Junex-Rapport annuel 2007 by safran communication + design

R APPORT ANNUEL 2007

AU CŒUR DE L’ACTION

«Junex détient plus d’un 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. Dans la mouvance des développements spectaculaires survenus aux États-Unis dans la production non conventionnelle de gaz à partir du Shale (Shale gas play), la cible prioritaire de Junex dans la région est celle du Shale de l’Utica dont les propriétés semblent s’apparenter à celles de plusieurs types de Shale prolifiques aux États-Unis. De plus, stimulée par les découvertes de classe mondiale faites par la compagnie Talisman dans l’État de New-York, l’exploration de ce bassin cible également la zone sédimentaire du Trenton/Black-River. »

«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 3 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 4 millions d’acres1 situés dans le bassin géologique des Appalaches au Québec. Plusieurs découvertes récentes aux États-Unis et dans l’Est du Canada stimulent l’exploration du territoire québécois dont le bassin sédimentaire se situe dans un contexte géologique favorable à la découverte de champs pétrolier 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 ».

Excluant une royauté de 1,5% que Junex détient sur plus de 1,8 million d'acres détenus au Québec par la compagnie australienne Molopo.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

NOTRE VISION Au tournant des années 2000, Junex a été parmi les premières compagnies à croire au potentiel pétrolier et gazier du Québec. C’est à ce moment que nous avons commencé à bâtir une importante position de terrains qui nous permet aujourd’hui d’être au cœur de l’action aussi bien dans la région des Basses-Terres du St-Laurent qu’en Gaspésie.

NOTRE EXPERTISE Junex a développé au fil des ans une grande expertise des bassins sédimentaires du Québec. Plusieurs travaux de base incluant des analyses de maturation de la roche, des levés sismiques et aéromagnétiques ainsi que des forages ont été réalisés afin de démontrer le potentiel de nos propriétés. Toutes ces données scientifiques, conjugué à l’expertise de notre équipe d’ingénieurs, géologues et géophysiciens représentent des actifs importants sur lesquels reposent nos succès futurs.

NOTRE STRATÉGIE Après avoir pris une large position de terrains et complété des travaux géologiques qui démontrent le potentiel de nos permis, nous avons mis en place une stratégie de partenariat visant à mettre en valeur, au moindre risque, nos propriétés pétrolières et gazières. Cette stratégie a mené à la découverte pétrolière de Haldimand en Gaspésie et elle nous permet de compter aujourd’hui sur l’expertise de Forest Oil pour contribuer au développement du fort potentiel des Shales de l’Utica.

NOTRE AVENIR L’objectif de Junex demeure de découvrir et de produire des ressources pétrolières et gazières au Québec. Nous croyons que, plus que jamais, nous avons entre les mains les outils pour réussir. Les mois à venir devraient nous rapprocher de notre objectif alors que notre partenaire réalisera cet été une importante campagne de forages horizontaux afin d’évaluer les Shales de l’Utica. Nous serons également actifs sur le terrain dans le but de mettre en valeur nos propriétés ayant un potentiel de développement aussi bien pour les Shales de l’Utica que pour la couche sédimentaire du Trenton/Black-River qui est très prolifique dans l’État de New York. Nous entamerons enfin une campagne de mise en valeur de la propriété de Haldimand qui sera déterminante en vue d’évaluer la capacité de production pétrolière à long terme de ce projet.

Photo de la couverture : foreuse #2 de Foragaz, une division de Junex.

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MESSAGE AUX ACTIONNAIRES

Jacques Aubert Président du conseil

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

Chers actionnaires, Comme vous le savez, votre entreprise a passé les sept dernières années à acquérir une large position de terrains et à mener des travaux d’exploration rigoureux sur le territoire du Québec. Entouré d’une équipe de jeunes professionnels à la fois talentueux et passionnés, nous avons au cours de cette période complété des travaux visant à démontrer le potentiel pétrolier et gazier de nos différents bassins sédimentaires. Nous avons eu l’avantage d’être parmi les premiers à croire en ce potentiel et nous sommes très fiers de constater aujourd’hui l’engouement de l’industrie à l’égard de certains concepts géologiques forts prometteurs tels que les Shales de l’Utica. Plus que jamais, nous sommes au cœur de l’action et confiants que Junex est près d'atteindre son objectif de devenir un producteur de pétrole ou de gaz naturel au Québec.

En effet, c’est entre autres à la suite des travaux de fracturation complétés sur deux puits au Québec, dont le puits Bécancour #8, que la compagnie Forest Oil a annoncé, au début d’avril 2008, qu’elle estimait à plus de 4,1 trillions de pieds cubes les ressources récupérables de gaz naturel sur sa portion des terrains détenus au Québec1. Ce calcul interne de ressources dévoilé par Forest Oil témoigne du très fort potentiel des Shales de l’Utica que l’on retrouve dans les Basses-Terres du St-Laurent. En plus des permis en partenariat avec Forest Oil, Junex détient à 100% plusieurs autres permis qui de l’avis de la compagnie sont prospectifs pour le développement des Shales de l’Utica. Il est donc à prévoir que nous consacrerons, au cours des prochaines années, des efforts importants afin de mettre en valeur nos projets de Shale gas dans la région des BassesTerres du St-Laurent.

L’année 2007 nous aura encore permis de tracer la voie en matière d’exploration pétrolière et gazière au Québec puisque nous avons réalisé, en partenariat avec Forest Oil Corporation, la première fracturation de puits visant à évaluer la capacité de production des Shales gas sur le territoire du Québec. Ce travail, complété à la fin du mois de décembre au puits Bécancour #8, a été un succès et il a largement contribué à toute l’effervescence créée, en début d’année 2008, autour du fort potentiel gazier des Shales de l’Utica. 1

Forest Oil a divulgué le 1er avril 2008 une information reliée à l’estimation de la ressource qui est non conforme à la Réglementation Canadienne.

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TRAVAUX D’EXPLORATION RÉALISÉS EN 2007

PARTENARIATS D’EXPLORATION

En plus de poursuivre l’évaluation des Shales de l’Utica, Junex a réalisé au cours de la dernière année plusieurs travaux d’exploration importants tant dans la région des Basses-Terres du St-Laurent qu’en Gaspésie. Nous avons complété deux forages dans la région de Champlain et un à Paspébiac, dans la région de la Baie-des-Chaleurs. De plus, Junex a acquis en fin d’année un important levé sismique sur le permis Bécancour/Champlain en plus d’effectuer un travail de fracturation sur le puits Galt #3 en Gaspésie.

La compagnie mise depuis quelques années sur une stratégie de partenariat afin de réduire les risques liés à l’exploration et d’accélérer le développement de son vaste domaine minier. Un de ces partenariats, avec la compagnie Pétrolia, a mené à la découverte de pétrole de Haldimand en 2006. Nous sommes depuis cette découverte à tenter de conclure une entente de développement avec Pétrolia afin d’entamer la phase de mise en valeur de la découverte de Haldimand. Bien que la négociation de cette entente soit complexe, nous croyons avoir réalisé des progrès significatifs au cours des derniers mois et nous devrions finalement signer cette entente en cours d’année 2008.

Si aucun de ces puits n’a mené à la production de pétrole ou de gaz, chacun a rencontré des indices plus ou moins importants d’hydrocarbures. Les deux forages complétés à Champlain, sur la rive nord du St-Laurent, ont rencontré des indices significatifs de gaz naturel dans les Shales de l’Utica et dans les calcaires du Trenton/Black-River. À la suite de ces résultats, nous avons complété un programme d’acquisition sismique de 27,9 km au nord du puits Champlain #2 et de 39,3 km dans la région de Bécancour. L’objectif de ce levé est de définir, dans les calcaires du Trenton/Black-River, des cibles de forage similaires à celle ayant mené à la découverte de gaz naturel au puits Gentilly #1 foré par Questerre Energy et Talisman Energy. Junex détient les permis contigus à ceux de Gentilly et elle projette de forer au moins un puits dans la région de Bécancour dans le cours de l’année 2008. L’interprétation des levés sismiques complétés en 2007 est présentement en cours et elle permettra de positionner les prochains forages dans la région. En Gaspésie, nous avons réalisé un premier forage d’exploration dans la région de la Baie-des-Chaleurs où Junex détient plus d’un million d’acres sous permis d’exploration dans un bassin encore presque vierge. Le puits Paspébiac #1 a été implanté au sommet d’une vaste structure en dôme identifiée par les campagnes sismiques précédentes et il ciblait particulièrement une anomalie sismique au niveau des calcaires siluriens. Le puits a rencontré des indices d’hydrocarbures à partir de 1 395 mètres jusqu’à la profondeur totale de 1 800 mètres. Nous sommes satisfaits de ces résultats qui tendent à démontrer que le bassin est prospectif. Notre prochain défi sera maintenant d’attirer sur ce permis un partenaire majeur de l’industrie qui nous permettra de poursuivre l’exploration de ce bassin très prometteur. Enfin, Junex a également continué l’évaluation de la propriété de Galt, en Gaspésie. Nous produisons pour le moment de faibles quantités de pétrole à partir de cette propriété dont la colonne de roche saturée en hydrocarbures est impressionnante. Nous tentons maintenant de trouver une façon efficace d’améliorer la productivité de nos puits dans cette région où la perméabilité de la roche est très faible.

Nous avons eu l’avantage d’être parmi les premiers à croire en ce potentiel et nous sommes très fiers de constater aujourd’hui l’engouement de l’industrie à l’égard de certains concepts géologiques forts prometteurs tels que les Shales de l’Utica. D’un autre côté, notre partenariat avec la compagnie américaine Forest Oil s’est poursuivi en 2007 alors que cette dernière a exercé son option pour mener à bien un projet pilote de 8 M$ sur notre propriété de Bécancour/Champlain. Ce projet pilote vise à démontrer la capacité de production gazière des Shales de l’Utica. Nous avons encore resserré nos liens d’affaires avec Forest Oil en début d’année 2008 puisque nous avons conclu avec eux un nouveau partenariat qui pourrait mener à des investissements initiaux de 5 M$ sur notre propriété de Contrecoeur. Ce second partenariat a également comme objectif l’évaluation des Shales de l’Utica. Notre stratégie à cet égard demeure de profiter de l’expertise et des capitaux d’un partenaire reconnu pour sa capacité à développer avec succès des projets de production gazière non conventionnelle. Enfin, Junex a mis fin en début d’année 2008 à son partenariat d’exploration avec la compagnie américaine AMQUE ULC. Cette dernière n’a pas rencontré dans les délais prévus ses engagements d’investissement. Junex a ainsi pu récupérer 100% des droits d’exploration sur environ 700 000 acres de terrains situés dans les Basses-Terres du St-Laurent.

