Rapport de gestion

Le présent rapport de gestion analyse la performance financière et les résultats d'exploitation de Kiwetinohk Energy Corp. (« Kiwetinohk » ou la « Société ») au 31 décembre 2021 et pour la période de 12 mois close à cette date. La Société a été constituée dans le cadre du regroupement de Kiwetinohk Resources Corp. (« KRC ») et de Distinction Energy Corporation (« Distinction »). Les actions ordinaires de Kiwetinohk sont cotées à la Bourse de Toronto sous le symbole « KEC ».

Le présent rapport de gestion doit être lu parallèlement aux états financiers consolidés audités de la Société au 31 décembre 2021 et pour l'exercice clos à cette date (les « états financiers »). Des renseignements supplémentaires, y compris la notice annuelle de Kiwetinohk, peuvent être obtenus sur le site Web de Kiwetinohk à l'adresse www.kiwetinohk.com et sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com. Les états financiers ont été préparés conformément aux Normes internationales d'information financière (les « normes IFRS »). Le présent rapport de gestion doit également être lu en tenant compte de l'information fournie par la Société sous les rubriques « Mesures non conformes aux PCGR », « Déclarations prospectives » et « Abréviations » ci-après.

La monnaie de présentation est le dollar canadien et tous les montants figurant dans ce rapport de gestion sont présentés en dollars canadiens, à moins d'indication contraire. Le présent rapport de gestion est daté du 23 mars 2022.

Aperçu de l'entreprise

La mission de Kiwetinohk est de développer une entreprise rentable axée sur la transition énergétique qui fournit de l'énergie propre, fiable, acheminable et à faible coût. La Société exploite et produit du gaz naturel riche en liquides et des produits connexes, et s'emploie à développer des projets de production d'énergie renouvelable et au gaz naturel dans l'optique d'également intégrer la technologie de capture du carbone et la production d'hydrogène, le tout dans le cadre d'un portefeuille intégré plus vaste d'actifs d'énergie propre qui prendront en charge la transition énergétique dans les marchés qu'elle dessert.

Activités en amont

L'unité d'exploitation Activités en amont se consacre à l'acquisition, à l'exploration et à la production de réserves de pétrole et de gaz naturel dans l'Ouest canadien, et s'intéresse plus particulièrement aux biens gaziers riches en liquides en début ou en milieu de vie, qui sont rentables et dont le potentiel attendu de ressources économiques est hautement concurrentiel. En 2021, la Société a acquis des actifs en amont attrayants ainsi que des infrastructures connexes. Il s'agit d'actifs de production de gaz naturel riche en liquides à revenu net élevé qui présentent un potentiel de mise en valeur et une infrastructure détenue ayant une importante capacité de traitement inutilisée. Ces actifs en amont procurent à la Société une assise lui permettant de saisir et de développer des occasions de transition énergétique.

Énergie verte

L'unité d'exploitation Énergie verte a entrepris le développement d'un portefeuille diversifié de projets de production d'énergie électrique dans des installations nouvelles et existantes en Alberta, qui comprend la production d'énergie au gaz naturel propre, efficiente et fiable, avec des capacités de capture et de stockage du carbone, et la production d'énergie de sources renouvelables, y compris solaire et éolienne. Les travaux de mise en valeur comprennent la préparation d'avant-projets, les études environnementales, l'obtention des permis, les consultations, les évaluations et les études d'étape auprès de l'Alberta Electric System Operator (« AESO »), les études préliminaires et d'ingénierie de base, les estimations de performance et les projections préliminaires de coûts. Le processus suivi par la Société pour assurer l'avancement des projets comporte des étapes de révision et d'amélioration de la conception et de la qualité des estimations dans le but de passer à la conception finale, à l'approbation des autorités de réglementation et à l'obtention du financement interne et externe, dans le cas des projets qui remplissent les critères d'investissement de la Société. La réussite de la mise en œuvre des projets de l'unité d'exploitation Énergie verte permettra de produire de l'énergie propre, fiable, acheminable et à faible coût, et de procurer des marchés en aval aux fins d'intégration à la future production de gaz de la Société, ce qui lui permettra d'obtenir une plus grande part de la chaîne de valeur des hydrocarbures.

Résultats financiers et d'exploitation

	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Production
Condensat (b/j)	3 092	13	2 644	35
Pétrole léger (b/j)	844	374	457	429
Pétrole lourd (b/j)	13	43	29	15
LGN (b/j)	1 572	41	1 180	64
Gaz naturel (kpi3/j)	41 410	1 045	32 942	1 367
Total (bep/j)	12 442	645	9 801	771
Pétrole et condensat en % de la production	32 %	67 %	32 %	62 %
LGN en % de la production	13 %	6 %	12 %	8 %
Gaz naturel en % de la production	55 %	27 %	56 %	30 %
Prix réalisés
Condensat ($/b)	99,21	55,56	84,94	55,47
Pétrole léger ($/b)	92,29	48,57	82,46	48,13
Pétrole lourd ($/b)	81,60	35,58	59,22	34,40
LGN ($/b)	65,61	14,04	52,60	7,09
Gaz naturel ($/kpi3)	6,64	2,66	5,29	2,28
Total ($/bep)	61,48	36,83	51,06	34,60
Recouvrement (charge) au titre des redevances ($/bep)	(6,80)	1,57	(5,46)	(2,14)
Charges d'exploitation ($/bep)	(8,28)	(9,94)	(8,18)	(9,66)
Frais de transport ($/bep)	(5,20)	(1,06)	(5,09)	(0,80)
Revenu net d'exploitation1 ($/bep)	41,20	27,40	32,33	22,00
Bénéfice lié aux activités de commercialisation ($/bep)	2,50	–	1,91	–
Perte réalisée sur les contrats de gestion des risques ($/bep)5	(11,86)	–	(10,15)	–
Revenu net d'exploitation ajusté1	31,84	27,40	24,09	22,00
Résultats financiers (en milliers de dollars, sauf les montants
par action)
Ventes de marchandises découlant de la production	70 267	2 186	182 668	9 758
Bénéfice net (perte nette) lié aux activités de commercialisation1	2 854	–	6 831	–
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activitésd'exploitation	25 518	(777)	35 820	(1 661)
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés1	30 763	(290)	69 829	(1 279)
Par action, de base2, 3	0,71	(0,02)	2,20	(0,09)
Par action, diluée2, 3	0,71	(0,02)	2,20	(0,09)
Ratio dette nette/flux de trésorerie provenant des opérations
ajustés1			0,74	s.o.
Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) lié aux opérations1	(1 195)	(1 125)	18 929	(7 571)
Bénéfice net (perte nette)	44 306	9 732	(22 315)	(4 869)
Par action, de base2, 3	1,02	0,64	(0,70)	(0,36)
Par action, dilué2, 3	1,02	0,64	(0,70)	(0,36)
Dépenses d'investissement avant les acquisitions	31 958	835	50 900	6 292
Acquisitions	–	–	282 414	–
Total des dépenses d'investissement	31 958	835	333 314	6 292
Bilan (en milliers de dollars, sauf les montants par action)
Total de l'actif	614 337	172 993	614 337	172 993
Passif à long terme	124 587	3 448	124 587	3 448
Dette nette (excédent net)1	51 512	(54 401)	51 512	(54 401)
Insuffisance (excédent) du fonds de roulement ajusté1	18 644	(54 401)	18 644	(54 401)
Nombre moyen pondéré d'actions en circulation2, 3
De base et dilué	43 622 942	15 202 845	31 689 093	13 540 477
Actions en circulation à la fin de la période2, 3	43 674 583	18 723 718	43 674 583	18 723 718
Rendement du capital investi moyen1			25 %	(1) %
Réserves
Réserves prouvées (en Mbep)4			106,1	30,5
Réserves prouvées par action (en bep)4			2,4	1,6
Réserves prouvées et probables (en Mbep)4			180,2	48,1
Réserves prouvées et probables par action (en bep)4			4,2	2,6

1 – Mesure non conforme aux PCGR qui n'a pas de signification normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparable à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

2 – Dans le cadre de l'arrangement, Kiwetinohk a effectué un regroupement des actions ordinaires, des options sur actions et des bons de souscription liés à la performance en circulation à raison de 10 pour 1. Dans le présent rapport de gestion, toutes les informations liées aux actions ordinaires, aux options sur actions et aux bons de souscription liés à la performance, ainsi que tous les montants par action ont été retraités afin de refléter le regroupement d'actions pour toutes les périodes présentées. 3 – Les montants par action se fondent sur le nombre moyen pondéré d'actions de base et dilué, respectivement.

4 – Les réserves de pétrole et de gaz naturel ont été déterminées par l'évaluateur qualifié indépendant des réserves de la Société en date des 31 décembre des exercices présentés, conformément au Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, et sont présentées en tant que réserves nettes liées à l'intérêt économique direct avant redevances. 5 – La perte réalisée sur les contrats de gestion des risques comprend le règlement des couvertures au titre de la production physique et des activités de commercialisation.

Faits saillants du quatrième trimestre de 2021 et de la fin d'exercice 2021

L'acquisition de Simonette et le regroupement avec Distinction au cours de l'exercice ont entraîné des hausses importantes de la production par rapport à l'exercice précédent.
- o Les volumes de production ont atteint en moyenne 12 422 bep/j et 9 801 bep/j au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021, respectivement.
Au cours de l'exercice, la Société a acquis des réserves prouvées développées exploitées1 de 34,4 millions de bep, selon des estimations indépendantes des réserves mises à jour à la fin de l'exercice, ce qui représente une augmentation importante par rapport aux réserves prouvées développées exploitées de 0,9 million de bep à la fin de l'exercice 2020.
- o Les réserves prouvées développées exploitées additionnelles ont été acquises à un coût d'environ 11,72 $ par bep, ce qui s'est traduit par un solide ratio de recyclage2 de 3,5 fois, calculé sur la base du revenu net d'exploitation du quatrième trimestre de 2021.
- o La Société a également augmenté les volumes des réserves prouvées et des réserves prouvées et probables de 248 % et de 274 % pour les porter à 106,2 Mbep et à 180,2 Mbep, respectivement, soit une augmentation des volumes des réserves par action de 50 % à 62 %, ou 2,4 bep par action et 4,2 bep par action, respectivement.
Kiwetinohk a enregistré des flux de trésorerie provenant des opérations ajustés3 record de 30,8 M$ et de 69,8 M$, respectivement, pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, grâce aux acquisitions fructueuses et à l'amélioration des prix des marchandises.
- o Les dépenses d'investissement ont généré un rendement du capital investi moyen3 attrayant de 25 % pour l'exercice, ce qui démontre la valeur des transactions.
Kiwetinohk a utilisé la totalité de la capacité du gazoduc d'Alliance, qui s'établit à 103,0 Mpi3/j (après les octrois temporaires) durant le quatrième trimestre de 2021 pour la production et les volumes de gaz achetés.
- o Les activités de commercialisation liées au gaz naturel se sont traduites par un bénéfice net lié aux activités de commercialisation de 2,9 M$ pour le quatrième trimestre de 2021 et de 6,8 M$ pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, avant le règlement des contrats de gestion des risques.
Compte non tenu des acquisitions, les dépenses d'investissement de la Société pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021 se sont élevées à 32,0 M$ et à 50,9 M$ et se rapportent au lancement de son programme de forage dans la zone principale de Fox Creek.
- o Les dépenses d'investissement étaient notamment liées à des travaux de forage et d'achèvement à deux puits dans la zone Simonette de la formation de Duvernay et de deux puits dans la zone Placid de la formation de Montney ainsi qu'à un essai vertical pour évaluer la formation de Middle Montney au cours du quatrième trimestre de 2021.
Au cours de l'exercice, la Société a fait des progrès notables en ce qui a trait à la mise en valeur au sein de son portefeuille de production d'énergie de 1 800 MW.
- o Kiwetinohk a franchi des étapes du processus échelonné de l'AESO visant à garantir l'accès au réseau pour quatre des cinq projets qui sont parvenus au deuxième stade.
La consultation des parties prenantes est presque terminée et nous avons reçu une lettre de recommandation favorable du ministère de l'Environnement et des Parcs de l'Alberta le 21 mars 2022. La Société prévoit donc soumettre le projet d'énergie solaire 1 de 400 MW à l'Alberta Utilities Commission (« AUC ») au cours du deuxième trimestre de 2022.
La Société prévoit également présenter des demandes industrielles à l'AUC et au ministère de l'Environnement et des Parcs de l'Alberta pour le projet d'énergie renouvelable garantie 1 de 101 MW au cours du deuxième trimestre de 2022.
Le 13 décembre 2021, la facilité renouvelable et prorogeable garantie de premier rang de 225,0 M$ de la Société (la « facilité de crédit ») a été augmentée à 315,0 M$.
- o La capacité d'emprunt disponible en vertu de la facilité de crédit au 31 décembre 2021 était de 228,0 M$.

1 – Les réserves de pétrole et de gaz naturel ont été déterminées par l'évaluateur qualifié indépendant des réserves de la Société en date des 31 décembre des exercices présentés, conformément au Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, et sont présentées en tant que réserves nettes liées à l'intérêt économique direct avant redevances.

2 – Le ratio de recyclage est calculé en divisant le revenu net d'exploitation par bep par les coûts d'acquisition en excédent des réserves prouvées développées exploitées estimatives. La Société utilise le ratio de recyclage comme une mesure clé de la rentabilité et de la capacité de la Société à générer des flux de trésorerie sur les barils produits.

3 – Mesure non conforme aux PCGR n'ayant pas de définition normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparable à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

Faits saillants des événements postérieurs à la date de clôture

Le 14 janvier 2021, les actions ordinaires de Kiwetinohk ont commencé à être négociées à la Bourse de Toronto sous le symbole « KEC ».
Avec prise d'effet le 3 février 2022, la Société a nommé deux nouveaux administrateurs indépendants, soit Judith Athaide et John Whelen .
M. Timothy Schneider a avisé qu'il prenait sa retraite du conseil d'administration avec prise d'effet le 24 mars 2022 et qu'il ne se présenterait pas aux élections à l'assemblée générale annuelle 2022 de la Société.

Prévisions

Kiwetinohk a pour priorité de fournir un rendement du capital investi attrayant durant l'exercice en réalisant des investissements rentables dans des actifs de grande qualité afin de se positionner pour générer de solides flux de trésorerie disponibles et une forte croissance au cours des prochaines années. Les prévisions en matière de dépenses d'investissement et de production de la Société pour 2022 demeurent inchangées et sont présentées dans le tableau ci-dessous.

		Prévisions pour 2022
Prévisions opérationnelles et
financières		Bas de la fourchette	Haut de la fourchette
Production (moyenne pour 2022)1	(kbep/j)	13,0	15,0
Pétrole et produits liquides	(kb/j)	6,5	7,5
Gaz naturel	(Mpi3/j)	39,0	45,0
Production par marché	(%)	100	100
Chicago	(%)	87	97
AECO	(%)	3	13
Taux de redevance à la Couronne	(%)	12	15
Coûts d'exploitation1	($/bep)	7,50	8,50
Transport (à l'exclusion des activités de
commercialisation)	($/bep)	5,00	6,00
Frais généraux et administratifs avant la
rémunération fondée sur des actions2	(M$)	15,0	18,0
Impôt en trésorerie	(M$)	–	–
Prévisions en matière d'investissement		Bas de la fourchette	Haut de la fourchette
Investissements	(M$)	210	240
Énergie verte	(M$)	10	20
Activités en amont	(M$)	200	220
Nouveaux puits (bruts) à Fox Creek	(puits)		11
Duvernay	(puits)		10
Montney	(puits)		1
Sensibilités		Bas de la fourchette	Haut de la fourchette
Flux de trésorerie provenant des (affectés
aux) opérations ajustés3
60 $ US/b WTI et 3,25 $ US/MBtu HH	(M$)	120 $	130 $
70 $ US/b WTI et 3,75 $ US/MBtu HH	(M$)	145 $	155 $
80 $ US/b WTI et 4,25 $ US/MBtu HH	(M$)	165 $	175 $
Ratio dette nette/flux de trésorerie
provenant des (affectés aux) opérations
ajustés3
60 $ US/b WTI et 3,25 $ US/MBtu HH	(fois)		1,3 fois
70 $ US/b WTI et 3,75 $ US/MBtu HH	(fois)		1,0 fois
80 $ US/b WTI et 4,25 $ US/MBtu HH	(fois)		0,7 fois

1 – Les coûts de production et les coûts d'exploitation en trésorerie comprennent une provision pour les révisions planifiées dans les installations de Fox Creek.

