RAPPORT DE GESTION ET ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS POUR LES EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE 2021 ET 2020

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RAPPORT DE GESTION ET

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

POUR LES EXERCICES CLOS LES 31 DÉCEMBRE 2021 ET 2020

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TABLE DES MATIÈRES

1 Rapport de gestion 47 États financiers consolidés

51 Notes afférentes aux états financiers consolidés

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RAPPORT DE GESTION

Pour les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020

Le présent rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés de Tourmaline Oil Corp.

(« Tourmaline » ou la « société ») et des notes y afférentes pour les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020. Les présents états financiers consolidés et rapport de gestion et d’autres renseignements sur Tourmaline peuvent être consultés au www.sedar.com ou au www.tourmalineoil.com. Le présent rapport de gestion est daté du 2 mars 2022.

L’information financière contenue aux présentes a été établie en conformité avec les Normes internationales d’information financière (les « IFRS »), qui sont parfois désignées dans le présent rapport de gestion sous le nom de principes comptables généralement reconnus (les « PCGR ») et qui ont été publiées par l’International

Accounting Standards Board.

Les montants en dollars sont exprimés en monnaie canadienne, sauf indication contraire.

Le présent rapport de gestion contient des mesures financières déterminées, à savoir des mesures financières non conformes aux PCGR, des ratios financiers non conformes aux PCGR et des mesures de gestion du capital.

Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières » pour obtenir de l’information sur les mesures financières non conformes aux PCGR, les ratios financiers non conformes aux PCGR et les mesures de gestion du capital suivants utilisés dans le rapport de gestion : « flux de trésorerie », « dépenses d’investissement », « revenus nets d’exploitation », « revenus nets d’exploitation par bep », « fonds de roulement ajusté » et « dette nette ». Ces mesures financières déterminées n’ayant pas nécessairement une définition normalisée, conformément à la réglementation en valeurs mobilières, elles doivent être définies clairement, accompagnées des mises en garde pertinentes et rapprochées avec les mesures conformes aux PCGR les plus semblables, le cas échéant. Il y a lieu de se reporter à la rubrique

« Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières » pour obtenir un complément d’information sur la définition, le calcul et le rapprochement de ces mesures.

Énoncés prospectifs – Certaines informations concernant Tourmaline contenues dans le présent rapport de gestion, notamment l’évaluation par la direction des projets et des activités d’exploitation futurs de la société, renferment des énoncés prospectifs comportant des risques et des incertitudes connus et inconnus importants.

L’utilisation des termes « prévoir », « continuer », « estimer », « s’attendre à », « peut », « pourra », « projeter »,

« devrait », « être d’avis » et d’expressions similaires signale des énoncés prospectifs. Ces énoncés représentent les projections internes, les prévisions, les estimations ou les points de vue de Tourmaline, en ce qui a trait notamment au montant estimé et au calendrier des dépenses d’investissement ou autres, à la dette, aux charges, à la production, aux flux de trésorerie ou aux produits futurs prévus, de même que les autres attentes, points de vue, projets, objectifs, hypothèses, intentions ou énoncés au sujet d’événements ou de la performance futurs.

Ces énoncés ne sont que des prévisions, et les événements ou résultats réels pourraient différer

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Plus particulièrement, les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport de gestion renferment des énoncés portant notamment sur les éléments suivants : le volume des réserves de pétrole brut,

de condensat, de LGN (liquides de gaz naturel) et de gaz naturel et les produits et flux de trésorerie nets futurs qui en seront tirés; les zones productives possibles; le calendrier des dépenses d’investissement et les fins auxquelles elles seront engagées; les attentes concernant la capacité de la société à réunir des capitaux et à accroître continuellement les réserves grâce à des acquisitions et à des activités de mise en valeur;

l’accès aux marchés des titres d’emprunt et des titres de capitaux propres; les prévisions concernant les cours du marché et les coûts; les caractéristiques de rendement des biens visant le pétrole brut, le condensat,

les LGN et le gaz naturel de la société; les niveaux de production et la composition des produits de pétrole brut, de condensat, de LGN et de gaz naturel; les versements de tout dividende (régulier ou exceptionnel) ainsi que le calendrier et le montant connexes; les attentes à l’égard de rachats d’actions potentiels; les résultats d’exploitation et les résultats financiers futurs de Tourmaline; les programmes de dépenses d’investissement;

l’offre et la demande de pétrole brut, de condensat, de LGN et de gaz naturel; les taux de redevances futurs;

les plans de forage, de mise en valeur et de complétion et les résultats en découlant; les terrains dont les droits arriveront à expiration; les sorties et les ententes de coentreprise; le montant des charges d’exploitation, des frais de transport ainsi que des charges générales et administratives; le traitement accordé par les régimes

de réglementation gouvernementaux et les lois et les règlements d’ordre fiscal et environnemental; le solde estimé des comptes fiscaux. De plus, les déclarations concernant les « réserves » sont réputées constituer des énoncés prospectifs, car elles se fondent sur une évaluation implicite, qui se base sur certaines estimations et hypothèses, selon laquelle les réserves décrites pourront être exploitées de façon rentable dans l’avenir.

Ces énoncés prospectifs comportent de nombreux risques et incertitudes, dont la plupart échappent à la volonté de la société, notamment l’incidence de la conjoncture économique générale; la volatilité et le caractère incertain des cours du pétrole brut, du condensat, des LGN et du gaz naturel; la conjoncture sectorielle; la fluctuation des cours de change et des taux d’intérêt; l’imprécision des estimations en matière de réserves; les obligations inhérentes aux activités liées au pétrole brut, au condensat, aux LGN et au gaz naturel; les risques

environnementaux, politiques, sociaux et liés à la réglementation; les évaluations erronées de la valeur des acquisitions et des programmes de prospection et de mise en valeur; la concurrence; l’indisponibilité de personnel ou de cadres qualifiés et d’une main-d’œuvre qualifiée; la capacité de la société à conserver sa notation de première qualité; les modifications apportées aux lois liées à l’impôt sur le revenu ainsi qu’aux lois et règlements d’ordre fiscal et environnemental et aux programmes incitatifs dans le secteur du pétrole et du gaz naturel; les dangers tels que les incendies, les explosions, les éruptions, la formation de cratères

et les déversements, autant d’événements qui peuvent entraîner des dommages considérables aux puits, aux installations de production et autres biens, ou à l’environnement lui-même, de même que provoquer des blessures corporelles; la volatilité des marchés boursiers; la capacité d’obtenir suffisamment de capitaux de sources internes et externes; l’obtention des approbations réglementaires ou externes requises; les risques liés aux changements climatiques; l’inflation; les risques liés à la chaîne d’approvisionnement; les risques de guerre, d’hostilités, d’insurrection populaire et de pandémies (notamment la pandémie de COVID-19); les effets et les incidences de la pandémie de COVID-19, décrits plus en détail dans le présent document; la conjoncture économique générale et les marchés; et les autres risques dont il est fait mention sous la rubrique « Facteurs de risque » de la dernière notice annuelle de la société, qui peut être consultée au www.sedar.com et sous la rubrique « Risques d’entreprise et incertitudes » du présent rapport de gestion.

