JUNEX - Rapport annuel 2006

POSITIONNÉPOUR RÉUSSIR

R A P P O RT A N N U E L 2 0 0 6

« Junex détient plus de 1,5 million d’acres sous permis d’explorationdans la région des Basses-Terres du St-Laurent où deux champsgaziers, Pointe-du-Lac et St-Flavien, ont été produits à ce jour.Stimulée par les découvertes de classe mondiale faites par lacompagnie Talisman dans l’État de New York, l’explorationde ce bassin cible principalement la zone sédimentaire duTrenton / Black-River. Dans la mouvance des développementsspectaculaires survenus aux États-Unis dans la production nonconventionnelle de gaz à partir des Shales (Shale gas play), l’autrecible prioritaire dans la région est celle des Shales de l’Utica dontles propriétés semblent s’apparenter à celles de plusieurstypes de Shales prolifiques aux États-Unis.»

« Junex détient des droits d’exploration sur plus de 6 millions d’acres situés dans le bassin géologique des Appalaches au Québec.Plusieurs découvertes récentes aux États-Unis et dans l’Est du Canada stimulent l’exploration de territoire québécois dont le bassinsédimentaire se situe dans un contexte géologique favorable à la découverte de champs pétroliers et gaziers. La stratégie d’explorationde 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 saumurenaturelle et dans le secteur du forage de puits gaziers et pétroliers ».

NOTRE PROFIL

« La Gaspésie est un vaste territoire où la présence de pétrole etde gaz naturel a depuis longtemps été démontrée. La région estcependant encore pratiquement vierge en termes de travauxd’exploration alors que seulement une vingtaine de puits ont àce jour été forés à partir de techniques modernes. Les objectifsgéologiques de la région sont les grès siluriens et dévoniens ; lesbrèches hydrothermales ; les écailles de chevauchement ; et lesrécifs siluriens et dévoniens. Junex détient en Gaspésie des droitssur plus de 4,7 millions d’acres sous permis d’exploration, incluant1,6 million d’acres détenus par Pétrolia sur lesquels Junex détientune option pour participer à 50% de la production sur ces permis.»

3JUNEXRAPPORT ANNUEL 2006

FAITSSAILLANTS 2006

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

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

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

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

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

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

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

4 JUNEXRAPPORT ANNUEL 2006

Chers actionnaires,

Votre entreprise a connu en 2006 des développements qui sont en ligneavec la mission poursuivie depuis toujours : découvrir du pétrole ou dugaz naturel au Québec tout en réduisant les risques d’exploration pardes activités complémentaires qui génèrent des liquidités et par desententes avec des partenaires qui injectent la majorité des capitauxd’exploration sur nos permis.

La valeur de notre entreprise repose sur les succès de terrain que nousserons en mesure d’obtenir, mais découvrir et produire des hydrocarburesdans une région pionnière comme le Québec demande à la fois de lapatience et de la rigueur scientifique. Après presque six années d’effortspour bâtir notre modèle d’affaires, nous croyons maintenant que lesrésultats très prometteurs de certains forages complétés depuis deuxans, combinés à l’arrivée récente de compagnies majeures sur le territoiredu Québec, font en sorte que Junex n’a jamais été aussi bien positionnéepour réussir.

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

MESSAGEAUX ACTIONNAIRES

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


SURVOL DES TRAVAUX D’EXPLORATION

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

En parallèle de cette découverte, nous avons poursuivi nos efforts pourmettre en valeur le potentiel de la propriété de Galt. Ce projet, situé àquelques kilomètres de la ville de Gaspé, est mené en partenariat avecl’homme d’affaires Bernard Lemaire. Des forages antérieurs nous ontpermis de reconnaître un massif rocheux saturé en hydrocarbures surune épaisseur de plus de 2 000 mètres. Cette impressionnante colonned’hydrocarbures nous incite à investir davantage afin de trouver un moyende mettre en valeur ce potentiel. Notre défi consiste maintenant à trouverune zone réservoir poreuse et perméable ayant pu piéger une quantitéappréciable des hydrocarbures en place. C’est dans cette perspectiveque nous avons foré un quatrième puits dans la région en 2006. Lesrésultats complets de ce forage seront connus en cours d’année 2007.

Nous avons par ailleurs poursuivi la production de pétrole léger enprovenance du puits Galt #3, ce qui nous a permis de générer des revenusbruts d’environ 100 000 $ sur un total de plus de 1 300 barils vendus àla raffinerie d’Ultramar.

Dans les Basses-Terres du St-Laurent, nous avons en 2006 concentrénos efforts sur la propriété Bécancour/Champlain. Nous avons complétéle puits Bécancour #8, qui n’a pas rencontré le gas cap que nous cherchons,mais qui a tout de même permis à notre partenaire de procéder au carottagede la zone sédimentaire des Shales de l’Utica. Il s’agit de la premièreévaluation sérieuse des Shales de l’Utica au Québec et nous sommesenthousiastes de constater que les développements survenus auxÉtats-Unis dans ce type de production suscitent maintenant le plusgrand intérêt pour les potentiels du Québec.

Nous avons également amorcé le forage du puits Champlain # 1 qui arencontré du gaz naturel à forte pression entre 655 et 662 mètres. Nouscroyons que ce gaz pourrait être relié, par un réseau de fractures, à unréservoir plus profond situé dans la couche inférieure du Trenton/Black-River.C’est pour cette raison que nous comptons approfondir ce puits au coursde l’année qui s’en vient.

SIGNATURE D’ENTENTES AVEC DEUX PARTENAIRES AMÉRICAINS

Un des partenariats signés en cours d’année l’a été avec une compagniemajeure spécialisée dans la production de gaz naturel à partir desShales. Ce type de production non conventionnelle est encore méconnuau Canada, mais il s’est développé très rapidement aux États-Unis aucours des 5 dernières années. Notre partenaire a analysé en coursd’année plus de 34 mètres de carottes en provenance de notre puitsBécancour # 8. Ces analyses ont pour but d’évaluer les propriétés desShales de l’Utica que l’on retrouve au Québec et de déterminer si lepartenaire entend procéder par la suite à un projet-pilote d’au moins8 millions de dollars américains visant à évaluer la capacité de productionde ce Shale. Notre partenaire devra prendre une décision à cet effetavant la fin du mois de mai 2007.

Le second partenariat a été conclu avec AMQUE ULC, un regroupement detrois compagnies comptant plusieurs années d’expérience dans l’explorationet le développement de projets pétroliers et gaziers dans le bassinappalachien aux États-Unis. Ce partenariat touche des permis que Junexdétient entre Québec et Montréal et les principaux objectifs géologiquespoursuivis seront le Trenton / Black-River et les Shales de l’Utica. À la finde sa période d’option en octobre prochain, AMQUE devra décider si ellecomplète des investissements de 12 millions de dollars américains surnos propriétés.

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


OBJECTIFS POUR 2007

Nous croyons que la prochaine année verra Junex franchir de nouvellesétapes importantes dans sa quête vers la découverte et la mise enexploitation d’un gisement de pétrole ou de gaz naturel. Dans un premiertemps nous entendons investir nos capitaux propres dans les projetsBécancour/Champlain, Haldimand et Galt où la présence significative depétrole et gaz a déjà été reconnue. Nous verrons si les prochains travauxpermettront de développer de la production à partir de ces projets.

Nous fondons également beaucoup d’espoir sur le projet de laBaie-des-Chaleurs où nous comptons forer un premier puits d’explorationà l’été prochain. Les travaux antérieurs de levés sismiques nous ontpermis d’identifier plusieurs structures importantes dans ce secteur etnous sommes enthousiastes à l’approche de ce premier forage quinous permettra d’évaluer une structure anticlinale de grande envergure.Il s’agit d’un projet d’exploration pure mais nous croyons que ce potentielde classe mondiale en vaut le risque.

Enfin, nos deux partenaires américains auront en cours d’année desdécisions importantes à prendre puisque leurs options pour investirun total de 20 millions de dollars américains sur nos propriétés arriveront àéchéance en mai et en octobre. L’exercice de ces options nous permettraitentre autres de lancer un projet-pilote de production à partir des Shalesde l’Utica et, compte tenu des développements spectaculaires survenusdans le développement des Shale gas aux États-Unis, la mise en placed’un tel projet susciterait un grand intérêt dans l’industrie gazière nord-américaine. C’est la raison pour laquelle nous espérons que nos partenairesexerceront leurs options et amorceront les travaux d’exploration quipourraient nous mener à des développements importants.

SITUATION FINANCIÈRE ET AFFAIRES CORPORATIVES

La compagnie termine l’année en bonne position financière. Conformémentà notre objectif, nous avons en 2006 réussi à générer des flux de trésoreriepositifs à partir de notre activité d’exploitation. De plus, les différentsfinancements réalisés en cours d’année nous permettent de compter, au31 décembre 2006, sur un fonds de roulement de 7,7 $ millions, unenette amélioration par rapport au fonds de roulement de 3,3 $ millionsà la même date en 2005. Nous poursuivrons en 2007 et pour les annéesà venir une saine gestion de la dilution de l’actionnariat tout en nousassurant de compter sur les liquidités nécessaires à la croissancede l’entreprise.

Nous désirons enfin remercier nos partenaires financiers, nos actionnaireset nos employés pour leur confiance et leur dévouement tout au long del’année. Nous sommes particulièrement fiers du travail réalisé par notreéquipe de jeunes professionnels compétents et passionnés. Un remerciementspécial enfin à Monsieur Jacques Aubert, co-fondateur de la compagniequi a quitté ses fonctions de chef de la direction au printemps 2006 touten demeurant président du conseil de Junex. Son travail depuis la créationde notre entreprise a largement contribué à notre inscription en Bourseet à nos développements ultérieurs.

