Enerplus Resources Fund — Annual Report 2009

Jun 21, 2010

FONDS RESOURCES

NOTICE ANNUELLE

Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009

Le 12 mars 2010

Table des matières

GLOSSAIRE ..............................................................................ii ABRÉVIATIONS ET CONVERSIONS ....................................v PRÉSENTATION DES RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ, DES RESSOURCES ET DES DONNÉES DE PRODUCTION D’ENERPLUS ....................................vii PRÉSENTATION DE L’INFORMATION FINANCIÈRE D’ENERPLUS...............................................x ÉNONCÉS ET RENSEIGNEMENTS PROSPECTIFS .............x STRUCTURE DU FONDS ENERPLUS RESOURCES ...........1 Fonds Enerplus Resources .....................................................1 Filiales en exploitation...........................................................1 Structure organisationnelle ....................................................1 DÉVELOPPEMENT GÉNÉRAL DU FONDS ENERPLUS RESOURCES ...................................................1 Généralités.............................................................................1 Développement au cours des trois derniers exercices ............1 ENTREPRISE D’ENERPLUS ...................................................3 Aperçu ...................................................................................3 Sommaire des principaux emplacements de production ........5 Dépenses en immobilisations et frais engagés .......................6 Activités d’exploration et de mise en valeur..........................7 Puits de pétrole et de gaz naturel et terrains non prouvés..............................................................................8 Types de zones ressources d’Enerplus...................................8 Antécédents de production trimestrielle...............................18 Antécédents de revenu net trimestriel..................................19 Frais d’abandon et de remise en état....................................21 Horizon fiscal.......................................................................21 Arrangements de commercialisation et contrats à terme......22 RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL.............22 Sommaire des réserves.........................................................22 Prix et coûts prévisionnels ...................................................29 Prix et coûts constants..........................................................30 Produits d’exploitation nets futurs non actualisés par catégorie de réserves .......................................................30 Valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs par catégorie de réserves.......................................31 Production estimée pour l’estimation des réserves brutes...............................................................................32 Frais de mise en valeur futurs ..............................................32 Variation des réserves..........................................................33 Réserves non mises en valeur ..............................................37 Facteurs ou incertitudes significatifs....................................38 Réserves prouvées et probables inexploitées .......................38 INFORMATION SUPPLÉMENTAIRE SUR L’EXPLOITATION.............................................................38 Santé, sécurité et environnement..........................................38 Assurance.............................................................................40 Personnel..............................................................................40 RENSEIGNEMENTS SUR LE FONDS ENERPLUS RESOURCES ......................................................................40 Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie ........40 Description des conventions de redevances et des autres sommes versées au Fonds.....................................47 Gestion et gouvernance d’entreprise....................................48 Régime de droits des porteurs de parts.................................49 DETTE D’ENERPLUS ............................................................49 Facilité de crédit bancaire ....................................................49 Billets non garantis de premier rang ....................................50 DISTRIBUTIONS AUX PORTEURS DE PARTS..................51 Distributions en espèces.......................................................51 Historique des distributions .................................................52 Questions de déclarations fiscales canadiennes ...................53

Questions de déclarations fiscales américaines ................... 53 CONDITIONS DANS L’INDUSTRIE.................................... 53 Survol .................................................................................. 53 Prix et commercialisation — Pétrole................................... 54 Prix et commercialisation — Gaz naturel............................ 54 Accord de libre-échange nord-américain (ALENA)............ 55 Redevances et mesures incitatives....................................... 55 Régime foncier .................................................................... 56 Réglementation environnementale ...................................... 56 Sécurité des travailleurs....................................................... 58 FACTEURS DE RISQUE........................................................ 58 Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus...... 59 Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie ......................................................... 73 Risques particuliers aux porteurs de parts des États-Unis et aux autres porteurs de parts non-résidents................................................................... 77 MARCHÉ POUR LA NÉGOCIATION DES TITRES............ 79 ADMINISTRATEURS ET DIRIGEANTS.............................. 79 Administrateurs d’EnerMark............................................... 79 Dirigeants d’EnerMark........................................................ 80 Propriété de parts de fiducie ................................................ 81 Conflits d’intérêts................................................................ 81 Informations concernant le comité de vérification et de gestion du risque............................................................. 82 POURSUITES ET APPLICATION DE LA LOI..................... 82 DIRIGEANTS ET AUTRES PERSONNES INTÉRESSÉS DANS DES OPÉRATIONS IMPORTANTES................................................................. 82 CONTRATS IMPORTANTS ET DOCUMENTS TOUCHANT LES DROITS DES PORTEURS DE TITRES ............................................................................... 82 INTÉRÊTS DES EXPERTS .................................................... 83 AGENT DES TRANSFERTS ET AGENT CHARGÉ DE LA TENUE DES REGISTRES........................................... 83 RENSEIGNEMENTS SUPPLÉMENTAIRES ........................ 83 ANNEXE A – RAPPORT SUR LES DONNÉES RELATIVES AUX RÉSERVES DE L’ÉVALUATEUR OU DU VÉRIFICATEUR DE RÉSERVES QUALIFIÉ INDÉPENDANT............................................................... A-1 ANNEXE B – RAPPORT SUR LES DONNÉES RELATIVES AUX RÉSERVES DE L’ÉVALUATEUR OU DU VÉRIFICATEUR DE RÉSERVES QUALIFIÉ INDÉPENDANT............................................................... B-1 ANNEXE C – RAPPORT SUR LES DONNÉES RELATIVES AUX RÉSERVES DE L’ÉVALUATEUR OU DU VÉRIFICATEUR DE RÉSERVES QUALIFIÉ INDÉPENDANT............................................................... C-1 ANNEXE D – RAPPORT DE LA DIRECTION ET DU CONSEIL D’ADMINISTRATION SUR LES DONNÉES RELATIVES AUX RÉSERVES ET AUTRE INFORMATION................................................. D-1 ANNEXE E – INFORMATIONS SUR LE COMITÉ DE VÉRIFICATION ET DE GESTION DU RISQUE CONFORMÉMENT AU RÈGLEMENT 52-110...............E-1 ANNEXE F – INFORMATIONS SUPPLÉMENTAIRES SUR LES ACTIVITÉS DE PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ .....................................................F-1 ANNEXE G – INFORMATION CONCERNANT ENERPLUS EXCHANGEABLE LIMITED PARTNERSHIP ................................................................ G-1

i

Glossaire

Dans la présente notice annuelle, à moins que le contexte n’indique le contraire, les termes et abréviations suivants ont le sens qui leur est donné ci-dessous. Les termes supplémentaires se rapportant aux réserves de pétrole et de gaz naturel, aux ressources et aux activités ont le sens qui leur est attribué à la rubrique « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus ».

« acte de fiducie » désigne l’acte de fiducie modifié et mis à jour en date du 30 mai 2008 entre EnerMark, ERC et le fiduciaire, en sa version modifiée, étoffée ou mise à jour de temps à autre;

« avis 51-324 des ACVM » désigne l’Avis 51-324 du personnel des Autorités canadiennes en valeurs mobilières, Glossaire relatif au Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières des autorités de réglementation en valeurs mobilières canadiennes;

« acquisition de Marcellus » désigne l’acquisition initiale par Enerplus d’une participation directe moyenne de 21,5 % dans les terrains de Marcellus le 1[er] septembre 2009 aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus et de la CMVC de Marcellus;

« billets non garantis de premier rang » désigne, collectivement, le capital de 494 M$ US et de 40 M$ en billets non garantis de premier rang émis par EnerMark, tel qu’il est décrit à la rubrique « Dette d’Enerplus »;

« bitume » désigne un pétrole brut très visqueux qui est trop épais pour couler dans son état naturel et que l’on ne peut produire sans en altérer la viscosité. La densité du bitume est généralement inférieure à 10[o] API;

« bourse de New York » désigne la New York Stock Exchange;

« Bourse de Toronto » désigne la Bourse de Toronto;

« Chief » désigne Chief Oil & Gaz LLC, société à responsabilité limitée du Texas, qui est l’exploitant des terrains de Marcellus;

« CMVC de Marcellus » désigne la convention de mise en valeur commune datée du 1[er] septembre 2009 intervenue entre Enerplus USA et les vendeurs de Marcellus;

« commandité d’EELP » désigne EnerMark;

« concession Kirby » désigne, collectivement, sept concessions de sables bitumineux distinctes d’une superficie totale de 43 360 acres dans le secteur de Kirby, dans le nord-est de l’Alberta, dans les cantons 073 à 075, rangs 07 à 10, W4M, qui viennent à échéance à différentes dates allant du 13 décembre 2015 au 27 septembre 2021;

« contrat d’EELP » désigne le contrat de société en commandite modifié et mis à jour daté du 13 février 2008 en sa version modifiée le 22 décembre 2008, intervenu entre EnerMark (en tant que société remplaçante par suite de la fusion avec FET Management Ltd.) et Focus Commercial Trust aux termes duquel EELP est créée, qui peut être modifié, complété ou mis à jour de temps à autre;

« convention de soutien d’EELP » désigne la convention de soutien modifiée et mise à jour datée du 13 février 2008 intervenue entre le Fonds, EELP et EnerMark (en tant que société remplaçante par suite de la fusion avec FET Management Ltd.), qui peut être modifiée, complétée ou mise à jour de temps à autre;

« convention de vote et d’échange d’EELP » désigne la convention de fiducie de vote et d’échange modifiée et mise à jour datée du 30 mai 2008 intervenue entre le Fonds, EELP et Société de fiducie Computershare du Canada, qui peut être modifiée, complétée ou mise à jour de temps à autre;

« convention relative à l’achat de Marcellus » désigne la convention d’achat et de vente intervenue en date du 19 août 2009 entre Enerplus USA, à titre d’acheteur, d’une part, et les vendeurs de Marcellus, d’autre part, qui, avec la CMVC de Marcellus, prévoyait l’acquisition de Marcellus;

ii

« DGMV » désigne le drainage par gravité au moyen de la vapeur, processus de production in situ utilisé pour récupérer le bitume des sables bitumineux;

« droit de vote spécial » désigne le droit de vote spécial émis par le Fonds au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange donnant au porteur de celui-ci le droit de voter, de donner son consentement ou d’agir autrement à une assemblée ou à l’égard d’une résolution des porteurs de parts du Fonds et correspondant au nombre de votes auquel les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP auraient droit si les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP avaient échangé toutes les parts de société en commandite échangeables d’EELP qu’ils détenaient contre des parts de fiducie immédiatement avant la date de référence fixée pour cette assemblée ou à tout autre moment qui pourrait être fixé par les lois applicables afin de déterminer les porteurs du Fonds qui ont le droit de voter, de donner leur consentement ou d’agir autrement à cette assemblée ou à l’égard d’une telle résolution;

« ECT » désigne Enerplus Commercial Trust, fiducie constituée sous le régime des lois de l’Alberta (dont le fiduciaire est Enerplus ECT Resources Ltd., société de l’Alberta) et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds;

« EELP » désigne Enerplus Exchangeable Limited Partnership, société en commandite constituée en vertu des lois de l’Alberta et filiale du Fonds;

« EnerMark » désigne EnerMark Inc., société constituée en vertu de la Business Corporations Act (Alberta) et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds;

« Enerplus » désigne le Fonds Enerplus Resources et ses filiales, dans leur ensemble;

« Enerplus Oil & Gas » désigne Enerplus Oil & Gas Ltd., société constituée en vertu de la Business Corporations Act (Alberta) et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds;

« Enerplus USA » désigne Enerplus Resources (USA) Corporation, société constituée en vertu des lois du Delaware et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds;

« ententes visant les ZIC de Marcellus » a le sens qui lui est attribué à la sous-rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices— Acquisition de participations dans les terrains de Marcellus »;

« ERC » désigne Enerplus Resources Corporation, société constituée en vertu de la Business Corporations Act (Alberta) et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds;

« facilité de crédit bancaire » a le sens qui est attribué à cette expression à la rubrique « Dette d’Enerplus »;

« facilités de crédit » a le sens qui est attribué à cette expression à la rubrique « Dette d’Enerplus »;

« fiduciaire » désigne Société de fiducie Computershare du Canada, ou son remplaçant en qualité de fiduciaire du Fonds;

« fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange » désigne Société de fiducie Computershare du Canada ou son remplaçant à titre de fiduciaire aux termes de la convention de vote et d’échange d’EELP;

« filiale » a le sens qui est attribué au mot subsidiary dans la Securities Act (Alberta);

« filiales en exploitation » désigne les filiales directes et indirectes du Fonds qui sont propriétaires, acquièrent et exploitent des actifs pétroliers et gaziers au profit du Fonds (les filiales en exploitation importantes au 31 décembre 2009 étant EnerMark, ERC, ECT, Enerplus USA et FET Operating Partnership);

« Focus » désigne Focus Energy Trust, fiducie de revenu du secteur pétrolier et gazier acquise par Enerplus le 13 février 2008;

« Fonds » désigne Fonds Enerplus Resources;

« GLJ » désigne GLJ Petroleum Consultants Ltd., conseillers indépendants du secteur du pétrole;

iii

« Haas » désigne Haas Petroleum Engineering Services Inc., conseillers indépendants du secteur du pétrole;

« Henry Hub » désigne l’installation de stockage et la plaque tournante en Louisiane qui est le point de livraison du contrat de gaz naturel NYMEX;

« impôt des EIPD », « disposition de EIPD » et « fiducie EIPD » ont le sens qui leur est attribué à la rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Changements en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 »;

« Laricina » désigne Laricina Energy Ltd., société fermée de sables bitumineux créée en vertu de la Business Corporations Act (Alberta);

« Loi de l’impôt » désigne la Loi de l’impôt sur le revenu (Canada), L.R.C. 1985, c. 1 (5[e] supp.), en sa version modifiée, ce qui comprend tout règlement pris en application de celle-ci, en sa version modifiée de temps à autre;

« manuel COGE » désigne le Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook préparé conjointement par The Society of Petroleum Evaluation Engineers (Calgary Chapter) et par l’Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole (Société du pétrole), en sa forme modifiée de temps à autre;

« McDaniel » désigne McDaniel & Associates Consultants Limited, conseillers indépendants du secteur du pétrole;

« MH » désigne le méthane de houille;

« NSAI » désigne Netherland, Sewell & Associates, Inc., conseillers indépendants du secteur du pétrole;

« parts de catégorie A d’EELP » désigne les parts de société en commandite de catégorie A d’EELP, dont la totalité sont détenues, directement ou indirectement, par le Fonds;

« parts de fiducie » désigne les parts de fiducie du Fonds représentant chacune un intérêt bénéficiaire indivis égal dans le Fonds;

« parts de société en commandite échangeables d’EELP » désigne les parts de société en commandite de catégorie B d’EELP, qui ne sont pas transférables et qui sont échangeables sans contrepartie supplémentaire contre des parts de fiducie à raison de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP;

« PCGR » désigne les principes comptables généralement reconnus;

« porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP » désigne les porteurs, de temps à autre, de parts de société en commandite échangeables d’EELP;

« projet Kirby » désigne la mise en valeur de la concession Kirby;

« rapport de GLJ sur les ressources de sables bitumineux » désigne l’évaluation technique indépendante des ressources éventuelles attribuables à la participation d’Enerplus dans le projet Kirby (avec la participation dans certains projets mineurs de sables bitumineux exploités par des tiers) préparée par GLJ en date du 25 janvier 2010 avec prise d’effet le 31 décembre 2009;

« rapport de Haas » désigne l’évaluation technique indépendante des réserves et des ressources de pétrole, de LGN et de gaz naturel d’Enerplus dans les terrains de Marcellus, préparée par Haas daté du 27 janvier 2010 avec prise d’effet le 31 décembre 2009 et fondée sur les prévisions de prix des marchandises établies par McDaniel (pour favoriser la cohérence interne dans les rapports sur les réserves d’Enerplus) en date du 1[er] janvier 2010;

« rapport de McDaniel » désigne l’évaluation technique indépendante des avoirs canadiens de pétrole, de LGN et de gaz naturel classiques d’Enerplus, préparée par McDaniel en date du 12 février 2010 avec prise d’effet le 31 décembre 2009 et fondée sur les prévisions de prix des marchandises établies par McDaniel en date du 1[er] janvier 2010;

iv

« rapport de NSAI » désigne l’évaluation technique indépendante des avoirs de pétrole, de LGN et de gaz naturel classiques d’Enerplus dans l’Ouest des États-Unis, préparée par NSAI daté du 27 janvier 2010 avec prise d’effet le 31 décembre 2009 et fondée sur les prévisions de prix des marchandises établies par McDaniel (pour favoriser la cohérence interne dans les rapports sur les réserves d’Enerplus) en date du 1[er] janvier 2010;

« Règlement 51-101 » désigne le Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières adopté par les autorités canadiennes en valeurs mobilières;

« SEC » désigne la Securities and Exchange Commission des États-Unis;

« somme à engager relativement à Marcellus » a le sens qui lui est attribué à la sous-rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Acquisition de participations dans les terrains de Marcellus »;

« terrains de Marcellus » désigne quelque 540 000 acres bruts dans la région de gaz naturel de schiste de Marcellus, dont la plus grande partie est située en Pennsylvanie et dont certaines participations sont situées au Maryland et en Virginie-Occidentale;

« vendeurs de Marcellus » désigne collectivement, Chief, Chief Exploration & Development LLC (société par actions à responsabilité limitée du Texas) et une société en commandite du Texas gérée par Tug Hill, Inc.

Abréviations et conversions

Dans la présente notice annuelle, les abréviations suivantes ont le sens qui leur attribué ci-dessous.

AECO	centre d’entreposage physique et d’échange	kpi3eg/j	mille pieds cubes d’équivalent de gaz
	du gaz naturel du Trans Canada Alberta		naturel par jour
	Transmission System (NOVA), qui est le	kpi3/j	mille pieds cubes par jour
	point de livraison pour les divers prix de	LGN	liquides de gaz naturel
	référence de l’Alberta	Mb	un million de barils
API	American Petroleum Institute	Mbep(1)	un million de barils d’équivalent pétrole
b	barils, dont chacun représente 34,972 gallons	MBTU	un million de British Thermal Units
	impériaux ou 42 gallons américains	Mpi3	un million de pieds cubes
b/j	barils par jour	Mpi3eg(1)	un million de pieds cubes d’équivalent de
Gpi3	milliard de pieds cubes		gaz naturel
Gpi3eg(1)	un milliard de pieds cubes d’équivalent de	Mpi3eg/j	un million de pieds cubes d’équivalent de
	gaz naturel		gaz naturel par jour
Gpi3/j	milliard de pieds cubes par jour	Mpi3/j	un million de pieds cubes par jour
bep(1)	barils d’équivalent pétrole	NYMEX	New York Mercantile Exchange
bep/j	barils d’équivalent pétrole par jour	Tpi3eg(1)	un billion de pieds cubes d’équivalent de
kb	mille barils		gaz naturel
kbep(1)	mille barils d’équivalent pétrole	WTI	pétrole brut West Texas Intermediate
kpi3	mille pieds cubes		servant de pétrole brut de référence pour le
kpi3eg(1)	mille pieds cubes d’équivalent de gaz naturel		contrat sur le pétrole brut à la NYMEX, qui
			est livré à Cushing (Oklahoma)

Note :

(1) Enerplus a adopté la norme selon laquelle 6 kpi[3 ] de gaz naturel équivalent à 1 baril de pétrole pour la conversion du gaz naturel en bep, en kbep et en Mbep et 1 baril de pétrole et de LGN équivalent à 6 kpi[3 ] de gaz naturel pour la conversion du pétrole et des LGN en kpi[3] eg, en Mpi[3] eg, en Gpi[3] eg et en Tpi[3] eg. Pour de plus amples renseignements, on se reportera à la sous-rubrique « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus — Barils de pétrole et pieds cubes d’équivalent de gaz ».

À moins d’indication contraire, dans la présente notice annuelle, tous les montants en dollars et toutes les mentions de « $ » désignent le dollar canadien.

v

Le tableau suivant indique certaines conversions d’unités du système international (ou unités métriques).

Conversion des	En	Multiplier par
kpi3..............................	mètres cubes	28,174
mètres cubes................	pieds cubes	35,494
b ..................................	mètres cubes	0,159
mètres cubes................	b	6,293
pieds............................	mètres	0,305
mètres..........................	pieds	3,281
milles...........................	kilomètres	1,609
kilomètres ...................	milles	0,621
acres............................	hectares	0,4047
hectares .......................	acres	2,471

vi

Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus

NOTE AU LECTEUR SUR L’INFORMATION CONCERNANT LE PÉTROLE ET LE GAZ NATUREL, LES DÉFINITIONS ET LE RÈGLEMENT 51-101

Les renseignements portant sur les réserves et l’exploitation du pétrole et du gaz naturel d’Enerplus figurant dans la présente notice annuelle contiennent l’information requise devant être incluse dans le Relevé des données relatives aux réserves et autre information concernant le pétrole et le gaz aux termes du Règlement 51-101 adopté par les autorités canadiennes en valeurs mobilières. Les lecteurs devraient également se reporter au Rapport sur les données relatives aux réserves préparé par McDaniel joint aux présentes à l’annexe A, au Rapport sur les données relatives aux réserves préparé par NSAI joint à l’annexe B, au Rapport sur les données relatives aux réserves préparé par Haas joint à l’annexe C et au Rapport de la direction et du conseil d’administration sur l’information concernant le pétrole et le gaz joint aux présentes à l’annexe D. La date d’effet pour le Relevé des données relatives aux réserves et autre information concernant le pétrole et le gaz contenu dans la présente notice annuelle est le 31 décembre 2009, et la date à laquelle l’information contenue dans la notice annuelle a été rédigée est le 12 mars 2010. La présente notice annuelle contient également certains renseignements portant sur les réserves et l’exploitation relatifs à Enerplus que celle-ci n’est pas tenue de fournir en vertu du Règlement 51-101.

Certaines des définitions et des lignes directrices suivantes sont contenues dans le glossaire relatif au Règlement 51-101 contenu dans l’Avis 51-324 des ACVM, qui intègre certaines définitions du manuel COGE. Les lecteurs devraient consulter l’Avis 51-324 des ACVM et le manuel COGE pour de plus amples informations et explications.

PRÉSENTATION DES RENSEIGNEMENTS CONCERNANT LES RÉSERVES ET LA PRODUCTION

Présentation de l’information

Dans la présente notice annuelle, toutes les estimations des réserves et de la production de pétrole et de gaz naturel sont présentées selon la « participation de la société » (au sens défini ci-dessous), à moins qu’elles n’aient été présentées explicitement sur une base « brute » ou « nette ». L’expression « participation de la société » n’est ni définie ni reconnue dans le Règlement 51-101 et n’a pas de sens normalisé dans le Règlement 51-101. Par conséquent, les réserves d’Enerplus selon la « participation de la société » peuvent ne pas être comparables à des mesures semblables utilisées par d’autres émetteurs, et les épargnants sont priés de noter que les réserves selon la « participation de la société » ne doivent pas être interprétées comme un autre mode de calculer des réserves conformément au Règlement 51-101.

Les réserves réelles de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus et la production future peuvent être supérieures ou inférieures aux estimations qui figurent dans la présente notice annuelle. Les produits d’exploitation nets futurs estimatifs tirés de l’exploitation de ces réserves de pétrole et de gaz naturel ne correspondent pas à la juste valeur marchande de ces réserves. Voir « Réserves de pétrole et de gaz naturel — Aperçu des réserves » pour obtenir de plus amples renseignements.

Avis aux lecteurs des États-Unis

Les données concernant les réserves de pétrole et de gaz naturel contenues dans la présente notice annuelle sont généralement présentées conformément aux normes d’information canadiennes, qui diffèrent à certains égards des normes d’information des États-Unis ou d’autres pays. Par exemple, même si, en règle générale, la SEC autorise désormais les sociétés de pétrole et de gaz émettrices à présenter, dans les documents qu’elles déposent auprès de la SEC, les réserves prouvées et les réserves probables (au sens défini dans les règles de la SEC), les définitions établies par la SEC pour les réserves prouvées et les réserves probables peuvent différer des définitions des « réserves prouvées » et des « réserves probables » aux termes des lois canadiennes sur les valeurs mobilières. De surcroît, en vertu des exigences d’information canadiennes et des pratiques sectorielles, les réserves et la production sont présentées en volumes bruts (ou, tel qu’il a été noté ci-dessus, par « participation de la société »), soit des volumes calculés avant la déduction des redevances et d’autres paiements similaires. La pratique américaine consiste à présenter les réserves et la production en volumes nets, soit après déduction des redevances et des paiements similaires applicables. En outre, conformément aux exigences d’information canadiennes, Enerplus a évalué et présenté les produits d’exploitation nets et futurs approximatifs découlant de ses réserves en utilisant des coûts et des prix prévisionnels, alors qu’en règle générale, la SEC requiert désormais que les estimations des réserves soient établies à l’aide de la moyenne non pondérée des cours de clôture de la marchandise applicable le premier jour de la période de douze mois précédant la fin de l’exercice de la société et donne par ailleurs la possibilité de communiquer les estimations des réserves d’après les cours futurs ou les autres cours. Enerplus a également fourni certains renseignements complémentaires dans la présente notice annuelle (présentés comme des « coûts constants » : voir « — Description des hypothèses de prix et de

vii

coûts » ci-après) conformément aux exigences d’établissement des prix de la SEC. Par conséquent, les estimations des réserves et les volumes de production d’Enerplus peuvent ne pas être comparables à celles des sociétés qui utilisent les normes américaines en matière d’information et de présentation. En outre, la SEC interdit la présentation de ressources en pétrole et en gaz, y compris les ressources éventuelles, tandis que les émetteurs canadiens peuvent présenter des ressources en pétrole et en gaz. Les ressources sont différentes des réserves et ne doivent pas être interprétées comme des réserves. Pour obtenir une description de la définition des ressources éventuelles de même que les risques et incertitudes entourant leur présentation, voir « — Information sur les ressources éventuelles » ci-dessous.

Malgré ce qui précède, Enerplus a joint en annexe F à la présente notice annuelle certaines informations concernant les réserves de pétrole et de gaz et les activités d’Enerplus conformément au Accounting Standards Update (ASU) n° 2010-03 du Financial Accounting Standards Board « Extractive Activities — Oil and Gas (Topic) 932 », qui sont conformes aux directives de la SEC à l’égard des exigences de divulgation se rapportant aux réserves de pétrole et de gaz.

BARILS DE PÉTROLE ET PIEDS CUBES D’ÉQUIVALENT GAZ

Enerplus a adopté la norme selon laquelle 6 kpi[3] de gaz naturel équivalent à 1 baril de pétrole pour la conversion du gaz naturel en bep, en kpeb et en Mbep et 1 baril de pétrole et de LGN équivaut à 6 kpi[3] de gaz naturel pour la conversion du pétrole et des LGN en kpi[3] eg, en Mpi[3] eg, en Gpi[3] eg et en Tpi[3] eg. Les bep, kbep, Mbep, kpi[3] eg, Mpi[3] eg, Gpi[3] eg et Tpi[3] eg peuvent être trompeurs, surtout si on les emploie de façon isolée. Les taux de conversion qui précèdent reposent sur un mode de conversion de l’équivalence de l’énergie principalement applicable au bec du brûleur et ne représentent pas une équivalence de valeur à la tête du puits.

INFORMATION SUR LES RESSOURCES ÉVENTUELLES

Dans la présente notice annuelle, Enerplus a présenté des estimations des volumes de « ressources éventuelles » formulées par GLJ au rapport de GLJ portant sur les ressources de sables bitumineux et qui se rapportent à la concession Kirby et qui ont été établies par Haas dans le cadre du rapport de Haas et se rapportent à la participation d’Enerplus dans les terrains de Marcellus.

Les « ressources » s’entendent des quantités de pétrole estimées avoir existé à l’origine en tant que gisements d’origine naturelle, ce qui comprend la quantité de pétrole qui, selon les estimations, existe à une date donnée dans des gisements connus, avant la production, additionnées des quantités estimées en gisements à découvrir.

Les « ressources éventuelles » s’entendent des quantités d’hydrocarbure, à une date donnée, comme pouvant être potentiellement récupérables des gisements connus en utilisant une technologie éprouvée ou une technologie en développement, mais qui ne sont pas actuellement considérées comme récupérables de façon rentable en raison d’autres contraintes. Parmi les contraintes, citons des facteurs tels que des questions économiques, juridiques, environnementales, politiques et réglementaires ou encore une absence de marchés. Il est également approprié de placer parmi les « ressources éventuelles » les quantités récupérables découvertes estimées associées à un projet qui en est à ses débuts.

Les ressources de même que les ressources éventuelles ne sont pas des réserves et ne devraient pas être confondues avec celles-ci. Voir « Entreprise d’Enerplus — Types de zones ressources d’Enerplus — Sables bitumineux » et « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — Les réserves et les ressources réelles d’Enerplus seront différentes de ses estimations de réserves et de ressources et l’écart pourrait être important. »

PARTICIPATION DANS LES RÉSERVES, LA PRODUCTION, LES PUITS ET LES TERRAINS

En plus des termes définis dans l’Avis 51-324 des ACVM, les définitions suivantes s’appliquent à la présente notice annuelle :

« Participation de la société » s’entend, en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans la production ou les réserves, de sa participation directe (avec ou sans exploitation), avant déduction des redevances, mais compte tenu des droits à redevances d’Enerplus dans la production ou les réserves. Voir « — Présentation des renseignements concernant les réserves et la production » ci-dessus.

« Brut(e) » désigne

• (i) en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans la production ou les réserves, sa participation directe (avec ou sans exploitation), avant déduction des redevances et sans inclure aucun droit à redevances d’Enerplus;

viii

• (ii) en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans les puits, le nombre total de puits dans lesquels Enerplus a une participation;

(iii) en ce qui concerne les terrains, la superficie totale de terrains dans lesquels Enerplus a une participation.

« Net(te) » désigne

• (i) en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans la production ou les réserves, la participation directe (avec ou sans exploitation), après déduction des redevances à payer, plus les droits à redevances d’Enerplus dans la production ou les réserves;

• (ii) en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans des puits, le nombre de puits obtenus en additionnant la participation directe d’Enerplus dans chacun de ses puits bruts;

• (iii) en ce qui concerne la participation d’Enerplus dans un terrain, la superficie totale dans laquelle Enerplus a une participation, multipliée par la participation directe appartenant à Enerplus.

« Participation directe » désigne le pourcentage de participation indivise détenu par Enerplus dans la concession pétrolière et/ou gazière ou dans la concession minière accordée par le propriétaire minier, la Couronne ou le propriétaire exclusif, laquelle participation donne à Enerplus le droit d’effectuer des travaux sur le terrain (la concession) afin d’explorer, de mettre en valeur, d’exploiter et de commercialiser les matières louées.

CATÉGORIES DE RÉSERVES ET NIVEAUX DE CERTITUDE À L’ÉGARD DES RÉSERVES PRÉSENTÉES

Dans la présente notice annuelle, les termes qui suivent ont le sens qui leur est attribué dans l’Avis 51-324 des ACVM et le manuel COGE.

« Réserves » : quantités restantes estimées de pétrole, de gaz naturel et de substances semblables pouvant être récupérées des gisements connus, à une date donnée, fondées sur l’analyse des données de forage, géologiques, géophysiques et de génie, sur l’utilisation de technologies éprouvées et sur une conjoncture économique particulière, qui sont généralement réputées raisonnables et qui doivent être divulguées. Les réserves peuvent être classées comme réserves prouvées et probables selon le degré de certitude associé aux estimations.

« Réserves prouvées » : réserves qu’on estime avec une certitude élevée pouvoir récupérer; il est probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures aux réserves prouvées estimatives;

« Réserves probables » : réserves additionnelles pour lesquelles la certitude de récupération est inférieure à celle des réserves prouvées; il est tout aussi probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures ou inférieures à la somme des réserves prouvées et des réserves probables estimatives.

Les niveaux de certitude qualitatifs auxquels font référence les définitions données ci-dessus s’appliquent aux entités de réserves individuelles (qui s’entendent du niveau le plus bas auquel les calculs de réserves sont effectués) et aux réserves présentées (qui s’entendent de la somme au niveau le plus élevé d’estimations d’entités individuelles pour laquelle les estimations de réserves sont présentées). Les réserves présentées devraient viser les niveaux de certitude suivants selon un ensemble donné de conditions économiques :

• il existe une probabilité d’au moins 90 % que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures aux réserves prouvées estimées;

• il existe une probabilité d’au moins 50 % que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la somme des réserves prouvées et des réserves probables estimées.

STADE DE LA MISE EN VALEUR ET DE LA PRODUCTION

Chacune des catégories de réserves que communique Enerplus (prouvées et probables) peut être subdivisée en deux catégories, soit les réserves mises en valeur et les réserves non mises en valeur.

« Réserves mises en valeur » : réserves qu’on prévoit récupérer par l’entremise de puits existants et d’installations actuelles ou, à défaut d’installations déjà montées, dont la mise en production nécessiterait des dépenses peu élevées (par exemple,

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comparativement au coût du forage d’un puits). Les réserves mises en valeur peuvent être subdivisées selon qu’elles sont exploitées ou inexploitées.

• « Réserves mises en valeur exploitées » : réserves qu’on prévoit récupérer d’intervalles d’achèvement ouverts au moment de l’estimation; ou bien ces réserves sont exploitées au moment envisagé, ou bien, si elles sont inutilisées, elles doivent avoir été mises en production antérieurement et la date de reprise de la production doit être connue avec une certitude raisonnable.

• « Réserves mises en valeur inexploitées » : réserves qui n’ont pas été mises en production ou qui ont antérieurement été en production, mais qui sont inutilisées et dont la date de reprise de la production est inconnue.

« Réserves non mises en valeurs » : réserves qu’on prévoit récupérer à partir de gisements connus dont la mise en production nécessiterait des dépenses considérables (par exemple, comparativement au coût du forage d’un puits); elles doivent respecter pleinement les critères de la catégorie de réserves (prouvées ou probables) à laquelle elles sont attribuées.

DESCRIPTION DES HYPOTHÈSES DE PRIX ET DE COÛTS

« Prix et coûts prévisionnels » : prix et coûts futurs

• (i) qui sont généralement acceptés comme une perspective raisonnable;

• (ii) dans la seule mesure où il existe des prix ou coûts futurs fixes ou actuellement déterminables auxquels Enerplus est lié par un engagement, contractuel ou autre, de livrer un produit, y compris ceux qui se rapportent à une période de prolongation d’un contrat qui sera probablement prolongé, ces prix et coûts plutôt que ceux qui sont visés en (i).

« Prix et coûts constants » : à moins d’indication contraire expresse, prix et coûts utilisés dans une estimation et qui sont une moyenne non pondérée des cours de clôture de la marchandise applicable le premier jour de chacun des douze mois de 2009, gardés constants pendant toute la durée estimative des terrains faisant l’objet de l’estimation.

Présentation de l’information financière d’Enerplus

L’information financière incluse et intégrée par renvoi dans la présente notice annuelle a été préparée conformément aux PCGR du Canada. Les PCGR du Canada diffèrent à certains égards importants des PCGR des États-Unis et, par conséquent, il se peut que l’information financière ne soit pas comparable à l’information financière des sociétés américaines. Les principales différences concernant le Fonds sont résumées à la note 14 afférente aux états financiers consolidés vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 qui sont disponibles dans le profil du Fonds sur SEDAR à www.sedar.com, sur EDGAR à www.sec.gov dans le rapport annuel sur formulaire 40-F déposé auprès de la SEC avec la présente notice annuelle et sur le site Web d’Enerplus à www.enerplus.com.

À moins d’indication contraire, tous les montants en dollars présentés dans les présentes et toutes les mentions de « $ » désignent le dollar canadien.

Énoncés et renseignements prospectifs

La présente notice annuelle contient certains énoncés et renseignements prospectifs qui sont fondés sur des attentes, des évaluations, des projections, des hypothèses et des croyances internes actuelles d’Enerplus. L’utilisation de termes tels que « prévoir », « continuer », « estimer », « pouvoir », « projeter », « croire », « planifier », « compter », « stratégie » et d’autres expressions semblables vise à indiquer des énoncés et renseignements prospectifs. Ces énoncés ne devraient pas être considérés comme des garanties quant au rendement futur et sous-entendent des risques connus, des risques inconnus, des incertitudes ainsi que d’autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels ou la suite des événements diffèrent de façon importante de ceux qui sont prévus dans ces énoncés et renseignements prospectifs. Enerplus est d’avis que les prévisions reflétées dans ces énoncés et renseignements prospectifs sont raisonnables, mais rien ne saurait garantir que ces prévisions se révéleront exactes et on ne devrait pas se fier indûment aux énoncés et renseignements prospectifs inclus dans la présente notice annuelle. Ces énoncés et renseignements prospectifs sont valides uniquement à la date de la présente notice annuelle et Enerplus ne s’engage nullement à mettre à jour par voie de communiqués ces énoncés ou renseignements prospectifs, sauf si les lois applicables l’exigent.

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Plus particulièrement, la présente notice annuelle renferme des énoncés et des renseignements prospectifs portant sur les questions suivantes :

• la quantité et les produits nets d’exploitation futurs tirés des réserves et/ou des ressources d’Enerplus;

• les niveaux de production du pétrole brut, du LGN, du gaz naturel et du bitume;

• le cours des marchandises, les taux de change et les taux d’intérêts;

• les programmes de dépenses en immobilisations, les programmes de forage, les programmes de mise en valeur et d’autres dépenses futures;

• l’offre et la demande en pétrole, en LGN et en gaz naturel;

• la stratégie commerciale d’Enerplus, y compris ses priorités en matière d’actifs et d’exploitation et sa transition à partir d’un modèle axé sur le revenu vers un modèle hybride axé sur la croissance et le revenu;

• les acquisitions et les aliénations futures;

• les prévisions quant à la capacité d’Enerplus de mobiliser des capitaux et d’accroître continuellement les réserves et/ou les ressources par le biais d’acquisitions et d’activités de mise en valeur;

• les calendriers et la pertinence de certains projets ainsi que de la stratégie de croissance d’Enerplus;

• les résultats d’exploitation et les résultats financiers futurs d’Enerplus;

• les frais d’abandon et de remise en état futurs;

• l’application de l’impôt des EIPD au Fonds, la conversion éventuelle du statut de fiducie à celui de société et les incidences éventuelles sur l’échéancier et l’imposition de ces événements;

• le montant et le traitement fiscal des distributions et des dividendes futurs versés par Enerplus;

• les comptes d’impôt d’Enerplus et le moment où Enerplus peut supporter certaines taxes, notamment sur le revenu;

• le traitement accordé par les régimes de réglementation gouvernementaux et autres ainsi que l’incidence des lois fiscales, environnementales et autres, y compris les reçus prévus aux termes du programme de crédit de redevances de forage de la province d’Alberta;

• les lois concernant l’impôt sur le revenu et les régimes de redevances à venir, y compris les reçus prévus aux termes du programme de crédit de redevances de forage de la province d’Alberta.

Les renseignements et les énoncés prospectifs contenus dans la présente notice annuelle reflètent plusieurs facteurs importants de même que des attentes formulées et des hypothèses posées par Enerplus, dont les suivants : la disponibilité des flux de trésorerie, des sources d’emprunts ou de capitaux propres ou encore d’autres ressources financières pour financer les éventuelles dépenses en immobilisations et d’exploitation et d’autres besoins d’Enerplus, une direction des opérations et des résultats d’exploitation conformes aux attentes d’Enerplus, la capacité d’Enerplus et de ses partenaires dans le secteur à mettre en valeur les terrains de pétrole, de gaz naturel et de bitume d’Enerplus de la manière envisagée actuellement, le maintien en vigueur des conditions, des lois et des règlements actuels du secteur ou, dans le cas des conditions, des lois et des règlements proposés ou prévus, comme il est énoncé aux présentes, l’exactitude en tous points importants des estimations des volumes de réserves et de ressources d’Enerplus et des hypothèses qui s’y rapportent (concernant notamment les prix des marchandises et les frais de mise en valeur), une accessibilité à des services et de la main-d’œuvre permettant de mener à bien les activités d’Enerplus comme prévu et l’exactitude des hypothèses d’Enerplus concernant les prix des marchandises et d’autres coûts. Enerplus estime que les facteurs importants, les attentes et les hypothèses dont tiennent compte les renseignements et énoncés prospectifs sont raisonnables en ce moment, mais rien ne garantit qu’ils se révèleront exacts.

Les résultats réels d’Enerplus pourraient différer de manière importante des résultats prévus dans ces énoncés prospectifs et dans cette information financière prospective en raison des facteurs de risque connus et inconnus, notamment ceux qui sont énoncés à la rubrique « Facteurs de risque » de la présente notice annuelle et les risques se rapportant aux éléments qui suivent :

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• la fluctuation des cours du pétrole, du bitume, du LGN et du gaz naturel, y compris les changements dans l’offre ou la demande de ces produits;

• les mesures prises par le gouvernement ou les organismes de réglementation, notamment des modifications apportées aux lois concernant l’impôt sur le revenu (y compris celles qui visent les fiducies de fonds commun de placement et les fiducies de revenu ou l’admissibilité aux fins de placement) et aux régimes de redevances ainsi qu’aux programmes incitatifs en ce qui a trait à l’industrie pétrolière et gazière et aux fiducies de revenu;

• les résultats d'exploitation non prévus, y compris les changements et les variations des niveaux de production du pétrole, du LGN, du gaz naturel et du bitume;

• les changements dans les projets de mise en valeur par Enerplus ou des exploitants tiers;

• la capacité d’Enerplus d’obtenir les capitaux requis;

• les variations de taux de change et de taux d’intérêts;

• les modifications apportées aux besoins en ce qui a trait aux dépenses en immobilisations et autres dépenses ainsi qu’au remboursement de la dette;

• les responsabilités ou les événements inattendus inhérents aux activités pétrolières et gazières, notamment les risques de nature géologique et technique ainsi que des risques liés aux activités de forage et de traitement;

• les actions des partenaires du secteur et la dépendance envers ceux-ci;

• les incertitudes liées à l’estimation des réserves et des ressources;

• la concurrence liée, entre autres, aux capitaux, à l’acquisition de réserves et de ressources, aux terrains non mis en valeur, à l’accès à une capacité de traitement de tiers et au personnel compétent;

• les évaluations inexactes de la valeur des acquisitions ou le défaut de réaliser des aliénations;

• une capacité limitée de livraison et de transport de la production d’Enerplus aux marchés par pipeline ou d’autres moyens de transport adéquats ou absence de capacité;

• le succès d’Enerplus à acquérir, exploiter et mettre en valeur des réserves et des ressources;

• les changements à la conjoncture économique, boursière (ce qui comprend le marché du crédit) et commerciale au Canada, en Amérique du Nord et à l’échelle mondiale;

• les modifications aux lois et aux réglementations actuelles et futures en matière d’environnement, entre autres, applicables aux activités d’Enerplus et l’aptitude d’Enerplus à se conformer aux exigences actuelles et futures de ces lois et de ces règlements.

Beaucoup de ces facteurs de risque et d’autres risques particuliers et incertitudes sont présentés plus en détail dans la présente notice annuelle et dans le rapport de gestion d’Enerplus pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, qui sont disponibles dans le profil d’Enerplus sur le site Web de SEDAR à www.sedar.com, sur EDGAR à www.sec.gov dans le rapport annuel sur formulaire 40-F déposé auprès de la SEC avec la présente notice annuelle et sur le site Web d’Enerplus à www.enerplus.com. Le lecteur se doit également de prendre connaissance des facteurs de risque qui sont présentés à la rubrique « Facteurs de risque » de la présente notice annuelle et dans d’autres documents qu’Enerplus dépose à l’occasion auprès des autorités en valeurs mobilières. On peut obtenir gratuitement des exemplaires de ces documents en s’adressant à Enerplus ou par voie électronique en consultant le profil d’Enerplus sur le site Web de SEDAR à www.sedar.com, sur le site Web d’EDGAR à www.sec.gov ou sur le site Web d’Enerplus à www.enerplus.com.

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FONDS ENERPLUS RESOURCES

Notice annuelle

pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009

Structure du Fonds Enerplus Resources

FONDS ENERPLUS RESOURCES

Le Fonds Enerplus Resources est un fonds du secteur de l’énergie qui a été créé en 1986 en vertu des lois de la province d’Alberta aux termes de l’acte de fiducie. Les actifs du Fonds sont actuellement composés de titres émis par les filiales directes en propriété exclusive du Fonds et de redevances de 95 %, de 99 % et de 99 % sur les terrains de pétrole brut et de gaz naturel d’EnerMark, d’ERC et d’Enerplus Oil & Gas, respectivement. Le siège social et principal bureau d’Enerplus est situé au 3000 The Dome Tower, 333 – 7th Avenue S.W., Calgary (Alberta) T2P 2Z1. Enerplus a également des bureaux aux États-Unis situés au Wells Fargo Center, Suite 1300, 1700 Lincoln Street, Denver, Colorado 80203. Le fiduciaire du Fonds est Société de fiducie Computershare du Canada, située au 600, 530 – 8[th] Avenue S.W., Calgary (Alberta) T2P 3S8. Le conseil d’administration d’EnerMark est chargé de la gouvernance d’Enerplus.

FILIALES EN EXPLOITATION

Les filiales en exploitation du Fonds acquièrent et exploitent des avoirs de pétrole brut et de gaz naturel pour le compte du Fonds. Voir « Entreprise d’Enerplus », « Réserves de pétrole et de gaz naturel » et « Information supplémentaire sur l’exploitation » pour d’autres renseignements sur l’exploitation et les réserves de pétrole et de gaz naturel ainsi que les ressources éventuelles de bitume d’Enerplus. Au 31 décembre 2009, les filiales en exploitation importantes du Fonds étaient EnerMark, ERC, ECT, Enerplus USA et FET Operating Partnership.

EnerMark et ERC sont des sociétés constituées en vertu de la Business Corporations Act (Alberta). ECT est une fiducie constituée en vertu des lois de l’Alberta, FET Operating Partnership est une société en nom collectif constituée en vertu des lois de l’Alberta et Enerplus USA est une société constituée sous le régime des lois du Delaware. Le Fonds est propriétaire indirect de la totalité des titres d’EnerMark, d’ERC, d’ECT, d’Enerplus USA et de FET Operating Partnership émis et en circulation.

STRUCTURE ORGANISATIONNELLE

La structure organisationnelle simplifiée d’Enerplus au 31 décembre 2009, y compris les filiales en exploitation importantes du Fonds, et le mouvement des fonds depuis les filiales en exploitation vers le Fonds et du Fonds vers ses porteurs de parts sont illustrés ci-dessous.