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TRAVAUX PRÉVUS EN 2008

Au 31 décembre 2007, la compagnie bénéficiait d’un fonds de roulement de 9 747 281 $, ce qui lui permettra de mettre de l’avant une importante campagne d’exploration au cours de l’année 2008. Tel que discuté précédemment, nous mettrons une emphase particulière à démontrer la valeur de notre importante position de permis prospectifs pour le développement des Shales de l’Utica. Ainsi, des études de maturation de la roche, de même que des levés aéromagnétiques haute résolution (HRAM) et, sans doute, du carottage seront autant de travaux réalisés au cours des 12 à 18 prochains mois sur nos propriétés détenues à 100%. Ceci sans compter que notre partenaire devrait réaliser sur nos propriétés des travaux totalisant environ 12 millions de dollars afin de mettre en valeur les Shales de l’Utica. Nous prévoyons également forer deux puits dans la région des BassesTerres du St-Laurent. Un de ces puits sera foré dans la région de Contrecoeur tandis que l’autre sera implanté sur une de nos structures de Bécancour. Ces deux forages auront pour objectif géologique principal l’évaluation des calcaires du Trenton/Black-River mais ils permettront en même temps de traverser et d’évaluer la section des Shales de l’Utica. Du côté de la Gaspésie, nous devrions signer notre entente de développement avec Pétrolia et être ensuite sur le terrain pour compléter un levé sismique ainsi que deux puits de délinéation qui auront pour objectif de bien évaluer la découverte de pétrole de Haldimand.

Nous travaillerons également dans le but de raffiner les modèles géologiques des projets de la Baie-des-Chaleurs et de Galt qui, quoique complexes d’un point de vue géologique, demeurent selon nous des projets très prometteurs pour le potentiel pétrolier et gazier. En parallèle à son effort d'exploration, Junex a poursuivi la production de la saumure naturelle et, ce faisant, l'évaluation du potentiel de réservoir souterrain de stockage de gaz de Bécancour. Les ventes de saumure nous ont permis de générer des flux de trésorerie de plus de 175 000$ au cours de la dernière année. De plus, tous les forages de la compagnie ont été réalisés avec nos propres équipements, ce qui nous permet de mieux gérer les coûts de ces travaux. Enfin, notre division de forage a été appellée, en fin d'année, à effectuer des mandats pour Forest Oil lors des travaux de fracturation sur deux puits au Québec. Ces activités complémentaires représentent pour Junex des outils aditionnels pour gérer les risques liés à l'exploration pétrolière et gazière. REMERCIEMENTS

Nous désirons en terminant profiter de l’occasion pour remercier nos actionnaires et partenaires financiers pour leur patience et leur confiance. Enfin, un remerciement spécial à notre équipe de foreurs et de professionnels dont les habilités, les compétences et les efforts constants sont autant d’ingrédients essentiels à notre réussite.

Jacques Aubert Président du conseil

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

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BILAN DES TRAVAUX D’EXPLORATION DE L’ANNÉE 2007 Les cibles d’exploration privilégiées par Junex dans les bassins sédimentaires du Québec sont les Shales de l’Utica, les carbonates du Trenton/Black-River, les calcaires dévoniens de Gaspé et les grès siluriens et dévoniens de la Gaspésie. Au cours de l’année 2007, les principaux travaux d’exploration de la compagnie ont été effectués dans les bassins des Basses-Terres du Saint-Laurent et de la Baie-des-Chaleurs.

ÉVALUATION DU POTENTIEL GAZIER DES SHALES DE L’UTICA Dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, Junex possède des permis d’exploration sur une superficie totalisant plus de 1,1 million d’acres. De l’avis de la compagnie, environ 488 653 acres offrent un potentiel significatif pour les ressources non conventionnelles de type Shales gas. De cette superficie, 252496 acres nets à Junex sont localisés dans la zone d’intérêt désignée par Forest Oil pour son potentiel en Shales gas de type thermogénique. Les autres propriétés, situées sur la rive nord du St-Laurent, comportent un fort potentiel pour le développement des Shales gas de type biogénique. De plus, la compagnie entend au cours des prochains mois mener des travaux géologiques qui inclueront par exemple des analyses de maturation de roche et des forages afin d’évaluer le potentiel des Shales de l’Utica sur plus de 300 000 acres de terrains détenus à 100% par Junex tant sur la rive nord que sur la rive sud du St-Laurent. La compagnie croit que ces permis sont prospectifs pour l’exploration des Shales de l’Utica et ces travaux viseront à le démontrer.

Shale de Macasty

Shale d’Antrim

Shale d’Utica

Shale de New Albany Shale d’Ohio

Zones d’écailles chevauchées de l’Est

SHALES GAZÉIFÈRES Shale de Barnett

Ouachita thrust Belt

BASSIN PRODUCTEUR BASSIN POTENTIEL CHAMP GAZIER

La production gazière à partir de la séquence sédimentaire des Shales a connu une croissance spectaculaire aux États-Unis ces dernières années, notamment dans les Shales du Barnett au Texas qui sont les plus prolifiques à ce jour. En début d’avril 2008, le partenaire américain de Junex, Forest Oil, a comparé les Shales de l’Utica, que l’on retrouve dans la vallée du St-Laurent, à ceux du Barnett. Forest a également annoncé son intention de forer trois puits horizontaux en 2008 afin de prouver le concept géologique des Shales de l’Utica.

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ÉVALUATION DE LA PROPRIÉTÉ BÉCANCOUR/CHAMPLAIN

En juillet 2006, Junex a signé un partenariat d’exploration avec Forest Oil Corporation, un important producteur spécialisé dans la production gazière non conventionnelle aux États-Unis. Le partenariat touche spécifiquement l’évaluation de la capacité de production gazière de la couche sédimentaire des Shales de l’Utica sur le bloc de permis Bécancour/Champlain (143 138 acres). Suite à cette entente, le partenaire de Junex a analysé 34,15 mètres decarottestiréesdupuitsBécancour#8afind’évaluerlespropriétéschimiques et physiques de la couche sédimentaire des Shales de l’Utica. Sur la base de ces analyses, Forest Oil a exercé en mai 2007 son option pour aller de l’avant dans un projet pilote de 8 000 000$ américains dont la première étape était la fracturation du puits Bécancour #8 qui a été réalisée avec succès en décembre 2007.

Afin de gagner son intérêt dans le permis Bécancour/Champlain, Forest Oil doit compléter des investissements minimums de 8 000 000$ américains sur cette propriété avant la fin novembre 2008. Une fois ces investissements réalisés, Junex détiendra une redevance de 5% convertible en un intérêt de 15% sur les séquences des Shales de l’Utica explorés par son partenaire. Puisque le permis Bécancour/Champlain couvre une superficie totale de 143 138 acres, la part nette maximale de l’intérêt de Junex sur la section des Shales de l’Utica sera donc de 21 471 acres. Junex a conservé 100% des droits sur les autres unités sédimentaires que l’on retrouve sur ce permis, incluant les calcaires du Trenton/Black-River.

Orléans/Beaupré 112 670 acres Région de Québec 77 420 acres

SHALES DE L’UTICA DE TYPE ANTRIM

Portneuf 145 513 acres

Québec

Trois-Rivières-Ouest 6 956 acres St-Barnabé/Ste-Ursule 75 426 acres JUNEX BÉCANCOUR #8

Lyster 108 360 acres

L’assomption/Lanoraie 145 406 acres

SHALES DE L’UTICA DE TYPE BARNETT GASTEM ST-FRANCOIS DU LAC #1

Montréal

St-Simon Nord 39 250 acres St-Simon Sud 17 876 acres

Richelieu Nord 55 240 acres Richelieu Sud 138 606 acres

100 % JUNEX PARTENARIAT JUNEX / FOREST PARTENARIAT GASTEM / FOREST

En plus des deux partenariats d’exploration dans lesquels elle est impliquée avec la compagnie Forest Oil de Denver, Junex détient à 100% plusieurs permis d’exploration prospectifs pour le développement des Shales de l’Utica. Certains de ces permis sont situés dans la zone d’intérêt définie par Forest pour son potentiel de Shales gas de type thermogénique. Junex entend mener au cours de prochains mois de travaux d’exploration visant à démontrer le fort potentiel gazier de ces permis.

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PLEINS FEUX SUR LES « SHALES GAS » Le Shale de l’Utica est une roche sédimentaire riche en matière organique qui agit à la fois comme roche-mère et comme réservoir. Cette roche, que l’on retrouve dans les dans les Basses-Terres du St-Laurent, a la caractéristique d’être peu poreuse et contenant une faible perméabilité. Depuis quelques années, Junex s’est efforcé de démontrer que ce Shale possède les propriétés nécessaires pour devenir un prolifique producteur de gaz naturel tout comme plusieurs différents types de Shales aux États-Unis. Les données tirées des plus récents travaux effectués par Junex en partenariat avec la compagnie Forest Oil tendent à supporter les conclusions de l'équipe de Junex quant au potentiel gazier du Shale de l’Utica.

Le contact entre les Shales de l'Utica et ceux du Lorraine affleure de façon bien visible dans la région de la Chute Montmorency près de la ville de Québec.

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TRAVAUX D’EXPLORATION À VENIR

Il est à prévoir que la compagnie consacrera des efforts importants au cours des prochains mois pour mettre en valeur le potentiel des Shales de l’Utica sur ses permis. En plus des travaux qui seront réalisés par notre partenaire sur le bloc Bécancour/Champlain, Junex poursuivra de son côté une campagne d’exploration qui permettra de mieux connaître les caractéristiques géochimiques des Shales situés sur les permis Richelieu Sud et Lyster dans la région de Lotbinière. Les puits forés dans ces régions ont déjà été échantillonnés par notre équipe technique et les résultats des ces analyses nous aideront à mieux planifier la prochaine phase de travaux dont l’objectif sera de démontrer la valeur des Shales de l’Utica sur ces permis situés dans une zone où le gaz, selon nos interprétations internes, devrait être d’origine themogénique (type Barnett). Des travaux de même nature devraient également être complétés sur les permis de la rive nord afin d’évaluer les Shales de l’Utica de type biogénique (type Antrim). Tous ces travaux nous permettront de mieux comprendre le potentiel gazier global des Shales de l’Utica au Québec.

De plus, la compagnie a conclu en début d’année 2008 un second partenariat d’exploration avec la compagnie Forest Oil. En vertu de cette entente le partenaire a payé à Junex un montant initial de 1 000 000 $US pour l’acquisition d’une option qui pourrait lui permettre de gagner un intérêt économique direct dans deux permis d’exploration totalisant 55 000 acres situés dans la région de Contrecoeur, à environ 50 kilomètres de la ville de Montréal. Si le partenaire décide d’exercer cette option il devra par la suite investir, sur une période maximale de 18 mois, un montant additionnel de 4 000 000 $US en travaux d’exploration afin d’obtenir un intérêt économique direct d’un maximum de 60% dans la section géologique des Shales comprise dans les limites du territoire et des permis faisant l’objet du partenariat. Le cas échéant, Junex conservera un intérêt économique direct d’un minimum de 40% dans la section des Shales en plus de conserver un intérêt économique direct de 100% dans les autres formations géologiques, incluant celle du Trenton/Black-River. Un premier forage prévu pour la fin du printemps 2008 permettra à Junex d’évaluer le potentiel gazier des calcaires du Trenton/Black-River et des dolomies du Beekmantown en même temps que notre partenaire évaluera le potentiel gazier des Shales.

