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QUÉBEC et CALGARY, Alberta, 11 juin 2018 (GLOBE NEWSWIRE) -- Junex Inc. (« Junex ») (TSX CROISSANCE:JNX) et Cuda Energy Inc. (« Cuda »), société fermée d’exploration et de développement située en Alberta, sont heureuses d’annoncer qu’elles ont conclu, à titre de parties sans lien de dépendance, une convention datée du 8 juin 2018 (la « convention relative à l’arrangement ») aux termes de laquelle elles se regrouperont en vue de créer une nouvelle société de production de pétrole léger nord‑américaine, hautement capitaliséeet bénéficiant de rentrées nettes élevées dont l’objectif principal sera d’augmenter la valeur de la participation des actionnaires au moyen d’une forte croissance interne. Le regroupement de Cuda et de Junex sera réalisé au moyen d’un plan d’arrangement (l’« arrangement ») en vertu de la Loi sur les sociétés par actions (Québec). Une fois le processus d’arrangement conclu, Cuda et Junex se regrouperont sous la nouvelle dénomination Cuda Oil and Gas Inc. (la « Nouvelle Cuda »). Selon le ratio de 55 versus 45 des actionnaires actuels de Junex et de Cuda, chacun des actionnaires de Cuda recevra 3,5856 actions ordinaires et 0,4167 bon de souscription relatif à l’arrangement de la Nouvelle Cuda contre chaque action de Cuda qu’ils détiennent, ce qui entraînera l’émission d’environ 86,0 millions d’actions ordinaires et de 10,0 millions de bons de souscription relatifs à l’arrangement aux actionnaires de Cuda, sans tenir compte du regroupement. Dans le cadre de l’Arrangement, la Nouvelle Cuda regroupera ses actions à raison de 10 contre 1.
La Nouvelle Cuda sera dirigée par l’équipe de direction actuelle de Cuda, comprenant R. Glenn Dawson à titre de président et chef de la direction, Terry Schneider à titre de chef de l’exploitation, Ron Purvis à titre de chef des finances, Tim Bushell à titre de vice‑président directeur, Exploration, et Chad Gutor à titre de vice‑président, Ingénierie, ainsi que Mathieu Lavoie, de Junex, à titre de vice‑président, Québec. Cette équipe est reconnue pour avoir permis aux actionnaires de réaliser d’excellents rendements pendant les trois décennies au cours desquelles elle a participé au développement d’éléments d’actif au Canada et aux États‑Unis.
Au moment de la réalisation de l’arrangement, le conseil d’administration de la Nouvelle Cuda comptera sept membres au total : cinq représentants de Cuda, soit Edward (Ted) Hirst, Rich Frommer, Scott Dawson, Bruce Lawrence et R. Glenn Dawson, et deux représentants de Junex, soit Jean‑Yves Lavoie et une autre personne qui sera choisie avant la mise à la poste de la circulaire d’information.
En outre, la Nouvelle Cuda est heureuse d’annoncer qu’elle a conclu une convention définitive avec une partie avec laquelle elle n’a aucun lien de dépendance en vue d’acquérir des éléments d’actif recelant du pétrole léger à fort potentiel de croissance situés dans le bassin de la rivière Powder, au Wyoming (l’« actif du Wyoming »), moyennant une contrepartie totale de 37 M$ US. L’actif du Wyoming se compose de terrains d’une superficie de 25 000 acres bruts qui seront développés au moyen de travaux de forage vertical ainsi que de quatre zones profondes.Plusieurs grands exploitants américains indépendants ont accordé des permis à l’égard de 5 000 puits horizontaux et développent ces zones profondes en y effectuant des travaux de forage horizontal, atteignant des taux de production initiale sur 30 jours de plus de 1 000 b/j.
« Nous nous réjouissons de pouvoir nous associer à l’équipe de Cuda dont les preuves ne sont plus à faire sur le plan de la croissance de sociétés pétrolières et gazières et de l’excellence des relations avec les parties intéressées. Nous estimons que les antécédents de cette équipe au chapitre des rendements réalisés par les actionnaires et son expérience en matière d’exploitation aux États‑Unis et au Canada, en plus de son expérience dans l’exploitation du gaz de schiste de l’Utica en Ohio et en Virginie occidentale, sont des compétences uniques dont la valeur sera inestimable pour les actionnaires de la société qui sera issue du regroupement. Après avoir examiné toutes les solutions de rechange qui s’offraient à Junex, nous sommes convaincus que notre association avec Cuda nous permettra de tirer des rentrées de fonds solides des éléments d’actif pétroliers et gaziers de qualité situés au Wyoming et en Alberta, contribuant ainsi à augmenter la valeur de la participation des actionnaires, dans l’attente des recevoirs les autorisations nécessaires pour les opérations au Québec. Nous sommes heureux de constater que des actionnaires qui détiennent 14,24 % de nos actions ont signé des conventions de soutien en faveur de l’opération, en plus de l’appui verbal que nous avons reçu d’autres actionnaires qui détiennent quant à eux environ 25 % de nos actions », a déclaré M. Jean‑Yves Lavoie, président et chef de la direction de Junex.