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PORTEURS DE PARTS
100 % des
Distributions
parts de
en espèces
fiducie
PORTEURS DE PARTS DE
SOCIÉTÉ EN COMMANDITE
FONDS
ÉCHANGEABLES D’EELP
ENERPLUS
RESOURCES
(fiducie de l’Alberta)
Distributions
en espèces 100 % des Versement Versements de distributions
de redevances,
Versements de actions d’intérêt, de capital (indirectement)
distributions ordinaires et de dividendes
(indirectement) (directement et
EELP (indirec- indirectement) 100 %
(société en commandite tement) de fiduciedes parts
de l’Alberta) Verse- ENERMARK INC. (indirec- ENERPLUS
ments (société de l’Alberta) tement) COMMERCIAL
de rede- TRUST
vances (société de l’Alberta)
Participation Versements de
de 100 % distributions
(indirecte) (indirectement) 100 % desactions d’intérêt et de Versements 100 % desactions ordinaires
ordinaires dividendes (indirectement)
(indirectement)
FET OPERATING
ENERPLUS RESOURCES ENERPLUS RESOURCES
PARTNERSHIP
(société en nom collectif CORPORATION (USA) CORPORATION
de l’Alberta) (société de l’Alberta) (société du Delaware)
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Développement général du fonds Enerplus Resources

GÉNÉRALITÉS

Le Fonds Enerplus Resources a été formé en 1986. Les parts de fiducie du Fonds se négocient actuellement à la Bourse de Toronto sous le symbole « ERF.UN » et à la bourse de New York sous le symbole « ERF ».

DÉVELOPPEMENT AU COURS DES TROIS DERNIERS EXERCICES

Changements en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010

Le 31 octobre 2006, le ministre des Finances du Canada a proposé d’imposer certains types de revenu de fiducies de fonds communs de placement négociées en bourse (une « fiducie EIPD ») à des taux comparables aux taux d’imposition combiné fédéral-provincial des sociétés (l’« impôt des EIPD »). Il a ainsi été décidé d’éliminer la capacité d’une fiducie de déduire les bénéfices distribués aux porteurs de parts, d’imposer les revenus de la fiducie aux taux des sociétés et de traiter les distributions aux porteurs de parts comme des dividendes imposables. Les dispositions législatives régissant l’impôt des EIPD (les « dispositions relatives aux EIPD ») sont entrées en vigueur le 22 juin 2007. Toutefois, les dispositions relatives au EIPD ne devraient pas s’appliquer au Fonds avant 2011 pourvu que le Fonds ne connaisse qu’une « croissance normale » pendant la période de transition qui se terminera le 31 décembre 2010. Toute « expansion injustifiée » pendant cette période de transition pourrait faire en sorte que l’impôt des EIPD s’applique au Fonds avant le 1[er] janvier 2011. Pour une fiducie EIPD, la « croissance normale » comprend la croissance des capitaux propres à l’intérieur d’une certaine « zone sûre », mesurée en fonction de la capitalisation boursière d’une fiducie EIPD à la clôture des marchés le 31 octobre 2006. Voici d’autres détails sur les paramètres de la « croissance normale » :

• sont comprises parmi les nouveaux capitaux propres à ces fins les parts et les titres de créance convertibles en parts (et peut-être d’autres substituts de capitaux propres, en cas de tentatives d’en mettre au point);

• le fait de remplacer des titres de créance en circulation le 31 octobre 2006 par de nouveaux capitaux propres ne sera pas considéré comme de la croissance à ces fins et n’aura aucune incidence sur la zone sûre;

• l’échange contre des parts de fiducie de parts de société de personnes échangeables ou d’actions échangeables qui étaient en circulation le 31 octobre 2006 ne sera pas considéré comme de la croissance à ces fins et n’aura aucune incidence sur la zone sûre.

La capitalisation boursière combinée du Fonds et de Focus à la clôture des marchés le 31 octobre 2006, compte tenu seulement des parts de fiducie émises et en circulation négociées en bourse à cette date, était d’environ 9,1 G$. Après déduction de la valeur des nouveaux titres de participation émis après le 31 octobre 2006 et l’ajout de la valeur des nouveaux titres de participation qui pourraient être émis pour remplacer les titres de créance qui étaient en circulation le 31 octobre 2006, la limite globale restante d’Enerplus relative à la zone sûre est d’environ 9,0 G$.

Par suite de l’adoption des dispositions relatives aux EIPD en 2007, les impôts futurs du Fonds figurant à ces états financiers ont été rajustés pour inclure les écarts temporaires qui existent entre la valeur fiscale et la valeur comptable de l’actif et du passif du Fonds, tel qu’il est décrit plus en détail à la note 10 afférente aux états financiers consolidés vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009. En outre, la valeur actualisée nette estimative déclarée des produits d’exploitation nets futurs tirés des réserves de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus après impôt reflète l’incidence de l’impôt des EIPD sur les réserves d’Enerplus. Enerplus prévoit se convertir en société versant des dividendes vers le 1[er] janvier 2011 et compte tirer parti des règles de conversion pour les fiducies EIPD afin de grandement simplifier sa structure organisationnelle sousjacente au moment de sa conversion en société. À l’heure actuelle, Enerplus prévoit se convertir en société au moyen d’un plan d’arrangement mis en œuvre en vertu de la Business Corporations Act (Alberta), qui doit être approuvé par le conseil d’administration d’EnerMark ainsi que par les porteurs de parts du Fonds. Le Fonds compte demander l’approbation requise des porteurs de parts au cours d’une assemblée extraordinaire des porteurs de parts qui aura lieu en décembre 2010. Il se pourrait que les porteurs de parts du Fonds n’approuvent pas la conversion en société; toutefois, le gouvernement canadien a prévu l’application de l’impôt EIPD à compter de 2011, ce qui supprime dans les faits les avantages de demeurer une fiducie.

Enerplus ne s’attend pas à ce que la conversion en société ait une incidence majeure sur sa stratégie d’exploitation ou ses activités commerciales sous-jacentes. De plus, même s’il se pourrait que la conversion donne lieu à un événement imposable pour certains des porteurs de parts du Fonds, Enerplus ne prévoit pas à l’heure actuelle que la conversion donnera lieu à un tel événement. Toutefois, comme la forme, la structure et les étapes définitives de l’opération de conversion n’ont pas encore

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été finalisées, Enerplus ne peut garantir que la conversion n’entraînera pas d’événement imposable pour ses porteurs de titres. Enerplus ne s’attend pas à l’heure actuelle à ajuster ses dividendes en espèces mensuels par suite de sa conversion en société. À l’avenir, le traitement fiscal des dividendes ou des distributions d’Enerplus peut être différent pour ses porteurs de titres, selon le territoire d’imposition de ceux-ci et selon qu’ils détiennent ou non leur investissement dans un compte imposable ou dans un compte à imposition reportée.

Pour plus de renseignements (y compris relativement à l’horizon fiscal prévu d’Enerplus), voir « Entreprise d’Enerplus — Horizon fiscal » et « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie » dans la présente notice annuelle.

Acquisition de participations relatives aux redevances dérogatoires brutes aux É.-U.

Le 31 janvier 2007, Enerplus a acquis divers droits de redevances dérogatoires brutes (le « DRDB ») dans l’État du Wyoming moyennant une contrepartie totale de 61 M$. Cette acquisition a représenté un ajout modeste aux actifs d’Enerplus aux États-Unis de même qu’une nouvelle région où Enerplus voit un potentiel important de mise en valeur gazière. Les actifs visés produisent du gaz naturel provenant des champs gaziers Jonah situés au Wyoming et exploités par EnCana Corporation, lesquels sont parmi les plus grands champs gaziers aux É.-U. L’acquisition a consisté en une DRDB d’environ 0,5 % sur environ 650 puits producteurs de gaz naturel dans le champ Jonah. Enerplus n’est pas tenue de dépenser de capital de mise en valeur ou d’engager des coûts d’exploitation sur ces actifs. Le 10 avril 2007, Enerplus a acquis une participation indivise de 90 % dans Kirby Oil Sands Partnership (y compris la participation de 0,01 % de l’associé directeur dans la société de personnes) pour une contrepartie totale de 182,8 M$, dont 128,1 M$ ont été payés en espèces et le reste, par l’émission de 1 104 945 parts de fiducie au prix de 49,55 $ la part de fiducie. Le 22 juin 2007, Enerplus a acquis la participation restante de 10 % dans Kirby Oil Sands Partnership pour une contrepartie en espèces de 20,3 M$, portant le prix d’achat total à 203,1 M$. Dans le cadre de l’opération, Enerplus a également acquis les droits pétroliers et gaziers détenus par les vendeurs sur les terrains touchés par la concession Kirby, à l’exception des droits pétroliers et gaziers sur toute partie de terrain où il existe déjà un puits de pétrole ou de gaz, mais seulement jusqu’à la formation la plus profonde pénétrée par le puits.

Pour obtenir des renseignements supplémentaires sur le projet Kirby, voir « Entreprise d’Enerplus — Types de zones ressources d’Enerplus — Sables bitumineux — Projet Kirby ».

Acquisition de Focus Energy Trust

Le 13 février 2008, le Fonds a réalisé l’acquisition de Focus aux termes d’un plan d’arrangement en vertu de la Business Corporations Act (Alberta). Aux termes de l’arrangement, le Fonds a acquis tous les actifs de Focus et a pris en charge toutes les dettes de celle-ci, les porteurs de parts de Focus ont reçu 0,425 part de fiducie d’Enerplus pour chaque part de fiducie de Focus et toutes les parts de fiducie de Focus ont été rachetées. En outre, le Fonds a pris en charge les parts de société en commandite échangeables de Focus Limited Partnership (filiale de Focus rebaptisée depuis EELP), qui sont devenues échangeables contre des parts de fiducie du Fonds. Le Fonds a émis, au total, 30 149 752 parts de fiducie aux anciens porteurs de parts de fiducie de Focus dans le cadre de l’opération et, au 31 décembre 2009, Enerplus comptait également un total d’environ 6 382 000 parts de société en commandite échangeables d’EELP en circulation, échangeables contre environ 2 712 000 parts de fiducie. Chaque part de société en commandite échangeable d’EELP est échangeable contre une part de fiducie d’Enerplus à raison de 0,425 part de fiducie d’Enerplus pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP et chaque part de société en commandite échangeable d’EELP comporte des droits de vote ainsi que des droits aux distributions en espèces qui ont été déterminés en fonction de ce ratio d’échange. Pour obtenir une description des parts de société en commandite échangeables d’EELP et des conventions qui s’y rapportent, voir « Information concernant Enerplus Exchangeable Limited Partnership » à l’annexe G de la présente notice annuelle.

Aliénation du projet Joslyn

Le 31 juillet 2008, Enerplus a vendu sa participation directe de 15 % dans la concession de sables bitumineux Joslyn à Occidental Petroleum Corporation pour un produit net d’environ 502 M$, déduction faite des ajustements et des frais de l’opération. Le produit de la vente a été utilisé pour réduire la dette bancaire. Le projet Joslyn, qui est situé dans le nord-est de l’Alberta, est un projet de sables bitumineux exploité par Total E&P Canada Ltd., filiale en propriété exclusive de Total S.A. Enerplus avait investi environ 115 M$ sur sa participation de 15 % dans le projet Joslyn depuis sa création en 2002.

Acquisition de participations dans les terrains de Marcellus

Le 1[er] septembre 2009, Enerplus (par l’entremise d’Enerplus USA, filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds) a acquis une participation directe moyenne de 21,5 % dans certains terrains dans la zone de gaz naturel de schiste de Marcellus dans le

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nord-est des États-Unis. La contrepartie totale de l’acquisition de Marcellus s’élevait à environ 411,0 M$ US (environ 453,3 M$ CA). La date de prise d’effet de l’opération était le 1[er] mai 2009. Aux termes de l’opération, Enerplus a acquis une participation directe moyenne de 21,5 % par l’acquisition d’une participation indivise de 30 % dans la participation directe moyenne de 72 % des vendeurs de Marcellus dans les terrains de Marcellus. L’acquisition de Marcellus a été réalisée en deux parties, la première étant le transfert à Enerplus d’une tranche des participations aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus et la seconde étant le transfert à Enerplus des participations restantes aux termes de la CMVC de Marcellus, comme il est plus amplement décrit ci-après.

Aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus, Enerplus a acquis une participation directe d’environ 8,6 % dans les terrains de Marcellus (soit une participation indivise de 12 % dans la participation directe moyenne de 72 % des vendeurs de Marcellus dans les terrains de Marcellus) pour une contrepartie au comptant de 164,4 M$ US (environ 181,3 M$ CA), contrepartie payée à la clôture. Enerplus et les vendeurs de Marcellus ont également conclu, à la date de clôture de l’acquisition de Marcellus, la CMVC de Marcellus aux termes de laquelle Enerplus a acquis une participation directe supplémentaire d’environ 12,9 % dans les terrains de Marcellus (soit une participation indivise de 18 % dans la participation directe moyenne de 72 % des vendeurs de Marcellus dans les terrains de Marcellus). Aux termes de la CMVC de Marcellus, la contrepartie de 246,6 M$ US (environ 272,0 M$ CA) (la « somme à engager relativement à Marcellus »), attribuable à ces participations directes supplémentaires sera acquittée au fil du temps sous forme de « prise en charge » et représentera 50 % de la quote-part des frais futurs de forage et de complétion de puits sur les terrains de Marcellus payables par les vendeurs de Marcellus jusqu’à ce que la somme à engager soit entièrement dépensée. Au 31 décembre 2009, la somme à engager relativement à Marcellus était d’environ 237,3 M$ US, compte tenu des dépenses de 2009 et des rajustements de clôture définitifs. D’après les projets existants relativement aux travaux futurs de forage et de complétion, Enerplus prévoit que la somme à engager relativement à Marcellus sera dépensée d’ici 2013. Depuis la clôture de l’acquisition de Marcellus, Enerplus a consacré environ 5 M$ à l’acquisition d’acres supplémentaires dans la zone de Marcellus et de données sismiques relatives à celle-ci.

Pour obtenir une description des terrains de Marcellus et de la zone ressource de gaz de schiste d’Enerplus, on se reportera à la sous-rubrique « Entreprise d’Enerplus — Types de zones ressources d’Enerplus — Gaz de schiste d’Enerplus »

Acquisitions et aliénations stratégiques supplémentaires

En 2009, Enerplus a acquis des participations supplémentaires dans le terrain Bakken, qui est situé dans le sud-est de la Saskatchewan et dans le Dakota du Nord, pour un prix d’achat d’environ 55,0 M$ et s’est départie de 104,3 M$ d’actifs, dont la presque totalité était reliée à la vente d’un terrain pétrolier non essentiel dans l’Ouest du Canada, dont la production était d’environ 200 bep/j.

Au début de 2010, Enerplus a annoncé qu’il comptait se départir d’environ 14 000 bep/j de production non essentielle qui ne cadre pas avec sa stratégie future. Enerplus compte affecter le produit du dessaisissement, s’il en est, à des acquisitions et des dépenses en immobilisations stratégiques.

Positionnement stratégique dans la conjoncture économique et l’environnement industriel acquis

L’année 2009 a été une année de transition pour Enerplus, qui a continué à s’éloigner d’un modèle axé sur le revenu pour passer à un modèle axé sur la croissance et le revenu. Au début de 2009, en réponse à la chute abrupte du cours des marchandises et à la crise économique mondiale, Enerplus a diminué ses distributions en espèces mensuelles à 0,18 $ par part de fiducie et a grandement restreint son programme de dépenses en immobilisations axées sur la mise en valeur de façon à conserver un bilan solide lui offrant la flexibilité financière et la liquidité nécessaires pour rechercher des actifs de croissance. Au cours de 2010, Enerplus prévoit continuer sa transition vers un statut de société versant des dividendes qui, selon Enerplus, devrait offrir aux investisseurs croissance et revenu. Pour de plus amples renseignements sur la stratégie commerciale d’Enerplus, on se reportera à la rubrique « Entreprise d’Enerplus — Aperçu ».

Entreprise d’Enerplus

APERÇU

Comme il a été décrit ci-dessus, 2009 a été une année de transition pour Enerplus, qui a continué sa transition pour passer d’un modèle axé sur le revenu à un modèle axé sur la croissance et le revenu. Pendant sa transition, Enerplus s’est concentrée sur la production de résultats d’exploitation, le repositionnement de sa base d’actifs et l’ajout de dirigeants-clés compétents et de personnel technique d’expérience tout en équilibrant les distributions et le réinvestissement des capitaux avec les flux de

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trésorerie. Enerplus estime avoir accompli de grands progrès dans la mise en œuvre de ces stratégies et être sur la voie du succès étant donné que les nouvelles zones de croissance commenceront à être prises en compte dans ses résultats en 2010.

Enerplus revoit la composition de sa base d’actifs pour inclure non seulement des actifs matures axés sur le revenu, mais également des actifs à un stade précoce axés sur la croissance comme la zone de gaz de schiste de Marcellus aux États-Unis, la zone de pétrole Bakken/de formation étanche au Canada et aux États-Unis et la zone de gaz de formation étanche Deep Basin au Canada. Enerplus estime avoir commencé à se constituer un important portefeuille de zones productives possibles et s’attend à continuer à ajouter ces types de terrains à son portefeuille. Enerplus estime également qu’une plus grande concentration d’actifs lui permettra de concentrer ses activités sur un nombre réduit de terrains à grand impact afin de maximiser la valeur pour ses investisseurs.

Un élément clé de la stratégie commerciale d’Enerplus en 2009 consistait à ajouter plus de zones ressources à un stade précoce à son portefeuille par le biais d’acquisitions et de développement interne. Enerplus estime que l’ajout de ces types de ressources aidera à améliorer la rentabilité de son entreprise et à la placer sur la bonne voie pour enregistrer une croissance importante de ses réserves et de sa production. Enerplus a acquis environ 226 000 acres nets de terrains productifs possibles, dont la majorité était située dans trois régions de croissance principales. L’attribution d’une partie du budget d’immobilisations aux zones ressources à un stade précoce plutôt qu’aux terrains producteurs a eu une incidence négative sur la croissance de la production annuelle. En 2009, Enerplus a également étoffé ses compétences techniques internes dans le but d’améliorer sa compréhension et d’exploiter ses actifs existants de pétrole brut par injection d’eau et d’autres terrains pétroliers par l’utilisation du forage horizontal, d’une stimulation de fracture à plusieurs étapes et de techniques améliorées de récupération du pétrole. Même si ces terrains matures sont en production depuis de nombreuses années, Enerplus estime qu’ils contiennent toujours une quantité importante de pétrole récupérable. En utilisant des nouvelles techniques et des nouvelles technologies, Enerplus estime pouvoir améliorer le taux de récupération ultime de nombre de ces champs, ajoutant des réserves et une production supplémentaires. En 2009, Enerplus gérait ses dépenses en immobilisations et ses distributions compte tenu de ses flux de trésorerie tout en atteignant ses cibles de production et en faisant progresser sa stratégie de croissance. Enerplus a reporté son programme de sables bitumineux en 2009 pour allouer son capital à ses autres zones de croissance.

Les activités d’acquisition et de mise en valeur d’Enerplus ciblent généralement des zones ressources qui sont habituellement de grands et vastes gisements, d’un point de vue aérien, de pétrole, de gaz naturel et de bitume découverts et qui comportent des risques géologiques limités. Les zones ressources requièrent habituellement de nombreux puits pour leur mise en valeur au fil du temps. Les zones ressources présentent généralement des taux de fléchissement de la production inférieurs à long terme et une durée de production supérieure. Enerplus exploite six types de zones ressources : (i) la zone de pétrole Bakken/de formation étanche au Montana, au Dakota du Nord et dans le sud-est de la Saskatchewan; (ii) la zone de gaz de schiste de Marcellus dans le nord-est des États-Unis; (iii) la zone de gaz naturel de formation étanche dans le nord-ouest de l’Alberta et le nord-est de la Colombie-Britannique; (iv) la zone de pétrole brut par injection d’eau dans le nord-ouest du Canada; (v) la zone de gaz naturel peu profond (ce qui comprend certains terrains de MH peu profonds) dans le sud-est et le centre de l’Alberta et le sud-ouest de la Saskatchewan et (vi) la zone de sable bitumineux dans le nord-est de l’Alberta. De plus, Enerplus détient des participations dans d’autres terrains de pétrole et de gaz naturel classique dans l’Ouest canadien. Chacun de ces types de zones et de participations dans des terrains est décrite en détail à la rubrique « Types de zones de ressources d’Enerplus » ci-dessous.

À moins d’indication contraire, (i) toutes les données sur la production et l’exploitation dans la présente notice annuelle sont présentées au 31 décembre 2009 ou, au besoin, pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, (ii) toutes les données sur la production représentent la « participation de la société » d’Enerplus dans la production de ces terrains, qui comprend les droits de redevance dérogatoires d’Enerplus, mais qui est calculée avant déduction des droits de redevance dont sont propriétaires des tiers et (iii) toutes les références aux volumes de réserves représentent les réserves estimatives visées par une « participation de la société » d’Enerplus (avant déduction des redevances) contenues dans le rapport de McDaniel, le rapport de NSAI ou le rapport de Haas, selon le cas, d’après les prix et les coûts prévisionnels. Voir « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus ».

Les principaux terrains pétroliers et gaziers dans lesquels Enerplus détient des participations sont situés dans l’Ouest canadien, dans les provinces d’Alberta, de la Colombie-Britannique, de la Saskatchewan et du Manitoba, et des terrains de moindre importance se trouvent en Ontario, aux États-Unis, dans les états du Montana, du Dakota du Nord, de la Pennsylvanie, de la Virginie-Occidentale, du Maryland, du Wyoming et de l’Utah. Les principaux terrains producteurs d’Enerplus sont dotés des installations connexes de production sur le terrain et de l’infrastructure nécessaires pour faire face à la production d’Enerplus. En fonction du bep, le pétrole brut et les LGN comptaient pour environ 41 % des volumes de production tirés des terrains d’Enerplus pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, et le gaz naturel, pour environ 59 %. La production de 2009 d’Enerplus comprenait 32 984 b/j de pétrole brut, 4 157 b/j de LGN et 326,6 Mpi[3] /j de gaz naturel pour un total de 91 569 bep/j, soit une diminution d’environ 4 % en fonction du bep par rapport à la production quotidienne moyenne de 2008 de 34 581 b/j de pétrole brut, 4 627 b/j de LGN et 338,9 Mpi[3] /j de gaz naturel, pour un total de

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95 687 bep/j. Enerplus a terminé l’année 2009 avec une production quotidienne moyenne d’environ 85 400 bep/j. En 2009, Enerplus était l’exploitant d’environ 71 % de sa production et des partenaires du secteur exploitaient les autres 29 %. Au 31 décembre 2009, on estimait que les terrains de pétrole et de gaz naturel dans lesquels Enerplus détient une participation contenaient des réserves prouvées et probables de 110 568 kb de pétrole brut léger et moyen, de 46 778 kb de pétrole lourd, de 14 507 kb de LGN, de 1 013 180 Mpi[3] de gaz naturel et de 24 890 Mpi[3] de gaz de schiste, pour un total de 344 864 kbep. Voir « Réserves de pétrole et de gaz naturel ».

Le tableau ci-dessous indique les réserves d’Enerplus au 31 décembre 2009 et sa production quotidienne moyenne en 2009, dans chaque cas selon la participation de la société, pour cinq des six zones ressources et les autres terrains de pétrole et de gaz naturel classiques d’Enerplus. Aucune production n’a eu lieu en 2009 dans les zones ressources de sables bitumineux d’Enerplus et aucune réserve ne leur a été attribuée au 31 décembre 2009.

Type de zone Réserves prouvées Réserves probables	Réserves prouvées et probables Production quotidienne moyenne
Pétrole Bakken/de formation étanche 32,0 Mbep 9,7 Mbep Pétrole brut par injection d’eau 74,4 Mbep 21,4 Mbep Autre pétrole classique 31,5 Mbep 10,6 Mbep Totalpour lepétrole 138,0 Mbep 41,8 Mbep	41,8 Mbep 10 075 bep/j 95,9 Mbep 16 329 bep/j 42,2 Mbep 10 777 bep/j 179,8 Mbep 37 181 bep/j
Gaz de schiste de Marcellus 8,1 Gpi3eg 16,8 Gpi3eg Gaz de formation étanche 252,8 Gpi3eg 102,8 Gpi3eg Gaz peu profond 272,7 Gpi3eg 95,1 Gpi3eg Autre gaz classique 182,5 Gpi3eg 59,3 Gpi3eg Totalpour legaz 716,2 Gpi3eg 274,0 Gpi3eg	24,9 Gpi3eg 514 kpi3eg/j 355,6 Gpi3eg 98 452 kpi3eg/j 367,8 Gpi3eg 140 008 kpi3eg/j 241,9 Gpi3eg 87 352 kpi3eg/j 990,2 Gpi3eg 326 326 kpi3eg/j
Total 257,4 Mbep 87,5 Mbep	344,9 Mbep 91 569 bep/j

SOMMAIRE DES PRINCIPAUX EMPLACEMENTS DE PRODUCTION

En bep, au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2009, environ 61 % de la production d’Enerplus provenait de l’Alberta, 17 % de la Saskatchewan, 11 % du Montana, 9 % de la Colombie-Britannique, 2 % du Manitoba et des quantités minimes d’autres territoires (comme la Pennsylvanie, l’Utah, le Wyoming et le Dakota du Nord). Le tableau ci-dessous présente la production quotidienne moyenne des principaux terrains producteurs d’Enerplus et leur principal type de zone ressources au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2009. Tous les terrains énumérés dans le tableau (autres que ceux de la ligne « Autres ») sont situés en Alberta à moins d’indication contraire.

Production quotidienne moyenne en 2009 tirée des principaux terrains

Terrain Principal type de zone	Produit
	Pétrole brut Lourd Léger et moyen LGN Gaz naturel **Total **
Shackleton (Saskatchewan) Gaz peu profond Sleeping Giant, Montana, États-Unis Pétrole Bakken/de formation étanche Tommy Lakes (Colombie-Britannique) Gaz de formation étanche Brooks Autre pétrole classique Bantry Gaz peu profond Pembina 5 Way Pétrole brut par injection d’eau Giltedge Pétrole brut par injection d’eau Joarcam Pétrole brut par injection d’eau Medicine Hat, gisement glauconieux « C » Pétrole brut par injection d’eau Verger Gaz peu profond Elmworth Gaz de formation étanche Pine Creek Gaz de formation étanche Hanna Garden Gaz peu profond Burnt Timber Gaz de formation étanche Medicine Hat South Gaz peu profond Chinchaga Autre gaz classique Hanlan-Robb Autre gaz classique Pouce Coupe Gaz de formation étanche Virden (Manitoba) Pétrole brut par injection d’eau	(b/j) (b/j) (b/j) (kpi3/j) (bep/j) – – – 62 736 10 456 – 8 046 – 9 963 9 707 – 83 651 32 799 6 201 2 585 – 66 11 053 4 493 – 10 – 16 172 2 705 – 2 015 126 2 411 2 543 2 077 – – 189 2 109 – 1 333 62 4 181 2 092 1 954 – – 333 2 010 – – – 11 900 1 983 – – 350 8 149 1 708 – 14 345 7 235 1 565 – – 4 9 081 1 518 – – 8 7 946 1 332 – – – 7 636 1 273 – – 16 7 502 1 266 – – 13 7 494 1 262 – 277 41 5 324 1 205 – 1 196 – – 1 196

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Terrain Principal type de zone	Produit
	Pétrole brut Lourd Léger et moyen LGN Gaz naturel **Total **
Ansell Gaz de formation étanche Mitsue Pétrole brut par injection d’eau Joffre Gaz peu profond Autres s.o.	(b/j) (b/j) (b/j) (kpi3/j) (bep/j) – – 70 5 893 1 052 – 736 132 1 040 1 041 – – – 5 714 952 2 627 10 031 2 273 101 819 31 900
TOTAL s.o.	9 243 23 741 4 157 326 570 91 569

DÉPENSES EN IMMOBILISATIONS ET FRAIS ENGAGÉS

En 2009, Enerplus a investi environ 299 M$ par le biais de son programme d’immobilisations, déduction faite de 22 M$ en crédits de les redevances de forage prévus par la province d’Alberta, ce qui représente une diminution d’environ 48 % par rapport à son programme d’immobilisations de 2008. Plus de 60 % des dépenses en immobilisations d’Enerplus en 2009 ont été investis dans des terrains matures dans ses zones de pétrole brut par injection d’eau, de gaz peu profond, de gaz de formation étanche et de ressources de pétrole brut/Bakken. L’investissement d’Enerplus dans des projets de croissance à des stades précoces a crû de 49 % en 2009 pour atteindre environ 82 M$, par rapport à 55 M$ en 2008, et environ 30 M$ ont été consacrés à des terrains non mis en valeur et 30 M$ au forage de sept puits d’évaluation nets se trouvant dans diverses zones.

Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations effectuées par Enerplus en 2009 relativement à chacune de ses six zones ressources et ses autres terrains de pétrole brut et de gaz naturel classiques, déduction faite des 22 M$ en crédits de redevances de forage prévus par la province d’Alberta.

	Dépenses en
Type de zone	immobilisations 2009
	(millions $)
Pétrole Bakken/de formation étanche	49
Pétrole brut par injection d’eau	37
Autre pétrole classique	16
Sables bitumineux	15
Total pour le pétrole	117
Gaz peu profond	61
Gaz de formation étanche	95
Gaz de schiste de Marcellus	12
Autregaz classique	14
Total pour le gaz naturel	182
Total	299

Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, Enerplus a engagé les dépenses suivantes dans les catégories indiquées, comme le requiert le Règlement 51-101.

	Frais d’acquisition de terrains Prouvés Non prouvés Frais d’exploration Frais de mise en valeur
Canada États-Unis	(en millions $) 2,6 59,7 29,5 194,5 – 487,1(1) 5,0 41,0
Total	2,6 546,8 34,5 235,5

Note :

(1) Comprend les dépenses en immobilisations réelles de 238,8 M$ et le reste des obligations au titre de la somme à engager relativement à Marcellus au 31 décembre 2009 de 248,3 M$.

Enerplus s’attend à ce que ses dépenses en immobilisations pour 2010 soient d’environ 425 M$ (déduction faite des 33 M$ en crédits de redevances de forage estimatifs pour l’Alberta) par rapport à ses dépenses en immobilisations pour 2009 d’environ 299 M$. Enerplus prévoit une augmentation de 42 % de ses dépenses en immobilisations de mise en valeur en 2010 par rapport à 2009 étant donné l’amélioration des prix du pétrole brut et de la conjoncture économique, la vigueur de son bilan et l’accroissement des occasions associées aux actifs à un stade précoce axés sur la croissance. Cette augmentation des dépenses en immobilisations est principalement associée aux nouvelles occasions dans les zones ressources de pétrole

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Bakken/de formation étanche et de gaz de schiste de Marcellus. Enerplus prévoit qu’environ 260 M$ de son budget d’immobilisations pour 2010 seront attribués à ses actifs canadiens et 165 M$ à ses activités américaines, et environ 55 % de ses dépenses totales seront destinées aux occasions dans le domaine du pétrole et le reste sera affecté au gaz naturel. Enerplus prévoit concentrer ses activités pétrolières principalement à ses terrains Bakken au Canada et aux États-Unis ainsi qu’aux projets de pétrole brut par injection d’eau et de pétrole classique dans l’Ouest du Canada. Les programmes de dépenses en immobilisations relatives au gaz naturel d’Enerplus pour 2010 visent principalement la zone de gaz de schiste de Marcellus, le forage dans la région Canadian Deep Basin et le forage du gaz peu profond en Alberta, lequel est soutenu par des incitatifs gouvernementaux. Le programme de dépenses en immobilisations d’Enerplus pour 2010 prévoit environ 125 M$ pour le forage, l’acquisition de données sismiques et de terrains mineurs rattachés à d’autres terrains de croissance existants. Les programmes qui précèdent ne comprennent pas d’opérations d’acquisition ni d’importants achats de terres non mis en valeur changeants et difficiles à prévoir. Enerplus examinera ses programmes de dépenses en immobilisations pour 2010 régulièrement pendant l’année compte tenu de la conjoncture économique actuelle et des acquisitions éventuelles et apportera les ajustements jugés nécessaires. Enerplus prévoit que ses dépenses de 2010 seront réparties également pendant l’année en fonction de leur nature et de leur emplacement.

Le tableau qui suit présente les dépenses en immobilisations d’Enerplus prévues pour 2010 pour chacune de ses zones ressources et pour ses autres actifs de pétrole et de gaz naturel classiques (déduction faite des 33 M$ que le programme incitatif de redevances de forage en Alberta devrait permettre de récupérer).

	Dépenses en immobilisations
Type de ressource	prévues pour 2010
	(millions $)
Pétrole Bakken/de formation étanche	117
Pétrole brut par injection d’eau	96
Autre pétrole classique	18
Sables bitumineux	–
Total pour le pétrole	231
Gaz de schiste de Marcellus	80
Gaz de formation étanche	56
Gaz peu profond	41
Autre gazclassique	17
Total pour le gaz	194
Total	425

ACTIVITÉS D’EXPLORATION ET DE MISE EN VALEUR

En 2009, Enerplus a participé au forage de 429 puits bruts de pétrole et de gaz naturel (313,0 puits nets), y compris de 138 puits nets utilisant le programme de crédit de redevances de forage en Alberta, dont le taux de réussite net s’établit à plus de 99 %, et de 5 puits bruts de service (0,7 puits net). La majorité de l’activité de forage d’Enerplus s’est effectuée dans les zones de gaz naturel peu profond de Shackleton, en Saskatchewan, et de Bantry, de Verger et de Hanna Garden, en Alberta. La presque totalité des activités relatives au gaz naturel peu profond étaient situées dans des zones exploitées par Enerplus. Enerplus a également eu des programmes actifs de forage et d’installations qu’il a exploités dans des zones dominées par le pétrole comme Pembina et Giltedge, en Alberta, Freda Lake en Saskatchewan, Virden au Manitoba et Sleeping Giant au Montana. L’activité de forage dont Enerplus n’était pas l’exploitant en 2009 visait les zones profondes de gaz de formation étanche de Brazeau, Ansell et Elmworth en Alberta, les zones de pétrole Bakken et de pétrole de formation étanche de Taylorton, en Saskatchewan et au Dakota du Nord, et les terrains de gaz de schiste de Marcellus d’Enerplus aux États-Unis. Le tableau ci-dessous résume le nombre et le type de puits qu’Enerplus a forés ou au forage desquels Enerplus a participé au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2009, au Canada et aux États-Unis. Les puits ont été classés conformément aux définitions données dans le Règlement 51-101.

Catégorie de puits	Canada États-Unis Puits de développement Puits d’exploration Puits de développement **Puits d’exploration **
	Bruts Nets Bruts Nets Bruts Nets Bruts Nets
Puits de pétrole brut Puits de gaz naturel Puits de service Puits secs etabandonnés	54 20,5 4 1,8 6 2,9 — — 335 272,7 16 10,9 12 3,1 1 1,0 5 0,7 — — — — — — 1 0,1 — — — — — —
Total	395 294,0 20 12,7 18 6,0 1 1,0

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Pour obtenir une description des projets de mise en valeur d’Enerplus prévus pour 2010 et des sources prévues de financement de ces projets, on se reportera à la sous-rubrique « — Dépenses en immobilisations et frais engagés » ci-dessus et à la sous-rubrique « — Types de zones ressources d’Enerplus » ci-après.

PUITS DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL ET TERRAINS NON PROUVÉS

Le tableau suivant résume, au 31 décembre 2009, la participation d’Enerplus dans des puits exploités et dans des puits inexploités susceptibles de production, ainsi que la participation d’Enerplus dans les terrains non prouvés (au sens du Règlement 51-101). Bien que de nombreux puits produisent à la fois du pétrole et du gaz naturel, un puits est considéré comme un puits de pétrole ou de gaz naturel selon que la majeure partie de sa production consiste en du pétrole ou en du gaz naturel.

	Puits exploités Pétrole Gaz naturel Brut Net Brut Net	Puits inexploités Pétrole Gaz naturel Brut Net Brut Net	Terrains non prouvés (milliers d’acres) Brut Net
Alberta Saskatchewan Colombie-Britannique Manitoba Ontario Montana Dakota du Nord Pennsylvanie Maryland Virginie-Occidentale Utah Colorado	3 383 1 358,9 7 171 3 561,4 2 478 474,0 2 557 2 318,6 213 27,4 315 178,1 572 318,6 — — — — — — 231 133,7 — — 2 2,0 — — — — 11 2,1 — — — — — — — — 1 1,0 — — — — — —	1 049 457,1 786 325,9 454 74,7 171 151,0 49 8,1 90 33,1 39 24,6 — — — — — — 1 0,5 — — 2 0,6 — — — — 27 5,3 — — — — — — — — — — — — — — 1 1,0	923 378 480 386 287 123 17 12 34 — 13 8 33 21 449 109 21 6 35 10 8 7 42 42
Total	6 880 2 315,6 10 054 6 060,2	1 594 565,6 1 075 516,3	2 342 1 102

Enerplus s’attend à ce que ses droits d’exploration, de mise en valeur et d’exploitation à l’égard d’environ 245 358 acres nettes de terrains non prouvés expirent normalement avant le 31 décembre 2010. Enerplus ne s’est engagée à aucuns travaux importants relativement à ces terrains, et peut, lorsqu’il est jugé approprié de le faire, prolonger les concessions venant à échéance en soumettant les demandes de prolongation nécessaires ou en effectuant le travail.

TYPES DE ZONES RESSOURCES D’ENERPLUS

Le résumé ci-dessous décrit chacun des six types de zones ressources d’Enerplus et ses autres terrains de pétrole et de gaz naturel classiques.

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Pétrole Bakken/de formation étanche

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La zone de pétrole Bakken/de formation étanche d’Enerplus comprend des terrains du Montana, du Dakota du Nord et du sud-est de la Saskatchewan, dont une participation directe moyenne d’environ 70 % dans certains puits exploités au gisement de pétrole Bakken Sleeping Giant, dans le comté Richland, au Montana, qui est l’un des principaux terrains exploités d’Enerplus. La production existante provenant de cette zone ressource est tirée principalement de la formation de dolomite Middle Bakken à une profondeur d’environ 10 000 pieds et est composée de pétrole brut léger non corrosif (42[o] API) et d’un peu de gaz naturel associé. Les zones de pétrole Bakken/de formation étanche d’Enerplus représentaient environ 11 % de sa production quotidienne moyenne en 2009 en fonction des bep; la plupart de cette production provenait du projet Sleeping Giant et représentait environ 12 % des réserves prouvées et probables d’Enerplus au 31 décembre 2009. Ces terrains sont exploités principalement par Enerplus.

En 2009, Enerplus a étoffé son portefeuille de pétrole Bakken/de formation étanche et a maintenant accumulé environ 100 sections nettes de terrain Bakken non mis en valeur au Canada et aux États-Unis. En mai 2009, Enerplus a acheté une participation de 25 % dans 44 sections brutes de terrain productifs possibles Bakken dans le sud-est de la Saskatchewan pour 25 M$ et a ensuite acheté une participation de 50 % dans environ 34 sections brutes de terrains productifs possibles Bakken dans le Dakota du Nord pour une contrepartie de 27 M$ US en octobre 2009.

En 2009, les dépenses en immobilisations pour le pétrole Bakken/de formation étanche d’Enerplus étaient associées à la mise en valeur continue de son terrain Sleeping Giant au Montana et au forage d’évaluation dans ses nouvelles régions. À la fin de 2008, Enerplus a suspendu son programme de forage à Sleeping Giant en raison de la chute marquée des cours du pétrole brut alors observée, mais a continué son programme de refracturation en raison des rendements économiques intéressants (une « refracturation » consiste en la restimulation du gisement en production à l’intérieur d’un trou de forage existant afin d’accroître la production et d’ajouter de nouvelles réserves supplémentaires). Étant donné que les cours du pétrole se sont stabilisés au cours de la deuxième moitié de 2009, Enerplus a repris son programme de forage et, à la fin de l’année, avait foré deux puits supplémentaires et effectué 19 refracturations en tout, pour des dépenses totales d’environ 25 M$. Enerplus a également alloué 14 M$ supplémentaires qui ont été affectés principalement aux travaux d’évaluation dans ses nouvelles régions.

Pour 2010, Enerplus a consacré, à l’heure actuelle, environ 117 M$ de ses dépenses en immobilisations à ses zones de pétrole Bakken/de formation étanche, dont environ 58 M$ seront investis dans les activités de mise en valeur du terrain Sleeping Giant et 54 M$ supplémentaires seront alloués aux activités d’évaluation dans ses nouvelles régions. Enerplus prévoit forer 31 puits nets dans l’ensemble du portefeuille Bakken et compte refracturer 11 puits nets au terrain Sleeping Giant. Enerplus prévoit aussi continuer d’évaluer plusieurs puits, réaliser la fracturation simultanée et augmenter le nombre d’étapes de fracturation par puits au terrain Sleeping Giant de sorte qu’il y ait jusqu’à 6 fractures simultanées et jusqu’à 12 étapes de fractionnement. De plus, Enerplus prévoit tester un certain nombre de projets de simulation de fracture à un stade plus avancé dans ses nouvelles régions.

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Gaz de schiste de Marcellus

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Aperçu

En 2009, Enerplus a effectué un investissement stratégique dans le chenal de gaz de schiste de Marcellus donnant accès à l’une des plus grandes zones ressources de gaz de schiste en Amérique du Nord. Couvrant six États du nord-est des États-Unis, la zone de gaz de schiste de Marcellus s’étend sur une superficie estimative de 95 000 milles carrés. Grâce à sa proximité avec le plus grand marché de gaz naturel du nord-est des États-Unis, le gaz naturel de Marcellus bénéficie d’un prix élevé, qui lorsqu’il est combiné avec une structure de coût attrayante, donne la possibilité d’enregistrer des rendements économiques supérieurs par rapport à d’autres régions productrices de gaz naturel en Amérique du Nord. Pour obtenir de plus amples renseignements sur l’acquisition des terrains de Marcellus avec prise d’effet le 1[er] septembre 2009, on se reportera à la rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Acquisition de participations dans les terrains de Marcellus ». Entre le moment de l’acquisition initiale en septembre 2009 et la fin de l’exercice, Enerplus a ajouté 10 000 acres nets à sa position et a échangé certaines superficies pour consolider sa position. Enerplus continue de rechercher d’autres occasions d’accroître et de consolider sa superficie et d’ajouter éventuellement une position exploitée dans la région.

Au 31 décembre 2009, Enerplus était propriétaire d’une participation directe sans exploitation moyenne de 23,6 % dans environ 534 000 acres de terrain. La majorité des terrains se trouvent dans les parties nord-ouest et sud-ouest de la Pennsylvanie et des terrains supplémentaires sont situés en Virginie-Occidentale et au Maryland. La plupart des terrains sont contigus et la durée initiale de la majorité des concessions peut être prolongée (la durée moyenne étant d’environ cinq ans) pour cinq années supplémentaires.

À compter du moment où Enerplus a pénétré la zone de gaz de schiste de Marcellus en septembre 2009 jusqu’à la fin de l’année, il a investi 29 M$ au total dans la zone : 12 M$ représentant la part de capital d’Enerplus, 12 M$ pour la somme à engager relativement à Marcellus, qui couvre 50 % des dépenses en immobilisations de Chief (partenaire d’Enerplus) et 5 M$ pour l’acquisition de superficies et de données sismiques supplémentaires. Enerplus avait prévu que 15 puits seraient forés et que 7 puits seraient achevés d’ici la fin de 2009; toutefois, seulement 12 puits ont été forés et 5 puits ont été achevés en raison du calendrier des raccordements et de la disponibilité des services à la fin de l’année. Enerplus prévoit que

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l’installation d’une infrastructure de collecte dans le comté de Lycoming (Pennsylvanie) et le comté de Marshall (VirginieOccidentale) progressera grandement d’ici le début du deuxième trimestre de 2010. Chief veille à obtenir les services requis afin de faire avancer les programmes d’achèvement. Toutefois, l’augmentation constante des activités de l’industrie pourrait ajouter une pression supplémentaire sur les coûts et l’échéancier des programmes d’Enerplus à l’avenir.

À la fin de 2009, on dénombrait sur les terrains de Marcellus un total de 43 puits bruts forés, dont 11 puits en production, 22 puits en voie d’être achevés et 10 puits en attente de raccordement. Enerplus (par l’entremise de son exploitant, Chief) compte actuellement 4 appareils de forage en fonction dans la zone ressource Marcellus, et un cinquième appareil de forage est prévu pour le début du deuxième trimestre de 2010. Enerplus prévoit forer et achever 12 puits bruts et raccorder 8 puits de forage supplémentaires pendant le premier trimestre de 2010. La production quotidienne nette s’établissait en moyenne à environ 2,1 Mpi[3] eg/j pour le mois de décembre. D’après ses projets de mise en valeur actuels, Enerplus s’attend à ce que sa participation directe dans les volumes de production brut passe à environ 100 Mpi[3] eg/j de gaz naturel au cours des quatre prochaines années.

Enerplus compte consacrer environ 80 M$ pour la mise en valeur de sa zone de gaz de schiste de Marcellus en 2010, plus 64 M$ supplémentaires sur la somme à engager relativement à Marcellus.

Le rapport de Haas indépendant a affecté 8,1 Gpi[3] eg de réserves prouvées et 24,9 Gpi[3] eg de réserves prouvées et probables à la participation d’Enerplus dans les terrains de Marcellus au 31 décembre 2009. Cela représente une augmentation de plus de 200 % par rapport à l’estimation interne d’Enerplus des réserves prouvées et probables avec prise d’effet en juillet 2009, qui a été réalisée dans le cadre de l’acquisition de Marcellus.

Haas a également réalisé une évaluation indépendante des ressources éventuelles attribuables à la participation d’Enerplus dans les terrains de Marcellus et a fourni une « meilleure estimation » des ressources éventuelles de gaz naturel d’environ 2,1 Tpi[3] eg au 31 décembre 2009. Cette estimation suppose un taux d’utilisation des terrains de 55 % et que le puits moyen produirait environ 3,4 Gpi[3] par puits, alors que les régions potentielles ayant la production la plus élevée produiraient environ 5 Gpi[3] par puits. Enerplus s’attend à enregistrer un taux de récupération moyen d’environ 30 % avec une densité moyenne de 4 à 8 puits par section. Enerplus continue à croire à une hausse du pourcentage des terrains qui pourraient être mis en valeur au fil du temps à mesure que les résultats de la délimitation lui sont communiqués.

L’estimation des ressources éventuelles pour les terrains de Marcellus est présentée comme la « meilleure estimation » de la quantité qui sera réellement récupérée, ce qui signifie qu’il est également possible que le reste des quantités réellement récupérées soit supérieur ou inférieur à la meilleure estimation et, si des méthodes probabilistes sont utilisées, la probabilité devrait être d’au moins 50 % que les quantités réellement récupérées soient égales ou supérieures à la meilleure estimation. Les estimations de la récupération et des ressources fournies dans les présentes ne sont que des estimations. Les ressources éventuelles réelles (et les volumes qui peuvent être classés à titre de réserves) de même que la production future de ressources éventuelles peut être supérieure ou inférieure aux estimations fournies dans les présentes.