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

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


PHASE 1 SÉCURISER LE DOMAINE MINIERLa première étape d’une stratégie d’exploration gagnante est d’abordde s’assurer de détenir des droits d’exploration sur un vaste domaineminier qui sera valorisé de façon importante en cas de découverte. Junexa eu l’occasion d’accumuler au fil des ans des droits sur plus de six millionsd’acres avant l’arrivée au Québec de d’autres compagnies qui, stimuléesentre autres par les résultats obtenus aux États-Unis dans des bassinsgéologiques comparables, ont fait l’acquisition de permis d’explorationsur notre territoire. Aujourd’hui, avec des droits qui couvrent tant lesprospects des Basses-Terres du St-Laurent que ceux de la Gaspésie, Junexest sans contredit très bien positionnée pour profiter de l’engouement quecréerait une découverte importante d’hydrocarbures au Québec.

PHASE 2 BÂTIR DES MODÈLES GÉOLOGIQUES CRÉDIBLESJunex a poursuivi depuis 2001 des travaux d’exploration de base qui ontpermis de développer des modèles géologiques crédibles. Cette phaseconsiste à échantillonner les roches sur le terrain; à analyser les propriétésde la roche-mère ; à procéder à des levés sismiques ; à identifier laprésence de dolomie hydrothermale; à travailler avec les sociétés savantestelles que la Commission géologique du Canada. Il s’agit d’un travailscientifique essentiel à la réussite de l’exploration.

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

8000000

7000000

6000000

5000000

4000000

3000000

2000000

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

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

Période d’après SOQUIP

Période Bow Valley EnergyStructure profondes associéesaux failles de plateforme

Période Shell / CorridorDolomies hydrothermales

Période Corridor, HQPG, JunexDolomies hydrothermalesRécifs Siluriens

Période Amque, Junex, Pétrolia, TalismanDolomies hydrothermales, Shale Gas

Source : Ministère des ressources naturelles du Québec

Domaine minier sous permis d’exploration au Québec


PHASE 3 INVESTIR POUR DÉMONTRER LA VALEUR DU MODÈLE ET DES PROPRIÉTÉSNous avons investi plusieurs millions de dollars dans le but de compléterune quinzaine de forages qui témoignent de la valeur de nos modèlesgéologiques. Ces forages ont démontré la présence de pétrole et degaz naturel et ont mené à certains succès qui augmentent la valeur de nosprojets. Ces résultats nous permettent également de placer les potentielsdu Québec dans leur contexte nord-américain en démontrant les analogiesgéologiques qui existent entre nos projets et les découvertes réaliséesdans des bassins similaires ailleurs dans le monde, notamment dans lebassin des Appalaches aux États-Unis.

PHASE 4 SIGNER DES PARTENARIATS D’EXPLORATIONL’objectif de ces partenariats est de générer des investissements sur nospropriétés et, dans certains cas, de profiter de l’expertise de partenairescrédibles de l’industrie pétrolière et gazière. Junex compte actuellementquatre partenariats actifs qui permettent de gérer les risques financiersliés à l’exploration tout en optimisant les chances de découverte.

Ces résultats nous permettent également de placer les potentiels du Québec dans leur contexte nord-américainen démontrant les analogies géologiques qui existententre nos projets et les découvertes réalisées dans desbassins similaires ailleurs dans le monde, notamment dans le bassin des Appalaches aux États-Unis.

PHASE 5 AVOIR LE PRIVILÈGE D’ATTENDRE LA DÉCOUVERTE MAJEUREIl est bien évident que la croissance future de notre entreprise et de sa valeur boursière repose sur les résultats que nous aurons lors de noscompagnes d’exploration. Par contre, que ce soit la vente de saumure naturelle, de pétrole ou de services de forages, les activités d’exploitationde l’entreprise permettent de générer des liquidités (123 358 $ en 2006) et de mieux gérer les risques d’exploration. L’objectif de Junex est departiciper à une découverte d’hydrocarbures qui créera une valeur importante pour ses actionnaires. Certains projets matures tels que Haldimand,Galt ou Champlain sont très prometteurs et pourraient s’avérer être le type de découverte que nous souhaitons. En attendant, nous pouvonscompter sur nos activités complémentaires pour générer des liquidités et sur nos partenaires pour investir la majorité des capitaux d’exploration.Ces outils nous offrent le privilège d’attendre la découverte importante tout en gérant mieux le risque d’exploration et la dilution pour les actionnairesde la compagnie.


BILAN DES TRAVAUX D’EXPLORATION 2006 Junex détient des droits sur plus de 6 millions d’acres de permis d’exploration situés dans le bassin des Appalaches au Québec. Ces droits sont répartisentre la région des Basses-Terres du St-Laurent (1 595 000 acres) et de la Gaspésie (4 775 000 acres).

La stratégie de Junex est de conclure des partenariats d’exploration sur ces permis de façon à valoriser ses projets tout en réduisant les risquesd’exploration. En plus de son partenariat pour le développement de la découverte de pétrole de Haldimand, Junex compte présentement quatrepartenariats d’exploration actifs, dont trois qui impliquent que la très grande majorité des capitaux d’exploration seront investis par les partenaires.

Ces partenariats permettent à Junex de concentrer ses capitaux propres d’exploration sur des projets matures ayant déjà démontré la présence de pétroleet de gaz naturel. En 2006, la compagnie a investi principalement sur les projets suivants: Bécancour/Champlain, Haldimand, Galt et Baie-des-Chaleurs.

GASPÉSIE

BASSES-TERRES

Bécancour / Champlain

Baie-des-Chaleurs

GaltHaldimand

Trois-Rivières

Montréal

Québec

Rivière-du-Loup

Rimouski

Matane

GaspéPermis d'exploration détenus par Junex

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

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


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

BASSIN DE GASPÉLe bassin de Gaspé s’est formé par la déposition de sédiments d’âge Silurien à Carbonifère (340 à 440 millions d’années) et l’essentiel des rochessédimentaires qui le couvrent sont d’âge Dévonien (400 millions d’années). Les principales cibles d’exploration dans ce bassin sont les calcairesdolomitisés par des fluides hydrothermaux (HTD) et les grès marins.

Les deux projets de Junex dans le bassin de Gaspé sont les projets de Haldimand et de Galt.

Suite à ce test, l’analyse de remontée de pression de 45 jours a indiquéque le puits a recouvré une pression supérieure à la pression enregistréeà la fin du forage, soit 12 403 Kpa alors qu’elle était de 11 383 Kpa à lafin du forage au niveau de référence de 1 073 mètres. Le puits a étécomplété et équipé d’une pompe à balancier et de réservoirs de productiondès la fin du mois de mai dernier.

Tous ces résultats sont très prometteurs et les partenaires du projet sontprésentement à négocier une Entente de développement conjointe(Joint operating agreement – JOA) qui permettra d’encadrer le développementde cette découverte. Le puits sera remis en production dès que cetteentente sera signée et Junex prévoit qu’au moins un forage sera réalisésur le projet Haldimand en 2007.

Projet Haldimand

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

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

Le puits Haldimand #1 sera mis en production de pétrole dèsque les partenaires auront signé une entente de développementconjointe. Un plan de développement sera alors mis en placeafin de mieux évaluer l’ampleur de cette découverte danslaquelle Junex détient un intérêt de 45 %.


Projet Galt

Junex et Gestion Bernard Lemaire sont partenaires à parts égales dansle permis d’exploration de Galt qui couvre une superficie totale de 16 803acres. Au cours des dernières années, les partenaires de Galt ont procédéà des travaux de mise en valeur du puits Galt # 1 en plus de compléterles forages des puits Galt # 2 et Galt # 3. Ces trois forages permettentd’établir que la zone productrice d’hydrocarbures du gisement de Galt estsituée à un peu plus de 2 000 mètres de profondeur, dans des calcairespeu poreux mais fracturés et altérés par des fluides hydrothermaux(HTD). On peut comparer le modèle d’exploration du gisement de Galtà ceux de plusieurs gisements pétroliers et gaziers dans les calcairesdévoniens dolomitisés de l’Ouest Canadien, tels ceux des Formationsde Slave Point (Ladyfern) ou Nahanni (Kotaneelee).

Les travaux actuels ont permis de constater que, dans cette région, lacolonne saturée en hydrocarbures est supérieure à 2 000 mètres d’épaisseur,ce qui signifie qu’à partir d’une profondeur de 700 mètres, chaque porositédu massif rocheux contient des hydrocarbures (gaz, huile ou condensats).Le contact entre les hydrocarbures et l’eau n’a jamais été rencontrémalgré des forages d’une profondeur de 2 700 mètres. Les différentstravaux d’exploration et de production réalisés au cours des dernièresannées ont mené au développement d’un modèle d’exploration visantla mise en valeur de cette importante colonne d’hydrocarbures.

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

C’est dans cette optique que Junex et son partenaire Bernard Lemaire ontamorcé en 2006 le forage du puits Junex-Lemaire-Baillargeon no.1.L’objectif de ce forage situé à 5 km au sud des trois premiers puitscomplétés dans la région était de tester une zone d’effondrement quipourrait être dolomitisée dans le sommet des calcaires de l’Indian Cove.

Le puits a été complété vers la fin de l’année et il a atteint une profondeurtotale de 1 500 mètres. Des indices de gaz naturel et de pétrole ont étérencontrés en cours de forage et les essais aux tiges effectués aprèsle forage ont permis d’identifier deux zones d’intérêt avec indices depétrole et de gaz naturel à des profondeurs de 1 345 et de 1 445 mètres.Les résultats obtenus indiquent que le pétrole léger récupéré est dumême type que celui des puits Galt #2 et Galt #3 situés à 5 km au nord.Tout comme dans ces deux puits, la présence de pétrole est associée àdes brèches de dolomie hydrothermale (HTD) dans les calcaires dévoniens.

En 2007, Junex et son partenaire compléteront les essais visant àdéterminer la productivité du puits Baillargeon #1. Les résultats de cetessai détermineront les travaux à venir sur ce projet.


Bassin de Baie-des-Chaleurs

Le bassin de Baie-des-Chaleurs couvre une superficie de près de 2,5millions d’acres localisés au sud de la Péninsule gaspésienne. Junexpossède à 100% un bloc de 22 permis d'exploration couvrant une superficiede 1 020 040 acres. Le bassin sédimentaire de Baie-des-Chaleurs estessentiellement d'âge silurien (440 millions d’années) et il est pratiquementinexploré malgré le fait que les roches siluriennes renferment desgisements d'hydrocarbures majeurs dans les régions américaines desAppalaches. Les plus connus sont les gisements dans les récifs Niagariensde l’Ontario ou les grès du Clinton de l’Ohio.