« L’équipe de direction de Cuda a consacré beaucoup de temps à l’examen et à l’analyse de l’actif de Junex et, selon l’expérience que nous avons acquise dans le cadre de l’exploitation du gaz de schiste de l’Utica en Ohio et en Virginie occidentale, nous sommes convaincus de la viabilité économique de l’actif de Junex qui est situé dans les Basses‑Terres. Nous serons heureux de collaborer avec l’équipe de Junex, le gouvernement du Québec et les citoyens du Québec en vue de faire progresser les projetsde Junex selon un échéancier qui respecte les droits de toutes les parties intéressées du Québec. En outre, nous sommes ravis d’avoir la possibilité d’acquérir l’actif du Wyoming qui, à notre avis, offre cette rare combinaison, d’une part, de se prêter à des travaux de forage de développement à faible coût et à faible risque et, d’autre part, d’offrir un fort potentiel de croissance dans de multiples zones superposées productrices de pétrole. Étant donné que le coût élevé des terrains et les problèmes de transport ont créé des difficultés quant à l’exploitation des gisements recelant du pétrole de schiste aux États‑Unis, nous prévoyons l’intensification tant des activités de forages que des opérations transactionnelles qui seront conclues dans le bassin de la rivière Powder (Powder River Basin) au cours des prochaines années », a déclaré R. Glenn Dawson, président et chef de la direction de Cuda.
Acquisition de l’actif
Junex a conclu une convention définitive avec une partie avec laquelle elle n’a aucun lien de dépendance en vue d’acquérir l’actif du Wyoming, en même temps que la réalisation de l’Arrangement, moyennant une contrepartie totale de 37 M$ US avant les rajustements, laquelle se compose d’environ 20,9 millions d’actions de la Nouvelle Cuda (antérieures au regroupement) d’une valeur réputée de 6 M$ US et d’une somme en espèces de 31 M$ US (l’« acquisition de l’actif »). Le vendeur a convenu de conclure une convention de blocage dans laquelle il s’engagera à ne pas vendre, transférer ou aliéner d’une autre manière l’une ou l’autre de ses actions de la Nouvelle Cuda jusqu’à la date qui se situe six mois après la date de la clôture de l’acquisition de l’actif.
L’actif du Wyoming se compose d’une participation de 27,75 % dans l’unité (profonde) Barron Flats d’une superficie de 25 000 acres (environ 7 000 acres nets) située dans le bassin de la rivière Powder. Il produit actuellement plus de 1 000 bep/j (280 bep/j nets) (92 % de pétrole léger) qui procure des rentrées nettes élevées, entièrement à partir de la formation Shannon. Selon un prix du pétrole de 65,00 $ US/b, cet actif peut générer des rentrées nettes provenant de l’exploitation de plus de 50,00 $ CA/b, ce qui est confirmé par le rapport sur les réserves dressé par Ryder Scott Petroleum Consultants (« Ryder Scott »). La Nouvelle Cuda a repéré jusqu’à 70 emplacements susceptibles de se prêter au forage intercalaire dans la formation Shannon, où elle effectuera des travaux de forage vertical au coût d’environ 1,0 M$ US par puits, récupérera environ 150 kb de pétrole par puits et, selon les prévisions, devrait atteindre un taux de rentabilité interne de plus de 200 % et recouvrer son investissement dans moins de huit mois (selon le calcul fondé sur la courbe du facteur de récupération primaire qui figure dans le rapport sur les réserves de Ryder Scott). La Nouvelle Cuda estime qu’elle devrait pouvoir récupérer 15 % du pétrole en place par extraction primaire et, éventuellement, jusqu’à 50 % du pétrole en place en mettant en œuvre un projet d’injection de gaz miscibles. Elle prévoit commencer à injecter du gaz dans un puits pilote d’ici août 2018 et, si les résultats sont favorables, commencer à injecter du gaz dans tout le champ au cours du premier trimestre de 2019 une fois qu’elle aura obtenu l’approbation du gouvernement fédéral relativement à l’unité de récupération secondaire.
Outre la formation Shannon, la Nouvelle Cuda a repéré quatre zones profondes supplémentaires d’exploration. On sait déjà que deux de ces zones (Fontier et Muddy) sont productives, des puits verticaux ayant par le passé récupéré plus de 100 kb de pétrole léger chacun. Plusieurs grands exploitants développent activement ces zones profondes qui sont présentes sur les terrains visés par l’acquisition. Selon les résultats favorables des forages horizontaux effectués récemment (à raison d’une production initiale sur 30 jours qui a constamment dépassé 1 000 b/j de pétrole léger), ils ont demandé des permis à l’égard de 5 000 emplacements susceptibles de se prêter au forage horizontal dans la région du méga‑projet Sand Dunes. Bien qu’elle ait l’intention d’axer son programme de dépenses en immobilisations initial sur la formation Shannon, la Nouvelle Cuda tentera de tirer parti du potentiel de développement des zones profondes et elle prévoit exécuter des travaux de sondage stratigraphique en profondeur en vue de démontrer l’existence de réserves prouvées de pétrole classique et non classique supplémentaires d’ici la fin de 2018.