Rien ne garantit qu’il sera possible d’établir une production viable du point de vue commercial ou qu’Enerplus produira une partie des volumes actuellement classés à titre de « ressources éventuelles ». Les principaux obstacles qui empêchent à l’heure actuelle que les ressources éventuelles communiquées par Enerplus et associées aux terrains de Marcellus soient classés à titre de réserves sont : la nécessité de réaliser des travaux supplémentaires de forage de délimitation pour en établir la rentabilité économique dans les régions de mise en valeur, les restrictions touchant la mise en valeur motivées par une topographie défavorable ou d’autres restrictions touchant la surface, l’incertitude concernant la commercialisation et le transport du gaz naturel tiré des régions mises en valeur, la réception de tous les permis et de toutes les approbations réglementaires nécessaires à la mise en valeur des terrains et l’accès à des renseignements confidentiels d’autres exploitants dans la formation Marcellus. Les facteurs défavorables importants liés à l’estimation comprennent : la lenteur de la progression de la mise en valeur, y compris le forage et la mise en place des infrastructures, le risque que ne surviennent des changements défavorables dans la réglementation et la fiscalité, les litiges en cours concernant les redevances minimales payables aux propriétaires en franche tenure et les autres questions relatives à la mise en valeur du gaz naturel dans des régions densément peuplées. Il existe un certain nombre de risques et d’impondérables associés à la mise en valeur des participations acquises dans les terrains de Marcellus, dont les fluctuations du cours des marchandises, les coûts du projet, la capacité d’Enerplus d’engager les dépenses en immobilisations nécessaires pour mettre en valeur les terrains, la dépendance envers les partenaires de l’industrie d’Enerplus pour le développement de projets, les acquisitions, le financement et la prestation de services et les autres risques et éventualités décrits ci-dessus et s’appliquant généralement aux activités pétrolières et gazières comme il est décrit ci-dessus et à la rubrique « Facteurs de risque » dans la présente notice annuelle.

Pour de plus amples renseignements sur la communication des ressources éventuelles, on se reportera à la rubrique « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus — Information sur

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les ressources éventuelles ». Description de la CMVC de Marcellus et des arrangements commerciaux connexes. Aux termes de la CMVC de Marcellus, jusqu’à ce qu’Enerplus ait dépensé la totalité de la somme à engager relativement à Marcellus, seule Chief a le droit de proposer le forage et la mise en valeur de puits sur les terrains de Marcellus et Enerplus est tenue de participer à ces activités (sous réserve de certaines exceptions, dont des limites sur les puits forés après le forage d’un premier puits dans un secteur ou le défaut des vendeurs de Marcellus de mener des activités de forage suffisantes comme il est prévu dans la CMVC de Marcellus), et les activités sur les terrains de Marcellus seront exercées conformément à un plan de mise en valeur convenu. Sous réserve de certaines dispositions prévoyant la réparation de préjudices, si Enerplus ne remplit pas ses obligations de payer la tranche requise de la somme à engager relativement à Marcellus au nom des vendeurs de Marcellus, outre les autres recours dont peuvent se prévaloir les vendeurs de Marcellus, Enerplus sera tenue de rétrocéder aux vendeurs de Marcellus la totalité de ses participations dans la zone où le puits envisagé est situé, sauf à l’égard de puits de forage existants situés dans la zone où Enerplus est propriétaire d’une participation. De plus, dans ces circonstances, les vendeurs de Marcellus auront le droit de suspendre une partie ou la totalité de leurs obligations envers Enerplus aux termes de la CMVC de Marcellus, y compris le partage de certains renseignements et l’obligation d’offrir à Enerplus sa quote-part de toutes participations acquises par la suite aux termes des ententes visant les ZIC de Marcellus (définies et décrites ci-après).

Après qu’Enerplus aura dépensé la somme à engager relativement à Marcellus nécessaire, Enerplus ou Chief pourra proposer des plans de forage et de mise en valeur de puits et l’autre partie pourra choisir ou non de participer au forage et à la mise en valeur proposés. Si une partie choisit de ne pas participer, les dispositions de la convention d’exploitation de la zone régiront les droits et les recours des parties.

La CMVC de Marcellus comprend également des dispositions visant les zones d’intérêt commun (les « ententes visant les ZIC de Marcellus ») avec les vendeurs de Marcellus qui permettent à Enerplus de s’associer aux vendeurs dans des acquisitions subséquentes ou des échanges subséquents dans la région de Marcellus. Ces ententes visant les ZIC de Marcellus accorderont à Enerplus la possibilité d’acquérir conjointement plus de terrains aux termes de la structure actuelle de propriété ainsi que la possibilité d’augmenter sa participation directe dans de nouveaux terrains et d’exercer des activités dans certaines nouvelles zones.

Enerplus a conclu des conventions à long terme visant la collecte, la déshydratation et la compression pour la quote-part d’Enerplus dans la production provenant des terrains de Marcellus. Ces conventions visent à procurer à Enerplus une certitude quant aux coûts et des liens directs avec les marchés du gaz naturel du nord-est des États-Unis par le biais de connexions avec les principaux pipelines interétatiques.

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Gaz de formation étanche

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Les zones ressources de gaz de formation étanche d’Enerplus représentaient 18 % de la production quotidienne moyenne d’Enerplus en 2009 et 17 % de ses réserves prouvées et probables au 31 décembre 2009. Les terrains d’Enerplus qui produisaient le plus de gaz naturel de formation étanche en 2009 étaient son terrain Tommy Lakes situé dans le nord de la Colombie-Britannique et ses terrains Pine Creek, Elmworth et Benjamin, qui sont tous situés en Alberta. Ce type de zone est surtout composé de plusieurs zones de gaz naturel de formation étanche comme celles de Cardium, de Nikannassin, de Montney, de Bluesky, de Nordegg et de Halfway.

Les dépenses en immobilisations consacrées aux terrains de gaz de formation étanche d’Enerplus ont augmenté à 95 M$ en 2009. Au terrain Tommy Lakes, Enerplus a achevé un programme de 14 puits qui avait débuté à la fin de 2008 et y a consacré environ 30 M$. Environ 40 M$ ont été investis pour acquérir des terrains productifs possibles et pour réaliser des activités sismiques et de forage d’évaluation dans la région Deep Basin de l’Alberta et la Colombie-Britannique où Enerplus détient à l’heure actuelle environ 50 sections nettes de terrains non mis en valeur visant les formations Montney, Nordegg et Mannville.

Enerplus prévoit réduire les sommes investies dans cette zone en 2010 pour qu’elles atteignent environ 56 M$ puisqu’il n’y a pas de mise en œuvre prévue d’un programme de mise en valeur au terrain Tommy Lakes, compte tenu de la perspective actuelle des cours du gaz naturel. Enerplus prévoit forer un certain nombre de puits d’évaluation et réaliser certains travaux de nature sismique sur ses terrains nouvellement acquis visant des formations montrant un potentiel pour le forage de puits horizontaux à fracturation répétée.

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Pétrole brut par injection d’eau

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Baie d’Hudson
COLOMBIE-BRITANNIQUE
Bassin
sédimentaire
de l’Ouest
canadien
Bassin
Williston
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Dans une zone ressource de pétrole brut par injection d’eau, de l’eau est injectée dans la formation afin d’augmenter la pression initiale du réservoir et de fournir un mode de drainage qui déplace davantage de pétrole aux puits de production. Le maintien de la pression et la production de pétrole par injection d’eau peuvent entraîner une production dont la diminution est plus facile à prévoir et à stabiliser de même qu’une plus grande récupération des réserves. Le forage intercalaire et l’optimisation de l’injecteur de puits sont deux modes efficaces d’améliorer davantage la récupération des réserves.

En 2009, les cinq plus grands terrains d’Enerplus exploités par injection d’eau étaient Pembina 5 Way, Joarcam, Giltedge, le gisement glauconieux « C » de Medicine Hat et Virden, toutes situées en Alberta, sauf Virden, qui est située au Manitoba. Enerplus exploite plus de 80 % de sa production de pétrole brut par injection d’eau. Toutes les principales zones exploitées par injection d’eau d’Enerplus sont équipées d’installations de production de pétrole brut connexes pour la déshydratation et l’injection d’eau ou l’évacuation des eaux. De plus, le terrain Joarcam est équipé d’installations pour la compression, la déshydratation et le traitement du gaz naturel. Environ 18 % de la production d’Enerplus pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 et environ 28 % des réserves prouvées et probables d’Enerplus au 31 décembre 2009 étaient liées aux actifs de pétrole brut par injection d’eau.

Les dépenses en immobilisations au sein du portefeuille de pétrole brut par injection d’eau d’Enerplus visaient principalement Freda Lake, Virden, Giltedge, Pembina 5 Way et Medicine Hat. Environ 14 M$ ont été consacrés au forage de 11 puits nets, dont 7 puits horizontaux. Les projets d’entretien, y compris les améliorations de l’intégrité des installations et des pipelines, représentaient également une partie intégrante des activités d’Enerplus. Enerplus a investi 37 M$ dans cette zone pétrolière en 2009 et a essentiellement maintenu sa production annuelle.

Si la perspective pour les cours du pétrole brut s’améliore par rapport à la perspective pour les cours du gaz naturel, Enerplus s’attend à accroître grandement ses dépenses en immobilisations en 2010 pour ses actifs exploités par injection d’eau, qui seront portées à environ 96 M$, déduction faite des crédits de redevance de forage estimatifs du gouvernement de l’Alberta d’environ 10 M$. Enerplus prévoit forer 38 puits nets dans le but d’optimiser la récupération à ses terrains de Medicine Hat, de Giltedge, de Freda Lake, de Cadogan et de Virden. Enerplus s’attend également à faire progresser les travaux sur ses projets pilotes visant à améliorer la récupération du pétrole sur ses terrains exploités par injection d’eau, ce qui, de l’avis d’Enerplus, comprendrait au moins un puits pilote de terrain permettant de tester l’utilisation des polymères pour accroître la récupération de pétrole générale.

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Gaz peu profond

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Bassin
sédimentaire
de l’Ouest
canadien
Bassin
Williston
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La zone ressource de gaz naturel peu profond d’Enerplus, ce qui comprend certains terrains de MH, a constitué un élément central de la mise en valeur d’Enerplus depuis la fin des années 1990. Les formations de gaz naturel peu profond dans de sud de l’Alberta et le sud-ouest de la Saskatchewan sont composées de grès massif comprimé qui couvre une région de plus de 10 000 km[2] . Ces zones ont habituellement une profondeur de moins de 800 mètres et de l’âge du Crétacé supérieur, dont la plus grande partie de la production provient des zones productrices Milk River, Medicine Hat et Second White Specks.

Le principal facteur de succès dans la zone de gaz naturel peu profond est la capacité d’exécuter efficacement de vastes programmes de mise en valeur de plusieurs puits et de gérer par la suite les opérations d’après forage de ces puits à basse pression d’une façon efficace au chapitre des coûts.

Le gaz naturel peu profond représentait environ 25 % des volumes quotidiens moyens produits par Enerplus en 2009 et environ 18 % des réserves prouvées et prouvables d’Enerplus au 31 décembre 2009. Environ 85 % de la production de gaz naturel peu profond d’Enerplus est exploitée par Enerplus. En 2009, les cinq plus grands terrains de gaz naturel peu profonds exploités étaient le champ Shackleton, qui est situé dans le sud-ouest de la Saskatchewan et les terrains Bantry, Verger, Hanna Garden et Medicine Hat South, en Alberta. Tous ces terrains ont une infrastructure de pipeline et des installations de compression du gaz connexes.

Enerplus a investi 61 M$ dans ses actifs de gaz naturel peu profond en 2009, déduction faite d’environ 17 M$ en crédits de redevances de forage de l’Alberta, et la plupart de ses dépenses visaient le champ de Shackleton en Saskatchewan et de Bantry, Verger et Hanna Garden en Alberta. En raison du fléchissement des cours du gaz naturel pendant le deuxième trimestre de 2009, Enerplus a suspendu son programme de forage estival à Shackleton et a préservé ses stocks de forage dans l’attente d’une hausse prolongée des cours du gaz naturel et avec la mise en œuvre du programme incitatif de redevances de forage en Alberta, Enerplus a déplacé ses travaux de forage du gaz naturel peu profond vers l’Alberta. Au total, Enerplus a foré 259 puits nets de gaz naturel peu profonds, dont 120 puits nets qui ont attiré des crédits de redevances de forage.

En raison de la perspective actuelle relative aux cours du gaz naturel, les dépenses en immobilisations prévues pour le gaz naturel peu profond d’Enerplus pour 2010 ont été ramenées à environ 41 M$, déduction faite des crédits de redevances de forage en Alberta prévus. Enerplus prévoit forer environ 156 puits nets et continuer de se concentrer sur le forage intercalaire à Shackleton, à Hanna Garden, à Bantry et à Verger, qui représentent les régions les plus intéressantes à son avis et lui permettront de profiter des incitatifs relatifs au forage du gouvernement de l’Alberta totalisant environ 15 M$. Enerplus prévoit qu’environ 60 % de l’ensemble de ses puits forés en 2010 seront des puits de gaz naturel peu profond visant les formations de Milk River, de Second White Specks et de Medicine Hat.

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Sables bitumineux

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Bassin
Williston
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Le portefeuille de sables bitumineux d’Enerplus comprend actuellement le projet DGMV Kirby dont Enerplus est l’exploitant ainsi qu’une coentreprise avec Laricina, dans laquelle Enerplus détient une participation. Enerplus a investi 15 M$ dans son portefeuille de sables bitumineux en 2009, dont la majorité ont été consacrés au projet Kirby pour réaliser son programme sismique et les démarches associées à l’obtention d’approbations réglementaires, comme il est décrit ci-après.

Projet Kirby

Enerplus a acquis la concession Kirby en 2007 pour un prix d’achat total de 203,1 M$. Le projet Kirby est un projet de DGMV dont Enerplus est le seul propriétaire-exploitant et Enerplus croit qu’il a une capacité de production potentielle, par une mise en valeur par étapes, allant jusqu’à 50 000 b/j de bitume. La concession Kirby couvre 43 360 acres bruts (sur 67 sections de terrain) dans le chenal de sables bitumineux de l’Athabasca près de plusieurs autres importants projets de mise en valeur par DGMV actuellement en production. Bien qu’aucune production ou réserve prouvée ou probable ne soit attribuée à la concession Kirby, le rapport indépendant de GLJ sur les ressources de sables bitumineux en date du 31 décembre 2009 indique une « meilleure estimation » faisant état d’un total de 497 Mb de ressources éventuelles de bitume dans la concession Kirby, comme l’indique le tableau ci-dessous. Le projet de mise en valeur d’Enerplus prévoyait que la mise en valeur du terrain s’effectuerait en différentes phases et que la capacité de production de la phase 1 serait de 10 000 b/j de bitume, tandis que la capacité de production supplémentaire des phases 2 et 3 s’établiraient à 20 000 b/j de bitume. Enerplus a soumis la demande de mise en valeur pour la phase 1 aux autorités de réglementation en septembre 2008 et prévoit que sa demande pour un projet de sables bitumineux in situ de 10 000 b/j sera approuvée en 2010.

Enerplus estime que les caractéristiques, la qualité et le potentiel géologiques de la concession Kirby sont attrayants, mais croit également que le projet Kirby n’est pas aussi essentiel que d’autres projets dans son portefeuille qui peuvent générer des flux de trésorerie positifs en un laps de temps plus court. Enerplus continuera d’évaluer ses options dans le but de maximiser la valeur de cette concession et s’attend à consacrer uniquement des sommes minimales au projet Kirby en 2010.

GLJ, société fermée d’experts-conseils indépendants du secteur du pétrole située à Calgary, en Alberta, a procédé à une évaluation et à des estimations et par la suite préparé le rapport de GLJ sur les ressources de sables bitumineux, qui contient une estimation des ressources de bitume éventuelles associées à la concession Kirby au 31 décembre 2009, conformément aux normes énoncées dans le manuel COGE. Le rapport de GLJ sur les ressources de sables bitumineux a fourni les estimations de ressources éventuelles pour la concession Kirby en bitume plutôt qu’en pétrole brut synthétique puisqu’il n’existe actuellement aucun plan définitif visant à fournir un produit traité. La meilleure estimation de GLJ représente une augmentation d’environ 20 % par rapport à sa meilleure estimation au 31 décembre 2008 et une augmentation de 104 % depuis qu’Enerplus a acquis la concession en 2007. L’augmentation à la fin de l’exercice de 2009 était généralement attribuable à la collecte de renseignements supplémentaires dans le cadre du programme sismique d’Enerplus réalisé en 2009.

L’estimation des ressources éventuelles pour la concession Kirby fournie ci-dessous est présentée comme la « meilleure estimation » de la quantité qui sera réellement récupérée, ce qui signifie qu’il est probable que les quantités restantes

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réellement récupérées soient supérieures ou inférieures à la meilleure estimation et, si les méthodes de calcul des probabilités sont utilisées, la probabilité que les quantités réellement récupérées soient égales ou supérieures à la meilleure estimation devrait être de 50 %. Les estimations de ressources et de récupération aux présentes ne sont que des estimations. Les ressources éventuelles réelles (et les volumes qui peuvent être classés en tant que réserves) et la production future provenant de ces ressources éventuelles pourraient être supérieures ou inférieures à ces estimations.

	Meilleure estimation quant aux
	ressources de bitume éventuelles
	au 31 décembre 2009
	(Mb)
Formation Wabiskaw D	233
Formation McMurray Nord	220
Formation McMurray Sud	24
FormationWabiskawB	20
Estimation totale desressources éventuellesà laconcession Kirby	497

Il est impossible de garantir qu’il sera possible du point de vue commercial de produire ou qu’Enerplus produira une partie ou l’ensemble des volumes actuellement catégorisés comme des « ressources éventuelles ». Les principales contraintes qui empêchent actuellement la classification des ressources éventuelles présentées en lien avec le projet Kirby à titre de « réserves » sont les suivantes : de nouvelles études sur les réservoirs, le forage de délimitation, la conception de l’installation, l’élaboration de projets de mise en valeur ferme, y compris la détermination de la portée spécifique et de l’échéancier du projet, la nécessité d’obtenir des approbations réglementaires, l’incertitude entourant le plan de commercialisation de la production des secteurs concernés, une meilleure estimation des coûts du projet et l’obtention des approbations internes d’Enerplus. La mise en valeur du projet Kirby comporte un certain nombre de risques et de contraintes, y compris la fluctuation des prix des marchandises, les coûts du projet et les autres risques et contraintes décrits ci-dessus et à la rubrique « Facteurs de risque » de la présente notice annuelle, particulièrement à la rubrique « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — La mise en valeur du projet Kirby est assujettie à de nombreux risques ».

Pour obtenir des renseignements supplémentaires concernant l’Information sur les ressources éventuelles, voir « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus — Information sur les ressources éventuelles ».

Laricina

En 2005, Enerplus a formé une coentreprise avec Laricina, société fermée spécialisée en sables bitumineux qui concentre ses activités dans la mise en valeur par DGMV des sables bitumineux du chenal de l’Athabasca et qui est dirigée par l’ancien chef de la direction de Deer Creek Energy Limited. Dans le cadre de la coentreprise, Enerplus a échangé une participation directe de 1 % dans la concession de sables bitumineux Joslyn contre une participation d’une valeur nette réelle d’environ 20 % dans Laricina. Au 31 décembre 2009, Enerplus était propriétaire d’environ 11 % du total des titres de participation en circulation de Laricina. Dans le cadre de l’échange, une convention d’intérêts communs a été conclue en vue de permettre à Enerplus et à Laricina d’exploiter conjointement des ressources in situ supplémentaires de sables bitumineux. Enerplus a participé à l’acquisition de quatre terrains avec Laricina depuis la conclusion de la convention qui a maintenant expiré.

Autres actifs pétroliers et gaziers classiques

En plus des types de zones décrits ci-dessus, Enerplus est propriétaire d’autres actifs pétroliers et gaziers classiques dans l’Ouest canadien. Les actifs comprennent un portefeuille diversifié de participations directes plus petites dans des projets de pétrole brut et de gaz naturel exploités et inexploités qui comportent divers types de réservoirs. Les dépenses en immobilisations ont été réduites d’environ 71 % en 2009 pour atteindre 30 M$ compte tenu du désir d’Enerplus de concentrer ses dépenses en immobilisations et ses efforts dans ses principales zones ressources. Enerplus a ciblé un nombre important de ces terrains, qui seront inclus dans son programme de dessaisissement de terrains. Voir « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Acquisitions et aliénations stratégiques supplémentaires ».

Les principaux actifs classiques comprennent les terrains Brooks, Kingsford, Hayter, Enchant et Shorncliff, en Alberta. La production tirée de ces autres terrains de pétrole et de gaz naturel classiques en 2009 a représenté environ 28 % de la production quotidienne moyenne d’Enerplus et environ 24 % des réserves prouvées et probables totales d’Enerplus estimées au 31 décembre 2009.

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Les installations importantes faisant partie des terrains de pétrole et de gaz naturel classiques d’Enerplus comprennent : (i) une participation de 100 % dans les installations pétrolières et les centrales d’évacuation d’eau de Brooks North et South, (ii) une participation de 22 % dans l’installation de traitement d’émulsion huileuse et d’évacuation d’eau à Hayter, en Alberta, (iii) une participation de 100 % dans trois installations pétrolières de Shorncliff, (iv) une participation de 75 % dans l’installation pétrolière de Colgate, (v) une participation de 15 % dans la raffinerie de gaz Sylvan Lake et (vi) une participation de 8 % dans la raffinerie de gaz acide Hanlan-Robb.

ANTÉCÉDENTS DE PRODUCTION TRIMESTRIELLE

Le tableau suivant fait état des volumes moyens de production quotidienne, selon la participation de la société, pour chaque trimestre de l’exercice 2009 et pour l’ensemble de l’exercice, de même que pour la production au Canada et aux États-Unis, et pour l’ensemble de la production.

Pays et type de produit	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada Pétrole léger et moyen (b/j) Pétrole lourd(b/j)	16 039 15 826 15 237 15 141 15 557 9 342 9 395 9 109 9 130 9 243
Total – pétrole brut (b/j) Liquides degaz naturel(b/j)	25 381 25 221 24 346 24 271 24 800 4 059 4 420 3 912 4 238 4 157
Total – liquides (b/j) Gaz naturel(kpi3/j)	29 440 29 641 28 258 28 509 28 957 325 799 323 941 310 212 291 833 312 846
Total au Canada(bep/j)	83 740 83 632 79 960 77 148 81 098
États-Unis Pétrole brut léger et moyen (b/j) Gaz naturel(kpi3/j)	9 046 8 494 7 872 7 319 8 184 13 058 14 252 13 672 13 858 13 724
Total aux États-Unis(bep/j)	11 222 10 869 10 151 9 629 10 471
Total d’Enerplus Pétrole brut léger et moyen (b/j) Pétrole lourd(b/j)	25 085 24 320 23 109 22 460 23 741 9 342 9 395 9 109 9 130 9 243
Total – pétrole brut (b/j) Liquides degaz naturel(b/j)	34 427 33 715 32 218 31 590 32 984 4 059 4 420 3 912 4 238 4 157
Total – liquides (b/j) Gaz naturel(kpi3/j)	38 486 38 135 36 130 35 828 37 141 338 857 338 193 323 884 305 691 326 570
Total d’Enerplus(bep/j)	94 962 94 501 90 111 86 777 91 569

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ANTÉCÉDENTS DE REVENU NET TRIMESTRIEL

Les tableaux ci-après illustrent le revenu net moyen perçu par Enerplus pour chaque trimestre de l’exercice 2009 et pour l’ensemble de l’exercice pour la production au Canada et aux États-Unis. Le revenu net est calculé selon les prix reçus avant l’effet des produits dérivés sur marchandises mais après les frais de transport, déduction faite des redevances et des frais de production connexes. Pour les puits à production multiple, les frais de production sont entièrement attribués au principal type de produit du puits. En conséquence, aucuns frais de production n’ont été attribués à la production de LGN d’Enerplus ni à la production de gaz naturel aux États-Unis puisque ces frais ont été attribués au principal type de produit du puits applicable.

Pétrole brut léger et moyen($ par baril)	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada Prix de vente(1) Redevances Frais deproduction(2)	45,11 $ 60,41 $ 67,00 $ 68,41 $ 60,11 $ (6,50) (8,49) (11,84) (12,58) (9,81) (19,84) (17,06) (18,87) (16,70) (18,12)
Revenu net	18,77$ 34,86$ 36,29$ 39,13$ 32,18$
États-Unis Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	40,04 $ 60,53 $ 65,47 $ 70,66 $ 58,41 $ (9,00) (13,82) (15,12) (16,83) (13,50) (4,71) (4,45) (4,37) (5,59) (4,76)
Revenu net	26,33 $ 42,26 $ 45,98 $ 48,24 $ 40,15$
Total d’Enerplus Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	43,28 $ 60,45 $ 66,48 $ 69,14 $ 59,53 $ (7,40) (10,35) (12,96) (13,96) (11,08) (14,39) (12,65) (13,93) (13,08) (13,52)
Revenu net	21,49 $ 37,45 $ 39,59 $ 42,10 $ 34,93$
Pétrole lourd ($par baril)	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada/Total d’Enerplus Prix de vente(1) Redevances Frais deproduction(2)	40,09 $ 58,13 $ 61,04 $ 64,85 $ 56,03 $ (7,27) (10,68) (12,31) (13,25) (10,88) (14,09) (15,06) (15,07) (12,78) (14,25)
Revenu net	18,73 $ 32,39 $ 33,66 $ 38,82 $ 30,90$

Liquides degaz naturel ($par baril)	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada/Total d’Enerplus Prix de vente(1) Redevances Frais deproduction(2)	40,59 $ 35,47 $ 32,59 $ 56,96 $ 41,54 $ (11,30) (9,82) (9,16) (14,24) (11,16) — — — — —
Revenu net	29,29 $ 25,65 $ 23,43 $ 42,72 $ 30,38 $

(suite à la page suivante)

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Gaz naturel ($par kpi3)	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada Prix de vente(1) Redevances Frais deproduction(2)	5,12 $ 3,45 $ 2,88 $ 3,95 $ 3,86 $ (0,92) (0,57) (0,13) (0,19) (0,46) (1,36) (1,51) (1,44) (1,36) (1,42)
Revenu net	2,84 $ 1,37 $ 1,31 $ 2,40 $ 1,98$
États-Unis Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	5,38 $ 4,34 $ 4,55 $ 6,20 $ 5,11 $ (1,10) (0,98) (0,96) (1,24) (1,07) — — — — —
Revenu net	4,28$ 3,36$ 3,59$ 4,96$ 4,04$
Total d’Enerplus Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	5,13 $ 3,49 $ 2,95 $ 4,06 $ 3,91 $ (0,92) (0,58) (0,16) (0,24) (0,49) (1,31) (1,45) (1,38) (1,30) (1,36)
Revenu net	2,90 $ 1,46 $ 1,41 $ 2,52 $ 2,06$
Total d’Enerplus ($par bep)	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Total de l’exercice
Canada Prix de vente(1) Redevances Frais deproduction(2)	34,80 $ 33,34 $ 32,48 $ 39,14 $ 34,89 $ (6,17) (5,52) (4,61) (5,55) (5,47) (10,65) (10,77) (10,91) (9,93) (10,57)
Revenu net	17,98 $ 17,05 $ 16,96 $ 23,66 $ 18,85$
États-Unis Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	38,62 $ 53,04 $ 56,90 $ 62,63 $ 52,39 $ (8,53) (12,09) (13,02) (14,58) (11,95) (3,80) (3,47) (3,39) (4,25) (3,72)
Revenu net	26,29$ 37,48$ 40,49$ 43,80$ 36,72$
Total d’Enerplus Prix de vente(1) Redevances(3) Frais deproduction(2)	35,24 $ 35,60 $ 35,23 $ 41,75 $ 36,89 $ (6,43) (6,28) (5,56) (6,56) (6,21) (9,84) (9,93) (10,07) (9,30) (9,79)
Revenu net	18,97 $ 19,39 $ 19,60 $ 25,89 $ 20,89$

Notes :

• (1) Déduction faite des coûts de transport, mais avant l’effet des produits dérivés sur marchandises.

(2) Les frais de production désignent les frais relatifs à l’exploitation et à l’entretien des puits ainsi que du matériel et des installations connexes, y compris les frais d’exploitation du matériel de soutien utilisé dans les activités pétrolières et gazières et les autres coûts relatifs à l’exploitation et à l’entretien de ces puits ainsi que du matériel et des installations connexes. Les frais de production comprennent, par exemple, les coûts de main-d’œuvre sur le terrain, des matières, des fournitures, des combustibles consommés et des fournitures utilisées dans l’exploitation des puits ainsi que du matériel connexe (tel que l’électricité, les produits chimiques et la location de concessions), les coûts de réparation et d’entretien, les impôts fonciers, les coûts d’assurance, le coût des travaux de reconditionnement, les coûts de traitement nets, les frais généraux, les impositions (autres que l’impôt sur les bénéfices, l’impôt sur le capital, les retenues d’impôt ou les taxes à la production des États des États-Unis) et les autres frais.

• (3) Comprend les taxes à la production des États des États-Unis.

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FRAIS D’ABANDON ET DE REMISE EN ÉTAT

Dans le cadre de ses activités, Enerplus engagera des frais d’abandon et de remise en état pour les concessions exploitables en surface, les puits, les installations et les pipelines. Enerplus budgétise et constate à titre de passif l’évaluation de la valeur actualisée des obligations futures liées à la mise hors service de ses terrains, de ses installations et de ses équipements. Enerplus estime ces frais à l’aide d’un modèle qui intègre des données tirées des antécédents d’exploitation d’Enerplus, des sources de l’industrie et des formules de calcul des coûts utilisées par l’Energy Resources Conservation Board de l’Alberta, ainsi que d’autres hypothèses d’exploitation. Enerplus s’attend à ce que tous ses puits nets engagent ces frais. Enerplus prévoit que le montant total de tels coûts, déduction faite de la valeur de récupération estimée pour cet équipement, soit d’environ 677 M$ sur une base non actualisée et de 125 M$ à un taux d’actualisation de 10 %. Les calculs des produits d’exploitation nets futurs figurant à la rubrique « Réserves de pétrole et de gaz naturel » de la présente notice annuelle excluent environ 311 M$ sur une base non actualisée et 78 M$ à un taux d’actualisation de 10 %, puisque ces montants reflètent les frais d’abandon et de remise en état d’installations et de puits pour lesquels aucune réserve n’a été attribuée. Au cours des trois prochains exercices, Enerplus s’attend à ce qu’un total d’environ 49 M$ sur une base non actualisée et 43 M$ en fonction d’un taux d’actualisation de 10 % seront déboursés quant aux frais d’abandon et de remise en état.

HORIZON FISCAL

Canada

Selon la structure actuelle d’Enerplus, le revenu imposable des filiales en exploitation canadiennes est transféré par l’entremise de versements d’intérêts, de redevances et d’autres distributions au Fonds qui, à son tour, alloue la totalité de son revenu imposable à ses porteurs de parts. Le Fonds et ses filiales en exploitation canadiennes n’ont payé aucun impôt important sur le revenu en espèces au Canada pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009.

Comme il est mentionné en plus amples détails aux rubriques « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Changements en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 », et « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie », le gouvernement fédéral du Canada a mis en place l’impôt des EIPD, qui fera généralement en sorte que les fiducies de revenu seront imposées au même taux d’imposition effectif que les sociétés canadiennes à compter de 2011. Les variables les plus importantes qui détermineront le niveau des impôts payés par Enerplus après la conversion seront le prix du pétrole brut et du gaz naturel, le montant des dépenses en immobilisations et le montant des comptes d’impôt et des autres déductions disponibles.

Compte tenu du prix des marchandises et des programmes de dépenses en immobilisations actuels, Enerplus ne s’attend pas à être imposable avant la période allant de 2013 à 2015, cet horizon fiscal futur dépendra également de la nature et du moment définitifs de ses acquisitions et de ses dispositions. Une fois imposable, Enerplus s’attend à ce que ses dépenses en immobilisations l’aideront à se mettre à l’abri de l’impôt et s’attendrait à ce que les impôts représentent environ 15 % des flux de trésorerie, ce qui n’est pas différent de l’imposition des autres sociétés de production de pétrole et de gaz naturel. Si les prix du pétrole et du gaz naturel devaient grimper au-delà des niveaux prévus par le marché à terme actuel, les comptes d’impôt d’Enerplus seraient utilisés plus rapidement et Enerplus pourrait payer des impôts plus élevés que prévu ou payer ces impôts plus tôt que prévu. Toutefois, Enerplus tient à souligner qu’il est difficile de donner des lignes directrices quant à son assujettissement futur à l’impôt puisque ses activités sont exercées au sein d’une industrie qui évolue constamment en fonction des acquisitions, des dessaisissements, des dépenses en immobilisations, des distributions et des prix généraux des marchandises. Voir « Facteurs de risque — Risques liés à l’entreprise et aux activités d’Enerplus — Les modifications apportées aux lois fiscales et aux autres lois peuvent nuire aux porteurs de parts ».

États-Unis

Au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2009, les activités aux États-Unis se sont vues imposer un impôt de 0,2 M$ associé au revenu en espèces aux États-Unis. Les activités d’Enerplus aux États-Unis sont assujetties à l’impôt sur le revenu payable sur le revenu imposable établi selon les règles et les règlements fiscaux des États-Unis. Puisque des fonds sont rapatriés au Canada, la retenue d’impôt qu’exigent les lois fiscales américaines deviendrait payable. Par conséquent, les activités d’Enerplus aux États-Unis devraient continuer de se voir imposer un impôt associé au revenu en espèces aux États-Unis à l’avenir.

Pour plus de renseignements, se reporter aux notes 1(h) et 10 afférentes aux états financiers vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 et aux renseignements fournis à la rubrique « Impôts » du rapport de gestion du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009.

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ARRANGEMENTS DE COMMERCIALISATION ET CONTRATS À TERME

Pétrole brut et LGN

La production de pétrole brut et de LGN d’Enerplus est commercialisée auprès de divers intermédiaires et utilisateurs finaux aux termes de contrats de 30 jours à renouvellement continu visant le pétrole brut et de contrats annuels visant les LGN dont les conditions fluctuent selon les prix mensuels du marché au comptant. Enerplus a touché un prix moyen (déduction faite des coûts de transport, mais avant de sentir l’effet des produits dérivés sur marchandises) de 59,53 $/b pour sa production de pétrole brut léger et moyen, de 56,03 $/b pour sa production de pétrole brut lourd et de 41,54 $/b pour sa production de LGN au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2009, comparativement à 94,30 $/b pour sa production de pétrole brut léger et moyen, à 80,15 $/b pour sa production de pétrole brut lourd et à 68,93 $/b pour sa production de LGN au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2008. Enerplus s’est engagée à long terme à livrer 1 698 b/j de la production canadienne au pipeline Plains Marketing Canada Joarcam jusqu’au 31 mars 2010.

Gaz naturel

Lorsqu’il commercialise sa production de gaz naturel, Enerplus tente de diversifier les contrats et les clients. De son portefeuille de ventes relatif au regroupeur, ventes de gaz naturel en aval et au comptant, Enerplus a vendu environ 90 % de son gaz naturel, ventes réparties également entre l’indice quotidien AECO et l’indice mensuel AECO, et 10 % selon les indices des États-Unis.

Le pourcentage des produits d’exploitation d’Enerplus de 2009 attribuables au gaz naturel (déduction faite des coûts de transport, mais avant de sentir l’effet des produits dérivés sur marchandises) s’est élevé à 38 % comparativement à 45 % en 2008. Le prix moyen reçu par Enerplus (déduction faite des coûts de transport, mais avant de sentir l’effet des produits dérivés sur marchandises) pour son gaz naturel en 2009 était de 3,91 $/kpi[3] comparativement à 8,17 $/kpi[3] au cours de l’exercice terminé le 31 décembre 2008.

Enerplus détient plusieurs contrats à échéances variables pour du transport dans les principaux réseaux de pipelines collecteurs des provinces de l’Ouest. Les contrats comprennent environ 132 Mpi[3] /j en Alberta, 32 Mpi[3] /j en ColombieBritannique et environ 46 Mpi[3] /j en Saskatchewan. Au 31 décembre 2009, Enerplus détenait des engagements fermes visant le transport de 9 Mpi[3] /j par Alliance Pipeline, en vigueur jusqu’au 31 octobre 2015, aux termes desquels Enerplus livre du gaz naturel dans la région du Midwest. Le reste de la production de gaz naturel canadienne d’Enerplus est vendu principalement dans les provinces de l’Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique aux prix au comptant courants. Enerplus a conclu des contrats visant la capacité de collecte pour sa production de gaz de 4 500 MBTU par jour de Marcellus avec prise d’effet le 1[er] mars 2010 et une augmentation à 6 000 MBTU par jour le 1[er] mai 2010.

Engagements futurs et contrats à terme

Enerplus peut utiliser divers types de produits financiers dérivés et des contrats de vente à prix fixe pour gérer le risque lié à la fluctuation des prix de marchandises. Sans ces activités de couverture, la totalité de la production de pétrole brut et de LGN et la plus grande partie de la production de gaz naturel d’Enerplus sont vendues sur le marché libre au prix du marché courant, ce qui expose Enerplus aux risques associés aux fluctuations des prix de marchandises et des taux de change. Voir « Facteurs de risque ». On peut lire l’information portant sur les produits financiers d’Enerplus à la note 11 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 et sous les rubriques relatives à l’établissement des prix et à la gestion du risque de prix dans le rapport de gestion du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 en consultant le site Web d’Enerplus à www.enerplus.com ainsi que le profil d’Enerplus sur SEDAR à www.sedar.com et sur EDGAR à www.sec.gov.

Réserves de pétrole et de gaz naturel

SOMMAIRE DES RÉSERVES

Toutes les réserves d’Enerplus, y compris les réserves aux États-Unis, ont été évaluées conformément au Règlement 51-101. McDaniel, société d’experts-conseils indépendants du secteur du pétrole située à Calgary, en Alberta, a évalué des terrains qui comptent pour environ 90 % de la valeur actualisée nette (calculée au taux d’actualisation de 10 % en utilisant les prix et les coûts prévisionnels) des réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel classiques d’Enerplus au Canada. Enerplus a évalué le reste des terrains classiques au Canada à l’aide de paramètres d’évaluation similaires, y compris les

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mêmes hypothèses quant aux prix prévisionnels et aux taux d’inflation et de change employés par McDaniel. McDaniel a passé en revue l’évaluation de ces terrains par Enerplus.

NSAI, experts-conseils indépendants dans le secteur du pétrole situé à Dallas, au Texas, a évalué la totalité des réserves de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus de l’ouest des États-Unis. Haas, experts-conseils indépendants dans le secteur du pétrole situé à Dallas, au Texas, a évalué la totalité des réserves de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus attribuables aux actifs de gaz de schiste de Marcellus situés dans le nord-est des États-Unis. Pour favoriser la cohérence dans les rapports sur les réserves d’Enerplus, NSAI et Haas ont tous deux utilisé les prix prévisionnels et les taux d’inflation de McDaniel pour établir leurs rapports. Enerplus a utilisé les taux de change prévisionnels de McDaniel indiqués ci-après pour convertir en dollars canadiens les montants en dollars américains figurant dans le rapport de NSAI et dans le rapport de Haas pour la présentation de la présente notice annuelle.

Les rubriques et tableaux suivants présentent, au 31 décembre 2009, un résumé des réserves de pétrole, de LGN et de gaz naturel d’Enerplus, et l’estimation de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs liés à ces réserves, ainsi que certaines informations, estimations et hypothèses associées aux estimations de réserves. Toute l’information relative aux réserves canadiennes figure dans le rapport de McDaniel et toute l’information relative aux réserves américaines est tirée du rapport NSAI et du rapport de Haas. Les données contenues dans les tableaux sont un résumé des évaluations; en raison de l’arrondissement, les chiffres figurant dans les tableaux peuvent être légèrement différents de ceux figurant dans les évaluations elles-mêmes et les totaux ne correspondent pas nécessairement à la somme des éléments.

Pour obtenir des renseignements sur les changements dans les volumes de réserves d’Enerplus du 31 décembre 2008 au 31 décembre 2009, voir « — Variation des réserves » ci-après.

Toutes les estimations des produits d’exploitation nets futurs sont indiquées avant la provision pour les intérêts et les dépenses générales et administratives et après la déduction des redevances et des dépenses en immobilisations futures estimatives, tant avant qu’après impôts. Les activités d’Enerplus aux États-Unis sont assujetties à l’impôt sur le revenu en espèces; par conséquent, les réserves d’Enerplus aux États-Unis sont présentées après la déduction de l’impôt qui, selon l’estimation d’Enerplus, sera payable. Le gouvernement fédéral canadien a mis en place l’impôt des EIPD qui vise à imposer les fiducies de revenu comme Enerplus au même taux d’imposition effectif que les sociétés canadiennes, et ce, à compter de l’année d’imposition 2011. Les estimations après impôts de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs des réserves d’Enerplus tiennent compte de l’incidence estimée de l’impôt des EIPD. Pour obtenir de plus amples renseignements à cet égard, voir « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices », « Entreprise d’Enerplus — Horizon fiscal », « Conditions dans l’industrie » et « Facteurs de risque » de la présente notice annuelle.

À l’égard de l’information quant au prix dans les renseignements suivants sur les réserves, les prix du pétrole à la tête de puits sont rajustés en fonction de la qualité et du transport d’après les prix réels passés. Les prix du gaz naturel ont été rajustés, au besoin, d’après les prix passés en fonction de la valeur thermique et des coûts de service différents qu’appliquent les divers acheteurs. Les prix des LGN ont été rajustés afin de refléter les prix moyens passés obtenus.

On ne saurait supposer que l’estimation de la valeur actualisée des rentrées nettes futures indiquée ci-après reflète la juste valeur marchande des réserves. Rien ne garantit que les hypothèses relatives aux prix et aux coûts se concrétiseront, et les écarts entre la situation réelle et celle reflétée par les hypothèses pourraient être importants. Les estimations de la récupération et des réserves de pétrole brut, de LGN et de gaz naturel d’Enerplus indiquées dans les tableaux ne constituent que des estimations. Les réserves réelles peuvent être supérieures ou inférieures aux estimations indiquées dans les tableaux. Les lecteurs devraient examiner les définitions et l’information contenues dans « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus » en tenant compte des tableaux et des notes qui suivent.