Après avoir réalisé plusieurs travaux de base au cours des annéesprécédentes, dont la définition géochimique des roches-mères potentielleset un levé aéromagnétique de haute-résolution (en partenariat avecla Commission Géologique du Canada), Junex a complété en 2005 unlevé sismique de 90 km dont les résultats ont été interprétés et analysésen cours d’année 2006. La couverture sismique du secteur de Bonaventureatteint maintenant un peu plus de 200 kilomètres et l'interprétationdes données révèle l'existence de structures fermées et de piègesstructuraux typiques des biseaux tectoniques ainsi que des anomaliespouvant être associées à des brèches et à des récifs siluriens.

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

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


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

Projet Bécancour-Champlain

Junex détient 100 % d’un bloc de permis d'exploration dont la superficietotale est de près de 200 000 acres dans la région de Bécancour/Champlain.Le territoire sous permis couvre le parc industriel de Bécancour et sacentrale électrique de cogénération de 550 MW utilisant du gaz naturel.Les objectifs dans la région sont principalement de découvrirune accumulation de gaz naturel dans la couche sédimentaire duTrenton / Black-River. Ce gaz naturel pourrait alors être produit avantque le réservoir ne soit converti en stockage souterrain de gaz naturel.L’objectif secondaire de nos forages dans la région est d’augmenter lacapacité de production de la saumure naturelle que Junex exploite déjàà Bécancour.

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

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


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

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

L’interprétation des résultats obtenus dans le forage du puits Champlain #1correspond à notre modèle géologique et nous prévoyons donc, audébut de l’année 2007, approfondir ce puits jusqu’à environ 900 mètresafin d’évaluer la zone inférieure du Trenton / Black-River.

Les résultats préliminaires très encourageants du puits Gentilly #1,foré par Questerre Energy et Talisman à quelques kilomètres de nospermis, nous incitent également à évaluer les potentiels de certainesstructures plus profondes déjà identifiées par sismique. Des ciblessimilaires à celle ayant mené au forage du puits Gentilly #1 devraientdonc faire l’objet de levés sismiques additionnels en cours d’année2007.


Projet Shale Gas de Bécancour

En juillet 2006, Junex a signé une entente avec un des plus importantsproducteurs indépendants de gaz naturel aux États-Unis pour ledéveloppement des shales gas de Bécancour/Champlain. La lettre d'ententetouche spécifiquement l'évaluation de la capacité de production gazièrede la couche sédimentaire des Shales de l'Utica sur quatre blocs de permiscouvrant 143 395 acres situés entre Québec et Montréal et détenus à 100%par Junex. Suite à cette entente, le partenaire américain de Junex a procédélors du forage du puits Bécancour # 8 à la prise de 2 carottes totalisant34,15 mètres dans les Shales de l’Utica. Les carottes ont été analyséesen laboratoire afin de mieux comprendre les propriétés physiques etchimiques de la couche sédimentaire des Shales de l’Utica et d’établirle potentiel de productivité de celle-ci.

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

un back-in de 15% en faveur de Junex. Cette entente touche uniquementla couche sédimentaire Shales de l’Utica et du Lorraine. Junex conservedonc tous ses droits sur ces permis dans les couches sédimentaires pluset moins profondes que les Shales de l'Utica et du Lorraine, incluant lemort-terrain qui a par exemple produit le champ gazier de Point-du-Lacet le Trenton / Black-River.

La stratégie de Junex dans ce partenariat est de mettre à profit l’expertiseet les capitaux d’un partenaire majeur ayant déjà démontré sa capacitéde mener à bien des projets de production de gaz naturel non conventionnelaux États-Unis. Il va sans dire que le succès d’un projet-pilote dans laproduction des Shales de l’Utica à Bécancour augmenterait considérablementla valeur de nos autres propriétés susceptibles d’être développées pource type de production non conventionnelle. Le partenariat avec la compagnieaméricaine représente 12 % des permis que possède Junex dans lesBasses-Terres du St-Laurent et qui pourraient être « prospectifs » pourle développement des Shales de l’Utica.

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

0

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

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

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

Num

ber P

rodu

cing

Wel

ls


Projet Basses-Terres

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

Selon l'entente, AMQUE pourra gagner un intérêt de 100% sur quatre blocsde permis totalisant près de 500 000 acres. Junex recevra une redevancede 5% sur la production de gaz et de pétrole en provenance de ces permisen plus de conserver une option de back-in à hauteur de 15 %. AMQUEpourra également gagner un intérêt de 60 % sur un cinquième bloc depermis totalisant environ 200 000 acres qui touchent essentiellement despotentiels pour le développement des Shales de l’Utica. Junex conserve40% d’intérêt dans ce projet. En 2007, AMQUE prévoit forer une première ciblepour tester le potentiel gazier des Shales et des Groupes de Trenton/Black-River.

AMQUE détient une option d’investir 10,8 millions de dollars américainssur une période de 21 mois afin de gagner son intérêt dans les propriétésénumérées ci-haut.

Projet Saint-Simon

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

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

Selon l'entente, AMQUE pourra gagner un intérêt de 100% sur quatre blocs de permis totalisant près de 500 000 acres.Junex recevra une redevance de 5 % sur la production de gaz et de pétrole en provenance de ces permis en plus deconserver une option de back-in à hauteur de 15 %.


ANALYSE PAR LA DIRECTIONDE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DES RÉSULTATS D’EXPLOITATION

Cette analyse passe en revue la situation financière et les résultats consolidés de la compagnie pour l’exercice terminé au 31 décembre 2006 en comparaison avec les résultats desexercices 2005 et 2004. Elle doit être lue en relation avec les états financiers vérifiés consolidés et les notes aux états financiers y afférentes.

Les états financiers intermédiaires consolidés de la Société ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR). Tous les chiffres contenus dansce rapport sont exprimés en dollars canadiens.

DÉCLARATIONS PROSPECTIVES

Le présent rapport contient des énoncés qui doivent être considérés à titre de déclarations prospectives. Ces déclarations prospectives sont assujetties à des risques, incertitudes etautres facteurs susceptibles d’influencer les résultats, performances et réalisations de la Société de sorte qu’ils pourraient être substantiellement différents des résultats, performanceset réalisations que de telles déclarations prospectives pourraient laisser sous-entendre.

NATURE DES ACTIVITÉS

Fondée en 1999, Junex poursuit ses activités dans cinq différents secteurs liés aux ressources naturelles: production et mise en marché de saumure naturelle; recherche de réservoirssouterrains propices au développement de stockage de gaz naturel; production de gaz naturel; services de forages de puits de pétrole, de gaz naturel et de saumure naturelle; explorationpétrolière et gazière.

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

INFORMATIONS FINANCIÈRES CHOISIES POUR LES EXERCICES TERMINÉS LE 31 DÉCEMBRE 2006, 2005, 2004

2006 2005 2004

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

EXPLOITATION

Chiffre d'affaires par secteurs isolables

Pétrole et gaz naturel 68 91 113

Saumure 529 515 359

Services de forage 2 095 2 251 -

Total du chiffre d’affaires 2 692 2 858 472

Bénéfice brut 1 045 940 215

Perte nette de l’exercice (573) (144 ) (1 017)

Perte nette par action de base et diluée (0,014) (0,004) (0,032)

BILAN

Fonds de roulement 7 709 3 330 2 610

Actif Total 23 393 16 811 13 050

Dette à long terme 1 259 768 938

Passif total 2 312 2 106 1 499

Capitaux propres 21 080 14 704 11 551

FLUX DE TRÉSORERIE

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation 123 (734 ) (1 267 )

Frais d’exploration reportés 3 605 2 344 1 427



CHIFFRE D’AFFAIRES

Le chiffre d’affaires de la compagnie pour l’exercice 2006 a atteint 2 692 343$, une légère diminution de 6 % par rapport au chiffre d’affaires de l’année précédente. La baisse duchiffre d’affaires s’explique principalement par la baisse des ventes de services de forage qui sont passées de 2 251 356 $ en 2005 à 2 094 651 $ en 2006. Junex détient une divisionoffrant des services de forage tant à Junex qu’à des clients externes. Les ventes consolidées dans le chiffre d’affaires de la compagnie sont uniquement celles reliées à des servicesofferts à des clients externes, notamment certains partenaires de la compagnie. Il est difficile d’anticiper le volume de ventes externes pouvant être réalisé par notre division de forageau cours des années à venir puisque ces ventes dépendront grandement du niveau d’activités d’exploration pétrolière et gazière au Québec. Junex utilise prioritairement sa divisionde forage pour les besoins de ses propres projets d’exploration ainsi que pour les besoins de ses partenaires.

Les ventes de saumure naturelle sont par ailleurs passées à 529 170 $ en 2006 alors qu’elles étaient de 515 207 $ en 2005 et de 358 546 $ en 2004. Il s’agit d’une croissance du chiffred’affaires de seulement 2,7 % sur un an malgré que la croissance de nos ventes en termes de litres ait été de 33,7 % pour la même période. Nous avons donc obtenu un prix par litreplus faible, notamment en raison du fait que nous vendons désormais nos saumures sans aucune transformation, ce qui implique que la concentration en sels dissous est plus faibleet que le prix par litre est ainsi réduit. Il faut cependant noter que la marge bénéficiaire brute sur les ventes de saumure a été grandement améliorée en 2006.

Quant aux ventes de pétrole et gaz, elles ont atteint 68 522 $ en 2006 par rapport à 91 156 $ en 2005 et à 113 458 $ en 2004. Nous croyons que ces ventes pourraient augmenter defaçon considérable au cours des prochaines années si nous avons du succès dans le développement du projet Haldimand et que nous remettons en production de gaz naturel le puitsGalt #1 qui est pour le moment fermé faute de client.