La Nouvelle Cuda collaborera avec le vendeur de l’actif du Wyoming afin de développer, de construire et d’exploiter conjointement un pipeline de vente de pétrole raccordé aux infrastructures régionales et un système de gaz naturel à haute pression en vue de permettre le transport des volumes de gaz nécessaires pour mettre en œuvre le projet d’injection de gaz miscibles dans le champ Shannon (les « installations intermédiaires »). Les installations intermédiaires appartiendront à la Nouvelle Cuda à hauteur de 33 ⅓ % et au vendeur à hauteur de 66 ⅔ % et seront exploitées par un membre du groupe du vendeur. La Nouvelle Cuda contribuera 5 M$ US à la construction et au développement de ce projet.
L’une des conditions mutuelles de la réalisation de l’arrangement est que l’acquisition de l’actif soit réalisée en même temps que l’arrangement et la clôture de la facilité relative à l’acquisition (au sens donné à ce terme ci‑après) (collectivement, les « opérations »).
Motifs stratégiques des opérations
La direction et le conseil d’administration de Cuda et de Junex estiment que leurs actionnaires respectifs profiteront des atouts suivants de la Nouvelle Cuda :
- une équipe de direction chevronnée qui a obtenu d’excellents résultats par le passé sur le plan du rendement réalisé par les actionnaires au moyen de la croissance interne de la production et des réserves;
- des éléments d’actif recelant principalement du pétrole léger non corrosif de haute qualité (40o API) situés au Wyoming susceptibles de se prêter au forage vertical intercalaire à faible risque et plusieurs zones profondes dont la viabilité économique a été déjà démontrée;
- des rentrées nettes provenant de l’exploitation dans le quartile supérieur dont on prévoit qu’ils s’établiront approxativement à 33,00 $ CA/bep au cours du deuxième moitié de 2018, selon le prix futur;
- une capacité de production à faible déclin de 1 200 bep/j qui passera à 2 000 bep/j d’ici la fin de 2018;
- la Nouvelle Cuda ciblera une croissance de la production pouvant atteindre jusqu’à 100% en investissant approximativement l’équivalent des flux de trésorerie, et ce, en utilisant la courbe des prix futurs;
- un portefeuille ciblé de possibilités de forage à faible risque permettant un recouvrement rapide de l’investissement dans la formation Shannon au Wyoming;
- l’accès à deux ressources importantes du Québec par l’intermédiaire du projet d’exploitation de pétrole léger Galt et des terrains d’une superficie d’environ 1,0 million d’acres bruts qui sont susceptibles de receler du gaz de schiste de l’Utica;
- l’excellence de la situation des liquidités, dont une tranche non affectée de 15 M$ sera consacrée au développement de l’actif recelant du pétrole léger du Wyoming, et une tranche supplémentaire de 7,5 M$, au développement du projet Galt, au Québec;
- une capitalisation boursière accrue permettant une meilleure liquidité.
Caractéristiques principales de la Nouvelle Cuda (pro forma)
| Capacité de production(1) | 1 200 bep/j (40 % de pétrole et de liquides) |
| Production de sortie de 2018 | 2 000 bep/j (60 % de pétrole et de liquides) |
| Total des réserves prouvées(2) | 3,0 Mbep |
| Total des réserves prouvées et probables(2) | 3,6 Mbep |
| Durée de vie du total de la somme des réserves prouvées et probables(1)(2) | 8 ans |
| Flux de rentrées nettes (de sortie de 2018)(3) | 28,00 $/bep |
| Actions de la Nouvelle Cuda en circulation(4)(6) | 19,8 millions (après le regroupement) |
| Liquidités(5) | 15,0 M$ |
| Liquidités non affectées(5) | 7,5 M$ |
| Débentures convertibles(6) | 1,5 M$ |
| Facilité relative à l’acquisition | 35 M$ |
| Propriété par des initiés | 17 % (de base); 20 % (compte tenu de la dilution) |
| Notes | ||
| (1 | ) | Selon les estimations faites sur le terrain; une production d’environ 800 bep/j est fermée lorsque le prix du gaz à l’AECO est inférieur à 2,00 $ CA/kpi3. |
| (2 | ) | Réserves brutes attribuables aux intérêts économiques directs, sans déduire les redevances et sans tenir compte des droits de redevances à recevoir; selon l’évaluation indépendante des réserves de Cuda dressée par GLJ Petroleum Consultants (« GLJ ») en date du 31 décembre 2017, l’évaluation indépendante des réserves de Junex dressée par GLJ en date du 31 décembre 2017 et, en ce qui a trait aux réserves attribuables à l’actif du Wyoming, l’évaluation indépendante des réserves dressée par Ryder Scott Company en date du 1er mars 2018. Toutes les évaluations des réserves ont été dressées conformément au manuel COGE et au règlement 51‑101. |