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Sommaire des réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts prévisionnels

CATÉGORIE DE RÉSERVES	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 57 742 57 089 50 160 29 613 29 583 24 611 9 879 9 721 6 739 21 062 21 002 17 518 – – – 76 – 76 78 804 78 091 67 678 29 613 29 583 24 611 9 955 9 721 6 815 539 539 490 438 438 372 124 117 89 1 276 1 276 1 064 – – – 4 – 4 1 815 1 815 1 554 438 438 372 128 117 93 2 772 2 765 2 461 4 380 4 380 3 560 630 630 486 3 114 3 114 2 572 – – – 40 – 40 5 886 5 879 5 033 4 380 4 380 3 560 670 630 526 61 053 60 393 53 111 34 431 34 401 28 543 10 633 10 468 7 314 25 452 25 392 21 154 – – – 120 – 120 86 505 85 785 74 265 34 431 34 401 28 543 10 753 10 468 7 434 16 776 16 551 13 940 12 347 12 338 9 924 3 718 3 659 2 592 7 287 7 267 6 007 – – – 36 – 36 24 063 23 818 19 947 12 347 12 338 9 924 3 754 3 659 2 628 77 829 76 944 67 051 46 778 46 739 38 467 14 351 14 127 9 906 32 739 32 659 27 161 – – – 156 – 156 110 568 109 603 94 212 46 778 46 739 38 467 14 507 14 127 10 062	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 57 742 57 089 50 160 29 613 29 583 24 611 9 879 9 721 6 739 21 062 21 002 17 518 – – – 76 – 76 78 804 78 091 67 678 29 613 29 583 24 611 9 955 9 721 6 815 539 539 490 438 438 372 124 117 89 1 276 1 276 1 064 – – – 4 – 4 1 815 1 815 1 554 438 438 372 128 117 93 2 772 2 765 2 461 4 380 4 380 3 560 630 630 486 3 114 3 114 2 572 – – – 40 – 40 5 886 5 879 5 033 4 380 4 380 3 560 670 630 526 61 053 60 393 53 111 34 431 34 401 28 543 10 633 10 468 7 314 25 452 25 392 21 154 – – – 120 – 120 86 505 85 785 74 265 34 431 34 401 28 543 10 753 10 468 7 434 16 776 16 551 13 940 12 347 12 338 9 924 3 718 3 659 2 592 7 287 7 267 6 007 – – – 36 – 36 24 063 23 818 19 947 12 347 12 338 9 924 3 754 3 659 2 628 77 829 76 944 67 051 46 778 46 739 38 467 14 351 14 127 9 906 32 739 32 659 27 161 – – – 156 – 156 110 568 109 603 94 212 46 778 46 739 38 467 14 507 14 127 10 062	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 57 742 57 089 50 160 29 613 29 583 24 611 9 879 9 721 6 739 21 062 21 002 17 518 – – – 76 – 76 78 804 78 091 67 678 29 613 29 583 24 611 9 955 9 721 6 815 539 539 490 438 438 372 124 117 89 1 276 1 276 1 064 – – – 4 – 4 1 815 1 815 1 554 438 438 372 128 117 93 2 772 2 765 2 461 4 380 4 380 3 560 630 630 486 3 114 3 114 2 572 – – – 40 – 40 5 886 5 879 5 033 4 380 4 380 3 560 670 630 526 61 053 60 393 53 111 34 431 34 401 28 543 10 633 10 468 7 314 25 452 25 392 21 154 – – – 120 – 120 86 505 85 785 74 265 34 431 34 401 28 543 10 753 10 468 7 434 16 776 16 551 13 940 12 347 12 338 9 924 3 718 3 659 2 592 7 287 7 267 6 007 – – – 36 – 36 24 063 23 818 19 947 12 347 12 338 9 924 3 754 3 659 2 628 77 829 76 944 67 051 46 778 46 739 38 467 14 351 14 127 9 906 32 739 32 659 27 161 – – – 156 – 156 110 568 109 603 94 212 46 778 46 739 38 467 14 507 14 127 10 062
	Pétrole léger et moyen Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) 57 742 57 089 50 160 21 062 21 002 17 518 78 804 78 091 67 678 539 539 490 1 276 1 276 1 064 1 815 1 815 1 554 2 772 2 765 2 461 3 114 3 114 2 572 5 886 5 879 5 033 61 053 60 393 53 111 25 452 25 392 21 154 86 505 85 785 74 265 16 776 16 551 13 940 7 287 7 267 6 007 24 063 23 818 19 947 77 829 76 944 67 051 32 739 32 659 27 161 110 568 109 603 94 212	Pétrole brut Participation de la société Brut Net
Prouvées mises en valeur exploitées Canada États-Unis		(kb) (kb) (kb) 29 613 29 583 24 611 – – – 29 613 29 583 24 611 438 438 372 – – – 438 438 372 4 380 4 380 3 560 – – – 4 380 4 380 3 560 34 431 34 401 28 543 – – – 34 431 34 401 28 543 12 347 12 338 9 924 – – – 12 347 12 338 9 924 46 778 46 739 38 467 – – – 46 778 46 739 38 467	(kb) (kb) (kb) 9 879 9 721 6 739 76 – 76
Total			9 955 9 721 6 815
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis			124 117 89 4 – 4
Total			128 117 93
Prouvées non mises en valeur Canada États-Unis			630 630 486 40 – 40
Total			670 630 526
Total des réserves prouvées Canada États-Unis			10 633 10 468 7 314 120 – 120
Total			10 753 10 468 7 434
Probables Canada États-Unis			3 718 3 659 2 592 36 – 36
Total			3 754 3 659 2 628
Total des réserves prouvées et probables Canada États-Unis			14 351 14 127 9 906 156 – 156
Total			14 507 14 127 10 062

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Sommaire des réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts prévisionnel s (suite)

CATÉGORIE DE RÉSERVES	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (kbep) (kbep) (kbep) 624 588 608 201 522 773 – – – 201 332 197 761 168 638 39 554 30 810 34 294 2 914 2 914 2 350 28 216 26 623 23 702 664 142 639 011 557 067 2 914 2 914 2 350 229 548 224 384 192 340 13 444 13 297 11 236 – – – 3 341 3 309 2 824 1 770 1 303 1 554 626 626 510 1 679 1 597 1 412 15 214 14 600 12 790 626 626 510 5 020 4 906 4 236 58 553 58 424 50 114 – – – 17 541 17 512 14 859 8 125 3 574 7 497 4 587 4 587 3 709 5 273 4 475 4 479 66 678 61 998 57 611 4 587 4 587 3 709 22 814 21 987 19 338 696 585 679 922 584 123 – – – 222 214 218 582 186 321 49 449 35 687 43 345 8 127 8 127 6 569 35 168 32 695 29 593 746 034 715 609 627 468 8 127 8 127 6 569 257 382 251 277 215 914 250 061 244 873 209 237 – – – 74 518 73 361 61 329 17 085 13 137 14 770 16 763 16 763 13 545 12 964 12 249 10 762 267 146 258 010 224 007 16 763 16 763 13 545 87 482 85 610 72 091 946 646 924 795 793 360 – – – 296 732 291 943 247 650 66 534 48 824 58 115 24 890 24 890 20 114 48 132 44 944 40 355 1 013 180 973 619 851 475 24 890 24 890 20 114 344 864 336 887 288 005	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (kbep) (kbep) (kbep) 624 588 608 201 522 773 – – – 201 332 197 761 168 638 39 554 30 810 34 294 2 914 2 914 2 350 28 216 26 623 23 702 664 142 639 011 557 067 2 914 2 914 2 350 229 548 224 384 192 340 13 444 13 297 11 236 – – – 3 341 3 309 2 824 1 770 1 303 1 554 626 626 510 1 679 1 597 1 412 15 214 14 600 12 790 626 626 510 5 020 4 906 4 236 58 553 58 424 50 114 – – – 17 541 17 512 14 859 8 125 3 574 7 497 4 587 4 587 3 709 5 273 4 475 4 479 66 678 61 998 57 611 4 587 4 587 3 709 22 814 21 987 19 338 696 585 679 922 584 123 – – – 222 214 218 582 186 321 49 449 35 687 43 345 8 127 8 127 6 569 35 168 32 695 29 593 746 034 715 609 627 468 8 127 8 127 6 569 257 382 251 277 215 914 250 061 244 873 209 237 – – – 74 518 73 361 61 329 17 085 13 137 14 770 16 763 16 763 13 545 12 964 12 249 10 762 267 146 258 010 224 007 16 763 16 763 13 545 87 482 85 610 72 091 946 646 924 795 793 360 – – – 296 732 291 943 247 650 66 534 48 824 58 115 24 890 24 890 20 114 48 132 44 944 40 355 1 013 180 973 619 851 475 24 890 24 890 20 114 344 864 336 887 288 005	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (kbep) (kbep) (kbep) 624 588 608 201 522 773 – – – 201 332 197 761 168 638 39 554 30 810 34 294 2 914 2 914 2 350 28 216 26 623 23 702 664 142 639 011 557 067 2 914 2 914 2 350 229 548 224 384 192 340 13 444 13 297 11 236 – – – 3 341 3 309 2 824 1 770 1 303 1 554 626 626 510 1 679 1 597 1 412 15 214 14 600 12 790 626 626 510 5 020 4 906 4 236 58 553 58 424 50 114 – – – 17 541 17 512 14 859 8 125 3 574 7 497 4 587 4 587 3 709 5 273 4 475 4 479 66 678 61 998 57 611 4 587 4 587 3 709 22 814 21 987 19 338 696 585 679 922 584 123 – – – 222 214 218 582 186 321 49 449 35 687 43 345 8 127 8 127 6 569 35 168 32 695 29 593 746 034 715 609 627 468 8 127 8 127 6 569 257 382 251 277 215 914 250 061 244 873 209 237 – – – 74 518 73 361 61 329 17 085 13 137 14 770 16 763 16 763 13 545 12 964 12 249 10 762 267 146 258 010 224 007 16 763 16 763 13 545 87 482 85 610 72 091 946 646 924 795 793 360 – – – 296 732 291 943 247 650 66 534 48 824 58 115 24 890 24 890 20 114 48 132 44 944 40 355 1 013 180 973 619 851 475 24 890 24 890 20 114 344 864 336 887 288 005
	Gaz naturel Participation de la société Brut Net (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 624 588 608 201 522 773 39 554 30 810 34 294 664 142 639 011 557 067 13 444 13 297 11 236 1 770 1 303 1 554 15 214 14 600 12 790 58 553 58 424 50 114 8 125 3 574 7 497 66 678 61 998 57 611 696 585 679 922 584 123 49 449 35 687 43 345 746 034 715 609 627 468 250 061 244 873 209 237 17 085 13 137 14 770 267 146 258 010 224 007 946 646 924 795 793 360 66 534 48 824 58 115 1 013 180 973 619 851 475	Gaz de schiste Participation de la société Brut Net (Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 2 914 2 914 2 350 2 914 2 914 2 350 – – – 626 626 510 626 626 510 – – – 4 587 4 587 3 709 4 587 4 587 3 709 – – – 8 127 8 127 6 569 8 127 8 127 6 569 – – – 16 763 16 763 13 545 16 763 16 763 13 545 – – – 24 890 24 890 20 114 24 890 24 890 20 114
Prouvées mises en valeur exploitées Canada États-Unis			(kbep) (kbep) (kbep) 201 332 197 761 168 638 28 216 26 623 23 702
Total			229 548 224 384 192 340
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis			3 341 3 309 2 824 1 679 1 597 1 412
Total			5 020 4 906 4 236
Prouvées non mises en valeur Canada États-Unis			17 541 17 512 14 859 5 273 4 475 4 479
Total			22 814 21 987 19 338
Total des réserves prouvées Canada États-Unis			222 214 218 582 186 321 35 168 32 695 29 593
Total			257 382 251 277 215 914
Probables Canada États-Unis			74 518 73 361 61 329 12 964 12 249 10 762
Total			87 482 85 610 72 091
Total des réserves prouvées et probables Canada États-Unis			296 732 291 943 247 650 48 132 44 944 40 355
Total			344 864 336 887 288 005

25

Relevé de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs attribuables aux réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts prévisionnels

VALEUR ACTUALISÉE NETTE DES PRODUITS D’EXPLOITATION NETS FUTURS CALCULÉE AU TAUX D’ACTUALISATION DE (%/AN)

CATÉGORIE DE RÉSERVES	avant impôts après impôts 0 % 5 % 10 % 15 % 20 % 0 % 5 % 10 % 15 % 20 % Valeur unitaire(1) (en millions $) ($/bep) 6 701 4 554 3 507 2 883 2 466 5 722 4 005 3 147 2 625 2 269 20,80 $ 1 352 923 698 563 475 1 012 697 529 428 362 29,45$ 8 053 5 477 4 205 3 446 2 941 6 734 4 702 3 676 3 053 2 631 21,86 $ 105 79 64 53 44 79 60 49 41 36 22,66 $ 77 58 44 36 29 46 34 27 21 17 31,16$ 182 137 108 89 73 125 94 76 62 53 25,50$ 380 242 160 107 71 224 129 74 40 17 10,77 $ 175 107 71 48 34 124 80 55 40 30 15,85$ 555 349 231 155 105 348 209 129 80 47 11,95 $ 7 186 4 875 3 731 3 043 2 581 6 025 4 194 3 270 2 706 2 322 20,02 $ 1 604 1 088 813 647 538 1 182 811 611 489 409 27,47$ 8 790 5 963 4 544 3 690 3 119 7 207 5 005 3 881 3 195 2 731 21,05 $ 2 990 1 449 877 601 444 2 200 1 068 646 443 327 14,30 $ 705 326 190 129 95 445 205 112 73 52 17,65$ 3 695 1 775 1 067 730 539 2 645 1 273 758 516 379 14,80 $ 10 176 6 324 4 608 3 644 3 025 8 225 5 262 3 916 3 149 2 649 18,61 $ 2 309 1 414 1 003 776 633 1 627 1 016 723 562 461 24,85$ 12 485 7 738 5 611 4 420 3 658 9 852 6 278 4 639 3 711 3 110 19,48$	après impôts 0 % 5 % 10 % 15 % 20 % Valeur unitaire(1)
Prouvées mises en valeur exploitées Canada États-Unis
Total		6 734 4 702 3 676 3 053 2 631 21,86 $
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis		79 60 49 41 36 22,66 $ 46 34 27 21 17 31,16$
Total		125 94 76 62 53 25,50$
Prouvées non mises en valeur Canada États-unis		224 129 74 40 17 10,77 $ 124 80 55 40 30 15,85$
Total		348 209 129 80 47 11,95 $
Total des réserves prouvées Canada États-Unis		6 025 4 194 3 270 2 706 2 322 20,02 $ 1 182 811 611 489 409 27,47$
Total		7 207 5 005 3 881 3 195 2 731 21,05 $
Probables Canada États-Unis		2 200 1 068 646 443 327 14,30 $ 445 205 112 73 52 17,65$
Total		2 645 1 273 758 516 379 14,80 $
Réserves prouvées et probables Canada États-Unis		8 225 5 262 3 916 3 149 2 649 18,61 $ 1 627 1 016 723 562 461 24,85$
Total		9 852 6 278 4 639 3 711 3 110 19,48$

Note :

(1) Calculée au moyen de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs attribuables aux réserves avant impôts au taux d’actualisation de 10 % par année. Les valeurs unitaires sont fondées sur les volumes de réserves nettes.

26

Relevé des réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts constants

CATÉGORIE DE RÉSERVES	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 54 802 54 151 50 576 29 025 28 995 24 917 8 683 8 517 5 944 19 744 19 744 16 475 – – – 74 – 74 74 546 73 895 67 051 29 025 28 995 24 917 8 757 8 517 6 018 527 527 488 428 428 379 110 102 80 1 261 1 261 1 051 – – – 4 – 4 1 788 1 788 1 539 428 428 379 114 102 84 2 643 2 636 2 465 4 315 4 315 3 632 60 60 43 2 751 2 751 2 271 – – – 36 – 36 5 394 5 387 4 736 4 315 4 315 3 632 96 60 79 57 972 57 314 53 529 33 768 33 738 28 928 8 853 8 679 6 067 23 756 23 756 19 797 – – – 114 – 114 81 728 81 070 73 326 33 768 33 738 28 928 8 967 8 679 6 181 16 234 16 009 14 613 12 155 12 147 10 381 2 776 2 719 1 917 6 876 6 876 5 718 – – – 27 – 27 23 110 22 885 20 331 12 155 12 147 10 381 2 803 2 719 1 944 74 206 73 323 68 142 45 923 45 885 39 309 11 629 11 398 7 984 30 632 30 632 25 515 – – – 141 – 141 104 838 103 955 93 657 45 923 45 885 39 309 11 770 11 398 8 125	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 54 802 54 151 50 576 29 025 28 995 24 917 8 683 8 517 5 944 19 744 19 744 16 475 – – – 74 – 74 74 546 73 895 67 051 29 025 28 995 24 917 8 757 8 517 6 018 527 527 488 428 428 379 110 102 80 1 261 1 261 1 051 – – – 4 – 4 1 788 1 788 1 539 428 428 379 114 102 84 2 643 2 636 2 465 4 315 4 315 3 632 60 60 43 2 751 2 751 2 271 – – – 36 – 36 5 394 5 387 4 736 4 315 4 315 3 632 96 60 79 57 972 57 314 53 529 33 768 33 738 28 928 8 853 8 679 6 067 23 756 23 756 19 797 – – – 114 – 114 81 728 81 070 73 326 33 768 33 738 28 928 8 967 8 679 6 181 16 234 16 009 14 613 12 155 12 147 10 381 2 776 2 719 1 917 6 876 6 876 5 718 – – – 27 – 27 23 110 22 885 20 331 12 155 12 147 10 381 2 803 2 719 1 944 74 206 73 323 68 142 45 923 45 885 39 309 11 629 11 398 7 984 30 632 30 632 25 515 – – – 141 – 141 104 838 103 955 93 657 45 923 45 885 39 309 11 770 11 398 8 125	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Pétrole léger et moyen Pétrole brut Liquides de gaz naturel Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) 54 802 54 151 50 576 29 025 28 995 24 917 8 683 8 517 5 944 19 744 19 744 16 475 – – – 74 – 74 74 546 73 895 67 051 29 025 28 995 24 917 8 757 8 517 6 018 527 527 488 428 428 379 110 102 80 1 261 1 261 1 051 – – – 4 – 4 1 788 1 788 1 539 428 428 379 114 102 84 2 643 2 636 2 465 4 315 4 315 3 632 60 60 43 2 751 2 751 2 271 – – – 36 – 36 5 394 5 387 4 736 4 315 4 315 3 632 96 60 79 57 972 57 314 53 529 33 768 33 738 28 928 8 853 8 679 6 067 23 756 23 756 19 797 – – – 114 – 114 81 728 81 070 73 326 33 768 33 738 28 928 8 967 8 679 6 181 16 234 16 009 14 613 12 155 12 147 10 381 2 776 2 719 1 917 6 876 6 876 5 718 – – – 27 – 27 23 110 22 885 20 331 12 155 12 147 10 381 2 803 2 719 1 944 74 206 73 323 68 142 45 923 45 885 39 309 11 629 11 398 7 984 30 632 30 632 25 515 – – – 141 – 141 104 838 103 955 93 657 45 923 45 885 39 309 11 770 11 398 8 125
	Pétrole léger et moyen Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) 54 802 54 151 50 576 19 744 19 744 16 475 74 546 73 895 67 051 527 527 488 1 261 1 261 1 051 1 788 1 788 1 539 2 643 2 636 2 465 2 751 2 751 2 271 5 394 5 387 4 736 57 972 57 314 53 529 23 756 23 756 19 797 81 728 81 070 73 326 16 234 16 009 14 613 6 876 6 876 5 718 23 110 22 885 20 331 74 206 73 323 68 142 30 632 30 632 25 515 104 838 103 955 93 657	Pétrole brut Participation de la société Brut Net (kb) (kb) (kb) 29 025 28 995 24 917 – – – 29 025 28 995 24 917 428 428 379 – – – 428 428 379 4 315 4 315 3 632 – – – 4 315 4 315 3 632 33 768 33 738 28 928 – – – 33 768 33 738 28 928 12 155 12 147 10 381 – – – 12 155 12 147 10 381 45 923 45 885 39 309 – – – 45 923 45 885 39 309
Prouvées mises en valeur exploitées Canada États-Unis
Total			8 757 8 517 6 018
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis			110 102 80 4 – 4
Total			114 102 84
Prouvées non mises en valeur Canada États-unis			60 60 43 36 – 36
Total			96 60 79
Total des réserves prouvées Canada États-Unis			8 853 8 679 6 067 114 – 114
Total			8 967 8 679 6 181
Probables Canada États-Unis			2 776 2 719 1 917 27 – 27
Total			2 803 2 719 1 944
Réserves prouvées et probables Canada États-Unis			11 629 11 398 7 984 141 – 141
Total			11 770 11 398 8 125

(suite à la page suivante)

27

Relevé des réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts constants

CATÉGORIE DE RÉSERVES	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net	RÉSERVES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL Gaz naturel Gaz de schiste Total Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net Participation de la société Brut Net
	Participation de la société Brut Net	Participation de la société Brut Net
Prouvées mise en valeur exploitées Canada États-Unis	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 529 262 513 001 461 263 36 587 28 232 31 851	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 2 722 2 722 2 195	(kbep) (kbep) (kbep) 180 721 177 164 158 314 26 369 24 903 22 222
Total	565 849 541 233 493 114	2 722 2 722 2 195	207 090 202 067 180 536
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis	9 018 8 871 7 483 1 742 1 278 1 530	– – – 595 595 485	2 568 2 535 2 194 1 654 1 573 1 392
Total	10 760 10 149 9 013	595 595 485	4 222 4 108 3 586
Prouvées non mises en valeur Canada États-unis	6 764 6 648 5 666 7 157 3 009 6 627	– – – 3 757 3 757 3 037	8 145 8 119 7 084 4 607 3 879 3 919
Total	13 921 9 657 12 293	3 757 3 757 3 037	12 752 11 998 11 003
Total des réserves prouvées Canada États-Unis	545 044 528 520 474 412 45 486 32 519 40 008	– – – 7 074 7 074 5 717	191 434 187 818 167 592 32 630 30 355 27 533
Total	590 530 561 039 514 420	7 074 7 074 5 717	224 064 218 173 195 125
Probables Canada États-Unis	170 186 165 128 149 077 14 856 11 962 12 824	– – – 16 151 16 151 13 048	59 529 58 396 51 758 12 071 11 562 10 056
Total	185 042 177 090 161 901	16 151 16 151 13 048	71 600 69 958 61 814
Réserves prouvées et probables Canada États-Unis	715 230 693 648 623 489 60 342 44 481 52 832	– – – 23 225 23 225 18 765	250 963 246 214 219 350 44 701 41 917 37 589
Total	775 572 738 129 676 321	23 225 23 225 18 765	295 664 288 131 256 939

28

Relevé de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs attribuables aux réserves de pétrole et de gaz au 31 décembre 2009

Prix et coûts constants

VALEUR ACTUALISÉE NETTE DES PRODUITS D’EXPLOITATION NETS FUTURS CALCULÉE AU TAUX D’ACTUALISATION DE (%/AN)

	FUTURS CALCULÉE AU TAUX	D’ACTUALISATION DE (%/AN)
CATÉGORIE DE RÉSERVES	avant impôts	après impôts 0 % 5 % 10 % 15 % 20 % Valeur unitaire(1)
	0 % 5 % 10 % 15 % 20 %
Prouvées mises en valeur exploitées Canada États-Unis	(en millions $) ($/bep) 2 863 2 111 1 706 1 449 1 269 2 709 2 024 1 651 1 412 1 243 10,78 $ 671 506 408 343 298 541 411 332 280 244 18,36$
Total	3 534 2 617 2 114 1 792 1 567 3 250 2 435 1 983 1 692 1 487 11,71 $
Prouvées mises en valeur inexploitées Canada États-Unis	48 39 31 27 24 43 35 28 23 21 14,12 $ 41 31 24 20 16 29 21 16 13 10 17,25$
Total	89 70 55 47 40 72 56 44 36 31 15,34 $
Prouvées non mises en valeur Canada États-Unis s	158 101 68 46 31 116 71 45 29 17 9,60 $ 47 24 10 1 (5) 37 20 9 2 (4) 2,55$
Total	205 125 78 47 26 153 91 54 31 13 7,09 $
Total des réserves prouvées Canada États-Unis	3 069 2 251 1 805 1 522 1 324 2 868 2 130 1 724 1 464 1 281 10,77 $ 759 561 442 364 309 607 452 357 295 250 16,05$
Total	3 828 2 812 2 247 1 886 1 633 3 475 2 582 2 081 1 759 1 531 11,52 $
Probables Canada États-Unis	1 116 602 392 282 216 875 493 328 240 185 7,57 $ 254 137 86 60 45 179 97 58 39 29 8,55$
Total	1 370 739 478 342 261 1 054 590 386 279 214 7,73$
Total des réserves prouvées et probables Canada États-Unis	4 185 2 853 2 197 1 804 1 540 3 743 2 623 2 052 1 704 1 466 10,02 $ 1 013 698 528 424 354 786 549 415 334 279 14,05$
Total	5 198 3 551 2 725 2 228 1 894 4 529 3 172 2 467 2 038 1 745 10,61 $

Note :

(1) Calculée au moyen de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs attribuables aux réserves avant impôts au taux d’actualisation de 10 % par année. Les valeurs unitaires sont fondées sur les volumes de réserves nettes.

PRIX ET COÛTS PRÉVISIONNELS

Le scénario fondé sur des prix et des coûts prévisionnels suppose l’absence de modifications législatives ou réglementaires et comprend les effets de l’inflation. L’estimation des produits d’exploitation nets futurs qui seront tirés de la production des réserves est fondée sur les prix prévisionnels suivants fournis par McDaniel au 1[er] janvier 2010 (et utilisés par NSAI et Haas pour assurer la communication uniforme des réserves d’Enerplus) et sur les hypothèses suivantes relatives aux taux d’inflation et de change :

Année	PÉTROLE BRUT	GAZ NATUREL	LIQUIDES DE GAZ NATUREL Prix aupair à Edmonton Propane Butane Pentane plus Taux d’infla- tion Taux de change
	WTI à Cushing Oklahoma Prix au pair à Edmonton 40° API(1) Lourd de Hardisty 12° API Moyen de Cromer 29,3° API	Prix au comptant 30 jours @ AECO Prix Henry Hub
2010 2011 2012 2013 2014 Ensuite	($ US/b) ($ CA/b) ($ CA/b) ($ CA/b) 80,00 83,20 68,10 76,50 83,60 87,00 67,60 79,10 87,40 91,00 68,00 81,80 91,30 95,00 68,10 85,40 95,30 99,20 71,10 89,20 (2) (2) (2) (2)	($ CA/ MBTU) ($ US/ MBTU) 6,05 6,05 6,75 6,90 7,15 7,30 7,45 7,70 7,80 8,15 (2) (2)	($ CA/b) ($ CA/b) ($ CA/b) (%/an) ($ US/ $ CA) 46,40 64,00 85,20 2,0 0,95 49,50 66,90 89,00 2,0 0,95 52,00 70,00 93,80 2,0 0,95 54,30 73,10 97,10 2,0 0,95 56,70 76,30 101,40 2,0 0,95 (2) (2) (2) 2,0 0,95

29

Notes :

(1) Prix affichés des raffineries d’Edmonton pour le pétrole brut à 40º API et d’une teneur en soufre de 0,4 %. (2) L’indexation est d’environ 4 % par année jusqu’en 2015, puis d’environ 2 % par année par la suite.

En 2009, Enerplus a obtenu un prix moyen pondéré (déduction faite des coûts de transport, mais avant couverture) de 56,03 $/b pour le pétrole brut lourd, de 59,53 $/b pour le pétrole brut léger et moyen, de 41,54 $/b pour les LGN et de 3,91 $/kpi[3] pour le gaz naturel.

PRIX ET COÛTS CONSTANTS

Le type de prix et coûts constants est fondé sur la moyenne non pondérée des cours de clôture de la marchandise applicable le premier jour de la période de douze mois précédant la fin de l’exercice de la société au 31 décembre 2009, gardés constants pendant toute la durée de vie estimative des terrains faisant l’objet de l’estimation, et suppose le maintien des coûts d’exploitation prévus pour 2010 et le maintien des lois et des règlements actuellement en vigueur. Les prix des produits n’ont pas été indexés, et les coûts d’exploitation et coûts en capital n’ont pas été rajustés à la hausse pour tenir compte de l’inflation. Les produits d’exploitation nets futurs devant être tirés de la production des réserves étaient fondés sur les prix constants suivants déterminés au 31 décembre 2009 et sur les hypothèses suivantes relatives au taux de change :

Année	PÉTROLE BRUT	GAZ NATUREL	LIQUIDES DE GAZ NATUREL Prix aupair à Edmonton Propane Butane Pentane plus Taux d’infla- tion Taux de change
	WTI à Cushing Oklahoma Prix au pair à Edmonton 40° API(1) Lourd de Hardisty 12° API Moyen de Cromer 29,3° API	Prix au comptant 30 jours @ AECO Prix Henry Hub
Constant	($ US/b) ($ CA/b) ($ CA/b) ($ CA/b) 61,18 65,21 59,38 62,02	($ CA/ MBTU) ($ US/ MBTU) 3,77 3,82	($ CA/b) ($ CA/b) ($ CA/b) (%/an) ($ US/$ CA) 37,36 46,52 68,71 — 0,869

Note :

(1) Prix affichés des raffineries d’Edmonton pour le pétrole brut à 40º API et d’une teneur en soufre de 0,4 %.

PRODUITS D’EXPLOITATION NETS FUTURS NON ACTUALISÉS PAR CATÉGORIE DE RÉSERVES

Les produits d’exploitation nets futurs non actualisés par catégorie de réserves au 31 décembre 2009, selon des prix et des coûts constants et prévisionnels, sont présentés ci-après (en raison de l’arrondissement, les totaux ne correspondent pas nécessairement à la somme des éléments) :

					Frais	Produits		Produits
	Produits	Redevances	Frais	Frais de	d’abandon et	d’exploitation		d’exploitation
	d’exploi-	et taxe à la	d’exploi-	mise en	de remise	nets futurs avant		nets futurs
Catégorie de réserves	tation	production	tation	valeur	en état	impôts	Impôts	après impôts
				(en	millions $)
Réserves prouvées
Canada	15 809	2 499	5 257	582	286	7 186	1 161	6 025
États-Unis	2 933	757	464	79	28	1 604	422	1 182
Total	18 743	3 255	5 722	661	314	8 790	1 583	7 207
Réserves prouvées et
probables
Canada	22 047	3 616	7 183	739	332	10 176	1 951	8 225
États-Unis	4 207	1 086	676	103	34	2 309	682	1 627
Total	26 254	4 701	7 859	842	366	12 485	2 633	9 852

30

VALEUR ACTUALISÉE NETTE DES PRODUITS D’EXPLOITATION NETS FUTURS PAR CATÉGORIE DE RÉSERVES

La valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs avant impôts par catégorie de réserves et groupe de production au 31 décembre 2009, selon des prix et des coûts constants et prévisionnels, et calculée au taux d’actualisation de 10 % par année, est présentée ci-après :

Catégorie de réserve	Groupe de production	Valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs avant impôts (calculée au taux d’actualisation de 10 %/an) Valeur unitaire(3)
Canada Réserves prouvées	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	(en millions $) ($/b/$/kpi3) 1 389 26,30 $/b 762 26,71 $/b 1 580 2,96 $/kpi3 – – 3 731
	Total
Réserves prouvées et probables	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	1 659 24,88 $/b 938 24,40 $/b 2 011 2,76 $/kpi3 – – 4 608
	Total
États-Unis Réserves prouvées .........................	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	740 29,09 $/b – – 58 4,21 $/kpi3 15 1,86 $/kpi3 813
	Total
Réserves prouvées et probables .....	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	883 26,97 $/b – – 71 4,05 $/kpi3 49 1,96 $/kpi3 1 003
	Total
Total d’Enerplus Réserves prouvées .........................	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	2 129 27,21 $/b 762 26,71 $/b 1 638 2,99 $/kpi3 15 1,86 $/kpi3 4 544
	Total
Réserves prouvées et probables .....	Pétrole brut léger et moyen(1) Pétrole brut(1) Gaz naturel(2) Gazde schiste(2)	2 542 25,57 $/b 938 24,40 $/b 2 082 2,79 $/kpi3 49 1,96 $/kpi3 5 611
	Total

Notes :

(1) Inclut la valeur actualisée nette du gaz en solution et des autres sous-produits.

(2) Inclut la valeur actualisée nette des sous-produits, mais exclut le gaz en solution et les sous-produits tirés des puits de pétrole.

(3) Calculée au moyen des réserves de pétrole net et de gaz net et d’hypothèses de prix et de coûts prévisionnels.

31

PRODUCTION ESTIMÉE POUR L’ESTIMATION DES RÉSERVES BRUTES

Le volume de production estimé pour 2010 au moment de la préparation des estimations des réserves prouvées brutes et des réserves probables brutes est exposé ci-après. McDaniel a estimé la production au Canada et NSAI et Haas ont estimé la production aux États-Unis. En raison de l’arrondissement, les totaux ne correspondent pas nécessairement à la somme des éléments.

Type deproduit	Réservesprouvées brutes	Réservesprouvées brutes
	Canada États-Unis
	Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010 Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010
Pétrole brut Pétrole brut léger et moyen Pétrole lourd	5 091 kb 13 948 3 531 kb 9 674	b/j 2 876 kb 7 878 b/j b/j — —
Total – pétrole brut Liquides degaz naturel	8 622 kb 23 622 1 301 kb 3 565	b/j 2 876 kb 7 878 b/j b/j 13 kb 34 b/j
Total – liquides Gaz naturel	9 924 kb 27 188 94 599 Mpi3 259 176	b/j 2 888 kb 7 912 b/j kpi3/j 4 867 Mpi3 13 335 kpi3/j
Gaz de schiste	— —	616 Mpi3 1 689 kpi3/j
Total	25 690 kbep 70 384	bep/j 3 802 kbep 10 416 bep/j

Type deproduit	Réserves probables brutes Canada États-Unis Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010 Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010	Réserves probables brutes Canada États-Unis Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010 Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010	Réserves probables brutes Canada États-Unis Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010 Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010
			États-Unis
			Production totale estimée – 2010 Production quotidienne moyenne estimée – 2010
Pétrole brut Pétrole brut léger et moyen Pétrole lourd	167 kb 459 166 kb 456	b/j b/j	228 kb 626 b/j — —
Total – pétrole brut Liquides degaz naturel	334 kb 914 61 kb 165	b/j b/j	228 kb 626 b/j — 1 b/j
Total – liquides Gaz naturel	393 kb 1 078 3 985 Mpi3 10 917	b/j kpi3/j	228 kb 627 b/j 324 Mpi3 886 kpi3/j
Gaz de schiste	— —		801 Mpi3 2 193 kpi3/j
Total	1 058 kbep 2 898	bep/j	416 kbep 1 140 bep/j

FRAIS DE MISE EN VALEUR FUTURS

Les frais de mise en valeur déduits de l’estimation de la valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs est présentée ci-après. Enerplus compte financer ses activités de mise en valeur au moyen des rentrées nettes internes ainsi qu’en contractant des emprunts ou en émettant des parts de fiducie au besoin. Enerplus ne prévoit pas que le coût associé au financement de ces activités de mise en valeur aura un effet important sur ses réserves publiées de pétrole et de gaz ou sur les produits d’exploitation nets futurs attribuables à ces réserves. Pour de plus amples renseignements, voir « Entreprise d’Enerplus — Dépenses en immobilisations et frais engagés » et « Entreprise d’Enerplus— Activités d’exploration et de mise en valeur » :

CANADA ÉTATS-UNIS

Année	Réserves prouvées Non actualisés Calculés au taux d’actuali- sation de 10 %/an	Réserves prouvées et probables Réserves prouvées Réserves prouvées et probables Non actualisés Calculés au taux d’actuali- sation de 10 %/an Non actualisés Calculés au taux d’actuali- sation de 10 %/an Non actualisés Calculés au taux d’actuali- sation de 10 %/an
2010 2011 2012 2013 2014 Par la suite Total	150 143 142 123 113 89 50 36 25 16 102 42 582 449	(en millions $) 168 160 69 66 83 79 192 166 3 3 3 3 138 109 7 5 7 5 107 77 — — 9 6 33 22 — — 1 1 101 40 — — — — 739 574 79 74 103 94

32

VARIATION DES RÉSERVES

Aperçu

Enerplus a révisé ses réserves à la baisse en 2009. Ces révisions négatives visaient tant ses réserves prouvées que ses réserves probables et étaient attribuables au retrait d’emplacements de forage non mis en valeur, aux changements dans la méthode d’évaluation, au rendement du réservoir et à la diminution des cours du gaz naturel. Au total, environ 0,37 Tpi[3] de réserves de gaz naturel, soit environ 25 % du total des réserves de gaz naturel comptabilisées d’Enerplus à la fin de l’exercice de 2008, et environ 6 Mbep de réserves de pétrole brut et de LGN, soit environ 3 % des réserves totales de pétrole brut et de LGN à la fin de l’exercice, ont été touchées, ce qui représente environ 16 % du total des réserves prouvées et probables d’Enerplus.

Environ 42 % des révisions étaient attribuables au retrait d’environ 1 400 emplacements de forage non mis en valeur et à une réduction des réserves attribuables au reste des emplacements de forage non mis en valeur. La majorité de ces révisions visaient les terrains de gaz naturel peu profond d’Enerplus. Au total, environ 0,15 Tpi[3] eg de réserves associées aux terrains de gaz naturel d’Enerplus et 3 Mbep de réserves associées aux terrains de pétrole brut d’Enerplus ont été touchés par ce facteur. Après révision, les évaluations des réserves d’Enerplus comptent maintenant environ 1 000 emplacements de forage futurs et près de 700 d’entre eux contiennent du gaz naturel peu profond. Même si Enerplus n’a pas comptabilisé beaucoup de ses emplacements de forage de gaz de schiste de Marcellus ou de gaz en formation étanche canadien, la réduction de ses emplacements de gaz naturel peu profond ont été réduits de façon importantes parce qu’Enerplus prévoyait consacrer la majorité de ses dépenses aux zones de gaz en formation étanche de Marcellus et du Canada ainsi qu’aux terrains de pétrole brut. Enerplus compte toujours environ 200 emplacements de forage du pétrole non mis en valeur, dont seul un petit nombre est lié actuellement à ses régions de croissance Bakken/pétrole de formation étanche.

Les changements dans la méthodologie utilisée par les nouveaux évaluateurs canadiens indépendants de réserves classiques d’Enerplus, McDaniel (qui a remplacé Sproule Associates Limited en août 2009), étaient à l’origine d’environ 27 % de la réduction, ou environ 0,10 Tpi[3] eg provenant des terrains de gaz naturel (principalement du gaz naturel peu profond) et 1,6 Mbep tirés des terrains de pétrole brut. Les changements dans la méthodologie comprenaient une évaluation différente des taux de production économiques définitifs et des facteurs de diminution précédemment utilisés. Les capitaux requis pour la maintenance ont également été augmentés de façon à couvrir 10 années supplémentaires (la période couverte passe donc de 10 à 20 ans) et à prévoir un montant accru par année, de sorte qu’elles comptent maintenant environ 140 M$ supplémentaires (soit 70 M$ de la valeur actualisée nette à un taux de 10 %) en capitaux requis pour la mise en valeur future.

Les questions de rendement étaient à l’origine de 28 % de la réduction, soit environ 0,10 Tpi[3] eg associés principalement au gaz naturel peu profond et 2,2 Mbep associés aux terrains de pétrole brut d’Enerplus. Le rendement des puits inférieur aux valeurs prévues et l’interférence accrue entre les puits a amplifié le déclin des terrains de gaz naturel peu profond d’Enerplus.

Les tableaux suivants présentent les variations des réserves de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus (selon à la fois la participation de la société et les réserves brutes) du 31 décembre 2008 au 31 décembre 2009, par pays et au total, calculées au moyen de prix et de coûts prévisionnels. Dans certaines colonnes, le total peut ne pas correspondre à la somme des éléments en raison de l’arrondissement.

Variation des réserves selon la participation de la société

Réserves canadiennes de pétrole et de gaz

CANADA Facteurs	**Pétrole léger et moyen **	Pétrole lourd	Liquides de gaz naturel Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(kb) (kb) (kb) 68 425 19 274 87 699 413 170 583 (1 090) (279) (1 369) — — — 921 269 1 190 197 (2) 195 (2 135) (2 656) (4 791) (5 678) — (5 678)	(kb) (kb) (kb) 33 139 12 790 45 929 — — — — — — — — — 947 831 1 778 (18) 3 (15) 3 737 (1 277) 2 460 (3 374) — (3 374)	(kb) (kb) (kb) 12 939 4 714 17 653 5 3 8 (42) (11) (53) — — — 102 87 189 (73) (19) (92) (781) (1 056) (1 837) (1 517) — (1 517)
31 décembre 2009	61 053 16 776 77 829	34 431 12 347 46 778	10 633 3 718 14 351

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CANADA Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste Total Prouvées Probables Prouvées et probables Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 1 025 866 397 651 1 423 517 276 171 447 (755) (130) (885) 358 89 447 5 941 7 918 13 859 (10 072) (4 395) (14 467) (210 840) (151 243) (362 083) (114 189) – (114 189)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) (kbep) (kbep) (kbep) – – – 285 481 103 053 388 534 – – – 465 201 666 – – – (1 257) (312) (1 569) – – – 61 13 74 – – – 2 959 2 508 5 467 – – – (1 572) (751) (2 323) – – – (34 322) (30 194) (64 516) – – – (29 601) – (29 601)
31 décembre 2009	696 585 250 061 946 646	– – – 222 214 74 518 296 732

Réserves américaines de pétrole et de gaz

ÉTATS-UNIS Facteurs 31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production 31 décembre 2009	Pétrole léger et moyen	Pétrole lourd Liquides de gaz naturel Prouvées Probables Prouvées et probables Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables
	(kb) (kb) (kb) 26 128 6 867 32 995 – – – – – – 434 657 1 091 2 378 731 3 109 – – – (514) (968) (1 482) (2 974) – (2 974)	(kb) (kb) (kb) (kb) (kb) (kb) – – – 113 51 164 – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – 4 3 7 – – – – – – – – – 16 (18) (2) – – – (13) – (13)
	25 452 7 287 32 739	– – – 120 36 156

ÉTATS-UNIS Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste	**Total **
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 40 668 23 483 64 151 – – – – – – 591 970 1 561 2 949 1 289 4 238 – – – 10 063 (8 657) 1 406 (4 822) – (4 822)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 5 000 2 980 7 980 – – – – – – 3 313 13 773 17 086 – – – 2 10 12 (188) – (188)	(kbep) (kbep) (kbep) 33 019 10 832 43 851 833 497 1 330 – – – 532 819 1 351 3 425 3 245 6 670 – – – 1 181 (2 429) (1 248) (3 822) – (3 822)
31 décembre 2009	49 449 17 085 66 534	8 127 16 763 24 890	35 168 12 964 48 132

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Total des réserves de pétrole et de gaz

TOTAL Facteurs	Pétrole léger et moyen	Pétrole lourd	Liquides de gaz naturel Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(kb) (kb) (kb) 94 553 26 141 120 694 413 170 583 (1 090) (279) (1 369) 434 657 1 091 3 299 1 000 4 299 197 (2) 195 (2 649) (3 624) (6 273) (8 652) – (8 652)	(kb) (kb) (kb) 33 139 12 790 45 929 – – – – – – – – – 947 831 1 778 (18) 3 (15) 3 737 (1 277) 2 460 (3 374) – (3 374)	(kb) (kb) (kb) 13 052 4 765 17 817 5 3 8 (42) (11) (53) – – – 106 90 196 (73) (19) (92) (765) (1 074) (1 839) (1 530) – (1 530)
31 décembre 2009	86 505 24 063 110 568	34 431 12 347 46 778	10 753 3 754 14 507

TOTAL Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste	**Total **
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 1 066 534 421 134 1 487 668 275 171 447 (755) (130) (885) 949 1 059 2 008 8 890 9 207 18 097 (10 072) (4 395) (14 467) (200 777) (159 900) (360 677) (119 011) – (119 011)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 5 000 2 980 7 980 – – – – – – 3 313 13 773 17 086 – – – 2 10 12 (188) – (188)	(kbep) (kbep) (kbep) 318 500 113 885 432 385 1 298 698 1 996 (1 257) (312) (1 569) 593 832 1 425 6 384 5 753 12 137 (1 572) (751) (2 323) (33 141) (32 623) (65 764) (33 423) – (33 423)
31 décembre 2009	746 034 267 146 1 013 180	8 127 16 763 24 890	257 382 87 482 344 864

Variation des réserves brutes

Réserves canadiennes de pétrole et de gaz

CANADA Facteurs	Pétrole léger et moyen	Pétrole lourd	Liquides de gaz naturel Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(kb) (kb) (kb) 67 720 19 045 86 765 413 170 583 (1 090) (279) (1 369) – – – 900 265 1 165 197 (2) 195 (2 168) (2 648) (4 816) (5 579) – (5 579)	(kb) (kb) (kb) 33 104 12 765 45 869 – – – – – – – – – 947 831 1 778 (18) 3 (15) 3 716 (1 261) 2 455 (3 348) – (3 348)	(kb) (kb) (kb) 12 738 4 648 17 386 5 3 8 (42) (11) (53) – – – 94 85 179 (73) (19) (92) (768) (1 047) (1 815) (1 486) – (1 486)
31 décembre 2009	60 393 16 551 76 944	34 401 12 338 46 739	10 468 3 659 14 127

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35

CANADA Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste	**Total **
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 1 006 044 391 623 1 397 667 276 171 447 (755) (130) (885) 358 89 447 5 603 7 815 13 418 (10 072) (4 395) (14 467) (210 867) (150 300) (361 167) (110 665) – (110 665)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –	(kbep) (kbep) (kbep) 281 236 101 729 382 965 465 201 666 (1 257) (312) (1 569) 61 13 74 2 875 2 484 5 359 (1 572) (751) (2 323) (34 368) (30 003) (64 371) (28 858) – (28 858)
31 décembre 2009	679 922 244 873 924 795	– – –	218 582 73 361 291 943

Réserves américaines de pétrole et de gaz

ÉTATS-UNIS		**Pétrole léger **	**et moyen **		Pétrole lourd	Pétrole lourd	**Liquides de gaz **	**Liquides de gaz **	**naturel **
			Prouvées			Prouvées			Prouvées
			et			et			et
Facteurs	Prouvées	Probables	probables	Prouvées	Probables	probables	Prouvées Probables		probables
	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)	(kb)
31 décembre 2008	26 070	6 850	32 920	–	–	–	–	–	–
Acquisitions	–	–	–	–	–	–	–	–	–
Dessaisissements	–	–	–	–	–	–	–	–	–
Découvertes	434	657	1 091	–	–	–	–	–	–
Extensions et récupération
améliorée	2 378	731	3 109	–	–	–	–	–	–
Facteurs économiques	–	–	–	–	–	–	–	–	–
Révisions techniques	(550)	(971)	(1 521)	–	–	–	–	–	–
Production	(2 940)	–	(2 940)	–	–	–	–	–	–
31 décembre 2009	25 392	7 267	32 659	–	–	–	–	–	–

ÉTATS-UNIS Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste	**Total **
	Prouvées Probables Prouvées et probable	Prouvée s Probabl es Prouvées et probables	Prouvée s Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 27 971 17 702 45 673 – – – – – – 591 970 1 561 2 528 933 3 461 – – – 8 215 (6 468) 1 747 (3 618) – (3 618)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 5 000 2 980 7 980 – – – – – – 3 313 13 773 17 086 – – – 2 10 12 (188) – (188)	(kbep) (kbep) (kbep) 30 731 9 801 40 532 833 497 1 330 – – – 532 819 1 351 3 351 3 183 6 534 – – – 822 (2 051) (1 229) (3 574) – (3 574)
31 décembre 2009	35 687 13 137 48 824	8 127 16 763 24 890	32 695 12 249 44 944

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36

Variation des réserves brutes (suite)

Total des réserves de pétrole et de gaz

TOTAL Facteurs	Pétrole léger et moyen	Pétrole lourd	Bitume Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(kb) (kb) (kb) 93 790 25 895 119 685 413 170 583 (1 090) (279) (1 369) 434 657 1 091 3 278 996 4 274 197 (2) 195 (2 718) (3 619) (6 337) (8 519) – (8 519)	(kb) (kb) (kb) 33 104 12 765 45 869 – – – – – – – – – 947 831 1 778 (18) 3 (15) 3 716 (1 261) 2 455 (3 348) – (3 348)	(kb) (kb) (kb) 12 738 4 648 17 386 5 3 8 (42) (11) (53) – – – 94 85 179 (73) (19) (92) (768) (1 047) (1 815) (1 486) – (1 486)
31 décembre 2009	85 785 23 818 109 603	34 401 12 338 46 739	10 468 3 659 14 127

TOTAL Facteurs	Gaz associé et non associé (gaz naturel)	Gaz de schiste	Total Prouvées Probables Prouvées et probables
	Prouvées Probables Prouvées et probables	Prouvées Probables Prouvées et probables
31 décembre 2008 Acquisitions Dessaisissements Découvertes Extensions et récupération améliorée Facteurs économiques Révisions techniques Production	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) 1 034 015 409 325 1 443 340 276 171 447 (755) (130) (885) 949 1 059 2 008 8 131 8 748 16 879 (10 072) (4 395) (14 467) (202 652) (156 768) (359 420) (114 283) – (114 283)	(Mpi3) (Mpi3) (Mpi3) – – – 5 000 2 980 7 980 – – – – – – 3 313 13 773 17 086 – – – 2 10 12 (188) – (188)	(kbep) (kbep) (kbep) 311 967 111 530 423 497 1 298 698 1 996 (1 257) (312) (1 569) 593 832 1 425 6 226 5 667 11 893 (1 572) (751) (2 323) (33 546) (32 054) (65 600) (32 432) – (32 432)
31 décembre 2009	715 609 258 010 973 619	8 127 16 763 24 890	251 277 85 610 336 887

RÉSERVES NON MISES EN VALEUR

Les tableaux suivants font état des volumes des réserves non mises en valeur prouvées et des réserves non mises en valeur probables d’Enerplus qui ont été attribuées d’abord aux années indiquées.

Réserves prouvées non mises en valeur

Année(1)	Pétrole brut Lourd Léger et moyen Bitume (kb) (kb) (kb) 4 079 7 932 9 308 858 4 782 – 1 100 3 496 – 812 2 133 –	NGL (kb) 1 424 215 173 17	Gaz naturel Gaz de schiste Total
Total avant 2007 2007 2008 2009			(Gpi3) (Gpi3) (kbep) 227 – 60 577 24 – 9 865 14 – 7 036 4 5 4 427

Réserves probables non mises en valeur

Réserves probables non mises en valeur
Année(1)	Pétrole brut Lourd Léger et moyen Bitume (kb) (kb) (kb) 165 5 843 54 682 1 007 1 214 4 064 665 1 246 – 779 527 –	NGL (kb) 561 101 169 52	Gaz naturel Gaz de schiste Total
Total avant 2007 2007 2008 2009			(Gpi3) (Gpi3) (kbep) 117 – 80 710 18 – 9 342 11 – 3 880 6 14 4 778

37

Note :

(1) Les volumes d’abord attribués comprennent les ajouts au cours de l’année et ne comprennent pas les révisions apportées aux réserves non mises en valeur antérieures.

Enerplus attribue des réserves non mises en valeur prouvées et probables selon les pratiques en matière d’ingénierie et de géologie acceptées telles qu’elles sont définies dans le Règlement 51-101. Ces pratiques comprennent la détermination de réserves selon des coefficients de contrôle commerciaux provenant soit de tests de production ou d’essais aux tiges, des extensions de gisements connus fondées sur des renseignements géologiques ou géophysiques, et l’optimisation des champs existants. Enerplus a procédé activement au cours des dernières années au forage et à la mise en valeur de ces réserves non mises en valeur. Selon les estimations quant aux dépenses en immobilisations futures, Enerplus s’attend à ce que cela se poursuive.