Les ventes totales ont généré un bénéfice brut de 1 045 468 $ ou une marge brute de 38,8%, supérieure à la marge brute de 32,9 % pour l’exercice 2005 mais inférieure à la margebrute de 45,5 % en 2004. La marge de 2006 est conforme à nos attentes et elle devrait se maintenir dans la mesure où nous atteignons des ventes de services de forage comparablesà celles des deux dernières années.

PERTE NETTE ET FLUX DE TRÉSORERIE

La perte nette a été de 573 099$ en 2006 en comparaison avec une perte de 143 901$ en 2005 et de 1 017 274$ en 2004. L’augmentation de la perte en 2006 s’explique en grande partiepar une radiation de 330 723 $ de frais d’exploration reportés due à l’abandon du puits Junex-Bécancour #2. En 2005, la compagnie avait radié des frais d’exploration reportés pour untotal de 113 840 $ tandis qu’elle n’en n’avait radié aucun en 2004. Le second item ayant entraîné une augmentation de la perte nette est la charge d’intérêts de 108 174 $ liée à unedébenture émise en mai 2006. Ces deux items qui totalisent une charge totale de 438 897$ ne requièrent aucune sortie de fonds pour la compagnie puisque les intérêts sur la débenture sontpayés par émission d’actions. C’est principalement ce qui explique que, malgré l’augmentation de la perte nette, les activités d’exploitation de la compagnie ont générés des flux detrésorerie de 123 358 $, ce qui représente une nette amélioration par rapport aux flux de trésorerie négatifs de 734 216 $ en 2005 et de 1 266 515 $ en 2004.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement ont par ailleurs nécessité des liquidités totalisant 5 839 437 $ en 2006, par rapport à 1 734 137 $ en 2005 à 2 306 075 $ en 2004.La hausse du capital investi s’explique en majeure partie par le fait que la compagnie a utilisé 2 753 826 $ de ses liquidités pour investir dans des dépôts à terme en 2006, ce qu’ellen’avait pas fait au cours des années antérieures faute de liquidités suffisantes. Le montant des frais d’exploration reportés pour 2006 a atteint 3 605 232 $, une augmentation comparéeaux frais d’exploration reportés de 2 343 696 $ en 2005 et de 1 426 933 $ en 2004. Par ailleurs, l’activité de financement a généré des liquidités nettes de 7 495 578 $ au cours de ladernière année par rapport à 3 724 956 $ en 2005 et à 3 970 746 $ en 2004. La levée de fonds de 4 000 000 $ conclue en décembre et l’exercice de bons de souscription pour plus de3 000 000 $ en cours d’année expliquent l’augmentation des liquidités générées par l’activité de financement.s.

RENSEIGNEMENTS FINANCIERS POUR LES HUIT DERNIERS TRIMESTRES

31 DÉCEMBRE 30 SEPTEMBRE 30 JUIN 31 MARS 31 DÉCEMBRE 31 SEPTEMBRE 30 JUIN 31 MARS2006 2006 2006 2006 2005 2005 2005 2005

$ $ $ $ $ $ $ $

Chiffres d’affaires 317 538 723 274 471 301 1 180 230 1 533 079 754 151 459 774 110 715

Bénéfice net (perte nette) 110 761 (14 305) (701 845 ) 32 290 614 183 147 656 (528 303 ) (377 437 )

Bénéfice net (Perte nette) par action avant dilution 0,003 0,000 (0,017 ) 0,001 0,016 0,004 (0,015 ) (0,011 )



FONDS DE ROULEMENT

Au 31 décembre 2006, la compagnie bénéficiait d’un fonds de roulement de 7 708 245 $, une amélioration significative par rapport au fonds de roulement de 3 330 123 $ au 31 décembre2005 et à celui de 2004 qui était de 2 609 905 $. L’amélioration s’explique par le fait que les activités de financement ont été très bonnes en 2006 générant au net 7 495 578 $comparativement à 3 724 956 $ en 2005. Finalement, les activités d’exploitation ont également contribué à l’amélioration du fonds de roulement en générant 123 358 $ en comparaisonavec des flux de trésorerie négatifs de 734 216 $ en 2005.

ACTIFS ET CAPITAUX PROPRES

Les actifs de la compagnie s’élevaient au 31 décembre 2006 à 23 392 552 $ alors qu’ils étaient de 16 810 630 $ en 2005 et de 13 049 741 $ en 2004. L’augmentation annuelle de 39 % aucours de la dernière année provient surtout de l’augmentation des liquidités de 4 533 325$. Le reste de l’augmentation est attribuable principalement à l’augmentation des frais d’explorationreportés. Quant aux capitaux propres, ils ont connu une progression de 43 % au cours de l’exercice 2006, atteignant 21 080 270 $ par rapport à 14 704 251 $ à la fin de l’exercice 2005;cette amélioration est principalement attribuable aux flux de trésorerie nets générés par les activités de financement.

FRAIS D’EXPLORATION REPORTÉS

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

SITUATION FINANCIÈRE ET SOURCES DE FINANCEMENT

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

OBLIGATIONS CONTRACTUELLESau 31 décembre 2006 (en miliers de dollars)

TOTAL 2007 2008 2009-2010 2011 ET PLUS

$ $ $ $ $Obligations à long terme

Paiements de rentes annuelles 110 39 27 44 0

Obligations de travaux statutaires 2 219 516 352 788 563

Effet à payer sans intérêts 75 50 25 0 0

Rachat d’actions ordinaires 160 40 40 80

Rachat d’actions de catégorie « C » 200

Débenture convertible 1 000 1 000

3 764 645 444 1 912 763

Location-exploitation

Loyer de bâtiment 42 42

Location d’équipement 72 32 40

114 74 40

Total des obligations contractuelles 3 878 719 484 1 912 763

PAIEMENTS EXIGIBLES POUR LES EXERCISES SE TERMINANT LE 31 DÉCEMBRE



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 valeursmobilières), sous la supervision et avec le concours du président et chef de la direction et du vice-président directeur et chef des finances au 31 décembre 2006.

La direction a conclu, qu’au 31 décembre 2006, les contrôles et procédures de communication de l’information de la Société sont efficaces et fournissent un niveau raisonnable d’assuranceque 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 cerapport 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 estfiable 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 contrôlesinternes 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’égardde l’information financière.

ARRANGEMENTS HORS BILAN

La compagnie ne détient aucun arrangement hors bilan significatif.

OPÉRATIONS EN APPARENTÉES

Des opérations entre parties apparentées totalisant 16 106 $ ont été conclues au cours des douze mois de l’année 2006. De plus, des honoraires totalisant un montant de 17 500 $ ontété accordés à des dirigeants et administrateurs de la compagnie qui sont également des actionnaires principaux.

CONVENTIONS COMPTABLES CRITIQUES

Pour dresser des états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, la direction de la compagnie doit faire des estimations et poser deshypothèses 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 possèdedes événements en cours et sur les mesures que la compagnie pourrait prendre à l’avenir. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations.

MODIFICATIONS AUX CONVENTIONS COMPTABLES

Toutes les modifications aux normes comptables sont présentées dans les Notes aux États financiers disponibles sur Sedar (www.sedar.com).

RISQUES ET INCERTITUDES

Les revenus nets futurs que la Société pourra tirer de ses réserves de pétrole, de gaz naturel et de saumure sont incertains. L’estimation des réserves elles-mêmes relève d’un processuscomplexe qui repose sur un nombre considérable de décisions et d’hypothèses permettant d’évaluer les données géologiques, géophysiques, d’ingénierie et économiques qui sontdisponibles 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 miseen 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 peuventfaire 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 lepétrole et le gaz, des prix de la saumure naturelle et d’autres facteurs dont plusieurs sont indépendants de la volonté de la société

INFORMATION ADDITIONNELLE

Les états financiers complets de la compagnie sont disponibles sur Sedar à l’adresse suivante : www.sedar.com. Des informations supplémentaires concernant les activités de la compagniesont également disponibles sur le site internet www.junex.ca.


RAPPORT DES VÉRIFICATEURS

Aux actionnaires de Junex inc.

Nous avons vérifié les bilans de la société Junex inc. aux 31 décembre 2006 et 2005 et les états des résultats, du déficit, du surplus d'apportet des flux de trésorerie des exercices terminés à ces dates. La responsabilité de ces états financiers incombe à la direction de la société. Notreresponsabilité 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 lavérification 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 fournisdans les états financiers. Elle comprend également l'évaluation des principes comptables suivis et des estimations importantes faites par ladirection, 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 décembre2006 et 2005 ainsi que des résultats de son exploitation et de ses flux de trésorerie pour les exercices terminés à ces dates selon les principescomptables généralement reconnus du Canada.

Comptables agréés

QuébecLe 2 mars 2007

RESPONSABILITÉ DE LA DIRECTION

Les états financiers consolidés de Junex inc. et toute l’information contenue dans ce rapport sont la responsabilité de la direction et ont été approuvéspar 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 financiersrenferment certains montants fondés sur l’utilisation d’hypothèses. La direction a établi ces montants de façon prudente et raisonnable afin des’assurer que les états financiers donnent, à tous les égards importants, une image fidèle de la société aux 31 décembre 2006 et 2005.

Les vérificateurs externes de la compagnie, nommés par les actionnaires, la firme Raymond, Chabot, Grant, Thornton, ont vérifié les états financiersconformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada.