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PROJETS D’EXPLORATION CONVENTIONNELS DANS LES BASSES-TERRES DU SAINT-LAURENT Les propriétés de Bécancour et Champlain de Junex sont les plus développées en termes de travaux d’exploration et d’infrastructures de production. Plusieurs indices de gaz significatifs ont été rencontrés dans les calcaires de Trenton et de Black-River ainsi que dans les dolomies du Beekmantown, deux unités géologiques exclues du partenariat avec Forest et dans lesquelles Junex conserve 100% des droits d’exploration. En 2007, Junex a complété deux forages dans la région de Champlain, sur la rive nord du Saint-Laurent. Nous avons d’abord approfondi jusqu’à 958 mètres le puits Champlain #1 qui avait été suspendu en 2006 à une profondeur de 750 mètres. Un important indice de gaz naturel a été rencontré dans les Shales de l’Utica mais le forage n’a pas rencontré de réservoir chargé en gaz naturel dans les calcaires du Trenton/Black-River. L’interprétation d’un levé aéromagnétique à haute résolution acquis au printemps 2007 couplée à la ré-évaluation du levé sismique de l’automne 2005 a ensuite permis à Junex d’implanter un second forage au nord du premier puits de Champlain. Le puits Champlain #2 avait pour objectif de tester une anomalie dans les calcaires du Trenton et du Black-River. Le forage a atteint une profondeur totale de 930 mètres et, encore une fois, le puits a rencontré du gaz naturel dans les Shales ordoviciens de l’Utica ainsi que dans les calcaires des Groupes de Trenton et de Black-River. L'évaluation géologique et les essais conduits sur le puits ont permis de démontrer que la zone saturée en hydrocarbures dépassait 150 mètres d'épaisseur. Cependant, le puits n’a rencontré aucune zone réservoir suffisamment développée pour permettre une production commerciale de gaz naturel. Ces résultats sont toutefois suffisamment encourageants pour que Junex acquière, en novembre 2007, quelque 27,9 km de sismique 2D additionnelle dans la portion nord du permis de Champlain en plus d’acquérir 39,3 km de relevés sismiques sur la partie sud du permis de Bécancour. Dans cette zone, les calcaires sont situés à plus grande profondeur et d’importantes structures ont été identifiées. Ce sont pour Junex de nouvelles cibles d’exploration et le puits Bécancour no.9, prévu pour l’été 2008, testera une de ces nouvelles cibles. Le puits sera implanté sur une structure comparable à celle forée par Talisman dans le puits Gentilly #1, situé à proximité du permis de Bécancour détenu par Junex.

GASPÉSIE Dans la région de Gaspésie, les travaux des dernières années se sont essentiellement déroulés dans le bassin dévonien de Gaspé mais Junex a également foré en 2007 le premier puits d’exploration pétrolière dans le bassin silurien de Baie-des-Chaleurs.

Lignes sysmiques couvrant les permis de la Baie-des-Chaleurs.

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BAIE-DES-CHALEURS

Le bassin de Baie-des-Chaleurs est un bassin sédimentaire d’un peu plus de 2 000 000 acres situé dans le sud de la Gaspésie. Junex possède des droits d’exploration sur 987 614 acres nets soit l’entière partie terrestre du bassin. Au cours des cinq dernières années, la compagnie a concentré son effort à démontrer la validité du système pétrolier de ce bassin alors que des travaux d’échantillonnage et des levés géophysiques ont été réalisés. Les travaux ont permis de démontrer la présence d’une roche-mère de qualité, de structures et de pièges favorables à l’accumulation d’hydrocarbures. Le forage du puits Paspébiac #1 visait à tester le potentiel en hydrocarbures des calcaires et des grès siluriens d’une des structures identifiées par les levés sismiques. L’anticlinal de Bonaventure sur lequel le puits Paspébiac #1 a été foré est une structure en dôme ayant une fermeture d’au moins 14 km2. Il s’agit d’une structure majeure jamais explorée, une situation rare dans le domaine pétrolier.

Le forage amorcé au début de l’été 2007 a révélé la présence d’hydrocarbures dans les grès siluriens à partir d’une profondeur d’environ 1 400 mètres. Le forage a atteint une profondeur totale de 1 800 mètres avec une déviation finale de 38°. Des essais aux tiges ont été réalisés et les résultats suggèrent une faible perméabilité des zones testées. La présence d’hydrocarbures dans les unités sédimentaires traversées lors du forage indique que le système pétrolier de la Baie-desChaleurs a fonctionné adéquatement et des analyses et des travaux supplémentaires sont nécessaires afin d’identifier les zones ayant des propriétés réservoirs plus significatives. Junex évalue présentement l’opportunité de s’adjoindre des partenaires afin de poursuivre l’effort d’exploration en grande profondeur dans la région de la Baie-des-Chaleurs.

Junex a complété en 2007 un premier forage d’exploration dans le bassin de la Baie-des-Chaleurs. Le puits Paspébiac #1 a rencontré des indices d’hydrocarbures mais les essais aux tiges suggèrent une faible porosité des zones testées. Junex croit que le Bassin de la Baie-des-Chaleurs est très prometteur et elle est présentement à la recherche de partenaires pour forer des puits en grande profondeur.

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GALT

HALDIMAND

Junex a poursuivi tout au long de l’année ses essais de production sur deux puits situés dans la région de Galt. La production totale de ces deux puits pour l’année 2007 s’élève à 1 237 barils de pétrole léger d’excellente qualité. L’ensemble des résultats de forages et d’essais de production obtenus jusqu’à maintenant semble démontrer que la structure de Galt pourrait contenir une ressource importante de pétrole léger puisque nous reconnaissons la présence d’une colonne rocheuse imprégnée en pétrole sur plus de 2000 mètres d’épaisseur.

Junex possède un intérêt de 45% et agit comme opérateur dans la découverte de pétrole léger de Haldimand près du port de Gaspé. Les essais préliminaires effectués en 2006 ont démontré que le puits produisait de manière stabilisée 34 barils de pétrole léger par jour à partir d’une zone réservoir située dans les grès dévoniens. Junex et ses partenaires sont présentement à mettre la dernière main à leur entente de d’opération conjointe qui permettra la mise en valeur de cette découverte. Nous avons au cours des derniers mois demandé une analyse externe de ce projet afin d’être en mesure de procéder efficacement et de façon diligente dès que notre entente sera signée. Nous prévoyons compléter un levé sismique et deux forages sur ce projet au cours des prochains mois.

La roche est toutefois caractérisée par une faible porosité et une perméabilité très limitée, ce qui rend difficile la production soutenue de la ressource. Junex croit qu’une production accrue pourrait être obtenue en améliorant les zones fortement fracturées ou bréchiques, notamment par des travaux de fracturation massive et des forages horizontaux. C’est dans cette optique que nous avons avec notre partenaire Bernard Lemaire procédé à des travaux de stimulation sur certains puits situés dans la région. Nous n’avons jusqu’à ce jour pas encore obtenu les résultats escomptés en terme de productivité des puits mais nous continuons de peaufiner notre modèle géologique dans le but de mener à bien des travaux qui permettraient de mettre en valeur la ressource potentielle de Galt.

AUTRES TRAVAUX D’EXPLORATION EN GASPÉSIE ET DANS L’EST DU QUÉBEC

Junex a récolté, sur le bloc de permis de la Bande taconique (superficie nette de 407 810 acres détenue 100% à Junex) une centaines d’échantillons pour l’évaluation de la maturation thermique de cette partie du bassin de la Gaspésie. Plusieurs analyses ont été effectuées et les résultats ont démontré la présence de roche-mères favorables, un élément très positif pour l’exploration de cette région. Enfin, un nouveau bloc de permis d’une superficie nette de 233 275 acres a été acquis par Junex sur la côte sud de l’Île d’Anticosti.

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RAPPORT DE GESTION ANNUEL POUR L’EXERCICE TERMINÉ LE 31 DÉCEMBRE 2007

CETTE ANALYSE PASSE EN REVUE LA SITUATION FINANCIÈRE ET LES RÉSULTATS DE LA COMPAGNIE POUR L’EXERCICE TERMINÉ LE 31 DÉCEMBRE 2007 EN COMPARAISON AVEC LES DONNÉES DE LA MÊME PÉRIODE DE L’EXERCICE PRÉCÉDENT. LES ÉTATS FINANCIERS DE LA SOCIÉTÉ ONT ÉTÉ DRESSÉS CONFORMÉMENT AUX PRINCIPES COMPTABLES GÉNÉRALEMENT RECONNUS (PCGR) DU CANADA. TOUS LES CHIFFRES CONTENUS DANS CE RAPPORT SONT EXPRIMÉS EN DOLLARS CANADIENS. DÉCLARATIONS PROSPECTIVES

1.2 TRAVAUX D’EXPLORATION

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.

Les frais d’exploration reportés de la compagnie atteignent 12 761 522$ au 31 décembre 2007, une augmentation de 3 332 208 $ par rapport au solde de l’année précédente. Ces frais d’exploration représentent les investissements nets consentis par la compagnie sur ses différents projets d’exploration pétrolière et gazière. Ils sont par conséquent déduits des radiations qui peuvent survenir en cours d’année lorsque des puits et/ou des projets sont abandonnés ; des crédits d’impôt remboursables que la compagnie reçoit de la part du gouvernement du Québec ; et des contributions des partenaires de la compagnie qui paient une quote-part des frais d’exploration engagés sur certains projets.

1.1 DATE

Le présent rapport pour l’année se terminant le 31 décembre 2007 a été complété le 25 avril 2008. NATURE DES ACTIVITÉS

La société est constituée en vertu de la Partie lA de la loi sur les compagnies (Québec) et son activité principale consiste en l’exploration pétrolière et gazière sur le territoire du Québec. Elle est également engagée dans certaines activités complémentaires telles que la vente de saumure naturelle et de services de forage de puits pétroliers et gaziers. Enfin, elle offre ponctuellement des services de consultation géophysique et géologique à certains de ses partenaires actifs dans l’exploration pétrolière et gazière. Incluant certains permis sur lesquels elle détient seulement des royautés liées à la production future ou des droits de back-in en cas de découverte commerciale, Junex détient des droits d’exploration sur plus de 4 millions d’acres1 situés dans le bassin géologique des Appalaches au Québec. Plusieurs découvertes récentes aux États-Unis et dans l’Est du Canada stimulent l’exploration du 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.

