plus facilement au fur et à mesure qu’elle accroîtra sa part de marché.
Risque de crédit
Canadian Oil Sands gère le risque de crédit lié aux produits tirés de la vente de pétrole brut en limitant les
ventes à l’égard d’un seul et même client et en tenant compte de la qualité du crédit de chaque client. De
plus, ce risque est atténué du fait que les comptes débiteurs résultant des ventes sont réglés dans le mois
suivant la vente. Nous limitons le risque de crédit auquel nous exposent les instruments financiers, tels les
instruments dérivés sur marchandises et les contrats de change, en choisissant des contreparties dont la
cote de solvabilité est élevée. Nous n’avons jamais inscrit de perte sur créances irrécouvrables à l’égard
de clients ou de contreparties.
Risque d’exploitation
À l’heure actuelle, notre placement dans Syncrude constitue notre seul actif. Par conséquent, les résultats
de la Fiducie dépendent exclusivement des activités de Syncrude. À titre de participant dans Syncrude,
nous bénéficions de programmes de gestion du risque d’exploitation mis en œuvre par la coentreprise. Le
maintien, la sécurité et la fiabilité de l’exploitation sont essentiels pour atteindre les objectifs visés au
chapitre des coûts d’exploitation et de production. Les froids intenses peuvent nuire à l’exploitation
courante et à des projets d’immobilisations, comme la construction des installations de la phase 3 du
projet d’expansion, en réduisant la productivité des travailleurs et en augmentant éventuellement la
consommation de gaz naturel. Les accidents graves ou les interruptions imprévues des activités à des fins
d’entretien réduisent la production et entraînent des hausses importantes des charges d’exploitation par
baril, comme ce fut le cas en 2003, lorsqu’ont été menés les travaux de remise en état prévus prolongés
et les travaux de remise en état imprévus de deux unités de cokéfaction de Syncrude et en 2004 avec les
problèmes posés par le LC-Finer. Syncrude a connu 26 ans de production ininterrompue et dispose d’une
des meilleures fiches de sécurité de l’industrie.
35 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

De plus, nous sommes exposés au risque lié aux importants projets de construction, comme l’expansion
de la phase 3. Ces risques comprennent la possibilité que le projet ne soit pas terminé à temps ou que la
capacité prévue ne soit pas atteinte. De plus, des complications pourraient survenir lorsque de nouveaux
systèmes seront intégrés aux installations et aux systèmes existants. Le risque de telles complications est
quelque peu réduit par les procédés suivis par Syncrude pour assurer un démarrage en séquence des
nouvelles unités.
Nous gérons notre exposition à ces risques d’exploitation en maintenant des niveaux d’assurance
appropriés, principalement une assurance contre les pertes d’exploitation et une assurance des biens.
Nous avons souscrit une assurance contre les pertes d’exploitation et les dommages matériels de 1,2 G$
pour protéger les flux de trésorerie pendant un maximum de 18 mois si Syncrude devait connaître un
incident causant une perte ou une interruption de production, comme un incendie ou une explosion à ses
installations d’exploitation. L’assurance contre les pertes d’exploitation comporte une part conservée de
60 jours après quoi une réclamation peut être faite. Dans le cadre de l’expansion de la phase 3, nous
avons aussi souscrit une assurance des ouvrages en construction et des retards de démarrage d’environ
210 M$ et de 160 M$, respectivement.
Nous sommes aussi exposés aux risques que présentent les autres producteurs de sables pétrolifères,
notamment la concurrence pour l’obtention de la main-d’œuvre qualifiée, les ressources limitées dans la
région de Fort McMurray où Syncrude et d’autres producteurs exercent leurs activités, ou encore les coûts
plus élevés des produits et services nécessaires à l’exploitation des installations de Syncrude à la suite
d’une hausse de la demande. En plus de verser à ses salariés et à son personnel contractuel une
rémunération concurrentielle pour le secteur, Syncrude Canada a acquis la réputation d’une société
innovatrice et responsable sur le plan social, qui s’est engagée à respecter l’environnement et à veiller au
bien-être de ses salariés et des peuples autochtones et autres communautés du Nord de l’Alberta,
qualités qui, d’après nous, nous aident à conserver une main-d’œuvre qualifiée. En réponse à la demande
croissante en fait d’infrastructures, comme l’habitation, Syncrude collabore avec d’autres participants du
secteur pour partager des ressources lorsque c’est possible.
Propriété de la coentreprise Syncrude
Le projet Syncrude est une coentreprise dont la propriété est actuellement partagée entre huit participants
dont deux sont des filiales de Canadian Oil Sands. La participation directe de chacun des propriétaires
dans Syncrude est égale à sa part proportionnelle du projet Syncrude. Les principales décisions
d’investissement dans de nouveaux projets requièrent l’unanimité des propriétaires, tandis que d’autres
questions, n’exigent que l’accord de la majorité et de trois propriétaires. Dans le passé, cependant, les
filiales de la Fiducie et les autres propriétaires de la coentreprise ont cherché à faire avaliser toutes les
décisions par l’ensemble des propriétaires.
Syncrude est aussi une installation interdépendante. La fermeture d’une partie des installations pourrait
avoir des répercussions importantes sur la production du pétrole brut synthétique, mais la phase 3 et les
autres projets d’investissement sont conçus pour donner à Syncrude plus de souplesse que par le passé
et permettront que se poursuivent les activités de la plupart des installations et que soit préservée une
partie de nos flux de trésorerie. Aussi, toute la production de Syncrude qui nous revient est acheminée à
Edmonton, en Alberta, par le réseau d’Athabasca Oil Sands Pipeline Limited (« AOSPL »). Toute
perturbation du service de ce réseau pourrait nuire à nos ventes de pétrole brut et à nos flux de trésorerie.
Risque environnemental
Nous sommes exposés au risque posé par l’incidence des activités de Syncrude sur l’environnement. Afin
d’atténuer ce risque, Syncrude maintient ses objectifs d’excellence sur les plans de l’exploitation, de
l’environnement et de la société. Quand la phase 3 sera achevée, elle disposera d’une technologie pour
réduire les émissions, accroître l’efficacité énergétique et améliorer l’ensemble de la production afin de
répondre à des normes élevées au chapitre de l’environnement et de la qualité du produit. Nous
prévoyons donc que les raffineries du secteur aval, qui fabriquent des produits comme l’essence et le
36 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

carburant diesel, consommeront nettement moins d’énergie qu’il n’en faut pour les qualités inférieures de
pétrole brut, tout en accordant une valeur ajoutée au nouveau produit SSP.
La troisième unité de cokéfaction à lit fluidisé en construction dans la phase 3 comprend une unité de
désulfuration des gaz effluents qui capte le SO 2 entrant dans la fabrication d’engrais de sulfate
d’ammonium. Comme il est décrit à la note 19 d) des états financiers consolidés, Syncrude a conclu avec
un tiers une entente afin de fournir le soufre de l’unité de désulfuration pour encore au moins 15 ans.
Syncrude modernise aussi la technologie de désulfuration de ses deux autres unités de cokéfaction. Ces
mesures devraient entraîner une réduction de 60 % des émissions de SO 2 par rapport au niveau actuel
autorisé par le ministère de l’Environnement de l’Alberta. Bien que le total des émissions de CO 2 grimpera
en raison de l’augmentation de la production, les mesures prises par Syncrude pour réduire la
consommation d’énergie et atténuer les incidences environnementales devraient avoir réduit les
émissions de CO 2 d’environ 25 % par baril en 2008 par rapport au niveau de 1990.
Syncrude produit et stocke d’importantes quantités de soufre en un bloc, sur le terrain de son usine, car il
n’existe actuellement qu’un marché limité pour le soufre. Rien ne garantit que la réglementation future de
l’environnement régissant l’utilisation, le stockage, la manutention et la vente de soufre n’aura pas d’effet
négatif sur les coûts unitaires de production du pétrole synthétique. Syncrude étudie la possibilité de
stocker les blocs de soufre dans le sol. Les premières données indiquent que cette solution au problème
du soufre excédentaire pourrait être viable et respectueuse de l’environnement. Syncrude continue de
rechercher des solutions de rechange pour régler ce problème, qui touche également d’autres
producteurs de soufre de l’industrie pétrolière. Canadian Oil Sands envisage aussi d’autres possibilités
d’utilisation efficace du soufre.
Les propriétaires de Syncrude sont responsables de leur part des obligations environnementales prévues
lors de la remise en état du terrain du projet Syncrude. Notre part des obligations environnementales
courantes à l’égard de Syncrude a été financée par nos flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation et
devrait continuer de l’être. De plus, les propriétaires ont tous déposé directement des lettres de crédit
auprès de la province d’Alberta pour cautionner leurs obligations ultérieures de restauration minière. Outre
les lettres de crédit déposées auprès de l’Alberta, Canadian Oil Sands conserve des fonds en fiducie au
titre de cette obligation de remise en état du terrain.
En 2004 et 2003, nous avons versé environ 4 M$, intérêts courus compris, dans nos comptes de remise
en état en fiducie. Nous prévoyons que les cotisations à la Fiducie de restauration minière que nous
continuerons de faire, ajoutées aux intérêts accumulés, suffiront à payer notre part initiale de 21,74 % des
frais de remise en état et de dépollution prévus pour la coentreprise Syncrude. La participation de 13,75 %
dans Syncrude que nous avons acquise en 2003 ne comportait pas de compte de restauration minière en
fiducie. Depuis que nous en avons fait l’acquisition, nous avons déposé un montant lié à la production
actuelle dans l’un des comptes existants de remise en état en fiducie, selon des modalités similaires à
celles des montants déposés pour la participation de 21,74 % que nous possédions auparavant. Des
précisions sur les besoins en fonds des fiducies de remise en état figurent à la note 10 afférente aux états
financiers consolidés.
Plusieurs règlements touchant l’environnement visent à limiter les gaz et les autres substances rejetés par
les activités de Syncrude. Le gouvernement fédéral canadien a ratifié le protocole de Kyoto en 2002 et a
fait savoir que les émissions annuelles de gaz à effet de serre des principaux émetteurs industriels ont été
plafonnées à 55 mégatonnes et qu’elles devront être abaissées de 15 % par rapport au niveau actuel. Le
gouvernement a limité le coût des achats futurs de carbone à crédit à au plus 15 $ la tonne. À partir de
ces paramètres, nous avons évalué que l’incidence directe sur les frais d’exploitation de Syncrude
représenterait entre 0,22 $ et 0,30 $ par baril entre 2008 et 2012, après l’entrée en vigueur du protocole
de Kyoto, s’il n’y a pas d’autres améliorations au chapitre des émissions. Bien que d’autres annonces
aient été faites au sujet du protocole le 23 février 2005, date de dépôt du budget du gouvernement fédéral
canadien, aucune autre directive n’a été fournie au sujet du coût ou de la mise en œuvre du protocole.
Adopté par la Russie en 2004, le protocole de Kyoto est entré en vigueur au Canada le 16 février 2005.
Toutefois, le gouvernement fédéral n’a toujours pas publié de ligne directrice ni d’autre directive au sujet
37 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

de son application à l’industrie. Par conséquent, l’incertitude entourant la mise en œuvre du protocole de
Kyoto rend difficile l’estimation de l’ensemble des répercussions possibles sur les coûts, tels ceux de
chaînes d’approvisionnement de tiers visés par le protocole. Bien que notre estimation des coûts nous
semble raisonnable, nous n’avons aucune garantie que l’impact réel ne sera pas fort différent de notre
prévision. Cependant, nous pensons que, selon les facteurs actuellement connus, la production
demeurera rentable. Sur le plan de l’exploitation, Syncrude s’est engagée à réduire ses émissions de SO 2
et de CO 2 . Au fil du temps, les quantités de SO 2 et de CO 2 par baril ont baissé, Syncrude ayant adopté de
nouvelles technologies et méthodes de raffinage, comme le système de lavage du SO 2 utilisé pour la
phase 3 du projet d’expansion. Les frais à engager pour atteindre ces objectifs environnementaux font
cependant augmenter les charges d’exploitation et les dépenses en immobilisations, ce qui pourrait peser
sur la rentabilité de l’exploitation.
Réglementation
Les activités du projet Syncrude sont assujetties à un grand nombre de lois et règlements fédéraux,
provinciaux et locaux canadiens régissant l’exploration, la mise en valeur, le transport, la production, les
exportations, la santé au travail, la protection et la réhabilitation de l’environnement, la sécurité et d’autres
questions. Actuellement, nous estimons que Syncrude respecte les lois et les règlements en vigueur. Au
cours de la construction de la phase 3, Syncrude a atteint de très hautes cotes de sécurité sur les plans
de la construction et de l’exploitation de l’usine. De plus, Syncrude a toujours pu renouveler ses licences
et permis. Bien que rien ne puisse garantir que les autorisations gouvernementales nécessaires à
certaines licences et à certains permis seront accordées, nous estimons qu’il n’existe aucun différend
important avec les autorités gouvernementales susceptible de faire perdre ses droits à Syncrude. Fait à
noter, l’autorisation accordée par l’Alberta Energy and Utilities Board pour l’aménagement du projet
Syncrude n’expire pas avant le 31 décembre 2035 et qu’elle pourra alors être prolongée si une demande
est déposée auprès des autorités de réglementation.
Propriété étrangère
Au troisième trimestre de 2004, le gouvernement fédéral a déposé un projet de loi qui restreint le niveau
de propriété étrangère des fiducies de fonds communs de placement à 50 % sur une base de surveillance
continue. Nous sommes fortement opposés à cette législation et nous considérons toute restriction
d’accès aux marchés financiers internationaux comme nuisible à l’économie canadienne et inutile à la
lumière de la mise en œuvre proposée d’une retenue d’impôt de 15 % sur toutes les distributions versées
à des porteurs de parts qui ne sont pas des résidents canadiens. Canadian Oil Sands est membre de
l’Association canadienne des fonds de revenu (l’« ACFR »). Une étude effectuée par HLB Decision
Economics, commandée par l’ACFR, a démontré que, avec la retenue à la source proposée de 15 % sur
les répartitions de fonds à des non-résidents, les recettes du gouvernement fédéral ne diminuent pas,
mais pourraient en fait augmenter par suite de l’accroissement du niveau de propriété étrangère dans les
fiducies. À son tour, le secteur des ressources naturelles a toujours été dépendant des capitaux étrangers
en vue d’obtenir le financement dont il a besoin pour financer les importants programmes
d’immobilisations nécessaires pour exploiter les vastes ressources de notre pays. Après des consultations
entre le gouvernement fédéral et l’industrie, y compris des discussions avec les représentants de
Canadian Oil Sands et diverses autres fiducies de fonds commun de placement, des banques
d’investissement et des membres du monde des affaires, le gouvernement fédéral a adopté une retenue
d’impôt de 15 % tout en laissant inchangées les dispositions législatives actuelles en matière de propriété
étrangère. À notre avis, la retenue d’impôt de 15 % sur les distributions à des non-résidents place le
gouvernement dans une situation neutre sur le plan des revenus. Nous projetons de poursuivre nos
propres consultations avec le gouvernement fédéral et par l’entremise de groupes sectoriels comme
l’ACFR afin d’ouvrir le libre accès aux marchés financiers et internationaux et ainsi permettre des niveaux
de propriété étrangère plus élevés dans les fiducies.
38 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