Jean-Yves Lavoie, ing. Jacques AubertPrésident et chef de l’exploitation Président du conseil et chef de la direction

QuébecLe 2 mars 2007


2006 2005

$ $

Chiffre d'affaires 2 692 343 2 857 719

Coût des marchandises vendues 1 646 875 1 917 319

Bénéfice brut 1 045 468 940 400

Frais d'administration 1 520 400 1 466 563

Frais financiers 129 849 8 066

1 650 249 1 474 629

Perte avant autres revenus (dépenses) et impôts sur les bénéfices (604 781) (534 229)

Autres revenus (dépenses)

Revenus de placements 104 765 42 499

Honoraires de gestion 21 130 46 103

Radiation de frais d'exploration reportés (330 723) (113 840 )

(204 828 ) (25 238 )

Perte avant impôts sur les bénéfices (809 609 ) (559 467)

Impôts sur les bénéfices

Exigibles 40 106 64 241

Futurs (276 616) (479 807)

(236 510 ) (415 566 )

Perte nette (573 099 ) (143 901 )

Perte nette par action de base et diluée (0,014) (0,004)

Moyenne pondérée du nombre d'actions ordinaires en circulation 41 627 131 37 431 519

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

RÉSULTATSDES EXERCISES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005


2006 2005

$ $

DÉFICIT

Solde au début (3 613 460) (3 438 490 )

Perte nette 573 099 143 901

Intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires 19 231

Intérêts sur les débentures payés en actions ordinaires 4 966 27 857

Impôts futurs afférents aux intérêts sur la débenture (1 689) (16 019)

576 376 174 970

Solde à la fin (4 189 836) (3 613 460)

SURPLUS D'APPORT

Solde au début 551 515 416 135

Rémunération et autres paiements à base d'actions 175 875 135 380

Solde à la fin 727 390 551 515

Les notes complémentaires font partie intégrante des états financiers.

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


2006 2005

$ $

ACTIVITÉS D'EXPLOITATION

Perte nette (573 099) (143 901)

Éléments hors caisse

Perte (gain) sur la cession d'immobilisations (4 897) 2 150

Amortissement des immobilisations 199 394 172 289

Amortissement des frais de financement reportés 77 464 88 839

Amortissement des frais de développement reportés 63 936 63 936

Radiation de frais d'exploration reportés 330 723 113 840

Revenu du programme immigrants investisseurs (87 562) (105 074 )

Impôts futurs (276 616 ) (479 807 )

Rémunération à base d'actions 175 875 135 380

Escomptes de ventes payés en actions ordinaires 15 489

Intérêts sur les débentures payables en actions ordinaires 108 174

Variations d'éléments du fonds de roulement (note 6) 94 477 (581 868)

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 123 358 (734 216 )

ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT

Dépôts à terme (2 753 826 )

Encaissements de dépôts à terme 1 006 767

Immobilisations (312 045) (734 278)

Cessions d'immobilisations 10 000 6 000

Frais d'exploration reportés (3 605 232) (2 343 696)

Crédit d'impôt sur les frais d'exploration encaissé 520 711 51 669

Revenus de participation reportés et contributions des partenaires 300 955 250 477

Crédit d'impôt sur les frais de développement reportés encaissé 28 924

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (5 839 437) (1 734 137)

ACTIVITÉS DE FINANCEMENT

Frais de financement reportés (24 683) (16 000)

Remboursements d'un emprunt à long terme (50 000) (50 000)

Émission d'une débenture convertible 1 000 000

Émission d'actions et de bons de souscription 7 077 049 4 210 428

Rachat d'actions de catégorie « C » (90 000 ) (90 000 )

Frais relatifs à l'émission de capital-actions (416 788) (329 472)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement 7 495 578 3 724 956

Augmentation nette de l’encaisse 1 779 499 1 256 603

Encaisse au début 2 295 764 1 039 161

Encaisse à la fin 4 075 263 2 295 764


FLUX DE TRÉSORERIEDES EXERCISES TERMINÉS LES 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005


2006 2005

$ $

ACTIF

Actif à court terme

Encaisse 4 075 263 2 295 764

Dépôts à terme (note 7) 2 753 826

Débiteurs (note 8) 1 686 884 2 217 080

Stocks 103 311 75 723

Frais payés d'avance 142 399 79 874

8 761 683 4 668 441

Placements (note 9) 1 351 487 1 351 487

Immobilisations (note 10) 2 327 061 2 300 753

Propriétés pétrolières et gazières (note 11) 1 228 480 1 228 480

Frais d'exploration reportés (note 12) 9 429 314 6 850 225

Frais de développement reportés (note 13) 63 933 127 869

Frais de financement reportés 31 643 84 424

Écart d'acquisition 198 951 198 951

23 392 552 16 810 630

PASSIFPassif à court terme

Créditeurs (note 16) 963 332 1 088 135

Impôts sur les bénéfices à payer 40 106 35 813

Versements sur la dette à long terme 50 000 50 000

Impôts futurs 164 370

1 053 438 1 338 318

Dette à long terme (note 17) 25 000 162 562

Actions ordinaires rachetables (note 18 et note 21) 160 000 200 000

Actions de catégorie « C » rachetables (note 19 et note 21) 200 000 290 000

Composante passif de la débenture convertible (note 20) 873 844

Impôts futurs 115 499

2 312 282 2 106 379

CAPITAUX PROPRES

Débenture convertible (note 20) 37 331 400 000

Capital-actions (note 21) 23 309 299 16 875 531

Bons de souscription (note 22) 1 196 086 490 665

Surplus d'apport 727 390 551 515

Déficit (4 189 836 ) (3 613 460 )

21 080 270 14 704 251

23 392 552 16 810 630


Pour le conseil,

Administrateur Administrateur

BILANSAUX 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005


1 - STATUTS ET NATURE DES ACTIVITÉS

La société, constituée en vertu de la Partie IA de la Loi sur les compagnies (Québec), exploite dans les domaines de l'exploration pétrolière et gazière, la production de gaz naturel etde saumure, du forage et offre des services de consultation en géophysique et en géologie.

2 - CONVENTIONS COMPTABLES

Principes de consolidation

En 2005, les états financiers consolidés incluaient les comptes de la société et de ses filiales en propriété exclusive Junex Solnat inc. et Foragaz inc. Au cours de l'exercice, ces filialesont été liquidées.

Estimations comptables

Pour dresser des états financiers conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada, la direction de la société doit faire des estimations et poser des hypothèsesqui 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 desévénements en cours et sur les mesures que la société pourrait prendre à l'avenir. Les résultats réels pourraient être différents de ces estimations.

Trésorerie et équivalents de trésorerie

La politique de la société est de présenter dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie l'encaisse et les placements dont le terme est égal ou inférieur à trois mois.

Constatation des revenus

Les revenus provenant de la vente de gaz naturel et de saumure sont constatés lorsque le produit est livré, que tous les risques et avantages importants inhérents à la propriété ontété 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 profitssont 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 fonctiondes frais de main-d'oeuvre directe engagés à la date des états financiers. Les pertes sont comptabilisées dès qu'elles sont connues.

Les revenus de placement sont constatés lorsqu'ils sont gagnés.

Évaluation des stocks

Les stocks sont évalués au coût ou à la valeur de réalisation nette, selon le moins élevé des deux. Lecoût est déterminé selon la méthode du coût moyen.

Amortissements

Les immobilisations sont amorties en fonction de leur durée probable d'utilisation selon la méthode de l'amortissement dégressif aux taux annuels qui suivent :

Taux

Mobilier, agencements et fardiers 20 %

Matériel et équipement 10 %

Équipement informatique, logiciels et matériel roulant 30 %

Les frais de financement reportés relatifs aux emprunts d'investisseurs immigrants sont amortis selon la méthode de l'amortissement linéaire sur une période de 5 ans, jusqu'en 2006.Les frais de financement reportés relatifs aux débentures sont amortis sur la durée des débentures.

Options d'achat d'actions

La société peut octroyer des options d'achat d'actions en vertu du régime d'options d'achat d'actions à l'intention des salariés, des dirigeants, des administrateurs et des consultantsde 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'acquisi-tion 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'ap-port se rattachant à ces options sont crédités au capitalactions.

Écart d'acquisition

L'écart d'acquisition représente l'excédent du coût d'acquisition d'une entreprise sur le montant net des valeurs attribuées aux éléments de l'actif acquis et du passif pris en charge.L'écart d'acquisition n'est pas amorti. Il est soumis à un test de dépréciation annuellement ou plus fréquemment si des événements ou des changements de situation indiquent qu'ila 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 compt-able 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 justevaleur. La juste valeur d'une unité d'exploitation est calculée en fonction des flux de trésorerie actualisés.

NOTES COMPLÉMENTAIRESAUX 31 DÉCEMBRE 2006 ET 2005


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 respectentles critères généralement reconnus jusqu'à concurrence du montant dont la récupération peut raisonnablement être considérée comme certaine. L'amortissement commence avec laproduction ou l'utilisation commerciale du produit et se calcule sur une période de trois ans. La direction réévalue à chaque année les avantages futurs des frais de développementreportés 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 descontributions 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 etprouvées 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 lapropriété, 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 etdes 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 nécessairepour 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 etdes 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 endiminution 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 desfrais 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 êtreexaminés 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 fonctionde 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 fiscalesen 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 latotalité 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 sontrenoncées 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 chargecorrespondante aux frais d'émission d'actions.

Frais de restauration des lieux

Une provision pour les frais de restauration des lieux est établie si ces frais peuvent raisonnablementêtre établis. Cette provision est fondée sur des estimations des frais, comptetenu 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. Uneprovision est établie au moment où naît l'obligation juridique pour la société et est constatée à sa juste valeur en contrepartie de l'augmentation du coût des actifs en cause.

Frais d'émission de capital-actions

Les frais d'émission sont comptabilisés en diminution du capital-actions, net des impôts futurs y afférents.

3 - RÉSULTAT PAR ACTION

Le résultat de base par action ordinaire est calculé en divisant le résultat net disponible pour les porteurs d'actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires encirculation 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 ordinaireset 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 datede 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 etles bons de souscription permettent de déterminer l'effet de dilution.

La débenture convertible mentionnée à la note 20 et les options sur actions et les bons de souscription mentionnés aux notes 18, 21 et 22 n'ont pas été inclus dans le calcul du résultatdilué par action en 2006 et 2005 puisque la société a subi des pertes et que l'inclusion de ces options, bons de souscription et débenture aurait un effet antidilutif.