Leur augmentation annuelle au poste du bilan est donc liée au volume d’activité d’exploration encouru par la compagnie et elle peut varier considérablement d’une année à l’autre en fonction principalement des résultats géologiques obtenus lors des travaux et de la capacité financière de la compagnie. En 2007, les frais d’exploration reportés de la compagnie ont été plus importants que ceux de 2006, passant de 3 037 483 $ à 3 947 475 $. Cette variation s’explique principalement par deux facteurs: 1) la compagnie a été plus active dans l’exploration en raison de sa meilleure position financière, notamment en raison d’un placement privé accréditif complété en novembre ; 2) la compagnie a complété en fin d’année un important levé sismique qui lui permettra de mieux planifier la campagne d’exploration de 2008. La compagnie prévoit investir autour de 6 000 000 $ en travaux d’exploration pour la prochaine année.

Excluant une royauté de 1,5% que Junex détient sur plus de 1,8 million d'acres détenus au Québec par la compagnie australienne Molopo.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

Le tableau suivant présente le détail des investissements nets en exploration pour l’année 2007 : PROJET

Gaspé

Baie-des-Chaleurs Bande Taconique Galt et Baillargeon

Rivière-du-Loup

FRAIS D’EXPLORATION REPORTÉS EN 2007 84 442 $

1 237 482 $ 6 645 $ 1 116 093 $

3 714 $

Appalaches

59 754 $

Bécancour

617 241 $

Richelieu

26 604 $

Rive-Nord

795 500 $

Total

SOMMAIRE DES TRAVAUX EFFECTUÉS

Analyses diverses et préparation de la prochaine campagne d’exploration dans la région de Gaspé, notamment sur le projet Haldimand. Forage et analyse du puits Paspébiac #1. Analyses diverses. Forage et analyse du puits Baillargeon #1. Fracturation du puits Galt #3. Développement et compréhension du modèle géologique global. Analyses diverses. Analyses diverses, surtout sur le projet de St-Simon. Levé sismique dans la région de Bécancour/Champlain. Analyses diverses. Approfondissement et analyse du puits Champlain #1. Forage et analyse du puits Champlain #2.

3 947 475 $

Les résultats détaillés des travaux d’exploration ayant encourus des frais d’exploration reportés sont présentés à la section « Bilan des travaux d’exploration 2006 » entre les pages 7 et 13 du rapport annuel.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

1.3 INFORMATIONS FINANCIÈRES CHOISIES POUR LES EXERCICES TERMINÉS LE 31 DÉCEMBRE 2007, 2006, 2005

(en milliers de dollars, sauf les données par action)

EXPLOITATION Chiffre d'affaires par secteurs isolables Pétrole et gaz naturel Saumure Services de forage Total du chiffre d’affaires

2007 $

2006 $

2005 $

69 366 233 668

68 529 2 095 2 692

91 515 2 251 2 857

Bénéfice brut Perte nette de l’exercice Perte nette par action de base et diluée

74 (848) (0,018)

1 045 (573) (0,014)

940 (144) (0,004)

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

9 747 29 997 1 147 2 819 27 178

7 709 23 393 1 259 2 312 21 080

3 330 16 811 768 2 106 14 704

(586) 4 091

123 3 605

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

(734) 2 344

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

1.4 RÉSULTATS D’EXPLOITATION

Chiffre d’affaires et marge bénéficiaire Le chiffre d’affaires de la compagnie pour l’exercice 2007 a atteint 667 763 $, une importante diminution par rapport au chiffre d’affaires de l’année précédente qui avait été de 2 692 343 $. Le recul du chiffre d’affaires s’explique principalement par la baisse des ventes de services de forage qui sont passées de 2 094 651$ en 2006 à 232 770$ en 2007. La principale raison expliquant la baisse des ventes de forage est liée au fait que cette division a réalisé moins de contrats externes que l’année précédente. Le secteur du forage n’a effectué que des contrats externes mineurs en 2007, ce qui explique la diminution marquée des ventes par rapport à l’exercice précédent. La marge brute sur les ventes de services de forage a subi une légère diminution en 2007 étant passée à 35,2% comparativement à 41,5 % en 2006. Cette diminution s’explique par le fait que les taux facturables des foreuses n’ont pas été augmentés en 2007 tandis que les principauxélémentsdecoûtstelsquelamaind’œuvre,lesmatériaux de forage et l’essence ont eu tendance à augmenter de 5 % à 10 %. Il est important de mentionner que la compagnie utilise prioritairement sa division de forage pour les besoins de ses propres projets d’exploration ainsi que pour les besoins de ses partenaires, ce qui lui permet de mieux contrôler les coûts liés à l’exploration de ses propriétés pétrolières et gazières. Par contre, seuls les revenus générés auprès de tierces parties sont consolidées dans le chiffre d’affaires de la compagnie. Les ventes externes de services de forage de la compagnie sont dépendantes de l’activité générale d’exploration sur le territoire du Québec et de la capacité de Junex à gagner des contrats auprès de tierces parties. À cet égard, elle a l’avantage d’être la seule compagnie québécoise à posséder des foreuses de type pétrolier. Par contre, le contexte d’exploration au Québec peut faire en sorte que certaines tierces parties hésitent à confier leurs forages à Junex puisque cette dernière possède de nombreux droits pétroliers et gaziers dans la province et qu’elle peut à cet égard être perçue comme un compétiteur. Il est par conséquent difficile d’anticiper les revenus externes pouvant être générés par la division de forage de Junex.

Les ventes de saumure naturelle sont par ailleurs passées à 365 872 $ en 2007 alors qu’elles étaient de 529 170 $ en 2006 et de 515 207 $ en 2005. La baisse est causée par la faible demande de nos deux principaux distributeurs qui ont dû faire face à l’arrivée d’un nouveau concurrent dans le marché de l’abat-poussière au Québec et en Ontario. Par conséquent, les volumes vendus ont reculé de plus de 30 % et le prix de vente moyen par litre de saumure est passé de 7,7 cents en 2006 à 7,3 cents en 2007. La réduction des ventes a eu un impact sur la marge brute qui est passée de 15,2 % en 2006 à 4.8 % en 2007. Quant aux ventes de pétrole et gaz, elles ont atteint 69 121 $ en 2007 par rapport à 68 522 $ en 2006. Ces ventes sont réalisées dans le cadre d’essais sur nos puits d’exploration et elles ne sont pas encore rentables pour la compagnie. Nous croyons par contre que ce secteur pourrait être appelé à croître dans les prochaines années avec la mise en production du puits Haldimand #1. Perte nette et flux de trésorerie La perte nette de 2007 a été de 848 309 $ comparativement à une perte de 573 099 $ en 2006. L’augmentation de la perte s’explique en grande partie par le ralentissement de la division de forage ainsi que par la baisse des ventes de saumure. Ces deux éléments ont entrainé une diminution significative du bénéfice brut qui est passé de 1 045 468$ en 2006 à seulement 73 557$ en 2007. Par ailleurs, les frais d’administration ont subi une baisse de 159 583 $, soit 10,4 %. Cette baisse est attribuable principalement à la baisse de la charge de rémunération à base d’actions qui est passée de 175 875 $ en 2006 à 87 516 $ en 2007. De plus, les revenus de placements ont augmenté de façon significative en 2007 passant de 104 765 $ à 255 465 $ dans la dernière année. Finalement, la radiation des frais d’exploration reportés a été beaucoup moins importante cette année. En 2006, nous avions procédé à une radiation de 330 723 $ pour l’abandon du puits Junex-Bécancour #2 tandis qu’en 2007 nous avons effectué des radiations mineures totalisant 18 336 $. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont été affectés à la baisse par la diminution des volumes d’affaires de notre division de forage et de saumure. Pour toutes ces raisons, la société a généré en 2007 des flux négatifs liés à l’exploitation de 586 394$ comparativement à des flux de trésorerie positifs de 123 358 $ en 2006.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

1.5 RÉSUMÉ DES RÉSULTATS TRIMESTRIELS

Les résultats trimestriels de la compagnie fluctuent grandement en fonction des ventes de saumure naturelle et, surtout, des services de forage. Les ventes de services de forage sont réalisées en fonction des contrats que la compagnie réalise auprès de clients externes. Chaque contrat de forage peut représenter des ventes qui varient entre environ 500 000 $ et 1 500 000 $ par puits, ayant ainsi un impact direct important sur les résultats trimestriels de la compagnie. Entre le trimestre #1 de l’année 2006 et le trimestre #3 de l’année 2006, la compagnie a réalisé trois différents contrats de forage consécutifs, ce qui a permis d’augmenter significativement les ventes et, par conséquent, les bénéfices trimestriels. Pendant cette période, il est à noter que le second trimestre de 2006 a connu des ventes plus faibles parce que la division de forage n’avait justement aucun contrat avec des tiers. Par ailleurs, les ventes de saumure sont plutôt cycliques et elles sont normalement concentrées entre le deuxième et le troisième trimestre de l’année, soit au moment où survient l’épandage de produits abat-poussière sur les routes du Québec et de l’Ontario. Il est à noter enfin que le bénéfice enregistré au dernier trimestre de 2007 est causé par l’ajustement des impôts futurs résultant du financement accréditif de novembre 2007. Si on ne tient pas compte de cet ajustement, la société aurait réalisé une perte de 310 871 $ à son dernier trimestre de 2007. Renseignements financiers pour les huit derniers trimestres 31 décembre 30 septembre 2007 2007 $ $ Chiffre d’affaires

205 028

Bénéfice net (perte nette) 70 792 Bénéfice net (Perte nette) par action avant dilution

0,001

30 juin 2007 $

31 mars 2007 $

31 décembre 30 septembre 2006 2006 $ $

120 880

317 794

24 061

317 538

(346 005)

(224 209)

(348 887)

110 761

(0,007)

(0,005)

(0,007)

0,003

30 juin 2006 $

31 mars 2006 $

723 274

471 301

1 180 230

(14 305)

(701 845)

32 290

(0,017)

0,001

0,000

1.6 SITUATION DE TRÉSORERIE

1.8 ARRANGEMENTS HORS BILAN

Au 31 décembre 2007, la compagnie bénéficiait d’un fonds de roulement de 9 747 281 $, une amélioration significative par rapport au fonds de roulement de 7 708 245 $ au 31 décembre 2006 et à celui de 2005 qui était de 3 330 123 $.

La compagnie ne détient aucun arrangement hors bilan significatif autre que les engagements financiers présentés à la note 25 des états financiers annuels. 1.9 OPÉRATIONS ENTRE APPARENTÉS

Les liquidités de la compagnie en date du 31 décembre 2007 sont de 9 334 031 $ et elles sont suffisantes pour lui permettre de mener à bien son plan de développement à court terme et ses engagements mentionnés à la note 25 des états financiers annuels. Il n’y a pas de risque de nonliquidité lié aux instruments financiers. 1.7 SOURCES DE FINANCEMENT

Les activités de financement ont généré un flux de trésorerie net de 5 995 771$ en 2007, ce qui explique l’augmentation du fonds de roulement. Ce flux de trésorerie positif résulte de deux financements complétés par la compagnie au cours de l’année 2007 : en juillet la société a émis 800 000 actions pour produit de 1 000 000 $ et en novembre 2007 elle a émis 4 423 076 actions ordinaires pour un montant total de 5 749 999 $.