FACTEURS OU INCERTITUDES SIGNIFICATIFS

Une diminution des prix des marchandises futurs par rapport aux prévisions décrites ci-dessus à la sous-rubrique « — Prix et coûts prévisionnels » pourrait avoir une incidence défavorable sur les réserves d’Enerplus et en particulier sur la mise en valeur des réserves non mises en valeur, à moins que les frais de mise en valeur futurs ne soient également réduits. À l’exception de ce qui précède et des facteurs communiqués ou décrits dans les tableaux ci-dessus, Enerplus n’a connaissance d’aucun autre facteur économique important ou d’aucune autre éventualité importante qui pourraient avoir une incidence sur l’une ou l’autre des composantes de ses données sur les réserves.

Pour obtenir d’autres renseignements, voir « Facteurs de risque — Risques relatifs aux activités et exploitations d’Enerplus — Les réserves et les ressources réelles d’Enerplus seront différentes de ses estimations de réserves et de ressources et l’écart pourrait être important ».

RÉSERVES PROUVÉES ET PROBABLES INEXPLOITÉES

Enerplus a environ 7 276 kbep de réserves prouvées et probables susceptibles de production mais qui, au 31 décembre 2009, étaient inexploitées. Ces réserves ont en général été inexploitées pendant des périodes allant de quelques mois à plus de cinq ans. En général, ces réserves sont liées à des volumes exploitables commercialement qui sont inexploités en raison des besoins au chapitre de la production d’autres formations ou zones de réserves du même puits de forage, ou elles sont liées à des volumes dont la production ne peut commencer avant la réalisation d’infrastructures.

Information supplémentaire sur l’exploitation

SANTÉ, SÉCURITÉ ET ENVIRONNEMENT

Enerplus donne une grande priorité à la protection de son environnement et à la santé et sécurité de ses employés, de ses entrepreneurs et du public dans les collectivités où il exerce ses activités. Enerplus participe activement aux programmes reconnus de l’industrie aux niveaux les plus élevés dans un effort d’appuyer une amélioration continue.

Santé et sécurité

Le rendement d’Enerplus en matière de sécurité en 2009 s’est amélioré par rapport à 2008, mais était légèrement inférieur à la moyenne si on le compare à la moyenne de l’industrie enregistrée par l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP). En 2009, Enerplus a enregistré un taux de blessure des employés de 0,38 blessure par 200 000 heures-personnes comparativement à 0,42 blessure par 200 000 heures-personnes en 2008. La fréquence des blessures totales enregistrée par les entrepreneurs d’Enerplus est passée de 1,01 blessure par 200 000 heures-personnes en 2008 à 1,10 blessure en 2009. Même si la majorité des incidents survenus étaient mineurs, Enerplus s’efforce d’être proactive dans la prévention des incidents.

Les risques relatifs à la santé, à la sécurité et à l’environnement (« SSE ») ont une incidence sur les pratiques en milieu de travail, sur les coûts d’exploitation et sur la mise en place de normes réglementaires. Enerplus maintien un système complet de gestion de la SSE conçu pour :

• accroître la sensibilisation à la sécurité et promouvoir l’amélioration continue et l’excellence en matière de sécurité;

• dispenser au personnel la formation et les ressources nécessaires à l’exercice sécuritaire des fonctions;

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• intégrer l’évaluation des dangers et la gestion des risques dans les activités quotidiennes;

• contrôler le rendement pour que les activités soient conformes aux obligations légales et aux normes internes.

Enerplus continue d’élaborer et de mettre en œuvre des mesures de prévention proactive et de mener des recherches à ce sujet et d’apporter des améliorations au programme de gestion de la sécurité en vue de soutenir sa priorité et son engagement visant à établir un lieu de travail sans blessure. La direction d’Enerplus maintient son engagement à améliorer son rendement en matière de santé et de sécurité en soutenant une culture où tous les employés et entrepreneurs placent la sécurité au cœur de leurs activités quotidiennes.

Environnement

Enerplus est engagée à respecter ses obligations en matière de protection de l’environnement grâce à divers programmes et voit activement à se conformer aux exigences de tous les règlements. En particulier, Enerplus exerce les activités suivantes :

• Enerplus participe au niveau le plus élevé (platine) au programme de gestion organisé par l’ACPP. La participation d’Enerplus à ce programme nécessite son engagement envers l’amélioration continue de son système de gestion de SSE, notamment une bonne planification et mise en œuvre, des communications ouvertes, un rendement démontré et une vérification externe exhaustive de ses activités au moins une fois tous les cinq ans;

• Les dépenses associées à la remise en état et à l’abandon des sites pour 2009 ont atteint 10,9 M$ au total, une hausse de 0,6 M$ par rapport aux dépenses de 2008 attribuable à la poursuite des engagements de remise en état d’Enerplus. En 2009, Enerplus a également reçu le plus grand nombre de certificats de remise en état de son existence par lesquels Alberta Environment a confirmé qu’Enerplus avait remis 107 sites dans leur état original. La remise en état d’un site se produit lorsque les zones sont remises dans leur état original une fois les opérations achevées;

• En 2009, Enerplus a connu une augmentation des défaillances de pipelines : 50 défaillances ont été observées en 2009 par rapport à 45 en 2008. L’augmentation était attribuable à l’utilisation pendant une année complète du pipeline supplémentaire acquis dans le cadre de l’acquisition de Focus, à la corrosion interne persistante d’une infrastructure vieillissante, malgré l’utilisation d’un plus grand nombre de ressources pour enrayer la corrosion, et aux défaillances physiques des pipelines non métalliques. Pour réduire ce taux de défaillance, Enerplus a mis en place les mesures qui suivent en 2009 : l’instauration d’un nouveau programme logiciel d’intégrité des actifs qui sera entièrement déployé d’ici la fin de 2010 et qui vise à relever les endroits où risquent de survenir des défaillances; l’adoption de nouvelles normes de construction pour les pipelines en fibre de verre et la mise en œuvre de nouvelles procédures pour les pipelines en acier qui sont utilisés à l’heure actuelle ou dont l’utilisation a été suspendue;

• Enerplus applique un programme d’inspection des sites et un programme de gestion des risques de corrosion pour assurer la conformité aux lois et règlements sur la SSE. En 2009, Enerplus a étendu son programme d’inspections internes sur le terrain et a visité 148 installations principales pour s’assurer qu’elles respectaient les exigences réglementaires;

• Enerplus calcule normalement ses émissions de gaz à effet de serre pour l’année civile antérieure pendant le premier et le deuxième trimestres de l’année en cours de façon à respecter l’échéancier de communication du programme de gestion organisé par l’ACPP. Par conséquent, les résultats pour 2009 ne sont pas encore disponibles. Enerplus travaille actuellement avec un conseiller externe pour choisir un protocole de mesure et de calcul qui sera utilisé pour valider ses émissions de référence de gaz à effet de serre et les réductions courantes apportées à ses émissions. Enerplus compte choisir un protocole qui satisfera les exigences ultimes des gouvernements canadien et américain. Dans l’intervalle, Enerplus a estimé ses émissions de gaz à effet de serre à l’aide de la méthodologie mise de l’avant par l’ACPP. Pour 2008, Enerplus a estimé que ses émissions directes et indirectes totalisaient environ 676 000 tonnes d’équivalent CO2 par année et 246 000 tonnes d’équivalent CO2 par année, respectivement. Le protocole de validation qui sera adopté à l’avenir, sous la directive des gouvernements fédéraux canadien et américain, pourrait entraîner un changement dans ces estimations. En 2009, Enerplus a réalisé une étude par caméra sur les émissions fugitives dans 123 installations situées dans les quatre provinces de l’Ouest et travaille actuellement à réparer les fuites relevées.

Enerplus s’efforce d’exercer ses activités et son exploitation conformément à tous les règlements applicables et pertinents en matière d’environnement et selon les bonnes pratiques de l’industrie. Enerplus a une assurance couvrant une partie de ses pertes matérielles, de sa responsabilité et de l’interruption de ses activités. Les nouvelles et les risques liés à la SSE sont revus régulièrement par le comité de la SSE du conseil d’administration d’EnerMark. Actuellement, Enerplus respecte à son avis toutes les lois et tous les règlements environnementaux importants en vigueur et compte continuer de s’y conformer à l’avenir; Enerplus estime également avoir inclus les montants appropriés dans son budget de dépenses en immobilisations

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pour continuer à respecter ses obligations continues en matière d’environnement. Les coûts engagés par Enerplus pour assurer la conformité continue en matière d’environnement et les coûts liés à la restauration de sites équivalent à environ 6 % des dépenses totales de mise en valeur engagées par Enerplus en 2009. Des règlements portant spécifiquement sur les gaz à effet de serre ont été adoptés en Alberta et en Colombie-Britannique. En Alberta, même sans exploiter des installations considérées comme de grands émetteurs, Enerplus est tenu de payer sa quote-part des coûts associés aux installations de grands émetteurs exploitées par des tiers et ces coûts étaient d’environ 150 000 M$ en 2009. En Colombie-Britannique, Enerplus est soumise à la taxe sur le carbone introduite au milieu de l’année 2008. Le coût de cette taxe était de 0,64 M$ en 2009. Avant que la réglementation fédérale en matière de gaz à effet de serre ne soit déterminée avec plus de certitude, Enerplus n’est pas en mesure d’estimer ses coûts éventuels futurs dans ce domaine même si Enerplus ne s’attend pas à ce moment à ce que ces coûts soient importants, compte tenu de ses niveaux de production actuels d’hydrocarbure et du coût actuel des crédits de carbone sur le marché d’environ 15 $ par tonne d’équivalents CO2. Aux États-Unis, l’Environmental Protection Agency fédérale a émis des règlements limitant les émissions de CO2 des industries lourdes. La mise en place progressive de ces règlements a été reportée jusqu’en 2011, et Enerplus ne s’attend pas à ce qu’ils aient une incidence sur son entreprise à ce moment. Enerplus compte continuer à améliorer son efficacité énergétique sans égard aux règlements définitifs. Voir « Conditions dans l’industrie — Réglementation environnementale » et « Facteurs de risque ».

Dans l’ensemble, Enerplus estime que ses activités relatives à la SSE confirment son engagement continu envers la gestion de l’environnement et la santé et sécurité de ses employés, de ses entrepreneurs et du grand public dans les collectivités où ses activités sont exercées.

ASSURANCE

Enerplus souscrit des polices d’assurance pour protéger ses actifs, selon des montants qui respectent ou dépassent les normes usuelles dans l’industrie du pétrole et du gaz naturel. Ses niveaux d’assurance sont établis et acquis après une étude du risque de perte perçu, de la garantie jugée appropriée et du coût d’ensemble. Les polices en vigueur incluent une assurance de responsabilité civile, une assurance contre les pertes ou les dommages matériels et, pour certains terrains, une assurance contre les pertes d’exploitation. Une assurance de la responsabilité est également souscrite relativement aux administrateurs et aux dirigeants d’Enerplus.

PERSONNEL

Au 31 décembre 2009, Enerplus employait un total de 779 personnes, y compris ses conseillers en matière d’avantages sociaux complets et de rémunération.

Renseignements sur le Fonds Enerplus Resources

DESCRIPTION DES PARTS DE FIDUCIE ET DE L’ACTE DE FIDUCIE

Le texte qui suit est un résumé de certaines dispositions de l’acte de fiducie et des parts de fiducie. Pour obtenir une description complète, on doit se référer à l’acte de fiducie, que l’on peut consulter aux bureaux du fiduciaire ou en obtenir un exemplaire auprès de celui-ci. Une copie de l’acte de fiducie a été déposée dans le profil du Fonds sur SEDAR à l’adresse www.sedar.com le 30 mai 2008 et sur EDGAR à l’adresse www.sec.gov le 11 juin 2008.

Généralités

Le Fonds a été constitué, et les parts de fiducie sont émises, aux termes de l’acte de fiducie. L’acte de fiducie prévoit notamment l’administration du Fonds, l’investissement des actifs du Fonds, le calcul et le versement des distributions aux porteurs de parts, la convocation et la tenue des assemblées des porteurs de parts, la nomination et la destitution du fiduciaire, le rachat des parts de fiducie et le versement des distributions par le Fonds à ses porteurs de parts. Certaines questions, notamment des modifications importantes apportées à l’acte de fiducie, la dissolution anticipée du Fonds et la vente ou la cession des biens du Fonds en totalité ou en quasi-totalité, nécessitent l’approbation des porteurs de parts par voie de résolution extraordinaire (c’est-à-dire 66[2] /3 % des voix exprimées) des porteurs de parts. Voir « — Assemblées des porteurs de parts et droits de vote » et « — Modifications apportées à l’acte de fiducie » ci-après.

Parts de fiducie et autres titres du Fonds

Le Fonds est autorisé à émettre un nombre illimité de parts de fiducie et un nombre illimité de droits de vote spéciaux. Chaque part de fiducie représente une participation véritable indivise et égale dans le Fonds et toutes les parts de fiducie

40

donnent droit de façon égale à toutes les distributions provenant du Fonds et à tous les actifs du Fonds à la dissolution ou à la liquidation de celui-ci. Chaque part de fiducie donne droit à son porteur à une voix lors des assemblées des porteurs de parts. Aucun porteur de parts n’est tenu de payer de sommes supplémentaires ni de faire de cotisations subséquentes à l’égard des parts de fiducie. Les parts de fiducie ne sont assorties d’aucun droit de conversion ou droit préférentiel de souscription.

Aux termes de l’acte de fiducie, les administrateurs d’EnerMark peuvent à l’occasion autoriser la création et l’émission d’options, de droits de souscription, de bons de souscription ou de droits similaires permettant la souscription de parts de fiducie ou d’autres titres convertibles en parts de fiducie ou échangeables contre de telles parts, selon les conditions que les administrateurs d’EnerMark peuvent fixer. Les droits, bons de souscription, options ou autres titres similaires ne sont pas considérés comme des parts de fiducie, et leurs porteurs ne sont pas considérés comme des porteurs de parts d’Enerplus. De plus, les administrateurs d’EnerMark peuvent autoriser la création et l’émission de débentures, de billets et d’autres titres de créance du Fonds selon les conditions qu’ils peuvent fixer.

Pour une description du droit de vote spécial émis le 13 février 2008 relativement à la part de société en commandite échangeable d’EELP prise en charge par Enerplus dans le cadre de son acquisition de Focus, se reporter à l’annexe G — Information concernant Enerplus Exchangeable Limited Partnership.

Le fiduciaire

Société de fiducie Computershare du Canada est le fiduciaire du Fonds et agit également à titre d’agent des transferts et d’agent chargé de la tenue des registres pour les parts de fiducie. Aux termes de l’acte de fiducie, sous réserve des limites déterminées et de l’attribution des pouvoirs à EnerMark prévus dans l’acte de fiducie, le fiduciaire a la compétence, l’autorité et le contrôle complets, absolus et exclusifs à l’égard des terrains et des activités du Fonds au même titre que s’il était lui-même le propriétaire unique des terrains et peut prendre toutes les mesures et exercer toutes les actions, selon son jugement et à son gré, qu’il juge nécessaires, accessoires ou souhaitables dans l’exercice de ses fonctions de fiduciaire, comme l’établit l’acte de fiducie. En particulier, le fiduciaire est notamment responsable de verser des distributions aux porteurs de parts ou de leur remettre d’autres biens, de tenir certains registres du Fonds et de fournir certains rapports aux porteurs de parts.

Toutefois, certains pouvoirs, compétences et obligations ont été attribués à EnerMark dans l’acte de fiducie, y compris la responsabilité relative à l’administration générale et à la gestion au quotidien des affaires et des activités du Fonds. D’autres pouvoirs et responsabilités peuvent être délégués à d’autres personnes si le fiduciaire le juge nécessaire ou souhaitable. Voir « Responsabilités d’EnerMark et délégation à EnerMark » ci-après.

Le fiduciaire peut être destitué au moyen d’un avis écrit délivré par EnerMark au fiduciaire si ce dernier ne respecte pas certains critères énoncés dans l’acte de fiducie ou avec l’approbation des porteurs de parts représentant au moins 66[2] /3 % des voix exprimées à une assemblée des porteurs de parts convoquée à cette fin. Le fiduciaire ou tout successeur peut remettre sa démission en donnant un préavis de 60 jours à EnerMark. Cette démission ou destitution entre en vigueur lorsque le fiduciaire remplaçant accepte sa nomination. Si le fiduciaire est destitué par EnerMark, cette dernière peut nommer un fiduciaire remplaçant. Si le fiduciaire démissionne ou est destitué par les porteurs de parts, EnerMark ou les porteurs de parts devront nommer son remplaçant. Si le fiduciaire remplaçant n’accepte pas sa nomination à titre de fiduciaire, un fiduciaire remplaçant peut être nommé par le tribunal.

L’acte de fiducie prévoit que le fiduciaire doit exercer ses pouvoirs et s’acquitter des fonctions afférentes à son poste honnêtement, de bonne foi et dans l’intérêt du Fonds et de ses porteurs de parts et déployer le degré de soin, de diligence et d’habileté dont une personne raisonnablement prudente ferait preuve dans des circonstances comparables. Si l’exécution de certaines fonctions et activités a été attribuée, allouée ou déléguée à EnerMark dans l’acte de fiducie ou si le fiduciaire a fait appel à EnerMark afin d’acquitter ses fonctions, le fiduciaire est réputé avoir respecté les normes de diligence qui s’appliquent à lui.

Aux termes de l’acte de fiducie, le fiduciaire ne sera responsable (i) d’aucune mesure prise de bonne foi sur le fondement de documents paraissant à première vue dûment signés ni d’aliénation des fonds ou des titres, (ii) d’aucune diminution ou perte de valeur subie par suite de la vente de tout titre ou de tout élément d’actif (iii) d’aucune inexactitude quant à une évaluation ou un conseil fournis par EnerMark ou par un expert ou autre conseiller dont on a retenu les services ni d’aucun recours à une telle évaluation ou à un tel conseil (iv) d’aucune aliénation de fonds ou de titres ni (v) d’aucune action ou omission d’agir de la part d’EnerMark ou de toute autre personne à qui le fiduciaire a dûment délégué ses fonctions. Cependant, ces dispositions ne protégeront aucunement le fiduciaire en cas d’inconduite volontaire, de mauvaise foi, de négligence ou de mépris de ses obligations et de ses devoirs, ni dans les cas où il omet d’agir avec le degré de soin décrit ci-dessus. Le fiduciaire peut retenir

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les services d’un expert ou d’un conseiller dans l’exécution des fonctions qui lui incombent aux termes de l’acte de fiducie et peut agir ou refuser d’agir sur les conseils de cet expert ou de ce conseiller, sans engager sa responsabilité.

Si le fiduciaire respecte les normes de diligence qui s’appliquent à lui, il sera indemnisé par le Fonds, EnerMark et ERC de tous coûts ou de toutes obligations qui lui sont imposés en conséquence de l’exécution de ses fonctions, mais il n’aura aucun autre recours contre les porteurs de parts du Fonds. L’acte de fiducie renferme en outre d’autres dispositions habituelles limitant la responsabilité du fiduciaire. Le fiduciaire a le droit de recevoir du Fonds les honoraires dont peuvent convenir par écrit EnerMark, pour le compte du Fonds, et le fiduciaire, et d’être remboursé par le Fonds des dépenses qu’il a engagées dans le cadre de son mandat de fiduciaire.

Responsabilités d’EnerMark et délégation à EnerMark

Aux termes de l’acte de fiducie, outre les fonctions d’EnerMark décrites ailleurs dans la présente notice annuelle, EnerMark est responsable de l’administration générale et de la gestion des affaires et des opérations au quotidien du Fonds. Le fiduciaire est également autorisé à déléguer les pouvoirs et les fonctions qui lui sont attribués (dans la mesure permise par la loi) à toute personne s’il le juge souhaitable ou désirable. Toutes les questions d’exploitation et les questions stratégiques d’importance concernant le Fonds ont été soit attribuées soit déléguées à EnerMark dans l’acte de fiducie, notamment la responsabilité (i) de déterminer le moment et les conditions de placements ou de rachats de parts de fiducie et d’autres titres du Fonds, (ii) de prendre en charge toutes les questions relatives aux emprunts du Fonds, dont les ententes d’attribution de titres et les conventions de subordination du Fonds, (iii) d’exercer les droits de vote se rattachant à tous les titres détenus par le Fonds (sous réserve des restrictions prévues dans l’acte de fiducie), (iv) d’approuver les documents d’information du Fonds, (v) de se charger de toutes les questions concernant une offre publique d’achat, une fusion, un arrangement, une acquisition substantielle d’actifs ou une opération similaire touchant le Fonds, (vi) de veiller à ce que le Fonds respecte ses obligations d’information continue en vertu des lois applicables en matière de valeurs mobilières, (vii) de fournir des services de relations avec les investisseurs, (viii) de préparer et de faire en sorte que soit fournie aux porteurs de parts toute l’information à laquelle ils ont droit aux termes de l’acte de fiducie et des lois applicables; (ix) de convoquer et de tenir des assemblées de porteurs de parts ainsi que de préparer, d’approuver et d’organiser la distribution des documents requis, y compris les avis de convocation aux assemblées et les circulaires de sollicitation de procurations concernant de telles assemblées, (x) de calculer, de déterminer et d’approuver le versement de distributions aux porteurs de parts ainsi que de donner la directive au fiduciaire de procéder aux distributions et (xi) de faire de son mieux afin de veiller à ce que le Fonds maintienne son statut de fiducie de fonds commun de placement aux termes de la Loi de l’impôt. L’acte de fiducie permet à EnerMark de déléguer ses responsabilités, mais une telle délégation ne dégagera pas EnerMark de ses obligations aux termes de l’acte de fiducie. Si, toutefois, EnerMark délègue ses responsabilités à une tierce partie et, de ce fait, ne se soustrait pas aux normes de diligence qui s’appliquent à lui, EnerMark ne sera pas responsable des actions ou des omissions du délégataire.

Dans l’exercice de ses pouvoirs et lorsqu’il délègue ses fonctions aux termes de l’acte de fiducie, EnerMark est tenue d’agir honnêtement, de bonne foi et en tenant compte des meilleurs intérêts du Fonds et des porteurs de parts, et devra déployer le degré de soin, de diligence et d’habileté dont une personne raisonnablement prudente, qui aurait des responsabilités analogues à celles exposées dans l’acte de fiducie, ferait preuve dans des circonstances comparables. L’acte de fiducie prévoit également certains droits, restrictions et limites concernant l’exercice par EnerMark des fonctions qui lui sont attribuées aux termes de l’acte de fiducie ou qui lui ont été déléguées par le fiduciaire. L’acte de fiducie stipule que le fiduciaire ne sera aucunement responsable envers un porteur de parts ou une autre personne par suite de l’attribution et de l’allocation de certains pouvoirs et responsabilités à EnerMark aux termes de l’acte de fiducie ou de la délégation par le fiduciaire de l’un de ses pouvoirs ou de l’une de ses fonctions à EnerMark.

Certaines restrictions des pouvoirs du fiduciaire et d’EnerMark

L’acte de fiducie prévoit que ni le fiduciaire ni EnerMark peuvent, sans l’approbation des porteurs de parts du Fonds par voie de résolution ordinaire (c’est-à-dire l’approbation par une majorité des voix exprimées), exercer les droits de vote se rattachant aux actions d’EnerMark afin de nommer, de démettre de leurs fonctions ou de remplacer les administrateurs d’EnerMark ou de nommer ou de changer les vérificateurs du fonds, sauf pour combler une vacance au bureau des vérificateurs. De plus, l’acte de fiducie stipule que ni le fiduciaire ni EnerMark peuvent, sans l’approbation des porteurs de parts par voie de résolution extraordinaire (c’est-à-dire l’approbation par au moins 66[2] /3 % des voix exprimées) :

• (i) modifier l’acte de fiducie (sauf dans les circonstances décrites à la rubrique « — Modifications apportées à l’acte de fiducie » ci-après);

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• (ii) vendre, céder, louer, échanger ou aliéner autrement, ou accepter de le faire, la totalité ou la quasi-totalité des biens et des actifs du Fonds, sauf (A) parallèlement à une restructuration interne des actifs directs et indirects du Fonds par suite de laquelle le Fonds a la même participation directe ou indirecte dans tels biens ou actifs qu’avant la restructuration ou (B) aux termes d’un nantissement relatif aux emprunts contractés par le Fonds ou ses filiales;

(iii) autoriser la dissolution ou la liquidation du Fonds;

• (iv) autoriser le regroupement, la fusion ou une autre opération similaire entre le Fonds et toute autre personne qui n’est pas un membre de son groupe ou une personne ayant un lien avec le Fonds, sauf dans le cadre d’une restructuration interne du Fonds et des membres de son groupe (précisons qu’une offre publique d’achat réalisée par le Fonds ou pour le compte de celui-ci, une acquisition réalisée par le Fonds ou pour le compte de celui-ci au moyen d’un plan d’arrangement ou de l’acquisition par le Fonds de tous ou de presque tous les actifs d’une autre personne ne sont pas soumises à l’approbation des porteurs de parts).

De plus, ni le fiduciaire ni EnerMark ne devraient prendre, ou omettre de prendre, de mesures qui feraient en sorte que le Fonds ne serait pas admissible en tant que fiducie de fonds commun de placement en vertu de la Loi de l’impôt.

Le fiduciaire a délégué l’exercice des droits de vote se rattachant aux titres détenus par le Fonds (soit principalement les actions ordinaires d’EnerMark) à EnerMark, sous réserve des restrictions à l’égard de l’exercice des droits de vote se rattachant à ces titres prévues dans l’acte de fiducie. Dans certaines circonstances, y compris celles décrites ci-dessus, avant que le Fonds (par l’entremise d’EnerMark) puisse exercer les droits de vote se rattachant à ces titres, les porteurs de parts du Fonds doivent d’abord procéder à un vote sur la question, conformément aux dispositions de l’acte de fiducie. EnerMark est alors tenue d’exercer les droits de vote se rattachant à tous les titres applicables détenus par le Fonds pour ou contre la question dans une proportion équivalente aux voix exprimées par les porteurs de parts du Fonds pour ou contre la question, selon le cas.

Dispositions relatives à la propriété par des non-résidents

Tant et aussi longtemps que le Fonds peut se prévaloir de l’exception relative aux BCI décrite à « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie », la Loi de l’impôt ne contient pas de limite précise quant au niveau de propriété des parts de fiducie que peuvent avoir les non-résidents du Canada. Toutefois, lorsque le Fonds ne pourra plus s’en prévaloir, afin que le Fonds maintienne son statut de fiducie de fonds commun de placement aux termes de la Loi de l’impôt, il peut être nécessaire qu’il s’assure qu’il n’a pas été établi ou qu’il n’est pas maintenu essentiellement à l’avantage de non-résidents du Canada (les non-résidents ) au sens de la Loi de l’impôt ou bien qu’il restreigne par ailleurs le nombre de parts de fiducie détenues par des non-résidents. Par conséquent, l’acte de fiducie prévoit qu’EnerMark peut restreindre à l’occasion le nombre de parts de fiducie dont les non-résidents sont propriétaires et prendre toutes les mesures nécessaires pour surveiller la propriété des parts de fiducie de sorte que le Fonds maintienne son statut de fiducie d’investissement à participation unitaire et de fiducie de fonds commun de placement aux fins de la Loi de l’impôt. L’acte de fiducie prévoit également que si EnerMark a, à un moment quelconque, connaissance du fait que le nombre de parts de fiducie dont les non-résidents sont propriétaires est supérieur à un nombre restreint de parts de fiducie qu’EnerMark a établi ou que cette situation est imminente, Enerplus, au nom du Fonds, fera une annonce publique de cette situation et prendra des mesures pour s’assurer qu’aucune part de fiducie supplémentaire ne soit émise ou cédée à des non-résidents, et il peut exiger de non-résidents (choisis généralement dans l’ordre inverse de l’acquisition ou de l’inscription des parts de fiducie) qu’ils vendent leurs parts de fiducie, ou une partie de celles-ci, afin d’abaisser le niveau de propriété des non-résidents sous le seuil établi. L’agent des transferts du Fonds peut exiger des déclarations relativement au lieu de résidence afin d’appliquer ces dispositions.

En raison de l’incertitude liée à la méthodologie employée en vue de déterminer la proportion de propriété par des non-résidents, tout exercice raisonnable et de bonne foi par EnerMark de son pouvoir discrétionnaire dans la détermination de la proportion de propriété par des non-résidents est obligatoire et ne rend le fiduciaire, EnerMark ou l’agent des transferts du Fonds responsable d’aucune violation des restrictions en matière de propriété par des non-résidents prévues par la Loi de l’impôt. Sans égard aux autres dispositions de l’acte de fiducie, les non-résidents n’ont pas le droit de voter sur les résolutions visant à modifier les dispositions relatives à la propriété par des non-résidents contenues dans l’acte de fiducie.

Pour de plus amples renseignements sur les restrictions et les faits nouveaux relatifs à la propriété par des non-résidents, voir « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie ».

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Placements du Fonds

Le Fonds est une fiducie à vocation limitée dont les activités sont restreintes, comme le précise le paragraphe 132(6)b) de la Loi de l’impôt, aux investissements dans des placements ou des biens, notamment à tous placements ou biens acquis directement ou indirectement par suite de l’émission de parts de fiducie. Toutefois, le Fonds ne peut détenir des placements ou des biens qui feraient en sorte qu’il ne soit plus une fiducie à participation unitaire ou une fiducie de fonds commun de placement pour l’application de la Loi de l’impôt. À l’heure actuelle, les actifs que le Fonds détient directement sont des titres de certaines de ses filiales en exploitation en propriété exclusive et les redevances qu’EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas ont émises en faveur du Fonds. Le Fonds peut aliéner tous ses placements ou biens, et il peut également investir les liquidités qu’il n’utilise pas immédiatement aux fins décrites dans l’acte de fiducie dans des effets financiers à court terme garantis par une banque à charte canadienne ou par le gouvernement fédéral ou un gouvernement provincial du Canada.

Distributions aux porteurs de parts

Le Fonds effectue des distributions aux porteurs de parts des montants en espèces que lui versent, directement ou indirectement, ses filiales en exploitation. Il reçoit un revenu sous forme de redevances, d’intérêts, de dividendes et de distributions que lui versent, directement ou indirectement, ses filiales en exploitation. Ces filiales en exploitation peuvent retenir une portion de leurs rentrées nettes tirées de l’exploitation afin de rembourser des dettes ou de financer des dépenses en immobilisations et pour les besoins en matière de fonds de roulement. Afin d’établir la proportion de son revenu qui est distribuable, le Fonds déduit tous les impôts (y compris la retenue d’impôt) et toutes ses dépenses et obligations qui sont exigibles ou payables et qui sont imputables au revenu. L’acte de fiducie prévoit que le montant des distributions en espèces qui sont à verser aux porteurs de parts du Fonds au cours de toute période, ainsi que le moment de ces distributions, est laissé à l’appréciation d’EnerMark.

Aux termes de l’acte de fiducie, EnerMark a le pouvoir de fixer le moment et le nombre de dates de clôture des registres pour les distributions au cours de l’année. Actuellement, le Fonds a établi une distribution mensuelle ayant le dixième jour de chaque mois civil comme date de clôture des registres pour les distributions et le vingtième jour du mois comme date de versement des distributions correspondantes. La date de versement qui tombe le 20 janvier est une exception tout comme la date de clôture des registres pour la distribution correspondante qui tombe le 31 décembre de l’année précédente. Dans certaines circonstances, notamment lorsque le Fonds ne dispose pas de liquidités suffisantes pour payer intégralement la distribution qui doit être effectuée à une date de versement des distributions, la distribution payable aux porteurs de parts peut, au gré d’EnerMark, inclure une distribution de parts de fiducie d’une valeur égale à l’insuffisance de liquidités.

Une fois qu’une date de clôture des registres pour les distributions a été fixée, le Fonds doit déclarer le montant des distributions en espèces, le cas échéant, qu’il paiera au plus tard à cette date et peut payer la distribution à la date de versement des distributions correspondantes. L’acte de fiducie prévoit qu’EnerMark, pour le compte du fiduciaire, peut déclarer payable aux porteurs de parts, sur une base proportionnelle, la totalité ou une partie du « bénéfice net » et des « gains en capital réalisés nets » du Fonds (comme ils sont définis dans l’acte de fiducie et non comme ils sont calculés conformément aux PCGR) et de tout autre montant qu’EnerMark peut fixer, pour la période se terminant à la date de clôture des registres pour les distributions dans la mesure où ces montants n’avaient pas déjà été déclarées payables. Il a été délégué à EnerMark le pouvoir de fixer le montant des distributions en espèces, le cas échéant, qui sera versé à une date de distribution donnée et de gérer ces paiements. Le 31 décembre de chaque exercice, un montant égal au revenu net du Fonds pour cet exercice (généralement établi conformément à la Loi de l’impôt), majoré de tous gains en capital réalisés nets du Fonds, dans la mesure où ils n’ont pas déjà été déclarés payables par le Fonds à ses porteurs de parts au cours de cet exercice, sera payable aux porteurs de parts immédiatement avant la fin de cet exercice. Malgré ce qui précède, le Fonds peut retenir le montant des espèces qu’il juge nécessaire pour payer les impôts du Fonds et cette somme ne sera pas payable à titre de distributions aux porteurs de parts par le Fonds. Voir « Distributions aux porteurs de parts » pour obtenir des renseignements supplémentaires concernant les distributions en espèces versées par le Fonds aux porteurs de parts.

Pour une description des versements mensuels qui seront effectués sur les parts de société en commandite échangeable d’EELP, se reporter à l’annexe G — Information concernant Enerplus Exchangeable Limited Partnership de la présente notice annuelle.

Assemblées des porteurs de parts et droits de vote

L’acte de fiducie prévoit qu’une assemblée annuelle des porteurs de parts du Fonds (qui peut inclure tous détenteurs de droits de vote alors en circulation) aura lieu à un moment et à un endroit déterminés par EnerMark afin de (i) présenter les états financiers vérifiés du Fonds pour l’exercice antérieur, (ii) donner des directives au Fonds quant à la manière dont il (par l’entremise d’EnerMark) doit exercer les droits de vote se rattachant aux actions d’EnerMark détenues par le Fonds en ce qui

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a trait à l’élection des administrateurs d’EnerMark; (iii) nommer les vérificateurs du Fonds pour l’exercice suivant et (iv) traiter de toutes autres affaires qu’EnerMark ou le fiduciaire peut déterminer ou qui peuvent être dûment présentées à l’assemblée.

L’acte de fiducie stipule que des assemblées extraordinaires des porteurs de parts peuvent être convoquées en tout temps et à n’importe quelle fin par le fiduciaire ou EnerMark et doivent être convoquées si les porteurs d’au moins 20 % des parts de fiducie alors en circulation en font la demande par écrit. Une demande devra présenter les détails raisonnables des affaires que l’on se propose de traiter à l’assemblée.

À toutes les assemblées des porteurs de parts du Fonds, chaque porteur a droit à une voix pour chaque part de fiducie qu’il détient. Les porteurs de parts peuvent assister et voter à toutes les assemblées des porteurs de parts en personne ou par procuration; dans ce dernier cas, leurs fondés de pouvoir ne sont pas tenus d’être des porteurs de parts. Deux personnes présentes ou représentées par procuration et représentant au moins 5 % des voix rattachées à toutes les parts de fiducie en circulation constituent un quorum aux fins des délibérations à ces assemblées. Si un quorum n’est pas constitué à une assemblée, celle-ci sera ajournée pour être tenue au moins un jour plus tard, à l’heure et à l’endroit que fixe son président, et les porteurs de parts présents en personne ou représentés par procuration à l’assemblée de reprise constitueront un quorum aux fins des délibérations sur toute question qui aurait pu être traitée à l’assemblée originale, selon l’avis de convocation à l’assemblée originale. Pourvu qu’un avis soit dûment donné aux porteurs de parts en conformité avec l’acte de fiducie, une résolution signée par des porteurs de parts détenant le nombre requis de parts de fiducie en circulation et ayant le droit de vote a le même effet que si elle avait été adoptée à ce pourcentage des voix exprimées à une assemblée des porteurs de parts.

L’acte de fiducie contient des dispositions quant à l’avis nécessaire et les autres procédures concernant la convocation et la tenue des assemblées des porteurs de parts et des porteurs des autres titres du Fonds. Toutes les activités nécessaires à l’organisation d’une telle assemblée seront entreprises par EnerMark.

Droit de rachat

Chaque porteur de parts a le droit d’exiger du Fonds qu’il rachète en tout temps ou à l’occasion, à sa demande et sur réception par le Fonds d’un avis de rachat des parts dûment rempli et signé, la totalité ou une partie des parts de fiducie inscrites à son nom, au prix par part de fiducie correspondant au moindre des deux montants suivants :

• (i) 85 % du cours (défini dans l’acte de fiducie) des parts de fiducie sur le principal marché où elles sont inscrites aux fins de négociation pour la période de dix jours de bourse commençant immédiatement après la date où elles ont été remises au Fonds en vue de leur rachat; et

• (ii) le cours de clôture sur le principal marché où les parts de fiducie sont inscrites aux fins de négociation à la date où elles ont été remises en vue de leur rachat.

Le prix que les porteurs de parts reçoivent pour les parts de fiducie remises à des fins de rachat au cours de tout mois civil leur sera payé le dernier jour du mois suivant. Le montant des espèces que le Fonds peut payer en cas de rachat est toutefois limité. Le montant maximal des espèces que le Fonds peut payer pour toutes les parts de fiducie remises à des fins de rachat au cours de tout mois civil et du mois civil précédent ne peut dépasser 500 000 $; EnerMark peut toutefois renoncer à son gré à cette limite. Si un porteur de parts n’a pas le droit de recevoir un paiement en espèces pour des parts de fiducie remises à des fins de rachat en raison de cette limite, il recevra des billets ou d’autres placements du Fonds, sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires pertinentes. Si au moment où un porteur de parts remet ses parts de fiducie à des fins de rachat, les parts de fiducie ne sont pas inscrites à la cote de la Bourse de Toronto ni sur un autre marché qui, à la seule appréciation d’EnerMark, affiche des prix représentatifs de la juste valeur marchande des parts de fiducie ou, si les négociations normales des parts de fiducie ont été suspendues ou interrompues, le porteur de parts recevra un prix par part de fiducie équivalant à 85 % de la juste valeur marchande établie par EnerMark à la date du rachat. Une fois qu’il demande le rachat d’une part de fiducie, le porteur n’a plus le droit de recevoir des distributions du Fonds.

Il est prévu que le droit de rachat ne sera pas le principal mécanisme permettant aux porteurs de parts de se départir de leurs parts de fiducie. Les billets et les autres actifs du Fonds pouvant être distribués en espèces aux porteurs de parts dans le cadre d’un rachat ne seront inscrits à la cote d’aucune bourse, et aucun marché n’est censé se développer pour ces billets ou les autres actifs du Fonds. Il est prévu que les billets et les autres actifs du Fonds distribués de cette façon seront soumis à des restrictions sur la revente en vertu des lois applicables sur les valeurs mobilières et qu’ils ne constitueront pas des placements admissibles pour les régimes enregistrés d’épargne-retraite, les régimes enregistrés d’épargne-études, les fonds enregistrés de revenu de retraite, les régimes enregistrés d’épargne-invalidité, les comptes d’épargne libre d’impôt ou les régimes de participation différée aux bénéfices, au sens qui leur est attribué dans la Loi de l’impôt.

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Rachat de parts de fiducie

Le fonds a le droit, à l’occasion, d’acheter des parts de fiducie pour annulation ou autre fin, à un prix par part de fiducie et sur une base déterminés par EnerMark. Ces achats devront être faits conformément aux lois en valeurs mobilières applicables et aux règles prescrites par les lignes directrices de la bourse concernée ou les politiques de réglementation applicables. Ces achats constitueront une offre de rachat aux termes de la législation en valeurs mobilières provinciale du Canada et, s’ils ne sont pas dispensés, ils devront être faits conformément aux exigences applicables.

Durée et dissolution du Fonds

Le fiduciaire devra entreprendre la liquidation des affaires du Fonds lorsqu’il n’y aura plus de parts de fiducie en circulation. Cependant, le Fonds peut être dissous plus tôt si les porteurs de parts choisissent de le faire en adoptant (à 66[2] /3 % des voix) une résolution spéciale à cet effet à toute assemblée des porteurs de parts dûment convoquée à cette fin, à la suite de laquelle le fiduciaire entreprendra la liquidation des affaires du Fonds. Toutefois, un scrutin ne peut être tenu à l’égard d’une telle résolution qu’à la demande de porteurs représentant au moins 25 % des parts de fiducie ou à la demande du fiduciaire suivant son refus ou le refus d’EnerMark de racheter des parts de fiducie. Le quorum aux fins d’une telle assemblée est fixé à au moins 20 % des parts de fiducie émises et en circulation représentées en personne ou par procuration.

Lorsque la liquidation des affaires du Fonds doit être entamée, le fiduciaire en avisera les porteurs de parts, cet avis devant indiquer le moment auquel les porteurs de parts peuvent remettre leurs parts de fiducie aux fins d’annulation ainsi que la date à laquelle le registre du Fonds sera fermé.

Après la date à laquelle le fiduciaire est tenu d’entreprendre la liquidation des affaires du Fonds, en règle générale, le fiduciaire cessera toute activité, sauf aux fins de liquider les affaires du Fonds, et, à cette fin, il demeurera investi de tous les pouvoirs qui lui sont conférés aux termes de l’acte de fiducie et il pourra les exercer.

Rapports aux porteurs de parts

Les comptes du Fonds sont vérifiés au moins annuellement par un cabinet reconnu d’experts comptables indépendants que choisissent les porteurs de parts; le Fonds envoie par la poste aux porteurs de parts inscrits et aux porteurs de parts qui font le choix de recevoir cette information en vertu des lois sur les valeurs mobilières applicables les états financiers du Fonds accompagnés du rapport des vérificateurs connexe dans les délais réglementaires chaque année civile. La date de clôture de l’exercice du Fonds est le 31 décembre.

L’acte de fiducie prévoit qu’un porteur de parts a le droit d’obtenir un exemplaire de l’acte de fiducie sur paiement des frais de reproduction raisonnables, d’examiner la liste des porteurs inscrits des parts de fiducie et, sur paiement des frais raisonnables exigés par l’agent chargé de la tenu des registres, d’en obtenir un exemplaire, à des fins relatives au Fonds.

Vérificateurs

L’acte de fiducie reprend généralement les dispositions de la loi intitulée Business Corporations Act (Alberta) en ce qui a trait à la nomination, à la destitution et à la démission des vérificateurs. L’acte de fiducie indique que la nomination ou la destitution des vérificateurs du Fonds (ainsi que la nomination de nouveaux vérificateurs si les vérificateurs précédents sont destitués) doit être approuvée par les porteurs de parts du Fonds. Toutefois, si les vérificateurs du Fonds démissionnent ou sont destitués par les porteurs de parts sans qu’un remplaçant ait été dûment nommé, le conseil d’administration d’EnerMark a le pouvoir de nommer de nouveaux vérificateurs pour combler le poste laissé vacant par la démission ou la destitution des vérificateurs. Les nouveaux vérificateurs seront en fonction jusqu’à l’assemblée annuelle suivante des porteurs de parts du Fonds. Les vérificateurs actuels du Fonds sont Deloitte & Touche s.r.l., comptables agréés inscrits indépendants.

Modifications apportées à l’acte de fiducie

L’acte de fiducie peut être modifié à l’occasion par le fiduciaire, EnerMark et ERC. Les modifications importantes apportées à l’acte de fiducie doivent être approuvées au moins à 66[2] /3 % des voix exprimées à une assemblée des porteurs de parts convoquée à cette fin. Toutefois, le fiduciaire, EnerMark et ERC peuvent, sans l’approbation des porteurs de parts, apporter des modifications à l’acte de fiducie aux fins suivantes :

• (i) faire en sorte que le Fonds se conforme à toutes les lois ou exigences applicables de tout organisme gouvernemental ou autorité similaire du Canada ou d’une province du Canada;

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• (ii) faire en sorte que le Fonds maintienne son statut de fiducie à participation unitaire ou de fiducie de fonds commun de placement au sens de la Loi de l’impôt;

• (iii) faire en sorte que cette protection supplémentaire s’applique aux intérêts des porteurs de parts, selon ce que le fiduciaire ou EnerMark estiment opportun;

• (iv) supprimer tout conflit ou toute incompatibilité entre les dispositions de l’acte de fiducie ou de tout acte complémentaire et tout prospectus déposé auprès des autorités de réglementation ou des organismes gouvernementaux relativement au Fonds, ou de toute loi ou de tout règlement applicable d’un ressort quelconque, si, de l’avis du fiduciaire, cette modification ne porte pas atteinte aux intérêts des porteurs de parts;

• (v) ajouter aux dispositions de l’acte de fiducie les stipulations et dispositions d’exécution supplémentaires qui sont, de l’avis des conseillers, nécessaires ou souhaitables, ou faire en sorte que ces dispositions ne soient pas incompatibles avec l’acte de fiducie selon ce qui est nécessaire ou souhaitable en ce qui a trait aux questions soulevées aux termes de l’acte de fiducie, à la condition que ces questions, de l’avis du fiduciaire, ne portent pas atteinte aux intérêts des porteurs de parts;

• (vi) modifier toute disposition de l’acte de fiducie, y compris libérer EnerMark d’une de ses obligations, conditions ou restrictions, à la condition que cette modification ou cette libération ne soit en vigueur ou ne prenne effet que si, de l’avis du fiduciaire, elle ne porte pas atteinte aux intérêts des porteurs de parts; et

• (vii) à toute autre fin qui n’est pas incompatible avec les conditions de l’acte de fiducie, y compris la correction ou la rectification d’ambiguïtés, de dispositions nulles ou incompatibles, d’erreurs ou d’omissions de toute sorte qui y sont contenues, à la condition que, de l’avis du fiduciaire, ces faits ne portent pas atteinte aux droits des porteurs de parts.

Les décisions que doit prendre le fiduciaire et le pouvoir d’appréciation du fiduciaire à l’égard des dispositions précédentes ont été déléguées à EnerMark, à la condition qu’une telle modification ne porte pas atteinte aux droits du fiduciaire.

DESCRIPTION DES CONVENTIONS DE REDEVANCES ET DES AUTRES SOMMES VERSÉES AU FONDS

Les principales sources directes d’espèces sont les paiements reçus des droits de redevances nettes de 95 %, 99 % et de 99 % émis par EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas, respectivement, au Fonds sur la production de leurs terrains de pétrole et de gaz naturel et les versements de dividendes et de distributions que le Fonds reçoit de certaines de ses filiales. De plus, le Fonds reçoit indirectement des versements d’intérêt sur les titres d’emprunt subordonnés non garantis émis entre certaines des filiales du Fonds, y compris par EnerMark. On trouve ci-après une description des redevances octroyées par EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas au Fonds et de la dette intersociétés subordonnée émise par certaines filiales du Fonds.