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En ce qui concerne les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport de gestion, Tourmaline a formulé des hypothèses concernant les éléments suivants : les prix des marchandises, les régimes de redevances et les lois fiscales actuels et futurs; les taux de production des puits et les volumes de réserves futures; la disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée; le calendrier et le montant des dépenses d’investissement; les cours de change futurs; l’incidence de l’intensification de la concurrence; la conjoncture économique et les conditions générales sur les marchés des capitaux; la disponibilité de matériel de forage et de matériel et de services connexes;

l’incidence des règlements édictés par des organismes gouvernementaux; les coûts d’exploitation futurs, les obligations de démantèlement et la capacité de commercialiser avec succès le pétrole brut, le condensat, le gaz naturel et les LGN. Sans limiter la portée de ce qui précède, les versements futurs de dividendes, le cas échéant, et le niveau de dividende connexe sont incertains puisque la politique de dividende de la société et les fonds disponibles pour le versement de dividendes de temps à autre dépendra notamment des flux de trésorerie, des exigences financières pour les activités de la société et l’exécution de sa stratégie de croissance, des variations du fonds de roulement de même que du calendrier et du montant des dépenses d’investissement, des exigences en matière de service de la dette et d’autres facteurs qui échappent au contrôle de la société.

De plus, la capacité de Tourmaline à verser des dividendes sera assujettie aux lois applicables (y compris le respect des critères de solvabilité imposés par le droit des sociétés) et les restrictions contractuelles contenues dans les instruments régissant sa dette, y compris sa facilité de crédit.

La direction présente ce sommaire des hypothèses et des risques liés aux énoncés prospectifs dont il est fait état dans le présent rapport de gestion afin de fournir aux lecteurs un point de vue plus complet sur les activités d’exploitation futures de Tourmaline; ces informations pourraient ne pas convenir à d’autres fins. Les résultats, la performance et les réalisations réels de Tourmaline pourraient différer considérablement de ceux qui sont exprimés ou suggérés par ces énoncés prospectifs et, par conséquent, aucune garantie ne peut être donnée que l’un ou l’autre des événements prévus dans ces énoncés surviendra ou se produira et, s’il se produisait, quels avantages, s’il en existe, la société en tirerait. Les lecteurs doivent garder à l’esprit que la liste des facteurs qui précède n’est pas exhaustive.

Ces énoncés prospectifs sont faits en date du présent rapport de gestion, et la société n’a ni l’intention ni

l’obligation de mettre à jour les énoncés prospectifs, que ce soit pour tenir compte de nouveaux renseignements, ou d’événements ou de résultats futurs ou pour quelque autre raison que ce soit, sauf si les lois sur les valeurs mobilières applicables l’exigent.

Conversion en bep – Les montants par baril d’équivalent pétrole ont été calculés selon un taux de conversion de six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril d’équivalent pétrole (6 : 1). Les barils d’équivalent pétrole (« bep ») peuvent prêter à confusion, surtout s’ils sont utilisés de façon isolée. Un ratio de conversion du bep de six kpi³ pour un baril est fondé sur une méthode de conversion en énergie équivalente qui s’applique

principalement au bec du brûleur et ne représente pas une valeur d’équivalence à la tête du puits. De plus, étant donné que le ratio de valeur entre le gaz naturel et le pétrole brut fondé sur les prix en vigueur du gaz naturel et

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CONTEXTE D’EXPLOITATION ET PANDÉMIE DE COVID-19

En 2020, la pandémie de COVID-19 a eu une incidence défavorable importante sur la conjoncture économique mondiale, qui s’est notamment traduite par une forte baisse de la demande de pétrole, laquelle, s’additionnant à d’autres facteurs macroéconomiques, a entraîné une forte volatilité des prix des marchandises et a accentué l’incertitude économique. En 2021, la reprise économique observée s’est traduite par des embellies en ce qui concerne les prix des marchandises et la conjoncture du marché en général et du secteur à mesure que les taux de vaccination contre la COVID-19 continuent d’augmenter et que les restrictions des gouvernements sont assouplies progressivement.

En réaction à la pandémie de COVID-19, la société suit toutes les règles applicables établies par les autorités sanitaires compétentes et a mis en œuvre de nombreux protocoles de santé et de sécurité dans ses opérations.

En raison de l’incertitude qui entoure l’ampleur, la durée et les résultats possibles de la pandémie de COVID-19, la société n’est actuellement pas en mesure de prévoir son incidence à long terme sur ses activités, ses liquidités, sa situation financière et ses résultats; cette incidence pourrait toutefois être significative.

Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Risques d’entreprise et incertitudes » du présent rapport de gestion pour obtenir de plus amples renseignements sur certains risques liés à la pandémie de COVID-19 auxquels sont exposés Tourmaline et ses activités.

Mise à jour de la réglementation

La réglementation concernant notamment les émissions et le carbone et autres qui a une incidence sur les enjeux liés au climat et aux changements climatiques est en évolution constante. En ce qui a trait à l’information liée aux facteurs environnementaux, sociaux et de gouvernance et au climat, le conseil des normes internationales d’information sur la durabilité a publié une norme IFRS sur la présentation d’informations sur le développement durable dans le but d’élaborer des normes à cet égard qui soient uniformes, comparables et fiables à l’échelle mondiale. De plus, les autorités canadiennes en valeurs mobilières ont publié pour commentaires le projet de règlement 51-107 sur l’information liée aux questions climatiques, qui vise à instaurer des obligations

d'information liées au climat pour les émetteurs assujettis au Canada, à quelques exceptions près. Dans le cas où la société n’est pas en mesure de respecter les exigences d’information en matière de durabilité des autorités de réglementation et les attentes actuelles et futures des investisseurs, des fournisseurs d’assurance ou d’autres parties prenantes, ses activités et sa capacité d’intéresser et de fidéliser du personnel qualifié, d’obtenir des permis, des licences, des inscriptions, des approbations et des autorisations réglementaires de la part de divers organismes gouvernementaux et de réunir des capitaux pourraient en subir des conséquences défavorables.

Le coût de la conformité à ces normes et à d’autres normes qui pourraient être élaborées ou évoluées au fil du temps n’a pas encore été déterminé.

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Présentation d'informations sur le développement durable

La société publie un rapport annuel sur le développement durable, qui contient de l’information détaillée sur les résultats en matière d’ESG qui peut être consulté sur le site Web de la société à l’adresse

www.tourmalineoil.com.

Dans le cadre de l’élaboration du rapport sur le développement durable, les normes de la Global Reporting Initiative ont été utilisées comme point de référence pour déterminer les facteurs de durabilité importants pour les parties prenantes de Tourmaline. La société a également pris en compte les recommandations du groupe de travail sur la divulgation de l'information financière relative aux changements climatiques et a inclus des thèmes de réflexion et des mesures mis de l’avant par le conseil des normes internationales d’information sur la durabilité.

ACQUISITIONS IMPORTANTES

Le tableau qui suit résume les acquisitions importantes réalisées par la société au cours des exercices clos le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2020.

Acquisition Type Date UGT

Prix d’achat ¹⁾ (en millions

de dollars)

Production ²⁾ (en bep/j)

Polar Star Entreprise 14 février 2020 BC Montney 12,0 $ 3 200

East Edson Bien 1^er avril 2020 Deep Basin 35,0 3 200

Chinook Entreprise 21 avril 2020 BC Montney 15,1 3 500

Modern Entreprise 2 novembre 2020 Deep Basin 99,3 9 000

Jupiter Entreprise 18 décembre 2020 Deep Basin / Spirit River 418,9 67 000

Saguaro Bien 15 avril 2021 BC Montney 205,0 9 000

Paramount Bien 15 juillet 2021 BC Montney 85,6 2 400

Black Swan Entreprise 15 juillet 2021 BC Montney 869,5 $ 50 000

1) Ces montants reflètent le prix d’achat payé en trésorerie et (ou) en actions ordinaires.