La Fiducie se sert des déclarations des porteurs de parts et de recherches géographiques pour évaluer, à
certains moments au cours de l’exercice, la proportion des porteurs de parts de la Fiducie qui sont
résidents canadiens ou qui ne sont pas des résidents canadiens. Même si la Fiducie croit que ces
résultats constituent des estimations raisonnables au moment où ils sont obtenus, l’incapacité des
émetteurs qui sont des sociétés ouvertes à obtenir de l’information sur le lieu de résidence des porteurs
véritables signifie qu’ils doivent s’appuyer sur l’information fournie par l’agent des transferts. Ainsi,
l’exactitude de l’information sur le lieu de résidence dépend de la justesse des données fournies par les
tiers et de la capacité des systèmes. Conséquemment, le niveau de propriété par des personnes
canadiennes est assujetti à ces limitations et il peut fluctuer en tout temps sans préavis.
Selon les données sur les comptes au 22 février 2005, Canadian Oil Sands estimait qu’environ 44 % de
ses parts étaient détenues par des porteurs qui ne sont pas des résidents canadiens, les 56 % restants
étant détenus par des résidents canadiens. Nous continuerons de surveiller le niveau de propriété des
non-résidents. Si, à quelque moment que ce soit, le fiduciaire de la Fiducie apprenait que la limite de
propriété de 49 % était sur le point d’être atteinte, celui-ci pourrait publier un avis et exiger que des
déclarations de résidence soient remplies avant de procéder à un transfert de parts.
Lorsque, d’après ces déclarations et la liste géographique, le nombre de parts détenues par des porteurs
qui ne sont pas des résidents canadiens dépasse 46 %, Canadian Oil Sands doit publier un communiqué
de presse à cet effet et déclarer qu’il est prévu que la Fiducie pourrait atteindre 49 % de porteurs de part
non-résidents ou plus et que, dans ce cas, chaque personne qui fait l’achat d’une part, que ce soit par
l’entremise d’un courtier ou directement sous forme enregistrée, devra remplir une déclaration.
Si le niveau de propriété de porteurs qui ne sont pas des résidents canadiens se situe à environ 49 % ou
plus, Canadian Oil Sands peut publier un avis selon lequel les porteurs qui ne sont pas des résidents
canadiens ne peuvent plus acheter de parts et qu’ils doivent remplir des déclarations de résidence,
indiquant leur état civil de résident ou de non-résident canadien, sans quoi aucun transfert ne sera permis.
Dans le cadre de cet avis, le fiduciaire doit déclarer qu’il ne peut accepter une souscription de parts d’une
personne, ou émettre ou enregistrer un transfert à cette personne, à moins que celle-ci ne remette une
déclaration selon laquelle elle n’est pas un porteur n’étant pas résident canadien. De plus, le fiduciaire doit
envoyer un avis aux porteurs de parts qui ne sont pas des résidents canadiens, choisis dans l’ordre
inverse de l’ordre d’acquisition ou d’enregistrement ou d’une manière que le fiduciaire considère équitable
et réalisable, et doit exiger que ces porteurs de parts vendent leurs parts, ou une partie de celles-ci, dans
un délai d’au moins 60 jours. Si les parts ne sont pas vendues dans ce délai ou si les porteurs de parts ne
sont pas capables de fournir une preuve qu’ils sont résidents canadiens, le fiduciaire peut vendre les parts
des porteurs de parts en leur nom et, jusqu’à ce que les porteurs de parts aient pu prouver de façon
satisfaisante au fiduciaire leur statut de résident, il peut retenir les droits de vote et de distribution
rattachés à ces parts. Toutes les ventes de parts se feront à la Bourse de Toronto et, lorsqu’elles seront
conclues, les porteurs de parts cesseront d’être porteurs de parts et leurs droits se limiteront à la réception
du produit net de la vente au moment de la remise des certificats représentants les parts.
Responsabilité illimitée
Une loi est entrée en vigueur en Alberta le 1 er juillet 2004 pour reconnaître aux porteurs de parts de fiducie
une responsabilité limitée, semblable à celle accordée aux actionnaires des sociétés. La loi porte sur les
événements ayant eu lieu le 1 er juillet 2004 ou après cette date et s’applique à tous les porteurs de parts,
y compris les non-résidents, de Canadian Oil Sands Trust. Une législation similaire a récemment été
adoptée en Ontario.
Avant les modifications du 1 er juillet 2004, contrairement aux lois sur les sociétés, le texte de la loi
régissant la création des fiducies ne limitait pas de façon précise la responsabilité des porteurs de parts
de la Fiducie à leur placement dans la Fiducie. Par conséquent, il est possible que les porteurs de parts
de la Fiducie ne puissent se soustraire aux responsabilités de la Fiducie, dans la même mesure que
l’actionnaire d’une société cotée en Bourse, et qu’ils puissent faire l’objet d’une réclamation en
responsabilité civile délictuelle, notamment à l’égard de l’environnement. Bien que cette possibilité soit
réelle, nous estimons qu’elle est très faible. L’acte de fiducie prévoit qu’aucun porteur de parts n’engagera
39 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

sa responsabilité relativement à la Fiducie ou à ses obligations et affaires, ou en raison d’un geste ou
d’une omission du fiduciaire, étant entendu que si un tribunal statue que des porteurs de parts engagent
leur responsabilité à cet égard, ce recours en responsabilité ne peut être exécuté et réglé que sur l’actif de
la Fiducie. L’acte de fiducie prévoit aussi que les contrats auxquels la Fiducie est partie prenante doivent
comporter des clauses qui restreignent la responsabilité des porteurs de parts. La Fiducie a récemment
obtenu l’avis de conseillers juridiques externes qui ont confirmé que le risque pour un porteur de parts est
similaire à celui qu’assume l’actionnaire d’une société.
Analyse de sensibilité
Le tableau ci-dessous, qui repose sur nos prévisions pour 2005, qui sont décrites dans la section
« Perspectives » du présent rapport de gestion, présente une estimation de l’incidence des risques liés au
prix du pétrole brut et du gaz naturel, du risque de change et des risques d’exploitation sur les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation et le bénéfice net de 2005 de la Fiducie :
ANALYSE DE LA SENSIBILITÉ – 2005
Augmentation des flux
de trésorerie
(en $ par part
Variable 1 Fluctuation (en M$) de fiducie)
Augmentation (diminution)
du bénéfice net
(en $ par part
(en M$) de fiducie)
Baisse des charges
d’exploitation de Syncrude 1,00 $ CA par baril 30 0,33 30 0,33
Baisse des charges
d’exploitation de Syncrude 50 M$ CA 18 0,20 18 0,20
Augmentation du prix du pétrole
brut WTI 1,00 $ US par baril 37 0,41 37 0,41
Augmentation de la production
de Syncrude 2 millions de barils 32 0,35 28 0,31
Dépréciation du dollar canadien 0,01 $ US par $ CA 16 0,18 1 0,02
Baisse du prix du gaz naturel
AECO 0,50 $ CA par GJ 11 0,12 11 0,12
1
Une fluctuation en sens inverse de chacune de ces variables se traduira par une incidence contraire sur les flux de trésorerie
liés aux activités d’exploitation et le bénéfice net.
Perspectives pour 2005
Prévisions financières
Pour l’exercice 2005, nous prévoyons que la production annuelle de Syncrude atteindra entre 80 et
86 millions de barils, ou 28,4 à 30,5 millions de barils pour la Fiducie, compte tenu de sa participation de
35,49 %. La borne supérieure de cette fourchette suppose un rendement de l’exploitation élevé chez
Syncrude ainsi qu’une remise en état prévue de l’unité de cokéfaction 8-2, tandis que la borne inférieure
de la fourchette tient compte de la possibilité d’une seconde révision de l’unité de cokéfaction 8-1. L’unité
de cokéfaction 8-1 a été remise en état vers la fin de 2003. La prochaine remise en état est prévue pour le
début de 2006. Toutefois, étant donné l’incertitude du calendrier, il est possible que l’unité de cokéfaction
8-1 soit remise en état en 2005.
Aux fins de nos prévisions de nos résultats financiers de 2005, notre estimation de la production table sur
une production annuelle de 83 millions de barils pour Syncrude, soit 29,5 millions de barils pour la Fiducie.
L’estimation au 21 février 2005 tient compte de la production élevée en regard de la production réelle
en 2004, étant donné la remise en état non prévue de l’unité de cokéfaction 8-2 et les réparations non
planifiées de l’usine de production d’hydrogène 9-3 dont le démarrage a connu des ratés après des
travaux de maintenance en janvier 2005. À notre avis, les travaux de remise en état de l’unité de
cokéfaction, qui ont commencé le 11 février 2005, réduiront la production d’environ quatre millions de
barils, compte tenu de l’activité antérieure en période de remise en état des unités de cokéfaction.
En supposant que le prix du pétrole s’établira en moyenne à 40 $ US le baril de WTI en 2005 et en nous
fondant sur un taux de change de 0,80 $ US pour un dollar canadien, avec un écart par rapport au WTI en
40 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

dollar canadien de 2,50 $ par baril pour tenir compte des différences sur le plan de la qualité et de
l’emplacement ainsi que de notre estimation de la production, nous estimons que le montant net des
produits devrait s’établir à environ 1,4 G$ en 2005. Les charges d’exploitation compte non tenu des coûts
d’achat de l’énergie devraient atteindre 15,51 $ le baril, ou 457 M$. Les coûts d’achat de l’énergie
devraient totaliser 153 M$, ou 5,21 $ par baril, en supposant que le coût du gaz naturel soit de 7,00 $ le
GJ. En nous fondant sur ces hypothèses clés, les flux de trésorerie liés à l’exploitation devraient atteindre
580 M$, ou 6,29 $ par part. Combinés à nos facilités de crédit disponibles et le produit du régime de
réinvestissement des distributions, les flux de trésorerie liés à l’exploitation devraient constituer des
sources de financement appropriées qui serviront à financer le reste des charges liées à notre
programme d’immobilisations.
Nous avons estimé que notre part du programme de dépenses en immobilisations de Syncrude en 2005
s’élèvera à 691 M$ environ, dont 449 M$ seront consacrés à l’expansion de la phase 3. Les coûts non liés
à la production, qui comprennent les coûts liés au programme d’immobilisations et qui sont passés en
charges, devraient atteindre environ 85 M$ en 2005.
Ajout des fiducies de revenu à l’indice composé S&P/TSX
Le 26 janvier 2005, Standard & Poor’s (« S&P ») a annoncé qu’elle avait l’intention d’inclure les fiducies
de revenu dans l’indice composé S&P/TSX. Ce changement est censé se produire vers le milieu de 2005
après la consultation de divers intéressés. Canadian Oil Sands est fortement en faveur de ce changement
qui, d’après nous, se traduira par une catégorie d’actifs « capitaux propres » plus représentative au
Canada. Auparavant, divers investisseurs institutionnels ne pouvaient souscrire de parts de fiducies de
revenu puisque ces fiducies ne faisaient pas partie du grand indice boursier qui leur servait d’indice de
référence.
Options d’achat et de vente à la Bourse de Montréal
Depuis le 28 février 2005, les options d’achat et de vente des parts de Canadian Oil Sands sont inscrites à
la Bourse de Montréal sous le symbole « COS-U ». Canadian Oil Sands est la première fiducie à inscrire
de telles options à cette Bourse. À notre avis, cette inscription accroîtra la visibilité et la liquidité de nos
parts.
41 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

RAPPORT DE LA DIRECTION
La direction est responsable de toute l’information financière figurant dans le présent rapport annuel. Les
états financiers consolidés ont été préparés selon les principes comptables généralement reconnus du
Canada et comprennent des montants fondés sur les estimations et les jugements éclairés de la direction.
Si d’autres méthodes comptables existent, la direction a choisi celles qu’elle juge les plus appropriées
compte tenu des activités de Canadian Oil Sands. Les données financières et les données d’exploitation
figurant dans le présent rapport annuel sont conformes, à tous les égards importants, à celles contenues
dans les états financiers consolidés.
Afin d’aider la direction à s’acquitter de ses responsabilités, des systèmes de comptabilité et de contrôle
interne sont mis en place pour procurer l’assurance raisonnable, mais non absolue, que l’information
financière est fiable et exacte et que les biens sont protégés adéquatement. De plus, Canadian Oil Sands
a établi un code de déontologie qui s’applique à tous ses salariés.
PricewaterhouseCoopers s.r.l., comptables agréés, nommés annuellement par les porteurs de parts à titre
de vérificateurs externes de Canadian Oil Sands, ont vérifié les états financiers consolidés et passé en
revue les contrôles internes et comptables dans la mesure requise par les normes de vérification
généralement reconnues du Canada. Ils ont effectué les tests qu’ils ont jugé nécessaires afin d’être en
mesure d’exprimer une opinion sur ces états financiers. Canadian Oil Sands engage aussi des
évaluateurs indépendants qui effectuent l’évaluation de ses réserves de pétrole brut. Canadian Oil Sands,
le comité de vérification et le conseil d’administration sont à l’entière disponibilité des vérificateurs
externes et des évaluateurs indépendants.
Le conseil d’administration a nommé un comité de vérification composé de quatre administrateurs qui ne
sont ni des employés ni des dirigeants de Canadian Oil Sands et qui sont indépendants. Le comité se
réunit régulièrement avec la direction et les vérificateurs externes pour discuter des contrôles liés à la
vérification, au processus de présentation de l’information financière et à d’autres aspects de cette
présentation. De plus, le comité de vérification recommande la nomination des vérificateurs externes de
Canadian Oil Sands et nomme les évaluateurs indépendants. Au moins une fois par trimestre, le comité
de vérification examine et approuve, avec la direction et les vérificateurs externes, les états financiers
intermédiaires avant de les publier et de les recommander à l’approbation du conseil d’administration.
Tous les ans, il examine et approuve les états financiers annuels, le rapport de gestion, la notice annuelle,
la circulaire d’information de la direction et les estimations des réserves annuelles de Canadian Oil Sands
et en recommande l’approbation au conseil d’administration. Le conseil d’administration a approuvé les
états financiers consolidés et le rapport de gestion sur la recommandation du comité de vérification.
Le président et chef de la direction,
Le chef des finances,
Marcel R. Coutu
Allen R. Hagerman, FCA
Le 22 février 2005 Le 22 février 2005
42 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Rapport des vérificateurs
Aux porteurs de parts de
Canadian Oil Sands Trust
Nous avons vérifié les bilans consolidés de Canadian Oil Sands Trust aux 31 décembre 2004 et 2003 et
les états consolidés des résultats et des capitaux propres et des flux de trésorerie des exercices terminés
à ces dates. La responsabilité de ces états financiers consolidés incombe à la direction de la Fiducie.
Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces états financiers en nous fondant sur nos
vérifications.
Nos vérifications ont été effectuées conformément aux normes de vérification généralement reconnues du
Canada. Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance
raisonnable que les états financiers consolidés sont exempts d’inexactitudes importantes. La vérification
comprend le contrôle par sondages des éléments probants à l’appui des montants et des autres éléments
d’information fournis dans les états financiers. Elle comprend également l’évaluation des principes
comptables suivis et des estimations importantes faites par la direction, ainsi qu’une appréciation de la
présentation d’ensemble des états financiers.
À notre avis, ces états financiers consolidés donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la
situation financière de la Fiducie aux 31 décembre 2004 et 2003 ainsi que des résultats de son
exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices terminés à ces dates selon les principes
comptables généralement reconnus du Canada.
PricewaterhouseCoopers s.r.l.
Comptables agréés
Calgary (Alberta)
Le 28 janvier 2005
43 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Canadian Oil Sands Trust
États financiers consolidés
31 décembre 2004 et 2003
(en millions de dollars)
44 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

CANADIAN OIL SANDS TRUST
ÉTATS CONSOLIDÉS DES RÉSULTATS ET DES CAPITAUX PROPRES
EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE
(en millions de dollars, sauf les montants par part de fiducie)
2004 2003
(retraités - voir
note 3 a))
Revenus tirés de la vente de Syncrude Sweet Blend 1 396,9 $ 967,8 $
Frais de transport et de commercialisation (44,9) (35,8)
1 352,0 932,0
Charges
Exploitation 600,5 514,9
Coûts non liés à la production 47,9 38,2
Redevances à la Couronne (note 18) 18,0 11,9
Administration 8,8 9,1
Assurances 9,4 7,4
Intérêts débiteurs, montant net (note 15) 95,3 67,8
Amortissement, épuisement et désactualisation 171,9 92,5
Gain de change (79,7) (135,1)
Impôts sur les bénéfices et impôt des grandes sociétés (note 12) (2,0) 17,4
Économie d’impôts sur les bénéfices futurs (note 12) (27,3) (2,2)
842,8 621,9
Bénéfice net 509,2 $ 310,1 $
Capitaux propres au début de l’exercice
Montant déjà établi 2 094,4 $ 956,5 $
Modification de conventions comptables (note 3) 8,5 6,1
Montant retraité 2 102,9 962,6
Bénéfice net 509,2 310,1
Émission de parts de fiducie (note 13) 203,3 999,3
Distributions aux porteurs de parts (note 16) (180,4) (169,9)
Surplus d’apport (note 14 a)) 0,9 0,8
Capitaux propres à la fin de l’exercice 2 635,9 $ 2 102,9 $
Nombre moyen pondéré de parts de fiducie 89,0 79,7
Parts de fiducie à la fin de l’exercice 91,4 87,2
Bénéfice net par part de fiducie
De base et dilué (note 13 c)) 5,72 $ 3,89 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
45 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