Conventions de redevances

Aux termes de conventions de redevances distinctes conclues par le Fonds avec EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas, ont octroyé au Fonds des redevances de 95 %, de 99 % et de 99 %, respectivement, sur le revenu tiré de leurs terrains et activités de pétrole et de gaz naturel. Le Fonds reçoit ces redevances vers le 20[e] jour du deuxième mois suivant celui auquel ce revenu se rapporte. Les rentrées nettes perçues par le Fonds d’EnerMark, d’ERC et d’Enerplus Oil & Gas aux termes des conventions de redevances sont équivalentes au revenu de production brut tiré de leurs exploitations de pétrole et de gaz naturel, moins certaines déductions permises (généralement, ce sont les coûts d’exploitation, les redevances dues à des tiers, les dépenses générales et administratives, les frais du service de la dette, les taxes foncières et les coûts liés à la restauration et à l’abandon de sites). Les porteurs de parts peuvent également recevoir des distributions à l’égard du produit net touché à la vente de terrains, mais il est prévu que ce produit servira généralement au remboursement de dettes ou à l’achat de terrains et d’actifs supplémentaires.

Aux termes des conventions de redevances, les terrains à l’égard desquels le Fonds s’est vu octroyer un droit de redevances peuvent être grevés de sûretés accordées par EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas en vue de garantir les prêts consentis à EnerMark, y compris aux termes des facilités de crédit d’EnerMark. Ces sûretés peuvent avoir priorité de rang sur les droits de redevances du Fonds. En outre, EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas ont l’option d’affecter à tout moment tout montant du revenu de production brut au remboursement de la dette. Le Fonds a conclu une convention de subordination aux termes de laquelle les versements de redevances au Fonds par EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas sont subordonnés et ont un rang inférieur à la dette d’EnerMark envers ses prêteurs et les porteurs de ses billets de premier rang non garantis.

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Aux termes des conventions de redevances respectives, EnerMark, ERC et Enerplus Oil & Gas ont le droit d’aliéner des terrains et les redevances connexes. Les conventions de redevances demeurent en vigueur aussi longtemps que la société en exploitation concernée a une participation dans les terrains visés par sa convention de redevances respective. Les conventions de redevances et l’acte de redevance (décrit ci-après) peuvent être modifiés par écrit à l’occasion. Toutes les décisions relatives à ces modifications sont prises par le conseil d’administration d’EnerMark pour le compte de toutes les parties à ces conventions.

Les redevances versées par ERC sont remises au Fonds à titre de paiements sur les parts de redevance émises par ERC au Fonds aux termes d’un acte de redevance, dans sa version modifiée et mise à jour, daté du 21 juin 2001 et conclu entre ERC et le fiduciaire. La totalité des parts de redevance sont détenues par le fiduciaire pour le compte du Fonds.

Billets subordonnés non garantis

Certaines des filiales directes et indirectes du Fonds ont émis des billets et des titres de créance subordonnés non garantis à d’autres filiales du Fonds afin de faciliter le versement d’espèces des filiales en exploitation au Fonds pour une distribution subséquente aux porteurs de parts. Par exemple, EnerMark a émis des billets subordonnés non garantis à une autre filiale du Fonds qui verse par la suite des distributions au Fonds. Les billets subordonnés portent intérêt à divers taux annuels, ils viennent à échéance à diverses dates et le capital des billets varie au fur et à mesure que des fonds supplémentaires sont prêtés et que des remboursements de capital sont effectués à l’égard des billets. Le remboursement du capital et le versement de l’intérêt sur les billets sont subordonnés au remboursement intégral préalable de toutes les autres dettes d’EnerMark, sauf les dettes qui, selon leurs conditions ou l’opération de la loi, ont un rang égal aux billets subordonnés. Le Fonds et la filiale du Fonds qui détient directement les billets d’EnerMark ont chacun conclu une convention de subordination aux termes de laquelle le paiement fait par EnerMark des obligations aux termes des billets subordonnés est subordonné et a un rang inférieur à celui de la dette d’EnerMark envers ses prêteurs et les porteurs de ses billets de premier rang non garantis. D’autres titres de créance intersociétés au sein de la structure du Fonds ont des conditions semblables.

Versements sur les titres détenus par le Fonds

Le Fonds reçoit des distributions et des dividendes sur certains titres dont il est propriétaire direct, y compris des distributions en espèces sur les parts de société en commandite d’Enerplus Finance Limited Partnership et d’Enerplus Limited Partnership II, qui reçoivent directement ou indirectement des versements en espèces des filiales en exploitation.

Subordination des paiements de redevances, d’intérêts, de distributions et de dividendes provenant des filiales du Fonds

Tel qu’il est mentionné ci-dessus, les conditions des conventions de redevances existantes et de la dette subordonnée émise par EnerMark, ainsi que les conditions des facilités de crédit et des billets de premier rang d’EnerMark, font que les paiements de redevances, d’intérêts, de distributions et de dividendes des filiales du Fonds effectués directement ou indirectement au Fonds sont subordonnés aux paiements effectués, ou devant être effectués, sur la dette envers des tiers. Par conséquent, si EnerMark ou d’autres filiales du Fonds ne remboursent pas la dette à ces tiers ou s’il existe des variations aux conditions des dettes contractées envers des tiers, y compris quant aux taux d’intérêt ou aux délais ou aux remboursements du capital, cela risque d’avoir une incidence négative sur les versements au Fonds par les filiales du Fonds de redevances, d’intérêts, de distributions et de dividendes effectués directement ou indirectement, et sur les distributions connexes en espèces par le Fonds aux porteurs de parts. Voir « Facteurs de risque ».

GESTION ET GOUVERNANCE D’ENTREPRISE

Aux termes de l’acte de fiducie, sous réserve de certains pouvoirs laissés au fiduciaire, la responsabilité de l’administration générale et de la gestion des affaires et des activités quotidiennes du fonds a été imputée à EnerMark. Voir « Renseignements sur le Fonds Enerplus Resources — Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie — Responsabilités d’EnerMark et délégation à EnerMark » et « Administrateurs et dirigeants ».

Les renseignements concernant la gouvernance d’entreprise du Fonds ainsi que les devoirs et les procédures du conseil d’administration d’EnerMark et de ses comités sont contenus à la rubrique « Déclaration des pratiques en matière de gouvernance » dans la circulaire de sollicitation de procurations du Fonds datée du 12 mars 2010. Enerplus se conforme entièrement au Règlement 58-101 sur l’information concernant les pratiques en matière de gouvernance, au Règlement 52-109 sur l’attestation de l’information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs et au Règlement 52-110 sur le comité de vérification adoptés par les autorités canadiennes en valeurs mobilières et a l’intention de se conformer entièrement à toutes les autres exigences des autorités en valeurs mobilières ou des bourses ayant trait à la

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gouvernance d’entreprise. Tel qu’il est mentionné ci-dessus, toutes les fonctions de gouvernance et de gestion pour Enerplus sont exercées au sein de la filiale en exploitation en propriété exclusive indirecte du Fonds, EnerMark.

RÉGIME DE DROITS DES PORTEURS DE PARTS

Le 5 mars 1999, le Fonds a adopté une convention relative au régime de droits des porteurs de parts (le régime de droits ), convention que les porteurs de parts d’Enerplus ont approuvée le 23 avril 1999 et qu’ils ont renouvelée pour trois années supplémentaires aux assemblées générales annuelles et extraordinaires de 2002, de 2005 et de 2008 des porteurs de parts. Le régime de droits doit ensuite être renouvelé et approuvé par les porteurs de parts du Fonds lors de l’assemblée générale et extraordinaire annuelle de 2011. Le régime de droits, aux termes duquel Société de fiducie Computershare du Canada agit à titre d’agent chargé des droits, prévoit, en général, que, à l’acquisition d’au moins 20 % des parts de fiducie émises et en circulation (sauf dans le cadre de certaines opérations permises ou exonérées) par une personne ou entité et à la survenance de certains autres événements, chaque porteur de parts de fiducie autre que cette personne ou entité acquérante aura le droit d’acquérir des parts de fiducie à un prix réduit. Le régime de droits ressemble à d’autres régimes de droits d’actionnaires ou de porteurs de parts adoptés dans le secteur énergétique. Une copie du régime de droits (version anglaise) a été déposée en tant que document des porteurs de titres le 12 mai 2008 dans le profil du Fonds sur SEDAR à l’adresse www.sedar.com et le 13 mai 2008 sur EDGAR à l’adresse www.sec.gov et est disponible sur le site Web du Fonds à l’adresse www.enerplus.com sous l’onglet « Corporate Governance ».

Dette d’Enerplus

Le Fonds ou ses filiales peuvent, avec l’approbation du conseil d’administration d’EnerMark, emprunter des fonds, contracter des dettes, donner des garanties ou conclure des conventions de subordination ou donner en gage ou grever un terrain du Fonds ou de ses filiales ou consentir une autre sûreté sur un terrain du Fonds ou de ses filiales. À l’heure actuelle, toute la dette d’Enerplus envers des tiers est contractée directement par sa principale filiale en exploitation, EnerMark. Au 31 décembre 2009, EnerMark avait des facilités d’emprunt de premier rang composées d’une facilité de crédit bancaire de 1,4 G$, (la facilité de crédit bancaire ), et de billets non garantis de premier rang d’un capital de 494 M$ US et d’un capital de 40 M$ (collectivement, les billets non garantis de premier rang ) (collectivement, les facilités de crédit ). Les facilités de crédit sont l’obligation juridique d’EnerMark et sont garanties par les autres filiales importantes du Fonds. Les paiements sur les facilités de crédit ont priorité sur les paiements au Fonds et sur les réclamations des porteurs de parts et sur les distributions futures aux porteurs de parts. En cas de violation ou de défaut, ou d’un défaut de refinancement, les distributions du Fonds aux porteurs de parts peuvent être réduites ou suspendues. Toutefois, les porteurs de parts n’ont aucune obligation directe à l’égard des facilités de crédit.

La description suivante porte sur les conditions importantes de la facilité de crédit bancaire et des billets non garantis de premier rang. Une copie de la facilité de crédit bancaire (y compris toutes les modifications à celle-ci) et de la convention d’achat de billets pour chacune des deux premières séries de billets non garantis de premier rang (y compris toutes les modifications à ceux-ci) a été déposée le 18 mars 2008 à titre de document important sur le profil SEDAR du Fonds à l’adresse www.sedar.com et sur formulaire 6-K sur EDGAR à l’adresse www.sec.gov. Une copie de la convention d’achat de billets pour chacune des trois séries de billets non garantis de premier rang les plus récentes a été déposée sur le profil SEDAR du Fonds le 23 juin 2009 et sur EDGAR le 25 juin 2009.

FACILITÉ DE CRÉDIT BANCAIRE

La facilité de crédit bancaire de 1,4 G$ est une convention de crédit non garanti assortie de clauses restrictives conclue avec un syndicat d’institutions financières qui vient actuellement à échéance en novembre 2010, sous réserve de prolongation par les prêteurs. Au 31 décembre 2009, aucun montant n’avait été tiré aux termes de la facilité, et Enerplus respectait les engagements décrits ci-après. Cette dette bancaire porte intérêt à des taux variables qui se situeront, selon Enerplus, entre 55,0 et 110,0 points de base au-dessus des taux des acceptations bancaires suivant le ratio de la dette de premier rang consolidée (définie ci-après) au BAIIA consolidé (défini ci-après) d’Enerplus.

En plus des déclarations, garanties et engagements standards figurant habituellement dans une facilité de crédit de cette nature, on trouve les engagements financiers suivants :

• le ratio de la dette de premier rang consolidée au BAIIA consolidé à la fin de tout trimestre ne doit pas dépasser 3:1; toutefois, au moment de la réalisation d’une acquisition importante (définie ci-après) et pour une période s’étendant jusqu’à la fin du deuxième trimestre complet qui suit, cette limite est portée à 3,5:1;

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• le ratio de la dette totale consolidée (définie ci-après) au BAIIA consolidé à la fin de tout trimestre ne doit pas dépasser 4:1;

• le ratio de la dette de premier rang consolidée à la capitalisation totale (définie ci-après) ne doit pas dépasser 50 %; toutefois, au moment de la réalisation d’une acquisition importante et pour une période s’étendant jusqu’à la fin du deuxième trimestre complet qui suit, cette limite est portée à 55 %.

À l’égard de ces engagements financiers, les définitions suivantes s’appliquent au Fonds et à ses filiales sur une base consolidée :

BAIIA consolidé :

La somme pour les quatre derniers trimestres de ce qui suit :

• les bénéfices nets;

• les intérêts débiteurs;

• toutes les provisions pour impôts sur le revenu et taxes sur le capital fédéraux, provinciaux ou autres;

• la déplétion, l’amortissement et la désactualisation;

• d’autres montants hors caisse.

Dette de premier rang Toutes les dettes et les obligations à l’égard des sommes empruntées, à l’exclusion de consolidée : la dette subordonnée. Dette totale consolidée : Le total de la dette de premier rang consolidée et de la dette subordonnée. Acquisition importante : Une acquisition ou une série d’acquisitions qui fait croître l’actif corporel d’Enerplus de plus de 5 %. Dette subordonnée : La dette qui, par ses conditions, est subordonnée à la facilité de crédit bancaire (mais excluant les débentures convertibles qui permettent au Fonds d’émettre des parts de fiducie ou d’autres titres du Fonds en règlement de l’intérêt ou du capital). Capitalisation totale : Le total de la dette de premier rang consolidée et des capitaux propres du Fonds (calculés conformément au PCGR comme l’indique le bilan consolidé du Fonds).

BILLETS NON GARANTIS DE PREMIER RANG

Enerplus a émis des billets non garantis de premier rang qui totalisent 494 M$ US et 40 M$ dans le cadre d’émissions de (i) 175 M$ US le 19 juin 2002, (ii) 54 M$ US le 1[er] octobre 2003 et (iii) 225 M$ US, 40 M$ US et 40 M$ le 18 juin 2009, qui sont résumées ci-après :

		Taux	Dates de paiement
Date d’émission	Capital	d’intérêt	d’intérêt	Date d’échéance	Condition
18 juin 2009	40 M$	6,37 %	18 juin et 18 décembre	18 juin 2015	Remboursement in fine à l’échéance
18 juin 2009	40 M$ US	6,82 %	18 juin et 18 décembre	18 juin 2015	Remboursement in fine à l’échéance
18 juin 2009	225 M$ US	7,97 %	18 juin et 18 décembre	18 juin 2021	Remboursements du capital en
					5 versements égaux à compter du
					18 juin 2017
1eroctobre 2003	54 M$ US	5,46 %	1eravril et 1eroctobre	1eroctobre 2015	Remboursements du capital en
					5 versements égaux à compter
					du 1eroctobre 2011
19 juin 2002	175 M$ US	6,62 %	19 juin et 19 décembre	19 juin 2014	Remboursements du capital en
					5 versements égaux à compter du
					19juin 2010

En plus des déclarations, garanties et engagements standard, les billets non garantis de premier rang contiennent également les principaux engagements financiers suivants :

• le ratio du BAIIA consolidé (défini ci-après) des quatre trimestres précédents aux intérêts débiteurs consolidés ne doit pas être inférieur à 4,0 à 1,0;

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• la dette consolidée (définie ci-après) est limitée à 60 % de la valeur des réserves prouvées d’Enerplus (actualisée au taux de 10 % et d’après des prix et des coûts prévisionnels);

• le ratio de la dette consolidée au BAIIA consolidé pour chaque période de quatre trimestres consécutifs ne doit pas dépasser 3,0 à 1,0 mais peut aller jusqu’à 3,5 à 1,0 pour un maximum de six mois.

Aux fins des engagements ci-dessus, dette consolidée et BAIIA consolidé ont le même sens que dette de premier rang consolidée et BAIIA consolidé , respectivement, dans les définitions ayant trait à la facilité de crédit bancaire.

Simultanément à l’émission de 175 M$ US de billets le 19 juin 2002, Enerplus a conclu un swap de devises par lequel le montant des billets a été fixé, aux fins de l’intérêt et des remboursements de capital, à un montant nominal de 268 328 000 $ CA. Les versements d’intérêt sont faits selon un taux variable, fixé au taux des acceptations bancaires canadiennes de trois mois, plus 1,18 %. En septembre 2007, Enerplus a conclu des swaps de devises qui établissent les cinq paiements de capital sur les 54 M$ US de billets au montant théorique global de 55,1 M$.

On trouvera des renseignements supplémentaires sur les ententes de crédit d’EnerMark à la note 6 afférente aux états financiers consolidés annuels vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 et à la rubrique « Situation de trésorerie et sources de financement » du rapport de gestion d’Enerplus pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009. Bien qu’elle ne soit pas garantie, la dette d’Enerplus envers ses prêteurs et les détenteurs de billets de premier rang a priorité de rang sur les versements de redevances, d’intérêts, de distribution et de dividendes qui sont faits au Fonds par ses filiales en exploitation et d’autres filiales et, par conséquent, a priorité sur les distributions du Fonds à ses porteurs de parts. Voir « Renseignements sur le Fonds Enerplus Resources — Description des conventions de redevances et des autres sommes versées au Fonds » et « Facteurs de risque ».

Distributions aux porteurs de parts

Les porteurs de parts inscrits à une date de clôture des registres pour les distributions ont le droit de recevoir les distributions que paie le Fonds aux porteurs de parts à la date de versement des distributions correspondante. Enerplus a fixé au dixième jour de chaque mois civil la date de clôture des registres pour les distributions et au vingtième jour du même mois la date de versement des distributions correspondante, à l’exception de la date de versement qui tombe le 20 janvier, où la date de clôture des registres pour les distributions est le 31 décembre de l’année précédente. Les distributions versées à des porteurs de parts qui ne sont pas résidents du Canada peuvent être assujetties à la retenue d’impôt du Canada et sont exposées au risque de change.

Au 31 décembre 2009, Enerplus comptait par ailleurs un total d’environ 6 382 000 parts de société en commandite échangeables d’EELP, chacune étant échangeable sans autre contrepartie contre 0,425 part de fiducie (pour un total d’environ 2 712 000 parts de fiducie). Par conséquent, chaque part de société en commandite échangeable d’EELP donne le droit de recevoir 0,425 du montant des distributions versées par le Fonds sur les parts de fiducie. Voir l’annexe G — Information concernant Enerplus Exchangeable Limited Partnership.

DISTRIBUTIONS EN ESPÈCES

Le Fonds peut, à toute date de clôture des registres pour les distributions ou avant celle-ci, déclarer payable des distributions en espèces aux porteurs de parts. Voir « Renseignements sur le Fonds Enerplus Resources — Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie — Distributions aux porteurs de parts ».

Bien que le Fonds compte effectuer des distributions en espèces mensuelles à ses porteurs de parts, ces distributions en espèces ne sont pas garanties. Le montant dont dispose le Fonds pour verser les distributions est tributaire du niveau des rentrées nettes qu’il reçoit de ses filiales en exploitation aux termes des conventions de redevances, directement ou indirectement, et à titre de versements d’intérêts, de remboursements du capital et de paiements de dividendes et de distributions. Les distributions pour une période représentent en règle générale les rentrées nettes des filiales en exploitation pour la période d’environ deux mois précédant la période au cours de laquelle la distribution est effectuée.

Le montant des distributions en espèces versé par le Fonds aux porteurs de parts dépend du montant des rentrées nettes versées au Fonds par ses filiales en exploitation et peut varier de façon importante d’une période à l’autre en raison de plusieurs facteurs, notamment (i) la performance d’exploitation et la performance financière des filiales en exploitation (y compris les variations de la quantité produite de pétrole, de LGN et de gaz naturel d’Enerplus et du prix de vente qu’Enerplus touche pour cette production (compte tenu des sommes touchées et payées aux termes des contrats de couverture)), (ii) des

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fluctuations du coût de production du pétrole, du LGN et du gaz naturel, ce qui comprend des charges liées aux redevances, et d’administration et de gestion du Fonds et de ses filiales, (iii) du montant des espèces requis ou conservé pour le service ou le remboursement de la dette, (iv) des montants nécessaires au financement des dépenses en immobilisations et du fonds de roulement et (v) des taux de change et d’intérêt. Certains de ces montants sont, en partie, soumis à l’appréciation du conseil d’administration d’EnerMark, lequel évalue régulièrement les versements de distributions du Fonds eu égard aux rentrées nettes prévues, aux niveaux d’endettement, aux projets de dépenses en immobilisations et aux montants à conserver pour financer les acquisitions et les dépenses. De plus, le niveau des distributions par part de fiducie sera touché par le nombre de parts de fiducie et d’autres titres en circulation qui pourraient donner soit le droit de recevoir des distributions en espèces, comme les parts de société en commandite échangeables d’EELP. Pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, environ 47 % des rentrées nettes du Fonds provenant des activités d’exploitation ont été versées sous forme de distribution en espèce aux porteurs de parts.

Le rendement après impôt d’un placement dans les parts de fiducie du Fonds qu’obtiennent les porteurs de parts assujettis à l’impôt sur le revenu au Canada peut être constitué du rendement du capital investi et d’un remboursement de capital. Cette composition pourrait changer avec le temps, ce qui aurait un effet sur le rendement après impôt d’un investisseur. Pour les porteurs de parts qui sont des résidents canadiens, le rendement du capital investi est généralement imposé comme un revenu ordinaire dans les mains d’un porteur de parts. L’impôt sur le remboursement du capital est généralement reporté (le remboursement réduit le prix de base des parts de fiducie aux fins fiscales pour le porteur). Pour les porteurs de parts qui ne sont pas des résidents canadiens, une retenue d’impôt de 15 % est prélevée sur le remboursement du capital par le Fonds.

Un placement dans les parts de fiducie est assujetti à un certain nombre de risques qui devraient être pris en considération par un investisseur. La valeur marchande des parts de fiducie peut se détériorer si le Fonds est incapable de respecter ses objectifs de distribution d’encaisse dans le futur, et cette détérioration peut être importante. Voir « Facteurs de risque ».

HISTORIQUE DES DISTRIBUTIONS

Le tableau suivant fait état des distributions en espèces qu’Enerplus a déclaré payables ou a versées à ses porteurs de parts depuis le début de 2006.

Mois de clôture des registres et date du versement	2010	2009	2008	2007	2006
janvier(1)	0,18 $	0,25 $	0,42 $	0,42 $	0,42 $
février	0,18	0,18	0,42	0,42	0,42
mars	0,18	0,18	0,42	0,42	0,42
avril	s.o.	0,18	0,42	0,42	0,42
mai	s.o.	0,18	0,42	0,42	0,42
juin	s.o.	0,18	0,42	0,42	0,42
juillet	s.o.	0,18	0,42	0,42	0,42
août	s.o.	0,18	0,42	0,42	0,42
septembre	s.o.	0,18	0,47	0,42	0,42
octobre	s.o.	0,18	0,47	0,42	0,42
novembre	s.o.	0,18	0,38	0,42	0,42
décembre	s.o.	0,18	0,38	0,42	0,42

Note :

(1) La date de clôture des registres pour les distributions était le 31 décembre de l’année précédente.

Les distributions en espèces mensuelles versées aux porteurs de parts qui sont résidents des É.-U. sont converties en dollars américains selon le taux de change réel du dollar canadien par rapport au dollar américain à la date du versement des distributions.

Les versements de distribution historiques décrits ci-dessus peuvent ne pas refléter les versements futurs de distributions et les paiements de distributions futurs ne sont pas garantis. Les distributions futures pourront être révisées par le conseil d’administration d’EnerMark compte tenu de la situation au moment pertinent. Voir « Facteurs de risque » dans la présente notice annuelle, et particulièrement les facteurs de risque intitulés « La faiblesse ou la volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel pourrait avoir un effet défavorable important sur les résultats d’exploitation et la situation financière d’Enerplus, ce qui, par ricochet, pourrait nuire au cours des parts de fiducie et au montant des distributions versées aux porteurs de parts », « Une augmentation des coûts d’exploitation ou un fléchissement du niveau de production d’Enerplus pourrait avoir un effet défavorable important sur les résultats d’exploitation et la situation financière », « Les distributions d’Enerplus pourraient être réduites pendant les périodes au cours desquelles Enerplus effectue des dépenses en immobilisations ou des

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remboursements de dette sont effectuées au moyen des rentrées nettes », « Si Enerplus est incapable d’ajouter ou de mettre en valeur des réserves supplémentaires ou d’ajouter à ses ressources ou de les mettre en valeur, la valeur des parts de fiducie et des distributions du Fonds aux porteurs de parts devrait fléchir », « L’endettement d’Enerplus envers des tiers pourrait limiter la fréquence ou le montant des distributions que le Fonds verse aux porteurs de parts » et « Les modifications apportées aux lois fiscales et aux autres lois peuvent nuire aux porteurs de parts ».

QUESTIONS DE DÉCLARATIONS FISCALES CANADIENNES

Le Fonds se qualifie actuellement à titre de fiducie de fonds commun de placement en vertu de la Loi de l’impôt et chaque année le Fonds a historiquement transféré la totalité de son revenu imposable aux porteurs de parts au moyen de distributions. Aux fins de l’impôt canadien, environ 2 % des distributions du Fonds de 2009 constituaient un remboursement de capital et environ 98 % d’autres revenus imposables entre les mains des porteurs de parts.

QUESTIONS DE DÉCLARATIONS FISCALES AMÉRICAINES

Aux fins des déclarations fiscales américaines, Enerplus estime que le Fonds devrait être considéré comme une société par actions (mais non une société de placement étrangère passive ) et que ses parts de fiducie devraient être assimilées à des capitaux propres suivant les principes de l’impôt sur le revenu fédéral des États-Unis.

D’après le calcul des résultats et du bénéfice actuels et cumulés conformément aux principes de l’impôt sur le revenu fédéral des États-Unis, environ 86 % des distributions effectuées par le Fonds en 2009 ont été considérées comme des dividendes et les 14 % restants comme un remboursement de capital qui devait réduire le prix de base rajusté des parts de fiducie pour le porteur de parts. Aux termes de la Jobs and Growth Tax Relief Reconciliation Act of 2003 (P.L. 108-27, 117 Stat. 752), la partie dividendes des distributions de 2009 d’Enerplus devrait être considérée comme des dividendes admissibles pour un taux réduit de 15 % de l’impôt applicable aux gains en capital à long terme. Il est actuellement prévu que ce taux d’impôt de 15 % expirera à la fin de 2010 et rien ne garantit que ce taux réduit d’impôt à l’égard des « dividendes admissibles » sera alors renouvelé en sa forme actuelle par le gouvernement des États-Unis.

Les porteurs de parts des États-Unis qui reçoivent des distributions en espèces sont assujettis à une retenue d’impôt canadien d’au moins 15 %. La retenue d’impôt s’applique tant à la partie de la distribution qui était un revenu calculée selon la législation fiscale canadienne qu’à la partie de la distribution qui était un remboursement de capital. Les contribuables américains peuvent être admissibles à un crédit pour impôt étranger à l’égard de la retenue d’impôt canadien payé, sous réserve de certaines limites. Les porteurs de parts des États-Unis devraient consulter leurs conseillers en fiscalité concernant les distributions versées par le Fonds, y compris concernant l’imposition des distributions, des dividendes ou de paiements analogues si les dispositions relatives à l’imposition sur le revenu des EIPD s’appliquent au Fonds à compter de 2011 ou si le Fonds se convertit en une société ou en une autre forme d’entité.

Pour de plus amples renseignements, voir « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie » et « Facteurs de risque — Risques particuliers aux porteurs de parts des États-Unis et aux autres porteurs de parts non-résidents ».

Conditions dans l’industrie

SURVOL

L’industrie du pétrole et du gaz naturel est assujettie à de nombreux contrôles et règlements régissant ses activités (y compris le régime foncier, l’exploitation, la mise en valeur, la production, le raffinage, le transport et la commercialisation) imposés par des lois adoptées par divers paliers de gouvernement. L’industrie du pétrole et du gaz naturel est également assujettie à plusieurs ententes entre les divers gouvernements fédéraux, provinciaux et étatiques pour ce qui est de la fixation des prix et l’imposition du pétrole et du gaz naturel. Bien que l’on entrevoie qu’aucun de ces contrôles ou règlements ni aucune de ces ententes auront sur les activités d’Enerplus une influence bien différente de celle qu’ils pourraient avoir sur d’autres émetteurs de pétrole et de gaz naturel de même taille, les épargnants dans l’industrie du pétrole et du gaz naturel devraient étudier attentivement ces contrôles, règlements et ententes. Toute la législation actuelle est publique et Enerplus n’est pas en mesure de prévoir si une nouvelle législation ou des modifications pourraient être adoptées. Certains des principaux aspects de la législation, des règlements et des conventions régissant l’industrie pétrolière et gazière sont décrits ci-après.

Le texte qui suit se concentre sur l’industrie du pétrole et du gaz naturel au Canada (et, en particulier, en Alberta, en Saskatchewan et en Colombie-Britannique d’où provenait environ 87 % de la production de 2009 d’Enerplus). Enerplus est

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également propriétaire de terrains pétroliers et gaziers et d’actifs connexes dans la province du Manitoba ainsi qu’au Montana, au Dakota du Nord, en Pennsylvanie, en Virginie-Occidentale, au Maryland, au Wyoming et dans l’Utah, aux États-Unis. Les activités pétrolières et gazières d’Enerplus aux États-Unis sont régies par des organismes administratifs aux termes des dispositions législatives des États où ces activités sont exploitées et par certains organismes du gouvernement fédéral pour ce qui est des activités sur des baux fédéraux. Les lois régissent des questions telles l’exploration et la production du pétrole brut et du gaz naturel, y compris les permis de forage de puits, les exigences de cimentation pour le forage et l’exploitation de puits, l’emplacement des puits, le mode de forage et le tubage des puits, l’utilisation du sol et la remise en état des terrains où des puits ont été forés et l’abandon de puits. Les activités d’Enerplus aux États-Unis sont également assujetties à diverses lois et à divers règlements en matière de conservation qui régissent des questions comme la dimension des appareils de forage et de la surface unitaire ou des unités de proration, le nombre de puits qui peuvent être forés dans une zone et l’exploitation en commun des terrains pétroliers et gaziers. En outre, les lois étatiques sur la conservation établissent des taux maximums de production des puits de pétrole brut et de gaz naturel, interdisent généralement l’aération ou le brûlage à la torche du gaz naturel et imposent certaines exigences quant à la répartition proportionnelle ou équitable de la production tirée des champs et des puits individuels.

En outre, le cadre réglementaire qui s’applique aux sables bitumineux est quelque peu différent de celui qui se rapporte au pétrole et au gaz en général. En Alberta, la réglementation de l’exploitation des sables bitumineux, des pipelines, des installations de traitement et des installations de cogénération est assurée conjointement par l’Energy Resources Conservation Board (l’« ERCB ») de l’Alberta (qui réglemente généralement l’industrie du pétrole et du gaz conformément à diverses lois, y compris la Oil Sands Conservation Act (Alberta), par l’Alberta Utilities Commission (l’« AUC ») (relativement à certaines questions touchant le transport de gaz naturel), et par Alberta Environment conformément à la Environmental Protection and Enhancement Act de l’Alberta. En plus d’exiger certaines approbations avant la construction et l’exploitation des projets de récupération des sables bitumineux, des pipelines, des installations de traitement et des installations de cogénération, les lois permettent à l’ERCB d’inspecter et de faire enquête et, lorsqu’une pratique ou une installation est dangereuse pour la santé ou l’environnement, de rendre des ordonnances remédiatrices. Alberta Environment dispose de pouvoirs similaires. Certains changements aux activités de récupération des sables bitumineux, aux pipelines, aux installations de traitement et aux installations de cogénération requièrent également l’approbation de l’ERCB, d’Alberta Environment ou des deux. La construction, l’exploitation, la mise hors service et la récupération des installations dans le cadre d’un plan visant à récupérer le bitume des sables bitumineux, à extraire et traiter les produits qui en proviennent et à transporter ces produits jusqu’au marché peuvent être visés par la réglementation par le gouvernement fédéral aux termes de divers lois et règlements fédéraux, y compris la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale , la Loi canadienne sur la protection de l’environnement , la Loi sur les pêches (Canada) et la Loi sur la protection des eaux navigables (Canada). Certaines approbations ou autorisations peuvent être nécessaires avant la construction, l’exploitation ou la modification d’installations ou de pratiques d’exploitation. Des inspections et des enquêtes peuvent donner lieu à des ordonnances remédiatrices.

PRIX ET COMMERCIALISATION — PÉTROLE

Les producteurs de pétrole négocient des contrats de vente directement avec les acheteurs, d’où un prix du marché pour le pétrole. Le prix dépend, en partie, du type et de la qualité du pétrole, des prix des combustibles concurrents, de l’éloignement des marchés, de la valeur des produits raffinés, de l’équilibre entre l’offre et la demande et des autres conditions contractuelles ainsi que du prix mondial du pétrole. Le pétrole brut exporté à partir du Canada est assujetti à la réglementation de l’ONE et du gouvernement du Canada. Les exportations de pétrole peuvent se faire dans le cadre de contrats d’exportation d’une durée maximale de un an, dans le cas du pétrole brut léger, et de deux ans, dans celui du pétrole brut lourd, à la condition que l’on ait obtenu de l’ONE une ordonnance approuvant l’exportation. Toute exportation de pétrole réalisée aux termes d’un contrat de plus longue durée (à concurrence de 25 ans) exige de l’exportateur qu’il obtienne de l’ONE un permis d’exportation dont la délivrance doit être approuvée par le gouverneur en conseil.

PRIX ET COMMERCIALISATION — GAZ NATUREL

Le prix du gaz naturel vendu aux niveaux intraprovincial, interprovincial et international est établi par voie de négociation entre les acheteurs et les vendeurs. Le prix dépend en partie de la qualité du gaz naturel, du prix d’autres combustibles concurrents, de la distance jusqu’au marché, de l’accès au transport en aval, de la durée du contrat, des facteurs saisonniers, des conditions météorologiques, de la valeur des produits raffinés, de l’équilibre entre l’offre et la demande et des autres conditions contractuelles. Le gaz naturel exporté du Canada est assujetti à la réglementation de l’ONE et du gouvernement du Canada. Les exportateurs sont libres de négocier le prix et les autres conditions avec les acheteurs, pourvu que les contrats d’exportation continuent de respecter certains critères prescrits par l’ONE et le gouvernement du Canada. Les exportations de gaz naturel visées par un contrat d’une durée inférieure à deux ans ou d’une durée variant entre deux et 20 ans (en quantité d’au plus 30 000 mètres cubes par jour) doivent être effectuées aux termes d’une ordonnance de l’ONE. Toute exportation de gaz naturel réalisée aux termes d’un contrat d’une durée plus longue (à concurrence de 25 ans) ou qui vise une quantité

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supérieure exige de l’exportateur qu’il obtienne de l’Office national de l’énergie un permis d’exportation dont la délivrance doit être approuvée par le gouverneur en conseil.

Les gouvernements des provinces canadiennes où Enerplus exerce ses activités réglementent en outre le volume de gaz naturel qui peut sortir de ces provinces pour être consommé ailleurs, principalement en fonction de facteurs comme la disponibilité des réserves, les ententes de transport et les conditions du marché.

ACCORD DE LIBRE-ÉCHANGE NORD-AMÉRICAIN (ALENA)

Le 1[er] janvier 1994, l’Accord de libre-échange nord-américain (« ALENA ») intervenu entre les gouvernements du Canada, des États-Unis et du Mexique est entré en vigueur. En ce qui concerne les ressources énergétiques, le Canada continue de demeurer libre d’établir si les exportations aux États-Unis ou au Mexique seront permises; toutefois, les restrictions aux exportations ne peuvent : (i) réduire la proportion des ressources énergétiques exportées par rapport à celles destinées à l’usage domestique (en fonction de la proportion existante au cours de la dernière période de 36 mois); (ii) imposer un prix à l’exportation supérieur au prix domestique; ni (iii) perturber les canaux normaux d’approvisionnement. Il est en général interdit aux trois pays d’imposer des exigences minimales quant au prix à l’exportation ou à l’importation et, sauf dans les cas permis d’application d’ordonnances et d’engagements en matière de droits compensateurs et antidumping, des exigences minimales ou maximales quant au prix à l’importation.

L’ALENA prévoit la réduction des pratiques commerciales restrictives du Mexique dans le secteur de l’énergie et interdit les restrictions discriminatoires à la frontière et les taxes à l’exportation. L’ALENA prévoit également des règles de discipline plus claires pour les organismes de réglementation afin d’assurer une mise en œuvre équitable de toutes modifications réglementaires et de minimiser la perturbation des arrangements contractuels, ce qui est important pour les exportations canadiennes de gaz naturel.

REDEVANCES ET MESURES INCITATIVES

Outre les règlements fédéraux, chaque province du Canada applique des lois et règlements qui régissent le régime foncier, les redevances, les taux de production, la protection de l’environnement et d’autres questions. Partout au Canada, les producteurs de pétrole et de gaz naturel sont tenus de payer un loyer annuel à l’égard des concessions publiques et des redevances et taxes à la production en propriété franche pour le pétrole et le gaz naturel produits des terres publiques et des terres franches, respectivement. Le régime de redevances joue un rôle important dans la rentabilité de la production de pétrole et de gaz naturel. Les redevances payables sur la production provenant de terres autres que les terres appartenant à la Couronne sont déterminées par voie de négociations entre le propriétaire minier exclusif et le locataire. Les redevances à la Couronne sont déterminées par des règlements gouvernementaux et correspondent en général à un pourcentage de la valeur de la production brute. Le taux des redevances dépend habituellement en partie des prix de référence prescrits, de la productivité des puits, de l’emplacement géographique, de la date de découverte du gisement et du type ou de la qualité des produits pétroliers qui sont produits. D’autres redevances et droits semblables sont parfois soustraits de la participation directe de son propriétaire lors d’opérations privées. Ils sont alors souvent appelés redevances dérogatoires, redevances brutes dérogatoires ou bénéfice net ou intérêts passifs nets.

Les gouvernements fédéral et provinciaux du Canada ont à l’occasion mis sur pied des programmes incitatifs qui prévoyaient des réductions du taux de redevances (y compris pour des puits particuliers), des exemptions temporaires du versement de redevances et des crédits d’impôt afin d’encourager les projets d’exploration de pétrole et de gaz naturel ou des projets de planification de récupération assistée. S’il y a lieu, les exemptions temporaires du versement de redevances, leur réduction et les crédits d’impôt diminueraient effectivement le montant des redevances à la Couronne versées par les producteurs de pétrole et de gaz naturel aux gouvernements provinciaux.

Outre la réglementation fédérale, chaque État des États-Unis a adopté une législation et une réglementation régissant notamment les terrains pétroliers et gaziers, les redevances, les taux de production, la protection environnementale. Dans tous les territoires des États-Unis, les producteurs de pétrole et de gaz naturel sont habituellement tenus de verser des loyers annuels à l’égard des concessions fédérales, d’État et en franche tenure jusqu’à ce que le production soit amorcée. À l’amorce de la production, les redevances et les taxes sur la production sont payées à l’égard du pétrole et du gaz naturel produits sur les terrains fédéraux, d’État et en franche tenure. Le régime de redevances et de taxe sur la production est un facteur important de la rentabilité de la production pétrolière et gazière.

Les redevances payables sur la production tirée de terrains autres que des terrains fédéraux et d’État sont déterminées au moyen de négociations entre le propriétaire minier en franche tenure et le détenteur de la concession. Les redevances fédérales et étatiques et les taxes sur la production sont déterminées en fonction de la réglementation gouvernementale et

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représentent généralement un pourcentage de la valeur de la production brute. Les autres redevances et les participations s’apparentant à des redevances sont exclues à l’occasion de la participation directe du propriétaire au moyen d’opérations non publiques. Ces opérations sont souvent désignées comme des redevances dérogatoires, des redevances dérogatoires brutes ou des profits nets ou des intérêts passifs nets.

Le gouvernement fédéral et les gouvernements étatiques des États-Unis ont à l’occasion mis sur pied des programmes incitatifs prévoyant des réductions des taux de redevances ou de taxation sur la production (y compris pour des puits particuliers), des exemptions temporaires de redevances et des crédits d’impôt visant à encourager l’exploration du pétrole et du gaz naturel ou des projets de planification de récupération assistée. Le cas échéant, les exemptions temporaires de redevances sur le pétrole et le gaz, les réductions et les crédits d’impôt réduiraient effectivement le montant des redevances ou des taxes fédérales et étatiques versées par les producteurs de pétrole et de gaz aux entités gouvernementales.

RÉGIME FONCIER

Le pétrole brut et le gaz naturel situés dans les provinces de l’Ouest canadien appartiennent principalement aux gouvernements des provinces concernées. Les gouvernements provinciaux accordent des droits d’exploration et de production du pétrole et du gaz naturel aux termes de concessions, de licences et de permis pour des périodes variables et selon les conditions énoncées dans la réglementation provinciale, y compris les exigences d’accomplir des travaux déterminés ou d’effectuer des paiements. Le pétrole et le gaz naturel situés dans telles provinces peut appartenir à des intérêts privés, et les droits d’exploration et de production s’y rattachant sont accordés par concession selon les conditions négociées.

Le pétrole produit à partir des sables bitumineux appartenant à la province d’Alberta est produit aux termes de concessions relatives aux sables bitumineux de la Couronne provinciale. Bien que la durée initiale de ces concessions ait pu varier par le passé, la prolongation de ces concessions au-delà de la durée initiale est maintenant assujettie à des critères normalisés prévus dans le Oil Sands Tenure Regulation (Alberta). Une concession peut généralement être prolongée après la durée initiale à la condition que certains niveaux minimums d’exploration ou de production aient été atteints et que tous les loyers (y compris les loyers progressifs) aient été payés à temps, sous réserve de certaines exceptions. Les droits de surface requis pour les pipelines, les installations de traitement et les installations de cogénération sont généralement régis par des concessions, des servitudes, des droits de passage, des permis ou des licences octroyés par les propriétaires ou les autorités gouvernementales.

Le pétrole brut et le gaz naturel situés aux États-Unis appartiennent principalement à des propriétaires privés. Le gouvernement fédéral (Bureau of Land Management), le Bureau of Indian Affairs et l’État où se trouvent les minéraux peuvent également être propriétaires de ces droits. Ces propriétaires, qu’il s’agisse d’organismes gouvernementaux ou de particuliers, accordent des droits d’exploration et de production du pétrole et du gaz naturel aux termes de concessions, de licences et de permis pour des périodes variables et moyennant le respect de conditions, notamment l’obligation de réaliser des travaux spécifiques ou d’effectuer des paiements. En ce qui concerne les droits des propriétaires qui sont des particuliers, toutes les modalités et les conditions peuvent être négociées. Pour les droits détenus par des organismes gouvernementaux, les modalités et les conditions des concessions de pétrole et de gaz sont habituellement déterminées à l’avance par chaque organisme dirigeant ou de réglementation. La majorité (soit environ 80 %) de toutes les tenures à bail dont Enerplus est actuellement propriétaire aux États-Unis lui ont été accordées par des particuliers.

Une concession peut généralement être prolongée après la fin de la période initiale à la condition que certains niveaux minimum d’exploration ou de production aient été atteints et que tous les loyers aient été acquittés en temps opportun, sous réserve de certaines exceptions. Pour mettre en valeur des minéraux, ce qui comprend le pétrole et le gaz, le propriétaire des droits miniers doit avoir accès aux droits de superficie. En common law, les droits miniers sont considérés comme les droits « dominants » et ils autorisent l’extraction de minéraux, sous réserve de l’utilisation raisonnable de la surface. Chaque État a élaboré et adopté ses propres règlements auxquels les exploitants doivent se conformer avant et après le forage, dont l’obligation de présenter un préavis et de fournir une indemnisation pour la perte d’utilisation des terrains et les dommages causés à la surface. Les droits de surface requis pour les pipelines et les installations sont généralement gouvernés par des baux, des droits d’usage, des droits de passage, des permis ou des licences accordés par les propriétaires terriens ou les autorités gouvernementales.

RÉGLEMENTATION ENVIRONNEMENTALE

Le secteur du pétrole et du gaz naturel doit actuellement se plier à la réglementation environnementale adoptée en vertu des lois fédérales, provinciales et étatiques. Les lois sur la protection de l’environnement imposent des limites et des interdictions relatives aux rejets ou aux émissions de diverses substances produites ou utilisées dans le cadre de certaines activités du secteur pétrolier et gazier. En outre, les lois exigent que, lorsque des puits, des pipelines et des installations ne servent plus, les terrains sur lesquels ils se trouvent soient remis en état à la satisfaction des autorités compétentes. De même, les lois sur

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l’environnement applicables peuvent imposer des obligations de rémédiation à l’égard d’un terrain désigné comme un site contaminé à certaines personnes responsables, dont les personnes en charge de la substance contaminante, les personnes qui ont fait rejeter la substance et le propriétaire ou le locataire, actuel ou ancien, ou une autre personne en possession du site, maintenant ou par le passé. Le respect de ces lois peut occasionner d’importantes dépenses alors que leur non-respect peut entraîner l’imposition d’importantes amendes et pénalités, la suspension ou l’annulation des permis et des autorisations nécessaires ainsi que des poursuites en responsabilité civile pour les dommages causés par la pollution ou la délivrance d’ordonnances de nettoyage.

En Alberta, les exigences en matière de protection de l’environnement sont prévues par l’ Environmental Protection and Enhancement Act (Alberta) (l’« EPEA ») et par la Oil and Gas Conservation Act (Alberta), qui imposent certaines responsabilités en matière environnementale pour les exploitants du secteur du pétrole et du gaz naturel et les détenteurs de participations directes en Alberta et qui prévoient des amendes et des pénalités en cas de violation. L’EPEA impose également certaines responsabilités environnementales aux exploitants de projets d’extraction de sables bitumineux sur place, de pipelines, d’installations de traitement et d’installations de cogénération. Dans certains cas, l’EPEA impose des pénalités importantes en cas de violation. En Saskatchewan, les exigences en matière de protection de l’environnement sont prévues par les lois intitulées Environmental Management and Protection Act (Saskatchewan) et Oil and Gas Conservation Act (Saskatchewan). En Colombie-Britannique, les projets énergétiques peuvent faire l’objet d’un examen aux termes des dispositions de la loi intitulée Environmental Assessment Act (Colombie-Britannique) qui regroupe les anciens processus d’examen d’importants projets énergétiques en un seul processus d’évaluation environnementale auquel participe le public. En outre, en 2008, le gouvernement de la Colombie-Britannique a institué une taxe sur le carbone s’appliquant à tous les utilisateurs de carburant de la province.