| (3 | ) | Rentrées nettes du quatrième trimestre de 2018 selon un prix fixe du pétrole de 60,50 $ US/b, un cours du change de 0,77, un écart par rapport au prix WTI de 2,00 $ US/b, un prix futur du gaz de 2,98 $ US/kpi3 et un cours du change de 0,77. Les flux de rentrées nettes sont une mesure non conforme aux PCGR. |
| (4 | ) | En présumant la réalisation des opérations. |
| (5 | ) | Liquidités estimatives au moment de la clôture de l’opération, y compris les indemnités de départ et les frais relatifs à l’opération prévus ainsi que les commissions payables à l’égard de la facilité relative à l’acquisition. Les liquidités non affectées sont consacrées aux activités d’exploitation exercées au Québec seulement. |
| (6 | ) | Le porteur de la débenture convertible de Junex d’une valeur nominale de 1,0 M$ a convenu de convertir celle‑ci en 2,7 millions d’actions ordinaires antérieures au regroupement (0,27 million d’actions ordinaires postérieures au regroupement) de la Nouvelle Cuda dans le cadre des opérations, ce qui fait en sorte que des débentures convertibles d’un capital de 1,5 M$ seront toujours en circulation après la clôture des opérations. |
Propriété (pro forma)
| Actions ordinaires (postérieures au regroupement) | Propriété (en pourcentage) | ||
| Junex | 9,13 millions | 46,1% | |
| Cuda | 8,60 millions | 43,4% | |
| Dirigeants du vendeur de l’actif du Wyoming(1) | 2,09 millions | 10,5% | |
| Total – Nouvelle Cuda | 19,82 millions | ||
| Note | |||
| (1 | ) | Dans le cadre de l’acquisition de l’actif du Wyoming, les actions de la Nouvelle Cuda seront émises directement aux dirigeants du vendeur, qui agissent à titre indépendant et non conjointement ou de concert. Chacun des dirigeants du vendeur détiendra moins de 10 % des actions de la Nouvelle Cuda. | |
Aperçu de l’actif de Junex et de Cuda
Junex détient un intérêt économique direct de 52,87 % dans la découverte de pétrole Galt située en Gaspésie, au Québec, et en est l’exploitante. Les essais relatifs au puits horizontal Galt‑4 de Junex ont démontré une production de 206 b/j de pétrole extrait par récupération non assistée, ce qui démontre le potentiel de productivité de la zone. La Nouvelle Cuda poursuivra ses efforts en vue d’assurer l’acceptabilité sociale de ce projet de manière à pouvoir développer ce champ avec l’appui de la population gaspésienne tout en protégeant l’environnement. Dans son rapport dressé au 31 mai 2015, Netherland Sewell & Associates Inc. établissait (selon les normes d’information du règlement 51‑101) à 81 Mb sa meilleure estimation du pétrole en place à l’origine découvert dans le cadre du projet Galt. Conformément à une convention conclue entre Junex et Investissement Québec (« IP »), IP a convenu de verser la somme de 8,4 M$ aux fins du financement des dépenses en immobilisations que Junex et IQ engageront à l’avenir dans le cadre du projet Galt en contrepartie de l’acquisition d’une participation de 17 % dans ce projet. À ce jour, une somme d’environ 0,9 M$ a été engagée dans le cadre du projet Galt. Outre les liquidités affectées de 7,5 M$ qu’elle consacrera au projet Galt, Junex dispose de liquidités non affectées de 15,6 M$ qu’elle utilisera pour financer l’acquisition de l’actif du Wyoming et son développement futur. Pour obtenir de plus amples renseignements sur l’estimation des ressources mentionnée ci‑dessus et la terminologie utilisée dans cette étude, il y a lieu de se reporter au communiqué de presse de Junex daté du 31 août 2015.
Outre le projet Galt, Junex est l’un des propriétaires fonciers les plus importants au Québec, détenant environ un million d’acres bruts susceptibles de receler du gaz de schiste de l’Utica dans les Basses‑Terres du Saint‑Laurent. Dans son rapport dressé au 31 décembre 2009, Netherland Sewell & Associates Inc. établissait (selon les normes d’information du règlement 51‑101) à 3,5 Tpi3 sa meilleure estimation des ressources prometteuses nettes sans tenir compte des risques attribuables aux terrains de Junex. Selon l’expérience qu’elle a acquise en développant le gaz de schiste de l’Utica en Ohio et en Virginie occidentale, l’équipe de direction de la Nouvelle Cuda est convaincue de la viabilité économique de ce type de produit sur les terrains de Junex. La Nouvelle Cuda ne ménagera pas ses efforts auprès des collectivités locales afin d’assurer l’acceptabilité sociale du projet tout en faisant valoir le fait que le gaz naturel que recèlent les Basses‑Terres peut être développé selon des normes environnementales rigoureuses et sans répercussions notables sur la population du Québec, en créant des emplois de qualité et en réduisant les émissions, tant à l’échelle mondiale qu’au Québec, grâce au remplacement des sources d’énergie polluantes.