Des opérations entre parties apparentés totalisant 17 579$ ont été conclues au cours de l’année 2007. Ces dépenses ont été engagées pour la location d’un entrepôt et elles ont été conclues avec une société exerçant une influence notable. De plus, des honoraires totalisant un montant de 33 125$ ont été versés à des dirigeants et administrateurs de la compagnie qui sont également des actionnaires principaux. Les opérations entre apparentés ont été conclues avec une Société contrôlée par un actionnaire exerçant une influence notable dans le cours normal des activités et ces opérations ont été mesurées à la valeur d’échange, soit la valeur établie et acceptée par les parties. L’objectif commercial de la transaction est la location d’entrepôts qui permettent d’optimiser les opérations de services de forage et aucun engagement contractuel n’existe entre la compagnie et la société contrôlée par un actionnaire exerçant une influence notable dans le cours normal des activités. La facturation est effectuée sur une base mensuelle.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

1.10 QUATRIÈME TRIMESTRE

1.16 AUTRES ÉLÉMENTS D’INFORMATION

Les revenus pour le dernier trimestre de 2007 ont été de 205 028 $. Les ventes se détaillent de la façon suivante : 21 367 $ pour le secteur du pétrole et gaz ; 34 947 $ pour la division de saumure et 148 714 $ pour secteur du forage. Les frais d’administration se sont élevés à 342 425 $ ce qui est comparable aux trois trimestres précédents. Le bénéfice enregistré au dernier trimestre de 2007 est causé par l’ajustement des impôts futurs résultant du financement accréditif de novembre 2007. En excluant cet ajustement, la société aurait réalisé une perte de 310 871$ à son dernier trimestre de 2007. Au cours du dernier trimestre de 2007, la société a réalisé un important financement en émettant 4 423 076 actions ordinaires pour un montant total de 5 749 999 $.

Actions ordinaires Au 31 décembre 2007, il y avait 52 204 170 actions ordinaires en circulation.

1.11 OPÉRATIONS PROJETÉES

Aucune opération projetée n’aura un impact significatif sur la situation financière, les résultats d’exploitation et les flux de trésorerie de la société. 1.12 PRINCIPALES ESTIMATIONS COMPTABLES

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. La société n’a pas utilisé des estimations comptables qui auraient une incidence importante sur la situation financière de la société. 1.13 MODIFICATIONS AUX CONVENTIONS COMPTABLES

Toutes les modifications aux normes comptables sont présentées dans les Notes aux États financiers disponibles sur Sedar (www.sedar.com). Les modifications comptables sont causées seulement par l’adoption de nouvelles normes comptables. 1.14 INSTRUMENTS FINANCIERS ET AUTRES INSTRUMENTS

L’analyse des instruments financiers utilisés par la société est présentée à la note 28 des états financiers annuels. 1.15 INFORMATION ADDITIONNELLE EXIGÉE DES ÉMETTEURS ÉMERGENTS SANS PRODUITS D’EXPLOITATION SIGNIFICATIFS

Le détail des frais d’exploration reportés pour les exercices se terminant le 31 décembre 2007 et 2006 est présenté dans l’état des frais d’exploration reportés figurant à la note 12 des états financiers.

Bons de souscription Les bons de souscription suivants étaient en circulation au 31 décembre 2007 : 333 333 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,50 $ jusqu’au 4 mai 2008 526 316 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu’au 10 juin 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 287 500 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,30 $ jusqu’au 9 novembre 2009 2 211 538 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,60 $ jusqu’au 9 novembre 2009 1 243 181 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,45 $ jusqu’au 22 décembre 2009

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

1.16 AUTRES ÉLÉMENTS D’INFORMATION (SUITE)

RISQUES ET INCERTITUDES

Options d’achat d’actions en circulation

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.

NOMBRE

PRIX DE LEVÉ

DATE D'EXPIRATION

16 750

1,10 $

22-12-2008

10 000

1,00 $

16-06-2010

30 000

0,90 $

08-04-2012

80 000

2,00 $

23-10-2012

105 000

1,00 $

23-10-2012

60 000

2,00 $

16-12-2012

30 000

2,00 $

20-03-2013

25 000

1,00 $

20-03-2013

30 000

0,80 $

30-09-2014

80 000

0,90 $

18-10-2014

90 000

1,28 $

04-05-2016

55 000

1,18 $

31-08-2016

90 000

0,97 $

31-08-2017

701 750

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 viceprésident directeur et chef des finances au 31 décembre 2007. La direction a conclu, qu’au 31 décembre 2007, 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.

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 2007

RAPPORT DES VÉRIFICATEURS Aux actionnaires de Junex inc. Nous avons vérifié les bilans de la société Junex inc. aux 31 décembre 2007 et 2006 et les états des résultats, du résultat étendu, du déficit, du surplus d'apport, du cumul des autres éléments du résultat étendu 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 2007 et 2006 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 22 février 2008

RESPONSABILITÉ DE LA DIRECTION Les états financiers 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 2007 et 2006. 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 la direction Québec Le 17 avril 2008

Jacques Aubert Président du conseil

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

RÉSULTATS DES EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007

2006

Chiffre d'affaires

667 763

2 692 343

Coût des marchandises vendues

594 206

1 646 875

73 557

1 045 468

1 360 817

1 520 400

186 363

129 849

1 547 180

1 650 249

Bénéfice brut Frais d'administration Frais financiers

Perte avant autres revenus (dépenses) et impôts sur les bénéfices

(1 473 623)

(604 781)

255 465

104 765

Autres revenus (dépenses) Revenus de placements détenus à des fins de transaction Honoraires de gestion Radiation de frais d'exploration reportés

Perte avant impôts sur les bénéfices

14 574

21 130

(18 336)

(330 723)

251 703

(204 828)

(1 221 920)

(809 609)

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

8 052

40 106

(381 663)

(276 616)

(373 611)

(236 510)

(848 309)

(573 099)

(0,018) 47 909 989

(0,014) 41 627 131

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers et la note 5 fournit d'autres informations sur les résultats.

RÉSULTAT ÉTENDU DES EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007 $ Perte nette

(848 309)

2006 $ (573 099)

Autres éléments du résultat étendu Gains non réalisés sur les actifs financiers disponibles à la vente (nets d’impôts de 32 965 $) Résultat étendu

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

187 529 (660 780)

(573 099)

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

DÉFICIT / SURPLUS D’APPORT DES EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007

2006

4 189 836

3 613 460

DÉFICIT Solde au début Déjà établi Incidence de l'application des nouvelles conventions comptables (note 2) Redressé Perte nette

(66 537) 4 123 299

3 613 460

848 309

573 099

Intérêts sur les débentures payées en actions ordinaires

4 966

Impôts futurs afférents aux intérêts sur la débenture Solde à la fin

(1 689) 4 971 608

4 189 836

SURPLUS D'APPORT Solde au début

727 390

551 515

Rémunération et autres paiements à base d'actions

87 516

175 875

Bons de souscription échus au cours de l'exercice

146 754

Solde à la fin

961 660

727 390

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

CUMUL DES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT ÉTENDU DES EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007

2006

Incidence de l'application des nouvelles conventions comptables (note 2)

558 554

Solde au début redressé

558 554

Autres éléments du résultat étendu

187 529

Solde à la fin

746 083

Solde au début

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

FLUX DE TRÉSORERIE DES EXERCICES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007

2006

ACTIVITÉS D'EXPLOITATION Perte nette

(848 309)

(573 099)

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

4 417

(4 897)

147 740

199 394

Amortissement des frais de développement reportés

63 933

63 936

Radiation de frais d'exploration reportés

18 336

330 723

Amortissement des frais de financement reportés

77 464

Revenu du programme immigrants investisseurs Impôts futurs Rémunération et autres paiements à base d'actions

(87 562) (381 663)

(276 616)

87 516

175 875

168 840

108 174

Escompte de ventes payés en actions ordinnaires Intérêts sur les débentures Variations d'éléments du fonds de roulement (note 7) Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

15 489

152 796

94 477

(586 394)

123 358

ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT Placements temporaires Immobilisations Cessions d'immobilisations Frais d'exploration reportés

(5 961 251)

(2 753 826)

(106 200)

(312 045)

1 141 (4 091 476)

10 000 (3 605 232)

Crédits d'impôt sur les frais d'exploration encaissés

662 539

520 711

Revenus de participation reportés et contributions des partenaires

629 561

300 955

(8 865 686)

(5 839 437)

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

ACTIVITÉS DE FINANCEMENT Frais de financement reportés Remboursements d'un emprunt à long terme

(24 683) (50 000)

Émission de débentures convertibles Émission d'actions et de bons de souscription Rachat d'actions de catégorie « C » Frais relatifs à l'émission de capital-actions Flux de trésorerie liés aux activités de financement Augmentation (diminution) nette de l’encaisse Encaisse au début Encaisse à la fin

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

(50 000) 1 000 000

6 749 999

7 077 049

(90 000)

(614 228)

(416 788)

5 995 771

7 495 578

(3 456 309)

1 779 499

4 075 263

2 295 764

618 954

4 075 263

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

BILANS AUX 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 2007

2006

ACTIF Actif à court terme Encaisse

618 954

4 075 263

Placements temporaires (note 8)

8 715 077

2 753 826

Débiteurs (note 9)

1 886 020

1 686 884

Stocks Frais payés d'avance

Placements (note 10)

106 689

103 311

92 587

142 399

11 419 327

8 761 683

2 228 715

1 351 487

Immobilisations (note 11)

2 159 952

2 327 061

Propriétés pétrolières et gazières (note 12)

1 228 480

12 761 522

9 429 314

Frais d'exploration reportés (note 13) Frais de développement reportés (note 14)

63 933

Frais de financement reportés

31 643

Écart d'acquisition

198 951

29 996 947

23 392 552

1 647 046

963 332

25 000

50 000

1 672 046

1 053 438

120 000

160 000

PASSIF Passif à court terme Créditeurs (note 17) Impôts sur les bénéfices à payer

40 106

Versements sur la dette à long terme

Dette à long terme (note 18)

25 000

Actions ordinaires rachetables (note 19 et note 22) Actions de catégorie « C » rachetables (note 20 et note 22)

110 000

200 000

Composante passif de la débenture convertible (note 21)

917 015

873 844

CAPITAUX PROPRES (note 23)

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

Administrateur

2 819 061

2 312 282

27 177 886

21 080 270

29 996 947

23 392 552

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

NOTES COMPLÉMENTAIRES AUX 31 DÉCEMBRE 2007 ET 2006 1 - STATUTS ET NATURE DES ACTIVITÉS La société est constituée en vertu de la Partie IA de la Loi sur les compagnies (Québec) et son activité principale consiste en l'exploration pétrolière et gazière sur le territoire du Québec. Elle est également engagée dans certaines activités complémentaires telles que la vente de saumure naturelle et de services de forage de puits pétroliers et gaziers. Enfin, elle offre ponctuellement des services de consultation géophysique et géologique à certains de ses partenaires actifs dans l'exploration pétrolière et gazière.