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

2006 2005

$ $

Rémunération à base d'actions 175 875 135 380

Perte (gain) sur la cession d'immobilisations (4 897) 2 150


Amortissement des frais de financement reportés 77 464 88 839

Amortissement des frais de développement reportés 63 936 63 936

Intérêts sur la dette à long terme 21 090 25 308

Intérêts sur la débenture 108 174

Opérations conclues avec une société contrôlée par un actionnaireexerçant une influence notable dans le cours normal des activités (a)

Frais d'administration - Honoraires de gestion 5 703

Coût des marchandises vendues - Location d'entrepôts 16 106 11 780

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

5 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES

La provision d'impôts sur les bénéfices se détaille comme suit :

2006 2005

$ % $ %

Impôts sur les bénéfices établis aux taux statutaires (259 237 ) 32,02 (195 925 ) 35,02

Différence entre les taux statutaires et les taux utilisés pour les impôts futurs (7 125) 0,88 5 595 (1,00)

Impact du changement du taux d'imposition fédéral (provincial en 2005) 8 903 (1,10) (33 186) 5,93

Déductibilité des frais d'émission d'actions (119 386) 14,74 (121 032) 21,63

Rémunération et autres paiements à base d'actions non déductibles 56 315 (6,95) 46 056 (8,23 )

Provision pour moins-value 132 865 (16,41) (116 149 ) 20,76

Autres (48 845 ) 6,03 (925) 0,17

(236 510) 29,21 (415 566) 74,28

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

2006 2005

$ $

Passifs d'impôts futurs résultant des éléments suivants :

Court terme

Crédits d'impôt sur les frais d'exploration 146 308 164 370

Long terme

Frais d'exploration reportés 654 696 964 048

Immobilisations et propriétés pétrolières et gazières 261 844 363 935

916 540 1 327 983

1 062 848 1 492 353

Actifs d'impôts futurs résultant des éléments suivants :

Pertes fiscales 879 575 928 318

Frais relatifs au capital-actions 316 138 284 166

1 195 713 1 212 484

Actifs (passifs) d'impôts futurs nets 132 865 (279 869)

Provision pour moins-value (132 865)

Passifs d'impôts futurs nets comptabilisés (279 869)


6 - INFORMATIONS SUR LES FLUX DE TRÉSORERIE

Les variations d’éléments du fonds de roulement se détaillent comme suit :

2006 2005

$ $

Débiteurs, à l'exception des contributions des partenaires à recevoir etdes crédits d'impôt à recevoir 611 630 (921 300 )

Impôts sur les bénéfices à recevoir 29 143

Stocks (27 588) (75 723)

Frais payés d'avance (62 525 ) 24 914

Créditeurs, à l'exception des intérêts courus sur les débenturespayables en actions ordinaires (431 333) 325 285

Impôts sur les bénéfices à payer 4 293 35 813

94 477 (581 868 )

FÉDÉRAL PROVINCIAL

$ $

Les pertes peuvent être reportées jusqu'en :

2008 467 000 471 000

2009 887 800 887 800

2010 447 700 932 200

2014 601 500 768 800

2025 21 000 9 900

2 425 000 3 069 700

5 - IMPÔTS SUR LES BÉNÉFICES (SUITE)

Au 31 décembre 2006, les pertes fiscales sont disponibles comme suit :

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

2006 2005

$ $

Intérêts versés 8 720 8 066

Impôts sur les bénéfices encaissés 715

Impôts sur les bénéfices versés 35 813

Les éléments hors caisse se détaillent comme suit :

Amortissement des immobilisations capitalisé 81 240 110 287

Impôts futurs sur l'amortissement capitalisé (4 722) (20 885)

Impôts futurs sur dépenses renoncées au bénéfice d'investisseurs 632 772 887 990

Impôts futurs sur les frais d'émission de capital-actions (141 791 ) (112 295)

Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'exploration reportés 126 440 252 237

Comptes fournisseurs relatifs aux frais d'émission 116 382

Crédits d'impôt à recevoir relatifs aux frais d'exploration reportés 444 706 384 824

Cessions de permis d'exploration et d'une structure de forage en contrepartie de placements (note 9) 1 351 487


7 - DÉPÔTS À TERME

2006 2005

$ $

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

8- DÉBITEURS

2006 2005

$ $

Comptes clients 485 772 1 213 757

Contributions des partenaires à recevoir 607 439 450 000

Crédits d'impôt à recevoir 444 706 520 711

Taxes à la consommation à recevoir 78 876 32 612

Autres 70 091

1 686 884 2 217 080

9 - PLACEMENTS

2006 2005

$ $

Pétrolia inc.

3 128 718 actions ordinaires, représentant 11 % (11 % en 2005)des actions avec droit de vote, au coût (valeur au marché de1 658 221 $; 1 095 051 $ en 2005) (a) 1 251 487 1 251 487

Gastem inc.

1 000 000 actions ordinaires, représentant 3 % (8 % en 2005) des actions avec droit de vote, au coût (valeur au marché de 350 000 $;100 000 $ en 2005) (b) 100 000 100 000

1 351 487 1 351 487

(a) Au cours de l'exercice terminé le 31 décembre 2005, la société a cédé des permis d'exploration en contrepartie d'un placement de 1 251 487 $ dans Pétrolia inc. Le gain de 616 048 $ résultant de la transaction a été imputé en réduction des autres frais d'exploration reportés ne faisant pas partie de la transaction.

(b) Au cours de l'exercice terminé le 31 décembre 2005, la société a cédé 10 % d'une structure de forage en contrepartie d'un placement de 100 000 $ dans Gastem inc. Le gain ainsi obtenu a été porté en diminution des frais d'exploration reportés.


10 - IMMOBILISATIONS

2006

COÛT AMORTISSEMENT COÛT CUMULÉ NON AMORTI

$ $ $

Mobilier et agencements 26 656 12 699 13 957

Fardiers 450 000 158 319 291 681

Matériel et équipement 2 601 400 754 032 1 847 368

Équipement informatique 76 693 43 414 33 279

Logiciels 18 288 9 398 8 890

Matériel roulant 346 673 214 787 131 886

3 519 710 1 192 649 2 327 061

2005

COÛT AMORTISSEMENT COÛT CUMULÉ NON AMORTI

$ $ $

Mobilier et agencements 22 103 9 883 12 220

Fardiers 450 000 137 485 312 515

Matériel et équipement 2 363 768 562 022 1 801 746

Équipement informatique 58 730 33 427 25 303

Logiciels 15 740 5 679 10 061

Matériel roulant 339 190 200 282 138 908

3 249 531 948 778 2 300 753

11 - PROPRIÉTÉS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES

2006

SOLDE AU DÉBUT ACQUISITIONS CESSIONS SOLDE À LA FIN

$ $ $ $

Gaspésie 869 178 869 178

Basses-Terres 359 302 359 302

1 228 480 1 228 480

2005

SOLDE AU DÉBUT ACQUISITIONS CESSIONS SOLDE À LA FIN

$ $ $ $

Gaspésie 869 178 869 178

Basses-Terres 359 302 359 302

1 228 480 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 etgazières sont présentées à la note 23.


12 - FRAIS D'EXPLORATION REPORTÉS

2006

SOLDE AU DÉBUT FRAIS D’EXPLORATION REVENUS SOLDE À LA FINDE PARTICIPATION

$ $ $ $

Gaspésie

Gaspé 443 298 443 298

Baie des Chaleurs 965 338 142 275 1 107 613

Bande Taconique 184 555 6 592 191 147

Galt 1 278 345 1 249 471 (437 835) 2 089 981

Bas-Saint-Laurent

Rivière-du-Loup 8 915 3 207 12 122

Basses-Terres

Appalaches 303 663 218 132 521 795

Bécancour 3 235 016 235 112 3 470 128

Richelieu 82 516 29 169 111 685

Rive-Nord 791 877 710 227 (20 559) 1 481 545

6 850 225 3 037 483 (458 394 ) 9 429 314

2005

SOLDE AU DÉBUT FRAIS D’EXPLORATION REVENUS SOLDE À LA FINDE PARTICIPATION

$ $ $ $

Gaspésie

Anticlinal Saint-Jean 212 802 (212 802)

Baie des Chaleurs 618 609 346 729 965 338

Bande Taconique 169 556 14 999 184 555

Galt 1 216 135 312 687 (250 477) 1 278 345

Gaspé 104 809 (104 809)

Gastonguay 199 615 (199 615)

Percé 20 211 (20 211)

Bas-Saint-Laurent

Rivière-du-Loup 6 089 2 826 8 915

Basses-terres

Appalaches 23 254 380 409 (100 000) 303 663

Bécancour 2 864 213 370 803 3 235 016

Richelieu 62 069 20 447 82 516

Rive-Nord 747 271 44 606 791 877

6 244 633 956 069 (350 477 ) 6 850 225

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


13 - FRAIS DE DÉVELOPPEMENT REPORTÉS

2006 2005

$ $


Amortissement (63 936) (63 936)

63 933 127 869

14 - EMPRUNT BANCAIRE

L'emprunt bancaire, d'un montant autorisé de 100 000 $, porte intérêt au taux préférentiel plus 1,125 % (7,125 %; 6,125 % en 2005) et est renégociable en août de chaque année. Au31 décembre 2006, l'emprunt bancaire n'est pas utilisé. Pour en bénéficier, la société devra maintenir un compte d'épargne minimale de 110 000 $ qui sera affecté à la garantie del'emprunt bancaire.

15 - GARANTIES BANCAIRES

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

16 - CRÉDITEURS

2006 2005

$ $

Comptes fournisseurs d'une société contrôlée par un actionnaireexerçant une influence notable 2 956

Intérêts courus sur les débentures payables en actions ordinaires 82 939 19 231

Dû à des administrateurs 18 759

Comptes fournisseurs et charges à payer 858 678 1 068 904

963 332 1 088 135

17 - DETTE À LONG TERME

2006 2005

$ $

Emprunts d'investisseurs immigrants, compensés par les placementsau cours de l'exercice (a) 87 562

Effet à payer, sans intérêt, remboursable par versements semestrielsde 25 000 $, échéant en mai 2008 75 000 125 000

75 000 212 562

Versements exigibles à court terme 50 000 50 000

25 000 162 562

Les versements sur la dette à long terme au cours des deux prochains exercices s'élèvent à 50 000 $ en 2007 et 25 000 $ en 2008.