CANADIAN OIL SANDS TRUST
BILANS CONSOLIDÉS
AUX 31 DÉCEMBRE
(en millions de dollars)
2004 2003
(retraités -
voir note 3 a))
ACTIF
Actif à court terme
Encaisse et placements à court terme 17,8 $ 16,7 $
Comptes débiteurs 145,7 116,2
Stocks (note 5) 57,1 57,4
Charges payées d’avance 2,9 4,6
223,5 194,9
Immobilisations corporelles, montant net (note 6) 4 794,8 4 023,0
Autres actifs
Fiducie de remise en état (note 10) 21,0 16,6
Frais de financement reportés, montant net 28,4 25,5
49,4 42,1
5 067,7 $ 4 260,0 $
PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
Passif à court terme
Comptes créditeurs et charges à payer 273,6 $ 246,6 $
Distribution à verser aux porteurs de parts 45,7 43,6
Partie à court terme des avantages sociaux futurs (note 7) 7,2 6,1
326,5 296,3
Avantages sociaux futurs et autres passifs (note 7) 91,9 87,6
Dette à long terme (note 9) 1 699,8 1 437,4
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations (note 10) 44,1 44,7
Gains sur couverture du change reportés (note 11) 27,6 21,9
Impôts sur les bénéfices futurs (note 12) 241,9 269,2
2 431,8 2 157,1
Capitaux propres (note 13) 2 635,9 2 102,9
Engagements et éventualités (note 19)
5 067,7 $ 4 260,0 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
Approuvé par le conseil d’administration,
Administrateur
Administrateur
46 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

CANADIAN OIL SANDS TRUST
ÉTATS CONSOLIDÉS DES FLUX DE TRÉSORERIE
EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE
(en millions de dollars)
Flux de trésorerie liés aux activités suivantes :
2004 2003
(retraités -
voir note 3 a))
Activités d’exploitation
Bénéfice net 509,2 $ 310,1 $
Éléments hors trésorerie
Amortissement, épuisement et désactualisation 171,9 92,5
Amortissement 3,1 3,1
Gain de change sur la dette à long terme (89,2) (147,2)
Économie d’impôts sur les bénéfices futurs (27,3) (2,2)
Autres 2,6 0,6
Variation nette des éléments reportés 5,5 15,9
Flux de trésorerie liés à l’exploitation 575,8 272,8
Variation du fonds de roulement hors caisse (note 21 a)) 17,9 (51,0)
593,7 221,8
Activités de financement
Émission de billets à moyen terme et de billets de premier rang (note 9) 723,5 571,7
Prélèvement net sur (remboursement des) facilités de crédit bancaire
(note 9) (371,9) 390,6
Distributions aux porteurs de parts (note 16) (180,4) (169,9)
Émission de parts de fiducie (note 13) 203,3 999,3
Variation nette des éléments reportés (4,2) (16,0)
Variation du fonds de roulement hors caisse (note 21 a)) 2,1 14,7
372,4 1 790,4
Activités d’investissement
Acquisition de participations dans Syncrude (note 4) - (1 475,3)
Dépenses en immobilisations (942,1) (785,5)
Fiducie de remise en état (4,5) (3,7)
Variation du fonds de roulement hors caisse (note 21 a)) (18,4) 39,0
(965,0) (2 225,5)
Augmentation (diminution) de l’encaisse et placements à court terme 1,1 (213,3)
Encaisse et placements à court terme au début de l’exercice 16,7 230,0
Encaisse et placements à court terme à la fin de l’exercice 17,8 $ 16,7 $
Informations supplémentaires
Impôts sur les bénéfices et impôt des grandes sociétés payés 14,2 $ 17,8 $
Intérêts payés 86,4 $ 60,9 $
Se reporter aux notes afférentes aux états financiers consolidés.
47 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Notes afférentes aux états financiers consolidés
(Sauf indication contraire, les montants des tableaux sont exprimés en millions de dollars.)
1. STRUCTURE DE CANADIAN OIL SANDS TRUST
Canadian Oil Sands Trust (la « Fiducie ») est une société d’investissement à capital variable
constituée sous le régime des lois de l’Alberta en octobre 1995 aux termes d’un acte de fiducie
(l’ « acte de fiducie ») qui a depuis été modifié et reformulé. La Société de fiducie Computershare du
Canada est nommée fiduciaire aux termes de l’acte de fiducie. Les bénéficiaires de la Fiducie sont
les porteurs (les « porteurs de parts ») des parts (les « parts ») de la Fiducie.
Par l’entremise de ses filiales en propriété exclusive, la Fiducie détient une participation de 35,49 %
(la « participation directe ») dans la coentreprise Syncrude (« Syncrude »), qui est engagée dans
des activités d’extraction et de valorisation du bitume des sables pétrolifères du nord de l’Alberta et
exploitée par Syncrude Canada Ltd. (« Syncrude Canada »).
2. RÉSUMÉ DES PRINCIPALES CONVENTIONS COMPTABLES
Consolidation
Les états financiers consolidés ont été dressés conformément aux principes comptables
généralement reconnus du Canada (les « PCGR ») et comprennent les comptes de la Fiducie et de
ses filiales (collectivement, « Canadian Oil Sands »). Les activités de la coentreprise Syncrude sont
menées conjointement avec d’autres parties et, par conséquent, il n’est tenu compte dans ces états
financiers que de la quote-part de ces activités, ce qui comprend le volume de production, les
charges d’exploitation, les charges non liées à la production, les immobilisations corporelles, les
dépenses en immobilisations, les stocks, les avantages sociaux futurs et les autres passifs, les
obligations liées à la mise hors service d’immobilisations et les montants à payer connexes. La
quasi-totalité des autres activités et soldes figurant dans ces états financiers, y compris le montant du
chiffre d’affaires, est directement applicable aux activités de Canadian Oil Sands.
Encaisse et placements à court terme
Les placements échéant à moins de trois mois à l’achat sont considérés comme des quasi-espèces et
ils sont inscrits au coût, qui se rapproche de la valeur marchande.
Immobilisations corporelles
Les immobilisations corporelles sont comptabilisées au coût. Elles comprennent les frais d’acquisition
des participations directes et les frais d’acquisition de nouvelles immobilisations par la suite. Les
immobilisations corporelles comprennent également la juste valeur estimative des obligations liées
à la mise hors service d’immobilisations de Canadian Oil Sands (voir la note sur la convention
comptable portant sur les obligations liées à la mise hors service d’immobilisations). Les frais de
réparation et d’entretien sont passés en charges dans l’exercice au cours duquel ils sont engagés.
Le produit tiré de la vente d’immobilisations est normalement déduit de la base d’immobilisations sans
constatation d’un gain ou d’une perte.
Les immobilisations corporelles sont amorties selon la méthode de l’amortissement proportionnel au
rendement en fonction des réserves prouvées et probables estimatives. Pour établir la provision pour
épuisement et amortissement, le coût en capital comprend les coûts en capital futurs qui devraient
être engagés dans le processus d’exploitation minière, d’extraction et de valorisation destiné à
récupérer les réserves prouvées et probables estimatives.
Un test de dépréciation de l’actif est appliqué aux immobilisations corporelles de Canadian Oil
Sands afin que les coûts capitalisés ne dépassent pas l’estimation, faite par la direction, des
revenus futurs non actualisés provenant des réserves prouvées, moins les charges d’exploitation,
les frais liés à la mise hors service d’immobilisations, les redevances à la Couronne, et les frais
généraux et frais d’administration.
48 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Stocks
Les stocks de produits sont évalués au moindre du coût de production moyen au cours de la
période et de la valeur de réalisation nette. Les stocks de matières et de fournitures sont évalués au
moindre du coût moyen et du coût de remplacement.
Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
La juste valeur estimative de la part de 35,49 % de la Fiducie des obligations liées à la mise hors
service d’immobilisations de Syncrude relatives aux immobilisations corporelles est constatée au
bilan consolidé de la Fiducie. Les obligations de remise en état de Syncrude se rapportent à la
restauration de chaque site minier, et le montant actualisé total du passif est constaté aussitôt
qu’est perturbé le terrain. La juste valeur est déterminée en estimant la date et les montants des
frais futurs de remise en état et en actualisant les frais au moyen d’un taux sans risque ajusté en
fonction du crédit applicable à la Fiducie. Une obligation est constatée lorsqu’il est possible
d’estimer raisonnablement le montant et la date des frais de remise en état. Les coûts liés à la mise
hors service d’immobilisations correspondent à la juste valeur estimative des obligations liées à la
mise hors service d’immobilisations et sont capitalisés dans le cadre des immobilisations corporelles
de la Fiducie. Ces immobilisations sont amorties selon la méthode de l’amortissement proportionnel
au rendement. Les obligations sont désactualisées en fonction du taux d’actualisation appliqué par
la Fiducie. L’amortissement et la charge de désactualisation sont reflétés dans le poste
« Amortissement, épuisement et désactualisation » de la Fiducie dans le bénéfice net consolidé.
Les coûts réels sont imputés à la provision cumulée au moment où ils sont engagés.
Instruments financiers dérivés
Canadian Oil Sands peut conclure des contrats de taux de change et des contrats sur le prix du
pétrole brut et du gaz naturel afin de couvrir l’incidence des fluctuations des taux de change et du
prix du pétrole brut et du gaz naturel. Canadian Oil Sands peut aussi conclure des swaps de taux
d’intérêt pour gérer les risques de taux d’intérêt.
Aux termes de la politique de gestion des risques de Canadian Oil Sands, les relations entre les
instruments de couverture et les éléments couverts et la stratégie liée aux opérations de couverture
doivent être documentées. Canadian Oil Sands inscrit le contrat de dérivés à titre de couverture à
des fins comptables lorsque, au moment de conclure le contrat, il est désigné comme couverture
d’une opération précise et que, au moment de la création du contrat et de façon continue par la
suite, Canadian Oil Sands estime que l’instrument dérivé est efficace pour contrebalancer les flux
de trésorerie de l’élément couvert. Tous les trimestres, Canadian Oil Sands a recours à une
méthodologie statistique appelée analyse de corrélation pour vérifier l’efficacité de ses contrats sur
le prix du pétrole brut et ses contrats de taux de change. Les swaps de taux d’intérêt qui répondent
aux critères de couverture ne font pas l’objet d’un test d’efficacité tous les trimestres si les modalités
les plus importantes du swap correspondent toujours à l’instrument d’emprunt sous-jacent.
Canadian Oil Sands examine les principales modalités des swaps par rapport aux modalités de la
dette à chaque trimestre.
Si le contrat de dérivés ne peut pas être désigné comme couverture selon les PCGR du Canada ou
que la couverture n’est plus efficace, alors la méthode d’évaluation au cours du marché est utilisée.
Selon cette méthode, la juste valeur du contrat est inscrite au bilan à titre d’actif ou de passif. Les
variations ultérieures de la juste valeur de l’actif ou du passif sont constatées dans les autres
revenus, qui sont inclus dans le poste « intérêts débiteurs, montant net » de l’état des résultats,
lorsque ces variations surviennent.
49 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Les gains et les pertes sur les contrats de couverture admissibles à la comptabilité de couverture
sont constatés dans le bénéfice net et les flux de trésorerie lorsque les revenus, les coûts, les
intérêts débiteurs et les flux de trésorerie connexes sont constatés. Les gains et pertes de
couverture de change et du pétrole brut sont inclus dans les revenus tirés du Syncrude Sweet Blend
(« SSB ») à mesure qu’ils sont engagés. Puisque le gaz naturel entre dans la production du SSB,
tous les gains et toutes les pertes de couverture du gaz naturel sont inclus dans les charges
d’exploitation. Pour les swaps de taux d’intérêt admissibles à la comptabilité de couverture, les
gains et les pertes découlant de ces swaps sont portés aux intérêts débiteurs à mesure qu’ils sont
engagés.
Revenus
Les revenus tirés de la vente de SSB sont constatés lorsque le titre passe de Canadian Oil Sands à
son client. Les revenus sont constatés déduction faite des gains et pertes de couverture découlant
des contrats de taux de change et des contrats sur le prix du pétrole brut.
Avantages sociaux futurs
À titre de coentrepreneur, Canadian Oil Sands comptabilise ses obligations découlant des régimes
d'avantages sociaux des salariés de Syncrude Canada ainsi que les coûts connexes, déduction
faite des actifs des régimes. Le coût des prestations de retraite et autres avantages de retraite est
établi par calculs actuariels selon la méthode de répartition des prestations au prorata de la durée
de service, et correspond à la meilleure estimation de Canadian Oil Sands du rendement prévu des
placements des régimes, de la progression des salaires, de l'âge de départ à la retraite des salariés
et des coûts prévus des soins de santé. Le rendement prévu des actifs des régimes est fondé sur la
juste valeur de ces actifs. Le coût des prestations au titre des services passés découlant des
modifications aux régimes est amorti selon la méthode de l’amortissement linéaire sur la durée
moyenne estimative du reste de la carrière active (« DMERCA ») des salariés à la date des
modifications. L’excédent de tout gain actuariel net ou de toute perte actuarielle nette sur 10 % de
l’obligation au titre des prestations ou sur 10 % de la juste valeur des actifs des régimes, si ce
dernier montant est plus élevé, est amorti sur la DMERCA (note 7 a)).
Impôts sur les bénéfices futurs
Canadian Oil Sands suit la méthode du passif fiscal pour la comptabilisation des impôts sur les
bénéfices. Selon cette méthode, les impôts futurs des sociétés en exploitation sont calculés comme
l’écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs, qui est appelé écart
temporaire, après la prise en compte de l’impôt établi à l’aide des taux pratiquement en vigueur. Les
soldes d’impôts futurs constatés dans le bilan consolidé sont ajustés pour tenir compte des écarts
temporaires et des taux d’imposition, les ajustements étant constatés dans le bénéfice net de la
période au cours de laquelle les modifications se produisent.
Rémunération à base d’actions
Canadian Oil Sands constate les charges relatives à la rémunération à base d’actions dans son état
consolidé des résultats et capitaux propres pour toutes les options d’achat de parts de fiducie (les
« options ») attribuées pendant l’exercice, et le surplus d’apport dans les capitaux propres est
augmenté du même montant. Canadian Oil Sands détermine la charge de rémunération en fonction
de la juste valeur estimative des options au moment de l’attribution, dont le coût est imputé au
bénéfice net au cours des périodes d’acquisition des options.
À titre de propriétaire dans la coentreprise Syncrude, Canadian Oil Sands inscrit également sa part
des charges liées au programme de rémunération à base d’actions de Syncrude. Le programme de
Syncrude comprend des unités d’intéressement à base d’actions fictives (les « unités fictives »)
attribuées en vertu de ce programme qui doivent être réglées au comptant. Au cours de la période
d’acquisition, la charge de rémunération est constatée selon la méthode de l’acquisition graduelle
des droits lorsque la valeur des unités fictives dépasse la valeur de l’attribution. La quote-part de la
variation de Canadian Oil Sands dans la valeur des unités fictives est constatée dans la charge
d’exploitation de l’exercice où elle survient.
50 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Conversion des devises
Canadian Oil Sands reçoit une partie de ses revenus, engage diverses charges et émet des titres
d’emprunt en dollars US, ce qui entraîne des actifs et des passifs monétaires libellés en dollars US.
Ces soldes libellés en dollars US sont convertis en dollars canadiens au taux de change en vigueur à
la fin de la période, les gains et les pertes en découlant étant inscrits dans l’état des résultats. Les
gains et les pertes de change sur la dette à long terme libellée en dollars US sont inscrits comme
étant non matérialisés et sont exclus des flux de trésorerie liés à l’exploitation. Tous les autres gains
et pertes de change, liés à la conversion de l’encaisse, des comptes débiteurs et des comptes
créditeurs libellés en dollars US, sont classés comme matérialisés puisqu’ils sont réglés en moins
de un an.
Bénéfice net par part de fiducie
Canadian Oil Sands utilise la méthode du rachat d’actions pour déterminer l’effet dilutif, le cas
échéant, des options, en supposant qu’elles ont été exercées au cours d’une période de
déclaration. Selon cette méthode, tous les produits reçus par la Fiducie, lorsque les options sont
exercées, serviraient à acheter des parts au prix moyen du marché durant la période.
Incertitude relative à la mesure
Pour préparer les états financiers consolidés conformément aux PCGR du Canada, la direction doit,
pour de nombreux éléments des états financiers, faire des estimations et formuler des hypothèses
fondées sur son jugement et ses meilleures estimations. Les jugements et estimations importants
concernent l’amortissement, l’épuisement, le test de dépréciation et les obligations liées à la mise
hors service d’immobilisations et sont fondés sur des études techniques sur les réserves, des
études environnementales et des estimations des prix et des coûts futurs qui, par nature,
comportent un fort degré de subjectivité. La valeur du régime de retraite et autres avantages
sociaux et des actifs du régime ainsi que le montant des coûts du régime de retraite imputés au
bénéfice net sont fonction de certaines hypothèses actuarielles et économiques qui, de par leur
nature, sont assujetties à l’incertitude relative à la mesure. Le calcul des impôts sur les bénéfices
futurs est fondé sur des hypothèses qui sont assujetties à l’incertitude quant au moment auquel les
écarts temporaires devraient se résorber et à quels taux d’imposition. En conséquence, les résultats
réels pourraient différer de tous ces montants estimatifs à mesure que surviendront des
événements futurs.
3. MODIFICATION DES CONVENTIONS COMPTABLES
a) Obligations liées à la mise hors service d’immobilisations
Le 1 er janvier 2004, Canadian Oil Sands a adopté les nouvelles exigences de l’Institut Canadien
des Comptables Agréés (l’ « ICCA ») concernant la comptabilisation des obligations liées à la
mise hors service d’immobilisations (le chapitre 3110 du Manuel de l’ICCA). À l’adoption de
cette norme, Canadian Oil Sands a constaté une obligation liée à la mise hors service
d’immobilisations et une augmentation correspondante des immobilisations égale à la juste
valeur estimative de la part de 35,49 % de la Fiducie des obligations liées à la mise hors service
d’immobilisations de Syncrude. Les obligations de remise en état de Syncrude se rapportent à
la restauration de chaque site minier, et le montant total actualisé du passif est constaté aussitôt
qu’est perturbé le terrain. Au 31 décembre 2004, l’obligation de remise en état de la Fiducie
représentait le passif des mines Base, North et Aurora North seulement. Avant l’adoption de
cette norme, le passif au titre des frais futurs de remise en état était comptabilisé selon la
méthode de l’amortissement proportionnel au rendement, en fonction du total des frais futurs
estimatifs de remise en état et des réserves prouvées.
51 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Les exigences ont été adoptées rétroactivement, avec retraitement des soldes de l’exercice
précédent. L’adoption de cette norme a eu l’incidence suivante sur les soldes de l’exercice
précédent :
31 décembre
2003
Bilans consolidés
Augmentation des immobilisations, montant net 0,1 $
Diminution de l’obligation liée à la mise hors service d’immobilisations (12,8)
Augmentation des impôts sur les bénéfices à payer 4,4
Augmentation des bénéfices non répartis 8,5
La nouvelle norme a entraîné une augmentation de 2,2 M$ du bénéfice net en 2003.
L’augmentation du bénéfice net était constituée d’une diminution des frais futurs de remise en
état constatés en vertu de la convention comptable précédente, qui a été annulée en partie par
une hausse de l’amortissement et de la charge de désactualisation par suite de l’application des
nouvelles exigences. En 2004, le solde d’ouverture des bénéfices non répartis a augmenté de
8,5 M$ et le bénéfice net a diminué de 2,2 M$. Les nouvelles immobilisations corporelles sont
amorties de la même manière que les immobilisations existantes de la Fiducie. La valeur
du passif s’accroît selon les taux d’actualisation utilisés, et la charge de désactualisation est
portée au bénéfice net. Les effets de l’adoption de la nouvelle norme sont reflétés dans le poste
« Amortissement, épuisement et désactualisation » de l’état des résultats.
b) Comptabilité de couverture
Le 1 er janvier 2004, Canadian Oil Sands a adopté les nouvelles directives sur la comptabilité de
couverture présentées dans la Note d’orientation concernant la comptabilité n o 13 de l’ICCA,
« Relations de couverture » (NOC-13). La NOC-13 établit certaines conditions pour l'application
de la comptabilité de couverture. Conformément à la NOC-13, la Fiducie continue d’appliquer la
comptabilité de couverture à ses couvertures de pétrole brut et de devises, ce qui se traduit par
l’inclusion des gains ou des pertes matérialisés à la liquidation d’une couverture dans le
bénéfice net de la période pendant laquelle les éléments couverts sont liquidés. Par
conséquent, l’adoption de la NOC-13 n’a eu aucune incidence sur les résultats financiers de la
Fiducie liés à ces positions couvertes.
Cependant, en vertu de la NOC-13, les positions de swaps de taux d’intérêt de la Fiducie qui
étaient en cours au 1 er janvier 2004 ne répondent pas aux critères de couvertures et, par
conséquent, la Fiducie a inscrit ces positions à leur juste valeur marchande au 1 er janvier 2004,
ce qui a donné lieu à la constatation d’un gain reporté d’environ 4,9 M$. La juste valeur
marchande a été comptabilisée en tant qu’augmentation des autres actifs et passifs. Le solde
de l’actif est réévalué chaque trimestre dans le but d’établir la juste valeur marchande courante
et toute variation de la valeur est portée au bénéfice net. En 2004, la variation de la juste valeur
des swaps de taux d’intérêt a consisté en une diminution de quelque 1,7 M$. La perte a été
constatée en tant que réduction des autres produits et est incluse dans le poste « Intérêts
débiteurs, montant net » de l’état des résultats. Le solde du passif est amorti au fur et à mesure
que sont liquidés les swaps. Les swaps échoient le 15 mai 2007. Conformément à la NOC-13,
les chiffres des états financiers de l’exercice précédent n’ont pas été retraités.
c) Rémunération à base d’actions
Au cours du troisième trimestre de 2003, Canadian Oil Sands a adopté, sur une base
rétroactive, la méthode de la juste valeur aux fins de la comptabilisation de la rémunération à
base d’actions liée aux options, conformément aux nouvelles dispositions transitoires sur la
rémunération à base d’actions publiées par l’ICCA. Les états financiers de Canadian Oil Sands
des périodes antérieures n’ont pas été retraités.
Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2003, des coûts de rémunération de 0,6 M$ ont été pris
en compte dans les frais d’administration aux fins du calcul du bénéfice net de Canadian Oil
52 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Sands, et le surplus d’apport présenté dans les capitaux propres a été majoré du même
montant. Des charges au titre de la rémunération à base d’actions de 0,2 M$ liées aux options
attribuées en 2002 ont été imputées au solde d’ouverture des bénéfices non répartis en 2003, et
le surplus d’apport a été augmenté du même montant.
4. ACQUISITION DE PARTICIPATIONS DANS SYNCRUDE
a) Le 28 février 2003, Canadian Oil Sands a acquis, auprès d’EnCana Corporation (« EnCana »),
une participation indirecte de 10 % dans Syncrude pour une contrepartie en espèces d’environ
1,05 G$, avec date de prise d’effet le 1 er février 2003. À ce moment, Canadian Oil Sands a
également obtenu une option visant l’achat, selon des modalités similaires, de la participation
restante de 3,75 % d’EnCana dans Syncrude et d’une redevance dérogatoire brute (RDB) de
6 % sur une autre participation indirecte de 1,25 % de Syncrude dans certaines concessions
détenues par une société pétrolière et gazière indépendante. Cette option a été levée en juin
2003.
b) Le 10 juillet 2003, Canadian Oil Sands a conclu l’achat de la participation restante d’EnCana
dans Syncrude et de la RDB pour une contrepartie en espèces d’environ 430 M$. La date de
prise d’effet de cette opération a été le 1 er février 2003.
Les acquisitions ont été comptabilisées comme un achat d’actifs conformément aux PCGR du
Canada. Le prix d’acquisition, y compris les ajustements du fonds de roulement et du prix
d’acquisition, a été réparti comme suit entre les actifs et les passifs :
Actif net acquis et passif pris en charge
Acquisition
en février 1)
Acquisition
en juillet 2)
Total des
acquisitions
en 2003
Immobilisations corporelles 1 403,8 $ 453,3 $ 1 857,1 $
Fonds de roulement déficitaire (29,9) (0,5)
3)
(30,4)
Avantages sociaux futurs et autres passifs (44,1) (16,1) (60,2)
Obligation liée à la mise hors service
d’immobilisations (15,3) (6,8) (22,1)
Impôts sur les bénéfices futurs (267,0) -
4)
(267,0)
1 047,5 $ 429,9 $ 1 477,4 $
Contrepartie
Espèces 1 041,0 $ 429,9 $ 1 470,9 $
Frais liés à l’acquisition 6,5 -
5)
6,5
1 047,5 $ 429,9 $ 1 477,4 $
1) Acquisition, le 28 février 2003, d’une participation de 10 % auprès d’EnCana.
2) Acquisition d’une participation de 3,75 % et d’une RDB de 6 % auprès d’EnCana, conformément à la convention
d’option. L’acquisition a été conclue le 10 juillet 2003.
3) Le fonds de roulement déficitaire comprend l’encaisse acquise d’un montant d’environ 2,1 M$.
4) Aucun impôt sur les bénéfices futurs n’a été inscrit en rapport avec l’acquisition de la participation de 3,75 % en 2003,
puisque celle-ci était détenue par une société en nom collectif et appartenait à une fiducie.
5) Les frais liés à l’acquisition ont été négligeables, puisque la plupart d’entre eux découlaient déjà de l’acquisition de la
participation de 10 %.
53 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