En Alberta, Cuda dispose actuellement d’une capacité de production de 900 bep/j et d’un vaste portefeuille de cibles d’exploration où elle estime qu’elle peut forer six puits de pétrole léger en engageant des dépenses en immobilisations de 2,5 M$ (selon les frais relatifs aux puits secs). Au cours du deuxième semestre de 2018, la Nouvelle Cuda prévoit forer trois puits d’exploration (dans lesquels elle aura un intérêt économique direct exclusif) qu’elle pourrait agrandir si les résultats sont probants. À l’heure actuelle, Cuda détient des liquidités d’environ 3,0 M$ et 3,78 millions de bons de souscription assortis d’un prix d’exercice de 0,50 $ par action de Cuda (ce qui correspond à 0,139 $ par action de la Nouvelle Cuda antérieure au regroupement) qui expirent le 25 juin 2018 et dont elle tirerait un produit en espèces supplémentaire de 1,9 M$ s’ils étaient exercés.
Perspectives
Après la réalisation des opérations et la clôture de la facilité relative à l’acquisition, la Nouvelle Cuda prévoit entreprendre un programme de forage visant 15 à 20 puits (bruts) au cours du deuxième semestre de 2018, ciblant le gisement de pétrole léger Shannon qui est situé dans le bassin de la rivière Powder. Elle prévoit consacrer son programme de dépenses en immobilisations de 2018 principalement à l’actif de qualité et à haut rendement de la formation Shannon où elle pourra recouvrer son investissement dans environ huit mois selon le prix futur actuel, ainsi qu’aux travaux d’exploration de moindre envergure qu’elle effectuera dans le sud de l’Alberta dans le cadre de projets d’exploitation de pétrole léger de qualité. La Nouvelle Cuda prévoit atteindre une production de sortie de 2 000 bep/j (60 % de pétrole et de liquides) en 2018. Elle continuera à faire progresser les projets pétroliers et gaziers de Junex selon les améliorations du secteur pétrolier et gazier du Québec.
Facilité relative à l’acquisition
Dans le cadre des opérations, Cuda a conclu une convention visant une facilité relative à l’acquisition de 35,0 M$ (la « facilité relative à l’acquisition ») avec un prêteur institutionnel canadien avec lequel elle n’a aucun lien de dépendance (le « prêteur »). Selon les modalités de la facilité relative à l’acquisition, l’intérêt court mensuellement sur le solde impayé au taux de 10,5 % par année et est payable mensuellement. La facilité relative à l’acquisition est remboursable sur demande et viendra à échéance 12 mois après la clôture de l’opération. Cuda pourra rembourser la facilité relative à l’acquisition par anticipation, en totalité ou en partie, ainsi que la totalité de l’intérêt couru, à quelque moment que ce soit moyennant un avis de 90 jours (la « date du remboursement par anticipation »). La facilité relative à l’acquisition est assortie d’une sûreté de premier rang qui grève l’actif de la Nouvelle Cuda.
La facilité relative à l’acquisition servira au financement de l’acquisition de l’actif et du fonds de roulement affecté à des fins générales.
Modalités des bons de souscription relatifs à l’arrangement
Chaque bon de souscription relatif à l’arrangement entier donnera à son porteur le droit d’acheter une action de la Nouvelle Cuda au prix de 0,40 $ chacune (4,00 $ par action postérieure au regroupement) pendant la période de 24 mois suivant la réalisation de l’arrangement. Les bons de souscription relatifs à l’arrangement deviendront acquis à leur porteur à la première des dates suivantes, soit (i) la date à laquelle le cours moyen pondéré sur 20 jours des actions de la Nouvelle Cuda s’établira à 0,64 $ (6,40 $ par action postérieure au regroupement) ou (ii) la date à laquelle la Nouvelle Cuda réalisera un financement par actions d’une valeur minimale de 10 M$ au prix minimal de 0,60 $ par action (6,00 $ par action postérieure au regroupement).
Recommandations des conseils d’administration et conventions de soutien des actionnaires
Les conseils d’administration de Cuda et de Junex ont approuvé l’arrangement à l’unanimité, ayant établi qu’il était dans l’intérêt de Cuda, de Junex et de leurs actionnaires respectifs, et ont décidé à l’unanimité de recommander aux porteurs d’actions de Cuda et d’actions de Junex, respectivement, d’exercer les droits de vote rattachés à leurs actions en faveur de l’arrangement. Les actionnaires de Cuda qui détiennent globalement plus de 72 % des actions de Cuda émises et en circulation, y compris tous les administrateurs et les dirigeants et certains autres actionnaires, ont convenu d’exercer les droits de vote rattachés à leurs actions en faveur de l’arrangement. Les actionnaires de Junex qui détiennent globalement environ 14,24 % des actions de Junex émises et en circulation, y compris tous les administrateurs et les dirigeants et certains autres actionnaires, ont convenu d’exercer les droits de vote rattachés à leurs actions en faveur de l’arrangement (en plus de l’appui verbal reçu d’autres actionnaires qui détiennent environ 25 % des actions, comme il est indiqué plus haut).
En outre, une institution qui détient actuellement une débenture convertible de Junex d’une valeur nominale de 1,0 M$ a convenu de convertir celle‑ci en environ 2,7 millions d’actions ordinaires antérieures au regroupement (0,27 million d’actions ordinaires postérieures au regroupement) de la Nouvelle Cuda dans le cadre des opérations, au prix de 0,372 $ par action ordinaire antérieure au regroupement.