2 - MODIFICATIONS COMPTABLES Normes comptables en vigueur Le 1er janvier 2007, conformément aux dispositions transitoires applicables, la société a appliqué les recommandations du nouveau chapitre 1506, « Modifications comptables » du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréées. Ce nouveau chapitre, entrant en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2007, établit les critères de changement de méthodes comptables ainsi que le traitement comptable et l'information à fournir relative aux changements de méthodes comptables, aux changements d'estimations comptables et aux corrections d'erreurs. De plus, la nouvelle norme exige la communication des nouvelles sources premières des principes comptables généralement reconnus (PCGR) publiées mais non encore entrées en vigueur ou non encore adoptées par la société. La nouvelle norme n'a pas d'incidence sur les résultats financiers de la société. De plus, le 1er janvier 2007, la société a adopté les nouvelles recommandations des chapitres 3855, «Instruments financiers – comptabilisation et évaluation », 1530, « Résultat étendu », 3861, « Instruments financiers – informations à fournir et présentation », et 3251, « Capitaux propres » du Manuel de l'Institut Canadien des Comptables Agréés. Les chapitres 3855 et 3861 traitent de la comptabilisation, de l'évaluation, de la présentation et des informations à fournir à l'égard des instruments financiers et des dérivés non financiers dans les états financiers. Les dispositions transitoires de ces chapitres exigent que la société réévalue les actifs et les passifs financiers, le cas échéant, à l'ouverture de son exercice. Tout ajustement de la valeur comptable antérieure est comptabilisé comme ajustement du solde du déficit ou du cumul des autres éléments du résultat étendu le cas échéant. Les états financiers des exercices antérieurs de la société ne sont pas retraités. L'adoption de ces nouvelles recommandations a eu les effets suivants sur le classement et l'évaluation des instruments financiers de la société :

Instruments financiers - comptabilisation et évaluation Les actifs financiers sont classés dans l'une des catégories suivantes : instruments détenus à des fins de transaction, disponibles à la vente, détenus jusqu'à l'échéance ou prêts et créances. Les passifs financiers sont classés dans l'une des catégories suivantes : instruments détenus à des fins de transaction ou autres. Les instruments financiers détenus à des fins de transaction sont évalués à leur juste valeur, et les gains et pertes sont comptabilisés dans les résultats nets. Les instruments financiers disponibles à la vente sont évalués à leur juste valeur, et tous les gains et pertes non réalisés sont comptabilisés dans les autres éléments du résultat étendu. Les actifs financiers détenus jusqu'à leur échéance, les prêts et créances et les passifs financiers classés autres sont évalués au coût amorti selon la méthode du taux d'intérêt effectif. La nouvelle norme permet aux entités de désigner tout instrument financier comme détenu à des fins de transaction lors de sa comptabilisation initiale ou lors de l'adoption de cette norme, et ce, même si cet instrument financier ne répond pas à la définition d'un instrument financier détenu à des fins de transaction. Au moment de leur acquisition, les instruments financiers doivent être inscrits dans le bilan à la juste valeur. L'évaluation au cours des périodes subséquentes est déterminée par la catégorie dans laquelle l'instrument financier a été initialement classé. La juste valeur des instruments financiers est le montant auquel cet instrument financier pourrait être négocié en toute connaissance de cause et volontairement entre les parties concernées.

Résultat étendu À la suite de l'adoption du chapitre 1530, les gains et pertes non réalisés, nets d'impôts, liés aux actifs financiers classés comme disponibles à la vente, sont présentés dans un nouvel état financier appelé l'état du résultat étendu. De plus, un nouveau poste, cumul des autres éléments du résultat étendu, est présenté dans les capitaux propres et les variations annuelles de ce poste sont présentées à l'état du cumul des autres éléments du résultat étendu.

Capitaux propres Le chapitre 3251, «Capitaux propres », traite des normes de présentation de l'avoir et des variations de chacune des composantes de l'avoir au cours de l'exercice. Les composantes sont la débenture convertible, le capital-actions, les bons de souscription, le surplus d'apport, le déficit et le cumul des autres éléments du résultat étendu.

Incidence de l'adoption des nouvelles normes Les ajustements provenant de la réévaluation des actifs financiers classés disponibles à la vente sont reconnus dans le solde d'ouverture du cumul des autres éléments du résultat étendu au 1er janvier 2007. L'incidence est une augmentation de 558 554 $, nette des impôts futurs de 98 180 $, qui est reconnue dans le solde d'ouverture du déficit. De plus, la société a radié les frais de financement reportés dans le solde d'ouverture du déficit pour un montant de 31 643 $.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

2 - MODIFICATIONS COMPTABLES (SUITE) Normes comptables futures Le Conseil des normes comptables de l’Institut Canadien des Comptables Agréés (ICCA) a publié les nouveaux chapitres suivants : 1400, « Normes générales de présentation des états financiers », 1535, « Informations à fournir concernant le capital », 3031, « Stocks », 3862, « Instruments financiers – informations à fournir », 3863, « Instruments financiers – présentation », et 3864, « Écarts d'acquisition et actifs incorporels ». En juin 2007, l'ICCA a modifié le chapitre 1400, « Normes générales de présentation des états financiers », afin d'exiger de la direction qu'elle évalue la capacité de la société à poursuivre son exploitation sur une période minimum de 12 mois à compter de la date de clôture, sans toutefois s'y limiter. Ces nouvelles exigences entrent en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2008 et la société les mettra en application à compter de cette date. Les nouvelles exigences couvrent seulement les informations à fournir et n'auront pas d'incidence sur les résultats financiers de la société. Les chapitres 3862, « Instruments financiers – informations à fournir », et 3863, « Instruments financiers – présentation », remplacent le chapitre existant 3861, « Instruments financiers – informations à fournir et présentation ». Les normes relatives à la présentation n’ont pas été modifiées. Quant aux normes relatives aux informations à fournir, celles-ci stipulent que des informations additionnelles seront divulguées. Ces nouvelles normes s’appliquent aux exercices ouverts à compter du 1er octobre 2007 et la société les mettra en application à partir du 1er janvier 2008. Les nouvelles exigences ne touchent que les informations à fournir et n’auront pas d’incidence sur les résultats financiers de la société. Le chapitre 3064, « Écarts d'acquisition et actifs incorporels », qui établit des normes de comptabilisation, d'évaluation, de présentation et d'information à fournir remplacera les chapitres 3062, « Écarts d'acquisition et autres actifs incorporels », et 3450, « Frais de recherche et développement ». La direction évalue actuellement l'incidence de ce nouveau chapitre sur les états financiers de la société. Le chapitre 3031, « Stocks » qui remplacera le chapitre 3030 portant le même titre, établit des directives sur la détermination du coût et sa comptabilisation ultérieure en charges, y compris toute dépréciation jusqu'à la valeur nette de réalisation. Il traite également des méthodes de détermination du coût utilisées pour imputer les coûts aux stocks. Les changements apportés à ce chapitre touchent notamment les éléments suivants : - Certains coûts, tels que les coûts de stockage et les frais généraux et administratifs qui ne contribuent pas à amener les stocks à l'endroit et dans l'état où ils se trouvent, sont précisément exclus du coût des stocks et sont passés en charges dans l'exercice au cours duquel ils sont engagés; - La reprise des montants de dépréciation à la valeur nette de réalisation en présence d'une augmentation subséquente de la valeur des stocks est maintenant requise ; - L'évaluation des stocks au plus faible du coût et du coût de remplacement n'est plus permise ; - La nouvelle norme exige également des informations additionnelles à fournir. Cette nouvelle norme entre en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er janvier 2008 et la société la mettra en application à compter de cette date. La direction de la société n'est pas en mesure d'évaluer l'incidence qu'aura l'application de cette nouvelle norme sur les états financiers. Le chapitre 1535, « Informations à fournir concernant le capital », établit des normes pour la fourniture d'informations sur le capital de la société et la façon dont il est géré. Cette nouvelle norme entre en vigueur pour les exercices ouverts à compter du 1er octobre 2007 et la société la mettra en application à compter du 1er janvier 2008. La nouvelle norme comptable couvre les informations à fournir et n'aura pas d'incidende sur les résultats financiers de la société.

3 - CONVENTIONS COMPTABLES Base de présentation Les états financiers ont été préparés selon la méthode du coût historique à l’exception de la réévaluation de certains instruments financiers. À cet égard, voir la convention comptable intitulée Base de mesure des actifs et des passifs financiers. 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. Base de mesure des actifs et des passifs financiers Évaluation initiale Lors de la comptabilisation initiale, tous les actifs et les passifs financiers sont évalués et enregistrés à leur juste valeur.

Évaluation ultérieure À la suite de leur comptabilisation initiale, les actifs et passifs financiers sont évalués comme suit : - Actifs financiers détenus à des fins de transaction L'encaisse et les placements temporaires ont été classés comme actifs détenus à des fins de transaction. Les actifs financiers détenus à des fins de transaction sont mesurés à leur juste valeur, avec comptabilisation aux résultats nets des pertes ou des gains latents afférents. Les revenus d'intérêts sont inscrits dans les revenus de placements.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

3 - CONVENTIONS COMPTABLES (SUITE) - Actifs financiers disponibles à la vente Les placements en actions de sociétés ouvertes sont classés comme placements disponibles à la ventes. Les actifs financiers disponibles à la vente sont mesurés à leur juste valeur. Les pertes ou les gains latents afférents sont exclus des résultats nets et présentés dans les autres éléments du résultat étendu jusqu'à ce que les gains ou pertes soient réalisés ou qu'une baisse de valeur de l'actif financier ne soit plus considérée comme temporaire. La juste valeur est déterminée d'après le cours acheteur d'un marché actif. - Prêts et créances Les comptes clients et les contributions des partenaires à recevoir sont classés comme prêts et créances. Les prêts et créances sont évalués au coût après amortissement, lequel correspond généralement au montant comptabilisé initialement moins toute provision pour créances douteuses. - Passifs désignés détenus à des fins de transaction Les actions ordinaires rachetables ont été désignées comme passifs financiers détenus à des fins de transaction. Les passifs financiers désignés détenus à des fins de transaction sont mesurés à leur juste valeur, avec comptabilisation aux résultats nets des pertes ou des gains latents afférents. - Passifs financiers Les créditeurs, la dette à long terme, les actions de catégorie « C » rachetables et la composante passif de la débenture convertible sont classés comme autres passifs financiers. Ils sont évalués initialement à la juste valeur. Les évaluations subséquentes sont enregistrées au coût après amortissement selon la méthode du taux d'intérêt effectif. 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 placements 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. Le coût 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 étaient amortis sur la durée des débentures. Les frais de financement reportés ont été radiés en vertu de l'application du nouveau chapitre 3855, « Instruments financiers – comptabilisation et évaluation » (note 2). 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 capital-actions. 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.