2) Production estimée à la date de prise d’effet de l’acquisition.

3) Il y a lieu de se reporter à la rubrique « Dépenses d’investissement » du présent rapport de gestion et à la note 6 des états financiers consolidés de la société pour obtenir plus d’information sur ces transactions.

PERTE DE CONTRÔLE DE TOPAZ ENERGY CORP. (« TOPAZ »)

Le 8 juin 2021, Topaz, une filiale auparavant contrôlée par la société, a réalisé un appel public à l’épargne et un financement par actions dans le cadre d’un placement privé simultané et émis 14,3 millions d’actions ordinaires, réduisant ainsi la participation de Tourmaline dans Topaz, qui a été ramenée à 45,2 %. Lorsque Topaz était une filiale contrôlée, ses états financiers étaient consolidés avec ceux de Tourmaline et les soldes et les transactions intersociétés étaient éliminés. Après la réalisation de l’appel public à l’épargne et du financement

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La participation restante de Tourmaline dans Topaz a été évaluée à une juste valeur de 870,5 millions de dollars, selon le cours des actions de Topaz à la date de la perte de contrôle de Tourmaline, et elle est prise en compte dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2021 en tant que participation dans Topaz. Topaz est désormais classée comme une entreprise associée, c’est-à-dire que la société exerce une influence notable sur les politiques financières et opérationnelles de Topaz, sans toutefois les contrôler. Les participations dans des entreprises associées sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence, selon laquelle, après la comptabilisation initiale, les états financiers consolidés comprennent la quote-part qui revient à la société du bénéfice ou de la perte et des dividendes versés par l’entreprise associée jusqu’à la date à laquelle l’influence notable cesse.

Après le 8 juin 2021, les transactions intersociétés entre Tourmaline et Topaz ont cessé d’être éliminées au moment de la consolidation. Ainsi, la société a vu augmenter ses charges de redevances et ses charges d’exploitation pour rendre compte des droits de redevances vendus à Topaz et des participations dans des actifs d’infrastructure vendues à Topaz pour lesquels Tourmaline a engagé des frais de traitement. La société a aussi enregistré une diminution de ses autres produits, puisqu’une part importante des sources d’autres produits a été vendue à Topaz lorsqu’elle a été créée, avec d’autres contrats de traitement conclus par Topaz avec des tiers.

La société comptabilise les dividendes trimestriels reçus de Topaz au titre des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation. Au 31 décembre 2021, Tourmaline détenait 36,7 % des actions ordinaires en circulation de Topaz.

PRODUCTION

Trimestres clos les 31 décembre

Exercices clos les 31 décembre 2021 2020 Variation 2021 2020 Variation Gaz naturel (en kpi³/j) 2 269 290 1 592 010 43 % 2 063 455 1 476 613 40 %

Pétrole brut (en b/j) 10 236 8 416 22 % 10 145 8 308 22 %

Condensat (en b/j) 30 644 20 697 48 % 27 459 19 743 39 %

LGN (en b/j) 65 983 41 877 58 % 59 602 36 445 64 %

Équivalent pétrole (en bep/j) 485 078 336 325 44 % 441 115 310 598 42 %

Production en stockage (vendue à

partir du stockage) (en bep/j) (1 474) (1 663) (11) % (41) 603 (107) %

Total des volumes produits (en bep/j) 483 604 334 662 45 % 441 074 311 201 42 %

Gaz naturel (en %) 78 % 79 % 78 % 79 %

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, la production a augmenté de 44 % pour atteindre en

moyenne 485 078 bep/j, contre 336 325 bep/j pour le trimestre correspondant de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la production moyenne a augmenté de 42 %, passant de 310 598 bep/j en 2020 à 441 115 bep/j en 2021.

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L’augmentation de la production pour l’exercice s’explique surtout par les acquisitions d’entreprises et de biens réalisées depuis le quatrième trimestre de 2020, lesquelles ont compté pour environ 68 % de la hausse de production. La hausse résiduelle découle du programme fructueux de la société au chapitre de la prospection et de la production, y compris l’accroissement de la production de condensat et de LGN, qui s’explique par la mise en valeur ininterrompue de la zone de Gundy. La production devrait continuer à augmenter dans la zone du fait de l’achèvement de la phase 2 de Gundy, qui a été mise en service en janvier 2022.

Pour le quatrième trimestre de 2021, les volumes de production moyens mentionnés précédemment tenaient compte de 1 474 bep/j de gaz naturel qui ont été retirés des installations de stockage au cours du trimestre.

Pour le quatrième trimestre de 2021, les volumes produits moyens étaient de 483 604 bep/j. Pour le quatrième trimestre de 2020, 1 663 bep/j de gaz naturel avaient été retirés des installations de stockage, donnant lieu à des volumes de production moyens de 334 662 bep/j.

La société possède des installations de stockage à Dawn et à PG&E Citygate. Elles lui donnent l’occasion d’y entreposer du gaz naturel dans les périodes où les prix des marchandises sont plus faibles (normalement, en été) et de l’en retirer lorsque les prix sont plus élevés (normalement, en hiver). La société a une capacité totale de stockage de 4,0 Gpi³.

Les perspectives pour l’ensemble de l’exercice 2022 en ce qui a trait à la production moyenne devraient se situer entre 500 000 bep/j et 510 000 bep/j, inchangées depuis les perspectives énoncées par la société dans

un communiqué de presse daté du 22 septembre 2021.

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PRODUITS, PRIMES (PERTES) ET PROFIT RÉALISÉ (PERTE RÉALISÉE)

Exercices clos les 31 décembre

(en milliers) 2021 2020¹⁾ Variation 2021 2020¹⁾ Variation

Gaz naturel

Ventes attribuables à la production 1 081 167 $ 469 815 $ 130 % 3 179 662 $ 1 527 756 $ 108 % Prime (perte) sur les activités

de gestion des risques 23 669 (5 352) 542 % 14 112 (88 935) 116 %

Profit réalisé (perte réalisée)

sur les instruments financiers (132 610) 2 851 (4 751) % (223 534) 7 458 (3 097) % 972 226 467 314 108 % 2 970 240 1 446 279 105 %

Pétrole

Ventes attribuables à la production 85 489 37 394 129 % 286 745 127 139 126 % Prime (perte) sur les activités

de gestion des risques 521 (2 439) 121 % 5 709 (5 387) 206 %

sur les instruments financiers (15 417) 1 916 (905) % (41 501) 21 300 (295) % 70 593 36 871 91 % 250 953 143 052 75 %

Condensat

Ventes attribuables à la production 278 714 105 834 163 % 855 571 348 553 145 % Perte sur les activités de gestion

des risques (2 611) (3 122) 16 % (5 878) (11 679) 50 %

sur les instruments financiers (44 497) 6 251 (812) % (116 218) 51 235 (327) % 231 606 108 963 113 % 733 475 388 109 89 %

LGN

Ventes attribuables à la production 263 693 75 226 251 % 731 633 197 463 271 % Profit réalisé (perte réalisée) sur

les instruments financiers (8 773) − (100) % (17 038) − (100) %

254 920 75 226 239 % 714 595 197 463 262 %

Total

Ventes attribuables à la production 1 709 063 688 269 148 % 5 053 611 2 200 911 130 % Prime (perte) sur les activités

de gestion des risques 21 579 (10 913) 298 % 13 943 (106 001) 113 % Profit réalisé (perte réalisée)

sur les instruments financiers (201 297) 11 018 (1 927) % (398 291) 79 993 (598) % Total des produits tirés de la vente

des marchandises et prime (perte) sur les activités de gestion des risques et profit réalisé (perte réalisée) sur les instruments

financiers 1 529 345 $ 688 374 $ 122 % 4 669 263 $ 2 174 903 $ 115 %

1)Certains montants comparatifs ont été reclassés pour être conformes à la présentation de l’exercice considéré.