(a) Les placements présentés en diminution des emprunts d'investisseurs immigrants portaient intérêt au taux de 7,05 % et venaient à échéance en novembre 2006. À l'échéance, lesolde des emprunts a été compensé par les placements.


18 - ACTIONS ORDINAIRES RACHETABLES

2006 2005

$ $

Émises et payées

400 000 actions ordinaires (500 000 en 2005) (note 21) 160 000 200 000

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 actionsordinaires 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 unminimum de 100 000 actions pour chacun des exercices suivants jusqu'en 2010, à un prix variant à chaque exercice. Tout nombre d'actions acquises en excédent du minimum prévuannuellement 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 correspondantà la différence entre le nombre d'actions à acquérir à telle date et le nombre d'actions acquises sera remis, par le fiduciaire, en pleine propriété à l'exadministrateur.

En juin 2002, la société a comptabilisé un passif au montant de 440 000 $ basé sur le prix de levée de l'exercice 2002, soit 0,40 $ l'action. Les frais relatifs à cette transaction onttotalisé 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 titrede 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 exercéd'options. En 2006 et 2005, la société devait exercer annuellement 100 000 options d'achat. Étant donné que la société n'a pas exercé ces 200 000 options, les actions ordinaires rattachéesà ces options d'achat ont été transférées dans le capital-actions. Les actions ordinaires transférées au montant de 80 000 $ en 2006 et 2005 sont entièrement libérées et peuvent êtretransigées sur le marché. Au cours des prochains exercices, le prix de levée des options d'achat se détaille comme suit :

Prix de levée par action

$

2007 60 % du cours de référence maximum 1,25

2008 à 2010 60 % du cours de référence maximum 1,50

L'augmentation du passif liée à l'augmentation du prix de levée sera comptabilisée à titre de frais financiers.

Chaque exercice des options d'achat est sujet à l'approbation des organismes de réglementation.

19 - ACTIONS DE CATÉGORIE « C » RACHETABLES

2006 2005

$ $

Émises et payées

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

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

20 - DÉBENTURE CONVERTIBLE

2006

Le 4 mai 2006, la société a émis une débenture d'une valeur totale de 1 000 000 $, portant intérêt au taux de 12,25 %, payables semestriellement en actions ordinaires au prix moyendes 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 latroisième 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 modalitésde 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. Lacomposante capitaux propres représente la valeur attribuée à la différence entre le montant émis et la composante passif ainsi que les bons de souscription (114 060 $) s'y rattachant.

Le tableau suivant montre les variations survenues au cours de l'exercice :

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

COMPOSANTE PASSIF COMPOSANTE CAPITAUX PROPRES

$ $

Émission de la débenture 848 609 37 331

Acroissement des intérêts 25 235

Solde à la fin 873 844 37 331


20 - DÉBENTURE CONVERTIBLE (SUITE)

2005

La débenture est rachetable au gré du détenteur si la société ne respecte pas certaines conditions. Le prix de rachat sera équivalent au total de la somme en capital alors en cours à ladate du rachat plus les intérêts accumulés et impayés à cette date. La débenture est également rachetable par le détenteur si la société effectue une émission d'actions par voie deplacement privé, public ou à titre de dividendes, de droits ou de bons de souscription, d'options ou autrement à un prix moindre que le prix de conversion de la débenture. Si le détenteurexerce son droit de rachat, il sera alors tenu de souscrire au capital-actions de la société dans les cinq jours ouvrables suivant le paiement du prix de rachat des actions ordinaires pourun prix égal au prix des actions ordinaires émises dans le cadre du placement ayant donné lieu au privilège de rachat.

La débenture peut être rachetée au gré de la société. Dans ce cas, le détenteur a le droit de convertir la débenture au prix de conversion en vigueur au moment du rachat.

Étant donné les caractéristiques de la débenture, celle-ci est inscrite comme un instrument de capitaux propres et ainsi présentée dans les capitaux propres.

Le tableau suivant montre les variations survenues au cours de l'exercice :

2006 2005

$ $


Conversion en 342 660 actions ordinaires (400 000 )

Solde à la fin - 400 000

Conditions

Date d'émission 31/07/2003

Date d'échéance 31/01/2006

Taux d'intérêt 12 %

Versement des intérêts Semestriellement

Prix de conversion 1,70 $ / action

(31/07/2003 au 31/07/2005)

1,87 $ / action

(01/08/2005 au 31/01/2006)

21 - CAPITAL-ACTIONS

Autorisé

Nombre illimité d'actions sans valeur nominale

Ordinaires, avec droit de vote et participantes

Catégorie « B », sans droit de vote, non participantes, dividende préférentiel et non cumulatif variant de 1 % à 12 %, rachetables au gré de la société au montant du capital versé

Catégorie « C », sans droit de vote, non participantes, dividende mensuel préférentiel et non cumulatif de 1 % calculé sur la valeur de rachat, rachetables au gré du détenteurou 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, seulementsi le fonds de roulement est supérieur à 1 000 000 $

2006 2005

Nombre $ Nombre $

Émis et payé

Ordinaires

Solde au début 39 485 319 16 875 531 35 795 372 14 172 957

En contrepartie d'intérêts sur les débentures convertibles 22 909 24 197 42 707 47 978

Conversion de la débenture convertible 342 660 400 000

En contrepartie d'escomptes sur ventes 11 305 15 489

En contrepartie d'espèces

Émissions d'actions accréditives 1 972 000 2 610 200

Émissions privées 6 505 663 6 587 049 1 575 240 1 149 329

Libération d'actions non rachetées (note 18) 100 000 40 000 100 000 40 000

Frais d'émission (632 967) (1 144 933)

Solde à la fin 46 467 856 23 309 299 39 485 319 16 875 531


21 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE)

Bons de souscription

Au 31 décembre 2006, les bons de souscription suivants, émis dans le cadre de financements et permettant à leur détenteur de souscrire un nombre équivalent d'actions ordinaires,étaient en circulation et pouvaient être exercés comme suit :

242 000 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,80 $ jusqu'au 22 février 2007

29 040 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,55 $ jusqu'au 22 février 2007

89 280 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,25 $ jusqu'au 23 juin 2007

526 316 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 10 juin 2008

333 333 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,50 $ jusqu'au 4 mai 2008

157 895 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 11 juillet 2008

89 800 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 15 décembre 2008

162 796 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,10 $ jusqu'au 22 décembre 2008

1 243 181 bons de souscription pouvant être exercés au prix de 1,45 $ jusqu'au 22 décembre 2009

Options d'achat d'actions ordinaires

En 2002, la société a instauré un régime d'options d'achat d'actions pour le bénéficie des salariés, des dirigeants, des administrateurs et des consultants de la société, jusqu'à concurrencede 20 % (5 % en 2005) des actions émises et en circulation lors de l'octroi. Le prix d'exercice de chaque option correspond au prix fixé au moment de l'octroi. Le prix ne peut êtreinférieur au cours des actions à la date d'attribution. La durée maximale d'une option est de 10 ans.

Le 1er juin 2005, le prix de levée de 130 000 options d'achat d'actions octroyées antérieurement a été modifié de 2 $ à 1 $ l'option.

Au cours de l'exercice, la société a octroyé à ses administrateurs 90 000 options d'achat d'actions (90 000 en 2005) comportant un prix de levée de 1,28 $ (0,96 $ en 2005) et 55 000options à des employés à un prix de levée de 1,18 $. Aux 31 décembre 2006 et 2005, aucune option n'a été levée.

Les options d'achat octroyées par la société ont varié comme suit :

2006 2005

Options Prix de levée Options Prix de levéemoyen pondéeé moyen pondéeé

$ $

En circulation au début de l'exercice 450 000 1,34 360 000 1,81

Attribuées 145 000 1,24 90 000 0,96

En circulation à la fin de l'exercice 595 000 1,31 450 000 1,34

Le prix de levée moyen pondéré tient compte de l'ajustement du prix de levée de 130 000 options dont le prix de levée est passé de 2 $ à 1 $.

Les caractéristiques des options d'achat d'actions en circulation au 31 décembre 2006 sont les suivantes :

2006 2005

OPTIONS EN CIRCULATION OPTIONS EXERÇABLES OPTIONS EXERÇABLES

NOMBRE DURÉE PRIX DE LEVÉE NOMBRE PRIX DE LEVÉE NOMBRE PRIX DE LEVÉECONTRACTUELLE MOYEN MOYEN PONDÉRÉ MOYEN

MOYENNE PONDÉRÉ PONDÉRÉPONDÉRÉE À COURIR

(années) $ $ $

Salariés, dirigeants 30 000 7,8 0,80 30 000 0,80 30 000 0,80

et administrateurs 110 000 7,1 0,90 110 000 0,90 110 000 0,90

110 000 5,8 2,00 94 000 2,00 110 000 2,00

75 000 5,4 1,00 60 000 1,00 75 000 1,00

55 000 9,5 1,18 18 334 1,28 - -

90 000 9,3 1,28 90 000 1,28 -

470 000 7,3 1,27 402 334 1,27 325 000 1,29

Consultants 60 000 5,8 2,00 60 000 2,00 60 000 2,00

65 000 6,2 1,00 59 000 1,00 65 000 1,00

595 000 7,0 1,31 521 334 1,32 450 000 1,34


2006 2005

Volatilité prévue 61,90 % 69,00 %

Taux d'intérêt sans risque 4,00 % 3,09 %

Durée prévue 26 mois 36 mois

Dividende prévu Aucun Aucun

2006 2005

Taux d'intérêt sans risque 4,33 % 4,10 %

Période prévue (en années) 10 8

Volatilité prévue de l'action 68 % 67 %

Dividendes prévus Aucun Aucun

21 - CAPITAL-ACTIONS (SUITE)

L'acquisition des droits s'effectue soit à l'octroi des options ou à raison de 20 % à 33 % par année.

La juste valeur des options octroyées a été estimée à la date d'attribution au moyen du modèle d'évaluation du prix des options Black et Scholes en fonction des données moyennespondérées suivantes pour les attributions octroyées depuis le début de l'exercice :

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

22 - BONS DE SOUSCRIPTION

En 2006, dans le cadre de ses opérations de financement, la société a émis à des placeurs pour compte 252 596 bons de souscription et 333 333 bons de souscription pour une débentureconvertible 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 181bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice de 1,45 $.