En 1994, la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques est entrée en vigueur et, trois ans plus tard, a mené au Protocole de Kyoto qui oblige les pays participants, lorsqu’ils ont ratifié le Protocole, à diminuer leurs émissions de dioxyde de carbone et d’autres gaz à effet de serre. Le Canada a ratifié le Protocole de Kyoto à la fin de 2002 et le gouvernement canadien continue d’évaluer d’autres propositions et mesures législatives visant à atteindre des objectifs similaires. Le secteur pétrolier et gazier canadien en amont est en discussion avec divers paliers du gouvernement fédéral et de gouvernements provinciaux au sujet de l’élaboration des règlements sur les gaz à effet de serre pour l’industrie. Le gouvernement provincial de l’Alberta a établi des cibles de réduction des émissions pour les grands émetteurs

(p. ex., 100 000 tonnes de dioxyde de carbone par année à une seule installation), ce qui pourrait entraîner des dépenses en immobilisations et des coûts d’exploitation accrus. À l’heure actuelle, Enerplus n’exploite aucune installation classée dans cette catégorie de grands émetteurs. Toutefois, Enerplus estime que le projet Kirby pourrait atteindre ce statut une fois mis en service. De même, le gouvernement fédéral du Canada a introduit, à la fin de 2007, une obligation pour toutes les industries de présenter, au plus tard le 31 mai 2008, l’information sur leurs émissions de 2006 pour toutes les installations émettant plus de 1 000 tonnes de dioxyde de carbone par année. Enerplus a rempli cette obligation. Cette information sera selon toute vraisemblance utilisée aux fins du plan de mise en application à venir. En 2008, la province de la Colombie-Britannique a institué une taxe sur le carbone et un système d’échange des droits d’émission pour les grands émetteurs de gaz à effet de serre. Voir « Information sur l’exploitation — Santé, sécurité et environnement — Environnement ».

Le 10 mars 2008, le gouvernement fédéral du Canada a proposé de nouveaux règlements dans le cadre de son plan Prendre le virage qui forcerait toutes les installations émettant plus de 3 000 tonnes de dioxyde de carbone par année à réduire leurs émissions au fil du temps et les projets de sables bitumineux amorçant leurs activités en 2012 et après cette date à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre, en grande partie grâce aux technologies de captage du carbone. Les incidences potentielles sur les producteurs de pétrole et de gaz classiques et de sables bitumineux sont actuellement floues compte tenu que les règlements sont sous forme de projets et du fait que la technologie de captage de carbone n’a pas encore été éprouvée à grande échelle. À la suite de la conférence internationale sur le changement climatique de Copenhague en décembre 2009, les États-Unis et le Canada se sont engagés à réduire de 17 % les émissions de gaz à effet de serre d’ici 2020 par rapport au émissions de référence de 2005 mais sans plus de précision quant à la mise en œuvre. Le gouvernement fédéral canadien continue de tenter d’harmoniser sa réglementation sur les gaz à effet de serre avec celle des États-Unis de sorte que sa réglementation demeure en suspens. Outre l’Alberta, certains autres gouvernements provinciaux du Canada (par exemple ceux de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan) ont également publié des cibles de réduction des émissions. Toutefois, jusqu’à ce que des plans de mise en œuvre soient élaborés, il est impossible d’évaluer l’impact sur des industries spécifiques et des entreprises individuelles dans l’industrie.

Aux États-Unis, la conformité environnementale est une compétence fédérale, qui est assujettie particulièrement à la Clean Air Act et à la Clean Water Act . Ces lois sont administrées par la U.S. Environmental Protection Agency (l’« EPA ») au niveau fédéral ou par divers États dont les programmes sont considérés comme prévalant par l’EPA. Les activités aux États-Unis d’Enerplus font actuellement l’objet de diverses réglementations aux termes des lois respectives sur le pétrole et le gaz naturel du Montana Board of Oil and Gas et du Department of Environmental Quality, du North Dakota Department of

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Health et de l’Oil & Gas Division et de l’Utah Division of Oil, Gas, and Mining et de la Division of Environmental Quality. Les activités relatives aux gaz de schiste de Marcellus d’Enerplus sont réglementées par le Department of Environmental Quality de la Pennsylvanie et par le Department of Environmental Protection de la Virginie-Occidentale.

L’ American Clean Energy And Security Act of 2009 , qui prévoit un système national de plafonnement et d’échange relativement aux émissions de gaz à effet de serre, a été adoptée par le Congrès américain et est actuellement à l’étude au Sénat américain. La Loi exigerait notamment que les émissions de gaz à effet de serre soient réduites par rapport aux niveaux de 2005, de 17 % d’ici 2020 et de 83 % d’ici 2050, et prévoit la mise en place de frais d’émissions de carbone. Rien ne garantit que la législation sera adoptée par la Sénat américain dans sa forme actuelle ou dans une autre forme ni même qu’elle sera adoptée. De plus, l’EPA a annoncé le 7 décembre 2009 qu’elle avait découvert que les émissions de dioxyde de carbone, de méthane et d’autres « gaz à effet de serre » présentent un danger pour la santé humaine et l’environnement. Ces découvertes de l’EPA des États-Unis pourraient permettre à l’agence de procéder à l’adoption et à la mise en œuvre de règlements qui restreindraient les émissions de gaz à effet de serre aux termes des dispositions existantes de la loi fédérale intitulée Clean Air Act . L’EPA a également émis une dernière règle exigeant que soient déclarées les émissions de gaz à effet de serre aux États-Unis à compter de 2011 pour les émissions produites en 2010 et provenant de grandes sources d’émissions spécifiques de gaz à effet de serre, du fractionnement des liquides de gaz naturel et de la production de dioxyde de carbone d’origine naturelle même si cette production n’est pas émise dans l’atmosphère. La mise en œuvre d’une réglementation environnementale plus rigoureuse visant les activités aux États-Unis d’Enerplus pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’Enerplus tirés de ses activités aux États-Unis.

Voir « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — L’exploitation de puits de pétrole et de gaz naturel par Enerplus pourrait l’exposer à des coûts, réclamations et responsabilités de nature environnementale » et « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — La réglementation gouvernementale et les approbations réglementaires requises peuvent avoir une incidence sur l’exploitation d’Enerplus et entraîner des frais d’exploitation et des dépenses en immobilisations accrus ».

Enerplus estime respecter et continuer de respecter dans une large mesure les lois et règlements applicables en matière d’environnement et s’est engagée à s’acquitter de ses responsabilités concernant la protection de l’environnement quel que soit l’endroit où sont exercées ses activités ou sont détenues ses participations directes. Enerplus prévoit que cette conformité peut entraîner des dépenses accrues, tant au chapitre des dépenses en immobilisations que des autres dépenses, en raison des lois de plus en plus sévères relatives à la protection de l’environnement. Enerplus croit qu’il est raisonnablement probable que les lois et les règlements en matière d’environnement continuent d’évoluer vers des normes plus strictes.

SÉCURITÉ DES TRAVAILLEURS

Les activités pétrolières doivent être exercées conformément aux procédures, aux règles et aux politiques relatives à la sécurité professionnelle que prévoient les lois applicables sur la sécurité. Ces lois exigent que chaque employeur veille à la santé et à la sécurité de toutes les personnes se trouvant sur ses chantiers et de tous les travailleurs engagés dans ses travaux. Les lois, qui prévoient les procédures de déclaration d’accident, exigent également que chaque employeur s’assure que tous ses employés connaissent leurs devoirs et responsabilités aux termes des lois applicables. Les pénalités prévues aux termes des lois applicables en matière de santé et de sécurité au travail comprennent des amendes importantes et l’incarcération.

Facteurs de risque

Avant de prendre la décision d’investir dans les parts de fiducie, les porteurs de parts et les investisseurs éventuels devraient étudier attentivement les facteurs de risque décrits ci-après, ainsi que les autres renseignements contenus dans la présente notice annuelle. Les parts de fiducie diffèrent intrinsèquement des actions d’une société par actions bien que bon nombre des risques commerciaux auxquels Enerplus est confrontée soient semblables à ceux auxquels doit faire face une société par actions engagée dans l’industrie pétrolière et gazière. Les facteurs de risque qui suivent ont été organisés en sections distinctes, soit les risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus, les risques liés à la propriété des parts de fiducie et à la structure d’Enerplus, et les risques particuliers aux porteurs de parts ne résidant pas au Canada. Chacun de ces risques pourrait avoir une incidence défavorable sur le cours des parts de fiducie du Fonds ou sur le montant des distributions versées aux porteurs de parts.

Plus particulièrement, Enerplus recommande aux porteurs de parts et aux investisseurs éventuels de lire la description des risques présentée aux rubriques « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — La stratégie proposée d’Enerplus, y compris son projet d’accorder plus d’attention à ses projets et à ses acquisitions axés sur la croissance, pourrait exposer les activités d’Enerplus à des risques accrus » et « Facteurs de

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risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie » étant donné que l’entrée en vigueur de l’impôt des EIPD et la conversion éventuelle en société par actions pourraient avoir une incidence importante sur les activités, l’exploitation et la situation financière d’Enerplus ainsi que sur la valeur des parts de fiducie pour les porteurs de parts. Les lecteurs devraient lire les facteurs de risque qui suivent en tenant compte de l’intention actuelle d’Enerplus de se convertir et de passer d’une fiducie de revenu qui verse des distributions en espèces à une société par actions qui verse des dividendes au plus tard le 1[er] janvier 2011 et en considérant l’incidence des modifications apportées à la stratégie d’Enerplus qui en résultent et qui sont décrites ailleurs dans la présente notice annuelle.

RISQUES LIÉS AUX ACTIVITÉS ET À L’EXPLOITATION D’ENERPLUS

La faiblesse ou la volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel pourraient avoir un effet défavorable important sur les résultats d’exploitation et la situation financière d’Enerplus, ce qui, par ricochet, pourrait nuire au cours des parts de fiducie et au montant des distributions versées aux porteurs de parts.

Les résultats d’exploitation et la situation financière d’Enerplus sont tributaires des prix touchés pour ses ventes de pétrole et de gaz naturel. Les prix du pétrole et du gaz naturel ont grandement fluctué au cours des dernières années et continueront vraisemblablement d’être volatils à l’avenir. Les prix du pétrole et du gaz naturel peuvent fluctuer en raison de divers facteurs indépendants de la volonté d’Enerplus, dont notamment :

• la politique et la production énergétique mondiale, y compris la capacité de l’OPEP de fixer et de maintenir les niveaux de production afin d’influer sur les prix du pétrole;

• la situation politique, y compris le risque d’hostilités au Moyen-Orient et le terrorisme mondial;

• la conjoncture économique mondiale et nationale;

• la demande de la part des consommateurs;

• l’offre et le prix du pétrole et du gaz naturel liquéfié importés;

• les niveaux de production et d’entreposage du gaz naturel nord-américain;

• les fluctuations monétaires;

• les conditions climatiques;

• le prix et la disponibilité de combustibles de rechange;

• la proximité des réserves et des ressources par rapport aux installations de transport et la capacité de celles-ci;

• la disponibilité de la capacité de raffinage;

• l’incidence des mesures d’économie d’énergie et de réduction des gaz à effet de serre dans le monde entier;

• la réglementation gouvernementale.

Les fléchissements des prix du pétrole brut ou du gaz naturel peuvent avoir un effet défavorable important sur les activités, la situation financière, la capacité d’emprunt, les niveaux des réserves et des ressources d’Enerplus ainsi que sur le niveau des dépenses consacrées à la mise en valeur des réserves ou des ressources de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus. L’exploitation de certains puits de pétrole ou de gaz naturel pourrait ne plus être rentable ou demeurer non rentable si les prix des marchandises sont faibles, ce qui pourrait avoir une incidence sur les volumes de production d’Enerplus. Les fléchissements des rentrées nettes d’Enerplus qui en découlent pourraient réduire la valeur marchande des parts de fiducie ou les distributions versées aux porteurs de parts du Fonds.

La stratégie proposée d’Enerplus, y compris son projet d’accorder plus d’attention à ses projets et à ses acquisitions axés sur la croissance, pourrait exposer les activités d’Enerplus à des risques accrus.

Comme il est décrit à la rubrique « Développement général du Fonds » et « Entreprise d’Enerplus », Enerplus s’emploie à l’heure actuelle à réaliser une transition à partir d’un modèle de revenu vers un modèle de croissance hybride et orienté sur le revenu en réponse à l’impôt des EIPD qui devrait prendre effet le 1[er] janvier 2011 et aux conditions de l’industrie actuelles.

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Cette transition prévoit qu’une plus grande attention sera accordée aux zones ressources à risque plus élevé comme les zones ressources de pétrole Bakken/de formation étanche, de gaz de schiste de Marcellus et de gaz de formation étanche du bassin profond du Canada (Canadian Deep Basin) et pourrait exposer Enerplus à des risques supplémentaires en ce qui a trait à son entreprise et à ses activités, et rien ne garantit que la transition sera réalisée avec succès et qu’elle ne donnera pas lieu à des résultats financiers ou à des résultats d’exploitation défavorables pour Enerplus. Ces types de zones ressources constituent des projets de mise en valeur à un stade plus précoce (et dans certains cas, ils sont davantage axés sur l’exploration par leur nature) que ceux auxquels Enerplus a participé dans le passé et, par conséquent, il se peut que les sommes consacrées par Enerplus aux terrains, aux programmes sismiques et au forage, ne produisent pas de rendements économiques. Dans la mesure où Enerplus fait l’acquisition de terrains ou d’actifs ayant un profil d’exploration à risque plus élevé, le risque associé à ces acquisitions et à la mise en valeur future de ces terrains comporte des éléments similaires. De plus, Enerplus pourrait devoir faire face à une concurrence accrue au sein de son industrie à mesure que d’autres anciens émetteurs axés sur le revenu réalisent une transition vers un modèle de société par actions privilégiant la croissance.

Voir également « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie » pour les risques associés à la conversion proposée d’Enerplus, qui abandonnera sa structure de fiducie de revenu pour devenir une société par actions.

Les distributions d’Enerplus pourraient être réduites pendant les périodes au cours desquelles il effectue des dépenses en immobilisations ou des remboursements de dette au moyen des rentrées nettes.

Dans la mesure où Enerplus a recours aux rentrées nettes provenant de ses filiales en exploitation pour financer des acquisitions, des frais de mise en valeur et d’autres dépenses en immobilisations importantes, les rentrées nettes que le Fonds reçoit de ces filiales en exploitation seront réduites. Ainsi, le moment et le montant des dépenses en immobilisations peuvent avoir un effet sur le montant des rentrées nettes que touche le Fonds et, par conséquent, sur le montant de l’encaisse disponible à des fins de distribution aux porteurs de parts d’Enerplus. Dans la mesure où des sources externes de capitaux, y compris des prêts ou l’émission de parts de fiducie supplémentaires, deviennent limitées ou non disponibles, la capacité d’Enerplus d’effectuer les investissements en capital nécessaires pour maintenir, développer ou agrandir ses réserves et ses ressources pétrolières et gazières et pour investir dans des avoirs, selon le cas, sera réduite. Dans la mesure où Enerplus est tenue d’utiliser les rentrées nettes pour financer des dépenses en immobilisations, des acquisitions de terrains ou des acquisitions d’actifs, selon le cas, le niveau de ses distributions en espèces peut être réduit, ou même éliminé.

Le conseil d’administration d’EnerMark a le pouvoir discrétionnaire de fixer dans quelle mesure les rentrées nettes provenant des filiales en exploitation du Fonds seront affectées au paiement de frais de service de la dette ainsi qu’au remboursement de l’encours de la dette. Les fonds utilisés à ces fins ne seront pas payables au Fonds. Par conséquent, les fonds retenus par les filiales en exploitation du Fonds afin de payer des frais de service de la dette ou de réduire la dette diminueront les liquidités distribuées aux porteurs de parts du Fonds pendant les périodes au cours desquelles les fonds sont ainsi retenus. De plus, les fluctuations des taux d’intérêt et des remboursements prévus du capital, si elles sont nécessaires aux termes des facilités de crédit, pourraient entraîner des modifications importantes du montant qui doit être affecté au service de la dette avant le paiement de toutes sommes par les filiales en exploitation du Fonds. Certains engagements contenus dans les conventions intervenues avec des prêteurs peuvent également limiter les paiements de ces filiales au Fonds. Bien qu’Enerplus juge ses facilités de crédit existantes suffisantes, rien ne garantit que le montant actuel continuera d’être disponible ou sera adéquat pour les obligations financières d’Enerplus ni que des fonds supplémentaires pourront être obtenus au besoin ou à des conditions avantageuses économiquement pour Enerplus. En outre, si les filiales en exploitation du Fonds ne sont pas en mesure d’acquitter leurs charges liées au service de la dette ou si elles se trouvent par ailleurs dans un cas de défaut comme une faillite, les prêteurs peuvent avoir priorité de rang par rapport aux titres ou aux redevances des filiales en exploitation que le Fonds détient, ce qui entraînera une diminution du montant versé au Fonds et, par conséquent, aux porteurs de parts.

La rétention des rentrées nettes au sein des filiales en exploitation du Fonds pour financer des dépenses en immobilisations ou le remboursement de la dette peut faire en sorte que les filiales en exploitation canadiennes aient de l’impôt sur le revenu courant à payer et/ou que l’impôt sur le revenu payable par les filiales en exploitation américaines ou les autres filiales directes ou indirectes du Fonds augmente. Le paiement en espèces de l’impôt sur le revenu peut, à son tour, réduire la distribution en espèces versée par le Fonds aux porteurs de parts.

Enerplus pourrait avoir besoin de financement supplémentaire aux fins du maintien et de l’expansion de ses actifs et de ses activités.

Dans le cours normal des investissements en capital effectués aux fins du maintien et de l’expansion des réserves et des ressources de pétrole, de LGN, de gaz naturel et de bitume d’Enerplus, des parts de fiducie supplémentaires pourraient être émises, ce qui pourrait entraîner un fléchissement de la production par part de fiducie et des réserves et/ou ressources par part

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de fiducie. En outre, Enerplus peut, de temps à autre, émettre des parts de fiducie ou d’autres titres de trésorerie afin de réduire sa dette, de réaliser des acquisitions et de maintenir une structure de capital optimale. Enerplus peut également se départir de terrains ou d’actifs existants afin de financer d’autres projets ou mises en valeur. De même, s’il devient difficile ou impossible d’obtenir du capital externe ou s’il est seulement possible d’en obtenir à des conditions moins favorables, y compris du financement par emprunt auprès de banques ou d’autres créanciers ou par l’émission de parts de fiducie supplémentaires ou d’autres titres, la capacité d’Enerplus de procéder aux investissements de capital nécessaires pour maintenir ou accroître ses réserves ou ressources de pétrole, de LGN, de gaz naturel et de bitume sera réduite. Si Enerplus est forcée d’utiliser des rentrées nettes supplémentaires pour financer des dépenses en immobilisations ou des acquisitions de terrains ou de payer des frais relatifs au service de sa dette ou pour réduire sa dette, les rentrées nettes destinées aux distributions aux porteurs de parts du Fonds pourraient être réduites.

Les facilités de crédit d’Enerplus et toute facilité de crédit qui les remplace pourraient ne pas fournir des liquidités suffisantes.

Les sommes disponibles aux termes des facilités de crédit d’Enerplus pourraient ne pas être suffisantes pour l’exploitation future, ou il est possible qu’Enerplus ne soit pas en mesure de renouveler ses facilités de crédit bancaire ou d’obtenir du financement supplémentaire à des conditions économiques intéressantes, ni même d’en obtenir. La facilité de crédit bancaire d’Enerplus est généralement disponible sur une période de trois ans, renouvelable chaque année avec un remboursement in fine requis à la fin de la période de trois ans si la facilité n’est pas renouvelée. En raison des frais et des coûts d’emprunt élevés associés au renouvellement de sa facilité de crédit bancaire en 2008 et en 2009, Enerplus a décidé de ne pas renouveler la facilité à ces moments-là si bien que celle-ci expire en novembre 2010. Même si Enerplus s’attend à renouveler sa facilité de crédit bancaire au cours du deuxième trimestre de 2010, rien ne garantit qu’il sera possible de la renouveler à des conditions favorables ou que tous les prêteurs actuels aux termes de la facilité maintiendront leurs engagements aux niveaux actuels. Si cela survient, Enerplus devra peut-être obtenir du financement de remplacement. De plus, Enerplus doit rembourser le premier de cinq versements de capital annuels d’environ 53,7 M$ sur 268,3 M$ de billets non garantis de premier rang à compter du 19 juin 2010 et de 11 M$ sur 55,1 M$ de billets non garantis de premier rang à compter du 1[er] octobre 2011. Voir « Dette d’Enerplus ». Le fait qu’un membre du syndicat de prêt ne finance pas ses obligations aux termes des facilités de crédit ou ne renouvelle pas son engagement à l’égard des facilités de crédit ou le fait qu’Enerplus n’obtienne pas du financement de remplacement ou du financement à des conditions avantageuses pourrait avoir un effet défavorable important sur les activités d’Enerplus, ce qui pourrait réduire ou éliminer de manière importante les distributions aux porteurs de parts, étant donné que le remboursement de cette dette est prioritaire par rapport au versement d’espèces des filiales en exploitation au Fonds et, par conséquent, du Fonds aux porteurs de parts.

Les activités de gestion de risques associés aux marchandises d’Enerplus pourraient l’exposer à des pertes.

Enerplus peut avoir recours à des produits financiers dérivés et à d’autres mécanismes de couverture pour essayer de limiter une partie des effets défavorables de la volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel. Dans la mesure où son risque lié aux prix des marchandises est couvert, Enerplus peut renoncer aux avantages que lui procurerait autrement une hausse des prix des marchandises. En outre, les activités de couverture des marchandises d’Enerplus pourraient l’exposer à des pertes. Ces pertes pourraient survenir dans diverses circonstances, y compris si l’autre partie à la couverture d’Enerplus ne remplit pas ses obligations aux termes du contrat de couverture.

Les fluctuations des taux de change pourraient avoir un effet défavorable sur l’entreprise d’Enerplus.

Le prix qu’Enerplus touche pour la plus grande partie de son pétrole et de son gaz naturel est fondé sur des prix de référence libellés en dollars américains et, par conséquent, le taux de change entre les deux monnaies a une incidence sur le prix qu’Enerplus touche en dollars canadiens. Un accroissement important de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain, comme celui observé au cours de la deuxième moitié de 2009, peut avoir une incidence défavorable sur les produits nets qu’Enerplus tire de sa production puisqu’il réduit la somme en dollars canadiens qu’Enerplus touche pour une vente donnée en dollars américains sans pour autant relâcher la pression sur la structure des coûts d’Enerplus puisque la majorité de ses frais sont engagés en dollars canadiens. Enerplus effectue certaines de ses activités et de son exploitation aux États-Unis, ce qui l’expose donc au risque de change tant au chapitre des produits que des coûts dans la mesure où la valeur du dollar canadien diminue par rapport à celle du dollar américain. Enerplus dispose à l’heure actuelle d’un crédit croisé connexe aux 175 M$ US de billets non garantis de premier rang émis par EnerMark en juin 2002 et un swap de devises qui fixe les remboursements de capital sur ses 54 M$ US en billets non garantis de premier rang émis en octobre 2003, respectivement, comme il est précisé dans les notes 6b), 8 et 11 des états financiers consolidés vérifiés du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009. Voir également « Dette d’Enerplus — Billets non garantis de premier rang ».

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Si Enerplus est incapable d’ajouter ou de mettre en valeur des réserves supplémentaires ou d’ajouter à ses ressources ou de les mettre en valeur, la valeur des parts de fiducie et des distributions du Fonds aux porteurs de parts devrait fléchir.

Enerplus augmente ses réserves de pétrole et de gaz naturel principalement par voie d’acquisitions et de mise en valeur continue de ses réserves et de ses ressources existantes ainsi que par certaines activités d’exploration. En conséquence, le niveau des réserves futures de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus est grandement tributaire de son succès dans le cadre de la mise en valeur et de l’exploitation de ses réserves et de ses ressources de base et de l’acquisition de réserves et/ou de ressources supplémentaires. Enerplus est soumise à des risques liés à l’exploitation et à la mise en valeur et, par conséquent, ces risques peuvent avoir un effet sur la valeur des parts de fiducie et les distributions aux porteurs de parts en raison des résultats incertains de la recherche et de la production de pétrole et de gaz naturel au moyen de méthodes scientifiques imparfaites. De plus, si des capitaux provenant de sources externes ne sont pas disponibles ou ne sont pas disponibles à des conditions commercialement avantageuses, la capacité d’Enerplus à effectuer les investissements de capitaux nécessaires pour maintenir, mettre en valeur ou accroître ses réserves et ses ressources de pétrole et de gaz naturel sera diminuée. Même si les capitaux nécessaires sont disponibles, rien ne peut garantir qu’Enerplus réussira à acquérir des réserves ou des ressources supplémentaires à des conditions conformes à ses objectifs d’investissement. Sans ces ajouts, les réserves d’Enerplus s’épuiseront et, par conséquent, sa production ou la durée de vie moyenne de ses réserves diminuera. Ces diminutions peuvent entraîner une réduction de la valeur des parts de fiducie et une réduction des distributions en espèces aux porteurs de parts du Fonds.

Les réserves et les ressources réelles d’Enerplus seront différentes de ses estimations des réserves et des ressources et l’écart pourrait être important.

La valeur des parts de fiducie dépend, entre autres, des réserves et des ressources attribuables aux terrains d’Enerplus. Les réserves et les ressources réelles contenues dans les terrains d’Enerplus varieront par rapport aux estimations résumées dans la présente notice annuelle et ces variations pourraient être importantes. L’estimation des réserves et des ressources est en soi une projection et, par conséquent, est intrinsèquement incertaine. Le processus d’estimation des réserves et des ressources nécessite l’utilisation d’interprétations et de jugements de la part des ingénieurs pétroliers, ce qui donne des valeurs imprécises, particulièrement en ce qui a trait aux nouvelles découvertes. À partir des mêmes données, un ingénieur peut effectuer des évaluations des quantités des réserves et des ressources et des produits d’exploitation qui leurs sont attribuables qui sont différentes de celles d’un autre ingénieur. En définitive, les réserves et les ressources réelles attribuables aux terrains d’Enerplus seront différentes des estimations actuelles et seront réévaluées par rapport à celles-ci et ces différences et ces réévaluations pourraient être importantes. Les renseignements relatifs aux réserves et aux ressources contenus dans la présente notice annuelle ne représentent que des estimations. De nombreux facteurs sont pris en compte et de nombreuses hypothèses sont posées dans l’estimation de réserves et de ressources. Parmi ces facteurs et hypothèses, citons notamment :

• la production historique du secteur par rapport aux taux de production de secteurs de production semblables;

• les prix futurs des marchandises, les frais de production et de mise en valeur, les redevances et les dépenses en immobilisations;

• les taux de production initiaux;

• les taux de baisse de production;

• la récupération ultime des réserves et des ressources;

• le succès des activités futures d’exploitation;

• la commerciabilité de la production;

• les effets de la réglementation gouvernementale;

• les autres cotisations gouvernementales qui peuvent être imposées pendant la durée de vie de production des réserves et des ressources.

Les estimations des réserves et des ressources sont fondées sur les facteurs, les hypothèses et les prix pertinents à la date où les évaluations sont préparées. Bon nombre de ces facteurs peuvent faire l’objet de modifications et sont indépendants de la volonté d’Enerplus. Si ces facteurs, hypothèses et prix se révèlent inexacts, les réserves et les ressources réelles d’Enerplus pourraient être sensiblement différentes de ses estimations. De plus, toutes ces estimations sont, jusqu’à un certain point, incertaines et les classifications des réserves et des ressources ne sont que des tentatives de définir le degré d’incertitude en cause. Pour ces raisons, les estimations des quantités de pétrole et de gaz naturel dont la récupération peut se faire de façon

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rentable, la classification de ces réserves et de ces ressources d’après le risque lié à la récupération et des éventualités connexes et les estimations des produits d’exploitation nets futurs que l’on s’attend à en tirer, préparés par différents ingénieurs ou par les mêmes ingénieurs à des moments différents, peuvent varier considérablement.

Les estimations des réserves et les ressources qui peuvent être mises en valeur et exploitées dans l’avenir (en particulier les réserves et les ressources de sables bitumineux) sont souvent fondées sur des calculs de volume et de probabilité et sur des comparaisons avec des types similaires de réserves et de ressources, plutôt que sur des antécédents de production réels. Les estimations fondées sur ces méthodes sont généralement moins fiables que celles qui sont fondées sur des antécédents de production réels. L’évaluation subséquente des mêmes réserves ou des mêmes ressources fondée sur des antécédents de production peut se traduire par des variations ou des révisions dans les réserves ou les ressources estimatives, et certaines de ces variations ou révisions pourraient être importantes.

Les estimations des réserves et des ressources peuvent devoir être révisées en fonction de la production réelle. Ces chiffres ont été établis d’après des prix pour le pétrole, le gaz naturel et les LGN, ainsi que des frais d’exploitation, présumés. Les fluctuations des prix des marchandises sur le marché peuvent rendre la récupération de certaines catégories de pétrole ou de gaz naturel ou du bitume de certaines teneurs non rentable. De plus, des facteurs à court terme peuvent avoir une incidence sur la viabilité économique de certaines réserves ou ressources au cours de toute période donnée. En ce qui concerne les actifs de sables bitumineux d’Enerplus, on ne peut garantir la densité ni la qualité du bitume produit à partir du projet de sables bitumineux Kirby d’Enerplus, et le volume et la valeur estimée des réserves ou des ressources attribuées au projet peuvent varier.

En outre, l’utilisation des termes « ressources éventuelles » et « ressources » aux présentes ne constituent pas des « réserves » et ne devraient pas être confondues avec celles-ci. Pour obtenir de plus amples renseignements, voir « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus » et « Entreprise d’Enerplus — Types de zones ressources d’Enerplus ».

Enerplus pourrait ne pas obtenir les avantages prévus de ses acquisitions ou dispositions.

Enerplus peut à l’occasion acquérir d’autres terrains de pétrole et de gaz naturel et des actifs connexes. Pour obtenir les avantages prévus de ces acquisitions, il faudra notamment procéder avec succès à la consolidation des fonctions et à l’intégration des activités, des procédures et du personnel d’une façon opportune et efficiente et il faudra qu’Enerplus puisse concrétiser les occasions de croissance et les synergies anticipées découlant de la combinaison des actifs et des terrains acquis et de leur intégration aux activités existantes d’Enerplus. Ces activités solliciteront grandement la direction et demanderont beaucoup de temps et de capital et d’autres ressources, ce qui pourrait accaparer l’attention de la direction et monopoliser le capital et les autres ressources au détriment d’autres occasions stratégiques et d’autres questions relatives à l’exploitation pendant le processus. Le processus d’intégration pourrait entraîner la perte d’employés clés et le dérangement des activités courantes, des relations avec les clients et les employés, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur la capacité d’Enerplus de tirer les avantages prévus d’acquisitions futures.

Les facteurs de risque énoncés dans la présente notice annuelle relatifs au secteur du pétrole et du gaz naturel et à l’exploitation, aux réserves et aux ressources d’Enerplus s’appliquent également aux terrains et aux actifs futurs qu’Enerplus pourrait acquérir. Enerplus procède généralement à certaines vérifications diligentes dans le cadre d’acquisitions, mais ne peut garantir que tous les risques et responsabilités possibles relatifs aux terrains touchés seront repérés.

Par ailleurs, les investisseurs potentiels sont informés que certaines acquisitions, particulièrement celles d’actifs de sables bitumineux comme dans le cas de l’acquisition de Kirby en 2007 et d’actifs de gaz de schiste comme dans le cas de l’acquisition de terrains de Marcellus en 2009 ou d’autres actifs à risques ou à croissance plus élevés, de même que la mise en valeur de ces actifs requièrent et continueront d’exiger des dépenses en immobilisations importantes de la part d’Enerplus, qui pourrait ne tirer aucune rentrée nette liée aux activités d’exploitation de ces acquisitions avant plusieurs années ou qui pourrait percevoir des rentrées nettes d’un montant moindre que prévu. Par conséquent, le calendrier et le montant des dépenses en immobilisations pourraient avoir une incidence sur le montant des versements en espèces reçus par Enerplus de ses filiales en exploitation et pourraient avoir une incidence défavorable sur le montant des distributions en espèces versées aux porteurs de parts du Fonds.

Le droit d’Enerplus de maintenir les participations directes acquises dans les terrains de Marcellus aux termes de la CMVC de Marcellus est assujetti au respect par Enerplus de certaines exigences contractuelles aux termes de la CMVC de Marcellus, y compris certains engagements financiers continus qui, s’ils ne sont pas remplis, pourraient donner lieu à la perte de certaines de ces participations et de certains droits aux termes des ententes visant les ZIC. Voir « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Acquisition de participations dans les

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terrains de Marcellus » et « Entreprise d’Enerplus — Types de zones ressources d’Enerplus — Gaz de shale de Marcellus ». Même si Enerplus compte s’acquitter de ses obligations aux termes de la CMVC de Marcellus et prévoit disposer des ressources financières suffisantes pour le faire, rien ne garantit qu’Enerplus sera en mesure de remplir ces engagements au besoin et de conserver ses participations directes.

Enerplus pourrait également, de temps à autre, se départir de terrains et d’actifs, y compris dans le cadre de son projet de se départir d’importants terrains accessoires en 2010 comme il est décrit à la rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Acquisitions et aliénations stratégiques supplémentaires ». Ces dispositions pourraient prendre la forme de terrains ou d’actifs accessoires ou encore d’actifs ou de terrains faisant l’objet de monétisation dans le but de financer d’autres projets ou mises en valeur par Enerplus. Il est impossible de garantir qu’Enerplus réalisera ces dessaisissements ou obtiendra le montant du produit désiré de ces dispositions ou que celles-ci seront bien reçues au sein des marchés financiers et elles pourraient avoir une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation d’Enerplus ou le cours des parts de fiducie.

Lors de ses acquisitions, Enerplus formule des estimations du rendement futur des actifs faisant l’objet de l’acquisition, estimations qui peuvent se révéler inexactes.

Lors de ses acquisitions d’actifs, Enerplus est assujettie aux risques associés à la prévision du rendement futur de ces actifs. Enerplus formule certaines estimations et hypothèses concernant la prospectivité et les caractéristiques des actifs faisant l’objet de l’acquisition, qui peuvent ne pas se concrétiser avec le temps. Ainsi, les actifs acquis peuvent ne pas posséder la valeur qu’Enerplus leur a attribuée, ce qui pourrait avoir un effet défavorable sur les rentrées nettes d’Enerplus et les distributions versées à ses porteurs de parts. Dans la mesure où Enerplus réalise des acquisitions comportant un potentiel de croissance plus élevé, les risques accrus souvent associés à un tel potentiel peuvent augmenter les probabilités que les résultats réels diffèrent des estimations initiales d’Enerplus.

L’évaluation initiale d’une acquisition peut être fondée sur un rapport d’ingénieurs ou d’un cabinet d’ingénieurs qui optent pour des méthodes, des approches et des hypothèses d’évaluation différentes de celles des ingénieurs d’Enerplus, et ces évaluations initiales peuvent différer de manière importante des évaluations ultérieures d’Enerplus.

Une augmentation des coûts d’exploitation ou un fléchissement du niveau de production d’Enerplus pourrait avoir un effet défavorable important sur les résultats d’exploitation et la situation financière.

Des coûts d’exploitation plus élevés engagés à l’égard des terrains d’Enerplus occasionneront une réduction directe des rentrées nettes que le Fonds touche. Les coûts reliés à l’électricité, aux produits chimiques, à l’approvisionnement, aux services énergétiques et à la main-d’œuvre sont quelques-uns des coûts d’exploitation d’Enerplus susceptibles de variations importantes. Le niveau de production des terrains existants d’Enerplus peut chuter à un rythme supérieur à celui prévu en raison de circonstances inattendues, dont bon nombre sont indépendantes de la volonté d’Enerplus. Des coûts d’exploitation plus élevés ou une diminution importante de la production pourraient entraîner des rentrées nettes beaucoup plus faibles et, par conséquent, pourrait avoir un effet défavorable sur le cours des parts de fiducie et réduire les sommes disponibles à des fins de distribution aux porteurs de parts.

Puisqu’une partie des terrains d’Enerplus sont exploités par des tiers, l’échec des exploitants tiers peut avoir un effet défavorable sur les résultats d’exploitation d’Enerplus.

La production continue tirée d’un terrain, et dans une certaine mesure la commercialisation de cette production, dépend de la compétence des exploitants des terrains d’Enerplus. Environ 29 % de la production quotidienne d’Enerplus provient de terrains exploités par des tiers, ce qui entraîne une dépendance importante envers les exploitants tiers en ce qui touche l’estimation des dépenses en immobilisations futures. Dans la mesure où un exploitant tiers ne remplit pas ces fonctions adéquatement, est soumis à des contraintes en matière de capitaux ou de liquidité, ou devient insolvable, les résultats d’exploitation d’Enerplus s’en ressentiront et ses rentrées nettes pourraient être réduites.

En particulier, Enerplus s’appuiera considérablement sur Chief et ses autres partenaires possédant une participation directe en ce qui concerne la mise en valeur et l’exploitation des terrains de Marcellus. Chief sera généralement l’exploitant des terrains de Marcellus dans lesquels Enerplus a acquis une participation et, par conséquent, Enerplus n’exercera pas le degré de contrôle sur l’exploitation et la mise en valeur de ses participations dans Marcellus qu’il exercerait s’il en était l’exploitant. En outre, conformément aux modalités de la CMVC de Marcellus, jusqu’à ce qu’Enerplus ait dépensé la totalité de la somme à engager, Chief exercera un contrôle important sur l’affectation, le moment de l’affectation et l’importance des dépenses faites à l’aide du capital financé par Enerplus. Le montant du capital qui doit être dépensé par Enerplus et le moment où celui-ci doit être dépensé peuvent être différents des attentes et de la planification d’Enerplus et peuvent avoir une incidence

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sur la capacité d’Enerplus de financer ces dépenses et/ou sur le coût de ce financement, et avoir un effet défavorable sur d’autres parties des activités et de l’exploitation d’Enerplus. En outre, bien qu’Enerplus ait conclu une convention avec un membre du groupe de Chief afin de collecter et de traiter la production de gaz d’Enerplus tirée des terrains de Marcellus, Enerplus n’est pas propriétaire ou n’exploite pas d’actifs intermédiaires ou de transport dans la région de Marcellus et dépendra de partenaires sectoriels, y compris Chief, pour ces services.

En outre, les contrats d’exploitation régissant les terrains dont Enerplus n’est pas l’exploitant normalement à l’exploitant de mener les activités selon les règles de l’art. Ces contrats d’exploitation stipulent cependant généralement que l’exploitant n’a pas de responsabilité envers les autres propriétaires de participation directe non exploitants pour les pertes subies ou les responsabilités engagées, sauf pour les responsabilités qui peuvent découler d’une négligence grave ou d’une faute intentionnelle.

Enerplus est soumise au risque que les contreparties à ses contrats ne respectent pas leurs obligations

Enerplus est soumise au risque que les contreparties à ses contrats de gestion des risques, à ses arrangements de commercialisation et à ses conventions d’exploitation et que d’autres fournisseurs de produits et de services ne puissent respecter leurs obligations aux termes de ces conventions ou de ces arrangements, y compris en raison de besoins de liquidité ou de leur insolvabilité. De plus, la faiblesse des cours du pétrole et du gaz naturel accroît le risque de créances douteuses liées à la coentreprise et aux partenaires sectoriels d’Enerplus. L’omission de ces contreparties d’effectuer des paiements ou d’exécuter leurs obligations d’exploitation ou autres envers Enerplus pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation, les rentrées nettes et la situation financière d’Enerplus.

Des retards dans le règlement des activités de l’entreprise pourraient avoir un effet défavorable sur les distributions du Fonds aux porteurs de parts.

Outre les retards habituels des acheteurs de pétrole et de gaz naturel à effectuer leurs paiements à Enerplus ou aux exploitants des terrains d’Enerplus (et les retards de ces mêmes exploitants à remettre les paiements à Enerplus), les paiements entre chacune de ces parties peuvent également être retardés en raison de ce qui suit :

• les contraintes en matière de capitaux ou de liquidités connues par ces parties, y compris les restrictions imposées par les prêteurs;

• des retards comptables;

• des retards dans la vente ou la livraison de produits;

• des retards dans le raccordement de puits au réseau collecteur;

• des retards d’origine météorologique, notamment en raison de gels, d’inondations et du dégel hâtif;

• des éruptions ou d’autres accidents;

• des rajustements pour des périodes antérieures;

• le recouvrement par l’exploitant de dépenses engagées dans l’exploitation des terrains;

• l’établissement par l’exploitant de réserves pour ces dépenses.

L’un ou l’autre de ces retards pourrait réduire le montant des distributions en espèces aux porteurs de parts d’Enerplus au cours d’une période donnée et exposer Enerplus à des risques supplémentaires liés à la solvabilité de tiers.

L’endettement d’Enerplus envers des tiers pourrait limiter la fréquence ou le montant des distributions que le Fonds verse aux porteurs de parts.

Le versement des intérêts et le remboursement du capital à l’égard des dettes d’Enerplus envers des tiers, y compris les facilités de crédit, ont priorité sur les versements en espèces que le Fonds reçoit des filiales en exploitation et, par conséquent, réduit les sommes disponibles à des fins de distributions par le Fonds à ses porteurs de parts. Enerplus dispose d’une facilité de crédit bancaire non garantie à taux d’intérêt variable. En outre, Enerplus dispose de billets non garantis de premier rang de 494 M$ US et 40 M$ en circulation. Les fluctuations des taux d’intérêt et les remboursements prévus du capital pourraient entraîner des changements importants du montant des rentrées nettes que doivent affecter les filiales en exploitation à leur dette avant qu’elles ne puissent verser quelque somme que ce soit au Fonds. Les contrats régissant la facilité de crédit

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bancaire et les billets non garantis de premier rang prévoient tous que si Enerplus est en défaut ou fait défaut de se conformer à certains engagements, la capacité du Fonds de verser des distributions aux porteurs de parts peut être limitée. En outre, le droit du Fonds de recevoir des paiements de ses filiales en exploitation est expressément subordonné aux droits des prêteurs aux termes de la facilité de crédit bancaire et à ceux des porteurs des billets non garantis de premier rang. Voir « Dette d’Enerplus ».

Les activités d’Enerplus sont assujetties à certains risques et à certaines responsabilités inhérents au secteur du pétrole et du gaz naturel dont certains ne sont pas couverts par une assurance.

Les activités d’Enerplus, dont le forage de puits de pétrole et de gaz naturel ainsi que la production et le transport du pétrole et du gaz naturel, sont soumises à certains risques normalement associés à l’exploitation du pétrole et du gaz naturel. Parmi ces risques et dangers, citons les formations ou pressions inattendues, les éruptions, la formation de cratères et les incendies. Les activités d’Enerplus peuvent également être assujetties au risque de vandalisme ou de menaces terroristes, y compris de terrorisme écologique. Les risques qui précèdent pourraient entraîner des blessures corporelles, des décès, une réduction des volumes de production ou des dommages à l’environnement et aux terrains d’Enerplus ou à ceux d’autrui. Enerplus ne peut s’assurer totalement contre ces risques, et certains de ceux-ci sont non assurables. Bien qu’Enerplus possède une assuranceresponsabilité, une assurance pertes d’exploitation et une assurance sur les biens relativement à de tels éléments, rien ne garantit que l’assurance sera suffisante pour couvrir toutes les pertes découlant de tels événements ou que la production perdue sera de retour dans les meilleurs délais. Enerplus peut devenir responsable de dommages-intérêts découlant de ces événements contre lesquels il lui est impossible de s’assurer ou contre lesquels le choix de ne pas s’assurer est exercé en raison des primes élevées ou pour d’autres raisons. Alors qu’Enerplus a mis en place des politiques en matière de sécurité et d’environnement afin de protéger ses exploitants et ses employés et de satisfaire aux exigences réglementaires des zones où ils exercent leurs activités, les frais engagés pour compenser des dommages-intérêts ou pour acquitter des responsabilités réduiraient les fonds disponibles à des fins de distribution aux porteurs de parts du Fonds.

Les terrains Kirby acquis par Enerplus en 2007 contiennent actuellement certains puits de production et des puits fermés de gaz naturel qui peuvent atteindre les ressources de bitume à la concession Kirby ou par ailleurs faire en sorte que les zones de pétrole et de gaz naturel concernées entrent en contact avec celles-ci. Si la production de gaz naturel tirée de ces zones atteint les ressources de bitume de la concession Kirby ou entre par ailleurs en contact avec celles-ci, cela pourrait avoir une incidence défavorable sur la récupération du bitume. Enerplus n’a pas acquis ces puits ni les zones de pétrole et de gaz naturel classiques à partir desquelles est tirée la production ou qui peut être produite à partir de ces puits, ni les obligations en matière d’abandon, de remise en état et d’environnement associées à ces puits aux termes de l’acquisition de Kirby. La convention d’acquisition de Kirby prévoit que les vendeurs conservent les droits relatifs à ces puits et zones et, s’il est établi qu’il existe un contact entre les zones de production de gaz naturel et les ressources de bitume, les parties comptent conclure une convention aux termes de laquelle les vendeurs conviendraient de prendre les mesures raisonnables d’un point de vue commercial qui peuvent être nécessaires pour atténuer ce risque d’autoriser Enerplus à prendre de telles mesures et, le cas échéant, de fermer un puits qui pourrait atteindre ces ressources ou entrer en contact avec celles-ci. Toutefois, rien ne garantit que la production actuelle ou possible de gaz naturel par rapport au bitume à la concession Kirby ne constituera pas un risque pour la récupération des ressources de bitume à la concession Kirby au moyen du processus de DGMV.

La zone ressource de gaz de schiste de Marcellus comporte des risques et des incertitudes supplémentaires. Le forage et l’achèvement de puits et l’exploitation dans des zones de gaz de schiste, et en particulier la région de schiste de Marcellus, présentent certains défis qui diffèrent de l’exploitation pétrolière et gazière classique. Les puits dans la région de schiste de Marcellus doivent généralement être forés plus en profondeur que dans de nombreuses autres régions, ce qui rend les puits de schiste de Marcellus plus coûteux à forer et à achever. Il y a également une plus grande probabilité de problèmes mécaniques associés au forage et à l’achèvement des puits, comme l’effondrement du tubage et la perte de matériel dans le puits. En outre, la fracturation du schiste de Marcellus peut être plus coûteuse et compliquée que la fracturation des formations géologiques d’autres régions d’exploitation d’Enerplus et requiert de plus grands volumes d’eau que les puits de gaz classiques. La gestion de l’eau et le traitement de l’eau produite à partir des puits de schiste de Marcellus peuvent être plus coûteux que la gestion de l’eau produite à partir d’autres formations géologiques.

Pour de plus amples renseignements concernant certains litiges entourant les terrains de Marcellus d’Enerplus, voir « — Des vices de titres imprévus pourraient entraîner une perte du droit à la production, aux réserves et aux ressources » ci-après.

Des vices de titres imprévus pourraient entraîner une perte du droit à la production, aux réserves et aux ressources.