Conditions et assemblées des actionnaires
La réalisation de l’arrangement demeure assujettie à certaines conditions, y compris la réalisation de l’acquisition de l’actif, l’obtention de toutes les approbations nécessaires des organismes de réglementation, de l’approbation de la Bourse de croissance TSX, de l’approbation de la Cour supérieure du Québec et des approbations requises des actionnaires de Cuda et de Junex et certaines autres conditions d’usage applicables aux opérations de ce type.
Conformément à la convention relative à l’arrangement, Cuda et Junex se sont engagées à ne pas solliciter de renseignements ni entamer de discussions relativement à un autre regroupement d’entreprises ou à la vente d’éléments d’actif, sous réserve des obligations de loyauté et de bonne foi qui incombent aux conseils d’administration de Cuda et de Junex dans l’éventualité où Cuda ou Junex recevrait une proposition supérieure non sollicitée. Cuda et Junex se sont octroyés réciproquement le droit d’égaler une proposition supérieure, qu’elles peuvent exercer dans un intervalle de sept jours. La convention relative à l’arrangement prévoit le versement d’une indemnité de rupture pouvant aller jusqu’à 2,0 M$ si l’arrangement n’est pas réalisé ou si l’une ou l’autre des parties y met fin dans certaines circonstances.
On prévoit qu’une circulaire d’information de la direction conjointe (la « circulaire d’information ») décrivant les opérations sera postée aux porteurs d’actions de Cuda et d’actions de Junex vers la fin de juin 2018 et que les assemblées des actionnaires de chacune des sociétés auront lieu au cours de la deuxième moitié de juillet. On prévoit aussi que la clôture de l’arrangement et des opérations connexes aura lieu peu de temps après les assemblées. On pourra consulter la circulaire d’information sous le profil SEDAR de Junex, au www.sedar.com, dès qu’elle aura été mise à la poste.
Certains renseignements financiers sur Cuda Energy Inc.
Au 31 décembre 2017, Cuda disposait d’un actif total de 13 217 082 $, d’un passif total de 1 580 930 $ et de capitaux propres de 11 636 152 $ et, pour l’exercice terminé en 2017, ses produits nets totalisaient 3 728 566 $, et sa perte nette globale, 5 934 172 $.
Conseillers financiers et conseillers juridiques
Eight Capital Inc. agit à titre de conseillers financiers exclusifs de Junex dans le cadre des opérations. Dentons Canada s.e.n.c.r.l. agit à titre de conseillers juridiques de Junex, et McCarthy Tétrault S.E.N.C.R.L., s.r.l., à titre de conseillers juridiques du comité spécial de Junex.
KPMG s.r.l./s.e.n.c.r.l., à titre de conseillers financiers du comité spécial de Junex, a donné au conseil d’administration de Junex son avis verbal selon lequel, à la date des présentes, la contrepartie devant être reçue par les actionnaires de Junex dans le cadre des opérations était équitable, sur le plan financier, pour ces actionnaires.
KES 7 Capital Inc. agit à titre de conseillers financiers de Cuda dans le cadre des opérations, et Borden Ladner Gervais, S.E.N.C.R.L., S.R.L., à titre de conseillers juridiques de Cuda.
Aucuns honoraires d’intermédiaire ne sont payables dans le cadre des opérations.
À propos de Cuda Energy Inc.
Cuda, société fermée située à Calgary, en Alberta, exerce des activités d’exploration, de développement et de production de pétrole et de gaz naturel, ainsi que des activités d’acquisition de terrains recelant du pétrole et du gaz naturel en Amérique du Nord.
Les membres de l’équipe de direction de Cuda collaborent étroitement depuis plus de 20 ans au sein de sociétés fermées et ouvertes et ont déjà fait leurs preuves sur le plan de l’excellence du rendement réalisé par les actionnaires. Cuda continuera à mettre en œuvre sa stratégie éprouvée en matière d’exploration, d’acquisition et d’exploitation en se concentrant à long terme sur ses éléments d’actif recelant de vastes ressources de pétrole léger en Amérique du Nord, y compris sa vaste expérience en exploitation aux États‑Unis. L’équipe de direction de Cuda possède de l’expérience dans une gamme complète de domaines, soit la géotechnique, l’ingénierie, la négociation et les finances, qu’elle met à profit pour prendre ses décisions en matière de placement.
À propos de Junex
Junex est une PME québécoise dont l’objectif est de jouer un rôle de catalyseur dans la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières du Québec tout en s’assurant que le développement de celles‑ci devienne pour les Québécois un important vecteur de création de richesse collective. Junex mène des opérations responsables dans le plus strict respect des normes, des lois et des règlements qui encadrent les activités pétrolières et gazières. Ce faisant, elle prend au quotidien toutes les mesures pour réduire au minimum l’impact environnemental de chacune de ses activités.