5. STOCKS
2004 2003
Matières et fournitures 45,1 $ 42,2 $
Produits et contenu de ligne 12,0 15,2
57,1 $ 57,4 $
6. IMMOBILISATIONS CORPORELLES, MONTANT NET
31 décembre 2004 Coût
Épuisement et
amortissement
cumulé
Valeur
comptable
nette
Immobilisations corporelles 5 438,9 $ 644,5 $ 4 794,4 $
Autres immobilisations 0,8 0,4 0,4
5 439,7 $ 644,9 $ 4 794,8 $
31 décembre 2003
Immobilisations corporelles 4 496,8 $ 474,4 $ 4 022,4 $
Autres immobilisations 0,8 0,2 0,6
4 497,6 $ 474,6 $ 4 023,0 $
L’amortissement, épuisement et désactualisation est constitué des montants suivants pour
l’exercice terminé le 31 décembre :
2004 2003
Amortissement et épuisement 170,3 $ 91,7 $
Désactualisation 1,6 0,8
171,9 $ 92,5 $
En 2004, la Fiducie a amorti ses immobilisations corporelles d’après ses réserves prouvées et
probables. Le changement apporté aux estimations en 2004 pour inclure les réserves probables a
nettement fait augmenter le taux d’amortissement et d’épuisement de 2004 par rapport à 2003,
puisque tous les frais de la phase 3, notamment les frais de mise en valeur futurs, ont été inclus
dans le taux d’amortissement et d’épuisement de 2004. En 2003, seules les réserves prouvées et
les frais de mise en valeur futurs liés à la mise en valeur de ces réserves étaient inclus dans le
calcul du taux d’amortissement et d’épuisement. En 2003, ce taux a été calculé au début de l’année
et a été par la suite ajusté en mars et en juillet 2003 pour tenir compte des acquisitions des
participations de 10 % et de 3,75 %. Le total des frais d’expansion de la phase 3, soit environ
0,5 G$, a été exclu du montant net de l’actif amortissable au 1 er janvier 2003 pour déterminer le taux
d’amortissement et d’épuisement de 2003 et il a été ajusté au 1 er mars et au 1 er juillet pour tenir
compte des acquisitions de participations.
7. AVANTAGES SOCIAUX FUTURS ET AUTRES PASSIFS
2004 2003
Avantages sociaux futurs a) 93,3 $ 90,6 $
Autres 6,0 3,7
99,3 $ 94,3 $
Moins la partie à court terme constituée de :
Autres (compris dans les comptes créditeurs et charges à payer) (0,2) (0,6)
Avantages sociaux futurs (7,2) (6,1)
91,9 $ 87,6 $
54 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

a) Avantages sociaux futurs
Syncrude Canada offre un régime de retraite à prestations déterminées et deux régimes de retraite
à cotisations déterminées qui procurent des prestations de retraite, des avantages
complémentaires de retraite et des avantages postérieurs à l’emploi à la majorité de ses
salariés. Les avantages postérieurs à l’emploi comprennent certaines indemnités d’assurancesanté
et d’assurance-vie pour les employés retraités, leurs bénéficiaires et leurs personnes à
charge assurables.
Régime à prestations déterminées
Aux fins de comptabilité, Syncrude calcule son obligation au titre des prestations constituées et
la juste valeur des actifs du régime de retraite au 31 décembre de chaque exercice. La plus
récente évaluation actuarielle des régimes de retraite aux fins de la capitalisation a été faite au
31 décembre 2003 et la prochaine évaluation requise sera effectuée au 31 décembre 2006.
Compte tenu de sa participation de 35,49 % aux 31 décembre 2004 et 2003, la quote-part de
Canadian Oil Sands des charges à payer au titre du régime de retraite à prestations
déterminées de Syncrude Canada est constituée de sa quote-part de l’obligation au titre des
prestations constituées de Syncrude Canada, laquelle est partiellement contrebalancée par sa
quote-part des actifs du régime de retraite à prestations déterminées de Syncrude Canada.
Cette quote-part s’établit comme suit :
55 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Régime de prestations
de retraite
Autres régimes
de prestations
Total
2004 2003 2004 2003 2004 2003
Obligation au titre des
prestations
constituées
Solde au début de
l’exercice 351,2 $ 184,9 $ 33,3 $ 17,9 $ 384,5 $ 202,8 $
Acquises 1 - 117,0 - 11,3 - 128,3
Coût des services
rendus au cours
de l’exercice 14,8 12,7 0,9 0,8 15,7 13,5
Intérêts débiteurs 21,2 19,7 2,0 1,9 23,2 21,6
Transférée 2,4 - - - 2,4 -
Prestations versées (11,6) (10,4) (1,2) (1,1) (12,8) (11,5)
Perte actuarielle 33,8 27,3 3,0 2,5 36,8 29,8
Solde à la fin de
l’exercice 411,8 $ 351,2 $ 38,0 $ 33,3 $ 449,8 $ 384,5 $
Juste valeur des actifs
du régime
Juste valeur
actuarielle au
début de
l’exercice 213,1 $ 111,1 $ - $ - $ 213,1 $ 111,1 $
Acquises 1 - 70,3 - - - 70,3
Rendement réel
des actifs du
régime 22,8 32,7 - - 22,8 32,7
Cotisations
patronales 20,0 8,9 - - 20,0 8,9
Cotisations –
transferts 2,4 - - - 2,4 -
Prestations versées (11,0) (9,9) - - (11,0) (9,9)
Juste valeur
actuarielle à la
fin de l’exercice 247,3 213,1 - - 247,3 213,1
Situation de la
structure du capital
– déficit du régime (164,5) (138,1) (38,0) (33,3) (202,5) (171,4)
Perte actuarielle nette
non amortie 2 99,8 74,0 8,2 5,4 108,0 79,4
Coût non amorti des
services passés 2 1,2 1,4 - - 1,2 1,4
Passif au titre des
prestations
constituées (63,5) $ (62,7) $ (29,8) $ (27,9) $ (93,3) $ (90,6) $
1 Canadian Oil Sands a assumé l’obligation au titre des prestations aux salariés liée à la participation directe
supplémentaire de 13,75 % acquise d’EnCana en 2003.
2 Amortissement sur la durée moyenne estimative du reste de la période d’activité des salariés couverts par le
régime, qui est généralement de 13 ans.
La répartition des actifs du régime de Syncrude Canada au 31 décembre s’établit comme suit :
Pourcentage des actifs du régime
2004 2003
Titres de participation 70 % 72 %
Titres d’emprunt 30 28
100 % 100 %
56 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Composantes du coût du régime à prestations déterminées
Régime de prestations
de retraite
Autres régimes
de prestations
Total
2004 2003 2004 2003 2004 2003
Coût des services
rendus au cours de
l’exercice 14,8 $ 11,5 $ 0,9 $ 0,8 $ 15,7 $ 12,3 $
Intérêts débiteurs 21,2 19,7 2,0 1,9 23,2 21,6
Rendement réel des
actifs du régime (22,8) (32,7) - - (22,8) (32,7)
Perte actuarielle 33,8 27,3 3,0 2,5 36,8 29,8
Éléments des coûts liés
aux avantages
sociaux futurs
compte non tenu
des ajustements
apportés en vue de
constater la nature à
long terme des
coûts liés aux
avantages sociaux
futurs 47,0 $ 25,8 $ 5,9 $ 5,2 $ 52,9 $ 31,0 $
Ajustements apportés
en vue de constater
la nature à long
terme des coûts liés
aux avantages
sociaux futurs
Différence entre le
rendement prévu et
le rendement réel
des actifs du régime 4,4 16,4 - - 4,4 16,4
Différence entre la
perte actuarielle
constatée pour
l’exercice et la perte
actuarielle réelle sur
l’obligation au titre
des prestations
constituées pour
l’exercice (30,1) (23,6) (2,8) (2,4) (32,9) (26,0)
Différence entre
l’amortissement des
coûts des
prestations au titre
des services passés
pour l’exercice et les
modifications du
régime actuel pour
l’exercice 0,1 0,2 - - 0,1 0,2
(25,6) (7,0) (2,8) (2,4) (28,4) (9,4)
Coûts des prestations
de retraite
constatés dans le
bénéfice net 21,4 $ 18,8 $ 3,1 $ 2,8 $ 24,5 $ 21,6 $
Total des paiements en espèces
La quote-part de Canadian Oil Sands du total des paiements en espèces de Syncrude au titre des
avantages sociaux futurs pour 2004, qui sont constitués des espèces cotisées par Syncrude à son
régime de retraite par capitalisation, des espèces pour financer les prestations de retraite en
excédent des limites du régime enregistré, des paiements en espèces directement versés aux
bénéficiaires au titre des autres régimes de prestations par capitalisation partielle et des espèces
57 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