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3 - CONVENTIONS COMPTABLES (SUITE) 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. 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 raisonnablement être 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, nets des impôts futurs y afférents.

4 - 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 21 et les options sur actions et les bons de souscription mentionnés aux notes 19, 22 et 23 n'ont pas été inclus dans le calcul du résultat dilué par action en 2007 et 2006 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 2007

5 - INFORMATIONS SUR LES RÉSULTATS ET OPÉRATIONS CONCLUES AVEC DES APPARENTÉS 2007

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

2006

87 516

175 875

4 417

Amortissement des immobilisations

(4 897)

147 740

199 394

Amortissement des frais de financement reportés

77 464

Amortissement des frais de développement reportés

63 933

63 936

Intérêts sur la dette à long terme

21 090

Intérêts sur la débenture

168 840

108 174

Société exerçant une influence notable Coût des marchandises vendues - Location d'entrepôts

17 579

16 106

Administrateurs Frais d'administration - Honoraires de gestion

33 125

17 500

Opérations conclues avec des apparentés dans le cours normal des activités (a)

(a) Ces opérations sont mesurées à la valeur d'échange.

6 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES La provision d'impôts sur les bénéfices se détaille comme suit : 2007 $ 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 Déductibilité des frais d'émission d'actions Rémunération et autres paiements à base d'actions non déductibles Provision pour moins-value Autres

2006 %

(391 259)

32,02

32 014

(2,62)

20 455

(1,67)

(143 997)

11,78

(259 237)

32,02

(7 125)

0,88

8 903

(1,10)

(119 386)

14,74

28 023

(2,29)

56 315

(6,95)

(103 652)

8,48

132 865

(16,41)

184 805

(15,12)

(48 845)

6,03

(373 611)

30,58

(236 510)

29,21

Les actifs et les passifs d'impôts futurs proviennent des écarts entre la valeur fiscale et la valeur comptable des éléments suivants : 2007

2006

251 225

146 308

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

860 180

654 696

Immobilisations et propriétés pétrolières et gazières

417 260

261 844

Placements

132 776 1 410 216

916 540

1 661 441

1 062 848

Actifs d'impôts futurs résultant des éléments suivants : Pertes fiscales Frais relatifs au capital-actions

1 350 147

879 575

340 507

316 138

1 690 654

1 195 713

Actifs d'impôts futurs nets

29 213

132 865

Provision pour moins-value

(29 213)

(132 865)

Passifs d'impôts futurs nets comptabilisés

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

6 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES (SUITE) Au 31 décembre 2007, les pertes fiscales sont disponibles comme suit : FÉDÉRAL

PROVINCIAL

2008

485 000

2009

887 800

2010

447 700

932 200

2014

601 500

768 800

2025

21 000

9 900

2026

451 000

445 800

2027

1 209 000

1 273 000

4 103 000

4 802 500

2007

2006

182 081

611 630

Les pertes peuvent être reportées jusqu'en :

7 - 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 Stocks

(3 378)

(27 588)

Frais payés d'avance

49 812

(62 525)

(35 613)

(431 333)

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

(40 106)

4 293

152 796

94 477

Les flux de trésorerie se rapportant aux intérêts et aux impôts sur les bénéfices des activités d'exploitation se détaillent comme suit : 2007 $ Intérêts versés Impôts sur les bénéfices versés

2006 $ 8 720

48 158

35 813

120 011

81 240

Les éléments hors caisse se détaillent comme suit : Amortissement des immobilisations capitalisé Impôts futurs sur l'amortissement capitalisé Impôts futurs sur les dépenses renoncées au bénéfice d'investisseurs Impôts futurs sur les frais d'émission de capital-actions Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'exploration reportés Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'émission Crédits d'impôt à recevoir relatifs aux frais d'exploration reportés

(4 722) 504 657

632 772

(155 939)

(141 791)

938 814

126 440

23 689

116 382

840 217

444 706

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

8 - PLACEMENTS TEMPORAIRES 2007

2006

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

2 753 826

Acceptations bancaires, taux variant entre 4,45 % et 4,77 %, échéant à différentes dates jusqu'en mai 2008

4 174 547

Fonds de marché monétaire

4 540 530 8 715 077

2 753 826

2007

2006

Comptes clients

275 678

485 772

Contributions des partenaires à recevoir

593 145

607 439

Crédits d'impôt à recevoir

840 217

444 706

Taxes à la consommation à recevoir

176 980

78 876

1 886 020

1 686 884

2007

2006

1 548 715

1 251 487

9- DÉBITEURS

Autres

70 091

10 - PLACEMENTS

Pétrolia inc. 3 128 718 actions ordinaires, représentant 10 % (11 % en 2006) actions avec droit de vote (valeur au marché de 1 658 221 $ en 2006 ; coût d'origine 1 251 487 $) Gastem inc. 1 000 000 actions ordinaires, représentant 2,5 % (3 % en 2006) des actions avec droit de vote (valeur au marché de 350 000 $ en 2006 ; coût d'origine de 100 000 $)

680 000

100 000

2 228 715

1 351 487

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

11 - IMMOBILISATIONS 2007

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

COÛT

AMORTISSEMENT CUMULÉ

COÛT NON AMORTI

29 589

15 589

14 000

450 000

177 764

272 236

2 642 997

940 307

1 702 690

95 517

56 760

38 757

18 288

12 065

6 223

378 473

252 427

126 046

3 614 864

1 454 912

2 159 952

COÛT

AMORTISSEMENT CUMULÉ

COÛT NON AMORTI

2006

Mobilier et agencements Fardiers

26 656

12 699

13 957

450 000

158 319

291 681

2 601 400

754 032

1 847 368

Équipement informatique

76 693

43 414

33 279

Logiciels

18 288

9 398

8 890

346 673

214 787

131 886

3 519 710

1 192 649

2 327 061

Matériel et équipement

Matériel roulant

12 - PROPRIÉTÉS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES 2007 SOLDE AU DÉBUT

ACQUISITIONS

CESSIONS

SOLDE À LA FIN $

Gaspésie

869 178

Basses-Terres

359 302

1 228 480

2006

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 25.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

13 - FRAIS D'EXPLORATION REPORTÉS 2007 SOLDE AU DÉBUT

FRAIS D’EXPLORATION

REVENUS DE PARTICIPATION

SOLDE À LA FIN

443 298

84 442

527 740

1 107 613

1 237 482

2 345 095

191 147

6 645

2 089 981

1 116 093

12 122

3 714

Gaspésie Gaspé Baie-des-Chaleurs Bande Taconique Galt

197 792 (401 660)

2 804 414

Bas-Saint-Laurent Rivière-du-Loup

15 836

Basses-Terres Appalaches

521 795

59 754

Bécancour

3 470 128

617 241

581 549 (76 597)

4 010 772

Richelieu

111 685

26 604

Rive-Nord

1 481 545

795 500

(137 010)

2 140 035

138 289

9 429 314

3 947 475

(615 267)

12 761 522 2006

SOLDE AU DÉBUT

FRAIS D’EXPLORATION

REVENUS DE PARTICIPATION

SOLDE À LA FIN

Gaspésie 443 298

443 298

Baie-des-Chaleurs

Gaspé 965 338

142 275

1 107 613

Bande Taconique

184 555

6 592

191 147

1 278 345

1 249 471

8 915

3 207

Galt

(437 835)

2 089 981

Bas-Saint-Laurent Rivière-du-Loup

12 122

Basses-terres Appalaches

303 663

218 132

521 795

Bécancour

3 235 016

235 112

3 470 128

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

Au cours de l'exercice, la société a comptabilisé un crédit d'impôt au montant de 1 058 050 $ (444 706 $ en 2006) 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 reportés pour un montant de 18 336 $ (330 723 $ en 2006).

14 - FRAIS DE DÉVELOPPEMENT REPORTÉS 2007

2006

Solde au début

63 933

127 869

Amortissement

(63 933)

(63 936)

63 933

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

15 - EMPRUNT BANCAIRE L'emprunt bancaire, qui n'a pas été renouvelé, d'un montant autorisé de 100 000 $ en 2006, portait intérêt au taux préférentiel plus 1,125 % (7,125 % en 2006) et était renégociable en août de chaque année.

16 - GARANTIES BANCAIRES Au 31 décembre 2006, une portion de l'encaisse était affectée à la garantie des lettres de garantie émises au montant de 75 600 $. Au 31 décembre 2007, aucune lettre de garantie n'a été émise.

17 - CRÉDITEURS 2007

2006

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

1 647

2 956

Intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires

82 585

82 939

951

18 759

1 561 863

858 678

1 647 046

963 332

2007

2006

Dû à des administrateurs Comptes fournisseurs et charges à payer

18 - DETTE À LONG TERME

Effet à payer, sans intérêt, remboursable par versements semestriels de 25 000 $, échéant en mai 2008

25 000

75 000

Versements exigibles à court terme

25 000

50 000

25 000

2007

2006

120 000

160 000

19 - ACTIONS ORDINAIRES RACHETABLES

Émises et payées 300 000 actions ordinaires (400 000 en 2006) (note 22)

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 acquis 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'ex-administrateur. 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 2007 et 2006, 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 40 000$ en 2007 et 2006 sont entièrement libérées et peuvent être transigées sur le marché.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

Au cours des prochains exercices, le prix de levée des options d'achat se détaille comme suit:

Prix de levée par action $ 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.

20 - ACTIONS DE CATÉGORIE « C » RACHETABLES 2007

2006

110 000

200 000

Émises et payées 110 000 actions de catégorie « C » (200 000 en 2006) (note 22)

En 2007, la société a racheté 90 000 actions (90 000 actions en 2006) en contrepartie de 90 000 $ en espèces (90 000 $ en 2006).

21 - DÉBENTURE CONVERTIBLE 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% (taux effectif de 20 %) 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 sousription (114 060 $) s'y rattachant. Le tableau suivant montre les variations survenues au cours de l'exercice : COMPOSANTE PASSIF

Solde au début Acroissement des intérêts Solde à la fin

COMPOSANTE CAPITAUX PROPRES

873 844

37 331

43 171 917 015

37 331

En vertu d'une clause de l'entente, la société a émis le 2 février 2007, 54 460 actions ordinaires au prix de 1,17 $ l'action en règlement du paiement d'intérêts semestriel de 63 718 $ et a émis le 26 septembre 2007, 58 778 actions ordinaires au prix de 1,06$ l'action en règlement du paiement d'intérêts semestriel de 62 305 $.