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Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, le total des ventes attribuables à la production a augmenté de 148 % pour s’établir à 1,7 milliard de dollars, alors qu’il s’était établi à 0,7 milliard de dollars pour le trimestre correspondant de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, le total des ventes attribuables à la production a augmenté de 130 %, passant de 2,2 milliards de dollars en 2020 à 5,1 milliards de dollars en 2021.

L’augmentation importante pour les deux périodes est attribuable à une hausse de tous les prix des marchandises et à l’accroissement des volumes des ventes.

Les primes (pertes) sur les activités de gestion des risques comprennent les primes reçues ou les pertes subies par Tourmaline au titre des ventes de gaz naturel effectuées sur des marchés à l’extérieur de l’Alberta

et de la Colombie-Britannique et la prime (perte) reçue sur les prix des contrats de marchandises avec livraison physique par rapport aux prix de référence. Tourmaline vend son gaz naturel sur une plus grande variété de marchés. Ces marchés comprennent Sumas, PG&E Malin, PG&E City Gate, Chicago, Ventura et Dawn, tous des marchés où le gaz naturel se vend traditionnellement à des prix supérieurs au prix AECO.

Le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021 tiennent compte d’un profit sur les activités de gestion des risques de 21,6 millions de dollars et d’une perte de 13,9 millions de dollars, respectivement, en regard d’une perte de 10,9 millions de dollars et de 106,0 millions de dollars, respectivement, pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le profit sur les activités de gestion des risques pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021 rend compte d’une hausse de l’écart entre le prix reçu à Chicago, à Ventura, à PG&E Malin, à PG&E City Gate et à Dawn et le prix AECO, ce qui a donné lieu à des profits au titre de ces carrefours. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les prix AECO ont, en moyenne, été plus élevés que les prix reçus (compte tenu des frais de transport) aux autres carrefours où Tourmaline vend son gaz naturel, ce qui a donné lieu à une perte sur les activités de gestion des risques ainsi qu’à une perte sur les contrats physiques de la société pour cet exercice.

Le total des produits tirés de la vente des marchandises et les primes (pertes) sur les activités de gestion des risques et le profit (la perte) sur les instruments financiers ne tiennent pas compte de l’incidence des profits latents (des pertes latentes) sur les contrats de marchandises jusqu’à ce que ces profits ou ces pertes

soient réalisés.

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PRIX DE RÉFÉRENCE DU PÉTROLE ET DU GAZ NATUREL

Exercices clos les 31 décembre 2021 2020 Variation 2021 2020 Variation

Gaz naturel

NYMEX Last Day (en $ US/kpi³) 5,83 $ 2,66 $ 119 % 3,84 $ 2,08 $ 85 %

AECO 5A (en $ CA/kpi³) 4,68 $ 2,65 $ 77 % 3,64 $ 2,24 $ 63 %

West Coast Station 2 (en $ CA/kpi³) 3,70 $ 2,54 $ 46 % 3,31 $ 2,07 $ 50 %

Sumas (en $ US/MBtu) 5,44 $ 3,20 $ 70 % 3,97 $ 2,13 $ 86 %

ATP 5A Day Ahead (en $ CA/kpi³) 5,03 $ 2,77 $ 82 % 4,27 $ 2,18 $ 96 % Chicago City Gate (en $ US/MBtu) 4,59 $ 2,31 $ 99 % 5,19 $ 1,88 $ 176 %

Ventura (en $ US/MBtu) 4,55 $ 2,31 $ 97 % 5,96 $ 1,85 $ 222 %

PG&E Malin (en $ US/MBtu) 5,36 $ 2,87 $ 87 % 3,95 $ 2,05 $ 93 %

PG&E City Gate (en $ US/MBtu) 6,27 $ 3,80 $ 65 % 4,96 $ 2,99 $ 66 %

Dawn (en $ US/MBtu) 4,65 $ 2,25 $ 107 % 3,59 $ 1,87 $ 92 %

Pétrole et condensat

WTI à la NYMEX (en $ US/b) 77,10 $ 42,70 $ 81 % 68,14 $ 39,34 $ 73 % Prix au pair à Edmonton (en $ CA/b) 92,11 $ 49,21 $ 87 % 80,66 $ 45,06 $ 79 % Condensat à Edmonton (en $ CA/b) 100,10

100,1 0

$ 55,95 $ 79 % 86,09 $ 49,71 $ 79 %

COURS DE CHANGE

$ CA/$ US¹⁾ 0,7935 $ 0,7678 $ 3 % 0,7979 $ 0,7465 $ 7 %

1) Cours moyens pour la période.

PRIX RÉALISÉS PAR TOURMALINE¹⁾

Gaz naturel (en $/kpi³) 4,66 $ 3,19 $ 46 % 3,94 $ 2,68 $ 47 %

Pétrole (en $/b) 74,96 $ 47,62 $ 57 % 67,77 $ 47,05 $ 44 %

Condensat (en $/b) 82,15 $ 57,22 $ 44 % 73,18 $ 53,71 $ 36 %

LGN (en $/b) 41,99 $ 19,53 $ 115 % 32,85 $ 14,80 $ 122 %

Équivalent pétrole (en $/bep) 34,27 $ 22,25 $ 54 % 29,00 $ 19,13 $ 52 %

1) Les prix réalisés comprennent les ventes attribuables à la production, la prime (la perte) sur les activités de gestion des risques et le profit réalisé (la perte réalisée) sur les instruments financiers.

2) Certains montants comparatifs ont été reclassés pour être conformes à la présentation de l’exercice considéré.

Le prix moyen réalisé pour le gaz naturel pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 s’est chiffré à 4,66 $/kpi³, en hausse de 46 % par rapport à celui de la période correspondante de l’exercice précédent, qui s’était établi à 3,19 $/kpi³. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, le prix moyen réalisé pour le gaz naturel s’est établi à 3,94 $/kpi³, en hausse de 47 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette hausse pour les deux périodes découle de l’augmentation marquée des prix de référence du gaz naturel dans tous les importants carrefours où la société vend sa production de gaz naturel, par rapport à ceux des périodes correspondantes de l’exercice précédent, compte non tenu de toute déduction au titre du transport.

(13)

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, le prix réalisé pour le pétrole a monté de 57 % et de 44 %, respectivement, comparativement aux périodes correspondantes de l’exercice précédent. Cette hausse rend compte de l’augmentation des prix de référence du pétrole pour le trimestre et l’exercice clos le

31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de 2020, en partie contrebalancée par la perte réalisée sur les instruments financiers.

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, le prix réalisé pour le condensat s’est établi à 82,15 $/b et à 73,18 $/b, ce qui est plus élevé de 44 % et de 36 %, respectivement, que pour les périodes correspondantes de l’exercice précédent. Cette augmentation rend compte de la hausse des prix de référence reçus pour les périodes considérées, contrebalancée en partie par une perte réalisée sur les instruments financiers.