contribuées à ses régimes de retraite à cotisations déterminées, s’est élevée à 23,5 M$ (10,6 M$ en
2003) d’après sa participation à 35,49 % en 2004 et sa participation directe variable en 2003.
Principales hypothèses
Les principales hypothèses adoptées pour le calcul des obligations de Syncrude Canada au titre
des prestations constituées sont les suivantes :
Régime de prestations
de retraite
Autres régimes
de prestations
2004 2003 2004 2003
Obligation au titre des prestations
constituées au 31 décembre :
Taux d’actualisation 5,75 % 6,0 % 5,75 % 6,0 %
Taux d’augmentation des salaires 4,0 % 4,0 % 4,0 % 4,0 %
Charges au titre des prestations pour
l’exercice terminé le 31 décembre :
Taux d’actualisation 6,0 % 6,5 % 6,0 % 6,5 %
Taux de rendement à long terme prévu de
l’actif des régimes 8,5 % 9,0 % s.o. s.o.
Taux d’augmentation des salaires 4,0 % 4,0 % 4,0 % 4,0 %
À des fins de mesure, un taux annuel d’augmentation du coût des régimes d’assurance-maladie
complémentaire de 10 % a été supposé pour 2004, diminué de 0,5 % chaque année par la suite pour
atteindre un taux final de 5 %. De plus, des taux annuels d’augmentation de 3 % pour les primes
d’assurance-maladie en Alberta et de 4 % pour les soins dentaires ont été pris en compte.
Analyse de sensibilité
Les taux tendanciels hypothétiques des soins de santé ont un effet important sur les montants inscrits
au titre des régimes d’assurance-maladie. Une variation de 1 % des taux tendanciels hypothétiques
des soins de santé aurait les effets suivants sur les résultats de Canadian Oil Sands de 2004, d’après
sa participation directe de 35,49 % dans Syncrude :
Augmentation
Diminution
Total du coût des services rendus au cours de l’exercice et des
intérêts débiteurs 0,4 $ (0,4) $
Obligation au titre des prestations constituées 4,3 $ (3,8) $
Régimes de retraite à cotisations déterminées
La quote-part de Canadian Oil Sands du total des charges à payer au titre du régime à prestations
déterminées de Syncrude Canada en 2004 et 2003, compte tenu de sa participation de 35,49 % en
2004 et de sa participation directe variable en 2003, s’est élevée à 1,7 M$ et à 1,4 M$,
respectivement.
8) FACILITÉS DE CRÉDIT BANCAIRE
Facilité de crédit
Facilité de crédit renouvelable prorogeable a) 20,0 $
Marge de crédit b) 25,0
Facilité de crédit à l’exploitation c) 225,0
Facilité de crédit à l’exploitation d) 415,0
685,0 $
a) La facilité à terme renouvelable et prorogeable de 20 M$ est une facilité de un an pouvant
être renouvelée pour une autre période de deux ans échéant le 28 juin 2005. Elle peut être
58 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

prorogée sur une base annuelle, avec l’assentiment de la banque. Les montants prélevés sur
cette facilité portent intérêt à un taux variable fondé sur celui des acceptations bancaires,
majoré d’un écart en fonction de la qualité du crédit. Les montants inutilisés sont assujettis à
une commission d’engagement.
b) La marge de crédit de 25 M$ est une facilité de lettres de crédit renouvelable de un an. Les
lettres de crédit tirées sur la facilité arrivent à échéance le 30 e jour d’avril chaque année et sont
automatiquement renouvelées, à moins qu’elles ne soient annulées par Canadian Oil Sands ou
par l’institution financière qui fournit la facilité dans les 60 jours précédant l’échéance. Les
lettres de crédit émises en vertu de cette facilité portent intérêt à un taux qui est fonction de la
qualité du crédit.
Tel qu’il est indiqué à la note 20, des lettres de crédit d’environ 38 M$ ont été tirées sur la
facilité à terme renouvelable prorogeable ainsi que sur la marge de crédit.
c) La facilité de crédit à l’exploitation de 225 M$ est un crédit d’une durée de 364 jours,
renouvelable et prorogeable, qui peut être renouvelé pour une période de deux ans échéant le
22 mars 2006. Les montants prélevés sur cette facilité portent intérêt à un taux variable fondé
sur celui des acceptations bancaires, majoré d’un écart en fonction de la qualité du crédit. Les
montants inutilisés sont assujettis à une commission d’engagement.
d) La facilité de crédit à l’exploitation de 415 M$ consiste en une tranche de 138 M$ d’une durée
de 364 jours, qui est renouvelable et prorogeable et qui peut être renouvelée pour une période
de deux ans arrivant à échéance le 24 juin 2005, et en une tranche à terme de 277 M$ d’une
durée de trois ans, qui est prorogeable et qui arrive à échéance le 2 juillet 2007. Les montants
prélevés sur cette facilité portent intérêt à un taux variable fondé sur celui des acceptations
bancaires, majoré d’un écart en fonction de la qualité du crédit. Les montants inutilisés sont
assujettis à une commission d’engagement.
e) Aucune des facilités de crédit de la Fiducie n’est garantie. Ces ententes de crédit
renferment des clauses restrictives types qui limitent la capacité de Canadian Oil Sands à
vendre la totalité ou la quasi-totalité de ses actifs ou de modifier la nature de ses activités. De
plus, Canadian Oil Sands a convenu de maintenir son ratio dette de premier rang/capitaux
permanents en deçà d’un quotient de 0,55 à 1,0 et son ratio dette totale/total des capitaux
permanents à un quotient de moins de 0,60 à 1,0 et de restreindre les distributions au moyen
des paiements de redevances qui lui sont versés par la filiale active de la Fiducie, Canadian Oil
Sands Limited (« COSL »), si COSL cesse d’avoir des cotes de solvabilité élevées.
Au 31 décembre 2004, un montant de 18,7 M$ avait été prélevé sur les facilités de crédit à
l’exploitation et est pris en compte dans la dette à long terme figurant dans le bilan consolidé.
9. DETTE À LONG TERME
2004 2003
Billets à moyen terme, 3,95 %, échéant le 15 janvier 2007 a) 175,0 $ - $
Billets à moyen terme, à taux variable, échéant le 15 janvier 2007 a) 20,0 -
Billets de premier rang, 7,625 %, échéant le 15 mai 2007 b) 84,2 90,4
Billets à moyen terme, 5,75 %, échéant le 9 avril 2008 c) 150,0 150,0
Billets à moyen terme, 5,55 %, échéant le 29 juin 2009 d) 200,0 -
Billets de premier rang, 4,8 %, échéant le 10 août 2009 e) 300,9 -
Billets de premier rang, 5,8 %, échéant le 15 août 2013 f) 361,1 387,7
Billets de premier rang, 7,9 %, échéant le 1 er septembre 2021 g) 300,9 323,1
Billets de premier rang, 8,2 %, échéant le 1 er avril 2027 h) 89,0 95,6
Facilités de crédit utilisées, sauf les lettres de crédit (note 8) 18,7 390,6
1 699,8 $ 1 437,4 $
Tous les billets à moyen terme et de premier rang de Canadian Oil Sands ne sont pas garantis, ont
égalité de rang avec les autres titres d’emprunt de premier rang non garantis de COSL et
59 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

contiennent certaines clauses restrictives, notamment des restrictions sur la vente des actifs et
l’attribution de privilèges ou autres sûretés. Les billets à moyen terme sont garantis par la Fiducie.
a) Billets à moyen terme à 3,95 % et à taux variable
Le 15 janvier 2004, COSL a émis des billets à moyen terme non garantis de 20 M$ portant intérêt
à un taux variable, ainsi que des billets à moyen terme non garantis de 175 M$ portant intérêt au
taux de 3,95 %. Les titres à taux fixe ont été échangés contre des titres de créance à taux
variable par voie de conventions de swap de taux d’intérêt (se reporter à la note 17b)ii)). Les
billets à moyen terme portant intérêt à taux variable et ceux portant intérêt à 3,95 % viennent à
échéance le 15 janvier 2007. L’intérêt sur les billets à 3,95 % est payable tous les six mois, soit le
15 janvier et le 15 juillet, alors que l’intérêt sur les billets à taux variable est payable tous les
trimestres, soit le 15 janvier, le 15 avril, le 15 juillet et le 15 octobre.
b) Billets de premier rang à 7,625 %
Le 20 mai 1997, COSL a émis des billets de premier rang de 70 M$ US portant intérêt au taux de
7,625 %. Ces billets arrivent à échéance le 15 mai 2007. Des conventions de swap de taux d’intérêt
(se reporter à la note 17 b)i)) ont été conclues afin de convertir le taux d’intérêt de ces billets en un
taux fixe de 5,95 % avec paiements en dollars US. L’intérêt sur ces billets est payable
semestriellement, soit le 15 mai et le 15 novembre.
c) Billets à moyen terme à 5,75 %
Le 8 avril 2003, COSL a émis des billets à moyen terme non garantis de 150 M$ portant intérêt
au taux de 5,75 %. Ces billets viennent à échéance le 9 avril 2008. L’intérêt sur ces billets est
payable deux fois l’an, soit le 9 avril et le 9 octobre.
d) Billets à moyen terme à 5,55 %
Le 29 juin 2004, COSL a émis des billets à moyen terme non garantis de 200 M$ portant intérêt
au taux de 5,55 %. Ces billets viennent à échéance le 29 juin 2009. L’intérêt sur ces billets est
payable deux fois l’an, soit le 29 juin et le 29 décembre.
e) Billets de premier rang à 4,8 %
Le 9 août 2004, COSL a émis des billets de premier rang de 250 M$ US portant intérêt au taux de
4,8 %. Ces billets arrivent à échéance le 10 août 2009. L’intérêt s’y rapportant est payable
semestriellement, soit le 10 février et le 10 août.
f) Billets de premier rang à 5,8 %
Le 6 août 2003, COSL a émis des billets de premier rang de 300 M$ US portant intérêt au taux
de 5,8 %. Les billets viennent à échéance le 15 août 2013. L’intérêt sur ces billets est payables
deux fois l’an, soit le 15 février et le 15 août.
g) Billets de premier rang à 7,9 %
Le 24 août 2001, COSL a émis des billets de premier rang de 250 M$ US portant intérêt au taux
de 7,9 %. Ces billets viennent à échéance le 1 er septembre 2021. L’intérêt sur ces billets est
payable semestriellement, soit le 1 er mars et le 1 er septembre.
60 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

h) Billets de premier rang à 8,2 %
Le 4 avril 1997, COSL a émis des billets de premier rang de 75 M$ US portant intérêt au taux de
8,2 %. Ces billets viennent à échéance le 1 er avril 2027 et COSL en a rachetés pour 1,05 M$ US
en 2000. L’intérêt s’y rapportant est payable deux fois l’an, soit le 1 er avril et le 1 er octobre.
i) Les versements minimums futurs à effectuer en vertu de la dette à long terme s’établissent
comme suit :
2006 1 18,7 $
2007 279,2
2008 150,0
2009 500,9
Par la suite 751,0
1 699,8 $
1
Aucun remboursement sur l’encours de la dette n’est exigible en 2005. En vertu des présentes modalités, l’encours
sur la facilité de crédit de Canadian Oil Sands au 31 décembre 2004 sera remboursable en 2006.
10. OBLIGATIONS LIÉES À LA MISE HORS SERVICE D’IMMOBILISATIONS
2004 2003
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations
au début de l’exercice 44,7 $ 45,0 $
Règlement de passif (2,2) (1,1)
Charge de désactualisation 1,6 0,8
Obligation liée à la mise hors service d’immobilisations
à la fin de l’exercice 44,1 $ 44,7 $
La Fiducie et tous les autres propriétaires de Syncrude sont responsables de leur part respective
des obligations d’ordre environnemental liées à la remise en état de la coentreprise Syncrude au
moment de l’abandon. Depuis le 1 er janvier 2004, la Fiducie a adopté rétroactivement la nouvelle
recommandation de l’ICCA relativement à la comptabilisation des obligations d’ordre
environnemental tel qu’il est mentionné à la note 3 a). Le total des flux de trésorerie estimatifs non
actualisés requis pour acquitter la part de la Fiducie à l’égard de l’obligation s’établit à 275 M$
(277 M$ en 2003), et il a été actualisé à l’aide d’un taux sans risque ajusté en fonction de la qualité
du crédit de 6,75 %. La Fiducie prévoit que ces dépenses seront engagées au cours des
45 prochaines années et que la majorité d’entre elles ne le seront pas avant 30 ans, soit au moment
où les frais de remise en état de la mine Aurora North devraient être engagés.
Les installations de traitement de Syncrude ont une durée de vie indéterminée et, par conséquent, il
est impossible de déterminer, au prix d’un effort raisonnable, la juste valeur des obligations liées à
la mise hors service des immobilisations connexes. Aussi, il n’est pas possible d’établir actuellement
le montant des frais de remise en état des blocs de soufre de Syncrude, s’il y a lieu, ni le moment
auquel ils seront engagés. Les obligations liées à la mise hors service des immobilisations se
rapportant aux installations de traitement et aux blocs de soufre seront portées aux résultats de
l’exercice au cours duquel les montants et les dates de règlement pourront être raisonnablement
établis.
Les dépenses seront financées au moyen des flux de trésorerie provenant de l’exploitation de la
Fiducie et des comptes de fiducie de remise en état. En 2004, la part des obligations de la Fiducie
dans les dépenses relativement à Syncrude s’est élevée à 2,2 M$ (1,1 M$ en 2003). La Fiducie
dépose 0,1322 $ par baril produit et attribuable à sa participation directe de 35,49 % dans des
fiducies de remise en état des sites miniers, lesquelles sont établies pour permettre aux filiales
61 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