22 - 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 $

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

22 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE) 2007

2006

Nombre

46 467 856

23 309 299

39 485 319

16 875 531

113 238

126 023

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

22 909

24 197

Conversion de la débenture convertible

342 660

400 000

En contrepartie d'escomptes sur ventes

11 305

15 489

6 505 663

6 587 049

En contrepartie d'espèces Émissions d'actions accréditives

5 223 076

6 201 095

100 000

40 000

Émissions privées Libération d'actions non rachetées (note 19) Frais d'émission Solde à la fin

100 000

(959 502) 51 904 170

28 716 915

40 000 (632 967)

46 467 856

23 309 299

Bons de souscription Au 31 décembre 2007, 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 : 333 333 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,50 $ jusqu'au 4 mai 2008 526 316 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 10 juin 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 287 500 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,30 $ jusqu'au 9 novembre 2009 2 211 538 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,60 $ jusqu'au 9 novembre 2009 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 bénéfice des salariés, des dirigeants, des administrateurs et des consultants de la société, jusqu'à concurrence de 20% 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. Au cours de l'exercice, la société a octroyé à ses administrateurs 90 000 options d'achat d'actions (90 000 en 2006) comportant un prix de levée de 0,97$ (1,28$ en 2006), aucune option (55 000 en 2006 à un prix de levée de 1,18 $) à des employés et 16 750 options à un consultant à un prix de levée de 1,10 $. Aux 31 décembre 2007 et 2006, aucune option n'a été levée. Les options d'achat octroyées par la société ont varié comme suit : 2007

2006

Options

Prix de levée moyen pondéré $

Options

Prix de levée moyen pondéré $

En circulation au début de l'exercice

595 000

1,31

450 000

Attribuées

106 750

0,99

145 000

1,24

En circulation à la fin de l'exercice

701 750

1,26

595 000

1,31

1,34

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

22 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE) Les caractéristiques des options d'achat d'actions en circulation au 31 décembre 2007 sont les suivantes : 2007 OPTIONS EN CIRCULATION NOMBRE

DURÉE CONTRACTUELLE MOYENNE PONDÉRÉE À COURIR

OPTIONS EXERÇABLES

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

2006 OPTIONS EXERÇABLES

NOMBRE

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

NOMBRE

PRIX DE LEVÉE MOYEN PONDÉRÉ

(années)

Salariés, dirigeants

30 000

6,8

0,80

30 000

0,80

30 000

0,80

et administrateurs

110 000

6,1

0,90

110 000

0,90

110 000

0,90

110 000

4,8

2,00

110 000

2,00

94 000

2,00

75 000

4,4

1,00

75 000

1,00

60 000

1,00

55 000

8,8

1,18

36 668

1,18

18 334

1,18 1,28

Consultants

90 000

8,3

1,28

90 000

1,28

90 000

9,7

0,97

90 000

0,97

560 000

6,0

1,22

541 668

1,04

402 334

1,27

16 750

1,0

1,10

16 750

1,10

60 000

4,8

2,00

60 000

2,00

60 000

2,00

65 000

5,2

1,00

65 000

1,00

59 000

1,00

701 750

6,4

1,26

683 418

1,27

521 334

1,32

L'acquisition des droits s'effectue soit à l'octroi des options soit 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 Période prévue (en années) Volatilité prévue de l'action Dividendes prévus

2007

2006

4,42 %

4,33 %

65 %

68 %

Aucun

La juste valeur moyenne pondérée des options d'achat d'actions octroyées depuis le début de l'exercice est de 0,66 $ (0,96 $ en 2006).

23 - CAPITAUX PROPRES 2007

Débenture convertible (note 21) Capital-actions (note 22) Bons de souscription (note 24) Surplus d'apport

Déficit Cumul des autres éléments du résultat étendu

2006

37 331

28 716 915

23 309 299

1 687 505

1 196 086

961 660

727 390

31 403 411

25 270 106

(4 971 608)

(4 189 836)

746 083 4 225 525

4 189 836

27 177 886

21 080 270

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

24 - BONS DE SOUSCRIPTION En 2007, dans le cadre de ses opérations de financement, la société a émis à des placeurs pour compte 287 500 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice de 1,30 $. De plus, dans le cadre d'une émission d'actions, la société a émis 2 211 538 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice de 1,60 $. 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. 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 $. La juste valeur moyenne pondérée de chaque bon de souscription octroyé pour 2007 est de 0,255$ (0,392$ en 2006). 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

2007

2006

65,0 %

61,9 %

4,03 %

4,00 %

24 mois

26 mois

Aucun

De plus, en 2006 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'émission d'unités comprenant une action ainsi qu'un bon de souscription. Cette modification a entraîné une diminution du capital-actions de 490 000 $ et une augmentation équivalente de ses bons de souscription.

25 - ENGAGEMENTS La société s'est engagée, d'après un contrat de location échéant en février 2013, à verser une somme de 304 934 $ pour un bâtiment. Les paiements minimums exigibles pour les cinq prochains exercices s'élèvent à 59 019$ de 2008 à 2012. Ce contrat comporte une option de renouvellement pour une période additionnelle de cinq ans dont la société pourra se prévaloir en donnant un préavis de neuf mois. La société s'est également engagée d'après des contrats de location échéant à différentes dates jusqu'en août 2012 à verser une somme de 100 140$ pour de l'équipement et du matériel roulant. Les dépenses minimums exigibles pour les cinq prochains exercices s'élèvent à 32 920 $ en 2008, à 29 920 $ en 2009, à 14 920 $ en 2010 et 2011 et à 7 460 $ en 2012. En vertu de permis de recherche octroyés par le ministère des Ressources naturelles, la société, dans le but de préserver la validité de ses permis, doit verser des rentes de 468 629 $ jusqu'en 2011. Les paiements minimums pour les quatre prochains exercices s'élèvent à 126 007 $ en 2008, à 121 468 $ en 2009 et 2010 et 99 686 $ 2011. 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 dépenses minimums exigibles s'élèvent à 1 024 413 $ en 2008, à 1 311 242 $ en 2009, à 1 764 057 $ en 2010, à 2 216 871 $ en 2011 et à 236 008 $ en 2012. 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 redevances de 5 % des revenus à la tête de puits ; ce droit à des redevances 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 redevances 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. De plus, 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.

26 - 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 réclamation 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.

27 - DÉPENDANCE ÉCONOMIQUE La société a fourni des services à 2 entreprises qui ont généré 35% (77% en 2006) du chiffre d'affaires. À la date des bilans, 51% (90% en 2006) des comptes clients sont à recevoir de ces clients.

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

28 - JUSTE VALEUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS La juste valeur des comptes clients, des contributions des partenaires à recevoir et des créditeurs se rapproche de la valeur comptable en raison de leur échéance rapprochée. La juste valeur de l'effet à payer sans intérêt 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 et n'est pas significativement différente de la valeur comptable.

29 - RISQUE DE CRÉDIT Les instruments financiers de la société qui sont sujet au risque de concentration du crédit sont l'encaisse, les placements temporaires et les comptes clients. La société a déposé son encaisse auprès d'une institution financière et effectué ses placements temporaires dans deux autres institutions financières réputées, ce qui, selon la direction, réduit les risques de crédit. Les risques reliés aux comptes clients sont limités en raison des contrôles reliés à la gestion des relations avec ses clients et de la surveillance qui est effectuée sur les comptes à recevoir.

30 - INFORMATIONS SECTORIELLES Les secteurs d'activités sont répartis entre le pétrole et gaz naturel, la saumure et le forage et la quasi-totalité des activités sont réalisées au Canada. 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. Les ventes intersectorielles sont comptabilisées à la valeur d'échange. 2007 PÉTROLE ET GAZ NATUREL $

SAUMURE $

FORAGE $

69 121

365 872

232 770 2 571 923

(2 571 923 )

69 121

365 872

2 804 693

(2 571 923 )

667 763

36 127

81 547

131 174

(120 011 )

128 837

48 539

266 581

1 687 469

(1 541 637 )

460 952

AUTRES $

ÉLIMINATIONS $

TOTAL $

Chiffre d'affaires Clients externes (a) Intersectoriels

667 763

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

Bénéfice brut (perte brute)

4 417

1 655

6 277

86 321

354 405

1 818 643

(17 200)

11 467

986 050

4 417

(7 932 ) 4 417 (4 417)

(1 669 580 )

594 206

(902 343 )

73 557

Frais d'administration Fournisseurs externes Frais financiers Amortissement des immobilisations

1 341 914

186 363

18 903

1 547 180

Revenus de placements

255 465

Honoraires de gestion

14 574

Radiation de frais d'exploration reportés

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

11 467

986 050

27 827 709

(17 200)

852 940

1 316 298

6 297

19 700

58 445 198 951

(18 336)

(18 336 )

251 703

(1 299 894)

(902 343 )

(1 221 920 ) 29 996 947

21 758

106 200 198 951

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

30 - INFORMATIONS SECTORIELLES (SUITE) 2006 PÉTROLE ET GAZ NATUREL $

SAUMURE $

FORAGE $

68 522

529 170

2 094 651

AUTRES $

ÉLIMINATIONS $

TOTAL $

Chiffre d'affaires Clients externes (a) Intersectoriels

2 647 321 68 522

529 170

4 741 972

38 488

90 839

134 783

2 692 343 -

(2 647 321 ) (2 647 321 )

2 692 343

(81 240 )

182 870

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

Bénéfice brut (perte brute)

(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

3 067 113

(4 897)

(85 483)

(92 986)

1 674 859

4 897

1 468 902

(2 191 502 )

1 646 875

(455 819 )

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

(330 723)

(330 723 )

Radiation de frais d'exploration reportés

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

(85 483)

(92 986)

1 674 859

20 669 750

775 661

1 947 141

13 545

16 994

256 443 198 951

(1 949 434)

(204 828 ) (356 565 )

(809 609 ) 23 392 552

25 063

312 045 198 951

(a) Les ventes avec le principal client du secteur de gaz naturel s'élèvent à 51 121$ (68 522$ en 2006). Les ventes avec le principal client du secteur de la saumure s'élèvent à 265 026$ (248 281$ en 2006). Les ventes avec les deux principaux clients du secteur du forage s'élèvent à 230 770$ (2 075 880$ en 2006).

JUNEX RAPPORT ANNUEL 2007

RENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX Administrateurs

Information à l’intention des actionnaires

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

VÉRIFICATEURS

Jacques Aubert Président du conseil Junex inc. Daniel Courteau Avocat et fiscaliste De Grandpré, Chait Jean-Yves Lavoie, ing. Président et chef de la direction 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 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 Ph. D. Président et chef de la direction Ressources Cogitore

ACTIONS ORDINAIRES

Bourse de croissance TSX Symbole : JNX

En circulation au 31 décembre 2007 52 204 170 ASSEMBLÉE ANNUELLE

L’Assemblée annuelle des actionnaires se tiendra le 3 juin 2008 à 11 h au Club St-James 1145 Avenue Union, Montréal COORDONNÉS

Junex inc. 2795, boulevard Laurier, Bureau 200 Québec (Québec) G1V 4M7