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, le prix réalisé pour les LGN a augmenté de 115 % et de 122 %, respectivement, par rapport à celui des périodes correspondantes de l’exercice précédent. Cette hausse pour les deux périodes rend compte de l’importante augmentation des prix de référence de l’éthane, du propane, du butane et du pentane, ce qui est lié à la hausse des prix de référence du gaz naturel, du pétrole

et du condensat au cours de ces périodes.

REDEVANCES

(en milliers) 2021 2020 2021 2020

Gaz naturel 89 461 $ 12 655 $ 178 792 $ 15 792 $

Pétrole, condensat et LGN 78 707 15 968 209 122 49 731

Total des redevances 168 168 $ 28 623 $ 387 914 $ 65 523 $

Redevances en pourcentage des ventes de marchandises 9,8 % 4,2 % 7,7 % 3,0 % Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, le taux de redevances effectif moyen s’est établi à 9,8 % et à 7,7 %, comparativement à 4,2 % et à 3,0 %, respectivement, pour les périodes correspondantes de l’exercice précédent. Les prix de référence des marchandises sensiblement plus élevés en 2021 ont entraîné une hausse des redevances sur le gaz naturel, le pétrole, le condensat et les LGN comparativement à l’exercice précédent.

Par ailleurs, les redevances pour le deuxième semestre de 2021 rendent compte des redevances dérogatoires brutes payées par la société à Topaz après le 8 juin 2021. Ces redevances étaient auparavant éliminées, puisque Topaz était une filiale de la société et que ses résultats d’exploitation étaient présentés sur une base consolidée.

Les redevances sur le gaz naturel, établies à 178,8 millions de dollars pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, comprennent des redevances à la Couronne et les redevances dérogatoires brutes payées de 343,5 millions de dollars, compensées par des crédits de 164,7 millions de dollars. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2020, les redevances sur le gaz naturel, établies à 15,8 millions de dollars, comprenaient des redevances

à la Couronne et les redevances dérogatoires brutes payées de 74,1 millions de dollars, compensées par des crédits de 58,3 millions de dollars. Les crédits reçus pour les trimestres et les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2020 comprennent une déduction pour frais d’exploitation d’installation gazière reçue de la Couronne afin

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La société prévoit que son taux de redevances s’établira à environ 12 % en 2022. La hausse prévue du taux de redevances effectif par rapport à 2021 est fondée sur une augmentation des prix des marchandises prévisionnels découlant des prix des marchandises à terme de 2022 et sur le paiement à Topaz de redevances dérogatoires brutes pour un exercice complet. Le taux de redevances fluctue avec les prix des marchandises, ce qui signifie qu’une augmentation des prix des marchandises entraînera une hausse du taux réel.

COMMERCIALISATION DES MARCHANDISES

(en milliers) 2021 2020 Variation 2021 2020 Variation

Produits liés à la commercialisation 13 514 $ 10 892 $ 24 % 54 044 $ 49 161 $ 10 %

Achats liés à la commercialisation (10 671) $ (10 532) $ 1 % (48 402) $ (47 996) $ 1 %

La société exploite un terminal commercial dans la zone Gordondale de l’Alberta. Le débit à partir du terminal commercial comprend les volumes de pétrole, de condensat et de LGN produits par Tourmaline ainsi que les volumes de pétrole, de condensat et de LGN achetés à des tiers.

Les produits et les achats liés à la commercialisation représentent les volumes vendus et les volumes achetés à des tiers, lesquels sont comptabilisés au montant brut aux fins de la présentation des états financiers.

Tous les profits et les pertes sur la vente de produits de tiers liés au différentiel de prix sont comptabilisés dans les produits liés à la commercialisation.

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, les produits liés à la commercialisation ont augmenté de 24 % et les achats liés à la commercialisation, de 1 %, comparativement à la même période de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les produits et les achats liés à la commercialisation ont augmenté de 10 % et de 1 %, respectivement, par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2020. La hausse des produits liés à la

commercialisation s’explique par l’augmentation des prix de référence du pétrole et du condensat,

contrebalancée en partie par une baisse des achats et des ventes de volumes provenant de tiers en 2021 par rapport à la période correspondante de l’exercice précédent. Par ailleurs, les produits liés à la commercialisation ont augmenté par rapport aux achats liés à la commercialisation, ce qui rend compte des profits réalisés

essentiellement du fait de la hausse des prix des marchandises.

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AUTRES PRODUITS

Autres produits 8 489 $ 13 072 $ (35) % 45 734 $ 39 914 $ 15 %

Les autres produits se sont établis à 8,5 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2021,

comparativement à 13,1 millions de dollars pour la période correspondante de l’exercice précédent. La diminution des autres produits s’explique par une baisse des frais de traitement et de collecte reçus de tiers après la

déconsolidation de Topaz, les produits étant dorénavant attribués à Topaz directement. Cette diminution a été atténuée par une augmentation des produits tirés de la production d’électricité au quatrième trimestre de 2021.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les autres produits ont progressé de 15 %, passant de 39,9 millions de dollars en 2020 à 45,7 millions de dollars en 2021. La progression en 2021 résulte du fait que Topaz a conclu avec des tiers des contrats de traitement, qui n’existaient pas en 2020, ce qui s’est traduit par des produits additionnels tirés du traitement pendant qu’elle était une filiale de Tourmaline.

CHARGES D’EXPLOITATION

Exercices clos les 31 décembre (en milliers, sauf les montants

unitaires) 2021 2020 Variation 2021 2020 Variation

Charges d’exploitation 176 360 $ 100 590 $ 75 % 607 292 $ 356 674 $ 70 %

Par bep 3,95 $ 3,25 $ 22 % 3,77 $ 3,14 $ 20 %

Les charges d’exploitation comprennent tous les frais périodiques engagés sur place et pour les concessions, mais non les recouvrements de produits découlant du traitement des volumes de tiers. Pour le quatrième

trimestre de 2021, le total des charges d’exploitation s’est chiffré à 176,4 millions de dollars, contre 100,6 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, soit une hausse de 75 % par rapport à une hausse de production de 44 %. Les charges d’exploitation de l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont élevées

à 607,3 millions de dollars, contre 356,7 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, ce qui rend compte d’une hausse de 70 % du total des charges par rapport à une hausse de production de 42 %.

Les coûts par bep ont augmenté, passant de 3,25 $ au quatrième trimestre de 2020 à 3,95 $ au quatrième trimestre de 2021. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les charges d’exploitation se sont établies à 3,77 $ par bep, en hausse par rapport à 3,14 $ par bep pour l’exercice précédent. L'augmentation des coûts par bep pour les deux périodes est attribuable aux frais de traitement et de collecte payés à Topaz après le 8 juin 2021, lesquels avaient été éliminés précédemment. La hausse des coûts par bep reflète aussi les frais de traitement et de collecte supplémentaires payés à des tiers à l’égard de la production de la société qui a

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d’exploitation par bep, que la société continue de réduire à mesure que les actifs seront comptabilisés et que des gains d’efficience opérationnelle seront réalisés.

Les charges d’exploitation moyennes de la société pour 2022 devraient se chiffrer à environ 3,90 $ par bep.

L’augmentation des coûts par bep par rapport à 2021 tient compte de la hausse des coûts d’exploitation en lien avec les volumes acquis dans le cadre des acquisitions d’entreprises menées à bien ainsi que des taxes foncières prévues et des taxes sur le carbone plus élevées, de même que de l’inflation en général. La hausse des coûts prévus rend également compte, à présent, des frais de traitement supplémentaires qui seront payés à Topaz pour l’exercice 2022. La société continue d’accroître son portefeuille de liquides, ce qui se traduit également par des charges d’exploitation plus élevées. Toutefois, les coûts en trésorerie réels peuvent varier en fonction d’un certain nombre de facteurs, y compris les niveaux de production réels de la société.

TRANSPORT

Frais de transport du gaz naturel 154 988 $ 104 832 $ 48 % 524 104 $ 403 868 $ 30 % Frais de transport du pétrole

et des LGN 43 549 32 043 36 % 159 633 105 652 51 %

Total des frais de transport 198 537 $ 136 875 $ 45 % 683 737 $ 509 520 $ 34 %

Par bep 4,45 $ 4,42 $ 1 % 4,25 $ 4,48 $ (5) %

Le total des frais de transport s’est établi à 198,5 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021,

comparativement à 136,9 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les frais de transport se sont chiffrés à 683,7 millions de dollars, contre 509,5 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. Pour 2021, les frais de transport rendent compte de l’augmentation des coûts attribuable à la hausse des volumes de production par rapport à l’exercice précédent.

(17)

Les frais de transport par bep, de 4,45 $ par bep pour le quatrième trimestre de 2021, sont demeurés stables par rapport à 4,42 $ par bep pour le quatrième trimestre de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les frais de transport par bep ont diminué pour s’établir à 4,25 $ par bep en 2021, contre 4,48 $ par bep à l’exercice précédent. La diminution des coûts unitaires annuels rend compte de la baisse des frais de transport associée aux volumes de production acquis dans le cadre des acquisitions de Modern et de Jupiter, ces volumes étant d’abord et avant tout vendus à l’AECO, ainsi qu’à la production acquise dans le cadre de l’acquisition de Black Swan où les volumes de production sont surtout vendus à Station 2. Ces diminutions ont été contrebalancées en partie par la charge plus élevée au titre du gaz combustible attribuable à l’augmentation des prix de référence du gaz naturel et à la hausse des frais de transport par camion du pétrole et des LGN.

CHARGES GÉNÉRALES ET ADMINISTRATIVES

Charges générales et administratives 34 286 $ 24 654 $ 39 % 132 490 $ 100 196 $ 32 % Recouvrement de charges

administratives et de charges liées

aux activités d’investissement (2 264) (1 316) 72 % (6 852) (3 806) 80 % Charges générales et administratives

inscrites à l’actif (10 216) (7 995) 28 % (38 390) (32 497) 18 %

Total des charges générales et

administratives 21 806 $ 15 343 $ 42 % 87 248 $ 63 893 $ 37 %

Par bep 0,49 $ 0,50 $ (2) % 0,54 $ 0,56 $ (4) %

Le total des charges générales et administratives s’est établi à 21,8 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021, contre 15,3 millions de dollars au trimestre correspondant de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les charges générales et administratives se sont chiffrées à 87,2 millions de dollars, contre 63,9 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. La hausse s’explique surtout par l’ajout de personnel et les locaux pour bureaux supplémentaires, ainsi que par les autres coûts liés aux acquisitions d’entreprises et de biens, de même que par la hausse des honoraires de tiers fournisseurs de services, les assurances et l’accroissement des coûts liés aux initiatives de commercialisation du secteur. Les recouvrements de charges administratives et de charges liées aux activités d’investissement pour le trimestre et l’exercice clos le

31 décembre 2021 rendent compte des recouvrement supplémentaires liés aux actifs de Saguaro acquis le 15 avril 2021 et qui sont exploités par Tourmaline.

Les charges générales et administratives pour 2022 devraient s’établir à environ 0,60 $ par bep en moyenne.

Les charges réelles par bep peuvent toutefois varier en fonction d’un certain nombre de facteurs, y compris les niveaux de production réels de la société.

(18)

PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS

(en milliers) 2021 2020 ²⁰²¹ ²⁰²⁰

Paiements fondés sur des actions 8 929 $ 4 554 $ 28 462 $ 17 370 $

Paiements fondés sur des actions inscrits à l’actif (3 867) (1 915) (12 014) (7 195) Total des paiements fondés sur des actions 5 062 $ 2 639 $ 16 448 $ 10 175 $ La société a recours à la méthode de la juste valeur pour calculer la charge au titre des paiements fondés

sur des actions hors trésorerie. Au cours du quatrième trimestre de 2021, 428 500 options sur actions, dont le prix d’exercice moyen pondéré était de 44,44 $ l’option, ont été attribuées.

La société a comptabilisé une charge au titre des paiements fondés sur des actions de 5,1 millions de dollars et de 16,4 millions de dollars pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement à 2,6 millions de dollars et à 10,2 millions de dollars pour les périodes correspondantes de l’exercice précédent.

Les paiements fondés sur des actions inscrits à l’actif pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021 se sont chiffrés à 3,9 millions de dollars et à 12,0 millions de dollars, comparativement à 1,9 million de dollars et à 7,2 millions de dollars, respectivement, pour les périodes correspondantes de l’exercice précédent.

Les paiements fondés sur des actions ont augmenté en 2021 par rapport à la période correspondante de 2020, ce qui rend compte des options dont la juste valeur est plus élevée en 2021 par rapport à 2020.

ÉPUISEMENT, AMORTISSEMENTS ET DÉPRÉCIATION (REPRISE DE PERTE DE VALEUR)

(en milliers, sauf les montants unitaires) 2021 2020 2021 2020

Total de l’épuisement, des amortissements et

de la dépréciation 51 045 $ 216 484 $ 846 544 $ 1 138 370 $

Moins les baux miniers échus (20 886) (2 768) (48 007) (42 553)

Ajouter la reprise de perte de valeur (charge de dépréciation) 236 810 − 236 810 (250 000) Épuisement et amortissements 266 969 $ 213 716 $ 1 035 347 $ 845 817 $

Par bep 5,98 $ 6,91 $ 6,43 $ 7,44 $

(19)

La charge au titre de l’épuisement et des amortissements, compte non tenu des baux miniers échus et de la reprise de perte de valeur (charge de dépréciation), s’est élevée à 267,0 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021, contre 213,7 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2020. La charge au titre de l’épuisement et des amortissements comprend l’épuisement des participations dans des biens pétroliers et gaziers (exclusion faite des usines et des installations) qui s’est chiffré à 251,2 millions de dollars (196,4 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2020) et l’amortissement combiné des usines et des installations, du matériel de bureau, du mobilier et des agencements, et de l’actif au titre du droit d’utilisation. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la charge au titre de l’épuisement et des amortissements [compte non tenu des baux miniers échus et de la reprise de perte de valeur (charge de dépréciation)], s’est élevée à 1,0 milliard de dollars, contre 0,8 milliard de dollars pour la période correspondante de 2020. La charge au titre de l’épuisement et des amortissements comprend une charge d’épuisement de 968,6 millions de dollars liée aux participations dans des biens pétroliers et gaziers (780,1 millions de dollars au 31 décembre 2020). La hausse de la charge au titre de l’épuisement et des amortissements en 2021 comparativement à 2020 est attribuable essentiellement

à l’augmentation des volumes de production et du coût total faisant l’objet d’épuisement.