actives de s’acquitter de leur part des obligations en matière de protection de l’environnement et de
remise en état des sites. Les comptes de fiducie de remise en état pour la participation directe de
13,75 % acquise par la Fiducie en 2003 n’existait pas avant l’acquisition par la Fiducie. Au
31 décembre 2004, compte tenu des intérêts gagnés sur les comptes, le solde des comptes de
fiducie de remise en état s’établissait à 21 M$.
En outre, la Fiducie a posté à la province de l’Alberta des lettres de crédit de 38 M$ (31 M$ en
2003) afin d’assurer sa quote-part des obligations ultimes des participants à la coentreprise
Syncrude en ce qui a trait à la remise en état des sites.
11. GAINS DE COUVERTURE DE CHANGE REPORTÉS
Canadian Oil Sands est exposée aux fluctuations du taux de change entre le dollar américain et le
dollar canadien. En 1996, elle a conclu des contrats de couverture de change pour fixer le taux de
change des années à venir. En 1999, Canadian Oil Sands a liquidé diverses positions et échangé le
gain qui en a résulté contre des ajustements aux modalités d’autres contrats de change. Aux fins de
la comptabilité, ce gain sera constaté dans les revenus au cours de la période de 2006 à 2016, soit
la période au cours de laquelle les contrats de couverture auraient expiré s’ils n’avaient pas été
liquidés (note 17 a)).
En 2004, Canadian Oil Sands a touché des paiements totalisant 5,7 M$ (5,4 M$ en 2003) liés au gain non
constaté découlant d’un report cumulatif de 27,6 M$ des gains de couverture de change.
12. IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES
Les paiements reçus par la Fiducie sous forme de paiements de redevance, d’intérêt, de
dividendes, de distributions ou d’autre revenu de ses filiales constitue un revenu imposable de la
Fiducie. Comme la Fiducie a le droit de déduire son coût d’acquisition de la redevance, ses frais
d’administration et ses distributions aux porteurs de parts jusqu’à concurrence de son revenu
imposable, elle ne prévoit pas devoir verser d’impôts sur le revenu pendant l’exercice courant ou dans
un avenir prévisible.
En préparant ses déclarations de revenus pour 2002, Canadian Oil Sands a repéré une erreur dans
la déclaration de revenus de la Fiducie de 2001 qu’avait préparée son ancien fournisseur de
services fiscaux. En septembre 2003, la Fiducie a payé 10 M$ à l’Agence du revenu du Canada
(« ARC »), soit 9 M$ pour le passif d'impôt de 2001, le reste concernant des intérêts courus. En
2004, Canadian Oil Sands a recouvré les 10 M$ de l’ancien fournisseur qu’elle a dû verser. Ce
montant a été constaté en tant que diminution de la charge d’impôts sur les bénéfices et des
intérêts débiteurs nets du bénéfice net de Canadian Oil Sands de 2004.
La plus importante filiale active de la Fiducie est COSL, qui est assujettie à l’impôt de la même
manière que toute autre société. Toutefois, puisque les paiements de redevance et d’intérêt à la
Fiducie et aux filiales de COSL sont déductibles dans le calcul de son bénéfice imposable, COSL ne
devrait pas payer un montant important d’impôt en espèces pendant l’exercice courant ou à l’avenir
en application des lois fiscales actuelles, sauf l’impôt des grandes sociétés, qui devrait être éliminé
progressivement jusqu’en 2008.
62 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

La charge d’impôts inscrite dans les états financiers consolidés diffère du montant qui découlerait
de l’application au bénéfice avant impôts, des taux d’imposition fédéral et provincial combinés
prévus par la loi, comme suit :
2004 2003
Bénéfice avant impôts 479,9 $ 325,3 $
Taux prévus par la loi
Fédéral 36,00 % 38,00 %
Abattement fédéral -10,00 % -10,00 %
Surtaxe fédérale 1,12 % 1,12 %
Taux provincial de l’Alberta 11,54 % 12,62 %
38,66 % 41,74 %
Taux prévus au taux prévu par la loi 185,5 $ 135,8 $
Ajouter (déduire) l’incidence fiscale des éléments suivants :
Bénéfice net de la Fiducie – protégé contre l’impôt (181,3) (128,4)
Déduction relative aux ressources (18,5) (21,0)
Droits à la Couronne non déductibles 4,3 3,1
Impôt sur le capital 7,3 7,8
Nouvelle cotisation de 2001 (9,3) 9,3
Modifications des taux d’imposition (9,9) 12,5
Cotisations et ajustements (3,6) -
Autre (3,8) (3,9)
(Économie) charge d’impôts (29,3) $ 15,2 $
Les impôts sur les bénéfices de Canadian Oil Sands sont calculés en fonction des lois et de la
réglementation gouvernementales, ce qui donne lieu à des valeurs différentes pour certains actifs et
passifs à l’égard de l’impôt et des états financiers. Le montant inscrit au poste des impôts futurs au
bilan consolidé correspond à la différence nette entre la valeur fiscale et la valeur comptable dans le
bilan des filiales actives aux taux d’imposition pratiquement en vigueur. Selon les PCGR, le passif
d’impôts futurs doit être constaté dans les états financiers consolidés. Ces impôts futurs ne sont pas
censés donner lieu à des versements d’impôts en espèces payés en raison des redevances
intersociétés et des intérêts déduits au niveau des filiales actives.
Aux 31 décembre, les impôts futurs se composent des éléments suivants :
2004 2003
Capital et autres actifs en excédent de la valeur fiscale (518,2) $ (493,2) $
Passifs nets en excédent de la valeur fiscale 276,3 224,0
Solde au 31 décembre (241,9) $ (269,2) $
Au 31 décembre 2004, les soldes estimatifs suivants pouvaient être portés en diminution du
bénéfice imposable futur :
2004
Canadian Oil Sands Trust
Frais de mise en valeur au Canada 1 100,3 $
Frais d’émission d’actions 19,8 $
Canadian Oil Sands Limited et autres filiales actives :
Fraction non amortie du coût en capital (FNACC) 2
FNACC au fédéral 2 361,3 $
FNACC au provincial 2 174,9 $
Frais d’émission de titres de créance 14,7 $
1 Déductibles à un taux annuel de 30 % sur le solde dégressif.
2 Déductibles en majorité à un taux annuel de 25 % sur le solde dégressif. Une tranche d’environ 0,9 G$ ne peut être
utilisée tant que l’agrandissement de l’installation de traitement UE 1 n’aura pas été mis en service.
13. CAPITAUX PROPRES
63 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

2004 2003
Capitaux propres a) 1 911,5 $ 1 708,2 $
Bénéfice cumulé 1 744,9 1 235,7
Distributions cumulées aux porteurs de parts (1 022,2) (841,8)
Surplus d’apport (note 14 a)) 1,7 0,8
2 635,9 $ 2 102,9 $
a) Capitaux propres
Conformément à l’acte de fiducie, un nombre maximal de 500 000 000 de parts ont été créées
pour émission. Les parts de fiducie représentent une participation réelle dans la Fiducie,
donnent toutes le droit de toucher une part égale des distributions de la Fiducie et sont assorties
des mêmes droits de vote. Aucun droit de conversion ni de rachat au gré de la Fiducie ou droit
préférentiel de souscription n’est rattaché à ces parts. Ces dernières sont rachetables au gré du
porteur de parts à un prix qui est le moindre de 90 % du cours de clôture moyen des parts de
fiducie sur le principal marché de négociation pendant les 10 jours de négociation précédents et
du cours de clôture du marché à la date de la demande de rachat, sous réserve de restrictions
quant au montant des rachats trimestriels.
Le 30 juillet 2004, la Fiducie a émis trois millions de parts dans le cadre d’un placement privé à
un prix de souscription de 48 $ par part pour un produit total de 144 M$, qui ont été utilisés pour
financer une partie des dépenses en immobilisations de la Fiducie. En 2004, 1,3 million de parts
ont été émises pour un produit d’environ 59 M$ dans le cadre du régime de distribution des
primes, de réinvestissement des distributions et d’options d’achat de parts (« le régime de
réinvestissement des distributions ») au titre des distributions versées le 27 février 2004, le
31 mai 2004, le 31 août 2004 et le 30 novembre 2004.
En février 2003, la Fiducie a tiré d’une nouvelle émission de titres de participation un produit de
756 M$, soit 732 M$, déduction faite des frais d’émission. Ce produit a servi à financer
l’acquisition, au coût de 1,05 G$, de la participation de 10 % dans Syncrude auprès d’EnCana.
L’émission de titres de participation consistait en un appel public à l’épargne portant sur
12,3 millions de parts, pour un produit brut de 431 M$, et en un placement privé de 9,4 millions
de parts auprès d’un important investisseur institutionnel américain, pour un produit brut de
325 M$.
En juillet 2003, la Fiducie a réuni des capitaux propres supplémentaires de 228 M$, soit 220 M$
déduction faite des frais d’émission, en vue de financer l’acquisition, au coût de 430 M$, de la
participation de 3,75 % dans Syncrude auprès d’EnCana. L’émission de titres de participation
consistait en un appel public à l’épargne portant sur 5,5 millions de parts de fiducie, pour un
produit brut de 193 M$, et en un placement privé de un million de parts auprès d’une importante
banque canadienne, pour un produit brut de 35 M$.
64 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

En 2003, compte tenu des parts émises dans le cadre d’appels publics à l’épargne et de
placements privés et du régime de réinvestissement des distributions, 29,5 millions de parts ont
été émises pour un produit net d’environ 1 G$. Les renseignements sur les parts de fiducie qui
ont été émises pour un produit en espèces sont présentés dans le tableau ci-après :
Date
Produit net
par part
Nombre
de parts
Produit net
Solde au 1 er janvier 2003 57,7 708,9 $
28 février 2003 33,76 $ 21,8 737,9 $
29 mai 2003 32,99 $ 0,3 8,9 $
3 juillet 2003 33,82 $ 6,5 219,8 $
29 août 2003 35,65 $ 0,4 15,0 $
28 novembre 2003 37,89 $ 0,5 17,7 $
Solde au 31 décembre 2003 87,2 1 708,2 $
27 février 2004 45,99 $ 0,3 14,1 $
31 mai 2004 40,59 $ 0,3 11,2 $
30 juillet 2004 48,00 $ 3,0 144,0 $
31 août 2004 46,05 $ 0,3 16,9 $
30 novembre 2004 56,57 $ 0,3 17,1 $
Solde au 31 décembre 2004 91,4 1 911,5 $
La Fiducie offre un régime de droits des porteurs de parts (le « régime de droits ») qui vise à
fournir à la Fiducie et aux porteurs de parts suffisamment de temps pour explorer et élaborer
des solutions de rechange afin de maximiser la valeur pour les porteurs de parts dans
l’éventualité où une offre de prise de contrôle serait faite à la Fiducie. Un droit est émis et
attaché à chaque part émise et en circulation. Les droits émis aux termes du régime peuvent
être exercés lorsqu’une personne, et toute partie apparentée, fait l’acquisition de 20 % ou plus
des parts de fiducie ou entreprend de le faire sans respecter certaines dispositions énoncées
dans le régime de droits. Si une telle acquisition ou annonce est faite, chaque droit permet au
porteur, autre que l’acquéreur, d’acheter des parts de fiducie à 50 % du prix du marché.
b) Régime de distribution de primes, de réinvestissement des distributions et d’options
d’achat de parts
En janvier 2002, la Fiducie a reçu l’autorisation requise au Canada pour établir un régime de
réinvestissement des distributions. Les porteurs de parts admissibles peuvent choisir de
participer à ce régime donnant droit à des distributions trimestrielles, sous réserve de leur
adhésion et de certaines autres conditions. En vertu du régime de réinvestissement des
distributions, les porteurs de parts admissibles peuvent affecter leurs distributions à l’achat de
parts additionnelles à 95 % du cours moyen du marché, selon la définition du régime. Ce régime
constitue également une solution de rechange puisqu’en vertu du volet distribution de primes, les
porteurs de parts admissibles peuvent investir leurs distributions dans de nouvelles parts et les
échanger, par l’intermédiaire du courtier du régime, contre une distribution de primes égale à au
plus 102 % du montant qu’auraient reçu les autres porteurs de parts à la date de distribution. Aux
termes du régime de réinvestissement des distributions, les porteurs de part ont l’option
d’acheter des parts supplémentaires contre espèces à 100 % du cours moyen du marché s’ils
ont participé aux volets distribution de primes ou réinvestissement des distributions du régime.
65 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

c) Bénéfice net par part
Le tableau suivant présente les parts utilisées pour le calcul du bénéfice net par part :
2004 2003
Nombre moyen pondéré de parts en circulation - de base 89,0 79,7
Incidence des options 0,1 -
Nombre moyen pondéré de parts en circulation - dilué 89,1 79,7
14. RÉMUNÉRATION À BASE D’ACTIONS
En avril 2002, les porteurs de parts de Canadian Oil Sands ont approuvé deux régimes de rémunération
à base d’actions, qui sont décrits au paragraphe a) de la présente note. Dans le calcul de la
rémunération à base d’actions de Canadian Oil Sands, il est également tenu compte du régime de
rémunération à base d’actions adopté par Syncrude Canada en 2002.
a) Régime de distribution équivalente et d’options d’achat de parts de Canadian Oil Sands
En vertu du régime de distribution équivalente et d’options d’achat de parts de Canadian Oil
Sands, l’émission de 700 000 options envers les salariés de Canadian Oil Sands et des ses
filiales a été autorisée. Chacune de ces options donne le droit au salarié d’acheter une part de
la Fiducie de Canadian Oil Sands à un prix d’exercice déterminé. Le prix d’exercice repose sur
le prix moyen pondéré des parts pendant les cinq jours ouvrables précédant la date
d’attribution, lequel différera probablement du prix de clôture de ces parts à la Bourse de
Toronto le jour de l’attribution. En ce qui concerne les options attribuées en 2004 et en 2003, le
prix d’exercice n’a pas été significativement différent du cours des parts à la date d’attribution.
Sous réserve des exceptions habituelles dans le cas de retraite anticipée, de décès ou de
cessation d’emploi, chaque option a une durée de sept ans. Les options sont acquises après
une période de trois ans, à partir de la date d’attribution. Au 31 décembre 2004, 426 400 options
avaient été émises et étaient en cours.
Chaque option comprend une composante distribution équivalente qui fait en sorte que chaque
détenteur d’option peut se voir verser, à la discrétion du conseil d’administration, une
distribution équivalente pour chaque option détenue, qui correspond aux distributions par part
payées aux porteurs de parts par la Fiducie. Le conseil d’administration utilise les composantes
de rémunération en espèces pour récompenser les salariés de leur apport à Canadian Oil
Sands.
Le 2 octobre 2003, le conseil d’administration a décidé de ne plus émettre d’options aux
administrateurs, mais de procéder à des achats de parts sur le marché secondaire et de les
intégrer à la rémunération annuelle des administrateurs. En date du 23 octobre 2003, les
administrateurs ont aussi remis toutes les options qu’ils détenaient en échange de parts d’une
valeur totale d'environ 1 M$.
66 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Au 31 décembre 2004, les options suivantes avaient été émises :
Nombre
d’options
Prix d’exercice
moyen pondéré
En cours au 1 er janvier 2003 0,3 38,67 $
Attribuées en 2003 0,1 39,32 $
Remises en 2003 (0,1) 39,08 $
En cours au 31 décembre 2003 0,3 38,85 $
Attribuées en 2004 0,1 46,64 $
En cours au 31 décembre 2004 0,4 40,88 $
Pouvant être exercées au 31 décembre 2003 0,1 38,55 $
Pouvant être exercées au 31 décembre 2004 0,1 38,74 $
Le prix d’exercice des options varie de 34,73 $ à 46,64 $ et la durée de vie contractuelle
restante moyenne des options en cours est de 5,3 ans.
La juste valeur estimative de chacune des options est établie à la date de l’attribution au moyen
du modèle d’établissement du prix des options de Black et Scholes. La juste valeur moyenne
pondérée des options attribuées au cours des diverses périodes et les hypothèses moyennes
pondérées qui ont servi à l’établir se présentent comme suit :
2004 2003
Taux d’intérêt sans risque (%) 3,63 4,07
Durée prévue (années) 5,00 5,00
Volatilité prévue (%) 20,00 20,00
Distribution prévue par part de fiducie ($) 2,00 2,00
Juste valeur de l'option ($) 6,75 5,00
La juste valeur moyenne pondérée de toutes les options attribuées pendant l’exercice est
d’environ 0,7 M$ (0,6 M$ en 2003).
En raison de la modification rétroactive de la convention comptable liée à la rémunération à
base d’actions expliquée à la note 3c), des coûts de rémunération de 0,6 M$ ont été pris en
compte dans les frais d’administration pour le calcul du bénéfice net de 2003 de Canadian Oil
Sands, et le surplus d’apport présenté dans les capitaux propres a été majoré du même
montant. Des charges au titre de la rémunération à base d’actions de 0,2 M$ liées aux options
attribuées en 2002 ont été imputées au solde d’ouverture des bénéfices non répartis de 2003, et
le surplus d’apport a été augmenté du même montant
b) Régime d’intéressement à base de parts fictives composées d’actions de Syncrude
En 2002, Syncrude Canada a mis en place un régime de rémunération à base d’actions en
vertu duquel des parts fictives sont consenties à certains salariés. Ces parts fictives ont une
valeur si la valeur composée du prix moyen pondéré de 70 % des parts de Canadian Oil Sands
Trust et de 30 % des actions de divers autres coentrepreneurs, au moment où les salariés de
Syncrude Canada exercent leurs droits, dépasse le prix d’émission des attributions. Les droits
rattachés aux parts fictives sont acquis selon un calendrier d’acquisition graduelle : après la
première année suivant l’émission, 50 % des droits peuvent être exercés; 25 % peuvent être
exercés l’année suivante et les derniers 25 % peuvent l’être après la troisième année. Lorsque les
droits rattachés aux attributions sont exercés, celles-ci sont réglées au comptant. Les droits
expirent sept ans après la date d’émission. Au 31 décembre 2004, les droits rattachés à un total
de 407 928 parts fictives de Syncrude pouvaient être exercés.
67 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Au 31 décembre 2004, un total de 1,3 million de parts fictives étaient en circulation (1,3 million
en 2003). En 2004, Canadian Oil Sands a constaté des charges d’exploitation d’environ
12,1 M$ liées à sa quote-part de 35,49 % des charges de rémunération à base d’actions de
Syncrude Canada (5,1 M$ en 2003 compte tenu de la participation directe variable de Canadian
Oil Sands en 2003).
15. INTÉRÊTS DÉBITEURS, MONTANT NET
2004 2003
Intérêts débiteurs 98,9 $ 72,0 $
Intérêts créditeurs et autres revenus (3,6) (4,2)
Intérêts débiteurs, montant net 95,3 $ 67,8 $
16. DISTRIBUTIONS AUX PORTEURS DE PARTS
Les états consolidés des distributions aux porteurs de parts sont présentés afin d’aider les porteurs
de parts à rapprocher les flux de trésorerie liés à l’exploitation et les distributions qui leur sont
payées.
Les distributions sont versées aux porteurs de parts le dernier jour ouvrable de février, mai, août
et novembre.
CANADIAN OIL SANDS TRUST
ÉTATS CONSOLIDÉS DES DISTRIBUTIONS AUX PORTEURS DE PARTS
EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE
(en millions de dollars, sauf les montants par part de fiducie)
2004 2003
Flux de trésorerie liés à l’exploitation 575,8 $ 272,8 $
Ajouter (soustraire)
Dépenses en immobilisations (942,1) (785,5)
Financement autre que pour acquisition, montant net 1) 549,6 683,6
Variation du fonds de roulement hors caisse 1,6 2,7
Capitalisation de la fiducie de remise en état (4,5) (3,7)
Distributions aux porteurs de parts 180,4 $ 169,9 $
Distributions aux porteurs de parts par part 2,00 $ 2,00 $
1) Représente le financement qu’exige la part revenant à Canadian Oil Sands des coûts de la phase 3 de l’expansion de
Syncrude et est un élément discrétionnaire.
68 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

17. INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS
La juste valeur des instruments financiers qui sont inclus dans le bilan consolidé, à l’exception des
billets de premier rang et des billets à moyen terme, avoisine le montant inscrit compte tenu de la
nature à court terme de ces instruments. La juste valeur des billets de premier rang et des billets à
moyen terme s’établit comme suit :
Valeur
comptable
2004 2003
Juste valeur
Valeur Juste valeur
estimative comptable estimative
Billets à moyen terme, 3,95 %, échéant le 15 janvier 2007 175,0 $ 176,2 $ - $ - $
Billets à moyen terme, à taux variable, échéant le
15 janvier 2007 20,0 20,0 - -
Billets de premier rang, 7,625 %, échéant le 15 mai 2007 84,2 91,2 90,4 110,5
Billets à moyen terme, 5,75 %, échéant le 9 avril 2008 150,0 157,8 150,0 157,1
Billets à moyen terme, 5,55 %, échéant le 29 juin 2009 200,0 209,1 - -
Billets de premier rang, 4,8 %, échéant le 10 août 2009 300,9 305,7 - -
Billets de premier rang, 5,8 %, échéant le 15 août 2013 361,1 372,9 387,7 393,1
Billets de premier rang, 7,9 %, échéant le
1 er septembre 2021 300,9 370,7 323,1 363,8
Billets de premier rang, 8,2 %, échéant le 1 er avril 2027 89,0 106,4 95,6 112,7
1 681,1 $ 1 810,0 $ 1 046,8 $ 1 137,2 $
Canadian Oil Sands a conclu des contrats de change, des swaps de taux d’intérêt et des contrats à
terme sur le prix du pétrole brut afin de réduire au minimum l’incidence des fluctuations du taux de
change, des taux d’intérêt et du prix du pétrole brut. Les gains (pertes) non constatés découlant de
ces activités de gestion des risques et la juste valeur estimative des instruments financiers dérivés
au 31 décembre s’établissent comme suit :
Gains non
constatés
(pertes)
2004 2003
Gains non
Juste valeur constatés Juste valeur
estimative
(pertes) estimative
Contrats de change a) 53,5 $ 51,8 $ 49,7 $ 47,5 $
Contrats de swap de taux d’intérêt à
7,625% b) i) s.o. 1 3,4 5,4 5,1
Contrats de swap de taux d’intérêt de
3,95 % b) ii) 1,5 1,5 - -
Contrats de couverture du pétrole brut c) -
2
- (68,6) (68,0)
Total des gains (pertes) 55,0 $ 56,7 $ (13,5) $ (15,4) $
1
2
À compter du 1 er janvier 2004, conformément à la NOC-13, le swap de taux d’intérêt à 7,625 % n’est pas admissible aux
fins de la comptabilité de couverture. Par conséquent, la juste valeur du swap a été constatée dans le bilan consolidé.
Au 31 décembre 2004, aucun contrat de couverture du pétrole brut n’était en vigueur.
a) Contrats de change
Au 31 décembre 2004, Canadian Oil Sands était partie à des contrats de change portant sur la
vente d’environ 180 M$ US à des taux compris entre 0,664 $ US et 0,692 $ US sur une période
allant de 2005 à 2007. Au 31 décembre 2004, le gain sur les contrats de change à terme non
matérialisé dans les résultats s’élevait à 53,5 M$ (49,7 M$ en 2003). En 1996, Canadian Oil
Sands a conclu des contrats de change fixant le taux de change à l’égard de 1,5 G$ US à
environ 0,694 $ US pour un dollar canadien et prévoyant des règlements trimestriels en
espèces jusqu’en juin 2016. En 1999, Canadian Oil Sands a échangé des gains à la liquidation
de certains contrats de change à terme contre des ajustements aux modalités des contrats de
change existants. Ces opérations ont éliminé les engagements de change au-delà du 30 juin
2006 et échangé la valeur sous-jacente aux termes de contrats de change, réduisant ainsi le
69 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

taux de change sur la tranche restante de 466 M$ US d’engagements en devises, le faisant
passer de 0,694 $ US à 0,658 $ US.
En 2004, Canadian Oil Sands a réglé 92 M$ US de contrats de change pour un gain net de
18,7 M$; en 2003, elle avait réglé 88 M$ US de contrats de change pour un gain net de 9,0 M$.
Des gains de 13,0 M$ et de 3,6 M$ en 2004 et en 2003, respectivement, ont été inscrits dans
l’état des résultats à titre d’ajustements des revenus. Le reste de ces gains matérialisés, soit
respectivement 5,7 M$ et 5,4 M$ pour 2004 et 2003, concerne des positions non liquidées et a
été reporté. Sur une base cumulée, Canadian Oil Sands a reporté la constatation de gains
totalisant 27,6 M$ (21,9 M$ en 2003) jusqu’à 2006 et au-delà à des fins comptables. Le solde
reporté est inscrit dans le bilan consolidé, au poste « Gains sur couverture du change reportés »
et est décrit plus en détail à la note 11.
Au 31 décembre 2004, les positions de couverture de change s’établissaient comme suit :
2005 2006 2007
Couverture du dollar américain
(en millions de dollars) 100,0 $ 60,0 20,0
Taux de change moyen du
dollar américain 0,664 $ 0,669 0,692
b) Contrats de swap de taux d'intérêt
i) Billets de premier rang à 7,625 %
Canadian Oil Sands a conclu des swaps de taux d’intérêt qui ont permis de convertir les
paiements en dollars américains à taux fixe sur les billets de premier rang à 7,625 % en
paiements en dollars américains à taux fixe de 5,95 % pour la durée résiduelle des effets.
En 2004, Canadian Oil Sands a reçu des paiements totalisant 1,5 M$ au titre de règlements
en espèces de ces swaps, donnant lieu à un taux d’intérêt effectif de 6,2 % sur les billets de
premier rang à 7,625 %. En 2003, Canadian Oil Sands avait aussi reçu des règlements en
espèces nets de 1,5 M$, se traduisant par un taux d’intérêt effectif de 5,6 %. Les
règlements de ces contrats ont été inscrits dans les autres revenus, plutôt qu’en diminution
des intérêts débiteurs, puisque ces swaps ne sont pas admissibles à titre de couverture à l’égard
des intérêts débiteurs sur les billets de premier rang à 7,625 % aux fins comptables.
ii) Billets à moyen terme à 3,95 %
Canadian Oil Sands a conclu des swaps de taux d’intérêt qui ont permis de convertir les
paiements en dollars canadiens à taux fixe sur les billets à moyen terme à 3,95 % en
paiements en dollars canadiens à taux variable pour la durée résiduelle des effets.
En 2004, Canadian Oil Sands a reçu des paiements totalisant 1,0 M$ au titre de règlements
en espèces de ces swaps, donnant lieu à un taux d’intérêt effectif de 2,9 % sur les billets à
moyen terme à 3,95 %. Ces swaps étant admissibles à titre de couverture aux fins
comptables, les règlements de ces contrats ont été inscrits en diminution des intérêts
débiteurs.
c) Contrats de couverture du pétrole brut
En 2004, les revenus de Canadian Oil Sands ont été réduits de 274,3 M$ (99,9 M$ en 2003) en
raison des pertes de couverture du prix du pétrole brut. Au 31 décembre 2004, aucune position de
swap du pétrole brut n’était établie.
d) Contrats sur le prix du gaz naturel
70 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Le coût de l’énergie achetée représente une importante partie du coût d’exploitation de Canadian Oil
Sands. Pour protéger les flux de trésorerie liés aux fluctuations du prix du gaz naturel, Canadian Oil
Sands a conclu, en janvier 2002, un contrat à terme visant l’achat de 20 000 gigajoules (GJ) par jour
de gaz naturel à un prix moyen AECO de 3,44 $ le GJ, soit environ 60 % de la part de la Fiducie de la
consommation de Syncrude. Les contrats ont pris effet en avril 2002 et expireront en mars 2003. En
2003, des gains de couverture du gaz naturel de 5,7 M$ ont été portés en diminution des frais
d’exploitation. Aucun contrat sur le prix du gaz naturel n’était en vigueur en 2004, et aucun contrat
n’avait été conclu pour les années postérieures à 2004.
e) Risque de crédit
Canadian Oil Sands gère le risque de crédit lié aux revenus tirés de la vente de pétrole brut en
limitant à 25 % des comptes débiteurs consolidés de Canadian Oil Sands les risques à l’égard
des clients dont la cote de solvabilité est inférieure à celle d’un placement de bonne qualité. Le
risque maximum auquel un client peut être exposé est aussi limité par sa cote de solvabilité. De
plus, ce risque est atténué du fait que les comptes débiteurs résultant des ventes sont échus et
réglés dans le mois suivant la vente. Le recours à des instruments financiers s’accompagne d’un
certain risque de crédit que Canadian Oil Sands gère au moyen de ses politiques de crédit et en
choisissant des contreparties dont la cote de solvabilité est élevée.
18. REDEVANCES À LA COURONNE
Par suite d’un accord avec la Couronne de l’Alberta, une coentreprise (la « coentreprise Alberta ») a
été créée entre la province de l’Alberta comme bailleur et les participants de Syncrude comme
preneurs à bail. La raison d’être de la coentreprise était d’établir annuellement, à l’aide d’un concept
de bénéfice net réputé, la base de partage de la production annuelle de Syncrude entre le bailleur et
chacun des preneurs à bail.
Au début de 2002, l’accord relatif aux redevances de la Couronne de l’Alberta a été remplacé par la
redevance générale sur les sables bitumineux de l’Alberta. Aux termes de ce régime, la redevance
à la Couronne représente le plus élevé des montants suivants : 1 % du bénéfice brut, déduction
faite des frais de transport, et 25 % du bénéfice net avant couverture, déduction faite des frais de
transport et d’exploitation, des coûts non liés à la production et des coûts en capital applicables. En
2004 et 2003, la redevance à la Couronne représentait 1 % du revenu brut. Comme Syncrude est
actuellement engagée dans un vaste programme de dépenses en immobilisations, Canadian Oil
Sands ne prévoit payer qu’une redevance minimale de 1 % sur ses revenus bruts de 2005 d’après
ses estimations, au 31 décembre 2004, à l’égard des prix et de la production. Au 31 décembre
2004, les déductions pour des soldes reportés au titre des redevances s’établissaient à environ
1,5 G$, soit un montant net de 0,5 G$ pour Canadian Oil Sands.
19. ENGAGEMENTS ET ÉVENTUALITÉS
a) Entente de commercialisation
Aux termes de l’entente de commercialisation conclue entre COSL et EnCana, cette dernière
met en marché toute la production attribuable à la participation directe de Canadian Oil Sands
contre une rémunération de 0,05 $ par baril, sous réserve de redevances mensuelles minimales
de 33 333 $. Les frais de commercialisation sont inclus au poste des frais de transport et de
commercialisation de l’état consolidé des résultats et des capitaux propres de Canadian Oil
Sands. Cette entente vient à expiration le 30 juin 2006, à moins qu’elle ne soit prolongée.
71 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