2 – Comprend tous les secteurs de la Société : Siège social, Activités en amont, Énergie verte (électricité et hydrogène) et Développement des affaires 3 – Mesure non conforme aux PCGR n'ayant pas de définition normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparable

à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

La Société continue de faire des progrès importants dans le développement de son portefeuille diversifié de projets de production d'énergie électrique au gaz naturel et à l'énergie solaire en Alberta. Elle prévoit à l'heure actuelle engager des dépenses de 10 M$ à 20 M$ en 2022 pour la planification de projets, l'obtention d'approbations, l'ingénierie, la conception et l'obtention du financement requis afin de faire progresser les projets jusqu'à l'étape de la décision d'investissement finale (« DIF »). Ce budget d'investissement devrait permettre à la Société de poursuivre son calendrier d'activités de développement en cours dans le cadre de son portefeuille de projets énergétiques existant et d'évaluer d'autres projets de développement qui en sont aux étapes préliminaires en vue d'une acquisition potentielle. La Société anticipe que ses premiers projets d'énergie solaire et d'énergie renouvelable garantie parviendront à l'étape de la DIF d'ici la fin de l'exercice et a fourni un échéancier mis à jour pour ses projets d'énergie verte, lequel est présenté plus en détail à la rubrique « Projets de développement d'énergie verte » du présent rapport de gestion.

Le budget d'investissement des activités en amont pour 2022 s'élève à l'heure actuelle entre 200 M$ et 220 M$ et se centre sur la zone Fox Creek, où la Société prévoit forer 11 puits bruts. Kiwetinohk s'attend à ce que quatre puits forés à la fin de 2021 soient en mis en production au cours du premier semestre de 2022, que six des 11 nouveaux puits prévus en 2022 soient mis en production au cours du second semestre et que les cinq puits restants soient mis en production au cours du premier semestre de 2023. Le programme d'investissement devrait être entièrement financé par les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et la capacité d'emprunt disponible, et devrait générer de solides flux de trésorerie en 2022 et par la suite. Les puits forés et achevés en 2022 devraient faire bien plus que mettre fin aux baisses de production, cette dernière devant augmenter afin d'améliorer davantage l'alimentation des installations de la Société à Fox Creek, qui fonctionnent actuellement à moins de la moitié de leur capacité disponible. La Société a mis à jour ses estimations relatives à la production pour le premier trimestre, qui avaient été présentées précédemment, soit de 11 000 bep/j à 12 000 bep/j, afin qu'elles s'alignent sur celles établies pour le quatrième trimestre, soit de 12 000 bep/j à 13 000 bep/j. La Société prévoit toujours que la production augmentera par rapport aux niveaux projetés pour le premier trimestre de 2022, pour s'établir de 20 000 bep/j à 21 000 bep/j au premier trimestre de 2023.

Les coûts d'exploitation devraient augmenter au premier semestre de 2022 en raison des pressions inflationnistes sur les coûts sur le terrain, des baisses de production, des répercussions des températures froides et des révisions planifiées dans les installations de Fox Creek. Avec la croissance de la production tout au long de 2022, la Société anticipe une hausse des coûts d'exploitation par baril équivalent pétrole tandis que les volumes de production accrus alimenteront davantage les installations de la Société à Fox Creek et que les coûts d'exploitation fixes seront répartis sur un volume de production plus élevé.

Acquisitions

Le tableau ci-dessous présente un sommaire des acquisitions de la Société en 2021.

en milliers de dollars	Acquisition de Simonette	Distinction1
Juste valeur des actifs nets identifiables acquis
Immobilisations corporelles	345 066	107 042
Fonds de roulement2	1 726	90 963
Contrats de gestion des risques	–	(215)
Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations	(7 105)	(9 488)
Obligations locatives	(605)	(709)
Passif d'impôt différé	(9 811)	–
	329 271	187 593
Profits résultant d'une acquisition à des conditions avantageuses	(32 843)	–
	296 428	187 593
Contrepartie :
Trésorerie	282 414	–
Dépôt de Distinction à l'acquisition de Simonette	7 500	–
Investissement3	–	96 822
Participation ne donnant pas le contrôle4	–	90 771
Contrepartie au titre des paiements éventuels	6 514	–
Prix d'achat total	296 428	187 593

1 – Comprend la valeur des actifs nets identifiables de Distinction au 28 avril 2021, immédiatement avant l'acquisition de Simonette.

2 – Le fonds de roulement de Distinction comprend 95,8 M$ en trésorerie acquise.

3 – L'investissement comprend 62,9 M$ en trésorerie (pour un coût moyen de 12,91 $ par action), des coûts de transaction d'environ 2,8 M$ et un profit sur participation à l'investissement de 32,6 M$. En outre, après l'acquisition conjointe de Simonette, la dette de Distinction totalisait 63,3 M$, et son fonds de roulement, 0,5 M$.

4 – Des actions supplémentaires ont été émises conformément à l'entente pour une contrepartie en titres de capitaux propres de 101,7 M$.

Acquisition de Simonette

Le 28 avril 2021, KRC et Distinction ont conclu une acquisition d'actifs, pour un prix d'achat après ajustements de 296,4 M$, incluant certains biens à zones multiples et biens pétroliers et gaziers dans la zone Simonette (l'« acquisition de Simonette »). Le prix d'achat comprend la juste valeur actuelle des paiements éventuels d'un montant maximal de 15 M$ à verser si les prix moyens du pétrole brut dépassent les prix de référence du WTI de 56,00 $ US par baril en 2021 et de 62,00 $ US par baril en 2022. En janvier 2022, la Société a effectué le premier paiement éventuel de 5,0 M$.

L'acquisition de Simonette s'aligne sur la stratégie de la Société consistant à développer une entreprise qui est axée sur la transition énergétique et qui mise en premier lieu sur la constitution d'un portefeuille de projets de gaz naturel riche en liquides en amont de zones de ressources pétrolières et gazières dans l'Ouest canadien, en veillant à diversifier les risques.

Entente de règlement

En parallèle avec l'acquisition de Simonette, la Société et 1266580 B.C. Ltd., une société affiliée de Luminus Energy IE Designated Activity Company (« Luminus Energy »), ont conclu une entente de règlement en vue de mettre fin aux droits et aux obligations à l'égard d'un intéressement aux plus-values dans le cadre d'une entente de participation conclue par les parties le 16 octobre 2020. Des coûts liés au règlement totalisant 10,0 M$ ont été payés à 1266580 B.C. Ltd. dans le cadre des procédures de clôture de l'acquisition de Simonette.

Regroupement avec Distinction

Le 15 janvier 2021, la Société a augmenté à 51,6 % sa participation dans Distinction, qui était auparavant de 25 %, en exerçant des bons de souscription pour un total de 40,0 M$, ce qui comprend des ajustements du fonds de roulement de 2,5 M$. En avril 2021, Distinction a annoncé la nomination de nouveaux dirigeants de KRC afin de se remettre sur les rails à la suite du processus en vertu de la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies mené au cours de l'année précédente. La Société a obtenu le contrôle de Distinction et a entrepris la consolidation des résultats de Distinction le 28 avril 2021.

Le 28 juin 2021, KRC et Distinction ont annoncé un accord de regroupement aux termes d'un plan d'arrangement en vertu de l'article 192 de la Loi canadienne sur les sociétés par actions (l'« arrangement » ou le « regroupement d'entreprises ») avec Distinction. Dans le cadre de l'arrangement, KRC a acquis la totalité des actions de Distinction qu'elle ne détenait pas déjà (environ 48 %) par voie d'un échange à raison de 20 actions de KRC par action de Distinction. En vertu de l'arrangement, Kiwetinohk a hérité du statut d'émetteur assujetti de Distinction. L'arrangement a fait l'objet d'un vote et a été approuvé lors d'une assemblée spéciale des actionnaires de Distinction et des actionnaires de KRC tenue le 30 août 2021, et a été conclu le 22 septembre 2021.

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Forage, achèvement et équipement	28 742	52	42 617	675
Installations et optimisation	1 184	–	3 105	–
Projets d'énergie verte	867	–	2 193	–
Terrains et autres	638	783	1 280	5 617
Frais généraux et administratifs inscrits àl'actif	527	–	1 705	–
Total avant les acquisitions	31 958	835	50 900	6 292
Acquisitions (contrepartie en trésorerie)	–	–	282 414	–
Total des dépenses d'investissement	31 958	835	333 314	6 292

Dépenses d'investissement

1 – Les dépenses d'investissement sont présentées avant les acquisitions. 1 – Les dépenses d'investissement sont présentées avant les acquisitions.

La majorité des dépenses d'investissement de la Société avant les acquisitions étaient liées au forage, à l'achèvement des puits et à l'équipement.

Forage

Le tableau suivant présente un sommaire des activités de forage que la Société a récemment achevées en Alberta.

		Zone			Total
(Puits)	Thorhild	Simonette	Placid	Brut	Net
2020	–	–	–	–	–
T1 2021	–	–	–	–	–
T2 2021	1,0	–	–	1,0	1,0
T3 2021	1,0	–	–	1,0	1,0
T4 2021	–	2,0	3,0	5,0	5,0
Total	2,0	2,0	3,0	7,0	7,0

La Société a entrepris son programme de forage dans la région de Fox Creek au cours du quatrième trimestre, avec le démarrage du forage de quatre puits. Kiwetinohk prévoit forer 11 puits additionnels au cours de 2022. Les plans de puits prévus pour le programme visent des longueurs latérales plus longues, ainsi que des volumes d'achèvement et des taux de pompage plus élevés. La stratégie de conception vise à réduire les coûts en capital par mètre latéral et par baril de ressources récupérables, tandis qu'on s'attend à ce que les puits permettent d'atteindre et de stimuler plus efficacement des volumes plus élevés dans les réservoirs. Puisque Kiwetinohk a récemment lancé son premier programme de forage à la suite de la conclusion d'importantes transactions commerciales, la direction prévoit engager des coûts en capital supplémentaires à mesure que de nouveaux plans de puits seront testés et que de nouveaux apprentissages seront intégrés tout au long du programme. Une amélioration de l'efficience du capital est prévue tout au long du programme et au cours des exercices subséquents, à mesure que des économies de coûts seront réalisées et que le rendement des puits sera optimisé grâce à des plans améliorés.

Au cours du quatrième trimestre de 2021, la Société a libéré l'appareil de forage lié à deux puits horizontaux dans la zone de Duvernay qui étaient forés à partir du remblai 9-07 existant dans la zone de Simonette. Un puits est entré en service à la fin de février et produit actuellement environ 3,0 Mpi3/j à 3,5 Mpi3/j de gaz naturel et de liquides et environ 800 b/j à 900 b/j de condensat. Il est courant au début de la mise en service d'un puits d'y aller de façon très graduelle en restreignant le débit au moyen d'une duse. La Société est très encouragée par le rendement initial de ce puits. Un deuxième puits achevé en même temps a connu quelques difficultés lors de l'extraction des bouchons provenant de l'opération de stimulation par fracture. On en est actuellement à tenter de retirer le tubing et le fleuret de broyage du puits avant de le mettre en service, et la Société prévoit commencer la production de ce puits au début du deuxième trimestre de 2022. Les coûts de forage des deux puits se sont élevés en moyenne à un peu plus de 6,5 M$ par puits. Les coûts d'achèvement du premier puits actuellement en production devraient se situer entre 9 M$ et 10 M$. Dans le cas du deuxième puits, où les problèmes se sont produits, des dépassements de coûts importants sont prévus en raison des complications rencontrées. On s'attend à ce que ces coûts soient moins élevés pour les prochains puits, puisque c'est ce qui s'est produit pour les activités plus récentes.

La Société a également foré deux puits dans la zone Placid de la formation de Montney. Les activités d'achèvement se sont terminées à la mi-mars 2022, et l'opération de reflux a récemment commencé dans les installations d'essai. Les premiers résultats du puits devraient être obtenus en avril 2022. Les coûts de forage des deux puits se sont élevés en moyenne à un peu plus de 4 M$ par puits. Les coûts d'achèvement de ces deux puits devraient se chiffrer en moyenne à 5,5 M$ par puits.

Au début de 2022, la Société a foré deux puits horizontaux à Duvernay sur le remblai 12-28 dans la partie nord de la zone Simonette, qui doivent encore être achevés et mis en service. Les coûts de forage de ces deux puits se sont établis en moyenne à un peu moins de 5 M$ par puits. La Société procède aussi actuellement au forage de quatre puits horizontaux à Duvernay sur le remblai 4-34, également dans la zone Simonette, qui seront achevés et mis en service au cours du second semestre de 2022.

Les coûts liés à l'équipement et aux raccordements pour l'ensemble du programme de mise en valeur devraient se chiffrer en moyenne à environ 1 M$ par puits.

Projets de développement d'énergie verte

La Société poursuit son plan visant à obtenir et à mettre en valeur des projets de production d'énergie renouvelable et alimentée au gaz naturel dans le cadre de sa stratégie plus vaste visant à mettre sur pied une plateforme énergétique intégrée à faibles émissions. Elle travaille activement sur de nombreux nouveaux projets, qui en sont à divers stades de leur cycle de mise en valeur. Kiwetinohk évalue également l'acquisition de certains projets d'énergie en démarrage, généralement des projets d'énergie renouvelable, qui sont en cours de mise en valeur par d'autres parties.

Les travaux de mise en valeur comprennent, entre autres, la préparation d'avant-projets, l'acquisition d'options de location de terrains de surface, la préparation d'études environnementales, les demandes de permis, les consultations avec les parties prenantes, les évaluations et les études d'étape auprès de l'AESO, ainsi que la préparation d'estimations de performance et d'estimations préliminaires des coûts. Ces travaux font partie d'un processus échelonné visant à faire avancer de manière prudente les projets et à gérer les risques relatifs à l'exécution des projets. Dans le cas des projets qui respectent toujours les critères de financement de la Société après les premières étapes de mise en valeur, l'objectif consistera à progresser vers l'étape de la DIF, tout en continuant à travailler sur la conception et les estimations de coûts, à chercher à obtenir les approbations réglementaires finales et à obtenir du financement interne et externe.

La Société commence à inscrire à l'actif les coûts de mise en valeur lorsqu'il devient hautement probable que le projet constituera une réussite économique et qu'il répond autrement aux critères d'investissement de la Société. Auparavant, tous les coûts de mise en valeur étaient passés en charges à titre de frais généraux et administratifs.

La stratégie à court terme en matière de production d'énergie de Kiwetinohk repose à l'heure actuelle sur trois piliers :

l'énergie solaire ou éolienne destinée aux services publics;
l'énergie renouvelable garantie;
une alimentation de base en gaz naturel à cycle combiné (« GNCC ») à grande échelle.

Projets d'énergie solaire :

Kiwetinohk travaille actuellement à l'avancement de deux projets au moyen de la mise en valeur préliminaire, de l'ingénierie, de l'obtention de permis et du processus d'approbation réglementaire. Le projet d'énergie solaire 1 de la Société est le plus avancé et devrait arriver à l'étape de la DIF d'ici la fin de l'exercice, sous réserve de l'obtention des approbations des organismes de réglementation et du financement.

Projets d'énergie renouvelable garantie :

Le terme « énergie renouvelable garantie » désigne un terme créé par Kiwetinohk qui décrit une production d'énergie efficace, flexible, à réponse rapide, alimentée au gaz naturel et par un moteur à combustion interne à pistons alternatifs, qui répond à un besoin de stabilité entraîné par la montée en popularité des énergies renouvelables éolienne et solaire, qui deviennent une part de plus en plus importante des réseaux électriques. Le projet d'énergie alimentée au gaz naturel le plus avancé de la Société est un projet d'énergie renouvelable garantie. Les travaux d'ingénierie de base ont été achevés et les estimations des coûts sont presque terminées en consultation avec un cabinet d'ingénierie, d'approvisionnement et de gestion de la construction qui a été chargé d'élaborer une proposition clé en main afin d'approvisionner et de construire le projet.

Le projet d'énergie renouvelable garantie 1 de la Société devrait arriver à l'étape de la DIF d'ici la fin de l'exercice, sous réserve des approbations réglementaires et du financement. La Société a repoussé sa période cible d'obtention de la DIF du projet d'énergie renouvelable garantie 1 pour la faire passer du troisième au quatrième trimestre de 2022 afin de tenir compte de retards éventuels des organismes de réglementation, et elle a augmenté son estimation des coûts d'installation de 11 M$ pour la porter à 156 M$, en fonction de l'augmentation potentielle des coûts des matériaux et de l'équipement ainsi que des défis liés à la chaîne d'approvisionnement dans un contexte post-pandémique.

Projets de GNCC :

Kiwetinohk en est aux premières étapes de la planification de deux centrales électriques de GNCC, et elle mène actuellement des travaux de pré-ingénierie de base ainsi que les évaluations et les études d'étape auprès de l'AESO. La Société a pris en compte les retards potentiels à l'égard des approbations des organismes de réglementation, les politiques et les programmes relatifs au captage, à l'utilisation et au stockage du carbone (« CUSC ») et les défis liés à la chaîne d'approvisionnement dans un contexte post-pandémique. Par conséquent, la Société a repoussé ses périodes indicatives pour l'obtention de la DIF et pour la date de début des activités commerciales par le projet de GNCC 2 au quatrième trimestre de 2023 et au quatrième trimestre de 2026, respectivement.

Les tableaux suivants présentent un résumé des facteurs liés à la conception et à l'aménagement préliminaire ainsi que le statut de chaque projet.

	Projet d'énergiesolaire 1	Projet d'énergiesolaire 2	Projet d'énergierenouvelablegarantie 1	Projet deGNCC 1	Projet deGNCC 2
Capacité nominale/Capacitéd'alimentationnette du réseau	400 MW	300 MW	101 MW97 MW	500 MW460 MW	500MW460 MW
Étape auprès del'AESO	2	1	2	2	2
Contrôle relatif ausite	Options acquises	Options acquises	Acquisition deterrains en cours	Options acquises	Acquisition deterrains en cours
Consultationpublique	En cours	Planificationen cours	Terminée	Planificationen cours	Planificationen cours
Réglementation/Environnement	Lettre de référencede l'AEP reçue;demande déposéeauprès de l'AUC auT2 2022	Demande déposéeauprès de l'AEP	Demandesdéposées auprèsde l'AUC et del'AEP au T2 2022	Planificationen cours	Planificationen cours
Ingénierie	Travaux de préingénierie de baseachevés; travauxd'ingénierie de basepresque terminés	Étape dedéveloppement desaffaires achevée	Travaux d'ingénieriede base achevés	Étape dedéveloppementdes affairesachevée; travauxde pré-ingénieriede base en cours	Étape dedéveloppementdes affairesachevée; travauxde pré-ingénieriede base en cours
Date cibled'obtention de laDIF	T3 2022	T2 2023	T4 2022	T3 2024	T4 2023
Date cible pour ledébut des activitéscommerciales1	T4 2024	T2 2025	T4 2024	T3 2027	T4 2026
Total des coûts encapital desinstallations(en millions dedollars) 2, 3, 4	655 $(catégorie 3)	492 $(catégorie 3)	156 $(catégorie 3)	875 $(catégorie 4)	875 $(catégorie 4)

1 – Si une DIF est prise, la Société fera progresser le projet vers une date de début des activités commerciales estimative.

2 – Les estimations du coût total des installations sont classées conformément aux normes de l'American Association of Cost Engineering (« AACE »).

3 – Le total des coûts des installations exclut la capture et le stockage du carbone. Les coûts de CUSC devraient s'élever à 60 % à 80 % du coût total des installations.

4 – Aucun des projets de production d'énergie prévus de la Société n'a de conception finale, de projection du rendement ou d'estimation des coûts, ni d'approbation des organismes de réglementation complète, ou encore de financement interne ou externe. Rien ne garantit que les projets de production d'énergie se dérouleront comme il est décrit, ni même qu'ils seront entrepris.

Kiwetinohk prévoit dépenser entre 3 M$ et 8 M$ à l'égard d'activités requises pour obtenir une DIF pour chaque projet énergétique, selon les besoins précis de chaque projet. Parallèlement à l'obtention d'une DIF, la Société cherchera à obtenir un financement optimal de ses projets énergétiques au moyen d'une combinaison de titres de capitaux propres et de titres d'emprunt provenant de la Société et de tiers afin de financer l'étape de la construction du projet. En raison du risque initial plus élevé lié à l'identification et à l'avancement des projets en aval qui en sont à l'étape préliminaire, avant l'obtention d'une DIF, Kiwetinohk explore différentes façons potentielles de financer ses projets énergétiques dans le but d'obtenir un taux de rendement du capital investi intéressant et harmonisé à ses activités en amont. Le tableau suivant résume les stratégies de financement que la Société examine à l'égard de son portefeuille de projets énergétiques.

Stratégie de financement	Description de la stratégie
Intéressement aux plus-values d'uneparticipation	Obtenir un intéressement aux plus-values d'une participationdans la construction et l'exploitation d'un projet en échangedes risques encourus et des coûts engagés pour en obtenir laDIF. La Société n'aurait à débourser aucun autre capital aprèsobtention de la DIF.
Intéressement aux plus-values d'uneparticipation et co-investissement	Obtenir un intéressement aux plus-values d'une participationen échange de l'obtention d'une DIF pour un projet, et coinvestiravecdesinvestisseurstiersafind'augmenterdavantage l'intérêt économique direct de la Société dans leprojet.
Intéressement aux plus-values d'uneparticipation et engagement relatif à unprojet de gaz naturel	Obtenir un intéressement aux plus-values d'une participationen échange de l'obtention d'une DIF pour un projet, et obtenirunintéressementadditionnelauxplus-valuesd'uneparticipation en échange d'un engagement sur plusieursannées relatif à un projet de gaz naturel, à des prix négociésou conformes aux prix du marché.
Partenariat stratégique	Conclure un partenariat stratégique avec une ou plusieurspartiesafind'investirdansl'ensembleduportefeuilleénergétique de la Société. La Société pourrait égalementchercher à obtenir d'autres sources de soutien financier, ycompris des sources de financement provenant des peuplesautochtones, ainsi que du financement et des garantiesprovenant d'agences de crédit à l'exportation.Kiwetinohkaégalementl'intentiondedemanderdessubventions relatives à certains secteurs d'intérêt, notammentà l'égard du CUSC, selon le cas.
Mise en valeur complète et ventesubséquente	La Société financerait la construction d'un projet énergétique,ce qui pourrait inclure la participation de contrepartiesd'investissement externes, et vendrait un intérêt économiquedirect important dans ce projet à la date de début des activitéscommerciales.

Kiwetinohk est d'avis que la mise en œuvre réussie de ses stratégies de placement et de financement à l'égard de son portefeuille de projets énergétiques lui permettra d'obtenir un taux de rendement attrayant supérieur à son coût actuel du capital, tout en lui procurant une participation et un contrôle opérationnel significatifs de ses actifs en aval.

Résultats d'exploitation

Production
	T4 2021		T4 2020		2021		2020
Condensat (b/j)	3 092		13		2 644		35
Pétrole léger (b/j)	844		374		457		429
Pétrole lourd (b/j)	13		43		29		15
LGN (b/j)	1 572		41		1 180		64
Gaz naturel (kpi3/j)	41 410		1 045		32 942		1 367
Production totale (bep/j)	12 442		645		9 801		771
Pétrole et condensat en % de la production	32 %			67 %	32 %		62 %
LGN en % de la production	13 %			6 %	12 %			8 %
Gaz naturel en % de la production	55 %			27 %	56 %		30 %
Total des pourcentages de volumes de production	100 %		100 %		100 %		100 %
Composition de la productionpour 2021 (bep)	Production par zonepour 2021 (bep)				Composition des produitspour 2021 ($)
32 %56 %12 %5 %	7 %40 %53 %				35 %12 %		53 %
Pétrole et condensatLGNGaz naturel	SimonettePlacid	Autres			Pétrole et condensat	LGN	Gaz naturel

La production du quatrième trimestre de 2021 s'est établie en moyenne à 12 442 bep/j, tandis qu'elle s'est établie à 9 801 bep/j pour l'exercice clos le 31 décembre 2021. Les volumes de production de la Société ont augmenté de façon importante par suite de la conclusion de l'acquisition de Simonette et de la consolidation des résultats d'exploitation de Distinction à compter du 28 avril 2021. Le portefeuille de production de la Société pour 2021 était composé à 32 % de pétrole et de condensat, à 12 % de LGN et à 56 % de gaz naturel, la production de gaz naturel ayant affiché la plus importante variation par rapport à l'exercice précédent.

L'acquisition de Simonette a fourni un apport moyen de 6 742 bep/j et de 5 223 bep/j au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021, tandis que Distinction a fourni un apport moyen de 5 200 bep/j et de 3 964 bep/j. Les actifs de Simonette et de Distinction procurent du gaz naturel à teneur élevée en liquides, et la Société affiche désormais un rendement en liquides moyen d'environ 133 b/Mpi3.

Prix de référence et prix réalisés

	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Prix de référence des liquides
WTI ($ US/b)	77,19	42,75	67,91	39,44
WTI ($ CA/b)	97,20	55,53	85,13	52,53
Edmonton Light ($ CA/b)	92,14	50,12	80,28	45,28
WCS Hardisty ($ CA/b)	78,82	43,58	68,80	35,56
Prix de référence du gaz naturel
Henry Hub ($ US/MBtu)	5,83	2,77	3,84	2,13
Chicago City Gate MI ($ US/MBtu)	5,87	2,49	3,77	1,98
Chicago City Gate DI ($ US/MBtu)	4,59	2,31	5,19	1,88
AECO 5A ($ CA/GJ)	4,41	2,50	3,44	2,11
AECO 7A ($ CA/GJ)	4,69	2,62	3,38	2,12
Prix de l'énergie en Alberta
Quotidien ($ CA/MWh)	107,33	46,13	101,93	46,72
Quotidien, aux heures de pointe
($ CA/MWh)	121,13	52,45	122,61	54,72
Taux de change ($ CA/$ US)	0,79	0,76	0,80	0,75

	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Prix réalisés
Condensat ($/b)	99,21	55,56	84,94	55,47
Pétrole léger ($/b)	92,29	48,57	82,46	48,13
Pétrole lourd ($/b)	81,60	35,58	59,22	34,40
LGN ($/b)	65,61	14,04	52,60	7,09
Gaz naturel ($/kpi3)	6,64	2,66	5,29	2,28
Total ($/bep)	61,48	36,83	51,06	34,60

Les prix de référence du WTI ont augmenté pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de 2020. L'augmentation est principalement attribuable à la baisse des investissements mondiaux dans la production de pétrole, à la reprise économique mondiale, au retour vers une demande d'énergie à mesure que les territoires partout dans le monde passaient en mode déconfinement à la suite de l'assouplissement des restrictions liées à la COVID-19, ainsi qu'à l'offre restreinte de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (« OPEP ») et de la Russie. Ces facteurs, conjugués à une plus grande discipline en matière de capital chez les producteurs, ont entraîné un excédent de la demande mondiale pour le pétrole brut sur l'offre en 2021.

De façon similaire au WTI, les prix de référence du Edmonton Light ont augmenté en 2021 par rapport à 2020. Pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, les prix de référence du Edmonton Light se sont établis en moyenne à 92,14 $/b et à 80,28 $/b, comparativement à 50,12 $/b et à 45,28 $/b en 2020, respectivement.

Les prix du gaz naturel ont augmenté en 2021 en raison des faibles niveaux de stockage, d'une diminution de l'offre en raison de la baisse des investissements et de la hausse des exportations de gaz naturel aux États-Unis, qui ont continué de stimuler une hausse de la demande et des prix d'un exercice à l'autre. Pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, l'indice de référence mensuel du gaz naturel Chicago City Gate a augmenté pour s'établir à 5,87 $ US/MBtu et à 3,77 $ US/MBtu, ce qui représente une hausse des prix de 135 % et de 90 %, respectivement. Pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, l'indice de référence quotidien pour le gaz naturel Chicago City Gate a augmenté de 99 % et de 176 %, respectivement, par rapport aux périodes correspondantes de 2020.

Le prix de l'énergie dans la province de l'Alberta a augmenté de 132 % et de 118 % au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021. Cette hausse est attribuable à l'expiration de contrats d'achat d'énergie de l'Alberta, à la hausse des prix du gaz naturel et à la reprise globale de la demande, ainsi qu'aux arrêts prévus pour l'entretien en Alberta.

La Société a un service de transport ferme sur le réseau de gazoducs d'Alliance vers Chicago d'une capacité totale de 120 Mpi3/j, visé par un contrat jusqu'au 31 octobre 2025, acquis dans le cadre des transactions de Simonette et de Distinction. Cette acquisition permet à la Société de tirer parti d'une entente conclue avec Aux Sable, en vertu de laquelle les liquides contenus dans le gaz naturel sont extraits, fractionnés et vendus sur le marché du raffinage et des produits pétrochimiques du Midwest américain, tandis que le gaz naturel restant est vendu sur le marché de la région de Chicago et sur des marchés interconnectés. Avant la conclusion de l'entente, Kiwetinohk a acheté les volumes de gaz naturel provenant de Distinction auprès de Simonette à la sortie de l'usine, avant de vendre le total des volumes de gaz naturel provenant de Simonette à Chicago.

Kiwetinohk vend aussi du gaz naturel sur le marché de l'AECO par l'intermédiaire du réseau de Nova Gas Transmission Ltd. (« NGTL »). Le gaz naturel qui est transformé en gaz non corrosif (en éliminant le sulfure d'hydrogène) à l'usine de traitement des amines de la Société est ensuite traité à nouveau à l'usine de gaz naturel non corrosif, détenue à 25 % par cette dernière (l'« usine de gaz non corrosif de Bigstone »), et qui est actuellement raccordée au réseau de gazoducs de NGTL. La station de compteurs d'Alliance à l'usine de gaz non corrosif de Bigstone devrait être remise en service au deuxième trimestre de 2022, ce qui permettra à la Société de transporter son gaz naturel à la fois sur les réseaux de gazoducs de NGTL et d'Alliance.

La Société a conclu un contrat de service de transport de 0,3 Mpi3/j avec NGTL arrivant à échéance au milieu de 2023, et un contrat distinct et indépendant d'environ 20,2 Mpi3/j arrivant à échéance le 31 mars 2026.

Revenu net d'exploitation

	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Prix réalisé ($/bep)	61,48	36,83	51,06	34,60
Recouvrement (charge) lié aux redevances ($/bep)	(6,80)	1,57	(5,46)	(2,14)
Charges d'exploitation ($/bep)	(8,28)	(9,94)	(8,18)	(9,66)
Frais de transport ($/bep)	(5,20)	(1,06)	(5,09)	(0,80)
Revenu net d'exploitation1 ($/bep)	41,20	27,40	32,33	22,00
Bénéfice lié aux activités de commercialisation ($/bep)	2,50		1,91
Perte réalisée sur les contrats de gestion des risques
($/bep)	(11,86)	–	(10,15)	–
Revenu net d'exploitation ajusté1	31,84	27,40	24,09	22,00
Production totale (bep/j)	12 422	645	9 801	771

1 – Mesure non conforme aux PCGR n'ayant pas de définition normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparable à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

Le revenu net d'exploitation s'est établi à 41,20 $/bep pour le trimestre clos le 31 décembre 2021, comparativement à 27,40 $/bep à la période correspondante de l'exercice précédent, principalement en raison d'une hausse de 67 % des prix réalisés moyens. L'augmentation des prix réalisés a été contrebalancée par la hausse de 6,80 $/bep des charges au titre des redevances au cours du trimestre considéré, comparativement à une économie de 1,57 $/bep à la période correspondante de l'exercice précédent, en raison du reclassement des redevances de la Couronne pour un puits ayant donné lieu à un remboursement. En outre, compte tenu de l'importante production de gaz acheminée à Chicago à la suite des acquisitions de Simonette et de Distinction, les frais de transport de la Société ont augmenté, passant de 1,06 $/bep à 5,20 $/bep. Le revenu net d'exploitation a augmenté de 47 % au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport à l'exercice clos le 31 décembre 2020, pour des raisons similaires à celles susmentionnées.

Le revenu net d'exploitation ajusté s'est établi à 31,84 $/bep pour le trimestre clos le 31 décembre 2021 et à 24,09 $/bep pour l'exercice clos le 31 décembre 2021, ce qui représente une augmentation de 16 % et de 10 %, respectivement, par rapport à l'exercice précédent. La Société a subi une perte réalisée sur les contrats de gestion des risques de 11,86 $/bep et de 10,15 $/bep pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021.

Produits

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Condensat	28 218	66	81 978	708
Pétrole léger	7 166	1 669	13 770	7 557
Pétrole lourd	97	142	619	186
LGN	9 488	53	22 659	166
Gaz naturel	25 298	256	63 642	1 141
Total des ventes de marchandises liées à la production	70 267	2 186	182 668	9 758

Les produits ont augmenté pour s'établir à 70,3 M$ et à 182,7 M$ pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, en hausse de 68,1 M$ et de 172,9 M$ par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. L'augmentation est principalement attribuable à la hausse des prix et aux acquisitions de Simonette et de Distinction, qui ont contribué à la hausse des volumes par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent.

Contrats de gestion des risques

Dans le but d'atténuer les fluctuations des prix des marchandises à l'égard du gaz naturel, du pétrole brut et des liquides de gaz naturel, la Société conclut des contrats financiers sur marchandises dans le cadre de son programme de gestion des risques conçu pour protéger les flux de trésorerie liés à sa production de base et aider à garantir que des niveaux suffisants de liquidités et de capitaux sont disponibles pour poursuivre ses plans de croissance en cours. Les contrats de gestion des risques sont conclus à des prix qui augmentent la probabilité que les projets d'investissement atteignent ou dépassent leurs taux de rendement financier cibles. Tous les contrats de gestion des risques sont conclus conformément à la politique de gestion des risques de la Société, faisant en sorte que la Société conserve sa capacité de couvrir tous les passifs en cours liés à la gestion des risques lorsqu'ils surviennent. En outre, la Société examine régulièrement son exposition au risque de crédit à l'égard des contreparties financières auxquelles des volumes sont achetés ou vendus.

		T4 2021	T4 2020	2021	2020
Profit latent (perte latente) sur les contrats de gestion desrisques		33 916	–	(28 588)	–
Profit réalisé (perte réalisée) sur les contrats de gestion desrisques		(13 547)	–	(36 306)	–
Total du profit (de la perte) sur les contrats de gestion desrisques		20 369	–	(64 894)	–
Profit latent (perte latente)	$/bep	29,68	–	(7,99)	–
Profit réalisé (perte réalisée)	$/bep	(11,86)	–	(10,15)	–

Pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, la Société a comptabilisé des pertes réalisées sur les contrats de gestion des risques de 13,5 M$ et de 36,3 M$, respectivement. Le profit latent sur les contrats de gestion des risques de 33,9 M$ et la perte latente sur les contrats de gestion des risques de 28,6 M$ pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, respectivement, représentent les variations de la juste valeur des contrats de gestion des risques au cours de ces périodes.

En ce qui a trait aux contrats financiers, qui sont des instruments financiers dérivés, la direction a choisi de ne pas utiliser la comptabilité de couverture et, par conséquent, elle comptabilise la juste valeur de ses contrats financiers liés au gaz naturel et au pétrole brut dans le bilan pour chaque période de présentation de l'information financière, tandis que la variation de la juste valeur est classée dans les profits et pertes latents dans l'état consolidé du résultat net et du résultat global.

La juste valeur de ces contrats est fondée sur une approximation des montants qui auraient été payés à des contreparties ou reçus de celles-ci pour régler les contrats en cours à la fin de la période, compte tenu des prix à terme et des valeurs de marché fournies par des sources indépendantes. En raison de la volatilité intrinsèque des prix des marchandises, des taux de change et des taux d'intérêt, les montants réels réalisés pourraient différer de ces estimations.

Le tableau suivant présente les contrats de gestion des risques en cours de la Société au 31 décembre 2021.

Type	Unité	T1 2022	T2 2022	T3 2022	T4 2022	2023
Pétrole brut
Contrat à prix fixe sur WTI	b/j	750	750	750	750	900
Option de vente achetée sur WTI	b/j	2 367	2 167	2 033	1 883	–
Option d'achat vendue sur WTI	b/j	2 367	2 167	2 033	1 883	–
Swap sur WTI – moyenne	$ CA/b	69 950 $	69 950 $	69 950 $	69 950 $	82 600 $
Option de vente achetée sur WTI –moyenne	$ CA/b	65 000 $	65 000 $	65 000 $	65 000 $	–
Option d'achat vendue sur WTI –moyenne	$ CA/b	76 715 $	76 692 $	76 668 $	76 650 $	–
Gaz naturel2
Contrat à prix fixe sur NYMEXHenry Hub	MBtu/j	18 900	21 167	20 350	15 350	11 375
Option de vente achetée surNYMEX Henry Hub	MBtu/j	2 500	2 500	2 500	2 500	2 000
Option d'achat vendue surNYMEX Henry Hub	MBtu/j	2 500	2 500	2 500	2 500	2 000
Contrat sur base NGI Chicago parrapport à NYMEX Henry Hub	MBtu/j	17 400	19 600	18 450	17 950	9 375
Contrat à prix fixe sur NYMEXHenry Hub – moyenne	$ US/MBtu	2,806 $	2,986 $	2,979 $	2,697 $	3,353 $
Option de vente achetée surNYMEX Henry Hub – moyenne	$ US/MBtu	3,000 $	3,000 $	3,000 $	3,000 $	3,000 $
Option d'achat vendue sur NYMEXHenry Hub – moyenne	$ US/MBtu	4,750 $	4,750 $	4,750 $	4,750 $	3,805 $
Contrat sur base NGI Chicago parrapport à NYMEX Henry Hub –moyenne	$ US/MBtu	0,194 $	(0,145) $	(0,170) $	(0,064) $	0,007 $

Contrat à prix fixe sur AECO 5A	GJ/j	2 250	2 250	2 025	2 025	–
AECO 5A – moyenne	$ CA/GJ	2,262 $	2,262 $	2,092 $	2,092 $	–
Transport de gaz naturel2, 3
Achat – contrat sur base AECO 5A(par rapport à NYMEX Henry Hub)	MBtu/j	80 000	30 000	30 000	10 000	–
Vente – contrat sur base GDDChicago (par rapport à NYMEX
Henry Hub)	MBtu/j	(80 000)	(30 000)	(30 000)	(10 000)	–
Contrat sur base AECO 5A (parrapport à NYMEX Henry Hub) –
moyenneContrat sur base GDD Chicago (par	$ US/MBtu	(0,971) $	(1,335) $	(1,335) $	(1,335) $	–
rapport à NYMEX Henry Hub) –moyenne	$ US/MBtu	0,200 $	0,052 $	0,052 $	0,052 $	–
Change
Vente – $ US contre $ CA
(moyenne mensuelle)	$ US	10,0 M$	5,0 M$	5,0 M$	1,7 M$	–
Taux de change $ US/$ CA		1,2902	1,2901	1,2901	1,2901	–

1 – Les prix par unité et les volumes par jour sont présentés aux montants moyens pour la période.

2 – Tous les prix des swaps de base sont libellés en $ US par unité par rapport aux prix de référence NYMEX Henry Hub. 3 – Les couvertures relatives au transport de gaz naturel sont liées aux écarts de prix de base entre AECO et Chicago à l'égard des engagements de transport fermes.

Le tableau suivant présente le total du passif au titre des contrats de gestion des risques en cours aux 31 décembre 2021 et 2020.

en milliers de dollars	2021	2020
Contrats de gestion des risques à court terme	26 115	–
Contrats de gestion des risques à long terme	2 688	–
Total du passif au titre des contrats de gestion des risques	28 803	–

Après le 31 décembre 2021, la Société a conclu les contrats de gestion des risques suivants :

Type	Unité	2022	2023	2024
Pétrole brut
Contrat à prix fixe sur WTI	b/j	–	275	500
Swap sur WTI – moyenne	$ CA/b	–	70,410 $	70,620 $
Gaz naturel2
Contrat à prix fixe sur NYMEX Henry Hub	MBtu/j	–	–	2 500
Option de vente achetée sur NYMEX Henry Hub	MBtu/j	3 000	–	–
Option d'achat vendue sur NYMEX Henry Hub	MBtu/j	3 000	–	–
Contrat à prix fixe sur NYMEX Henry Hub – moyenne	$ US/MBtu	–	–	3,233 $
Option de vente achetée sur NYMEX Henry Hub – moyenne	$ US/MBtu	4,45 $	–	–
Option d'achat vendue sur NYMEX Henry Hub – moyenne	$ US/MBtu	5,125 $	–	–
Transport du gaz naturel2, 3
Achat – contrat sur base AECO 5A (par rapport à NYMEX Henry Hub)	MBtu/j	29 167	–	–
Vente – contrat sur base GDD Chicago (par rapport à NYMEXHenry Hub)	MBtu/j	(29 167)	–	–
Contrat sur base AECO 5A (par rapport à NYMEX Henry Hub) –moyenne	$ US/MBtu	(1,199) $	–	–
Contrat sur base GDD Chicago (par rapport à NYMEX Henry Hub) –moyenne	$ US/MBtu	(0,226) $	–	–
Change
Options de vente achetées de $ US en $ CA (moyenne mensuelle)	$ US	2,9 M$	–	–
Options d'achat vendues de $ US en $ CA (moyenne mensuelle)	$ US	2,9 M$	–	–
Taux de change des options de vente achetées de $ US en $ CA		1,2527	–	–
Taux de change des options d'achat vendues de $ US en $ CA		1,3000	–	–

1 – Les prix par unité et les volumes par jour sont présentés aux montants moyens pour la période.

Bénéfice (perte) lié aux activités de commercialisation

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Produits liés aux activités de commercialisation	58 398	–	114 517	–
Charges (pertes) liées aux activités de commercialisation	(55 544)	–	(107 686)	–
Bénéfice net (perte nette) lié aux activités de commercialisation1	2 854	–	6 831	–
En $/bep	2,50	–	1,91	–

Afin d'atténuer le coût du service de transport excédant ses besoins, la Société achète les volumes de gaz naturel disponibles en Alberta ou en Colombie-Britannique et revend ces volumes à Chicago. Au cours du trimestre, la Société a été en mesure d'acheter les volumes nécessaires pour remplir avec succès le reste de son engagement de transport ferme auprès d'Alliance en plus de sa production sur les terrains et des volumes affectés temporairement. La Société conclut également des contrats de gestion des risques liés aux activités de commercialisation afin de protéger l'écart de base entre les points de vente de l'Alberta et de Chicago au sein des gazoducs, y compris des contrats de change connexes.

Au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021, la Société a réalisé un bénéfice net lié à la commercialisation de 2,9 M$ et de 6,8 M$, respectivement, relativement à ses activités de commercialisation liées à l'achat de gaz naturel afin de respecter son engagement en matière de transport sur le réseau de gazoducs d'Alliance. La production de gaz naturel de la Société a utilisé environ 24 % de l'engagement de transport ferme au cours du quatrième trimestre de 2021. L'arbitrage rentable survenu entre les prix de référence de Chicago et de l'AECO a été partiellement contrebalancé par les pertes sur les affectations temporaires de capacité par d'autres parties.

Charge au titre des redevances

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Charge (économie) au titre des redevances	7 766	(93)	19 526	604
En pourcentage des produits	11 %	(4) %	11 %	6 %
En $/bep	6,80	(1,57)	5,46	2,14

La Société paie des redevances de la Couronne, des redevances de propriété franche et des redevances dérogatoires sur les volumes de production. Au quatrième trimestre de 2021, les redevances ont augmenté pour s'établir à 7,8 M$, comparativement à une économie de 0,1 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les redevances ont augmenté pour passer de 6 % en pourcentage des produits pour l'ensemble de l'exercice 2020 à 11 % pour l'exercice considéré. L'augmentation est principalement attribuable à la hausse des prix et aux redevances additionnelles attribuables aux acquisitions de Simonette et de Distinction.

Certains puits de Distinction subissent des taux de redevance de la Couronne plus élevés en vertu d'un ancien régime de redevances. En vertu de l'ancien régime de redevances, lorsqu'un puits cesse d'être exonéré de redevances, le taux de redevance de la Couronne pour le condensat et les liquides de gaz naturel extrait des terrains peut augmenter jusqu'à environ 40 % en moyenne (selon les facteurs individuels touchant les puits et les prix de référence).

La production des puits forés après le 1er janvier 2017 est admissible à des taux de redevance de la Couronne réduits en vertu du régime modernisé de redevances, qui impose actuellement un taux de redevance de 5 % jusqu'à ce que certaines conditions soient satisfaites. La Société peut également tirer parti de la déduction relative du coût du gaz (des crédits au titre des redevances de la Couronne), fondée en partie sur l'amortissement des coûts en capital et des coûts d'exploitation historiques engagés pour la perception et le traitement de la quote-part revenant à la Couronne de la production de gaz naturel.

Charges d'exploitation

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Charges d'exploitation	9 460	590	29 272	2 722
En $/bep	8,28	9,94	8,18	9,66

Les charges d'exploitation comprennent les montants engagés pour extraire des marchandises vers la surface, notamment au titre des exploitants sur le terrain, du traitement du gaz et des liquides, de la collecte et de la compression, des services publics, des produits chimiques et des coûts liés à l'entretien. Les charges d'exploitation ont augmenté de façon importante pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport à l'exercice précédent, les volumes de production ayant augmenté de 11 797 bep/j et de 9 030 bep/j, respectivement, en raison des acquisitions de Simonette et de Distinction.

Les charges d'exploitation par bep ont diminué, passant de 9,94 $/bep et de 9,66 $/bep au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2020, pour s'établir à 8,28 $/bep et à 8,18 $/bep pour les périodes correspondantes de l'exercice considéré, en raison du nouveau profil de coût des actifs et des économies de coûts comparables liées à l'infrastructure en propriété exclusive et exploitée des biens de Simonette. Au cours du quatrième trimestre de 2021, la Société a engagé des charges d'exploitation plus élevées en raison des pressions inflationnistes sur les coûts, du caractère saisonnier des activités, du temps froid et des travaux de reconditionnement.

Frais de transport

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Frais de transport	5 939	63	18 193	226
En $/bep	5,20	1,06	5,09	0,80

Des frais de transport sont engagés afin de livrer les marchandises pétrolières et gazières produites par la Société au point de livraison des ventes. Avant l'Acquisition de Simonette et le regroupement d'entreprises avec Distinction, la Société n'avait pas de coûts de transport importants. La Société offre maintenant un service de transport ferme sur le réseau de gazoducs d'Alliance, de l'Alberta vers Chicago. La tranche restante des coûts a trait aux frais de camionnage et aux frais liés aux gazoducs relativement aux frais de transport du pétrole, des LGN et du condensat.

Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux)activités d'exploitation	25 518	(777)	35 820	(1 661)
Variation nette des éléments hors trésorerie du fondsde roulement liés aux activités d'exploitation	2 168	487	11 977	382
Dépenses au titre des obligations liées à la mise horsservice d'immobilisations	671	–	671	–
Coûts de restructuration	9	–	2 458	–
Coûts d'acquisition	2 397	–	8 903	–
Coûts liés aux règlements	–	–	10 000	–
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux)
opérations ajustés1	30 763	(290)	69 829	(1 279)
En $/bep	26,92	(4,89)	19,52	(4,53)

Les flux de trésorerie provenant des opérations ajustés ont augmenté pour s'établir à 30,8 M$ et à 69,8 M$, respectivement, pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, en raison des acquisitions de Simonette et de Distinction. Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation de la Société se sont établis à 25,5 M$ et à 35,8 M$ pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021. Les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités d'exploitation ont été ajustés pour tenir compte de la variation nette des éléments hors trésorerie du fonds de roulement liés aux activités d'exploitation, des coûts de restructuration liés au processus en vertu de la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies de Distinction, des coûts d'acquisition liés à la conclusion des acquisitions de Simonette et de Distinction et des coûts de règlement non récurrents de 10,0 M$ en vue de mettre fin aux droits et aux obligations à l'égard d'un intéressement aux plus-values (se reporter à la rubrique « Entente de règlement »).

Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) liés aux opérations

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux)opérations ajustés	30 763	(290)	69 829	(1 279)
Dépenses d'investissement (compte non tenu desacquisitions)	(31 958)	(835)	(50 900)	(6 292)
Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) liés auxopérations1	(1 195)	(1 125)	18 929	(7 571)
En $/bep	(1,05)	(18,95)	5,29	(26,84)

Au cours du trimestre clos le 31 décembre 2021, les flux de trésorerie disponibles (l'insuffisance) liés aux opérations se sont chiffrés à 1,2 M$, comparativement à 1,1 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La Société a engagé des dépenses d'investissement plus élevées à la fin de décembre en raison des activités de forage et d'achèvement. Les flux de trésorerie disponibles liés aux opérations ont augmenté pour s'établir à 18,9 M$ au 31 décembre 2021, soit une hausse de 26,5 M$ par rapport à l'exercice précédent, les flux de trésorerie liés aux opérations ajustés ayant augmenté de 71,1 M$, augmentation contrebalancée par l'augmentation des dépenses d'investissement de 44,6 M$ d'un exercice à l'autre en raison du fait que la Société poursuit l'aménagement de la zone principale de Fox Creek.

Rendement du capital investi moyen

en milliers de dollars	2021	2020
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés	69 829	(1 279)
Capital investi moyen	280 400	97 111
Rendement du capital investi moyen [flux de trésorerie ajustés provenant des
(affectés aux) opérations divisés par le capital investi moyen]1	25 %	(1) %

Le rendement du capital investi moyen a augmenté pour s'établir à 25 % au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2021. Les flux de trésorerie liés aux opérations ajustés ont augmenté de 71,1 M$ par rapport à l'exercice précédent en raison d'une augmentation de la production découlant des acquisitions de Simonette et de Distinction. Le capital investi moyen a augmenté de 183,4 M$, la Société ayant prélevé l'ensemble de sa marge de crédit pour actions en 2021 et acquis 10,2 millions d'actions ordinaires de Distinction. De plus, la Société avait des emprunts en cours de 32,9 M$ au 31 décembre 2021, tandis qu'elle n'avait aucune dette en cours au 31 décembre 2020.

Quote-part du bénéfice d'une entreprise associée

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Quote-part du bénéfice/de l'excédent de la juste valeur
d'une entreprise associée	–	12 878	19 618	12 878

La Société détenait une participation de 51,6 % dans Distinction avant le 28 avril 2021, et elle comptabilisait son placement selon la méthode de la mise en équivalence. Avec prise d'effet le 28 avril 2021, la Société a obtenu le contrôle de Distinction, et elle a commencé à consolider les résultats de cette dernière. La Société a comptabilisé une quote-part de 19,6 M$ du bénéfice et des ajustements de la juste valeur dans son état consolidé du résultat net et du résultat global jusqu'au 28 avril 2021. La Société a comptabilisé un bénéfice de 12,9 M$ au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2020 reflétant son placement en titres de capitaux propres de 25 % après le placement du 16 octobre 2020.

Frais généraux et administratifs

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Frais généraux et administratifs bruts	5 589	1 689	14 381	5 628
Frais généraux et administratifs inscrits à l'actif	(527)	–	(1 705)	–
Frais généraux et administratifs	5 062	1 689	12 676	5 628
En $/bep	4,43	28,46	3,54	19,95

Les frais généraux et administratifs ont augmenté de 3,4 M$ et de 7,0 M$ au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021 par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Ces augmentations sont principalement attribuables à la croissance importante qu'a connue la Société en 2021, et se rapportent notamment à l'embauche d'employés supplémentaires pour soutenir et mettre en œuvre la stratégie de la Société, au versement d'une prime discrétionnaire pour la performance en 2021, au versement d'honoraires pour soutenir les activités, à la préparation à l'inscription à la Bourse de Toronto et à des coûts liés à la transition à une société ouverte, qui a nécessité l'ajout de ressources. Une partie des activités générales et administratives continue d'être directement liée aux initiatives de développement des affaires dans le secteur de l'énergie verte, conformément à la stratégie de Kiwetinohk dont l'objectif est de cibler une plus grande partie de la chaîne de valeur des hydrocarbures en assurant un accès aux marchés en aval de l'énergie, des produits pétrochimiques, du GNL et du GPL.

Les frais généraux et administratifs ont été réduits de 0,5 M$ et de 1,7 M$, respectivement, pour les frais généraux et administratifs directs et additionnels relatifs aux projets d'énergie en amont et d'énergie verte qui ont été inscrits à l'actif au cours du trimestre et de l'exercice clos le 31 décembre 2021.

Charge de rémunération fondée sur des actions

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Charge de rémunération fondée sur des actions	4 316	503	14 472	2 121
En $/bep	3,78	8,48	4,05	7,52

La charge de rémunération fondée sur des actions correspond à la charge de rémunération sans effet sur la trésorerie comptabilisée au titre des options sur actions, des bons de souscription liés au rendement et des bons de souscription de capital. La charge est fondée sur la juste valeur estimative à la date d'attribution des options sur actions et des bons de souscription, comptabilisée sur une période d'acquisition graduelle des droits par tranche, ce qui se traduit par la comptabilisation d'une charge initiale plus élevée au cours des premiers exercices des périodes d'acquisition des droits.

La charge de rémunération fondée sur des actions s'est établie à 4,3 M$ et à 14,5 M$ pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, comparativement à 0,5 M$ et à 2,1 M$ pour les périodes correspondantes de l'exercice précédent. Après ajustement pour tenir compte de la consolidation d'actions à raison de 10 pour 1, la Société a attribué 1,4 million d'options et 5,5 millions de bons de souscription liés au rendement au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2021, et elle a également repris 0,6 million d'options de Distinction dont les droits étaient entièrement acquis.

Charges financières

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Désactualisation	442	5	654	17
Intérêts et frais bancaires	1 470	–	2 959	–
Intérêts sur les obligations locatives	20	14	71	67
Amortissement des coûts de financement différés	231	–	901	–
Total des charges financières	2 162	19	4 585	84
En $/bep	1,89	0,32	1,28	0,30

Le 28 avril 2021, KRC et Distinction ont toutes deux conclu une facilité de crédit renouvelable prorogeable garantie de premier rang de 225,0 M$ et ont effectué un prélèvement initial combiné de 126,3 M$ pour financer l'acquisition de Simonette. Le solde des emprunts de la Société au 31 décembre 2021 s'élevait à 32,9 M$ (se reporter à la rubrique – Emprunts).

Amortissement

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Amortissement	296	111	1 139	473
Épuisement	11 846	–	29 064	–
Total de l'amortissement	12 142	111	30 203	473
En $/bep	10,62	1,86	8,44	1,68

Les ressources épuisables de la Société ont augmenté en raison des activités d'acquisition au cours de la période considérée. La juste valeur des immobilisations corporelles à la date d'acquisition des biens de Simonette et de Distinction s'élevait à 345,1 M$ et à 107,0 M$, respectivement. Les acquisitions et la hausse des dépenses d'investissement et de la production en 2021 ont donné lieu à un épuisement de 11,8 M$ et de 29,1 M$ pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021.

Charges de prospection et d'évaluation

en milliers de dollars	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Épuisement	881	2 224	5 428	13 674
Perte de valeur	–	–	47 415	–
Autres	269	671	3 395	2 685
Total des charges de prospection et d'évaluation	1 150	2 895	56 238	16 359
En $/bep	1,01	48,78	15,72	58,01

La Société évalue continuellement divers projets et occasions d'affaires en amont, pour lesquels les dépenses sont passées en charges à mesure qu'elles sont engagées, jusqu'à ce que la Société ait acheté le terrain connexe et qu'elle ait un droit légal de prospection. La Société engagera divers consultants, conseillers et spécialistes en ingénierie des réservoirs afin d'achever les procédures d'évaluation et de contrôle diligent.

La charge d'épuisement au titre des activités de prospection et d'évaluation est comptabilisée selon le mode des unités d'œuvre pour les biens en production n'ayant pas encore été transférés aux immobilisations corporelles. La diminution de l'épuisement en 2021 est attribuable à la baisse de la production et à la diminution des ressources épuisables liées aux activités de prospection et d'évaluation assujetties à l'épuisement.

Parallèlement à l'acquisition de Simonette et des terrains connexes, la Société a réorienté ses plans de mise en valeur et de forage au premier trimestre de 2021 vers des terrains non aménagés offrant un rendement plus élevé. Cette réorientation devrait se traduire par des échéances à court terme de certains terrains, faisant en sorte qu'une partie des actifs de prospection et d'évaluation liés aux puits existants et aux terrains non aménagés pourrait ne pas être recouvrable, ce qui entraînerait une charge pour perte de valeur de 46,0 M$ au premier trimestre de 2021. En outre, la Société a comptabilisé une charge au titre de la perte de valeur liée aux activités de prospection et d'évaluation de 1,4 M$ en 2021 à l'égard des coûts liés aux puits engagés à la suite d'un nouveau forage dans la zone de Clearwater, qui pourraient ne pas être entièrement recouvrables considérant le rendement du puits à ce jour.

Impôt sur le résultat

La Société n'a pas payé d'impôt sur le résultat en 2021, et elle ne prévoit pas être imposable dans un avenir rapproché. La Société a initialement comptabilisé un passif d'impôt différé de 9,8 M$ au moment de l'acquisition de Simonette, en raison du fait que les comptes fiscaux acquis étaient inférieurs à leur valeur comptable. Ce passif a par la suite été recouvré au sein de l'état consolidé de résultat et de résultat global, car la Société dispose de comptes fiscaux suffisants. Toutefois, aucun actif d'impôt différé n'a été comptabilisé au 31 décembre 2021 compte tenu de l'incertitude entourant la recouvrabilité future. Les comptes fiscaux estimatifs de la Société s'établissaient de la façon suivante au 31 décembre 2021 :

		en milliers
Catégorie	Déductibilité	de dollars
Charges liées aux biens pétroliers et gaziers canadiens	10 %	17 628
Charges liées aux biens pétroliers et gaziers canadiens
remplaçants	10 %	184 777
Frais de développement au Canada	30 %	47 567
Frais de développement au Canada remplaçants	30 %	114 165
Frais de prospection au Canada	100 %	–
Frais de prospection au Canada remplaçants	100 %	23 829
Coûts en capital non amortis	Principalement 25 %, solde dégressif	99 839
Pertes autres qu'en capital	100 %	235 275
Frais d'émission d'actions et de titres d'emprunt	Mode linéaire sur 5 ans	4 832
Autres	Divers	(3 482)
Total des comptes fiscaux estimatifs		724 430

Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations

Les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations de la Société de 88,7 M$ ont trait aux puits et aux infrastructures connexes de la Société, ainsi qu'à l'importante augmentation enregistrée en 2021 relativement à l'acquisition de Simonette et au regroupement d'entreprises avec Distinction. Les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations estimatives comprennent des hypothèses concernant les coûts réels engagés à l'égard de l'abandon de puits ou de la remise en état de biens, le calendrier en vertu duquel ces coûts seront engagés et des facteurs annuels d'inflation. Des coûts d'abandon et de remise en état d'environ 29,5 M$ sont associés à des puits ou à des installations inactifs pour lesquels il n'y a pas d'activités actives ni de réserves attribuées. Kiwetinohk travaille actuellement sur un programme d'abandon afin de gérer et de réduire de façon proactive les passifs relatifs au démantèlement dans un état inactif au cours des cinq à sept prochaines années.

La durabilité environnementale est l'une des principales préoccupations de la Société, et toutes les activités d'aménagement de ce secteur sont examinées afin de s'assurer qu'elles sont menées de la manière la plus responsable et la plus prudente possible et conformément au cadre de gestion du passif du gouvernement de l'Alberta. La notation de gestion du passif (« NGP ») de la Société est conforme aux exigences de l'Alberta Energy Regulator et, par conséquent, aucun dépôt n'est requis ou ne devrait être exigé à court terme. Au 31 décembre 2021, la NGP combinée de la Société s'établissait à 5,34.

Principales données trimestrielles

		2021			2020
	T4	T3	T2	T1	T4	T3	T2	T1
Production (bep/j)	12 422	15 058	10 797	741	645	793	443	1 204
Ventes de marchandises découlantde la production (en milliers dedollars)	70 267	66 897	42 262	3 242	2 186	2 388	1 305	3 879
Produits tirés des activités decommercialisation	58 398	38 349	17 770	–	–	–	–	–
Flux de trésorerie provenant des(affectés aux) activitésd'exploitationPar action (de base)1, 2Par action (dilué)1, 2	25 5180,580,58	31 0060,900,90	(17 125)(0,58)(0,58)	(3 579)(0,19)(0,19)	(777)(0,05)(0,05)	3990,030,03	(1 776)(0,14)(0,14)	4930,040,04
Bénéfice net (perte nette)2	44 306	(340 080)2	13 7263	(46 267)	9 732	(3 545)	(3 261)	(7 795)
Par action (de base)1Par action (dilué)1	1,021,02	(0,99)(0,99)	0,470,47	(2,43)(2,43)	0,640,64	(0,27)(0,27)	(0,26)(0,26)	(0,61)(0,61)

– Dans le cadre de l'arrangement, Kiwetinohk a regroupé les actions ordinaires, les options sur actions et les bons de souscription liés au rendement en circulation de Kiwetinohk sur une base de 10 pour 1. Le présent rapport de gestion et toute l'information relative aux actions ordinaires, aux options sur actions, aux bons de souscription liés au rendement et aux montants par action ont été retraités afin de refléter la consolidation d'actions pour toutes les périodes présentées.
– La Société a retraité de 2,0 M$ et de 2,4 M$ les charges d'exploitation et les frais de transport du troisième trimestre de 2021, respectivement, en raison des révisions apportées à des charges comptabilisées antérieurement.
– La Société a ajusté de 1,1 M$, de 0,3 M$ et de 4,6 M$ le profit lié à l'acquisition, la charge d'impôt différé et la quote-part du bénéfice d'une entreprise associée du deuxième trimestre de 2021, respectivement, en raison d'ajustements apportés à la juste valeur estimative du fonds de roulement acquis dans le cadre des acquisitions de Simonette et de Distinction en fonction de nouvelles informations.

Principales données annuelles

	2021	2020	2019
Production (bep/j)	9 801	771	1 242
Ventes de marchandises découlant de la production(en milliers de dollars)	182 668	9 758	18 895
Produits tirés des activités de commercialisation	114 517	–	–
	35 820	(1 661)	4 221
Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités d'exploitation
Par action (de base)1Par action (dilué)1	1,131,13	(0,13)(0,13)	0,360,36
Bénéfice net (perte nette)	(22 315)	(4 869)	(19 474)
Par action (de base)1Par action (dilué)1	(0,70)(0,70)	(0,36)(0,36)	(1,67)(1,67)
Total de l'actif	614 337	172 993	114 796
Passifs à long terme	124 587	3 448	1 734

– Dans le cadre de l'arrangement, Kiwetinohk a regroupé les actions ordinaires, les options sur actions et les bons de souscription liés au rendement en circulation de Kiwetinohk sur une base de 10 pour 1. Le présent rapport de gestion et toute l'information relative aux actions ordinaires, aux options sur actions, aux bons de souscription liés au rendement et aux montants par action ont été retraités afin de refléter la consolidation d'actions pour toutes les périodes présentées.

En raison de l'acquisition de Simonette et de la consolidation de Distinction, qui ont toutes deux eu lieu le 28 avril 2021, la production et les résultats d'exploitation de la Société ont augmenté de façon importante au début du deuxième trimestre de 2021.

Situation de trésorerie et sources de financement

L'objectif de la Société en matière de gestion de son bilan consiste à maintenir une structure du capital prudente qui lui procure une souplesse financière lui permettant de saisir des occasions d'affaires stratégiques et nouvelles. La Société se fie aux flux de trésorerie provenant de sa production actuelle, aux fonds disponibles sur sa facilité de crédit et aux émissions futures de titres de capitaux propres ou de titres d'emprunt pour financer ses exigences en matière de capital ainsi que ses acquisitions éventuelles. La Société s'attend à ce que les flux de trésorerie provenant des opérations découlant de l'acquisition de Simonette et les fonds disponibles sur sa facilité de crédit soient suffisants pour répondre à ses besoins en fonds de roulement et financer les forages prévus à l'égard de la superficie de Simonette et de la zone de Placid jusqu'en 2022.

Facilité de crédit

En 2021, la Société a obtenu une facilité de crédit de premier rang combinée de 225,0 M$ auprès d'un consortium de banques, dont une tranche de 96,3 M$ a été initialement prélevée pour financer l'acquisition de Simonette. Le 22 septembre 2021, la Société a modifié et mis à jour sa convention de crédit et a conclu une facilité de crédit unique de 225,0 M$ avec un consortium de banques. Le 13 décembre 2021, le total des engagements aux termes de la facilité de crédit a été augmenté de 40 % pour le faire passer à 315,0 M$ après l'examen semestriel de la base d'emprunt des prêteurs. La facilité de crédit se compose d'une facilité d'exploitation de 65,0 M$ et d'une facilité consortiale de 250,0 M$.

Au 31 décembre 2021, un montant de 34,7 M$ (avant les coûts de financement différés) était en cours sur la facilité de crédit, et des lettres de crédit de 52,3 M$ étaient émises afin de soutenir des engagements liés au transport ainsi que d'autres engagements.

en milliers de dollars	Montant autorisé	Montant prélevé	Lettres de crédit	Capacité1
Facilité de crédit	315 000	34 698	52 311	227 991
1 – Mesure non conforme aux PCGR n'ayant pas de définition normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparableà des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.
en milliers de dollars			2021	2020
Emprunts			32 868	–

Insuffisance (excédent) du fonds de roulement ajusté1	18 644	(54 401)
Dette nette (excédent net)1	51 512	(54 401)
1 – Mesure non conforme aux PCGR n'ayant pas de définition normalisée en vertu des normes IFRS et qui, par conséquent, pourrait ne pas être comparable

à des mesures semblables présentées par d'autres entités. Se reporter à la rubrique « Mesures non conformes aux PCGR » du présent rapport de gestion.

La facilité de crédit est une facilité de crédit engagée de 364 jours, disponible sur une base renouvelable jusqu'au 31 mai 2022, date à laquelle elle peut être prolongée au gré des prêteurs. Si la période renouvelable n'est pas prolongée, la tranche non prélevée de la facilité de crédit sera annulée et le montant impayé devra être remboursé à la fin de la période non renouvelable, soit le 31 mai 2023. La base d'emprunt est établie en fonction de l'évaluation des réserves de pétrole et de gaz naturel de la Société par les prêteurs au moment de la transaction, ainsi que des prix des marchandises.

Les intérêts à payer sur les montants prélevés sur la facilité de crédit sont calculés selon le taux des acceptations bancaires majoré d'une commission d'attente, le taux préférentiel des prêteurs ou le taux de base américain majoré des marges applicables, selon la forme que prennent les emprunts de la Société. Les marges applicables et les commissions d'attente sont fondées sur une grille d'établissement des prix à échelle variable liée au ratio dette/bénéfice avant intérêts, impôt et amortissements de la Société (le « BAIIA bancaire »), à partir d'un minimum correspondant au taux préférentiel de la banque ou au taux de base américain majoré d'une marge applicable allant de 1,75 % à 5,25 %, ou d'un minimum correspondant au taux des acceptations bancaires majoré d'une commission d'attente allant de 2,75 % à 6,25 %. La tranche non utilisée de la facilité de crédit est assujettie à des commissions d'attente allant de 0,6875 % à 1,5625 %, en fonction du ratio de la dette sur le BAIIA bancaire de la Société.

La facilité de crédit est garantie par une débenture à frais variables à vue de 1,0 G$ et une convention de sûreté générale grevant tous les actifs de la Société.

Dans l'avenir, la Société prévoit utiliser la facilité de crédit aux fins du fonds de roulement pour financer ses plans de capital futurs avant de recevoir les flux de trésorerie liés aux nouveaux investissements, et elle ciblera un ratio de la dette nette sur les flux de trésorerie provenant des opérations ajustés des 12 derniers mois d'au plus 1,0 fois.

Facilités de crédit D'EDC

Après la fin de l'exercice, Kiwetinohk a conclu une nouvelle facilité de lettres de crédit renouvelable à vue non garantie de 15 M$ (la « facilité de lettres de crédit ») avec une banque canadienne. Les obligations de Kiwetinohk en vertu de la facilité de lettres de crédit sont soutenues par une marge pour garanties de cautionnements offerte par Exportation et développement Canada (« EDC »). La marge pour garanties de cautionnements est valide jusqu'au 10 février 2023 et peut être prolongée de temps à autre au gré de Kiwetinohk et avec l'accord d'EDC.

Capital social

La société est autorisée à émettre un nombre illimité d'actions ordinaires avec droit de vote. En 2021, la Société a entièrement prélevé la tranche restante de sa marge de crédit sur actions auprès de ARC Financial Corp. (« ARC ») en plus de mobiliser un montant de 32,7 M$ dans le cadre d'un placement privé.

Dans le cadre de l'arrangement, Kiwetinohk a émis 10,2 millions d'actions ordinaires et a acquis la totalité des actions ordinaires de Distinction qu'elle ne détenait pas déjà. Toutes les actions ordinaires, les options sur actions et les bons de souscription liés au rendement en circulation de Kiwetinohk ont été regroupés à raison de 10 pour 1. Les bons de souscription de capital ont été annulés au même moment. Kiwetinohk a également hérité du statut d'émetteur assujetti de Distinction dans le cadre de l'arrangement. La consolidation d'actions a été présentée rétroactivement dans le tableau suivant.

en milliers	T4 2021	T4 2020	2021	2020
Nombre moyen pondéré d'actions en circulation
De base	43 623	15 203	31 689	13 540
Dilué	43 623	15 203	31 689	13 540
Titres en circulation
Actions ordinaires	43 675	18 724	43 675	18 724
Options sur actions	3 228	1 288	3 228	1 288
Bons de souscription liés au rendement	7 922	2 578	7 922	2 579
Bons de souscription de capital	–	2 007	–	2 007
Total des titres en circulation, dilué	54 825	24 597	54 825	24 597

Au 23 mars 2022, la Société avait 44 042 515 actions ordinaires en circulation.

Engagements, obligations contractuelles et provisions

en milliers de dollars	2022	2023	2024	2025	2026	Par la suite
Collecte, traitement et transport1	55,8	63,3	65,3	57,1	12,4	253,9
Achats de gaz naturel	81,7	–	–	–	–	–
Fournitures, matériel et logiciels	0,3	–	–	–	–	–
Créditeurs	54,4	–	–	–	–	–
Contrepartie au titre des paiements
éventuels	5,0	6,6	–	–	–	–
Obligations locatives	0,6	–	–	–	–	–
Fonds destinés aux terrains	0,4	–	–	–	–	–
Emprunts	1,8	36,0	–	–	–	–
Contrats de gestion des risques	26,1	2,7	–	–	–	–
Autres	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	1,1
Total	226,5	109,0	65,7	57,5	12,8	255,0

– Les contrats de transport de gaz comprennent des engagements auprès d'Alliance de 90,3 Mpi3/j à l'égard de l'acquisition de Simonette et de 29,7 Mpi3/j à l'égard de Distinction, ainsi que divers engagements liés au transport de LGN et de condensat et d'autres engagements liés au traitement.

Dans le cadre de l'acquisition de Simonette, la Société a pris des engagements en matière de transport de gaz naturel d'environ 90,3 Mpi3/j afin de livrer du gaz à Chicago sur les gazoducs d'Alliance jusqu'en octobre 2025. La Société a conclu une entente d'extraction de liquides avec Aux Sable jusqu'en octobre 2023. Par l'entremise de Distinction, la Société a acquis une entente de transport indépendante distincte avec Alliance afin de livrer des volumes de gaz naturel de 29,7 Mpi3/j à Chicago jusqu'au 31 octobre 2025. Cette entente n'est pas visée par un contrat avec Aux Sable.

À l'heure actuelle, la Société a conclu des ententes d'approvisionnement en gaz naturel visant environ 80 000 GJ/j (soit environ 70,1 Mpi3/j) avec plusieurs producteurs de gaz naturel jusqu'en 2022, lui permettant d'utiliser pleinement la capacité de ses engagements relatifs aux gazoducs d'Alliance. Par conséquent, la Société est en mesure d'utiliser le produit des volumes de gaz achetés vendus pour respecter tous ses engagements en matière de transport et d'achat.

En mars 2022, la Société a pris des engagements additionnels visant l'achat d'un approvisionnement en gaz naturel jusqu'en novembre 2023, pour un total estimatif de 3,5 M$ au cours de 2022 et de 12,6 M$ en 2023.

Information sur les parties liées

Pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2021, la Société a engagé un montant total de 0,6 M$ et de 2,5 M$, respectivement (2020 – 0,3 M$ et 1,0 M$), relativement aux transactions entre parties liées suivantes :

La Société a retenu les services d'un cabinet d'avocats pour fournir des services juridiques en matière d'entreprise. Un administrateur de la Société est un associé de ce cabinet d'avocats.
La Société a retenu les services d'une société de services d'information sur l'énergie afin d'aider dans l'évaluation de potentiels biens pétroliers et gaziers en amont. Un administrateur de la Société est le chef de la direction de cette entreprise.
La Société travaille avec une société de services pétroliers en amont. Un vice-président de la Société était le président de cette société de services pétroliers, mais il a démissionné de celle-ci au cours du quatrième trimestre de 2021.

À la conclusion de l'arrangement avec Distinction, la Société avait un solde à recevoir net de 0,6 M$ en cours provenant d'anciens administrateurs et employés de Distinction au titre de retenues d'impôt à la source engagées lors de la cession et de l'échange de toutes les unités d'actions restreintes de Distinction restantes au moment de la conclusion. Le solde de 0,6 M$ au titre des retenues d'impôt à la source a été remboursé après le 31 décembre 2021.

Toutes les transactions entre parties liées sont effectuées dans le cours normal des activités et sont comptabilisées à la valeur d'échange, qui se rapproche de la juste valeur des services fournis.

Santé, sécurité et environnement

Dans le cadre de l'intégration des actifs de Simonette et de Distinction Energy, Kiwetinohk met en œuvre un nouveau programme de santé et de sécurité qui applique les meilleures pratiques à toutes les opérations. La Société continue de faire preuve de prudence à l'égard des risques liés à la COVID-19 en suivant les directives et en appliquant les mesures de protection dictées par les gouvernements locaux et la santé publique.

Kiwetinohk effectue actuellement un examen approfondi de ses risques environnementaux, sociaux et de gouvernance (« ESG ») et de ses stratégies de gestion, et prévoit publier son premier rapport ESG au milieu de 2022, conformément aux normes du Sustainability Accounting Standards Board (« SASB ») pour le secteur du pétrole et du gaz – exploration et production et au cadre du Groupe de travail sur l'information financière relative aux changements climatiques.

Facteurs de risque et gestion des risques

L'équipe de direction de la Société se concentre sur la planification stratégique à long terme, et elle a dégagé les principaux risques importants, les incertitudes et les occasions liés aux activités de la Société et pouvant avoir une incidence sur sa situation financière, ses activités, ses flux de trésorerie et ses perspectives d'avenir. Ces éléments comprennent, sans s'y limiter :

•	les risques liés à la mise en valeur et àl'exploitation des activités de productiond'énergie et d'énergie renouvelable;	•	les prix du gaz naturel, du pétrole et del'électricité;
•	la capacité de la Société à mettre en œuvreavec succès sa stratégie de transitionénergétique;	•	la capacité de la Société d'atteindre ses objectifsen matière d'investissement et de mise envaleur;
•	les risques liés à la prospection, à la mise envaleur et à la production de pétrole brut et degaz naturel, ainsi qu'au forage lié au pétrole, auxLGN et au gaz naturel non conventionnels;	•	les risques et les limites liés aux donnéesprévisionnelles sur les réserves;
•	les risques liés à l'exploitation et à l'intégrationd'activités au sein d'une entreprise nouvellementregroupée;	•	la conjoncture économique et financièremondiale, y compris les répercussions du conflitentre la Russie et l'Ukraine;
•	la facilité d'accès aux marchés financiers;	•	l'obtention de licences et permis;
•	les règlements gouvernementaux;	•	les risques liés à la santé, à la sécurité et àl'environnement;
•	la concurrence au sein du secteur du pétrolebrut et du gaz naturel;	•	les taxes sur le carbone et les coûts liés à laconformité environnementale;
•	le coronavirus (la « COVID-19 »);	•	les contraintes du marché et l'accès auxservices et à l'équipement;
•	les talents, le recrutement et le maintien enposte du personnel clé;	•	les risques liés à la technologie;
•	le caractère saisonnier des activités;	•	les pénuries au sein du secteur;
•	une détérioration de l'acceptabilité del'exploitation pétrolière et gazière ou del'acceptabilité sociale de nos activités;	•	l'accès au capital et la capacité de vendre et derecouvrer du capital;
•	la mise en valeur, la construction et l'exécutionde projets;	•	les engagements en matière de transport et detraitement;
•	les contrats de couverture et de gestion desrisques;	•	la gestion de la croissance;
•	le nombre limité d'actionnaires;	•	l'inflation et les perturbations dans la chaîned'approvisionnement.

Afin de réduire les risques, la Société emploie des experts du secteur, qui sont des professionnels hautement qualifiés ayant des rôles et des responsabilités clairement définis, en plus de chercher à exploiter et à contrôler la majorité de ses biens et projets et d'utiliser des technologies éprouvées. Elle mettra également au point de nouvelles technologies, au besoin. Les autres risques sont analysés à la rubrique « Facteurs de risque » de la notice annuelle de la Société datée du 23 mars 2022, disponible sur le site Web de SEDAR, à l'adresse www.sedar.com.

Contrôles internes

Le contrôle interne à l'égard de l'information financière d'une société est un processus conçu pour fournir une assurance raisonnable que l'information financière est pertinente, fiable et préparée en temps opportun, que tous les actifs de la Société sont protégés et que les opérations quotidiennes sont autorisées de façon appropriée.

Le chef de la direction et le chef des finances sont responsables des contrôles internes à l'égard de l'information financière, qui doivent être conçus sous leur supervision. Compte tenu de la taille de la Société et de la participation importante du chef de la direction et du chef des finances dans les activités d'exploitation quotidiennes de celle-ci, des contrôles et des procédures de communication de l'information appropriés sont en place pour fournir l'assurance raisonnable que i) l'information significative relative à la Société est communiquée par d'autres membres au chef de la direction et au chef des finances de la Société et ii) l'information devant être présentée par la Société à son conseil d'administration est enregistrée, traitée et présentée en temps opportun.

Présentation de l'information financière

Estimations comptables critiques

Les principaux jugements et estimations comptables utilisés par la Société sont analysés dans les notes annexes des états financiers au 31 décembre 2021. Certaines méthodes comptables exigent que la direction prenne des décisions appropriées relativement à la formulation d'estimations et d'hypothèses qui ont une incidence sur les montants présentés de l'actif, du passif, des produits et des charges. La direction revoit régulièrement ses estimations. De nouvelles informations et l'évolution des circonstances peuvent donner lieu à des résultats réels ou à des changements aux montants estimatifs qui diffèrent de façon significative des estimations actuelles.

Les estimations comptables critiques qui pourraient avoir une incidence sur les résultats financiers et d'exploitation de la Société comprennent ce qui suit :

la juste valeur à la date d'acquisition des actifs identifiables dans le cadre de regroupements d'entreprises;
l'épuisement et les pertes de valeur estimatifs, qui sont fondés sur les estimations des réserves de pétrole et de gaz naturel;
les estimations des réserves de pétrole et de gaz naturel économiquement récupérables, qui sont influencées par les taux de production, les prix des marchandises, les redevances, les coûts d'exploitation et d'autres hypothèses pertinentes;
la détermination de la faisabilité technique et de la viabilité commerciale des projets de prospection et d'évaluation;
l'estimation des obligations liées à la mise hors service d'immobilisations en fonction des exigences juridiques et implicites actuelles, de la technologie, des prix, de l'inflation des coûts, du taux d'intérêt sans risque, du calendrier et des plans prévus relativement aux mesures correctives;
la charge de rémunération fondée sur des actions reposant sur des données utilisées dans le modèle d'évaluation des options de Black et Scholes, notamment la juste valeur des actions, la date d'émission, la volatilité attendue, le rendement en dividende et les taux de déchéance et d'actualisation;
la comptabilisation d'actifs d'impôt différé en fonction de la probabilité de bénéfices imposables futurs;
la juste valeur estimative des contrats de gestion des risques en fonction des prix des marchandises prévus et des taux de change.

Futures prises de position faisant autorité en comptabilité

Les futures prises de position faisant autorité en comptabilité publiées et non encore entrées en vigueur au 31 décembre 2021 sont présentées ci-dessous. La Société a l'intention d'adopter ces normes lorsqu'elles entreront en vigueur. Elle évalue actuellement leur incidence sur les états financiers consolidés, le cas échéant, et ne s'attend pas à ce que cette incidence soit importante.

IAS 1, Présentation des états financiers

Avec prise d'effet le 1er janvier 2023, les modifications apportées au classement des passifs à titre de passifs non courants comprennent l'exigence selon laquelle le droit de différer le règlement doit être substantiel et exister à la fin de la période de présentation de l'information financière.

IAS 8, Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs

Avec prise d'effet le 1er janvier 2023, les modifications à IAS 8 comprennent des clarifications supplémentaires sur la détermination des changements de méthodes comptables par rapport aux changements d'estimations comptables. L'élaboration d'estimations comptables comprend le choix d'une technique d'évaluation et le choix des données à utiliser pour l'application de la technique d'évaluation choisie.

IAS 16, Immobilisations corporelles

Avec prise d'effet le 1er janvier 2022, le produit de la vente d'éléments avant que les immobilisations corporelles ne soient prêtes à être utilisées est comptabilisé en résultat net, de même que le coût de production de ces éléments.

IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels

Avec prise d'effet le 1er janvier 2022, IAS 37 exige la comptabilisation de contrats déficitaires lorsque les coûts inévitables engagés pour satisfaire aux obligations contractuelles sont supérieurs aux avantages économiques attendus en vertu de ce contrat. Les coûts inévitables d'un contrat reflètent le coût net de sortie du contrat, c'està-dire le plus faible du coût d'exécution du contrat ou de toute indemnisation ou pénalité découlant du défaut d'exécution. Les modifications comprennent des clarifications sur les coûts marginaux et la répartition des autres coûts directs à titre de coûts inclus dans l'exécution d'un contrat.

Instruments financiers et gestion du risque

Les instruments financiers de la Société sont classés et évalués au coût amorti ou à la juste valeur par le biais du résultat net.

Les actifs financiers sont évalués au coût amorti si la détention de l'actif financier s'inscrit dans un modèle économique dont l'objectif est de détenir des actifs financiers afin d'en percevoir les flux de trésorerie contractuels et si les conditions contractuelles donnent lieu, à des dates spécifiées, à des flux de trésorerie qui correspondent uniquement à des remboursements de principal et à des versements d'intérêts sur le principal restant dû. Tous les autres actifs financiers sont évalués à la juste valeur par le biais du résultat net.

Tous les passifs financiers sont évalués au coût amorti sauf ceux évalués à la juste valeur par le biais du résultat net, lesquels comprennent la contrepartie au titre des paiements éventuels et les contrats de gestion des risques.

Risque de crédit

Le risque de crédit correspond au risque que la Société subisse une perte financière si une contrepartie à un instrument financier n'est pas en mesure de respecter ses obligations contractuelles. La Société est exposée au risque de crédit à l'égard de sa trésorerie, de ses débiteurs et de ses contrats de gestion des risques.

Les soldes de trésorerie et les contrats de gestion des risques de la Société sont détenus auprès de grandes institutions financières bien établies. La Société gère le risque de crédit en s'assurant de ne conclure des transactions qu'avec des contreparties dont le degré de solvabilité est élevé et en examinant régulièrement son exposition à court terme avec ces contreparties.

Risque de liquidité

Le risque de liquidité se définit par le risque que la Société soit incapable de respecter ses obligations financières à leur échéance. La Société mène ses activités dans un secteur capitalistique caractérisé par des cycles d'exploitation à moyen et à long terme. La Société peut être confrontée à de longs délais de développement ainsi qu'à des risques liés à l'augmentation des coûts en capital et des délais d'exécution des projets en raison de la disponibilité des ressources, des permis et d'autres facteurs indépendants de sa volonté. La Société surveille régulièrement ses besoins de liquidités en évaluant sa capacité à générer des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, l'accès au financement externe, les obligations exigibles au titre de la dette, et ses besoins futurs prévus en matière de dépenses d'exploitation et d'investissement.

Les instruments financiers de la Société comptabilisés dans le bilan consolidé comprennent la trésorerie, les débiteurs, les fonds détenus en fiducie, les créditeurs et charges à payer, le passif à long terme, les passifs éventuels, les emprunts, ainsi que les contrats de gestion des risques. Les principaux risques sont décrits à la note 19 des états financiers.

Risque de marché

Le risque de marché correspond au risque que les fluctuations des prix du marché, comme les taux de change, les prix des marchandises et les taux d'intérêt, aient une incidence sur l'état consolidé du résultat net et du résultat global de la Société dans la mesure où celle-ci détient des instruments financiers en cours.

Arrangements hors bilan

Mis à part ce qui est présenté dans les états financiers, la Société n'a conclu aucune garantie ni aucun arrangement hors bilan qui aurait une incidence significative sur la situation financière ou sur les résultats d'exploitation au 31 décembre 2021.

Autres

Mesures non conformes aux PCGR

Certaines informations présentées dans le présent document comprennent des mesures non conformes aux PCGR, notamment le « revenu net d'exploitation », le « revenu net d'exploitation ajusté », les « flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés », les « flux de trésorerie disponibles (l'insuffisance) liés aux opérations », l'« (insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté », la « capacité de facilité de crédit », la « dette nette (l'excédent net) », le « ratio dette nette/flux de trésorerie provenant des opérations ajustés », le « bénéfice net (la perte nette) lié aux activités de commercialisation », le « rendement du capital investi moyen » et le « capital investi moyen ». Ces mesures non conformes aux PCGR présentées dans le présent rapport de gestion ne doivent pas être considérées de façon isolée ni comme des substituts des mesures de la performance préparées conformément aux normes IFRS, et elles doivent être lues parallèlement aux états financiers. Les lecteurs sont prévenus que ces mesures non conformes aux PCGR n'ont pas de signification normalisée et qu'elles ne devraient pas être utilisées pour faire des comparaisons entre Kiwetinohk et d'autres sociétés sans tenir compte des différences dans la méthode utilisée pour les calculs.

La Société utilise certaines mesures pour analyser la performance opérationnelle et financière. Ces mesures non conformes aux PCGR n'ont pas de signification normalisée en vertu des normes IFRS et, par conséquent, elles pourraient ne pas être comparables à des mesures semblables présentées par d'autres entités, et elles ne devraient pas non plus être considérées comme des substituts à d'autres mesures semblables conformes aux normes IFRS.

Revenu net d'exploitation

Le revenu net d'exploitation est calculé par bep en fonction des ventes de marchandises découlant de la production, moins les redevances, les charges d'exploitation et les frais de transport. Kiwetinohk présente également le revenu net d'exploitation ajusté, qui comprend le profit ou la perte réalisé sur les contrats de gestion des risques qui ont été réglés en trésorerie au cours de la période visée et le bénéfice lié aux activités de commercialisation. La présentation de l'incidence du profit ou de la perte réalisé sur les contrats de gestion des risques et du bénéfice lié aux activités de commercialisation fournit à la direction et aux investisseurs une mesure qui reflète l'incidence du programme de gestion des risques et du bénéfice de commercialisation de la Société sur son revenu net.

La direction est d'avis que le revenu net d'exploitation et le revenu net d'exploitation ajusté sont des indices de référence clés du secteur et des mesures utiles de la performance qui fournissent à la Société et aux investisseurs de l'information couramment utilisée par d'autres producteurs de pétrole et de gaz naturel. L'évaluation par bep aide la direction à évaluer la performance d'exploitation sur une base comparable.

Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés

Les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés correspondent aux flux de trésorerie provenant des (affectés aux) activités d'exploitation avant la variation nette du fonds de roulement hors trésorerie lié aux activités d'exploitation, les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations, les coûts de restructuration, les coûts d'acquisition et les coûts liés à une entente de règlement. La direction estime que les flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés constituent une mesure clé pour analyser le rendement, puisqu'ils démontrent la capacité de la Société de générer la trésorerie nécessaire pour financer les dépenses d'investissements futures et les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations et pour rembourser sa dette.

Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) liés aux opérations

Les flux de trésorerie disponibles (l'insuffisance) liés aux opérations correspondent aux flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés moins les dépenses d'investissement avant les acquisitions de biens. La direction utilise les flux de trésorerie disponibles à titre de mesure clé pour analyser la capacité de la Société à générer des rendements pour les investisseurs et à rembourser sa dette.

(Insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté

L'(insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté correspond aux actifs courants moins les passifs courants, compte non tenu des contrats de gestion des risques. L'(insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté est utilisé par la direction pour offrir une vue d'ensemble des liquidités de la Société. La tranche courante liée aux contrats de gestion des risques n'a pas été prise en compte du fait qu'il n'y a aucune intention de réaliser ces instruments financiers et qu'ils sont également soumis à un degré élevé de volatilité avant le règlement final.

en milliers de dollars	2021	2020	2019
Actifs courants	47 557	57 692	30 693
Passifs courants	(92 316)	(3 291)	(3 181)
(Insuffisance) excédent du fonds de roulement	(44 759)	54 401	27 512
Contrats de gestion des risques à court terme	26 115	–	–
(Insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté	(18 644)	54 401	27 512

Capacité de facilité de crédit

La capacité de facilité de crédit correspond au montant total disponible au titre de la facilité de crédit, moins les montants prélevés sur la facilité de crédit et les lettres de crédit en cours. La direction utilise la capacité de facilité de crédit pour évaluer les liquidités de la Société.

Dette nette (excédent net)

La dette nette (l'excédent net) correspond aux emprunts plus l'excédent (l'insuffisance) du fonds de roulement ajusté et représente les obligations financières nettes de la Société. La dette nette (l'excédent net) est utilisé par la direction pour offrir une vue d'ensemble de la structure du capital et fournir une mesure clé pour évaluer les liquidités de la Société.

en milliers de dollars	2021	2020	2019
Emprunts	32 868	–	–
(Insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté	(18 644)	(54 401)	(27 512)
Dette nette (excédent net)	(51 512)	(54 401)	(27 512)

Ratio dette nette/flux de trésorerie provenant des opérations ajustés

Le ratio dette nette/flux de trésorerie provenant des opérations ajustés est un ratio de liquidité qui représente la capacité de la Société à couvrir sa dette nette par ses flux de trésorerie liés aux opérations ajustés. Le ratio dette nette/flux de trésorerie ajustés correspond à la dette nette divisée par les flux de trésorerie provenant des opérations ajustés.

Bénéfice net (perte nette) lié aux activités de commercialisation

Le bénéfice net (la perte nette) lié aux activités de commercialisation correspond aux produits tirés de la vente de gaz naturel acheté, moins les coûts de commercialisation, qui comprennent les achats de marchandises, les coûts de transport et les frais de commercialisation connexes. Le bénéfice net (la perte nette) lié aux activités de commercialisation est utilisé comme une mesure clé de la façon dont la Société gère ses contrats d'achat ferme relatif au transport par gazoduc.

Rendement du capital investi moyen

Le rendement du capital investi moyen correspond aux flux de trésorerie provenant des opérations ajustés divisés par la moyenne du capital investi d'ouverture et de clôture pour les 12 mois précédents. La direction utilise le rendement du capital investi moyen pour évaluer l'efficacité de sa gestion du capital et sa capacité à générer des rendements pour les actionnaires.

Capital investi moyen

Le capital investi moyen correspond à la moyenne des capitaux propres plus la dette nette (l'excédent net). Le capital investi moyen est utilisé dans le calcul du rendement du capital investi moyen de la Société.

en milliers de dollars	2021	2020	2019
Capitaux propres	397 434	166 254	109 881
Ajouter : dette nette	51 512	(54 401)	(27 512)
Capital investi	448 946	111 853	82 369
Capital investi moyen	280 400	97 111

Déclarations prospectives

Certaines informations présentées dans le présent rapport de gestion contiennent de l'information et des déclarations prospectives. Ces informations ou ces déclarations prospectives sont présentées dans le but de fournir, sans s'y limiter, de l'information sur les attentes actuelles de la direction par rapport à la stratégie de la Société, ainsi qu'une évaluation par la direction des plans et des activités futurs. Les déclarations ou les informations prospectives contiennent généralement des énoncés comportant des mots tels que « prévoir », « croire », « s'attendre », « planifier », « avoir l'intention », « estimer », « proposer », « projet », « potentiel » ou des mots similaires suggérant des résultats futurs ou des énoncés concernant la performance et les perspectives futures. Les lecteurs sont prévenus que les hypothèses utilisées dans la préparation de ces informations pourraient se révéler inexactes. Des événements ou des circonstances pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent significativement de ceux prévus en raison de nombreux risques, incertitudes et autres facteurs connus et inconnus, dont plusieurs sont indépendants de la volonté de la Société.

Plus particulièrement, le présent rapport de gestion contient des déclarations prospectives se rapportant aux éléments suivants :

l'incidence du gaz naturel à faible coût produit à partir des ressources en amont de Kiwetinohk sur la marge brute de la Société;
la stratégie de croissance de la Société, notamment la priorité donnée à la consolidation des actifs stratégiques en amont, la sélection et la mise en valeur de centrales électriques au gaz naturel et de projets renouvelables, et les plans d'intégration des projets en amont et d'électricité de la Société;
les plans de la Société pour démarrer des activités de production d'électricité peu polluante pour alimenter le réseau de l'Alberta, dont l'aménagement de centrales électriques au gaz naturel et d'énergie solaire et éolienne, et des attentes concernant les possibilités pour d'autres projets d'énergie renouvelable;
le temps nécessaire pour que les projets d'énergies solaire et d'énergie renouvelable garantie de la Société parviennent à l'étape de la DIF;
les augmentations prévues de la production jusqu'au premier trimestre de 2023;
les enquêtes futures menées par la Société sur le CUSC et les demandes de subventions connexes;
la volatilité du secteur et l'incertitude quant au moment et à l'ampleur de la reprise à la suite de la COVID-19;
la réactivation de la station de comptage d'Alliance à l'usine de gaz naturel non corrosif Bigstone au premier trimestre de 2022;
l'impôt futur à payer par la Société;
les exigences futures relatives aux dépôts au titre de la NGP de la Société;
le calendrier et les coûts des projets d'investissement de la Société, y compris le forage et l'achèvement de certains puits;
les résultats prévus du programme d'investissement de la Société;
les coûts d'exploitation en 2022;
les échéances à court terme de terrains et les charges pour perte de valeur connexes;
la suffisance des fonds pour répondre aux besoins en fonds de roulement de la Société, et le forage prévu dans le cadre de l'acquisition Simonette et la superficie de Distinction pour 2022;
les résultats prévus de la mise en œuvre fructueuse des stratégies d'investissement et de financement de la Société à l'égard de son portefeuille de projets énergétiques;
l'utilisation de la facilité de crédit aux fins du fonds de roulement pour financer les plans de capital futurs;
le traitement fiscal de la Société imposé par les régimes de réglementation, y compris les taxes et les régimes d'imposition, les règlements relatifs à l'environnement et aux émissions de gaz à effet de serre et les obligations liées à l'abandon et à la remise en état, et les exigences en matière de consultation auprès des communautés autochtones, des propriétaires fonciers et d'autres parties intéressées;
la demande attendue pour les produits pétroliers, y compris les LGN, ainsi que les prix et les niveaux de stocks de ces produits;
l'incidence des conditions actuelles du marché sur la Société.

En plus d'autres facteurs et hypothèses qui peuvent être identifiés dans le présent rapport de gestion, des hypothèses ont été formulées, notamment en ce qui concerne :

le calendrier et les coûts des projets d'investissement de la Société;
l'incidence de la concurrence accrue;
la stabilité générale du contexte économique et politique dans lequel la Société exerce ses activités;
la capacité de la Société d'obtenir du personnel qualifié, de l'équipement et des services en temps opportun et de façon rentable;
la capacité à exercer ses activités de manière sécuritaire, efficiente et efficace de l'exploitant des projets dans lesquels la Société a un intérêt;
les prix futurs des marchandises et de l'énergie;
les taux de change et d'intérêt;
le cadre réglementaire concernant les redevances, l'impôt, l'énergie, les énergies renouvelables et les questions environnementales dans les territoires où la Société exerce ses activités;
la capacité de la Société à commercialiser ses produits avec succès.

Les lecteurs sont priés de noter que la liste de facteurs qui précède n'est pas exhaustive et que des hypothèses ont été formulées à l'égard de ceux-ci. Bien que la Société soit d'avis que les hypothèses et les attentes énoncées dans ces déclarations ou informations prospectives sont raisonnables, les lecteurs ne doivent pas se fier indûment aux déclarations prospectives puisque la Société ne peut garantir que ces hypothèses et attentes se révéleront exactes.

Les déclarations ou les informations prospectives comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent significativement de ceux prévus par la Société et décrits dans les déclarations ou les informations prospectives. Ces risques et ces incertitudes comprennent notamment :

la capacité de la direction à mettre en œuvre son plan d'affaires;
les conditions économiques et commerciales générales;
le risque d'instabilité dans les territoires où la Société exerce ses activités;
les risques liés aux secteurs de l'énergie et des énergies renouvelables;
les risques opérationnels et les risques liés à la construction associés à certains projets;
la possibilité que les politiques ou les lois gouvernementales changent ou que les approbations gouvernementales soient retardées ou refusées;
l'incertitude relative aux forces qui alimentent certains projets d'énergie renouvelable;
la capacité de la Société à conclure ou à renouveler des contrats de location;
des retards ou des changements éventuels dans les plans relatifs aux projets d'énergie et d'énergie solaire ou aux dépenses d'investissement;
les fluctuations des prix des marchandises et de l'énergie, des taux de change et des taux d'intérêt;
les risques inhérents aux activités de commercialisation de la Société, y compris le risque de crédit;
les risques liés à la santé, à la sécurité, à l'environnement et à la construction;
les risques liés aux poursuites judiciaires et aux mesures réglementaires existantes et futures éventuelles à l'encontre de la Société;
les incertitudes quant à la disponibilité et au coût du financement;
les risques financiers ayant une incidence sur la valeur des investissements de la Société.

Les lecteurs sont priés de noter que la liste des risques et des incertitudes éventuels qui précède n'est pas exhaustive.

Les déclarations et les informations prospectives contenues dans le présent rapport de gestion ne sont valables qu'à la date de celui-ci, et la Société ne s'engage nullement à publier une mise à jour ou une révision de ces déclarations ou informations prospectives, sauf si les lois sur les valeurs mobilières applicables l'exigent expressément.

Informations financières prospectives

Le présent rapport de gestion contient de l'information qui pourrait constituer de l'information financière prospective ou des perspectives financières à propos de la performance financière, de la situation financière ou des flux de trésorerie prospectifs de la Société, lesquelles sont toutes assujetties aux mêmes hypothèses, facteurs de risque, limites et qualifications que ceux décrits ci-dessus. Plus particulièrement, le présent rapport de gestion présente les coûts en capital et la capacité de production d'énergie prévus des projets d'investissement liés à la production d'énergie proposés par la Société, ainsi que les perspectives financières de la Société pour 2022, y compris les taux de redevance, les coûts d'exploitation, les frais de transport, les frais généraux et administratifs et l'impôt en trésorerie prévus. Les lecteurs sont prévenus que les hypothèses utilisées dans la préparation de ces informations, bien qu'elles soient considérées comme raisonnables au moment de la préparation, pourraient se révéler imprécises ou inexactes et, par conséquent, ils ne doivent pas se fier indûment à l'information financière prospective ni aux perspectives financières. Les résultats, la performance ou les réalisations réels de la Société pourraient différer significativement de ceux qui sont exprimés ou sous-entendus dans l'information financière prospective et les perspectives financières. Kiwetinohk a inclus de l'information financière prospective et des perspectives financières afin de donner aux lecteurs une perspective plus complète des activités futures de la Société et des attentes actuelles de la direction à l'égard du rendement futur de la Société. Les lecteurs sont prévenus que ces renseignements pourraient ne pas convenir à d'autres fins. L'information financière prospective et les perspectives financières contenues dans les présentes sont valables en date du présent rapport de gestion. Sauf dans la mesure où les lois applicables l'exigent, la Société ne s'engage aucunement à publier une mise à jour ou à réviser cette information financière prospective et ces perspectives financières, par suite de l'émergence de nouveaux renseignements ou de l'occurrence d'événements futurs, ou pour toute autre raison.

Abréviations

M$	millions de dollars
$/b	dollars par baril
$/bep	dollars par baril d'équivalent pétrole
$/GJ	dollars par gigajoule
$/kpi3	dollars par milliers de pieds carrés
AECO	prix de référence quotidien moyen du gaz naturel au carrefour de stockage et de négociation
	du gaz naturel sur le réseau de transport de TransCanada en Alberta, qui est le point delivraison de divers prix de référence de l'indice en Alberta
b	baril(s)
b/j	barils par jour
bep	baril d'équivalent pétrole, y compris le pétrole brut, le condensat, les liquides de gaz naturel etle gaz naturel (convertis en fonction d'un bep par six kpi3 de gaz naturel)
bep/j	baril d'équivalent pétrole par jour
IQ	Indice quotidien
BAIIA	bénéfice avant intérêts, impôt et amortissements
E&E	exploration et évaluation
GJ	gigajoule
GJ/j	gigajoule par jour
Henry Hub	prix de référence quotidien moyen du gaz naturel au carrefour de distribution du réseau de
	gazoduc de gaz naturel à Erath, en Louisiane
kb	milliers de barils
Mbep	millions de barils d'équivalent pétrole
kpi3	milliers de pieds cubes
kpi3/j	milliers de pieds cubes standard par jour
IM	indice mensuel
Mpi3/j	millions de pieds cubes par jour
MBTU	un million d'unités thermiques britanniques (BTU), une mesure de la teneur en énergie du gaz
MBTU/j	un million d'unités thermiques britanniques par jour
MW	un million de watts
MWh	énergie électrique d'un million de watts agissant pendant une heure
LGN	liquides de gaz naturel, qui comprennent le butane, le propane et l'éthane
$ US/b	dollars américains par baril
$ US/MBTU	dollars américains par million d'unités thermiques britanniques
WTI	West Texas Intermediate, le prix de référence payé pour le pétrole brut de catégorie standard
	en dollars américains à Cushing, en Oklahoma

Avis concernant le secteur du pétrole et du gaz

Aux fins du calcul des coûts unitaires, le gaz naturel est converti en baril d'équivalent pétrole; six mille pieds cubes de gaz naturel équivalant à un baril de pétrole, sauf indication contraire. Le terme baril d'équivalent pétrole (bep) peut être trompeur, en particulier s'il est utilisé de manière isolée. Le ratio de conversion des bep pour le gaz de 6 kpi3 pour 1 bep est basé sur une méthode de conversion de l'équivalence énergétique principalement applicable au prix au détail et ne représente pas une équivalence de valeur à la tête de puits.

RENSEIGNEMENTS SUR LA SOCIÉTÉ

Pat Carlson Kevin Brown Chef de la direction Président du conseil

Mike Backus Judith Athaide Chef de l'exploitation, Activités en amont Administratrice

John Maniawski Pat Carlson

Janet Annesley Leland Corbett Chef du développement durable Administrateur

Sue Kuethe Nancy Lever Vice-présidente exécutive, Terres et inclusion des communautés Administratrice

Mike Hantzsch Kaush Rakhit Vice-président principal, Secteur médian et développement du marché Administrateur

Kurt Molnar Timothy Schneider Vice-président principal, développement des affaires Administrateur

Lisa Wong Steve Sinclair Vice-présidente principale, Systèmes d'affaires Administrateur

Chris Lina John Whelen Vice-président, Projets Administrateur

Farid Shirkavand Vice-président

1900, 250 2 St SW Calgary (Alberta) Calgary (Alberta)

Banque de Montréal Calgary (Alberta) ATB Financial Banque Nationale du Canada Agent des transferts Banque Royale du Canada Computershare La Banque de Nouvelle-Écosse Calgary (Alberta) Banque de développement du Canada

Auditeur KEC

Deloitte S.E.N.C.R.L./s.r.l. Bourse de Toronto Calgary (Alberta)

Membres de la direction Conseil d'administration

Jakub Brogowski Beth Reimer-Heck Chef des finances Administratrice principale

Président, Énergie verte Administrateur et chef de la direction

Siège social Ingénieurs de réserve

Kiwetinohk Energy Corp. McDaniel & Associates Consultants Ltd.

T2P OC1 Conseillers juridiques

Stikeman Elliott S.E.N.C.R.L., s.r.l. Banques Norton Rose Fulbright Canada S.E.N.C.R.L., s.r.l.

Symbole à la bourse

AI assistant

Noram Lithium Corp. — Management Reports 2022

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Rapport de gestion

Aperçu de l'entreprise

Activités en amont

Énergie verte

Résultats financiers et d'exploitation

Faits saillants du quatrième trimestre de 2021 et de la fin d'exercice 2021

Faits saillants des événements postérieurs à la date de clôture

Prévisions

Acquisitions

Acquisition de Simonette

Entente de règlement

Regroupement avec Distinction

Dépenses d'investissement

Forage

Projets de développement d'énergie verte

Projets d'énergie solaire :

Projets d'énergie renouvelable garantie :

Projets de GNCC :

Résultats d'exploitation

Prix de référence et prix réalisés

Revenu net d'exploitation

Produits

Contrats de gestion des risques

Bénéfice (perte) lié aux activités de commercialisation

Charge au titre des redevances

Charges d'exploitation

Frais de transport

Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés

Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) liés aux opérations

Rendement du capital investi moyen

Quote-part du bénéfice d'une entreprise associée

Frais généraux et administratifs

Charge de rémunération fondée sur des actions

Charges financières

Amortissement

Charges de prospection et d'évaluation

Impôt sur le résultat

Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations

Principales données trimestrielles

Principales données annuelles

Situation de trésorerie et sources de financement

Facilité de crédit

Facilités de crédit D'EDC

Capital social

Engagements, obligations contractuelles et provisions

Information sur les parties liées

Santé, sécurité et environnement

Facteurs de risque et gestion des risques

Contrôles internes

Présentation de l'information financière

Estimations comptables critiques

Futures prises de position faisant autorité en comptabilité

IAS 1, Présentation des états financiers

IAS 8, Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs

IAS 16, Immobilisations corporelles

IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels

Instruments financiers et gestion du risque

Risque de crédit

Risque de liquidité

Risque de marché

Arrangements hors bilan

Autres

Mesures non conformes aux PCGR

Revenu net d'exploitation

Flux de trésorerie provenant des (affectés aux) opérations ajustés

Flux de trésorerie disponibles (insuffisance) liés aux opérations

(Insuffisance) excédent du fonds de roulement ajusté

Capacité de facilité de crédit

Dette nette (excédent net)

Ratio dette nette/flux de trésorerie provenant des opérations ajustés

Bénéfice net (perte nette) lié aux activités de commercialisation

Rendement du capital investi moyen

Capital investi moyen

Déclarations prospectives

Informations financières prospectives

Abréviations

Avis concernant le secteur du pétrole et du gaz

Noram Lithium Corp. Management Reports 2022