Pour obtenir de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec les personnes suivantes :
| Jean‑Yves Lavoie Président et chef de la direction Junex Inc. 418 654‑9661 | Glenn Dawson Président et chef de la direction Cuda Energy Inc. 403 454‑0862 |
Mise en garde concernant les énoncés prospectifs
Le présent communiqué de presse contient des « énoncés prospectifs ». Tous les énoncés autres que les énoncés de faits passés qui se trouvent dans le présent communiqué de presse sont des énoncés prospectifs qui comportent certains risques et incertitudes et sont fondés sur des prévisions de résultats opérationnels ou financiers futurs, des estimations de montants ne pouvant être établis à l’heure actuelle et les hypothèses de la direction. Plus particulièrement, les énoncés prospectifs qui figurent dans le présent communiqué de presse portent sur les éléments suivants : (i) des hypothèses et des attentes à l’égard des opérations et de la conclusion de celles‑ci et des avantages qu’on prévoit en tirer; (ii) les perspectives futures, y compris le potentiel d’exploration, résultant des opérations et la mesure dans laquelle il sera possible d’en réaliser la valeur; (iii) les estimations de production et les taux de croissance de la production, qui présument l’exactitude des renseignements et des analyses d’ordre technique et géologique et qui peuvent subir l’effet de travaux d’entretien imprévus et de la disponibilité de la main‑d’œuvre et des entrepreneurs; (iv) les dépenses en immobilisations et les autres coûts décaissés, qui présument certains cours du change et l’exactitude des estimations de production, et peuvent subir l’effet de travaux d’entretien imprévus, la nécessité d’avoir recours à des ressources externes et le devancement de projets d’immobilisations; (v) les profits et les flux de trésorerie disponibles, lesquels sont fondés sur des estimations de production et de dépenses et peuvent subir l’effet des prix de l’énergie, des estimations de production et de l’échéancier des paiements; (vi) les réserves et les ressources sont prospectives de par leur nature en ce qu’elles comportent des évaluations implicites, et peuvent subir l’effet des prix de l’énergie, des résultats de forage futurs et des frais d’exploitation; (vii) les prévisions quant à l’incidence des activités d’extraction du gaz dans les Basses‑Terres du Saint‑Laurent. Les facteurs de risque qui pourraient faire en sorte que les résultats prévus par ces énoncés prospectifs ne se réalisent pas comprennent les exigences permanentes en matière de permis et la capacité de travailler avec la population locale et les gouvernements, les résultats effectivement tirés des activités d’exploration en cours, les conditions qui règnent sur le marché, l’accessibilité des sources d’énergie de rechange et la nature de ces sources, les conclusions des évaluations économiques et les changements apportés aux paramètres des projets au fur et à mesure que les plans continuent d’être peaufinés, ainsi que les prix futurs de l’énergie. Bien que Junex et Cuda aient tenté d’identifier les facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats effectivement obtenus diffèrent considérablement de ceux qui sont prévus, estimés ou voulus, d’autres facteurs pourraient aussi intervenir en ce sens. Toutefois, il ne peut y avoir aucune assurance que ces énoncés prospectifs se révéleront exacts, puisque les résultats réels et les événements futurs pourraient différer considérablement de ceux que ces énoncés prévoient. Par conséquent, les lecteurs ne devraient pas se fier indûment aux énoncés prospectifs.
Le « pétrole en place à l’origine » correspond au « volume total de pétrole en place à l’origine », au sens donné à ce terme dans le manuel intitulé Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (le « manuel COGE »), soit la quantité de pétrole qu’on estime être présente à l’origine dans les accumulations naturelles. Il comprend la quantité de pétrole qu’on estime, à une date donnée, être contenue dans les accumulations connues, avant la mise en production, augmentée de la quantité estimative de pétrole contenue dans les accumulations qui restent à découvrir. Une portion du volume total de pétrole en place à l’origine est considérée comme constituant des ressources non découvertes et il n’est aucunement certain que quelque partie que ce soit de ces ressources non découvertes sera découverte. En ce qui a trait à la portion du volume total de pétrole en place à l’origine qui est considérée comme constituant des ressources découvertes, il n’est aucunement certain qu’il sera viable, sur le plan commercial, d’exploiter quelque partie que ce soit de ces ressources découvertes. Une portion considérable du volume total de pétrole en place à l’origine estimatif ne sera jamais récupérée.
Le terme « pétrole en place à l’origine découvert » désigne la quantité de pétrole qu’on estime, à une date donnée, être présente dans les accumulations connues avant la mise en production. La portion récupérable du pétrole en place à l’origine découvert comprend la production, les réserves et les ressources éventuelles; le reste n’est pas récupérable. Il n’est aucunement certain qu’il sera viable, sur le plan commercial, d’exploiter quelque partie que ce soit des ressources.
Le terme « ressources prometteuses » désigne les quantités de pétrole qu’on estime, à une date donnée, pouvoir récupérer d’accumulations non découvertes au moyen de projets de développement futurs. Les ressources prometteuses présentent des possibilités de découverte et de développement. Les projets d’exploration n’entraîneront pas nécessairement des découvertes. La possibilité qu’un projet d’exploration entraîne la découverte de pétrole est appelée une « possibilité de découverte ». Par conséquent, dans le cas d’une accumulation non découverte, la possibilité de commercialité correspond au produit de deux composants à risque, soit la possibilité de découverte et la possibilité de développement. Il n’est aucunement certain que des ressources prometteuses seront découvertes. Si de telles ressources sont découvertes, il n’est aucunement certain qu’il sera viable, sur le plan commercial, d’exploiter quelque partie que ce soit de ces ressources.