) Engagements au titre des achats de gaz naturel
Syncrude a conclu des engagements d’achat visant la livraison de gaz naturel en 2005 à des
prix liés au marché. La quote-part de 35,49 % de Canadian Oil Sands dans ces engagements
concerne 13,9 millions de GJ, soit approximativement 84,5 M$ compte tenu du prix à terme du
gaz naturel à la NYMEX.
c) Engagements au titre des dépenses en immobilisations
Le montant net de la quote-part de Canadian Oil Sands du coût estimatif total du projet
d’expansion de la phase 3 de 7,8 G$ est d’environ 2,8 G$. Le projet devrait être terminé au
milieu de 2006. D’après les coûts engagés dans le projet de la phase 3 au 31 décembre 2004,
la quote-part de 35,49 % de Canadian Oil Sands dans les autres dépenses s’établit à environ
0,5 G$. Canadian Oil Sands est également engagée dans des dépenses d’environ 0,3 G$
compte tenu de sa quote-part de 35,49 % dans le programme de réduction des émissions de
Syncrude et dans d’autres systèmes d’exploitation minière à la mine Aurora North et à la mine
North afin de remplacer la production d’une partie de la mine Base dont l’épuisement est prévu
en 2006.
d) Unité de désulfuration
Syncrude a conclu avec Marsulex Inc. une convention afin d’utiliser les gaz effluents du four à
coke 8-3 de la phase 3 en vue de la production d’engrais. Selon cette convention, qui débute en
2005 et qui est d’une durée minimale de 15 ans, Syncrude s’est engagée à fournir les flux de
déchets provenant de l’unité de désulfuration des gaz effluents et à payer des frais annuels de
mise aux rebuts. Syncrude touche une partie des revenus provenant de la vente d’engrais sous
forme de recouvrement des coûts. La quote-part de Canadian Oil Sands dans cet engagement,
avant tout recouvrement, s’établit approximativement à 3 M$ par année.
e) Avis d'imposition
L’ARC a établi une nouvelle cotisation pour les années d’imposition avant 2000 des
prédécesseurs de COSL, soit Canadian Oil Sands Investments Inc. (« COSII ») et Athabasca
Oil Sands Investments Inc. (« AOSII »), relativement au décret de remise de Syncrude et autres
questions fiscales. L’ARC examine toujours le décret de remise et les autres questions fiscales
de ces deux sociétés pour les années d’imposition 2000 à 2002. AOSII a présenté un avis
d’opposition portant sur des impôts à payer et des remboursements relativement au décret de
remise pour les années d’imposition 2000 à 2002. Aucun autre avis d’opposition n’a été
présenté par AOSII pour les années d’imposition 2000 à 2002, l’ARC n’ayant toujours pas établi
de nouvelles cotisations pour ces années. Au 31 décembre 2004, il n’a pas encore été possible
d’établir à quel moment la question de ces cotisations sera réglée ni quelle répercussion
financière elle aura.
f) Engagements relatifs aux pipelines
Canadian Oil Sands a conclu avec Athabasca Oil Sands Pipeline Limited (« AOSPL ») une
convention à long terme visant le transport de la production de l’usine Syncrude jusqu’à
Edmonton, en Alberta, au Canada. La convention prévoit le remboursement en fonction du coût
des services, y compris les charges d’exploitation, les versements d’impôts en espèces et un
rendement sur la base tarifaire dépréciée. Aux termes de cette convention, Canadian Oil Sands
s’engage à payer sa quote-part du coût des services, peu importe si elle expédie ou non sa
production par le pipeline. Compte tenu de la participation directe de 35,49 % de Canadian Oil
Sands, le coût du service en 2004 s’établissait à 18,8 M$ (15,3 M$ en 2003, compte tenu de
participations directes variables au cours de l’exercice). Le coût de service projeté pour 2005
est de 21 M$, compte tenu de la participation directe de 35,49 % de Canadian Oil Sands au
31 décembre 2004, et devrait demeurer environ à ce niveau jusqu’en 2008.
72 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

g) Généralités
20. GARANTIES
Syncrude Canada, mandataire des participants dans le projet Syncrude, est partie
défenderesse dans diverses poursuites et réclamations survenues dans le cours normal des
affaires. Bien que l’issue de telles poursuites ne puisse être déterminée à l’heure actuelle, les
obligations qui, selon des estimations raisonnables, pourraient résulter de ces actions en justice
n’auraient pas, de l’avis de la direction de la Fiducie, d’incidence marquée sur les activités de
Syncrude. Syncrude Canada de même que Canadian Oil Sands et les autres propriétaires de
la coentreprise Syncrude ont également intenté des poursuites contre diverses parties,
poursuites dont l’issue ne peut encore être déterminée
En guise de garantie de bonne exécution, Canadian Oil Sands a déposé auprès de la province de
l’Alberta des lettres de crédit de soutien qui sont renouvelées chaque année. Ces lettres
garantissent à la province de l’Alberta les obligations de Canadian Oil Sands relativement à sa part
des coûts futurs de remise en état des sites miniers de Syncrude. La province de l’Alberta peut
prélever des montants en vertu des lettres de crédit si Syncrude manque à ses obligations de
remise en état de ses sites miniers. Les paiements futurs dont Canadian Oil Sands pourrait être
responsable aux termes de lettres de crédit totalisent au plus 38 M$. Canadian Oil Sands
comptabilise ses obligations liées à la mise hors service d’immobilisations (note 10), s’établissant à
44,1 M$ au 31 décembre 2004, dans son bilan consolidé relativement à sa quote-part des frais de
remise en état de Syncrude.
21. INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES
a) Variation du fonds de roulement hors caisse
2004 2003
Activités d’exploitation
Comptes débiteurs (29,5) $ 31,0 $
Stocks 0,3 (14,6)
Charges payées d’avance 1,7 (0,1)
Comptes créditeurs et charges à payer 45,4 (67,3)
17,9 $ (51,0) $
Activités de financement
Distribution à verser aux porteurs de parts 2,1 $ 14,7 $
Activités d’investissement
Comptes créditeurs et charges à payer (18,4) $ 39,0 $
22. RECLASSEMENT
Certains chiffres correspondants de l’exercice précédent ont été reclassés selon la présentation
adoptée pour 2004.
73 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

STATISTIQUES
(en millions de $, sauf indication
contraire)
2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Produits, déduction faite des frais de 1 352 932 715 663 665 468 329
transport et de commercialisation
Frais d’exploitation 601 515 309 327 276 216 219
Coûts non liés à la production 48 38 19 18 7 6 6
Redevances à la Couronne 18 12 7 53 125 9 -
Administration 9 9 7 8 9 8 4
Assurance 9 7 6 4 2 2 2
Intérêts débiteurs, montant net 95 68 39 20 13 11 13
Amortissement, épuisement et
172 93 54 59 54 64 56
désactualisation
Perte (gain) de change (80) (135) (3) 24 6 (11) 14
Impôt des grandes sociétés et autres
(2) 17 6 2 2 1 1
impôts
Économie d’impôts sur les bénéfices
(27) (2) - - - - -
futurs
Dividendes sur les actions privilégiées de - - - - 1 1 1
filiales
Bénéfice net 509 310 271 148 170 161 13
Par part de fiducie ($) 5,72 3,89 4,74 2,61 3,00 2,84 0,24
Flux de trésorerie provenant de
576 273 326 227 233 206 81
l’exploitation
Par part de fiducie ($) 6,47 3,43 5,71 4,00 4,10 3,64 1,51
Distributions aux porteurs de parts 180 170 115 156 133 72 19
Par part de fiducie ($) 2,00 2,00 2,00 2,75 2,34 1,27 0,35
Dépenses en immobilisations 942 786 403 180 110 163 108
Réserves (Mb, nettes pour COS)
Réserves prouvées 1 040 1 070 676 694 713 598 597
Réserves prouvées et probables 1 815 1 810 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.
Ressources (ce qui comprend les 3 192 3 240 1 794 1 808 1 831 1 830 1 847
réserves prouvées et probables)
Ventes quotidiennes moyennes (b) 84 575 66 793 49 806 48 508 44 145 48 456 45 497
Revenu net d’exploitation ($/b)
Prix de vente moyen réalisé 43,68 38,23 39,35 37,46 41,15 26,50 19,93
Frais d’exploitation 19,40 21,12 16,99 18,48 17,14 12,22 13,21
Redevances à la Couronne 0,58 0,49 0,41 2,97 7,75 0,54 0,01
Prix net 23,70 16,62 21,95 16,01 16,26 13,74 6,71
Ratios financiers
Dette nette par rapport aux flux de 2,9 5,2 1,2 1,2 0,5 0,5 1,9
trésorerie (fois)
Dette nette par rapport au total des 39,0 40,3 29,0 25,8 11,9 10,7 18,5
capitaux (%)
Rendement moyen de l’avoir des 21,4 20,2 31,3 18,4 20,9 21,9 2,1
porteurs de parts (%)
Nombre de parts de fiducie en circulation 91,4 87,2 57,7 56,8 56,8 56,8 54,0
(en millions)
$/prix des parts*
Maximal 68,19 45,70 44,85 41,95 33,00 25,90 24,50
Minimal 40,25 32,26 33,28 29,25 23,50 16,90 14,00
Clôture 67,61 45,69 38,05 38,50 29,10 24,90 16,80
Volume des opérations (en milliers de
parts de fiducie)*
77 832 45 417 33 296 20 360 12 673 8 657 9 657
* Les données préalables à la date de fusion, le 5 juillet 2001, se rapportent à Athabasca Oil Sands Trust, l’entité
survivante.
74 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

GLOSSAIRE
Bitume
Substance qui rappelle la mélasse et qui compose jusqu’à 18 % des sables bitumineux. Le bitume, à son
état brut, est une substance noire semblable à l’asphalte qui doit être valorisée afin de pouvoir être
transportée par pipeline et être utilisée par des raffineries conventionnelles.
Cokéfaction fluide
Partie importante du procédé de valorisation au cours duquel les températures élevées du cokeur
éliminent le carbone et entraînent la reformulation des molécules de bitume en produits plus légers qui
deviennent les principaux ingrédients du pétrole brut enrichi.
Cokeurs
Appareil dans lequel le bitume est craqué en fractions et le coke est retiré pour amorcer le processus de
conversion du bitume en pétrole brut enrichi.
Concession de sables bitumineux
Entente à long terme conclue avec le gouvernement provincial permettant au concessionnaire d’extraire
du bitume ainsi que d’autres métaux et minéraux contenus dans les sables bitumineux de la zone de
concession spécifiée.
Dégoulottage
Le dégoulottage élimine systématiquement les limites de capacité de l’usine grâce à la modification des
installations existantes et/ou à l’ajout de moyens de productions. Le dégoulottage permet généralement
un accroissement modeste de la capacité (10 à 20 %) comparativement à une expansion importante à fort
coefficient de capitaux.
Dépôts de sables bitumineux d’Alberta
Les quatre dépôts, soit Athabasca, Peace River, Cold Lake et Wabasca, possèdent des réserves totales
évaluées entre 1,7 et 2,5 billions de barils. Les dépôts de sables bitumineux de l’Athabasca constituent la
plus vaste et la plus accessible source de bitume de l’Alberta et ils renferment plus d’un billion de barils de
bitume dans une région s’étendant sur plus de 30 000 kilomètres carrés.
Dioxyde de carbone (CO 2 )
Gaz non toxique produit par des matériaux en décomposition, la respiration des plantes et des animaux et
la combustion des matières organiques, dont les combustibles fossiles. Le dioxyde de carbone est le
principal gaz à effet de serre produit par l’homme.
Dioxyde de soufre (SO 2 )
Composé de soufre et d’oxygène libéré par la combustion du soufre.
Dragueuse
Une vaste machine qui extrait les sables bitumineux de la fosse d’une mine et les accumule en andains.
Extraction
Procédé qui consiste à séparer le bitume des sables bitumineux.
Gaz à effet de serre
Les gaz contribuant à l’effet de serre.
Laveur de gaz d’échappement
Matériel éliminant le dioxyde de soufre et toute autre émission d’un cokeur.
Mélange non sulfureux Syncrude (MNSS)
Produit de haute qualité valorisé à 100 %, situé entre 31° et 33° API, à faible contenu de soufre (0,1 % à
0,2 %), contenant très peu de résidus et possédant d’excellentes qualités de coulée à basse température.
75 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Mélange non sulfureux Syncrude de première qualité (MNSSPQ)
Un nouveau produit qui devrait être mis de l’avant à la suite du démarrage du projet Syncrude UE-1; la
qualité des fractions de distillat sera sensiblement rehaussée avec des contenus inférieurs de soufre et
d’azote ainsi que des niveaux supérieurs de concentration de cétane et un plus grand nombre de points
de fumée du kérosène.
Morts-terrains
Couche de matériaux rocheux semblables à l’argile située sous la fondrière de mousse.
Pétrole brut synthétique
Un produit de haute qualité provenant des activités d’exploitation minière, d’extraction et de valorisation
d’un bitume épais, semblable à du goudron.
Pétrole classique
Pétrole sous forme liquide s’écoulant naturellement ou pouvant être pompé sans autre traitement ou
dilution.
Redevance dérogatoire brute
Une redevance dérogatoire brute de 6 % sur les recettes tirées de la participation directe dans certaines
concessions comprises dans le projet Syncrude.
Révision complète
Une mesure périodique essentielle à la bonne marche des installations d’extraction, de production et de
valorisation. Une révision peut réduire la production de mélange non sulfureux syncrude, mais en général,
ne l’entrave pas totalement étant donné que les diverses unités d’exploitation sont présentes en double.
Résidus
Mélange d’eau, de sable, d’argile de limon et de fines particules d’argile qui est un sous-produit du
procédé d’extraction du bitume des sables bitumineux.
Sable(s) bitumineux
Mélange de sable, de bitume, d’argile riche en minéraux et d’eau.
Syncrude 21
Projet d’expansion quinquennal de Syncrude, qui a débuté en 1996, qui devrait au moins doubler la
production et produire un pétrole de meilleure qualité et ce, à des coûts d’exploitation moindres.
Valorisation
Transformation du bitume lourd en un pétrole brut léger en augmentant le rapport de l’hydrogène au
carbone, soit par l’enlèvement du carbone (cokéfaction), soit par l’ajout d’hydrogène (hydrocraquage).
Abréviations
baril(s)
b
baril(s)/jour
b/j
dioxyde de carbone CO 2
dioxyde de soufre SO 2
mélange non sulfureux Syncrude
MNSS
mélange non sulfureux Syncrude de première qualité MNSSPQ
millions de barils
Mb
New York Mercantile Exchange
NYMEX
West Texas Intermediate
WTI
76 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

INFORMATION AUX INVESTISSEURS
Dirigeants
C.E. (Chuck) Shultz
Président du conseil d’administration
Marcel R. Coutu
Président et chef de la direction
Allen R. Hagerman, F.C.A.
Chef des services financiers
Trudy M. Curran
Chef du contentieux et secrétaire générale
Ryan M. Kubik
Trésorier
Laureen C. DuBois
Contrôleuse
Conseil d’administration
C.E. (Chuck) Shultz 2)
(Président du conseil)
Président du conseil et chef de la direction
Dauntless Energy Inc.
Calgary (Alberta)
Marcel R. Coutu
Président et chef de la direction
Canadian Oil Sands Trust
E. Susan Evans, c. r. 1)2)
Calgary (Alberta)
Le très hon. Donald F. Mazankowski 1)
Vegreville (Alberta)
Wayne M. Newhouse 2)
Président, Morgas Ltd.
Calgary (Alberta)
Walter B. O’Donoghue, c.r. 1)
Avocat, Bennett Jones LLP
Calgary (Alberta)
Wesley R. Twiss 2)
Calgary (Alberta)
John B. Zaozirny, c.r. 1)
Avocat, McCarthy Tétrault s.r.l.
Calgary (Alberta)
77 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

1) Membre du comité de régie d’entreprise et de rémunération
2) Membre du comité de vérification
Parts inscrites à une cote
Bourse de Toronto : COS.UN
Agent chargé de la tenue des registres et agent des transferts
Société de fiducie Computershare du Canada, qui dispose de bureaux à Vancouver, Calgary, Toronto,
Montréal et Halifax, est l’agent chargé de la tenue des registres et agent des transferts de Canadian Oil
Sands Trust. Computershare est également le fiduciaire de la fiducie.
Société de fiducie Computershare du Canada
530, 8 th Avenue S.W., bureau 710
Calgary (Alberta) T2P 3S8
À l’attention de : Services fiduciaires aux entreprises
Téléphone : 1 800 564-6253
Télécopieur : (403) 267-6598
Courriel : service@computershare.com
Vérificateurs
PricewaterhouseCoopers s.r.l.
Comptables agréés
Calgary (Alberta)
Assemblée annuelle et extraordinaire
L’assemblée annuelle et extraordinaire des porteurs de parts aura lieu à la salle Chambers du First
Canadian Centre, 350, 7 th Avenue, Calgary (Alberta), le lundi 25 avril 2005, à 14 h 30.
Canadian Oil Sands Limited
2500 First Canadian Centre
350, 7 th Avenue S.W.
Calgary (Alberta) T2P 3N9
Téléphone : (403) 218-6200
Télécopieur : (403) 218-6201
Personne-ressource, relations avec les médias et les investisseurs :
Siren Fisekci
Téléphone : (403) 218-6228
Télécopieur : (403) 218-6201
Courriel : investor_relations@cos-trust.com
Site Web : www.cos-trust-com
Le site Web de Canadian Oil Sands fournit divers renseignements destinés aux investisseurs,
notamment :
• Prix courant des parts de fiducie
• Rapports annuels et intermédiaires
• Communiqués de presse
• Présentations aux investisseurs
• Renseignements sur les distributions
• Renseignements sur le projet Syncrude
• Renseignements fiscaux
78 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

Régime de réinvestissement des distributions
Pour obtenir davantage de renseignements concernant le régime de distribution des primes, de
réinvestissement des distributions et d’options d’achat de parts de fiducie, ou pour participer à ce régime,
veuillez communiquer avec le Service de relations avec les investisseurs au (403) 218-6220 ou avec la
Société de fiducie Computershare du Canada au 1 800 564-6253.
Canadian Oil Sands Limited
2500 First Canadian Centre
350, 7 th Avenue S.W.
Calgary (Alberta) T2P 3N9
Téléphone : (403) 218-6200
Site Web : www.cos-trust.com
TSX : COS.UN
79 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust

80 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust