JUNEX - Rapport annuel 2006 by safran communication + design

POSITIONNÉ POUR RÉUSSIR RAPPORT ANNUEL 2006

«Junex détient plus de 1,5 million d’acres sous permis d’exploration dans la région des Basses-Terres du St-Laurent où deux champs gaziers, Pointe-du-Lac et St-Flavien, ont été produits à ce jour. Stimulée par les découvertes de classe mondiale faites par la compagnie Talisman dans l’État de New York, l’exploration de ce bassin cible principalement la zone sédimentaire du Trenton / Black-River. Dans la mouvance des développements spectaculaires survenus aux États-Unis dans la production non conventionnelle de gaz à partir des Shales (Shale gas play), l’autre cible prioritaire dans la région est celle des Shales de l’Utica dont les propriétés semblent s’apparenter à celles de plusieurs types de Shales prolifiques aux États-Unis.»

«La Gaspésie est un vaste territoire où la présence de pétrole et de gaz naturel a depuis longtemps été démontrée. La région est cependant encore pratiquement vierge en termes de travaux d’exploration alors que seulement une vingtaine de puits ont à ce jour été forés à partir de techniques modernes. Les objectifs géologiques de la région sont les grès siluriens et dévoniens; les brèches hydrothermales ; les écailles de chevauchement ; et les récifs siluriens et dévoniens. Junex détient en Gaspésie des droits sur plus de 4,7 millions d’acres sous permis d’exploration, incluant 1,6 million d’acres détenus par Pétrolia sur lesquels Junex détient une option pour participer à 50% de la production sur ces permis.»

NOTRE PROFIL « Junex détient des droits d’exploration sur plus de 6 millions d’acres situés dans le bassin géologique des Appalaches au Québec. Plusieurs découvertes récentes aux États-Unis et dans l’Est du Canada stimulent l’exploration de territoire québécois dont le bassin sédimentaire se situe dans un contexte géologique favorable à la découverte de champs pétroliers et gaziers. La stratégie d’exploration de Junex est de conclure des partenariats afin de réduire les risques financiers associés à la recherche de pétrole et de gaz naturel. Parallèlement à son effort d’exploration, la compagnie veut rentabiliser ses opérations en étant active dans la vente de saumure naturelle et dans le secteur du forage de puits gaziers et pétroliers ».

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FAITS SAILLANTS 2006 1

Découverte de pétrole au puits Haldimand # 1 foré par Pétrolia et dans laquelle Junex détient un intérêt de 45 % en plus d’agir à titre d’opérateur.

Découverte de gaz naturel au puits Champlain # 1. Le puits sera approfondi afin d’évaluer la capacité de production du Trenton / Black-River, une couche sédimentaire très prolifique dans l’État de New York.

Signature d’une entente de partenariat avec un des plus importants producteurs gaziers indépendants aux États-Unis pour l’évaluation des Shales de l’Utica.

Signature d’une entente avec la compagnie américaine AMQUE ULC. Ce partenariat pourrait mener à des investissements d’au moins 12 M $ sur les propriétés de Junex afin d’explorer les objectifs géologiques du Trenton / Black-River et des Shales de l’Utica.

Forage du puits Bécancour # 8 et prise de 34 mètres de carottes afin d’évaluer les propriétés des Shales de l’Utica.

Flux de trésorerie de 123 358 $ lié aux activités d’exploitation de la compagnie.

Fonds de roulement de 7,7 M $ au 31 décembre 2006, une amélioration de 133 % par rapport à 2005.

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MESSAGE AUX ACTIONNAIRES Jean-Yves Lavoie, ing. Président et chef de la direction

Chers actionnaires, Votre entreprise a connu en 2006 des développements qui sont en ligne avec la mission poursuivie depuis toujours : découvrir du pétrole ou du gaz naturel au Québec tout en réduisant les risques d’exploration par des activités complémentaires qui génèrent des liquidités et par des ententes avec des partenaires qui injectent la majorité des capitaux d’exploration sur nos permis. La valeur de notre entreprise repose sur les succès de terrain que nous serons en mesure d’obtenir, mais découvrir et produire des hydrocarbures dans une région pionnière comme le Québec demande à la fois de la patience et de la rigueur scientifique. Après presque six années d’efforts pour bâtir notre modèle d’affaires, nous croyons maintenant que les résultats très prometteurs de certains forages complétés depuis deux ans, combinés à l’arrivée récente de compagnies majeures sur le territoire du Québec, font en sorte que Junex n’a jamais été aussi bien positionnée pour réussir.

L’année 2006 a permis de progresser grandement dans la phase 4 de notre stratégie en signant deux partenariats d’exploration avec des compagnies américaines qui pourraient investir 20 millions de dollars américains sur nos propriétés au cours des deux prochaines années. Nous sommes également devenu partenaire à hauteur de 45 % dans la découverte de pétrole de Haldimand, en Gaspésie, et nous avons complété ou amorcé des forages à Galt, près de Gaspé, ainsi qu’à Bécancour et à Champlain près de Trois-Rivières.

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SIGNATURE D’ENTENTES AVEC DEUX PARTENAIRES AMÉRICAINS

SURVOL DES TRAVAUX D’EXPLORATION

Un des partenariats signés en cours d’année l’a été avec une compagnie majeure spécialisée dans la production de gaz naturel à partir des Shales. Ce type de production non conventionnelle est encore méconnu au Canada, mais il s’est développé très rapidement aux États-Unis au cours des 5 dernières années. Notre partenaire a analysé en cours d’année plus de 34 mètres de carottes en provenance de notre puits Bécancour # 8. Ces analyses ont pour but d’évaluer les propriétés des Shales de l’Utica que l’on retrouve au Québec et de déterminer si le partenaire entend procéder par la suite à un projet-pilote d’au moins 8 millions de dollars américains visant à évaluer la capacité de production de ce Shale. Notre partenaire devra prendre une décision à cet effet avant la fin du mois de mai 2007.

Notre stratégie de partenariat a commencé à rapporter ses fruits en 2006 lorsque notre entente avec Pétrolia, conclue en 2005, a mené à la découverte de pétrole de Haldimand près de Gaspé. Après avoir exercé son option de back-in, Junex est devenu partenaire de ce projet à hauteur de 45 % en plus d’être désigné comme opérateur de la phase de développement à venir. Foré par Pétrolia, le puits Haldimand # 1 a atteint un débit de production stabilisé de 34 barils de pétrole léger par jour. Nous sommes maintenant à négocier avec nos partenaires une entente de développement conjointe (Joint operating agreement –JOA) qui nous permettra de mettre le puits en production et d’amorcer les travaux de développement qui auront pour premier objectif de mieux évaluer l’ampleur de cette découverte.

Le second partenariat a été conclu avec AMQUE ULC, un regroupement de trois compagnies comptant plusieurs années d’expérience dans l’exploration et le développement de projets pétroliers et gaziers dans le bassin appalachien aux États-Unis. Ce partenariat touche des permis que Junex détient entre Québec et Montréal et les principaux objectifs géologiques poursuivis seront le Trenton / Black-River et les Shales de l’Utica. À la fin de sa période d’option en octobre prochain, AMQUE devra décider si elle complète des investissements de 12 millions de dollars américains sur nos propriétés.

Nous croyons maintenant que les résultats très prometteurs de certains forages complétés depuis deux ans font en sorte que Junex n’a jamais été aussi bien positionnée pour réussir.

En parallèle de cette découverte, nous avons poursuivi nos efforts pour mettre en valeur le potentiel de la propriété de Galt. Ce projet, situé à quelques kilomètres de la ville de Gaspé, est mené en partenariat avec l’homme d’affaires Bernard Lemaire. Des forages antérieurs nous ont permis de reconnaître un massif rocheux saturé en hydrocarbures sur une épaisseur de plus de 2 000 mètres. Cette impressionnante colonne d’hydrocarbures nous incite à investir davantage afin de trouver un moyen de mettre en valeur ce potentiel. Notre défi consiste maintenant à trouver une zone réservoir poreuse et perméable ayant pu piéger une quantité appréciable des hydrocarbures en place. C’est dans cette perspective que nous avons foré un quatrième puits dans la région en 2006. Les résultats complets de ce forage seront connus en cours d’année 2007. Nous avons par ailleurs poursuivi la production de pétrole léger en provenance du puits Galt #3, ce qui nous a permis de générer des revenus bruts d’environ 100 000 $ sur un total de plus de 1 300 barils vendus à la raffinerie d’Ultramar. Dans les Basses-Terres du St-Laurent, nous avons en 2006 concentré nos efforts sur la propriété Bécancour/Champlain. Nous avons complété le puits Bécancour #8, qui n’a pas rencontré le gas cap que nous cherchons, mais qui a tout de même permis à notre partenaire de procéder au carottage de la zone sédimentaire des Shales de l’Utica. Il s’agit de la première évaluation sérieuse des Shales de l’Utica au Québec et nous sommes enthousiastes de constater que les développements survenus aux États-Unis dans ce type de production suscitent maintenant le plus grand intérêt pour les potentiels du Québec. Nous avons également amorcé le forage du puits Champlain # 1 qui a rencontré du gaz naturel à forte pression entre 655 et 662 mètres. Nous croyons que ce gaz pourrait être relié, par un réseau de fractures, à un réservoir plus profond situé dans la couche inférieure du Trenton/Black-River. C’est pour cette raison que nous comptons approfondir ce puits au cours de l’année qui s’en vient.

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OBJECTIFS POUR 2007

SITUATION FINANCIÈRE ET AFFAIRES CORPORATIVES

Nous croyons que la prochaine année verra Junex franchir de nouvelles étapes importantes dans sa quête vers la découverte et la mise en exploitation d’un gisement de pétrole ou de gaz naturel. Dans un premier temps nous entendons investir nos capitaux propres dans les projets Bécancour/Champlain, Haldimand et Galt où la présence significative de pétrole et gaz a déjà été reconnue. Nous verrons si les prochains travaux permettront de développer de la production à partir de ces projets.

La compagnie termine l’année en bonne position financière. Conformément à notre objectif, nous avons en 2006 réussi à générer des flux de trésorerie positifs à partir de notre activité d’exploitation. De plus, les différents financements réalisés en cours d’année nous permettent de compter, au 31 décembre 2006, sur un fonds de roulement de 7,7 $ millions, une nette amélioration par rapport au fonds de roulement de 3,3 $ millions à la même date en 2005. Nous poursuivrons en 2007 et pour les années à venir une saine gestion de la dilution de l’actionnariat tout en nous assurant de compter sur les liquidités nécessaires à la croissance de l’entreprise.

Nous fondons également beaucoup d’espoir sur le projet de la Baie-des-Chaleurs où nous comptons forer un premier puits d’exploration à l’été prochain. Les travaux antérieurs de levés sismiques nous ont permis d’identifier plusieurs structures importantes dans ce secteur et nous sommes enthousiastes à l’approche de ce premier forage qui nous permettra d’évaluer une structure anticlinale de grande envergure. Il s’agit d’un projet d’exploration pure mais nous croyons que ce potentiel de classe mondiale en vaut le risque. Enfin, nos deux partenaires américains auront en cours d’année des décisions importantes à prendre puisque leurs options pour investir un total de 20 millions de dollars américains sur nos propriétés arriveront à échéance en mai et en octobre. L’exercice de ces options nous permettrait entre autres de lancer un projet-pilote de production à partir des Shales de l’Utica et, compte tenu des développements spectaculaires survenus dans le développement des Shale gas aux États-Unis, la mise en place d’un tel projet susciterait un grand intérêt dans l’industrie gazière nordaméricaine. C’est la raison pour laquelle nous espérons que nos partenaires exerceront leurs options et amorceront les travaux d’exploration qui pourraient nous mener à des développements importants.

Nous désirons enfin remercier nos partenaires financiers, nos actionnaires et nos employés pour leur confiance et leur dévouement tout au long de l’année. Nous sommes particulièrement fiers du travail réalisé par notre équipe de jeunes professionnels compétents et passionnés. Un remerciement spécial enfin à Monsieur Jacques Aubert, co-fondateur de la compagnie qui a quitté ses fonctions de chef de la direction au printemps 2006 tout en demeurant président du conseil de Junex. Son travail depuis la création de notre entreprise a largement contribué à notre inscription en Bourse et à nos développements ultérieurs.

Jean-Yves Lavoie, Ing. Président et chef de la direction

L’exercice de ces options nous permettrait entre autres de lancer un projet-pilote de production à partir des Shales de l’Utica et la mise en place d’un tel projet susciterait un grand intérêt dans l’industrie gazière nord-américaine.

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UNE STRATÉGIE QUI NOUS POSITIONNE POUR LA RÉUSSITE Basée sur le modèle ayant mené à la réussite d’autres compagnies junior d’exploration, Junex a mis en place depuis 2001 une stratégie d’exploration en cinq phases qu’elle s’est depuis appliquée à suivre rigoureusement.

PHASE 1 SÉCURISER LE DOMAINE MINIER

PHASE 2 BÂTIR DES MODÈLES GÉOLOGIQUES CRÉDIBLES

La première étape d’une stratégie d’exploration gagnante est d’abord de s’assurer de détenir des droits d’exploration sur un vaste domaine minier qui sera valorisé de façon importante en cas de découverte. Junex a eu l’occasion d’accumuler au fil des ans des droits sur plus de six millions d’acres avant l’arrivée au Québec de d’autres compagnies qui, stimulées entre autres par les résultats obtenus aux États-Unis dans des bassins géologiques comparables, ont fait l’acquisition de permis d’exploration sur notre territoire. Aujourd’hui, avec des droits qui couvrent tant les prospects des Basses-Terres du St-Laurent que ceux de la Gaspésie, Junex est sans contredit très bien positionnée pour profiter de l’engouement que créerait une découverte importante d’hydrocarbures au Québec.

Junex a poursuivi depuis 2001 des travaux d’exploration de base qui ont permis de développer des modèles géologiques crédibles. Cette phase consiste à échantillonner les roches sur le terrain; à analyser les propriétés de la roche-mère ; à procéder à des levés sismiques ; à identifier la présence de dolomie hydrothermale; à travailler avec les sociétés savantes telles que la Commission géologique du Canada. Il s’agit d’un travail scientifique essentiel à la réussite de l’exploration.

Les découvertes importantes survenues ces dernières années aux États-Unis dans des bassins sédimentaires comparables à ceux du Québec stimulent l’intérêt des compagnies, dont certaines majeures, pour l’exploration des potentiels du Québec. À cet égard Junex a profité de la période 2001-2002 pour acquérir un très vaste domaine minier qui fait en sorte que nous détenons aujourd’hui des droits sur plus de 6 millions d’acres. Domaine minier sous permis d’exploration au Québec 8000000

Source: Ministère des ressources naturelles du Québec

Période Amque, Junex, Pétrolia, Talisman Dolomies hydrothermales, Shale Gas

7000000

Période Corridor, HQPG, Junex Dolomies hydrothermales Récifs Siluriens

6000000

Période Shell/Corridor Dolomies hydrothermales

Hectares

5000000

Période Bow Valley Energy Structure profondes associées aux failles de plateforme

4000000

3000000

Période d’après SOQUIP

2000000

1000000

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

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PHASE 3 PHASE 4 INVESTIR POUR DÉMONTRER LA VALEUR SIGNER DES PARTENARIATS DU MODÈLE ET DES PROPRIÉTÉS D’EXPLORATION Nous avons investi plusieurs millions de dollars dans le but de compléter une quinzaine de forages qui témoignent de la valeur de nos modèles géologiques. Ces forages ont démontré la présence de pétrole et de gaz naturel et ont mené à certains succès qui augmentent la valeur de nos projets. Ces résultats nous permettent également de placer les potentiels du Québec dans leur contexte nord-américain en démontrant les analogies géologiques qui existent entre nos projets et les découvertes réalisées dans des bassins similaires ailleurs dans le monde, notamment dans le bassin des Appalaches aux États-Unis.

L’objectif de ces partenariats est de générer des investissements sur nos propriétés et, dans certains cas, de profiter de l’expertise de partenaires crédibles de l’industrie pétrolière et gazière. Junex compte actuellement quatre partenariats actifs qui permettent de gérer les risques financiers liés à l’exploration tout en optimisant les chances de découverte.

Ces résultats nous permettent également de placer les potentiels du Québec dans leur contexte nord-américain en démontrant les analogies géologiques qui existent entre nos projets et les découvertes réalisées dans des bassins similaires ailleurs dans le monde, notamment dans le bassin des Appalaches aux États-Unis. PHASE 5 AVOIR LE PRIVILÈGE D’ATTENDRE LA DÉCOUVERTE MAJEURE Il est bien évident que la croissance future de notre entreprise et de sa valeur boursière repose sur les résultats que nous aurons lors de nos compagnes d’exploration. Par contre, que ce soit la vente de saumure naturelle, de pétrole ou de services de forages, les activités d’exploitation de l’entreprise permettent de générer des liquidités (123 358 $ en 2006) et de mieux gérer les risques d’exploration. L’objectif de Junex est de participer à une découverte d’hydrocarbures qui créera une valeur importante pour ses actionnaires. Certains projets matures tels que Haldimand, Galt ou Champlain sont très prometteurs et pourraient s’avérer être le type de découverte que nous souhaitons. En attendant, nous pouvons compter sur nos activités complémentaires pour générer des liquidités et sur nos partenaires pour investir la majorité des capitaux d’exploration. Ces outils nous offrent le privilège d’attendre la découverte importante tout en gérant mieux le risque d’exploration et la dilution pour les actionnaires de la compagnie.

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BILAN DES TRAVAUX D’EXPLORATION 2006 Junex détient des droits sur plus de 6 millions d’acres de permis d’exploration situés dans le bassin des Appalaches au Québec. Ces droits sont répartis entre la région des Basses-Terres du St-Laurent (1 595 000 acres) et de la Gaspésie (4 775 000 acres). La stratégie de Junex est de conclure des partenariats d’exploration sur ces permis de façon à valoriser ses projets tout en réduisant les risques d’exploration. En plus de son partenariat pour le développement de la découverte de pétrole de Haldimand, Junex compte présentement quatre partenariats d’exploration actifs, dont trois qui impliquent que la très grande majorité des capitaux d’exploration seront investis par les partenaires. Ces partenariats permettent à Junex de concentrer ses capitaux propres d’exploration sur des projets matures ayant déjà démontré la présence de pétrole et de gaz naturel. En 2006, la compagnie a investi principalement sur les projets suivants: Bécancour/Champlain, Haldimand, Galt et Baie-des-Chaleurs.

Permis d'exploration détenus par Junex Permis d'exploration détenus par Pétrolia et sur lesquels Junex détient un droit de back-in de 50% en cas de découverte commerciale

Galt Haldimand

Matane Rimouski

GASPÉSIE Baie-des-Chaleurs

Rivière-du-Loup

BASSES-TERRES Québec

Bécancour / Champlain Trois-Rivières

Montréal

Junex détient des droits sur plus de 6 millions d’acres de permis d’exploration situés dans le bassin des Appalaches au Québec.

Gaspé

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BASSINS SÉDIMENTAIRES DE LA GASPÉSIE En Gaspésie, Junex travaille principalement dans deux bassins sédimentaires distincts: celui de Gaspé et celui de la Baie-des-Chaleurs.

BASSIN DE GASPÉ Le bassin de Gaspé s’est formé par la déposition de sédiments d’âge Silurien à Carbonifère (340 à 440 millions d’années) et l’essentiel des roches sédimentaires qui le couvrent sont d’âge Dévonien (400 millions d’années). Les principales cibles d’exploration dans ce bassin sont les calcaires dolomitisés par des fluides hydrothermaux (HTD) et les grès marins. Les deux projets de Junex dans le bassin de Gaspé sont les projets de Haldimand et de Galt.

Projet Haldimand En juillet 2005, Junex a vendu à Pétrolia un bloc de plus de 1,6 million d’acres sous permis d’exploration dans le Bassin de Gaspé. En plus de recevoir 3,1 millions d’actions de Pétrolia, Junex a gardé sur ces terrains un droit de back-in qui lui confère une option de participer à toute découverte commerciale de pétrole ou gaz à hauteur de 50 % de la part de Pétrolia. En exerçant son option, Junex devient automatiquement l’opérateur de la phase de développement qui suit la découverte de pétrole ou gaz. C’est précisément ce qui s’est produit dans le cas du puits Haldimand # 1 qui a été foré par Pétrolia à une profondeur totale de 1 434 mètres. Le puits a rencontré une présence de pétrole et de gaz naturel tout au long du forage et Junex a exercé son option de back-in sur ce puits le 9 mars 2006, devenant partenaire du projet à hauteur de 45 % en plus d’être opérateur de la phase de développement.

Suite à ce test, l’analyse de remontée de pression de 45 jours a indiqué que le puits a recouvré une pression supérieure à la pression enregistrée à la fin du forage, soit 12 403 Kpa alors qu’elle était de 11 383 Kpa à la fin du forage au niveau de référence de 1 073 mètres. Le puits a été complété et équipé d’une pompe à balancier et de réservoirs de production dès la fin du mois de mai dernier. Tous ces résultats sont très prometteurs et les partenaires du projet sont présentement à négocier une Entente de développement conjointe (Joint operating agreement – JOA) qui permettra d’encadrer le développement de cette découverte. Le puits sera remis en production dès que cette entente sera signée et Junex prévoit qu’au moins un forage sera réalisé sur le projet Haldimand en 2007.

L’interprétation des diagraphies du puits a permis d’identifier quatre zones d’intérêt qui ont fait l’objet d’essais de productivité. Il en ressort que la meilleure zone testée est située dans des grès Dévoniens à une profondeur variant entre 950,5 mètres et 1 090 mètres. La zone d’intérêt a été perforée et nettoyée à l’acide sur une épaisseur totale de 22 mètres. L’essai de production d’une durée de 70 heures a permis de recueillir un total de 156 barils de pétrole léger (47° API). Par la suite, un essai plus complet de type Four Point Isochronal a été effectué dans le but de déterminer le débit de production stabilisé du puits. Ce débit a été atteint au cours des dix derniers jours de l’essai alors que le puits a stabilisé une production journalière de 34 barils de pétrole léger associé à une production de 1 100 pieds cubes de gaz naturel par baril de pétrole (équivalent de 6 barils de pétrole). Aucune présence d’eau n’a été détectée lors de l’essai réalisé à l’aide d’une pompe à balancier.

Le puits Haldimand #1 sera mis en production de pétrole dès que les partenaires auront signé une entente de développement conjointe. Un plan de développement sera alors mis en place afin de mieux évaluer l’ampleur de cette découverte dans laquelle Junex détient un intérêt de 45 %.

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Projet Galt Junex et Gestion Bernard Lemaire sont partenaires à parts égales dans le permis d’exploration de Galt qui couvre une superficie totale de 16 803 acres. Au cours des dernières années, les partenaires de Galt ont procédé à des travaux de mise en valeur du puits Galt # 1 en plus de compléter les forages des puits Galt # 2 et Galt # 3. Ces trois forages permettent d’établir que la zone productrice d’hydrocarbures du gisement de Galt est située à un peu plus de 2 000 mètres de profondeur, dans des calcaires peu poreux mais fracturés et altérés par des fluides hydrothermaux (HTD). On peut comparer le modèle d’exploration du gisement de Galt à ceux de plusieurs gisements pétroliers et gaziers dans les calcaires dévoniens dolomitisés de l’Ouest Canadien, tels ceux des Formations de Slave Point (Ladyfern) ou Nahanni (Kotaneelee). Les travaux actuels ont permis de constater que, dans cette région, la colonne saturée en hydrocarbures est supérieure à 2 000 mètres d’épaisseur, ce qui signifie qu’à partir d’une profondeur de 700 mètres, chaque porosité du massif rocheux contient des hydrocarbures (gaz, huile ou condensats). Le contact entre les hydrocarbures et l’eau n’a jamais été rencontré malgré des forages d’une profondeur de 2 700 mètres. Les différents travaux d’exploration et de production réalisés au cours des dernières années ont mené au développement d’un modèle d’exploration visant la mise en valeur de cette importante colonne d’hydrocarbures.

C’est dans cette optique que Junex et son partenaire Bernard Lemaire ont amorcé en 2006 le forage du puits Junex-Lemaire-Baillargeon no.1. L’objectif de ce forage situé à 5 km au sud des trois premiers puits complétés dans la région était de tester une zone d’effondrement qui pourrait être dolomitisée dans le sommet des calcaires de l’Indian Cove. Le puits a été complété vers la fin de l’année et il a atteint une profondeur totale de 1 500 mètres. Des indices de gaz naturel et de pétrole ont été rencontrés en cours de forage et les essais aux tiges effectués après le forage ont permis d’identifier deux zones d’intérêt avec indices de pétrole et de gaz naturel à des profondeurs de 1 345 et de 1 445 mètres. Les résultats obtenus indiquent que le pétrole léger récupéré est du même type que celui des puits Galt #2 et Galt #3 situés à 5 km au nord. Tout comme dans ces deux puits, la présence de pétrole est associée à des brèches de dolomie hydrothermale (HTD) dans les calcaires dévoniens. En 2007, Junex et son partenaire compléteront les essais visant à déterminer la productivité du puits Baillargeon #1. Les résultats de cet essai détermineront les travaux à venir sur ce projet.

Les dernières années ont permis à Junex et son partenaire Bernard Lemaire d’identifier une importante colonne saturée en hydrocarbures dans la région de Galt. Notre défi consiste maintenant à trouver un réservoir avec suffisamment de porosité et de perméabilité pour mettre en valeur cet important potentiel pétrolier et gazier.

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Après quelques années à compléter des travaux géologiques de base, notamment quelques levés sismiques, Junex entend implanter en 2007 un premier forage dans le bassin de la Baie-des-Chaleurs. Le puits ciblera un dôme anticlinal ayant une fermeture de près de 30 km2.

Bassin de Baie-des-Chaleurs Le bassin de Baie-des-Chaleurs couvre une superficie de près de 2,5 millions d’acres localisés au sud de la Péninsule gaspésienne. Junex possède à 100% un bloc de 22 permis d'exploration couvrant une superficie de 1 020 040 acres. Le bassin sédimentaire de Baie-des-Chaleurs est essentiellement d'âge silurien (440 millions d’années) et il est pratiquement inexploré malgré le fait que les roches siluriennes renferment des gisements d'hydrocarbures majeurs dans les régions américaines des Appalaches. Les plus connus sont les gisements dans les récifs Niagariens de l’Ontario ou les grès du Clinton de l’Ohio. Après avoir réalisé plusieurs travaux de base au cours des années précédentes, dont la définition géochimique des roches-mères potentielles et un levé aéromagnétique de haute-résolution (en partenariat avec la Commission Géologique du Canada), Junex a complété en 2005 un levé sismique de 90 km dont les résultats ont été interprétés et analysés en cours d’année 2006. La couverture sismique du secteur de Bonaventure atteint maintenant un peu plus de 200 kilomètres et l'interprétation des données révèle l'existence de structures fermées et de pièges structuraux typiques des biseaux tectoniques ainsi que des anomalies pouvant être associées à des brèches et à des récifs siluriens.

Le bassin de la Baie-des-Chaleurs représente un très vaste territoire encore vierge en matière d’exploration pétrolière et gazière et Junex entend en 2007 forer un premier puits d'exploration sur ce bloc de permis. Le puits Junex Paspébiac # 1 sera implanté au sommet d’une vaste structure en dôme de près de 30 km2 de fermeture. Le forage ciblera une anomalie sismique au niveau des calcaires siluriens à 1 500 mètres de profondeur. En raison du grand potentiel de ce territoire, Junex a choisi de procéder à ce forage sans partenaire.

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BASSIN SÉDIMENTAIRE DES BASSES-TERRES DU SAINT-LAURENT Le bassin sédimentaire des Basses-Terres est peu déformé, facile d’accès et favorablement desservi par le réseau gazier nord-américain. Plusieurs bons indices de gaz naturel ont été observés dans le bassin et deux gisements de gaz naturel ont été produits. Ce bassin fait actuellement l’objet de travaux d’exploration qui poursuivent essentiellement les objectifs géologiques du Trenton/Black-River et des Shales de l’Utica. La zone du Trenton/Black-River est très prolifique dans l’État de New York où une filiale de la compagnie Talisman a rencontré des succès de classe mondiale au cours des dernières années. Par ailleurs, la production de gaz naturel à partir des Shales a explosé aux États-Unis au cours des dix dernières années, principalement en raison des développements technologiques et techniques qui ont permis de produire cette ressource de façon économique. L’exploration du bassin des Basses-Terres du St-Laurent, qui est situé dans la continuité du bassin appalachien que l’on retrouve aux États-Unis est grandement stimulée par les succès récents survenus chez nos voisins du sud.

Projet Bécancour-Champlain Junex détient 100% d’un bloc de permis d'exploration dont la superficie totale est de près de 200 000 acres dans la région de Bécancour/Champlain. Le territoire sous permis couvre le parc industriel de Bécancour et sa centrale électrique de cogénération de 550 MW utilisant du gaz naturel. Les objectifs dans la région sont principalement de découvrir une accumulation de gaz naturel dans la couche sédimentaire du Trenton / Black-River. Ce gaz naturel pourrait alors être produit avant que le réservoir ne soit converti en stockage souterrain de gaz naturel. L’objectif secondaire de nos forages dans la région est d’augmenter la capacité de production de la saumure naturelle que Junex exploite déjà à Bécancour.

Actuellement, la poursuite de l’exploration dans cette région se fonde sur les résultats d’une vingtaine de forages et plus de 300 kilomètres de données sismiques qui ont permis de mieux comprendre la géologie du secteur. En 2005, le forage du puits Bécancour # 7, complété à une profondeur totale de 1 067 mètres, a été le deuxième puits à démontrer la présence d’un réservoir d’excellente qualité dans la formation du Trenton/Black-River. Ce réservoir chargé en saumure naturelle nous incite à rechercher le même type de réservoir en position structurale plus élevée de façon à augmenter nos chances de trouver un réservoir chargé en gaz naturel plutôt qu’en saumure.

Les objectifs dans la région sont principalement de découvrir une accumulation de gaz naturel dans la couche sédimentaire du Trenton / Black-River. Ce gaz naturel pourrait alors être produit avant que le réservoir ne soit converti en stockage souterrain de gaz naturel.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

C’est avec cet objectif que nous avons foré en 2006 le puits Champlain # 1 qui est situé sur la rive nord du fleuve St-Laurent. Le puits est situé à 3 km du parc industriel de Bécancour et il a été implanté sur une anomalie identifiée lors de la campagne sismique de 2005. Le forage du puits a atteint une profondeur totale de 750 mètres et il a rencontré une zone de forte pression associée à d’importants indices de gaz naturel à des profondeurs de 655 et 662 mètres. Cette situation a nécessité la mise en place prématurée d’un coffrage à une profondeur de 644 mètres et le puits a par la suite été foré jusqu’à 750 mètres. L’analyse des déblais de forage associés à la zone 655 et 662 mètres a démontré la présence de porosité primaire et secondaire. Selon l’interprétation technique de la compagnie, les données indiquent que le gaz naturel rencontré à forte pression entre 655 et 662 mètres pourrait être relié, par un réseau de fractures, à un réservoir plus profond situé dans la couche inférieure du Trenton / Black-River.

L’interprétation des résultats obtenus dans le forage du puits Champlain #1 correspond à notre modèle géologique et nous prévoyons donc, au début de l’année 2007, approfondir ce puits jusqu’à environ 900 mètres afin d’évaluer la zone inférieure du Trenton / Black-River. Les résultats préliminaires très encourageants du puits Gentilly #1, foré par Questerre Energy et Talisman à quelques kilomètres de nos permis, nous incitent également à évaluer les potentiels de certaines structures plus profondes déjà identifiées par sismique. Des cibles similaires à celle ayant mené au forage du puits Gentilly #1 devraient donc faire l’objet de levés sismiques additionnels en cours d’année 2007.

Talisman et Questerre Energy ont foré en 2006 le puits Gentilly # 1 dont les résultats préliminaires sont très encourageants avec un débit de production initial de 4,5 millions de pieds cubes de gaz naturel par jour, selon un communiqué émis par Questerre Energy. Junex poursuivra en 2007 ses travaux d’exploration de la zone Trenton / Black-River avec la complétion du puits Champlain # 1 et, possiblement, avec la mise de l’avant d’un levé sismique qui permettra de mieux définir les cibles plus profondes comparables à celle du puits de Gentilly # 1.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

Projet Shale Gas de Bécancour En juillet 2006, Junex a signé une entente avec un des plus importants producteurs indépendants de gaz naturel aux États-Unis pour le développement des shales gas de Bécancour/Champlain. La lettre d'entente touche spécifiquement l'évaluation de la capacité de production gazière de la couche sédimentaire des Shales de l'Utica sur quatre blocs de permis couvrant 143 395 acres situés entre Québec et Montréal et détenus à 100% par Junex. Suite à cette entente, le partenaire américain de Junex a procédé lors du forage du puits Bécancour # 8 à la prise de 2 carottes totalisant 34,15 mètres dans les Shales de l’Utica. Les carottes ont été analysées en laboratoire afin de mieux comprendre les propriétés physiques et chimiques de la couche sédimentaire des Shales de l’Utica et d’établir le potentiel de productivité de celle-ci.

un back-in de 15% en faveur de Junex. Cette entente touche uniquement la couche sédimentaire Shales de l’Utica et du Lorraine. Junex conserve donc tous ses droits sur ces permis dans les couches sédimentaires plus et moins profondes que les Shales de l'Utica et du Lorraine, incluant le mort-terrain qui a par exemple produit le champ gazier de Point-du-Lac et le Trenton / Black-River. La stratégie de Junex dans ce partenariat est de mettre à profit l’expertise et les capitaux d’un partenaire majeur ayant déjà démontré sa capacité de mener à bien des projets de production de gaz naturel non conventionnel aux États-Unis. Il va sans dire que le succès d’un projet-pilote dans la production des Shales de l’Utica à Bécancour augmenterait considérablement la valeur de nos autres propriétés susceptibles d’être développées pour ce type de production non conventionnelle. Le partenariat avec la compagnie américaine représente 12 % des permis que possède Junex dans les Basses-Terres du St-Laurent et qui pourraient être « prospectifs » pour le développement des Shales de l’Utica.

Suite à l’analyse des résultats des carottes, notre partenaire détient une option pour participer dans un projet-pilote de 8 millions de dollars américains en vue de mieux évaluer la capacité de production des Shales de l’Utica. Cette option arrive à échéance à la fin du mois de mai 2007 et si notre partenaire décide d’exercer son option, il pourra gagner sur les permis touchés un intérêt de 100 %, sujet à une royauté de 5% et à

La production à partir des Shales connaît une vigueur exceptionnel aux États-Unis depuis quelques années tel que démontré par la courbe de production du Barnett Shale qui produit à chaque jour plus que la consommation totale du Québec. Junex et ses partenaires ont entrepris en 2006 d’évaluer les propriétés des Shales de l’Utica que l’on retrouve dans la vallée du St-Laurent entre Québec et Montréal. Deux partenariats avec des compagnies américaines ont été signés afin d’accélérer le développement de ce genre de projet qui pourrait créer beaucoup de valeur pour nos actionnaires au cours des années à venir.

7000

Number of Wells (6203) Current Prod, (September) 60,7 bcf/month or 2,0 bcf/day Cum, Prod, 2,349 tcf

6000

Number Producing Wells

5000

4000

3000

2000

1000

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

Selon Après l'entente, quelques AMQUE annéespourra à compléter gagnerdes un intérêt travauxdegéologiques 100% sur quatre de base, blocsnotamment de permis totalisant quelques levés près de sismiques, 500 000 acres. Junex Junex entendrecevra implanter uneenredevance 2007 un premier de 5 % forage sur la production dans le bassin de de gazlaetBaie-des-Chaleurs. de pétrole en provenance Le puits ciblera de ces un permis dômeenanticlinal plus de conserver ayant uneune fermeture option de de près back-in de 30à hauteur km. de 15 %.

Projet Basses-Terres

Projet Saint-Simon

En juillet 2006, Junex et AMQUE, U.L.C. ont signé une entente de partenariat de 12M$ US sur trois ans pour la recherche de pétrole et de gaz naturel sur les permis de Junex situés dans la région des Basses-Terres du St-Laurent. Les partenaires veulent orienter leurs efforts sur des projets d'exploration de Resources Play comme les shales gas, ainsi que dans des projets plus conventionnels comme les brèches dans les carbonates Trenton/Black-River. Lors de la première année de l’entente, AMQUE a complété une étude technique exhaustive de tout le bassin des Basses-Terres en plus de faire l’acquisition des levés aéroportés régionaux.

La zone de Saint-Simon est couverte par deux permis totalisant 57 126 acres et montrant une géologie très similaire à celle du gisement de gaz naturel de Saint-Flavien, développé par Shell et SOQUIP (production cumulative de 5,7 bcf entre 1980 et 1994). En 2005, JUNEX a mené un projet visant à ré-entrer le puits Shell Saint-Simon # 1 foré en 1969 de manière à permettre la réalisation d'essais de productivité. Ces essais effectués à l'automne 2005 indiquent que la zone de gaz naturel identifiée par Shell en 1969 a été rencontrée à partir de 2 519 mètres dans les calcaires dolomitiques du Groupe de Black-River et qu’elle aurait un bon potentiel. La présence de porosité a été observée lors de l'analyse des déblais de forage. Des dolomies hydrothermales dans les calcaires ordoviciens Trenton/Black-River exposés en surface au sud du puits de Saint-Simon ont également été identifiées récemment. Toutes les données techniques disponibles ont été analysés par l’équipe de JUNEX au cours des derniers mois et la compagnie recherche actuellement des partenaires afin d’effectuer des travaux sismiques et d'éventuellement forer un ou deux nouveaux puits sur la structure.

Selon l'entente, AMQUE pourra gagner un intérêt de 100% sur quatre blocs de permis totalisant près de 500 000 acres. Junex recevra une redevance de 5% sur la production de gaz et de pétrole en provenance de ces permis en plus de conserver une option de back-in à hauteur de 15 %. AMQUE pourra également gagner un intérêt de 60 % sur un cinquième bloc de permis totalisant environ 200 000 acres qui touchent essentiellement des potentiels pour le développement des Shales de l’Utica. Junex conserve 40% d’intérêt dans ce projet. En 2007, AMQUE prévoit forer une première cible pour tester le potentiel gazier des Shales et des Groupes de Trenton/Black-River. AMQUE détient une option d’investir 10,8 millions de dollars américains sur une période de 21 mois afin de gagner son intérêt dans les propriétés énumérées ci-haut.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

ANALYSE PAR LA DIRECTION DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DES RÉSULTATS D’EXPLOITATION Cette analyse passe en revue la situation financière et les résultats consolidés de la compagnie pour l’exercice terminé au 31 décembre 2006 en comparaison avec les résultats des exercices 2005 et 2004. Elle doit être lue en relation avec les états financiers vérifiés consolidés et les notes aux états financiers y afférentes. Les états financiers intermédiaires consolidés de la Société ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR). Tous les chiffres contenus dans ce rapport sont exprimés en dollars canadiens. DÉCLARATIONS PROSPECTIVES Le présent rapport contient des énoncés qui doivent être considérés à titre de déclarations prospectives. Ces déclarations prospectives sont assujetties à des risques, incertitudes et autres facteurs susceptibles d’influencer les résultats, performances et réalisations de la Société de sorte qu’ils pourraient être substantiellement différents des résultats, performances et réalisations que de telles déclarations prospectives pourraient laisser sous-entendre. NATURE DES ACTIVITÉS Fondée en 1999, Junex poursuit ses activités dans cinq différents secteurs liés aux ressources naturelles: production et mise en marché de saumure naturelle; recherche de réservoirs souterrains propices au développement de stockage de gaz naturel; production de gaz naturel; services de forages de puits de pétrole, de gaz naturel et de saumure naturelle; exploration pétrolière et gazière. Junex détient des droits d’exploration sur plus de 6 millions d’acres situés dans le bassin géologique des Appalaches au Québec. Plusieurs découvertes récentes aux États-Unis et dans l’Est du Canada stimulent l’exploration de territoire québécois dont le bassin sédimentaire se situe dans un contexte géologique favorable à la découverte de champs pétroliers et gaziers. La stratégie d’exploration de Junex est de conclure des partenariats afin de réduire les risques financiers associés à la recherche de pétrole et de gaz naturel. Parallèlement à son effort d’exploration, la compagnie veut rentabiliser ses opérations en étant active dans la vente de saumure naturelle et dans le secteur du forage de puits gaziers et pétroliers.

INFORMATIONS FINANCIÈRES CHOISIES POUR LES EXERCICES TERMINÉS LE 31 DÉCEMBRE 2006, 2005, 2004 2006 (en milliers de dollars, sauf les données par action)

2005 $

2004 $

EXPLOITATION Chiffre d'affaires par secteurs isolables Pétrole et gaz naturel

113

529

515

359

Services de forage

2 095

2 251

Total du chiffre d’affaires

2 692

2 858

472

Bénéfice brut

1 045

940

215

Perte nette de l’exercice

(573)

(144)

(1 017)

(0,014)

(0,004)

(0,032)

Saumure

Perte nette par action de base et diluée

BILAN Fonds de roulement Actif Total Dette à long terme Passif total Capitaux propres

7 709

3 330

2 610

23 393

16 811

13 050

1 259

768

938

2 312

2 106

1 499

21 080

14 704

11 551

FLUX DE TRÉSORERIE Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation Frais d’exploration reportés

123 3 605

(734) 2 344

(1 267) 1 427

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

ANALYSE PAR LA DIRECTION DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DES RÉSULTATS D’EXPLOITATION

CHIFFRE D’AFFAIRES Le chiffre d’affaires de la compagnie pour l’exercice 2006 a atteint 2 692 343$, une légère diminution de 6 % par rapport au chiffre d’affaires de l’année précédente. La baisse du chiffre d’affaires s’explique principalement par la baisse des ventes de services de forage qui sont passées de 2 251 356 $ en 2005 à 2 094 651 $ en 2006. Junex détient une division offrant des services de forage tant à Junex qu’à des clients externes. Les ventes consolidées dans le chiffre d’affaires de la compagnie sont uniquement celles reliées à des services offerts à des clients externes, notamment certains partenaires de la compagnie. Il est difficile d’anticiper le volume de ventes externes pouvant être réalisé par notre division de forage au cours des années à venir puisque ces ventes dépendront grandement du niveau d’activités d’exploration pétrolière et gazière au Québec. Junex utilise prioritairement sa division de forage pour les besoins de ses propres projets d’exploration ainsi que pour les besoins de ses partenaires. Les ventes de saumure naturelle sont par ailleurs passées à 529 170 $ en 2006 alors qu’elles étaient de 515 207 $ en 2005 et de 358 546 $ en 2004. Il s’agit d’une croissance du chiffre d’affaires de seulement 2,7 % sur un an malgré que la croissance de nos ventes en termes de litres ait été de 33,7 % pour la même période. Nous avons donc obtenu un prix par litre plus faible, notamment en raison du fait que nous vendons désormais nos saumures sans aucune transformation, ce qui implique que la concentration en sels dissous est plus faible et que le prix par litre est ainsi réduit. Il faut cependant noter que la marge bénéficiaire brute sur les ventes de saumure a été grandement améliorée en 2006. Quant aux ventes de pétrole et gaz, elles ont atteint 68 522 $ en 2006 par rapport à 91 156 $ en 2005 et à 113 458 $ en 2004. Nous croyons que ces ventes pourraient augmenter de façon considérable au cours des prochaines années si nous avons du succès dans le développement du projet Haldimand et que nous remettons en production de gaz naturel le puits Galt #1 qui est pour le moment fermé faute de client. Les ventes totales ont généré un bénéfice brut de 1 045 468 $ ou une marge brute de 38,8%, supérieure à la marge brute de 32,9 % pour l’exercice 2005 mais inférieure à la marge brute de 45,5 % en 2004. La marge de 2006 est conforme à nos attentes et elle devrait se maintenir dans la mesure où nous atteignons des ventes de services de forage comparables à celles des deux dernières années. PERTE NETTE ET FLUX DE TRÉSORERIE La perte nette a été de 573 099$ en 2006 en comparaison avec une perte de 143 901$ en 2005 et de 1 017 274$ en 2004. L’augmentation de la perte en 2006 s’explique en grande partie par une radiation de 330 723 $ de frais d’exploration reportés due à l’abandon du puits Junex-Bécancour #2. En 2005, la compagnie avait radié des frais d’exploration reportés pour un total de 113 840 $ tandis qu’elle n’en n’avait radié aucun en 2004. Le second item ayant entraîné une augmentation de la perte nette est la charge d’intérêts de 108 174 $ liée à une débenture émise en mai 2006. Ces deux items qui totalisent une charge totale de 438 897$ ne requièrent aucune sortie de fonds pour la compagnie puisque les intérêts sur la débenture sont payés par émission d’actions. C’est principalement ce qui explique que, malgré l’augmentation de la perte nette, les activités d’exploitation de la compagnie ont générés des flux de trésorerie de 123 358 $, ce qui représente une nette amélioration par rapport aux flux de trésorerie négatifs de 734 216 $ en 2005 et de 1 266 515 $ en 2004. Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement ont par ailleurs nécessité des liquidités totalisant 5 839 437 $ en 2006, par rapport à 1 734 137 $ en 2005 à 2 306 075 $ en 2004. La hausse du capital investi s’explique en majeure partie par le fait que la compagnie a utilisé 2 753 826 $ de ses liquidités pour investir dans des dépôts à terme en 2006, ce qu’elle n’avait pas fait au cours des années antérieures faute de liquidités suffisantes. Le montant des frais d’exploration reportés pour 2006 a atteint 3 605 232 $, une augmentation comparée aux frais d’exploration reportés de 2 343 696 $ en 2005 et de 1 426 933 $ en 2004. Par ailleurs, l’activité de financement a généré des liquidités nettes de 7 495 578 $ au cours de la dernière année par rapport à 3 724 956 $ en 2005 et à 3 970 746 $ en 2004. La levée de fonds de 4 000 000 $ conclue en décembre et l’exercice de bons de souscription pour plus de 3 000 000 $ en cours d’année expliquent l’augmentation des liquidités générées par l’activité de financement.s.

RENSEIGNEMENTS FINANCIERS POUR LES HUIT DERNIERS TRIMESTRES

31 DÉCEMBRE 30 SEPTEMBRE 2006 2006

30 JUIN 2006

Chiffres d’affaires

317 538

723 274

471 301

1 180 230

1 533 079

754 151

459 774

110 715

Bénéfice net (perte nette)

110 761

(14 305)

(701 845 )

32 290

614 183

147 656

(528 303 )

(377 437)

(0,017 )

0,001

0,016

0,004

(0,015 )

(0,011)

Bénéfice net (Perte nette) par action avant dilution

0,003

0,000

31 MARS 31 DÉCEMBRE 31 SEPTEMBRE 2006 2005 2005

30 JUIN 2005

31 MARS 2005

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

ANALYSE PAR LA DIRECTION DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DES RÉSULTATS D’EXPLOITATION

FONDS DE ROULEMENT Au 31 décembre 2006, la compagnie bénéficiait d’un fonds de roulement de 7 708 245 $, une amélioration significative par rapport au fonds de roulement de 3 330 123$ au 31 décembre 2005 et à celui de 2004 qui était de 2 609 905 $. L’amélioration s’explique par le fait que les activités de financement ont été très bonnes en 2006 générant au net 7 495 578 $ comparativement à 3 724 956$ en 2005. Finalement, les activités d’exploitation ont également contribué à l’amélioration du fonds de roulement en générant 123 358$ en comparaison avec des flux de trésorerie négatifs de 734 216 $ en 2005. ACTIFS ET CAPITAUX PROPRES Les actifs de la compagnie s’élevaient au 31 décembre 2006 à 23 392 552 $ alors qu’ils étaient de 16 810 630 $ en 2005 et de 13 049 741 $ en 2004. L’augmentation annuelle de 39 % au cours de la dernière année provient surtout de l’augmentation des liquidités de 4 533 325$. Le reste de l’augmentation est attribuable principalement à l’augmentation des frais d’exploration reportés. Quant aux capitaux propres, ils ont connu une progression de 43 % au cours de l’exercice 2006, atteignant 21 080 270 $ par rapport à 14 704 251 $ à la fin de l’exercice 2005; cette amélioration est principalement attribuable aux flux de trésorerie nets générés par les activités de financement.

FRAIS D’EXPLORATION REPORTÉS En 2006, Junex a déboursé à titre de frais d’exploration reportés une somme de 3 605 232$ par rapport à 2 343 696$ en 2005 et à 1 426 933$ en 2004. Ces frais d’exploration, déduction faite des crédits d’impôt et des contributions des partenaires, sont comptabilisés comme des investissements qui seront amortis ou radiés en fonction des développements qui surviendront sur les différentes propriétés au cours des années à venir. En 2006, Junex a radié un montant de 330 723$ qui ont été directement été appliqués comme une dépense à l’état des résultats. La compagnie avait radié 113 840 $ 2005.

SITUATION FINANCIÈRE ET SOURCES DE FINANCEMENT Les liquidités de la compagnie en date du 31 décembre 2006 sont suffisantes pour lui permettre de mener à bien son plan de développement à court terme mais pas pour rencontrer l’ensemble de ses travaux statutaires exigibles au cours des prochaines années. C’est entre autres une des raisons qui ont incité la compagnie à conclure en 2006 deux ententes de partenariats qui permettraient, si les investissements sont réalisés, de couvrir tous les travaux statutaires exigibles par le gouvernement afin de maintenir les permis d’exploration au cours des années à venir. La compagnie n’exclut pas la possibilité de procéder à de nouvelles levées de fonds dans les mois à venir afin de solidifier sa position financière.

OBLIGATIONS CONTRACTUELLES au 31 décembre 2006 (en miliers de dollars)

TOTAL

PAIEMENTS EXIGIBLES POUR LES EXERCISES SE TERMINANT LE 31 DÉCEMBRE 2007 2008 2009-2010 2011 ET PLUS

Paiements de rentes annuelles

110

Obligations de travaux statutaires

Obligations à long terme

2 219

516

352

788

563

Effet à payer sans intérêts

Rachat d’actions ordinaires

160

Rachat d’actions de catégorie « C »

200

3 764

645

444

Débenture convertible

1 000

1 912

763

1 912

763

Location-exploitation Loyer de bâtiment Location d’équipement

Total des obligations contractuelles

114

3 878

719

484

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

ANALYSE PAR LA DIRECTION DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DES RÉSULTATS D’EXPLOITATION

ATTESTATION DE LA DIRECTION CONCERNANT LES CONTRÔLES INTERNES À L’ÉGARD DE LA COMMUNICATION DE L’INFORMATION FINANCIÈRE La Société a évalué l’efficacité de ses contrôles et procédures de communication de l’information (tel que défini dans le Règlement 52-109 des Autorités canadiennes en valeurs mobilières), sous la supervision et avec le concours du président et chef de la direction et du vice-président directeur et chef des finances au 31 décembre 2006. La direction a conclu, qu’au 31 décembre 2006, les contrôles et procédures de communication de l’information de la Société sont efficaces et fournissent un niveau raisonnable d’assurance que l’information importante relative à la Société et ses filiales consolidées lui est communiquée par d’autres personnes au sein de la Société, en particulier pendant la période où ce rapport annuel a été établi. La direction a la responsabilité d’établir et a conçu des contrôles internes à l’égard de l’information financière pour fournir une assurance raisonnable que l’information financière est fiable et que les états financiers ont été établis, aux fins de la publication de l’information financière, conformément aux PCGR du Canada. Aucun changement n’a été apporté aux contrôles internes de la Société à l’égard de l’information financière qui a eu, ou dont on peut raisonnablement penser qu’il aura, une incidence importante sur les contrôles internes à l’égard de l’information financière. ARRANGEMENTS HORS BILAN La compagnie ne détient aucun arrangement hors bilan significatif. OPÉRATIONS EN APPARENTÉES Des opérations entre parties apparentées totalisant 16 106 $ ont été conclues au cours des douze mois de l’année 2006. De plus, des honoraires totalisant un montant de 17 500 $ ont été accordés à des dirigeants et administrateurs de la compagnie qui sont également des actionnaires principaux. CONVENTIONS COMPTABLES CRITIQUES Pour dresser des états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, la direction de la compagnie doit faire des estimations et poser des hypothèses qui ont une incidence sur les montants présentés dans les états financiers et les notes y afférentes. Ces estimations sont fondées sur la connaissance que la direction possède des événements en cours et sur les mesures que la compagnie pourrait prendre à l’avenir. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations. MODIFICATIONS AUX CONVENTIONS COMPTABLES Toutes les modifications aux normes comptables sont présentées dans les Notes aux États financiers disponibles sur Sedar (www.sedar.com). RISQUES ET INCERTITUDES Les revenus nets futurs que la Société pourra tirer de ses réserves de pétrole, de gaz naturel et de saumure sont incertains. L’estimation des réserves elles-mêmes relève d’un processus complexe qui repose sur un nombre considérable de décisions et d’hypothèses permettant d’évaluer les données géologiques, géophysiques, d’ingénierie et économiques qui sont disponibles à l’égard de chaque réservoir. Les données réelles quant à la production future, les cours du pétrole et du gaz, les prix reçus pour la vente de saumure, les dépenses de mise en valeur, les frais d’exploitation et les quantités de réserves pétrolières, gazières et de saumure naturelle récupérables peuvent varier de façon importante. De plus, les réserves peuvent faire l’objet de révisions à la hausse ou à la baisse compte tenu des résultats qui seront obtenus lors de travaux d’exploration et de mise en valeur futurs, des cours en vigueur pour le pétrole et le gaz, des prix de la saumure naturelle et d’autres facteurs dont plusieurs sont indépendants de la volonté de la société INFORMATION ADDITIONNELLE Les états financiers complets de la compagnie sont disponibles sur Sedar à l’adresse suivante : www.sedar.com. Des informations supplémentaires concernant les activités de la compagnie sont également disponibles sur le site internet www.junex.ca.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

RAPPORT DES VÉRIFICATEURS Aux actionnaires de Junex inc. Nous avons vérifié les bilans de la société Junex inc. aux 31 décembre 2006 et 2005 et les états des résultats, du déficit, du surplus d'apport et des flux de trésorerie des exercices terminés à ces dates. La responsabilité de ces états financiers incombe à la direction de la société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur ces états financiers en nous fondant sur nos vérifications. Nos vérifications ont été effectuées conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada. Ces normes exigent que la vérification soit planifiée et exécutée de manière à fournir l'assurance raisonnable que les états financiers sont exempts d'inexactitudes importantes. La vérification comprend le contrôle par sondages des éléments probants à l'appui des montants et des autres éléments d'information fournis dans les états financiers. Elle comprend également l'évaluation des principes comptables suivis et des estimations importantes faites par la direction, ainsi qu'une appréciation de la présentation d'ensemble des états financiers. À notre avis, ces états financiers donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la situation financière de la société aux 31 décembre 2006 et 2005 ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices terminés à ces dates selon les principes comptables généralement reconnus du Canada.

Comptables agréés Québec Le 2 mars 2007

RESPONSABILITÉ DE LA DIRECTION Les états financiers consolidés de Junex inc. et toute l’information contenue dans ce rapport sont la responsabilité de la direction et ont été approuvés par le conseil d’administration. Les états financiers ont été dressés par la direction en conformité avec les principes comptables généralement reconnus du Canada. Les états financiers renferment certains montants fondés sur l’utilisation d’hypothèses. La direction a établi ces montants de façon prudente et raisonnable afin de s’assurer que les états financiers donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la société aux 31 décembre 2006 et 2005. Les vérificateurs externes de la compagnie, nommés par les actionnaires, la firme Raymond, Chabot, Grant, Thornton, ont vérifié les états financiers conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada.

Jean-Yves Lavoie, ing. Président et chef de l’exploitation Québec Le 2 mars 2007

Jacques Aubert Président du conseil et chef de la direction

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

RÉSULTATS DES EXERCISES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005 2006

2005

2 692 343

2 857 719

Coût des marchandises vendues

1 646 875

1 917 319

Bénéfice brut

1 045 468

940 400

Frais d'administration

1 520 400

1 466 563

129 849

8 066

1 650 249

1 474 629

(604 781)

(534 229)

104 765

42 499

Chiffre d'affaires

Frais financiers

Perte avant autres revenus (dépenses) et impôts sur les bénéfices Autres revenus (dépenses) Revenus de placements Honoraires de gestion Radiation de frais d'exploration reportés

Perte avant impôts sur les bénéfices

21 130

46 103

(330 723)

(113 840)

(204 828)

(25 238)

(809 609)

(559 467)

Impôts sur les bénéfices Exigibles Futurs

Perte nette Perte nette par action de base et diluée Moyenne pondérée du nombre d'actions ordinaires en circulation

40 106

64 241

(276 616)

(479 807)

(236 510)

(415 566)

(573 099)

(143 901)

(0,014)

(0,004)

41 627 131

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers et la note 4 fournit d'autres informations sur les résultats.

37 431 519

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

DÉFICIT / SURPLUS D’APPORT DES EXERCISES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005

2006

2005

DÉFICIT Solde au début Perte nette

(3 613 460)

(3 438 490)

573 099

143 901

Intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires Intérêts sur les débentures payés en actions ordinaires Impôts futurs afférents aux intérêts sur la débenture

Solde à la fin

19 231 4 966

27 857

(1 689)

(16 019)

576 376

174 970

(4 189 836)

(3 613 460)

551 515

416 135

SURPLUS D'APPORT Solde au début Rémunération et autres paiements à base d'actions

175 875

135 380

Solde à la fin

727 390

551 515

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

FLUX DE TRÉSORERIE DES EXERCISES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005 2006

2005

ACTIVITÉS D'EXPLOITATION Perte nette

(573 099)

(143 901)

Éléments hors caisse Perte (gain) sur la cession d'immobilisations Amortissement des immobilisations

(4 897) 199 394

2 150 172 289

Amortissement des frais de financement reportés

77 464

88 839

Amortissement des frais de développement reportés

63 936

Radiation de frais d'exploration reportés

330 723

113 840

Revenu du programme immigrants investisseurs

(87 562)

(105 074)

(276 616)

(479 807)

175 875

135 380

Impôts futurs Rémunération à base d'actions Escomptes de ventes payés en actions ordinaires Intérêts sur les débentures payables en actions ordinaires Variations d'éléments du fonds de roulement (note 6) Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

15 489 108 174 94 477

(581 868)

123 358

(734 216)

ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT Dépôts à terme

(2 753 826)

Encaissements de dépôts à terme Immobilisations Cessions d'immobilisations Frais d'exploration reportés

1 006 767 (312 045) 10 000 (3 605 232)

(734 278) 6 000 (2 343 696)

Crédit d'impôt sur les frais d'exploration encaissé

520 711

51 669

Revenus de participation reportés et contributions des partenaires

300 955

250 477

(5 839 437)

(1 734 137)

Frais de financement reportés

(24 683)

(16 000)

Remboursements d'un emprunt à long terme

(50 000)

Crédit d'impôt sur les frais de développement reportés encaissé Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

28 924

ACTIVITÉS DE FINANCEMENT

Émission d'une débenture convertible

1 000 000

Émission d'actions et de bons de souscription

7 077 049

Rachat d'actions de catégorie « C » Frais relatifs à l'émission de capital-actions

4 210 428

(90 000)

(416 788)

(329 472)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

7 495 578

3 724 956

Augmentation nette de l’encaisse

1 779 499

1 256 603

Encaisse au début

2 295 764

1 039 161

Encaisse à la fin

4 075 263

2 295 764

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

BILANS AUX 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005 2006

2005

2 295 764

ACTIF Actif à court terme Encaisse

4 075 263

Dépôts à terme (note 7)

2 753 826

Débiteurs (note 8)

1 686 884

2 217 080

Stocks

103 311

75 723

Frais payés d'avance

142 399

79 874

8 761 683

4 668 441

1 351 487

Placements (note 9) Immobilisations (note 10)

2 327 061

2 300 753

Propriétés pétrolières et gazières (note 11)

1 228 480

Frais d'exploration reportés (note 12)

9 429 314

6 850 225

63 933

127 869

Frais de développement reportés (note 13) Frais de financement reportés Écart d'acquisition

31 643

84 424

198 951

23 392 552

16 810 630

963 332

1 088 135

PASSIF Passif à court terme Créditeurs (note 16) Impôts sur les bénéfices à payer

40 106

35 813

Versements sur la dette à long terme

50 000

Impôts futurs

164 370 1 053 438

1 338 318

25 000

162 562

Actions ordinaires rachetables (note 18 et note 21)

160 000

200 000

Actions de catégorie « C » rachetables (note 19 et note 21)

200 000

290 000

Composante passif de la débenture convertible (note 20)

873 844

Dette à long terme (note 17)

Impôts futurs

115 499 2 312 282

2 106 379

CAPITAUX PROPRES Débenture convertible (note 20) Capital-actions (note 21) Bons de souscription (note 22) Surplus d'apport Déficit

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers. Pour le conseil,

Administrateur

37 331

400 000

23 309 299

16 875 531

1 196 086

490 665

727 390

551 515

(4 189 836)

(3 613 460)

21 080 270

14 704 251

23 392 552

16 810 630

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

NOTES COMPLÉMENTAIRES AUX 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005 1 - STATUTS ET NATURE DES ACTIVITÉS La société, constituée en vertu de la Partie IA de la Loi sur les compagnies (Québec), exploite dans les domaines de l'exploration pétrolière et gazière, la production de gaz naturel et de saumure, du forage et offre des services de consultation en géophysique et en géologie.

2 - CONVENTIONS COMPTABLES Principes de consolidation En 2005, les états financiers consolidés incluaient les comptes de la société et de ses filiales en propriété exclusive Junex Solnat inc. et Foragaz inc. Au cours de l'exercice, ces filiales ont été liquidées. Estimations comptables Pour dresser des états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, la direction de la société doit faire des estimations et poser des hypothèses qui ont une incidence sur les montants présentés dans les états financiers et les notes y afférentes. Ces estimations sont fondées sur la connaissance que la direction possède des événements en cours et sur les mesures que la société pourrait prendre à l'avenir. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations. Trésorerie et équivalents de trésorerie La politique de la société est de présenter dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie l'encaisse et les placements dont le terme est égal ou inférieur à trois mois. Constatation des revenus Les revenus provenant de la vente de gaz naturel et de saumure sont constatés lorsque le produit est livré, que tous les risques et avantages importants inhérents à la propriété ont été transférés et que le recouvrement est raisonnablement assuré. Les revenus de forage et d'honoraires de consultation sont comptabilisés selon la méthode de l'avancement des travaux. Selon cette méthode, les revenus de contrats et les profits sont constatés proportionnellement au degré d'avancement des travaux. La société utilise la méthode des efforts fournis selon laquelle le degré d'avancement est calculé en fonction des frais de main-d'oeuvre directe engagés à la date des états financiers. Les pertes sont comptabilisées dès qu'elles sont connues. Les revenus de placement sont constatés lorsqu'ils sont gagnés. Évaluation des stocks Les stocks sont évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moins élevé des deux. Lecoût est déterminé selon la méthode du coût moyen. Amortissements Les immobilisations sont amorties en fonction de leur durée probable d'utilisation selon la méthode de l'amortissement dégressif aux taux annuels qui suivent : Taux Mobilier, agencements et fardiers

20 %

Matériel et équipement

10 %

Équipement informatique, logiciels et matériel roulant

30 %

Les frais de financement reportés relatifs aux emprunts d'investisseurs immigrants sont amortis selon la méthode de l'amortissement linéaire sur une période de 5 ans, jusqu'en 2006. Les frais de financement reportés relatifs aux débentures sont amortis sur la durée des débentures. Options d'achat d'actions La société peut octroyer des options d'achat d'actions en vertu du régime d'options d'achat d'actions à l'intention des salariés, des dirigeants, des administrateurs et des consultants de la société. La société utilise la méthode de la juste valeur pour enregistrer l'octroi des options. Ainsi, une charge de rémunération est inscrite aux résultats sur la durée d'acquisition des droits relatifs aux options et la contrepartie est imputée au surplus d'apport. Lorsque les détenteurs exercent leurs options, toute contrepartie reçue ainsi que le surplus d'apport se rattachant à ces options sont crédités au capitalactions. Écart d'acquisition L'écart d'acquisition représente l'excédent du coût d'acquisition d'une entreprise sur le montant net des valeurs attribuées aux éléments de l'actif acquis et du passif pris en charge. L'écart d'acquisition n'est pas amorti. Il est soumis à un test de dépréciation annuellement ou plus fréquemment si des événements ou des changements de situation indiquent qu'il a subi une dépréciation. L'écart d'acquisition est rattaché à une unité d'exploitation et toute dépréciation possible de l'écart d'acquisition est détectée en comparant la valeur comptable de l'unité d'exploitation à sa juste valeur. Si une dépréciation possible est identifiée, celle-ci est quantifiée en comparant la valeur comptable de l'écart d'acquisition à sa juste valeur. La juste valeur d'une unité d'exploitation est calculée en fonction des flux de trésorerie actualisés.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

Frais de recherche et de développement Les frais de recherche et de développement sont passés en charges au fur et à mesure qu'ils sont engagés. Cependant, les frais de développement sont reportés lorsqu'ils respectent les critères généralement reconnus jusqu'à concurrence du montant dont la récupération peut raisonnablement être considérée comme certaine. L'amortissement commence avec la production ou l'utilisation commerciale du produit et se calcule sur une période de trois ans. La direction réévalue à chaque année les avantages futurs des frais de développement reportés en comparant le solde non amorti avec les produits futurs connexes déduction faite des coûts y afférent. Propriétés pétrolières et gazières et frais d'exploration reportés La société suit la méthode de capitalisation du coût entier, selon laquelle les coûts reliés à l'acquisition, à l'exploration et au développement des propriétés, diminution faite des contributions des partenaires, sont capitalisés par propriété jusqu'au début de la production commerciale. Si des réserves d'hydrocarbures économiquement profitables sont développées, les coûts capitalisés des propriétés concernées sont virés aux immobilisations et amortis en se basant sur les unités de production de l'exercice en fonction des réserves probables et prouvées de pétrole brut et de gaz naturel. S'il est établi que les coûts capitalisés d'exploration et de développement ne sont pas récupérables selon la durée de vie estimative de la propriété, ou si le projet est abandonné, celui-ci est dévalué à sa valeur nette de réalisation. La récupération des montants inscrits au titre des propriétés pétrolières et gazières et des frais d'exploration reportés s'y rapportant dépend de la découverte de réserves économiquement récupérables, de la capacité de la société d'obtenir le financement nécessaire pour mener à terme la mise en valeur et de la production rentable future ou du produit de cession de tels biens. Les montants inscrits au titre de propriétés pétriolières et gazières et des frais d'exploration reportés ne représentent pas nécessairement la valeur présente ou future. Subventions et crédits d'impôt Les subventions relatives aux propriétés pétrolières et gazières sont comptabilisées en diminution de celles-ci. Les crédits d'impôt sur les frais d'exploration sont comptabilisés en diminution des frais d'exploration reportés. Les crédits d'impôt à l'investissement sont comptabilisés en réduction des frais de recherche et de développement ou en réduction des frais de développement reportés au cours de l'exercice où les frais sont engagés. Les crédits d'impôt sur les frais d'exploration et les crédits d'impôt à l'investissement doivent être examinés et approuvés par les autorités fiscales de sorte qu'il est possible que les montants accordés diffèrent des montants comptabilisés. Impôts sur les bénéfices La société utilise la méthode du passif fiscal pour comptabiliser les impôts sur les bénéfices. Selon cette méthode, les actifs et les passifs d'impôts futurs sont déterminés en fonction de l'écart entre la valeur comptable et la valeur fiscale des actifs et des passifs, et ils sont mesurés en appliquant, à la date des états financiers, les taux d'imposition et les lois fiscales en vigueur ou pratiquement en vigueur pour les exercices au cours desquels les écarts temporaires sont censés se résorber. La société établit une provision pour moins-value à l'égard des actifs d'impôts futurs, si selon les renseignements disponibles, il est plus probable qu'improbable qu'une partie ou la totalité des actifs d'impôts futurs ne sera pas matérialisée. Aux termes des lois fiscales, les déductions à titre de dépenses de ressources reliées aux activités d'exploration et de développement et financées par des actions accréditives sont renoncées au bénéfice des investisseurs. Selon la méthode du passif fiscal, les impôts futurs afférents aux écarts survenant lors de la renonciation sont comptabilisés avec une charge correspondante aux frais d'émission d'actions. Frais de restauration des lieux Une provision pour les frais de restauration des lieux est établie si ces frais peuvent raisonnablementêtre établis. Cette provision est fondée sur des estimations des frais, compte tenu de la méthode prévue et de l'ampleur des travaux d'assainissement conformément aux prescriptions de la loi, aux pratiques du secteur d'activité et à la technologie actuelle. Une provision est établie au moment où naît l'obligation juridique pour la société et est constatée à sa juste valeur en contrepartie de l'augmentation du coût des actifs en cause. Frais d'émission de capital-actions Les frais d'émission sont comptabilisés en diminution du capital-actions, net des impôts futurs y afférents.

3 - RÉSULTAT PAR ACTION Le résultat de base par action ordinaire est calculé en divisant le résultat net disponible pour les porteurs d'actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation au cours de l'exercice. Le résultat dilué par action est calculé en tenant compte de la dilution qui pourrait survenir si les débentures étaient converties en actions ordinaires et si les options sur actions et les bons de souscription visant à émettre des actions ordinaires étaient exercés ou convertis en actions ordinaires au début de la période ou à la date de leur émission si elle est postérieure. La méthode de la conversion hypothétique pour les débentures convertibles et la méthode du rachat d'actions pour les options sur actions et les bons de souscription permettent de déterminer l'effet de dilution. La débenture convertible mentionnée à la note 20 et les options sur actions et les bons de souscription mentionnés aux notes 18, 21 et 22 n'ont pas été inclus dans le calcul du résultat dilué par action en 2006 et 2005 puisque la société a subi des pertes et que l'inclusion de ces options, bons de souscription et débenture aurait un effet antidilutif.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

4 - INFORMATIONS SUR LES RÉSULTATS ET OPÉRATIONS CONCLUES AVEC UNE SOCIÉTÉ CONTRÔLÉE PAR UN ACTIONNAIRE EXERÇANT UNE INFLUENCE NOTABLE 2006

Rémunération à base d'actions Perte (gain) sur la cession d'immobilisations

2005

175 875

135 380

(4 897)

Amortissement des immobilisations

2 150

199 394

172 289

Amortissement des frais de financement reportés

77 464

88 839

Amortissement des frais de développement reportés

63 936

Intérêts sur la dette à long terme

21 090

25 308

Intérêts sur la débenture

108 174

Opérations conclues avec une société contrôlée par un actionnaire exerçant une influence notable dans le cours normal des activités (a) Frais d'administration - Honoraires de gestion

5 703

Coût des marchandises vendues - Location d'entrepôts

16 106

11 780

(a) Ces opérations ont été mesurées à la valeur d'échange, soit la valeur établie et acceptée par les parties.

5 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES La provision d'impôts sur les bénéfices se détaille comme suit : 2006 $ Impôts sur les bénéfices établis aux taux statutaires Différence entre les taux statutaires et les taux utilisés pour les impôts futurs Impact du changement du taux d'imposition fédéral (provincial en 2005) Déductibilité des frais d'émission d'actions Rémunération et autres paiements à base d'actions non déductibles Provision pour moins-value Autres

2005 %

(259 237)

32,02

(7 125)

0,88

8 903 (119 386)

(195 925)

35,02

5 595

(1,00)

(1,10)

(33 186)

5,93

14,74

(121 032)

21,63

56 315

(6,95)

46 056

(8,23)

132 865

(16,41)

(116 149)

20,76

(48 845)

6,03

(925)

0,17

(236 510)

29,21

(415 566)

74,28

Les actifs et les passifs d'impôts futurs proviennent des écarts entre la valeur fiscale et la valeur comptable des éléments suivants : 2006

2005

146 308

164 370

Frais d'exploration reportés

654 696

964 048

Immobilisations et propriétés pétrolières et gazières

261 844

363 935

916 540

1 327 983

1 062 848

1 492 353

Pertes fiscales

879 575

928 318

Frais relatifs au capital-actions

316 138

284 166

1 195 713

1 212 484

Passifs d'impôts futurs résultant des éléments suivants : Court terme Crédits d'impôt sur les frais d'exploration Long terme

Actifs d'impôts futurs résultant des éléments suivants :

Actifs (passifs) d'impôts futurs nets Provision pour moins-value Passifs d'impôts futurs nets comptabilisés

132 865

(279 869)

(132 865) (279 869)

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

5 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES (SUITE) Au 31 décembre 2006, les pertes fiscales sont disponibles comme suit : FÉDÉRAL

PROVINCIAL

2008

467 000

471 000

2009

887 800

2010

447 700

932 200

2014

601 500

768 800

2025

21 000

9 900

2 425 000

3 069 700

2006

2005

Les pertes peuvent être reportées jusqu'en :

6 - INFORMATIONS SUR LES FLUX DE TRÉSORERIE Les variations d’éléments du fonds de roulement se détaillent comme suit :

Débiteurs, à l'exception des contributions des partenaires à recevoir et des crédits d'impôt à recevoir

611 630

(921 300)

Stocks

(27 588)

(75 723)

Frais payés d'avance

(62 525)

24 914

(431 333)

325 285

Impôts sur les bénéfices à recevoir

Créditeurs, à l'exception des intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires Impôts sur les bénéfices à payer

29 143

4 293

35 813

94 477

(581 868)

Les flux de trésorerie se rapportant aux intérêts et aux impôts sur les bénéfices des activités d'exploitation se détaillent comme suit : 2006

Intérêts versés

8 720

8 066

Impôts sur les bénéfices encaissés Impôts sur les bénéfices versés

2005

715 35 813

Les éléments hors caisse se détaillent comme suit : Amortissement des immobilisations capitalisé

81 240

Impôts futurs sur l'amortissement capitalisé

(4 722)

Impôts futurs sur dépenses renoncées au bénéfice d'investisseurs

110 287 (20 885)

632 772

887 990

(141 791)

(112 295)

Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'exploration reportés

126 440

252 237

Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'émission

116 382

Crédits d'impôt à recevoir relatifs aux frais d'exploration reportés

444 706

Impôts futurs sur les frais d'émission de capital-actions

Cessions de permis d'exploration et d'une structure de forage en contrepartie de placements (note 9)

384 824 1 351 487

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

7 - DÉPÔTS À TERME

Dépôts à terme, taux progressifs variant de 3,25 % à 3,9 % (3,25 % au 31 décembre 2006), rachetables mensuellement, échéant à différentes dates jusqu'en août 2009

2006

2005

2 753 826

8- DÉBITEURS 2006

Comptes clients

2005

485 772

1 213 757

Contributions des partenaires à recevoir

607 439

450 000

Crédits d'impôt à recevoir

444 706

520 711

Taxes à la consommation à recevoir

78 876

32 612

Autres

70 091 1 686 884

2 217 080

2006

2005

1 251 487

9 - PLACEMENTS

Pétrolia inc. 3 128 718 actions ordinaires, représentant 11 % (11 % en 2005) des actions avec droit de vote, au coût (valeur au marché de 1 658 221 $; 1 095 051 $ en 2005) (a) Gastem inc. 1 000 000 actions ordinaires, représentant 3 % (8 % en 2005) des actions avec droit de vote, au coût (valeur au marché de 350 000 $; 100 000 $ en 2005) (b)

100 000

1 351 487

(a) Au cours de l'exercice terminé le 31 décembre 2005, la société a cédé des permis d'exploration en contrepartie d'un placement de 1 251 487 $ dans Pétrolia inc. Le gain de 616 048 $ résultant de la transaction a été imputé en réduction des autres frais d'exploration reportés ne faisant pas partie de la transaction. (b) Au cours de l'exercice terminé le 31 décembre 2005, la société a cédé 10 % d'une structure de forage en contrepartie d'un placement de 100 000 $ dans Gastem inc. Le gain ainsi obtenu a été porté en diminution des frais d'exploration reportés.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

10 - IMMOBILISATIONS 2006

Mobilier et agencements Fardiers Matériel et équipement Équipement informatique Logiciels Matériel roulant

COÛT

AMORTISSEMENT CUMULÉ

COÛT NON AMORTI

26 656

12 699

13 957

450 000

158 319

291 681

2 601 400

754 032

1 847 368

76 693

43 414

33 279

18 288

9 398

8 890

346 673

214 787

131 886

3 519 710

1 192 649

2 327 061

COÛT

AMORTISSEMENT CUMULÉ

2005

Mobilier et agencements Fardiers

COÛT NON AMORTI

22 103

9 883

12 220

450 000

137 485

312 515

2 363 768

562 022

1 801 746

Équipement informatique

58 730

33 427

25 303

Logiciels

15 740

5 679

10 061

339 190

200 282

138 908

3 249 531

948 778

2 300 753

Matériel et équipement

Matériel roulant

11 - PROPRIÉTÉS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES 2006 SOLDE AU DÉBUT

ACQUISITIONS

CESSIONS

SOLDE À LA FIN $

Gaspésie

869 178

Basses-Terres

359 302

1 228 480

2005

Gaspésie Basses-Terres

SOLDE AU DÉBUT

ACQUISITIONS

CESSIONS

869 178

SOLDE À LA FIN $ 869 178

359 302

1 228 480

Certaines propriétés sont grevées d'une redevance advenant la mise en production commerciale. D'autres informations concernant les engagements sur les propriétés pétrolières et gazières sont présentées à la note 23.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

12 - FRAIS D'EXPLORATION REPORTÉS 2006 SOLDE AU DÉBUT

FRAIS D’EXPLORATION

REVENUS DE PARTICIPATION

SOLDE À LA FIN

Gaspésie Gaspé

443 298

443 298 1 107 613

Baie des Chaleurs

965 338

142 275

Bande Taconique

184 555

6 592

1 278 345

1 249 471

8 915

3 207

303 663

218 132

521 795

3 235 016

235 112

3 470 128

Galt

191 147 (437 835)

2 089 981

Bas-Saint-Laurent Rivière-du-Loup

12 122

Basses-Terres Appalaches Bécancour Richelieu

82 516

29 169

Rive-Nord

791 877

710 227

(20 559)

1 481 545

111 685

6 850 225

3 037 483

(458 394)

9 429 314 2005

SOLDE AU DÉBUT

FRAIS D’EXPLORATION

REVENUS DE PARTICIPATION

SOLDE À LA FIN

Gaspésie Anticlinal Saint-Jean

212 802

(212 802)

Baie des Chaleurs

618 609

346 729

965 338

Bande Taconique

169 556

14 999

184 555

Galt

1 216 135

312 687

Gaspé

104 809

(104 809)

Gastonguay

199 615

(199 615)

20 211

(20 211)

6 089

2 826

23 254

380 409

Percé

(250 477)

1 278 345

Bas-Saint-Laurent Rivière-du-Loup

8 915

Basses-terres Appalaches

(100 000)

303 663 3 235 016

2 864 213

370 803

Richelieu

62 069

20 447

82 516

Rive-Nord

747 271

44 606

791 877

6 244 633

956 069

Bécancour

(350 477)

6 850 225

Au cours de l'exercice la société a comptabilisé un crédit d'impôt au montant de 444 706 $ (384 824 $ en 2005) en diminution des frais d'exploration. À la suite de l'abandon de projets, la société a procédé à la radiation de frais d'exploration pour un montant de 330 723 $ (113 840 $ en 2005).

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

13 - FRAIS DE DÉVELOPPEMENT REPORTÉS 2006

2005

Solde au début

127 869

191 805

Amortissement

(63 936)

63 933

127 869

14 - EMPRUNT BANCAIRE L'emprunt bancaire, d'un montant autorisé de 100 000 $, porte intérêt au taux préférentiel plus 1,125 % (7,125 %; 6,125 % en 2005) et est renégociable en août de chaque année. Au 31 décembre 2006, l'emprunt bancaire n'est pas utilisé. Pour en bénéficier, la société devra maintenir un compte d'épargne minimale de 110 000 $ qui sera affecté à la garantie de l'emprunt bancaire.

15 - GARANTIES BANCAIRES Une portion de l'encaisse est affectée à la garantie des lettres de garantie émises au montant de 75 600 $ au 31 décembre 2006 (30 600 $ au 31 décembre 2005). 16 - CRÉDITEURS 2006

2005

Comptes fournisseurs d'une société contrôlée par un actionnaire exerçant une influence notable

2 956

Intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires

82 939

Dû à des administrateurs Comptes fournisseurs et charges à payer

19 231

18 759 858 678

1 068 904

963 332

1 088 135

2006

2005

17 - DETTE À LONG TERME

Emprunts d'investisseurs immigrants, compensés par les placements au cours de l'exercice (a) Effet à payer, sans intérêt, remboursable par versements semestriels de 25 000 $, échéant en mai 2008

Versements exigibles à court terme

87 562 75 000

125 000

75 000

212 562

50 000

25 000

162 562

Les versements sur la dette à long terme au cours des deux prochains exercices s'élèvent à 50 000 $ en 2007 et 25 000 $ en 2008. (a) Les placements présentés en diminution des emprunts d'investisseurs immigrants portaient intérêt au taux de 7,05 % et venaient à échéance en novembre 2006. À l'échéance, le solde des emprunts a été compensé par les placements.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

18 - ACTIONS ORDINAIRES RACHETABLES 2006

2005

160 000

200 000

Émises et payées 400 000 actions ordinaires (500 000 en 2005) (note 21)

En vertu d'une entente de règlement hors cour et d'une convention de dépôt avec le fiduciaire, un ancien administrateur a accordé à la société des options d'achat sur 1 530 000 actions ordinaires de la société qu'il détenait personnellement. Selon l'entente, la société s'est engagée à exercer des options d'achat sur un minimum de 300 000 actions en 2002 et sur un minimum de 100 000 actions pour chacun des exercices suivants jusqu'en 2010, à un prix variant à chaque exercice. Tout nombre d'actions acquises en excédent du minimum prévu annuellement sera imputé au nombre minimal devant être acquis à des dates ultérieures. Si le nombre minimal annuel n'était pas acquis par la société, le nombre d'actions correspondant à la différence entre le nombre d'actions à acquérir à telle date et le nombre d'actions acquises sera remis, par le fiduciaire, en pleine propriété à l'exadministrateur. En juin 2002, la société a comptabilisé un passif au montant de 440 000 $ basé sur le prix de levée de l'exercice 2002, soit 0,40 $ l'action. Les frais relatifs à cette transaction ont totalisé 122 563 $. En contrepartie, un montant de 188 853 $ a été imputé en réduction du capital-actions et un montant de 373 710 $ a été imputé en augmentation du déficit à titre de prime et frais relatifs au rachat de capital-actions. Les options d'achat doivent être exercées sur 1 100 000 actions. Au cours des deux derniers exercices, la société n'a pas exercé d'options. En 2006 et 2005, la société devait exercer annuellement 100 000 options d'achat. Étant donné que la société n'a pas exercé ces 200 000 options, les actions ordinaires rattachées à ces options d'achat ont été transférées dans le capital-actions. Les actions ordinaires transférées au montant de 80 000 $ en 2006 et 2005 sont entièrement libérées et peuvent être transigées sur le marché. Au cours des prochains exercices, le prix de levée des options d'achat se détaille comme suit :

Prix de levée par action $ 2007

60 % du cours de référence maximum 1,25

2008 à 2010

60 % du cours de référence maximum 1,50

L'augmentation du passif liée à l'augmentation du prix de levée sera comptabilisée à titre de frais financiers. Chaque exercice des options d'achat est sujet à l'approbation des organismes de réglementation. 19 - ACTIONS DE CATÉGORIE « C » RACHETABLES 2006

2005

200 000

290 000

Émises et payées 200 000 actions de catégorie « C » (290 000 en 2005) (note 21)

En 2006, la société a racheté 90 000 actions (90 000 actions en 2005) en contrepartie de 90 000 $ en espèces (90 000 $ en 2005).

20 - DÉBENTURE CONVERTIBLE 2006 Le 4 mai 2006, la société a émis une débenture d'une valeur totale de 1 000 000 $, portant intérêt au taux de 12,25 %, payables semestriellement en actions ordinaires au prix moyen des transactions effectuées durant les 20 jours précédant l'émission, échéant le 4 mai 2009. La débenture peut être convertie au gré du détenteur en actions ordinaires en tout temps selon un prix de conversion de 1,25$ l'action pour les deux premières années et 1,375$ pour la troisième année. La composante passif de la débenture convertible correspond à la valeur actualisée, à la date d'émission, des paiements en espèces d'intérêts et de capital exigibles selon les modalités de la débenture convertible, actualisés au taux d'intérêt qui s'appliquerait à un titre d'emprunt, sans option de conversion, comportant une échéance et des risques comparables. La composante capitaux propres représente la valeur attribuée à la différence entre le montant émis et la composante passif ainsi que les bons de souscription (114 060 $) s'y rattachant. Le tableau suivant montre les variations survenues au cours de l'exercice : COMPOSANTE PASSIF

COMPOSANTE CAPITAUX PROPRES

Émission de la débenture

848 609

37 331

Acroissement des intérêts

25 235

Solde à la fin

873 844

37 331

En vertu d'une clause de l'entente, la société a émis le 14 mars 2006, 22 909 actions ordinaires au prix de 1,056 $ l'action en règlement du paiement d'intérêts semestriels de 24 197 $ et a procédé au règlement de la débenture décrite ci-après en émettant 342 660 actions ordinaires.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

20 - DÉBENTURE CONVERTIBLE (SUITE) 2005 La débenture est rachetable au gré du détenteur si la société ne respecte pas certaines conditions. Le prix de rachat sera équivalent au total de la somme en capital alors en cours à la date du rachat plus les intérêts accumulés et impayés à cette date. La débenture est également rachetable par le détenteur si la société effectue une émission d'actions par voie de placement privé, public ou à titre de dividendes, de droits ou de bons de souscription, d'options ou autrement à un prix moindre que le prix de conversion de la débenture. Si le détenteur exerce son droit de rachat, il sera alors tenu de souscrire au capital-actions de la société dans les cinq jours ouvrables suivant le paiement du prix de rachat des actions ordinaires pour un prix égal au prix des actions ordinaires émises dans le cadre du placement ayant donné lieu au privilège de rachat. La débenture peut être rachetée au gré de la société. Dans ce cas, le détenteur a le droit de convertir la débenture au prix de conversion en vigueur au moment du rachat. Étant donné les caractéristiques de la débenture, celle-ci est inscrite comme un instrument de capitaux propres et ainsi présentée dans les capitaux propres. Le tableau suivant montre les variations survenues au cours de l'exercice : 2006

Solde au début Conversion en 342 660 actions ordinaires

2005

400 000

(400 000)

Solde à la fin

400 000

Conditions Date d'émission

31/07/2003

Date d'échéance

31/01/2006

Taux d'intérêt Versement des intérêts Prix de conversion

12 % Semestriellement 1,70 $ / action (31/07/2003 au 31/07/2005) 1,87 $ / action (01/08/2005 au 31/01/2006)

21 - CAPITAL-ACTIONS Autorisé Nombre illimité d'actions sans valeur nominale Ordinaires, avec droit de vote et participantes Catégorie « B », sans droit de vote, non participantes, dividende préférentiel et non cumulatif variant de 1 % à 12 %, rachetables au gré de la société au montant du capital versé Catégorie « C », sans droit de vote, non participantes, dividende mensuel préférentiel et non cumulatif de 1 % calculé sur la valeur de rachat, rachetables au gré du détenteur ou de la société à la juste valeur de la contrepartie reçue à l'émission selon certaines conditions. Le rachat maximal ne peut excéder le tiers des actions détenues, et ce, seulement si le fonds de roulement est supérieur à 1 000 000 $ 2006

2005

Nombre

39 485 319

16 875 531

35 795 372

14 172 957

22 909

24 197

42 707

47 978

Conversion de la débenture convertible

342 660

400 000

En contrepartie d'escomptes sur ventes

11 305

15 489

1 972 000

2 610 200 1 149 329

Émis et payé Ordinaires Solde au début En contrepartie d'intérêts sur les débentures convertibles

En contrepartie d'espèces Émissions d'actions accréditives Émissions privées Libération d'actions non rachetées (note 18)

6 505 663

6 587 049

1 575 240

100 000

40 000

100 000

(632 967)

Frais d'émission Solde à la fin

46 467 856

23 309 299

40 000 (1 144 933)

39 485 319

16 875 531

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

21 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE) Bons de souscription Au 31 décembre 2006, les bons de souscription suivants, émis dans le cadre de financements et permettant à leur détenteur de souscrire un nombre équivalent d'actions ordinaires, étaient en circulation et pouvaient être exercés comme suit : 242 000 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,80 $ jusqu'au 22 février 2007 29 040 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,55 $ jusqu'au 22 février 2007 89 280 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,25 $ jusqu'au 23 juin 2007 526 316 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 10 juin 2008 333 333 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,50 $ jusqu'au 4 mai 2008 157 895 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 11 juillet 2008 89 800 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 15 décembre 2008 162 796 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 22 décembre 2008 1 243 181 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,45 $ jusqu'au 22 décembre 2009 Options d'achat d'actions ordinaires En 2002, la société a instauré un régime d'options d'achat d'actions pour le bénéficie des salariés, des dirigeants, des administrateurs et des consultants de la société, jusqu'à concurrence de 20 % (5 % en 2005) des actions émises et en circulation lors de l'octroi. Le prix d'exercice de chaque option correspond au prix fixé au moment de l'octroi. Le prix ne peut être inférieur au cours des actions à la date d'attribution. La durée maximale d'une option est de 10 ans. Le 1er juin 2005, le prix de levée de 130 000 options d'achat d'actions octroyées antérieurement a été modifié de 2 $ à 1 $ l'option. Au cours de l'exercice, la société a octroyé à ses administrateurs 90 000 options d'achat d'actions (90 000 en 2005) comportant un prix de levée de 1,28 $ (0,96 $ en 2005) et 55 000 options à des employés à un prix de levée de 1,18 $. Aux 31 décembre 2006 et 2005, aucune option n'a été levée. Les options d'achat octroyées par la société ont varié comme suit : 2006

2005

Options

Prix de levée moyen pondéeé $

Options

Prix de levée moyen pondéeé $

En circulation au début de l'exercice

450 000

1,34

360 000

1,81

Attribuées

145 000

1,24

90 000

0,96

En circulation à la fin de l'exercice

595 000

1,31

450 000

1,34

Le prix de levée moyen pondéré tient compte de l'ajustement du prix de levée de 130 000 options dont le prix de levée est passé de 2 $ à 1 $. Les caractéristiques des options d'achat d'actions en circulation au 31 décembre 2006 sont les suivantes : 2005

2006 OPTIONS EN CIRCULATION NOMBRE

DURÉE CONTRACTUELLE MOYENNE PONDÉRÉE À COURIR

OPTIONS EXERÇABLES

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

OPTIONS EXERÇABLES

NOMBRE

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

NOMBRE

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

(années)

Salariés, dirigeants

30 000

7,8

0,80

30 000

0,80

30 000

0,80

et administrateurs

110 000

7,1

0,90

110 000

0,90

110 000

0,90

110 000

5,8

2,00

94 000

2,00

110 000

2,00

75 000

5,4

1,00

60 000

1,00

75 000

1,00

55 000

9,5

1,18

18 334

1,28

90 000

9,3

1,28

90 000

1,28

470 000

7,3

1,27

402 334

1,27

325 000

Consultants

1,29

60 000

5,8

2,00

60 000

2,00

60 000

2,00

65 000

6,2

1,00

59 000

1,00

65 000

1,00

595 000

7,0

1,31

521 334

1,32

450 000

1,34

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

21 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE) L'acquisition des droits s'effectue soit à l'octroi des options ou à raison de 20 % à 33 % par année. La juste valeur des options octroyées a été estimée à la date d'attribution au moyen du modèle d'évaluation du prix des options Black et Scholes en fonction des données moyennes pondérées suivantes pour les attributions octroyées depuis le début de l'exercice :

Taux d'intérêt sans risque

2006

2005

4,33 %

4,10 %

Période prévue (en années)

Volatilité prévue de l'action

68 %

67 %

Aucun

Dividendes prévus

La juste valeur moyenne pondérée des options d'achat d'actions octroyées depuis le début de l'exercice est de 0,96 $ (0,71 $ en 2005).

22 - BONS DE SOUSCRIPTION En 2006, dans le cadre de ses opérations de financement, la société a émis à des placeurs pour compte 252 596 bons de souscription et 333 333 bons de souscription pour une débenture convertible donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice moyen pondéré de 1,40 $. De plus, dans le cadre d'une émission d'actions, la société a émis 1 243 181 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice de 1,45 $. La juste valeur des bons émis dans le cadre du financement en actions est constatée en réduction du capital-actions à titre de frais d'émission. La contrepartie est constatée au bilan dans les capitaux propres à titre de bons de souscription. La juste valeur moyenne pondérée de chaque bon de souscription octroyé pour 2006 est de 0,392 $ (0,387 $ en 2005). En 2005, dans le cadre de ses opérations de financement, la société a émis à des placeurs pour compte, 118 320 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à des prix d'exercice de 1,25$ et 1,55 $. De plus, la société a émis 926 211 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice moyen pondéré de 1,28 $. La juste valeur de chaque bon de souscription octroyé a été estimée à la date d'attribution au moyen du modèle d'évaluation Black et Scholes en fonction des données moyennes pondérées suivantes pour les attributions octroyées :

Volatilité prévue Taux d'intérêt sans risque Durée prévue Dividende prévu

2006

2005

61,90 %

69,00 %

4,00 %

3,09 %

26 mois

36 mois

Aucun

La direction a modifié rétroactivement la méthode de comptabilisation des bons de souscription émis dans un autre cadre que pour rémunérer un placeur ou d'un instrument financier rattaché à une dette. Ainsi, la société comptabilise séparément la composante bons de souscription du capital-actions lors d'émissions d'unités comprenant une action ainsi qu'un bon de souscription. Cette modification a entraîné une diminution du capital-actions de 490 000 $ (450 899 $ en 2005) et une augmentation équivalente de ses bons de souscription.

23 - ENGAGEMENTS La société s'est engagée d'après un contrat de location échéant en décembre 2007 à verser une somme de 42 002 $ pour un bâtiment. Ce contrat comporte une option de renouvellement pour une période additionnelle de deux ans dont la société pourra se prévaloir en donnant un préavis de six mois. La société s'est également engagée d'après des contrats de location échéant à différentes dates jusqu'en octobre 2009 à verser une somme de 71 300$ pour de l'équipement et du matériel roulant. Les paiements minimums exigibles pour les trois prochains exercices s'élèvent à 73 535 $ en 2007, à 24 767 $ en 2008 et à 15 000 $ en 2009. En vertu de permis de recherche octroyés par le ministère des Ressources naturelles, la société s'est engagée à verser des rentes de 110 008$ jusqu'en 2010. Les paiements minimums pour les quatre prochains exercices s'élèvent à 38 832$ en 2007, à 26 752$ en 2008 et à 22 212$ en 2009 et 2010. De plus, la société doit effectuer, chaque année, dans le territoire qui fait l'objet de son droit, des travaux dont les coûts minimums varient selon l'âge du permis; ainsi, pour la première année du permis, ils correspondent au plus élevé de 0,50$ l'hectare ou 3 000$ et pour la cinquième année du permis, ils correspondent au plus élevé de 2,50$ l'hectare ou 15 000 $. Pour les années de renouvellement subséquentes, les coûts minimums correspondent au plus élevé de 2,50$ l'hectare ou 20 000 $. Les paiements minimums exigibles s'élèvent à 515 695$ en 2007, à 351 584$ en 2008, à 337 694$ en 2009, à 450 618$ en 2010 et à 563 273$ en 2011. En vertu d'une entente intervenue en décembre 2001, la société a acquis l'intérêt résiduel de 50% des permis sur quatre propriétés des Basses-Terres, portant sa participation à 100% et un intérêt de 100% sur une autre, en contrepartie de royautés de 5% des revenus à la tête de puits; ce droit à des royautés peut être converti en un intérêt de 15% dans les permis acquis après avoir obtenu des revenus de production correspondant aux frais engagés sur lesdits permis. En vertu d'une entente intervenue en mai 2002, la société a acquis un intérêt de 100% sur des permis en Gaspésie, en contrepartie de royautés de 7,5% des revenus à la tête de puits. La société a cédé à Gastem inc. et à Pétrolia inc. un intérêt de 10% chacun dans le puits de Saint-Simon situé dans les Basses-Terres. La société s'est engagée à leur accorder une option permettant d'acquérir un intérêt de 10% dans la structure délimitée par le forage de découverte.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

24 - ÉVENTUALITÉS Les opérations de la société sont régies par des lois gouvernementales concernant la protection de l'environnement. Les conséquences environnementales sont difficilement identifiables, que ce soit au niveau de la résultante, de son échéance ou de son impact. Au meilleur de la connaissance de ses dirigeants, la société opère en conformité avec les lois et les règlements présentement en vigueur. De plus, la société fait l'objet d'une réclammation d'un permis et d'une somme de 100 000$ pour des travaux non effectués relativement à une entente intervenue antérieurement sur le même permis. La direction est d'avis que cette poursuite est non fondée et, par conséquent, aucune provision n'a été comptabilisée aux livres à cet égard.

25 - DÉPENDANCE ÉCONOMIQUE La société a fourni des services à 2 entreprises (l'entreprise en 2005), qui ont généré 77% (79% en 2005) du chiffre d'affaires. À la date des bilans, 90% (94% en 2005) des comptes clients sont à recevoir de ces clients.

26 - INSTRUMENTS FINANCIERS La juste valeur des actifs et des passifs financiers à court terme se rapproche de la valeur comptable en raison de leur échéance rapprochée. La juste valeur des placements a été établie selon les derniers cours publiés. La juste valeur des emprunts d'investisseurs immigrants a été déterminée par l'actualisation des flux de trésorerie contractuels aux taux d'intérêt du marché à la date du bilan pour des emprunts similaires. La juste valeur des emprunts se rapproche de leur valeur comptable. La juste valeur de l'effet à payer sans intérêt, des actions ordinaires rachetables et des actions de catégorie « C » n'a pu être déterminée puisqu'il est pratiquement impossible de trouver sur le marché des instruments financiers qui présentent essentiellement les mêmes caractéristiques économiques. La juste valeur de la composante passif des débentures convertibles a été déterminée par l'actualisation des flux de trésorerie contractuels au taux d'intérêt du marché à la date des bilans pour des emprunts bancaires similaires.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

27 - INFORMATIONS SECTORIELLES Les secteurs d'activité sont répartis entre le pétrole et gaz naturel, la saumure et le forage. Les autres activités représentent principalement des activités administratives. Les conventions comptables des différents secteurs sont identiques à celles décrites dans la note sur les conventions comptables.

2006 PÉTROLE ET GAZ NATUREL $

SAUMURE $

68 522

529 170

FORAGE $

AUTRES $

ÉLIMINATIONS $

TOTAL $

Chiffre d'affaires Clients externes (a) Intersectoriels

2 094 651

2 692 343

2 647 321

(2 647 321 ) (2 647 321 )

68 522

529 170

4 741 972

38 488

90 839

53 543

2 692 343

Coût des marchandises vendues Amortissement des immobilisations Gain sur la cession d'immobilisations Fournisseurs externes Intersectoriels

Bénéfice brut (perte brute)

182 870 (4 897)

(4 897 )

112 174

357 717

2 639 757

(1 640 746 )

3 343

173 600

292 573

(469 516 )

154 005

622 156

2 985 873

(4 897)

(85 483)

(92 986)

1 756 099

4 897

1 468 902

(2 110 262 )

1 646 875

(537 059 )

1 045 468

Frais d'administration Fournisseurs externes

1 503 876

Intersectoriels

99 254

Frais financiers

1 503 876 (99 254 )

129 849

Amortissement des immobilisations

129 849

16 524 1 749 503

16 524 (99 254 )

1 650 249

Revenus de placements

104 765

Honoraires de gestion

21 130

Radiation de frais d'exploration reportés

Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices Actif Investissements en immobilisations Écart d'acquisition

(92 986)

1 756 099

20 669 750

775 661

1 947 141

13 545

16 994

256 443

(85 483)

198 951

(330 723)

(330 723 )

(204 828)

(204 828 )

(1 949 434)

(437 805 )

(809 609 ) 23 392 552

25 063

312 045 198 951

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

27 - INFORMATIONS SECTORIELLES (SUITE)

2004 PÉTROLE ET GAZ NATUREL $

SAUMURE $

91 156

515 207

FORAGE $

AUTRES $

ÉLIMINATIONS $

TOTAL $

Chiffre d'affaires Clients externes (a) Intersectoriels

2 251 356

2 857 719

1 357 080

558 436

(1 915 516 )

558 436

(1 915 516 )

91 156

515 207

3 608 436

29 566

61 090

50 951

2 857 719

Coût des marchandises vendues Amortissement des immobilisations Perte sur la cession d'immobilisations Fournisseurs externes

2 400

2 150

139 035

464 174 123 243

838 005

(961 248 )

168 601

650 907

2 717 040

(1 619 229 )

1 917 319

(77 445)

(135 700)

(296 287 )

940 400

Intersectoriels

Bénéfice brut (perte brute)

141 607

(250) 1 828 334

891 396

(657 981 )

558 436

1 773 562

Frais d'administration Fournisseurs externes

1 435 881

Intersectoriels

338 165

Frais financiers Amortissement des immobilisations

1 435 881 (338 165 )

8 066

30 682

1 812 794

(338 165 )

Revenus de placements

59 612

(17 113 )

Honoraires de gestion

46 103

(113 840)

(113 840 )

Radiation de frais d'exploration reportés

(8 125) Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices Actif Investissements en immobilisations Écart d'acquisition

(77 445)

(135 700)

891 396

16 102 753

924 368

1 394 432

43 926

445 437

230 876 198 951

(1 262 483)

42 499

(17 113 )

(25 238 )

24 765

(559 467 )

(1 610 923 ) 14 039

1 474 629

16 810 630 734 278 198 951

(a) Les ventes avec le principal client du secteur de gaz naturel s'élèvent à 68 522$ (49 184$ en 2005). Les ventes avec le principal client du secteur de la saumure s'élèvent à 248 281$ (258 466 $ en 2005). Les ventes avec les deux principaux clients du secteur du forage s'élèvent respectivement à 1 302 692 $ et à 773 188 $ (2 251 615 $ en 2005).

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2006

RENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX Administrateurs

Information à l’intention des actionnaires

Roberto Aguilera, ing. Président et chef de la direction Servipetrol inc.

VÉRIFICATEURS

Daniel Courteau Avocat et fiscaliste De Grandpré, Chait Jean-Yves Lavoie, ing. Président et chef de la direction Junex inc.

AGENT DES TRANSFERTS ET DES REGISTRES

Société de fiducie Computershare du Canada 1 500 rue University, bureau 700 Montréal (Québec) H3A 3S8 Téléphone : 514-982-7888 Télécopieur : 514-982-7580

Laurent Lemaire Vice-président exécutif du conseil Cascades inc.

TRANSACTIONS

Gérald Riverin Président et chef de la direction Ressources Cogitore

ACTIONS ORDINAIRES

Bourse de croissance TSX Symbole : JNX

En circulation au 31 décembre 2005 46 867 856 ASSEMBLÉE ANNUELLE

L’Assemblée annuelle des actionnaires se tiendra le 1er juin 2007 à 14 h au Club St-James 1145 Avenue Union, Montréal COORDONNÉS

Junex inc. 3075, Chemin des Quatre-Bourgeois Bureau 103 Québec (Québec) G1W 4Y5

Conception : Safran communication + design

Jacques Aubert Président du conseil Junex inc.

Raymond, Chabot, Grant, Thornton, s.e.n.c. 140, Grande Allée Est, Québec (Québec) G1R 5P7 Téléphone : (418) 647-3151 Télécopieur : (418) 647-5939