Les ressources prometteuses nettes, sans tenir compte des risques, de gaz de schiste d’Utica de Junex établies selon la meilleure estimation sont situées dans les Basses‑Terres du Saint‑Laurent, où plusieurs puits ont été forés, démontrant l’existence de vastes ressources gazières. Bien que le gaz de schiste de l’Utica ait fait l’objet de travaux de développement fructueux aux États‑Unis et que des taux encourageants aient été obtenus dans le cadre des essais relatifs aux puits d’exploration au Québec, aucun projet commercial n’a été développé au Québec à ce jour. Pour atteindre la phase de commercialisation, la Nouvelle Cuda travaillera avec les parties intéressées au Québec afin de proposer un projet qui sera socialement acceptable en évitant que les terres de surface soient perturbées et que des travaux de développement soient effectués à proximité des centres urbains et en s’assurant que la stimulation par fracturation du schiste ne nuit ni à l’environnement ni à la population locale. Les risques principaux associés au développement des éléments d’actif des Basses‑Terres de Junex comprennent l’obtention de l’approbation des organismes de réglementation et l’acceptabilité sociale du projet, la mise en œuvre de règles qui permettront la fracturation hydraulique au Québec, la construction d’infrastructures permettant le transport du gaz naturel jusqu’aux marchés, l’accessibilité des capitaux nécessaires à l’exécution d’un plan de développement à forte intensité de capital, l’accessibilité des services requis aux fins du développement et l’atténuation des risques techniques propres au développement de réservoirs de ressources non classiques. Le montant total des frais qui devront être engagés en vue de démontrer la viabilité commerciale de ce projet et l’échéancier du processus ne sont pas connus pour le moment, étant donné que ce projet se trouve à un stade précoce de son développement.
Sauf indication contraire, les volumes de gaz naturel ont été convertis en bep selon un ratio de un baril par six mille pieds cubes. Le ratio de conversion utilisé, soit 6 kpi³ : 1 b, est fondé sur une méthode de conversion d’équivalence énergétique principalement applicable au bec du brûleur et ne représente pas un équivalent de valeur à la tête du puits. Cette conversion est conforme au règlement 51‑101. Les bep peuvent être trompeurs, particulièrement si on les utilise isolément.
Mesures du pétrole et du gaz
Le présent communiqué de presse renferme certaines mesures habituellement utilisées dans le secteur pétrolier et gazier, comme « les rentrées nettes provenant de l’exploitation », « les flux de rentrées nettes » et « la durée de vie des réserves ». Ces mesures n’ont pas un sens normalisé et le calcul de ces mesures qui figure dans les présentes pourrait ne pas être comparable à la méthode de calcul utilisée ou présentée par d’autres sociétés à l’égard de mesures identiques ou similaires et, par conséquent, ces mesures ne devraient pas être utilisées à des fins de comparaison.
Les « rentrées nettes provenant de l’exploitation » correspondent aux ventes totales de pétrole et de gaz naturel, déduction faite des redevances et des frais d’exploitation, calculés par bep.
Les « flux de rentrées nettes » sont calculés en soustrayant des rentrées nettes provenant de l’exploitation les frais généraux et d’administration et les intérêts débiteurs et en y ajoutant ou en en déduisant les gains ou les pertes réalisés sur les contrats dérivés, selon le cas.
La « durée de vie des réserves » correspond au quotient obtenu en divisant les réserves totales attribuables aux intérêts de la société par sa production annuelle, pour l’exercice indiqué.
Résultats des essais et taux de production initiaux
Dans le présent communiqué de presse, les mentions de taux d’essais de production, de taux de production initiaux et d’autres taux de production à court terme sont utiles en ce qu’ils contribuent à confirmer la présence d’hydrocarbures; toutefois, ces taux ne permettent pas d’établir le rythme auquel les puits visés continueront à produire et auquel les réserves s’épuiseront par la suite et ils ne donnent pas nécessairement d’indications sur les résultats à long terme ou la récupération ultime des puits en question. En outre, ces taux pourraient aussi tenir compte des fluides récupérés, soit l’« huile de fracturation » ou les « eaux de fracturation », qui sont utilisées dans le cadre de la stimulation des puits. Bien que ces taux soient encourageants, les lecteurs sont avertis de ne pas s’y fier indûment pour calculer la production globale. Ces taux sont établis selon les estimations faites sur le terrain et peuvent reposer sur les données limitées disponibles à ce moment‑là. Aucune analyse des transitoires de pression ni aucune interprétation des essais n’a été effectuée à l’égard de quelque puits que ce soit. Par conséquent, les lecteurs sont avertis que les résultats des essais devraient être considérés comme des résultats préliminaires.
Ni la Bourse de croissance TSX ni son fournisseur de services de réglementation (au sens donné à ce terme dans les politiques de la Bourse de croissance TSX) n’acceptent quelque responsabilité que ce soit quant au caractère adéquat ou à l’exactitude du présent communiqué de presse.