La juste valeur des bons émis dans le cadre du financement en actions est constatée en réduction du capital-actions à titre de frais d'émission. La contrepartie est constatée au bilandans les capitaux propres à titre de bons de souscription.

La juste valeur moyenne pondérée de chaque bon de souscription octroyé pour 2006 est de 0,392 $ (0,387 $ en 2005).

En 2005, dans le cadre de ses opérations de financement, la société a émis à des placeurs pour compte, 118 320 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire àdes prix d'exercice de 1,25$ et 1,55 $. De plus, la société a émis 926 211 bons de souscription donnant droit d'acquérir une action ordinaire à un prix d'exercice moyen pondéré de 1,28 $.

La juste valeur de chaque bon de souscription octroyé a été estimée à la date d'attribution au moyen du modèle d'évaluation Black et Scholes en fonction des données moyennespondérées suivantes pour les attributions octroyées :

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 financierrattaché à une dette. Ainsi, la société comptabilise séparément la composante bons de souscription du capital-actions lors d'émissions d'unités comprenant une action ainsi qu'unbon de souscription. Cette modification a entraîné une diminution du capital-actions de 490 000 $ (450 899 $ en 2005) et une augmentation équivalente de ses bons de souscription.

23 - ENGAGEMENTS

La société s'est engagée d'après un contrat de location échéant en décembre 2007 à verser une somme de 42 002 $ pour un bâtiment. Ce contrat comporte une option de renouvellementpour une période additionnelle de deux ans dont la société pourra se prévaloir en donnant un préavis de six mois. La société s'est également engagée d'après des contrats de locationéchéant à différentes dates jusqu'en octobre 2009 à verser une somme de 71 300 $ pour de l'équipement et du matériel roulant. Les paiements minimums exigibles pour les trois prochainsexercices s'élèvent à 73 535 $ en 2007, à 24 767 $ en 2008 et à 15 000 $ en 2009.

En vertu de permis de recherche octroyés par le ministère des Ressources naturelles, la société s'est engagée à verser des rentes de 110 008 $ jusqu'en 2010. Les paiements minimumspour les quatre prochains exercices s'élèvent à 38 832 $ en 2007, à 26 752 $ en 2008 et à 22 212 $ en 2009 et 2010. De plus, la société doit effectuer, chaque année, dans le territoire quifait 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 ou3 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 cor-respondent au plus élevé de 2,50 $ l'hectare ou 20 000 $. Les paiements minimums exigibles s'élèvent à 515 695 $ en 2007, à 351 584 $ en 2008, à 337 694 $ en 2009, à 450 618 $ en 2010et à 563 273 $ en 2011.

En vertu d'une entente intervenue en décembre 2001, la société a acquis l'intérêt résiduel de 50 % des permis sur quatre propriétés des Basses-Terres, portant sa participation à 100 % etun intérêt de 100 % sur une autre, en contrepartie de royautés de 5 % des revenus à la tête de puits; ce droit à des royautés peut être converti en un intérêt de 15 % dans les permis acquisaprès avoir obtenu des revenus de production correspondant aux frais engagés sur lesdits permis.

En vertu d'une entente intervenue en mai 2002, la société a acquis un intérêt de 100 % sur des permis en Gaspésie, en contrepartie de royautés de 7,5 % des revenus à la tête de puits.

La société a cédé à Gastem inc. et à Pétrolia inc. un intérêt de 10% chacun dans le puits de Saint-Simon situé dans les Basses-Terres. La société s'est engagée à leur accorder une option permettantd'acquérir un intérêt de 10 % dans la structure délimitée par le forage de découverte.


24 - ÉVENTUALITÉS

Les opérations de la société sont régies par des lois gouvernementales concernant la protection de l'environnement. Les conséquences environnementales sont difficilement identifiables,que ce soit au niveau de la résultante, de son échéance ou de son impact. Au meilleur de la connaissance de ses dirigeants, la société opère en conformité avec les lois et les règlementsprésentement en vigueur.

De plus, la société fait l'objet d'une réclammation d'un permis et d'une somme de 100 000 $ pour des travaux non effectués relativement à une entente intervenue antérieurement sur lemême permis. La direction est d'avis que cette poursuite est non fondée et, par conséquent, aucune provision n'a été comptabilisée aux livres à cet égard.

25 - DÉPENDANCE ÉCONOMIQUE

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

26 - INSTRUMENTS FINANCIERS

La juste valeur des actifs et des passifs financiers à court terme se rapproche de la valeur comptable en raison de leur échéance rapprochée.

La juste valeur des placements a été établie selon les derniers cours publiés.

La juste valeur des emprunts d'investisseurs immigrants a été déterminée par l'actualisation des flux de trésorerie contractuels aux taux d'intérêt du marché à la date du bilan pour desemprunts similaires. La juste valeur des emprunts se rapproche de leur valeur comptable.

La juste valeur de l'effet à payer sans intérêt, des actions ordinaires rachetables et des actions de catégorie « C » n'a pu être déterminée puisqu'il est pratiquement impossible de trouversur 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 bilanspour des emprunts bancaires similaires.


2006

PÉTROLE ET GAZ NATUREL SAUMURE FORAGE AUTRES ÉLIMINATIONS TOTAL

$ $ $ $ $ $

Chiffre d'affaires

Clients externes (a) 68 522 529 170 2 094 651 2 692 343

Intersectoriels 2 647 321 (2 647 321 )

68 522 529 170 4 741 972 (2 647 321 ) 2 692 343

Coût des marchandises vendues

Amortissement des immobilisations 38 488 90 839 53 543 182 870

Gain sur la cession d'immobilisations (4 897) (4 897 )

Fournisseurs externes 112 174 357 717 2 639 757 (1 640 746 ) 1 468 902

Intersectoriels 3 343 173 600 292 573 (469 516 )

154 005 622 156 2 985 873 (4 897) (2 110 262 ) 1 646 875

Bénéfice brut (perte brute) (85 483 ) (92 986 ) 1 756 099 4 897 (537 059 ) 1 045 468

Frais d'administration

Fournisseurs externes 1 503 876 1 503 876

Intersectoriels 99 254 (99 254 )



1 749 503 (99 254 ) 1 650 249

Revenus de placements 104 765 104 765


Radiation de frais d'exploration reportés (330 723) (330 723 )

(204 828) (204 828 )

Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices (85 483 ) (92 986) 1 756 099 (1 949 434) (437 805 ) (809 609 )

Actif 20 669 750 775 661 1 947 141 23 392 552

Investissements en immobilisations 13 545 16 994 256 443 25 063 312 045


27 - INFORMATIONS SECTORIELLES

Les secteurs d'activité sont répartis entre le pétrole et gaz naturel, la saumure et le forage. Les autres activités représentent principalement des activités administratives.

Les conventions comptables des différents secteurs sont identiques à celles décrites dans la note sur les conventions comptables.


2004

PÉTROLE ET GAZ NATUREL SAUMURE FORAGE AUTRES ÉLIMINATIONS TOTAL

$ $ $ $ $ $

Chiffre d'affaires

Clients externes (a) 91 156 515 207 2 251 356 2 857 719

Intersectoriels 1 357 080 558 436 (1 915 516 )

91 156 515 207 3 608 436 558 436 (1 915 516 ) 2 857 719

Coût des marchandises vendues

Amortissement des immobilisations 29 566 61 090 50 951 141 607

Perte sur la cession d'immobilisations 2 400 (250) 2 150

Fournisseurs externes 139 035 464 174 1 828 334 (657 981 ) 1 773 562

Intersectoriels 123 243 838 005 (961 248 )

168 601 650 907 2 717 040 (1 619 229 ) 1 917 319

Bénéfice brut (perte brute) (77 445 ) (135 700 ) 891 396 558 436 (296 287 ) 940 400

Frais d'administration

Fournisseurs externes 1 435 881 1 435 881

Intersectoriels 338 165 (338 165 )



1 812 794 (338 165 ) 1 474 629

Revenus de placements 59 612 (17 113 ) 42 499


Radiation de frais d'exploration reportés (113 840 ) (113 840 )

(8 125) (17 113 ) (25 238 )

Bénéfice (perte) avant impôts sur les bénéfices (77 445) (135 700) 891 396 (1 262 483 ) 24 765 (559 467 )

Actif 16 102 753 924 368 1 394 432 (1 610 923 ) 16 810 630

Investissements en immobilisations 43 926 445 437 230 876 14 039 734 278


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

27 - INFORMATIONS SECTORIELLES (SUITE)


Administrateurs

Roberto Aguilera, ing.Président et chef de la directionServipetrol inc.

Jacques AubertPrésident du conseilJunex inc.

Daniel CourteauAvocat et fiscalisteDe Grandpré, Chait

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

Laurent LemaireVice-président exécutif du conseilCascades inc.

Gérald RiverinPrésident et chef de la directionRessources Cogitore

RENSEIGNEMENTS GÉNÉRAUX

Information à l’intention des actionnaires

VÉRIFICATEURSRaymond, Chabot, Grant, Thornton, s.e.n.c.140, Grande Allée Est, Québec (Québec) G1R 5P7Téléphone : (418) 647-3151Télécopieur : (418) 647-5939

AGENT DES TRANSFERTS ET DES REGISTRESSociété de fiducie Computershare du Canada1 500 rue University, bureau 700Montréal (Québec)H3A 3S8Téléphone : 514-982-7888Télécopieur : 514-982-7580

TRANSACTIONSBourse de croissance TSXSymbole : JNX

ACTIONS ORDINAIRES En circulation au 31 décembre 2005 46 867 856

ASSEMBLÉE ANNUELLEL’Assemblée annuelle des actionnaires se tiendra le 1er juin 2007 à 14 h au Club St-James1145 Avenue Union, Montréal

COORDONNÉSJunex inc.3075, Chemin des Quatre-BourgeoisBureau 103Québec (Québec)G1W 4Y5

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JUNEX - Rapport annuel 2006