Le taux par bep d’épuisement et d’amortissement [compte non tenu de l’incidence des baux miniers échus et de la reprise de perte de valeur (charge de dépréciation)] s’est chiffré à 5,98 $ et à 6,43 $ pour le trimestre et

l’exercice clos le 31 décembre 2021, respectivement, en baisse comparativement aux taux de 6,91 $ et de 7,44 $ pour les périodes correspondantes respectives de l’exercice précédent. La diminution du taux par bep rend compte de l’incidence favorable des acquisitions réalisées au cours des deux derniers exercices, qui ont ajouté des volumes de réserves proportionnellement plus importants par rapport à la juste valeur des immobilisations corporelles acquises.

Les baux miniers échus se sont chiffrés à 20,9 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, comparativement à 2,8 millions de dollars pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les baux miniers échus se sont chiffrés à 48,0 millions de dollars, contre 42,6 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. Les baux miniers échus pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 visaient environ 3 % de l’ensemble des terrains de Tourmaline.

La société accorde la priorité au forage sur les terrains qu’elle juge comme étant les plus rentables et productifs.

Compte tenu de l’étendue de son territoire, la société a décidé de ne pas poursuivre la mise en valeur de certaines parcelles dont les baux arrivent à échéance. La société examine toutes les possibilités (notamment les swaps, les amodiations, les coentreprises et les sorties) pour rentabiliser ces parcelles avant leur expiration.

Au 31 décembre 2021, la société n’a décelé aucun indice de dépréciation à l’égard de ses unités génératrices de trésorerie (« UGT ») et, par conséquent, elle n’a effectué aucun test de dépréciation.

Au 31 mars 2020, la société a réalisé un test de dépréciation à l’égard de l’UGT Spirit River, ce qui a donné lieu à une dépréciation de 250,0 millions de dollars. La charge de dépréciation comptabilisée au titre de l’UGT Spirit

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La société a déterminé que les immobilisations corporelles avaient subi une reprise de perte de valeur au 31 décembre 2021 et a repris le montant intégral de la perte de valeur de 250,0 millions de dollars, déduction faite de l’épuisement et des amortissements, qui aurait été comptabilisé si aucune dépréciation n’avait été inscrite. La reprise de perte de valeur nette comptabilisée dans les états consolidés du résultat net et du résultat global pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 s’est établie à 236,8 millions de dollars.

CHARGES FINANCIÈRES

Intérêts sur les prêts et emprunts 8 386 $ 8 659 $ (3) % 37 313 $ 41 840 $ (11) %

Coûts d’emprunt inscrits à l’actif (464) − (100) % (1 073) − (100) %

Charge de désactualisation 3 071 2 033 51 % 11 857 5 423 119 %

Intérêts se rapportant au contrat

de location 84 88 (5) % 349 289 21 %

(Profit) perte de change sur la dette

libellée en dollars américains 36 381 (67 301) 154 % 25 587 (118 029) 122 % (Profit réalisé) perte réalisée sur des

swaps de devises (36 381) 67 301 (154) % (25 587) 118 029 (122) %

(Profit réalisé) perte réalisée sur

des swaps de taux d’intérêt 6 022 2 498 141 % 14 110 6 218 127 % Coûts de transaction liés

aux acquisitions d’entreprises et de

biens 692 1 492 (54) % 4 300 2 042 111 %

Total des charges financières 17 791 $ 14 770 $ 20 % 66 856 $ 55 812 $ 20 % Les charges financières pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 ont totalisé 17,8 millions de dollars,

comparativement à 14,8 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. La dette bancaire moyenne en cours, les billets de premier rang non garantis en cours et le taux d’intérêt effectif moyen sur la dette se sont élevés respectivement à 1,3 milliard de dollars et à 1,64 % pour le trimestre clos le 31 décembre 2021,

comparativement à 1,7 milliard de dollars et à 1,69 % pour la période correspondante de 2020. Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, la société a comptabilisé des coûts d’emprunt inscrits à l’actif liés à des projets d’investissement à long terme de 0,5 million de dollars, comparativement à des coûts de néant pour la période correspondante de l’exercice précédent.

(21)

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les charges financières ont totalisé 66,9 millions de dollars,

comparativement à 55,8 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. Le montant combiné moyen de la dette bancaire et des billets de premier rang non garantis en cours et le taux d’intérêt effectif moyen sur la dette se sont élevés respectivement à 1,7 milliard de dollars et à 1,71 % pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement à 1,7 milliard de dollars et à 2,09 % pour la période correspondante de 2020. La charge d’intérêts a diminué pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, du fait de la baisse du taux d’intérêt effectif par rapport à la période correspondante de 2020. La baisse du taux d’intérêt effectif reflète la faiblesse du taux préférentiel de la Banque du Canada en 2021 comparativement à la période correspondante de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a comptabilisé des coûts d’emprunt inscrits à l’actif liés à des projets d’investissement à long terme de 1,1 million de dollars, comparativement à des coûts de néant pour la période correspondante de l’exercice précédent. Des coûts de transaction de 4,3 millions de dollars,

liés essentiellement à l’acquisition de Black Swan et à d’autres acquisitions d’actifs, ont également été engagés au cours de l’exercice.

Pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a effectué des prélèvements en dollars américains sur la facilité de crédit comme elle y est autorisée aux termes de celle-ci. Le remboursement de ces prélèvements a engendré un profit de change découlant du raffermissement du dollar canadien. Parallèlement aux prélèvements libellés en dollars américains, la société conclut des swaps de devises afin de gérer le risque de change découlant de ces emprunts libellés en dollars américains. Cette transaction permet à la société de profiter de l’écart entre les taux CDOR et TIOL (pour les emprunts américains) sans être exposée au risque de change.

CHARGE D’IMPÔT DIFFÉRÉ

(en milliers) 2021 2020 2021 2020

Charge d’impôt différé 275 414 $ 38 679 $ 494 017 $ 931 $

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, la charge d’impôt différé s’est établie à 275,4 millions de dollars, comparativement à 38,7 millions de dollars pour la période correspondante de l'exercice précédent.

L’augmentation de la charge d’impôt différé s'explique principalement par le fait que le bénéfice avant impôts de 1,3 milliard de dollars pour le quatrième trimestre de 2021 était plus élevé que celui de 0,2 milliard de dollars (compte non tenu du profit de 0,5 milliard de dollars sur les acquisitions et les dessaisissements) inscrit au quatrième trimestre de 2020.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, la charge d’impôt différé s’est établie à 494,0 millions de dollars, comparativement à 0,9 million de dollars pour la période correspondante de l'exercice précédent. La charge d’impôt différé de l’exercice clos le 31 décembre 2021 rend compte du bénéfice net avant impôts de 2,0 milliards

(22)

FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D’EXPLOITATION, FLUX DE TRÉSORERIE ET BÉNÉFICE NET

Flux de trésorerie liés aux activités

d’exploitation 1 058 460 $ 326 526 $ 224 % 2 847 117 $ 1 125 136 $ 153 %

Par action¹⁾ 3,14 $ 1,18 $ 166 % 8,99 $ 4,14 $ 117 %

Flux de trésorerie²⁾ 968 236 $ 396 869 $ 144 % 2 929 126 $ 1 185 687 $ 147 %

Par action^{1), 2)} 2,88 $ 1,44 $ 100 % 9,25 $ 4,36 $ 112 %

Bénéfice net 996 248 $ 629 191 $ 58 % 2 025 991 $ 618 311 $ 228 %

Par action¹⁾ 2,96 $ 2,28 $ 30 % 6,40 $ 2,27 $ 182 %

Revenus nets d’exploitation par bep²⁾ 22,10 $ 13,65 $ 62 % 18,57 $ 10,93 $ 70 %

1) Les montants par action ont été calculés au moyen du nombre moyen pondéré d’actions ordinaires après dilution.

2) Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».

Pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, les flux de trésorerie se sont établis à 968,2millions de dollars, ou 2,88 $ par action après dilution, comparativement à 396,9millions de dollars, ou 1,44 $ par action après dilution, pour la période correspondante de 2020. Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, les flux de trésorerie se sont établis à 2,9 milliards de dollars, ou 9,25 $ par action après dilution, comparativement à 1,2 milliard de dollars, ou 4,36 $ par action après dilution, pour la période correspondante de 2020. L'augmentation des flux de trésorerie pour le trimestre et l’exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de l’exercice précédent s'explique par l'amélioration importante des prix de référence pour toutes les

marchandises ainsi que par l'augmentation des volumes de production.

La société a enregistré un bénéfice net après impôt de 996,2 millions de dollars, ou 2,96 $ par action après dilution, pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, comparativement à un bénéfice net après impôt de 629,2 millions de dollars, ou 2,28 $ par action après dilution, pour la période correspondante de 2020.

La hausse du bénéfice net après impôt témoigne d'une augmentation de 62 % des revenus nets d’exploitation par bep de la société et d’un accroissement des volumes de production. Le bénéfice net après impôt du trimestre clos le 31 décembre 2021 comprend une reprise de perte de valeur des immobilisations corporelles de 236,8 millions de dollars qui avait été comptabilisée initialement au premier trimestre de 2020. Le bénéfice net après impôt du trimestre clos le 31 décembre 2020 comprenait un profit sur les acquisitions et les dessaisissements de 500,0 millions de dollars.

Pour l’exercice clos le 31 décembre 2021, le bénéfice net après impôt s’est chiffré à 2,0 milliards de dollars, ou 6,40 $ par action après dilution, comparativement à un bénéfice net après impôt de 0,6 milliard de dollars, ou 2,27 $ par action après dilution, pour la période correspondante de 2020. La hausse du bénéfice net après impôt en 2021, comparativement à 2020, témoigne d'une augmentation de 70 % des revenus nets d’exploitation par bep de la société, d’un accroissement des volumes de production et d’une reprise de perte de valeur de 236,8 millions de dollars.

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DÉPENSES D’INVESTISSEMENT

(en milliers) 2021 2020 ²⁰²¹ ²⁰²⁰

Terrains et études sismiques 4 376 $ 3 611 $ 32 975 $ 10 480 $

Forages et complétions 309 170 204 381 1 011 413 673 670

Installations 97 392 35 589 347 871 194 617

Acquisitions de biens 26 721 19 258 545 861 171 871

Sorties de biens (1 560) − (392 556) (235)

Divers 11 362 8 445 44 807 33 222

Total des dépenses d’investissement 447 461 $ 271 284 $ 1 590 371 $ 1 083 625 $

1) Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».

Au cours du quatrième trimestre de 2021, la société a investi une contrepartie en trésorerie de 447,5 millions de dollars, contre 271,3 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. Les dépenses de prospection et de production se sont chiffrées à 410,9 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2021,

comparativement à 243,6 millions de dollars pour le trimestre correspondant de 2020. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2021, la société a investi une contrepartie en trésorerie de 1,6 milliard de dollars, déduction faite des sorties, contre 1,1 milliard de dollars pour la période correspondante de 2020.

Le tableau qui suit résume les activités de forage, de complétion et de raccordement pour les périodes présentées :

Période de neuf mois close le 31 décembre

Exercices clos les 31 décembre Chiffres bruts Chiffres nets Chiffres bruts Chiffres nets

Activités de forage 297 280,10 190,00 180,87

Activités de complétion 278 264,94 215,00 208,48

Activités de raccordement 277 256,00 197,00 188,73

Les dépenses d’investissement liées aux activités de prospection et de production prévisionnelles pour 2022 s’établissent à 1,125 milliard de dollars. La société s’attend à engager des coûts de forage et de complétion d’environ 920,0 millions de dollars, des dépenses d’investissement relatives aux installations (y compris

l’équipement, les pipelines et les raccordements) de 195,0 millions de dollars ainsi que des coûts liés aux terrains et aux données sismiques de 10,0 millions de dollars. Le budget de dépenses d’investissement fait l’objet

d’un suivi serré et continuera d’être ajusté, au besoin, en fonction des flux de trésorerie disponibles.

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Acquisition d’une entreprise

Le 15 juillet 2021, la société a acquis toutes les actions émises et en circulation de Black Swan. La société a émis 26,0 millions d’actions ordinaires au prix de 34,48 $ chacune pour une contrepartie en actions de 896,5 millions de dollars. Les coûts de transaction globaux engagés par la société, soit 2,8 millions de dollars, en lien avec cette acquisition ont été passés en charges dans l’état consolidé du résultat net et du résultat global. L’acquisition a donné lieu à une augmentation d’environ 1,4 milliard de dollars des immobilisations corporelles, à une dette nette de 335,7 millions de dollars (y compris la prise en charge du fonds de roulement de 10,2 millions de dollars), à des passifs relatifs aux instruments financiers de 151,2 millions de dollars (montant net), à des obligations de démantèlement de 10,3 millions de dollars et à un passif d’impôt différé de 44,7 millions de dollars. L’acquisition de Black Swan s’est inscrite dans le cadre des activités de consolidation de la société dans le nord-est de la Colombie-Britannique et a permis d’augmenter les terrains mis en valeur, la production et les infrastructures, y compris une participation directe dans deux usines de traitement du gaz naturel.

Acquisitions de biens

Le 24 janvier 2021, Topaz a acquis une participation de 49,5 % dans certains actifs d’infrastructure hydrique pour une contrepartie de 12,0 millions de dollars avant les ajustements de clôture habituels. L’acquisition a donné lieu à une augmentation des immobilisations corporelles d’environ 14,0 millions de dollars et à la reprise de passifs relatifs au démantèlement de 2,0 millions de dollars.

Le 25 mars 2021, Topaz a acquis un droit de redevances sur les terrains, mis en valeur ou non, de la zone Clearwater en Alberta pour une contrepartie en trésorerie de 13,7 millions de dollars, compte non tenu des ajustements de clôture habituels. L’acquisition a donné lieu à une augmentation des immobilisations corporelles d’environ 13,7 millions de dollars.

Le 1^er avril 2021, Tourmaline a acquis des actifs d’infrastructure dans la zone du nord-est de la

Colombie-Britannique pour une contrepartie en trésorerie de 54,9 millions de dollars, compte non tenu des ajustements de clôture habituels. L’acquisition a donné lieu à une augmentation des immobilisations corporelles d’environ 55,2 millions de dollars et à des obligations de démantèlement de 0,3 million de dollars.

Le 1^er avril 2021, Tourmaline a acquis des actifs dans la région de Doe, dans le nord-est de la

Colombie-Britannique, pour une contrepartie en trésorerie de 30,0 millions de dollars, compte non tenu des ajustements de clôture habituels. L’acquisition a donné lieu à une augmentation des immobilisations corporelles d’environ 30,4 millions de dollars et à des obligations de démantèlement de 0,4 million de dollars.