De temps à autre, Enerplus effectue des examens de titres conformément aux pratiques du secteur avant l’achat d’actifs. Toutefois, lorsqu’effectués, ces examens ne peuvent garantir qu’un vice imprévu dans la chaîne de titres ne surviendra pas et ne viciera pas le titre de propriété d’Enerplus à l’égard des actifs achetés. Si un tel vice devait survenir, le droit d’Enerplus à

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la production et aux réserves (et, le cas échéant, aux ressources) découlant des actifs achetés pourrait être compromis et, en conséquence, les distributions aux porteurs de parts pourraient être réduites. En outre, il peut occasionnellement exister des différends entre Enerplus et des partenaires du secteur en ce qui concerne la propriété de certains terrains ou de certaines ressources, notamment des différends entre les droits des titulaires des droits au charbon et ceux des titulaires des droits au méthane en ce qui touche les terrains de méthane de houille.

En particulier, un nombre considérable des terrains qu’Enerplus a acquis aux termes de l’acquisition de Marcellus sont situés dans l’État de la Pennsylvanie. La Pennsylvanie et la Virginie-Occidentale (et peut-être d’autres États) ont des lois exigeant que le preneur à bail d’une concession pétrolière et gazière franche fournisse au bailleur une redevance minimale correspondant à un huitième des hydrocarbures produits à partir des terrains visés par la concession. Toute concession pétrolière et gazière qui ne prévoit pas cette redevance minimale sera réputée invalide aux termes de ces lois. Il y a actuellement plusieurs poursuites en cours qui contestent la validité de concessions pétrolières et gazières existantes qui prévoient, dans le calcul du montant de la redevance, la déduction de frais postérieurs à la production qui se rapportent à la collecte, au traitement et à la commercialisation de la part revenant au bailleur des hydrocarbures produits à partir des terrains visés par la concession. Certains demandeurs dans ces poursuites ont laissé entendre que, comme les concessions permettent de déduire ces coûts de la redevance du bailleur, ce dernier reçoit sur une base nette moins que un huitième de la production des hydrocarbures tirés des terrains visés par la concession et que, par conséquent, ces dispositions invalident la concession. Bien que les vendeurs de Marcellus aient informé Enerplus qu’ils ont pris certaines mesures pour atténuer ce risque (et en particulier pour conclure des modifications des concessions à l’égard des propriétés mises en valeur), la plupart ou la totalité des concessions acquises par Enerplus aux termes de l’acquisition de Marcellus (et en particulier celles qui ont trait aux terrains non mis en valeur) prévoient la déduction des frais postérieurs à la production de la redevance du bailleur sur sa part de la production. La convention relative à l’achat de Marcellus et la CMVC de Marcellus prévoient qu’il n’y aura aucune indemnisation d’Enerplus par les vendeurs de Marcellus à l’égard de l’invalidité éventuelle des concessions faisant partie des terrains de Marcellus par suite de ces litiges. La Cour suprême de la Pennsylvanie a entendu une affaire en septembre 2009 concernant les dispositions relatives aux redevances minimales ( Kilmer v. Elexco Land Servs., Inc. , n[o] 63 MAP 2009 (Pa.)), mais n’a pas encore rendu de décision en date de la présente notice annuelle. Rien ne garantit que la Cour suprême de la Pennsylvanie ou les autres tribunaux saisis de ces causes statueront en faveur de la validation de ces concessions et il est possible qu’une décision défavorable puisse priver Enerplus de certains ou de la totalité des avantages financiers des concessions qu’Enerplus a acquises dans l’acquisition de Marcellus.

Par suite de l’acquisition par Enerplus des terrains de Marcellus ou si Enerplus s’étend au-delà de ses zones actuelles d’activité ou étend l’ampleur de ses activités au-delà de la production de pétrole et de gaz naturel, il est possible qu’Enerplus ait à faire face à de nouveaux défis et risques. Si Enerplus ne réussit pas à les gérer, ses résultats d’exploitation et sa situation financière pourraient en souffrir.

Avant 2009, les activités et l’expertise d’Enerplus étaient concentrées sur la production traditionnelle de pétrole et de gaz naturel et sur la mise en valeur dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, le bassin Williston et le nord-ouest et le centre des États Unis, ainsi que sur sa participation dans la mise en valeur des réserves et des ressources de sables bitumineux dans le nord de l’Alberta. L’acquisition des terrains de Marcellus dans le nord-est des États-Unis en septembre 2009 représente un nouvel intérêt pour Enerplus, à savoir le gaz de schiste à l’extérieur de ses régions géographiques traditionnelles. Bien qu’Enerplus (surtout au début) s’appuiera considérablement sur ses partenaires, et en particulier sur Chief, en ce qui concerne la mise en valeur et l’exploitation continues et certaines expansions futures dans la région de gaz de schiste de Marcellus, Enerplus a une expérience très limitée du forage et de la mise en valeur de propriétés de gaz de schiste, et en particulier de la région de gaz de schiste de Marcellus. L’expansion des activités d’Enerplus dans cette nouvelle zone ressource et ce nouvel emplacement peut présenter des défis et des risques qu’Enerplus n’a pas eu à affronter par le passé, y compris des questions opérationnelles et des questions réglementaires supplémentaires. Le défaut d’Enerplus de gérer ces défis et ces risques avec succès peut avoir une incidence négative sur ses résultats d’exploitation et sa situation financière.

À l’avenir, Enerplus pourrait acquérir des terrains et des actifs pétroliers et gaziers à l’extérieur de ces régions géographiques. De plus, les activités d’Enerplus ne se limitent pas à la production et à la mise en valeur de pétrole et de gaz naturel, et Enerplus pourrait acquérir d’autres actifs dans le secteur de l’énergie. L’expansion des activités d’Enerplus dans de nouvelles zones peut présenter de nouveaux défis et risques pour Enerplus, y compris au chapitre des questions d’ordre réglementaire. Si Enerplus ne réussit pas à faire face à ces défis et risques, ses résultats d’exploitation et sa situation financière pourraient en être touchés de manière défavorable.

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La réduction de la capacité d’Enerplus à commercialiser sa production de pétrole et de gaz naturel pourrait avoir un effet défavorable important sur ses niveaux de production ou sur le prix qu’Enerplus touche pour sa production, ce qui pourrait réduire les distributions versées à ses porteurs de parts.

L’entreprise d’Enerplus est tributaire en partie de la disponibilité, de la proximité et de la capacité des réseaux collecteurs de pétrole et de gaz naturel, des pipelines et des installations de traitement pour la commercialisation de sa production. Les règlements fédéraux et provinciaux du Canada, ainsi que les règlements fédéraux et étatiques des États-Unis, relatifs à la production, au traitement et au transport du pétrole et du gaz, les politiques fiscales et énergétiques, la conjoncture économique générale et les variations dans l’offre et la demande pourraient avoir un effet défavorable sur la capacité d’Enerplus à produire et à commercialiser le pétrole et le gaz naturel. Les nouvelles zones ressources connaissent habituellement une augmentation prononcée de la quantité de leur production dans la région, ce qui pourrait excéder la capacité existante des diverses infrastructures de collecte, de traitement et de pipelines. Par exemple, les problèmes relatifs aux pipelines et au transport subis par les producteurs de pétrole du Montana, du Dakota du Nord et du sud-est de la Saskatchewan se sont accentués en 2008 en raison des prix élevés du pétrole brut au cours des trois premiers trimestres de l’exercice et de l’augmentation correspondante des activités de forage et de mise en valeur dans ces régions. De plus, lorsque l’exploration et le forage dans la zone de gaz de schiste de Marcellus augmente, la quantité de gaz naturel et de LGN associés produits par Enerplus et d’autres personnes pourrait excéder la capacité des divers pipelines de collecte et de transport intraétatiques et interétatiques actuellement disponibles dans ces régions. Si ces contraintes persistent, la capacité d’Enerplus de transporter sa production dans ces régions pourrait en subir les conséquences et avoir une incidence défavorable sur les volumes de production ou les prix réalisés dans ces régions.

Même si les pipelines de tiers accroissent généralement leur capacité pour répondre aux besoins du marché, il peut y avoir des différences entre le moment de la croissance de la production et celui de la croissance de la capacité du pipeline; de plus, une conjoncture économique ou des conditions de financement défavorables pourraient reporter ou empêcher la réalisation de certains projets de pipelines ou réseaux collecteurs prévus pour ces secteurs. La capacité de transport pourrait être également suspendue pour des motifs opérationnels occasionnels. Par conséquent, il peut y avoir des périodes où la capacité de transport est insuffisante pour accommoder toute la production d’une région donnée, ce qui entraînerait des dépenses accrues et/ou des réductions de volume pour tous les expéditeurs. Dans ce cas, Enerplus pourrait devoir reporter la mise en valeur de ses puits ou fermer ses puits dans l’attente d’être connecté à un pipeline ou du rétablissement de la capacité et/ou vendre sa production à des prix inférieurs à ceux qu’il aurait obtenus par ailleurs ou qu’il prévoit à l’heure actuelle, ce qui aurait une incidence défavorable sur les résultats et les flux de trésorerie tirés de l’exploitation d’Enerplus.

Il se peut qu’Enerplus ne soit pas en mesure de rivaliser avec d’autres organisations du secteur du pétrole et du gaz naturel.

Le secteur du pétrole et du gaz naturel est très concurrentiel. Enerplus fait face à la concurrence pour l’obtention de capitaux, de personnel compétent et de terrains non mis en valeur, l’acquisition de réserves et/ou de ressources, l’accès aux appareils de forage, aux plates-formes de maintenance et à d’autre équipement, l’accès aux usines de traitement et à la capacité de transport par pipeline et de raffinage ainsi que pour plusieurs autres aspects de l’exploitation, à un nombre important d’autres organisations, dont beaucoup disposent de ressources techniques et financières supérieures à celles d’Enerplus. Certaines de ces organisations exercent non seulement des activités d’exploration, de mise en valeur et de production de pétrole et de gaz naturel, mais exercent également des activités de raffinage et de commercialisation du pétrole et d’autres produits partout dans le monde. En raison de ces activités complémentaires, certains des concurrents d’Enerplus disposent de ressources concurrentielles plus vastes et plus diversifiées.

En raison de l’adoption de l’impôt des EIPD, le Fonds sera effectivement imposé à un taux similaire à celui des sociétés canadiennes à compter de 2011, sous réserve des montants de ses comptes d’impôt alors disponibles (dans la mesure où Enerplus ne viole pas la disposition de la zone sûre de « croissance normale » avant cette date). Par conséquent, Enerplus prévoit actuellement se convertir en société par actions au plus tard le 1[er] janvier 2011, voir « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Changements en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 ». Lorsque l’imposition d’Enerplus sera celle d’une société par actions à compter de 2011, par suite de sa conversion en société par actions ou de l’effet de l’impôt des EIPD sur la fiducie Enerplus, Enerplus pourrait être désavantagée par l’impôt des EIPD par rapport à ses concurrents du secteur comme les sociétés de gestion de pension du secteur des ressources, les entités intermédiaires des États-Unis telles que les sociétés en commandite cadres et les sociétés à responsabilité limitée, et les sociétés des États-Unis qui sont en mesure de minimiser l’impôt canadien au moyen de dettes intersociétés et de mesures de planification fiscale transfrontalières.

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L’exploitation de puits de pétrole et de gaz naturel par Enerplus pourrait l’exposer à des coûts, à des réclamations et à des responsabilités de nature environnementale.

Le secteur du pétrole et du gaz naturel fait l’objet d’une réglementation environnementale importante aux termes des législations fédérales, provinciales et locales au Canada et de lois et règlements fédéraux et étatiques aux États-Unis. Le défaut de respecter cette législation pourrait entraîner l’imposition d’amendes ou la délivrance d’« ordonnances de nettoyage ». La législation régissant le secteur d’Enerplus pourrait être modifiée pour imposer des normes supérieures et des obligations potentiellement plus onéreuses, comme l’adoption d’une législation qui exigerait d’importantes réductions des émissions de gaz à effet de serre. Voir « Conditions dans l’industrie — Réglementation environnementale » pour obtenir un résumé de certains propositions. Même si la forme que prendra cette législation ou cette réglementation est en grande partie inconnue à l’heure actuelle, l’entrée en vigueur d’une législation en matière d’environnement ou d’exigences règlementaires plus restreignantes pourraient entraîner des coûts supplémentaires pour les producteurs de pétrole et de gaz naturel comme Enerplus, et ces coûts pourraient être importants.

Enerplus n’est pas totalement assurée contre certains risques environnementaux, soit parce que l’assurance n’est pas disponible, soit parce que les primes sont élevées. En particulier, l’assurance contre les risques de pollution environnementale se produisant au fil du temps (par opposition à des dommages soudains et catastrophiques) n’est pas disponible à des conditions économiquement raisonnables. Par conséquent, il est possible que les terrains d’Enerplus fassent l’objet d’obligations découlant de dangers qui peuvent ne pas être assurables ou contre lesquels Enerplus n’a pas d’assurance en raison des primes prohibitives ou pour d’autres raisons.

Enerplus n’a pas établi de fonds de restauration distinct aux fins de financer ses obligations futures estimatives en matière de restauration et d’environnement. Enerplus ne peut garantir aux épargnants éventuels sa capacité à respecter ses obligations futures en matière de réclamations et d’environnement. Les frais associés à la restauration ou à l’abandon d’un site engagés dans le cours normal des affaires, pendant une période précise, seront financés sur les rentrées et, par conséquent, réduiront les sommes disponibles à des fins de distribution aux porteurs de parts. Si Enerplus devait ne pas être en mesure de financer entièrement les frais nécessaires au règlement d’une réclamation environnementale, ses activités pourraient devoir être suspendues ou des mesures provisoires de conformité entreprises jusqu’à la réalisation de la mesure corrective requise.

Les modifications apportées aux lois fiscales et aux autres lois peuvent nuire aux porteurs de parts.

Les lois fiscales, comme les dispositions sur l’impôt des EIPD appelées à prendre effet le 1[er] janvier 2011 ou les autres lois fiscales qui pourraient avoir une incidence sur le traitement des fiducies de fonds commun de placement ou sur l’imposition des distributions du Fonds aux porteurs de parts ou les autres lois ou programmes incitatifs gouvernementaux concernant le secteur pétrolier et gazier peuvent être modifiés ou interprétés d’une façon défavorable pour le Fonds et ses porteurs de parts. De plus, les autorités fiscales ayant compétence sur Enerplus (en raison des structures d’exploitation ou de financement d’Enerplus) ou sur les porteurs de titres d’Enerplus pourraient modifier ou interpréter les lois ou les traités fiscaux applicables ou les pratiques administratives au détriment d’Enerplus ou des porteurs de titres d’Enerplus ou ne pas accepter la manière dont Enerplus calcule son revenu à des fins fiscales.

La réglementation gouvernementale et les approbations réglementaires requises peuvent avoir une incidence défavorable sur l’exploitation d’Enerplus et entraîner des frais d’exploitation et des dépenses en immobilisations accrus.

L’industrie pétrolière et gazière exerce ses activités conformément à des lois et à des règlements fédéraux, provinciaux, étatiques et municipaux régissant des questions telles que les redevances, le régime foncier, les prix, les taux de production, les contrôles de protection de l’environnement, la conception et l’exploitation des puits et des installations, le revenu, l’exportation du pétrole brut, du gaz naturel et d’autres produits, ainsi que d’autres questions. L’industrie est également assujettie à la réglementation des gouvernements dans des questions comme l’octroi ou l’acquisition de droits d’exploration et de production, les participations dans les sables bitumineux ou d’autres participations (y compris les conditions ayant trait à la concession et au projet Kirby), l’imposition d’obligations de forage spécifiques, les contrôles de protection de l’environnement, le contrôle sur la mise en valeur et l’abandon de champ et de sites miniers (y compris les restrictions sur la production) et, éventuellement, l’expropriation ou l’annulation de droits contractuels. Voir « Conditions dans l’industrie ». Dans la mesure où Enerplus omet de se conformer à la réglementation gouvernementale ou aux approbations réglementaires applicables, des amendes ou des procédures d’exécution (qui peuvent comporter des « échelons » pourraient lui être imposées et prévoir diverses pénalités) et ses droits d’exercer son entreprise dans le cours normal ou de demander des approbations réglementaires pour ce faire peuvent être restreints ou être complètement révoqués.

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La réglementation gouvernementale peut être modifiée de temps à autre en fonction de la conjoncture économique ou politique. Le pouvoir exercé par les autorités gouvernementales conformément aux règlements existants, la mise en œuvre de nouveaux règlements ou la modification de règlements existants touchant l’industrie du pétrole brut et du gaz naturel pourraient réduire la demande de pétrole brut et de gaz naturel, accroître les coûts d’Enerplus et avoir une incidence défavorable importante sur Enerplus. Par exemple, le gouvernement de l’Alberta a promulgué, avec prise d’effet le 1[er] janvier 2009, des révisions importantes du régime de redevances actuellement en vigueur en Alberta, ce qui a été complété depuis par diverses dispositions incitatives et portant sur les crédits de redevances. Le nouveau régime de redevances (« New Royalty Framework ») de l’Alberta est sensible aux prix des marchandises et aux niveaux de production, et toute répercussion défavorable sur Enerplus se fera particulièrement sentir pendant les périodes où les prix des marchandises sont de moyens à élevés.

De plus, divers paliers des gouvernements canadien et américain envisagent d’adopter une législation pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Voir « Conditions dans l’industrie — Réglementation environnementale » pour obtenir une description de certaines de ces initiatives. Étant donné que les activités d’Enerplus génèrent divers types de gaz à effet de serre, cette nouvelle législation ou réglementation pourrait accroître les coûts relatifs à l’exploitation et au maintien des installations d’Enerplus et pourrait le contraindre à mettre en place de nouveaux moyens de contrôle des émissions dans ses installations, à acquérir des crédits pour ses émissions de gaz à effet de serre, à payer des taxes relativement à celles-ci et à administrer et gérer un programme d’émissions de gaz à effet de serre. Enerplus n’est pas en mesure à ce moment d’estimer la hausse des coûts, mais celle-ci pourrait être importante. L’un des facteurs qui précèdent pourrait avoir des répercussions défavorables sur l’entreprise, la situation financière, les résultats d’exploitation et les perspectives d’Enerplus.

Le gouvernement des États-Unis a proposé certaines modifications fiscales qui peuvent accroître le montant des impôts des États-Unis payables sur le revenu en espèces par des entités ayant des activités pétrolières et gazières aux États-Unis, y compris Enerplus, et/ou devancer le moment où ceux-ci sont payables. Parmi d’autres modifications possibles, l’administration américaine propose : d’abroger la déduction immédiate actuelle de 100 % des coûts de forage incorporels de sorte qu’ils seraient plutôt déductibles par unité de production, d’accroître la période d’amortissement de certains frais géologiques et géophysiques, la faisant passer de deux ans à sept ans, et d’éliminer certaines déductions relatives à la fabrication au pays pour la production pétrolière et gazière. Ces modifications proposées n’ont pas encore été incluses dans un projet de loi présenté au congrès américain ou au sénat américain et, par conséquent, Enerplus n’est pas en mesure de déterminer si ou quand ces modifications fiscales proposées seront adoptées ou, si elles sont adoptées, si ces modifications prendront la forme présentée ou une forme modifiée. De plus, bien que la Pennsylvanie n’ait pas prélevé par le passé de taxe de séparation, en mettant l’accent sur son déficit budgétaire et sur l’exploitation croissante de la zone de schiste de Marcellus, le gouverneur de la Pennsylvanie a proposé récemment une taxe de 5 % de la valeur du gaz naturel à la tête du puits plus 0,047 $ par kpi[3] . Bien qu’Enerplus ait supposé la mise en œuvre de ces taxes de séparation dans son évaluation de l’acquisition de Marcellus, si elles sont adoptées (ou si elles sont adoptées sous une autre forme), ces taxes peuvent diminuer les flux de trésorerie tirés de l’exploitation d’Enerplus en Pennsylvanie.

La mise en valeur du projet de sables bitumineux Kirby est assujettie à de nombreux risques.

Enerplus a reporté pour le moment la mise en valeur du projet Kirby et continue d’évaluer ses possibilités en vue de maximiser la valeur de la concession Kirby. La mise en valeur par Enerplus du projet Kirby pourrait ne pas avoir lieu et, si elle a lieu, il se pourrait que le projet, y compris les phases ou expansions à venir, ne soit pas mené à terme comme prévu, à temps ou dans les limites du budget. La mise en valeur de la concession Kirby pourrait nécessiter un financement important, qui pourrait ne pas être disponible ou l’être uniquement à des conditions défavorables. De plus, si le projet Kirby se poursuit effectivement, il y a un risque qu’il subisse des retards dans sa mise en valeur ou son démarrage commercial, une interruption de l’exploitation ou des coûts accrus en raison de nombreux facteurs, notamment ceux qui suivent :

• viabilité économique du projet Kirby ou de certaines parties de celui-ci;

• construction ou installation tombant sous les niveaux prévus pour ce qui est des résultats ou de l’efficacité;

• panne ou défaillance du matériel ou de processus;

• rendement des réservoirs;

• erreurs de conception, de construction, des entrepreneurs ou de l’exploitant qui nuisent à l’exploitation;

• non-exécution par des designers, des entrepreneurs et des fournisseurs tiers ou défaut de tiers de construire l’infrastructure requise pour que le projet Kirby se poursuive avec succès;

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• conflits de travail ou perturbations ou baisses de productivité;

• augmentations du coût des matières ou de la main-d’œuvre;

• pénurie d’ouvriers qualifiés et de matériel et des services requis ou retard à s’adjoindre ces ouvriers ou à se procurer ce matériel ou ces services;

• retards dans l’obtention des approbations des organismes de réglementation ou conditions imposées par ceux-ci;

• changements dans la portée du projet;

• interruptions et retards dans la disponibilité des services de transport;

• resserrement des conditions par les organismes de réglementation;

• violation des exigences des permis;

• perturbation de l’approvisionnement en énergie;

• retards causés par des événements météorologiques et catastrophiques tels que des incendies, des tremblements de terre, des tempêtes ou des explosions;

• dépendance envers des technologies qui n’ont pas encore démontré leur application commerciale dans l’exploitation des sables bitumineux.

L’information contenue dans la présente notice annuelle concernant le projet Kirby (y compris les évaluations des ressources courantes) et la mise en valeur du projet dépend de l’amélioration des conditions économiques actuelles du projet, de la réception de toutes les approbations des organismes de réglementation, des besoins en capitaux du projet et d’autres projets d’Enerplus, et de certains facteurs économiques.

La récupération de bitume et de pétrole lourd par processus de DGMV est assujettie à de nombreux risques et à de nombreuses éventualités dont bon nombre ne dépendent pas d’Enerplus.

Les technologies de DGMV actuelles pour la récupération in situ de pétrole lourd et de bitume sont très énergivores, ce qui entraîne une consommation importante de gaz naturel ou d’autres combustibles pour produire la vapeur utilisée dans le processus de récupération. La quantité de vapeur requise dans le processus de production peut également varier et avoir une incidence sur les coûts. La qualité et le rendement du réservoir peuvent également toucher le moment et les niveaux de production à l’aide de cette technologie. L’utilisation commerciale de cette technologie pour le bitume est relativement nouvelle et, par conséquent, en l’absence de données antérieures d’exploitation à long terme, il est impossible de garantir la viabilité des activités de DGMV. Bien que la technologie de DGMV ait été testée dans le cadre d’autres exploitations de sables bitumineux, rien ne garantit que le recours au DGMV dans la concession Kirby donnera des résultats semblables dans d’autres situations ou produira du bitume et du pétrole lourd ou qu’il en produira aux niveaux ou aux coûts prévus ou dans les délais.

Des conditions météorologiques difficiles peuvent faire fléchir la production et, dans certains cas, faire augmenter les coûts. Les installations de récupération de bitume par DGMV de même que la mise en valeur et l’expansion de la production peuvent comporter des dépenses en immobilisations importantes. Des pannes de matériel pourraient causer des dommages aux installations ou aux puits d’Enerplus et engager sa responsabilité envers des tiers contre lesquels Enerplus peut ne pas être capable de s’assurer intégralement ou peut choisir de ne pas le faire à cause du coût élevé des primes ou pour d’autres raisons.

Si les installations de DGMV d’Enerplus ne fonctionnent pas comme prévu, les produits d’exploitation, les rentrées nettes, les bénéfices et les distributions en espèces d’Enerplus pourraient diminuer.

Le rendement des installations de DGMV d’Enerplus peut différer des attentes d’Enerplus. Les écarts avec ces attentes peuvent inclure notamment la capacité d’exercer des activités aux niveaux prévus de débit ou de production et la fiabilité ou la disponibilité des installations. En outre, les coûts d’exploitation des sables bitumineux sont des composantes importantes du coût de production du bitume. Les coûts d’exploitation des projets de sables bitumineux d’Enerplus peuvent varier considérablement au cours de la période d’exploitation. Si le rendement des installations n’est pas conforme aux attentes d’Enerplus ou aux exigences des autorisations d’organismes de réglementation, Enerplus peut être tenue d’investir des capitaux supplémentaires pour corriger les lacunes ou Enerplus peut ne pas être en mesure d’atteindre le niveau de production

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prévu. Si ces attentes ne se concrétisent pas ou si les coûts d’exploitation sont supérieurs aux prévisions, les produits d’exploitation, les rentrées nettes, les bénéfices et les distributions en espèces d’Enerplus aux porteurs de parts du Fonds pourraient diminuer.

L’adoption future par Enerplus de normes internationales d’information financière peut avoir une incidence défavorable sur les résultats financiers déclarés du Fonds.

L’obligation pour Enerplus de mettre en place des normes internationales d’information financière (« IFRS ») en remplacement des PCGR canadiens à compter du 1[er] janvier 2011 pourrait avoir une incidence importante sur les résultats financiers du Fonds qui sont déclarés dans ses états financiers et sur ses résultats d’exploitation et pourraient obliger qu’Enerplus modifie ses facilités de crédit pour prendre en compte les modifications aux principes comptables. Enerplus est en train de se convertir aux IFRS et a terminé l’étape du diagnostic consistant à établir les différences entre les PCGR canadiens et les IFRS, mais Enerplus n’est pas actuellement en mesure de quantifier l’incidence des IFRS sur ses états financiers. Pour plus de renseignements, se reporter à la rubrique « Modifications comptables futures » dans le rapport de gestion du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009.

Une baisse des prix du pétrole et du gaz accroît le risque de dévaluation des investissements d’Enerplus dans des terrains pétroliers et gaziers.

Selon les PCGR canadiens, le coût capitalisé net des terrains pétroliers et gaziers est assujetti à un critère de recouvrement des coûts ou de « valeur plafond », qui est fondé sur les prix futurs et les produits nets avant impôts futurs estimatifs tirés des réserves prouvées, qui sont calculés de façon non actualisée. Si les coûts capitalisés nets sont supérieurs aux « montants recouvrables » estimatifs, un deuxième critère s’applique. Le deuxième critère est fondé sur les prix futurs et les produits nets avant impôts futurs estimatifs tirés des réserves prouvées et probables, actualisés au taux sans risque. Le montant de l’excédent des coûts capitalisés nets par rapport à la valeur actualisée sera imputé au revenu net.

Selon les PCGR des États-Unis, le coût capitalisé net des terrains pétroliers et gaziers, net du report d’impôt, est limité à la valeur actualisée des produits d’exploitation nets futurs provenant des réserves prouvées, escomptée à 10 %, et fondée sur la moyenne non pondérée des cours de clôture pour la marchandise applicable le premier jour de la période de douze mois précédant la fin de l’exercice de l’émetteur. L’excédent du coût capitalisé net par rapport à la valeur actualisée sera imputé au revenu net. De façon générale et particulièrement si les prix des marchandises sont faibles, il est plus probable que l’utilisation de l’actualisation et de la moyenne des prix sur les 12 derniers mois entraîne une dévaluation fondée sur une valeur plafond aux termes des PCGR des États-Unis qu’aux termes des PCGR du Canada.

Une baisse des prix du pétrole et du gaz peut faire en sorte que les « montants recouvrables » estimatifs des terrains pétroliers et gaziers d’Enerplus soient inférieurs à leur valeur comptable inscrite au bilan, ce qui donnerait lieu en définitive à une imputation au bénéfice. Bien que ces dévaluations n’aient pas d’effet sur les rentrées nettes, l’imputation au bénéfice pourrait être considérée de manière défavorable dans le marché. Au 31 décembre 2009, l’application du test de dépréciation aux termes des PCGR des États-Unis a entraîné une dévaluation de 481,2 M$ (363,4 M$ après impôts) des coûts capitalisés. Il n’y a eu aucune dépréciation des coûts capitalisés aux termes des PCGR du Canada.

Dans certaines circonstances, Enerplus peut être tenue aux termes des PCGR des États-Unis ou des PCGR du Canada de dévaluer la valeur de l’écart d’acquisition enregistrée au bilan et d’imputer des charges hors trésorerie à son revenu.

Les PCGR du Canada et des États-Unis exigent que les soldes de l’écart d’acquisition enregistrés au bilan soient évalués à des fins de dévaluation au moins annuellement ou plus fréquemment si des événements ou des circonstances indiquent que le bilan pourrait faire l’objet d’une dépréciation. L’évaluation de la dépréciation est assujettie à des estimations et à des hypothèses de la direction et les facteurs qui pourraient être considérés comprennent notamment une baisse du prix des parts de fiducie, un changement dans la juste valeur des réserves de pétrole et de gaz naturel d’Enerplus et d’autres actifs et passifs, les niveaux d’activité actuels des marchés des terrains pétroliers et gaziers et les conditions économiques générales. Une dépréciation entraînerait une dévaluation de la valeur de l’écart d’acquisition et l’imputation de charges hors trésorerie au revenu net. Le solde de l’écart d’acquisition d’Enerplus a été évalué à des fins de dépréciation au 31 décembre 2009 et aucune dépréciation n’existait à ce moment.

La perte de membres-clés du personnel de direction et d’autres employés d’Enerplus pourrait avoir une incidence sur ses activités.

Les porteurs de parts dépendent entièrement de la direction d’Enerplus pour ce qui est de l’acquisition de terrains et d’actifs pétroliers et gaziers, de la mise en valeur et de l’acquisition de réserves et de ressources supplémentaires, de la gestion et de

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l’administration de toutes les questions touchant les terrains d’Enerplus et de la gestion du Fonds. La perte des services fournis par des personnes clés pourrait avoir une incidence défavorable sur le Fonds.

Des conflits d’intérêts peuvent survenir entre Enerplus et ses administrateurs et dirigeants.

Il peut survenir des situations où les administrateurs et dirigeants d’Enerplus sont administrateurs ou dirigeants de sociétés ou d’autres entités évoluant dans le secteur pétrolier et gazier dont les intérêts entrent en concurrence avec ceux d’Enerplus. Voir « Administrateurs et dirigeants — Conflits d’intérêts ». Rien ne garantit que les occasions d’affaires que ces personnes repèrent seront données à Enerplus.

RISQUES LIÉS À LA STRUCTURE D’ENERPLUS ET À LA PROPRIÉTÉ DES PARTS DE FIDUCIE

Les distributions versées sur les parts de fiducie du Fonds sont variables.

Le rendement d’un investissement dans le Fonds n’est pas comparable au rendement d’un investissement dans un titre à revenu fixe. La récupération d’un investissement initial dans le Fonds comporte des risques et le rendement anticipé de l’investissement est fonction de bon nombre de variables ayant trait au rendement. Bien que le Fonds entende verser des distributions en espèces aux porteurs de parts du Fonds, les distributions en espèces peuvent être réduites ou suspendues.

Les rentrées nettes réelles disponibles à des fins de distribution pour les porteurs de parts du Fonds dépendent du montant des rentrées nettes versé au Fonds par ses filiales en exploitation et peuvent varier considérablement d’un exercice à l’autre pour un certain nombre de raisons, dont les suivantes : (i) le rendement d’exploitation et le rendement financier des filiales en exploitation (y compris les fluctuations de la quantité de pétrole, de LGN et de la production de gaz naturel d’Enerplus et du prix de vente qu’Enerplus réalise pour cette production (après les réceptions et les règlements relatifs au contrat de couverture)); (ii) les fluctuations des coûts nécessaires à la production du pétrole, des LGN et du gaz naturel, y compris des redevances, et à l’administration et à la gestion du Fonds et de ses filiales; (iii) le montant des espèces requises ou retenues aux fins du service ou du remboursement de la dette; (iv) les montants requis pour financer les obligations en matière de dépenses en immobilisations et de fonds de roulement; (v) les taux de change et les taux d’intérêt et (vi) les facteurs de risque exposés dans la présente notice annuelle. Le montant des distributions en espèces est déterminé au gré du conseil d’administration d’EnerMark, qui évalue régulièrement le versement des distributions du Fonds par rapport aux rentrées nettes, aux niveaux des dettes, aux projets de dépenses en immobilisations et aux montants à retenir prévus pour financer les acquisitions et les dépenses. De plus, le niveau des distributions par part de fiducie sera touché par le nombre de parts de fiducie et d’autres titres en circulation qui peuvent avoir le droit de recevoir des distributions en espèces comme les parts de société en commandite échangeables d’EELP. Les distributions peuvent être augmentées, réduites ou suspendues complètement selon les activités d’Enerplus et le rendement de ses actifs. La valeur marchande des parts de fiducie pourrait se dégrader si le Fonds n’est pas en mesure de répondre aux attentes en matière de distributions à l’avenir et cette dégradation peut être importante.

L’application de l’impôt des EIPD en 2011 pourrait avoir une incidence défavorable sur le Fonds et ses porteurs de parts.

Le 22 juin 2007, les dispositions législatives pour mettre en application l’impôt des EIPD ont reçu la sanction royale et sont entrées en vigueur. Voir « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Modifications en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 ». Si Enerplus poursuit ses activités sous forme de fiducie de revenu après le 1[er] janvier 2011 et ne se convertit pas en société par actions au plus tard à cette date comme il est prévu de le faire à l’heure actuelle, Enerplus s’attend à ce que la mise en application de l’impôt des EIPD ait des conséquences fiscales défavorables pour Enerplus et certains porteurs de parts (et en particulier les résidents du Canada qui ne sont pas assujettis à l’impôt ou qui bénéficient d’un report d’impôt et les non-résidents du Canada assujettis à l’impôt) et à ce que ceci ait une incidence sur le niveau des distributions en espèces versées par le Fonds à ses porteurs de parts, notamment :

• le Fonds pourrait être tenu de payer des impôts, ou un montant supérieur d’impôts, à l’avenir ou plus tôt que prévu aux termes des lois de l’impôt existantes, ce qui pourrait nuire à la capacité du Fonds de verser des distributions en espèces mensuelles ou le montant des distributions en espèces disponibles pour ses porteurs de parts (voir « Entreprise d’Enerplus — Horizon fiscal » pour obtenir une description de la situation fiscale d’Enerplus et de certaines hypothèses qui s’y rapportent);

• la valeur actualisée nette estimative des produits d’exploitation nets futurs, après impôt, tirés des réserves de pétrole, de LGN, de gaz naturel et de bitume d’Enerplus pourrait baisser en conséquence de l’application d’impôts auxquels Enerplus n’a pas été soumise par le passé;

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• le cours et la liquidité des parts de fiducie sont susceptibles d’être touchés de façon défavorable.

La direction d’Enerplus estime que l’impôt des EIPD a réduit et pourrait réduire davantage la valeur des parts de fiducie, ce qui pourrait faire augmenter le coût de l’obtention de capitaux pour le Fonds au sein des marchés des capitaux publics. De plus, la direction d’Enerplus estime que l’impôt des EIPD a) a éliminé en grande partie, sinon entièrement, l’avantage concurrentiel dont bénéficiaient le Fonds et d’autres fiducies canadiennes du secteur de l’énergie par rapport aux sociétés pairs pour la levée de capitaux de manière fiscalement avantageuse et b) peut créer un désavantage concurrentiel pour le Fonds et d’autres fiducies canadiennes du secteur de l’énergie par rapport à certains concurrents de l’industrie, y compris les entités de retraite non imposables ainsi que les sociétés en commandite cadres et sociétés à responsabilité limitée américaines, qui continueront à n’être assujetties à aucune imposition au niveau de l’entité. L’impôt des EIPD peut également rendre les parts de fiducie moins attrayantes à titre de contrepartie dans le cadre d’acquisitions futures. Par conséquent, il pourrait devenir plus difficile pour Enerplus d’être concurrentiel relativement à des occasions d’acquisitions. Il est impossible de garantir qu’Enerplus sera capable de créer des comptes d’impôt suffisants et/ou de réorganiser sa structure juridique et fiscale afin de limiter, en tout ou en partie, l’incidence attendue de l’impôt des EIPD.

De plus, tel qu’il est décrit à la rubrique « Développement général de Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Modifications en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 », toute « expansion injustifiée » hors de certains paramètres de « croissance normale » pourrait entraîner la fin de la période de transition et la perte pour le Fonds des avantages de cette période de transition. Par conséquent, les conséquences fiscales défavorables découlant de l’impôt des EIPD pourraient se faire sentir avant le 1[er] janvier 2011.

Bien qu’il soit peu probable que ces lignes directrices nuisent à la capacité d’Enerplus de lever des capitaux requis pour maintenir et faire croître les activités existantes d’Enerplus dans le cours normal au cours de la période de transition, elles devraient avoir une incidence défavorable sur la capacité d’Enerplus de procéder à certaines acquisitions importantes. Même si le gouvernement fédéral canadien a accéléré la reconnaissance des limites relatives à la croissance dans la zone sûre, les lignes directrices, qui sont intégrées par renvoi dans la loi, peuvent être modifiées de temps à autre et peuvent être modifiées sans la nécessité d’une loi du Parlement canadien. Par conséquent, rien ne garantit que les dispositions à l’égard de la zone sûre demeureront en vigueur dans leur forme actuelle ou que le Fonds ne sera pas assujetti à l’impôt des EIPD avant 2011.

Comme il est décrit à la rubrique « Développement général du Fonds Enerplus Resources — Développement au cours des trois derniers exercices — Changements en matière d’imposition des fiducies de revenu et stratégie d’Enerplus après 2010 », Enerplus prévoit actuellement abandonner sa structure de fiducie de revenu et se convertir en société qui verse des dividendes vers le 1[er] janvier 2011. Une telle conversion doit être approuvée par le conseil d’administration d’EnerMark ainsi que par au moins 66[2] /3 % des porteurs de parts du Fonds qui exercent leur droits de vote à une assemblée extraordinaire visant à considérer la conversion, qui devrait avoir lieu en décembre 2010 selon Enerplus. Même s’il est prévu que l’impôt des EIPD supprime les avantages de demeurer une fiducie, il se pourrait que les porteurs de parts du Fonds n’approuvent pas la conversion en société par actions ou que d’autres conditions nécessaires à la conversion ne soient pas remplies, auquel cas Enerplus demeurerait une fiducie de revenu exposée aux risques décrits ci-dessus.

La conversion en société par actions pourrait avoir des répercussions défavorables sur les porteurs de parts ou les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP.

Enerplus ne prévoit pas à l’heure actuelle que la conversion en société par actions donnera lieu à un événement imposable pour les porteurs de parts du Fonds ou les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu des lois fédérales en matière d’impôt sur le revenu canadiennes ou américaines. Toutefois, comme la forme, la structure et les étapes définitives de l’opération de conversion n’ont pas encore été finalisées, Enerplus ne peut garantir que la conversion n’entraînera pas d’événement imposable pour ses porteurs de titres. De plus, Enerplus n’a pas passé en revue les incidences fiscales de la conversion en société par actions dans d’autres territoires que le Canada et les États-Unis, et il n’existe aucune assurance quant aux incidences fiscales de la conversion pour un porteur de parts de fiducie aux termes des lois fiscales d’un autre territoire que le Canada et les États-Unis; un tel porteur de parts devrait consulter ses conseillers en fiscalité. De plus, à la suite de la conversion en société, le traitement des dividendes qui peuvent être versés par la société issue de la conversion pourrait être différent pour les porteurs de titres d’Enerplus selon la nature du porteur, son territoire de résidence ou d’imposition et selon que l’investissement dans Enerplus est détenu dans un compte imposable ou à imposition reportée.

La perte, par le Fonds, de son statut de fiducie de fonds commun de placement aux termes des lois fiscales du Canada pendant qu’Enerplus demeure une fiducie de revenu pourrait avoir des incidences fiscales défavorables importantes.

Enerplus s’attend à l’heure actuelle à ce que le Fonds continue d’être admissible à titre de fiducie de fonds commun de placement aux fins de la Loi sur l’impôt jusqu’à ce que le Fonds se convertisse en société par actions. Toutefois, le Fonds

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pourrait ne pas toujours être en mesure de satisfaire aux exigences futures afin de maintenir son statut de fiducie de fonds commun de placement. En règle générale, la Loi de l’impôt prévoit de manière générale qu’une fiducie perdra de façon permanente son statut de fiducie de fonds commun de placement (qui est essentiel à la structure de fiducie de revenu) si elle est à tout moment maintenue principalement au profit de non-résidents du Canada (ce qui est généralement interprété comme signifiant que la majorité des porteurs de parts ne doivent pas être des non-résidents du Canada), à moins qu’à ce moment la totalité ou la quasi-totalité des biens de la Fiducie consistait en biens autres que des biens canadiens imposables (l’ exception relative aux BCI ). Selon l’information la plus récente obtenue par Enerplus par le biais de son agent des transferts et de ses intermédiaires financiers, en février 2010, un pourcentage estimatif de 65 % des parts de fiducie du Fonds émises et en circulation étaient détenues par des non-résidents du Canada (au sens de la Loi de l’impôt). Le Fonds a déterminé qu’il satisfait actuellement aux exigences de l’exception relative aux BCI et, par conséquent, l’acte de fiducie du Fonds ne prévoit pas de limite déterminée sur le pourcentage de parts de fiducie qui peuvent appartenir à des non-résidents.

Toutefois, rien ne garantit que le Fonds pourra continuer de se prévaloir de l’exception relative aux BCI jusqu’à ce qu’il se convertisse en société par actions ou que le gouvernement fédéral du Canada ne présentera pas de nouvelles modifications ou propositions de modification aux règlements fiscaux qui visent la propriété par les non-résidents, ce qui, étant donné le niveau de propriété du Fonds par des non-résidents, pourrait entraîner la perte du statut du Fonds en tant que fiducie de fonds commun de placement ou pourrait nuire autrement à Enerplus et à la valeur marchande des parts de fiducie. Enerplus compte continuer de prendre les mesures nécessaires afin d’assurer que le Fonds demeure admissible à titre de fiducie de fonds commun de placement aux fins de la Loi de l’impôt, en sa version actuelle, avant d’être converti en société par actions. Toutefois, il se peut qu’Enerplus soit dans l’impossibilité de prendre les mesures nécessaires pour assurer que le Fonds conserve son statut de fiducie de fonds commun de placement. Même si le Fonds parvient à prendre de telles mesures, ces mesures pourraient avoir un effet défavorable pour certains porteurs de parts de fiducie, particulièrement les non-résidents du Canada (au sens de la Loi de l’impôt). Pour de plus amples renseignements sur ces questions, y compris la possibilité pour Enerplus d’adopter des contraintes à l’égard de la propriété par des non-résidents, au besoin, afin de s’assurer que le Fonds conserve son statut de fiducie de fonds commun de placement et les conséquences de la perte éventuelle de ce statut, voir « Renseignements sur le Fonds Enerplus Resources — Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie — Dispositions relatives à la propriété par des non-résidents ».

Si le Fonds devait perdre son statut de fiducie de fonds commun de placement ou si l’autorité fiscale compétente devait contester avec succès ce statut avant qu’Enerplus ne se convertisse en société par actions, il pourrait s’ensuivre certaines incidences défavorables pour le Fonds et ses porteurs de parts. Parmi les incidences importantes de la perte du statut de fiducie de fonds commun de placement, citons les suivantes :

• le Fonds serait assujetti à l’impôt sur certains types de revenu distribué aux porteurs de parts, y compris le revenu provenant des redevances que le Fonds détient. Le paiement de cet impôt pourrait avoir des incidences défavorables pour certains porteurs de parts, en particulier pour les porteurs de parts qui ne sont pas résidents du Canada et pour les résidents du Canada qui sont par ailleurs exonérés de l’impôt sur le revenu du Canada;

• le Fonds cesserait d’être admissible au mécanisme de remboursement au titre des gains en capital aux termes des lois fiscales du Canada;

• les parts de fiducie détenues par des porteurs de parts qui ne sont pas des résidents du Canada deviendraient des biens canadiens imposables. Ces porteurs non-résidents seraient assujettis à l’impôt canadien sur le revenu sur les gains réalisés à la disposition des parts de fiducie qu’ils détiennent;

• si le Fonds n’était plus inscrit à la cote d’une bourse qui est une « bourse de valeurs désignée » aux fins de la Loi de l’impôt (ce qui comprend actuellement la TSX et la NYSE), les parts de fiducie ne constitueraient pas des placements admissibles pour les régimes enregistrés d’épargne-retraite (les REER), les fonds enregistrés de revenu de retraite (les FERR), les régimes enregistrés d’épargne-études (les REEE), les régimes enregistrés d’épargne-invalidité (les REEI), les comptes d’épargne libre d’impôt (les CELI) ou les régimes de participation différée aux bénéfices (les RPDB). Si, à la fin d’un mois donné, un de ces régimes exonérés (autre qu’un REEI ou un CELI) détient des parts de fiducie qui ne sont pas des placements admissibles, il doit payer un impôt correspondant à 1 % de la juste valeur marchande des parts de fiducie au moment où il les a acquises. Les REER, les FERR, les REEI ou les CELI qui détiennent des parts de fiducie qui ne constituent pas des placements admissibles sont assujettis à l’impôt sur le revenu attribuable aux parts de fiducie. Les REEE qui détiennent des parts de fiducie qui ne constituent pas des placements admissibles peuvent voir leur enregistrement révoqué par l’Agence du revenu du Canada. Les REEI ou les CELI qui détiennent des parts de fiducie qui ne constituent pas des placements admissibles doivent payer un impôt correspondant à 50 % de la valeur des parts de fiducie au moment où celles-ci ont cessé d’être des placements admissibles;

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• le Fonds ne serait plus exonéré de l’application des dispositions de la Loi de l’impôt relatives à l’impôt minimum de remplacement.

Les droits des porteurs de parts d’Enerplus diffèrent de ceux associés à d’autres genres d’investissements.

Les investisseurs ne sauraient assimiler les parts de fiducie à des actions d’une société de l’industrie pétrolière et gazière. Les parts de fiducie représentent une fraction égale de participation véritable dans le Fonds. Bien que l’acte de fiducie accorde en général à un porteur de parts du Fonds la quasi-totalité des protections, droits et recours importants qu’un actionnaire aurait en vertu de la Business Corporations Act (Alberta), le fait d’être propriétaire de parts de fiducie ne permet pas aux porteurs de parts de bénéficier des droits prévus par la loi normalement rattachés à la propriété d’actions d’une société, notamment du droit d’entamer des recours légaux en cas d’« abus » ou des actions « obliques » ou du droit à la dissidence et de recevoir la « juste valeur marchande » de ses titres à l’égard de certaines opérations importantes touchant le Fonds. De plus, le Fonds et/ou ses porteurs de parts peuvent ne pas être en mesure de profiter ou de se prévaloir des lois sur l’insolvabilité ou la restructuration dans la même mesure que si le Fonds était une société étant donné que le Fonds n’est pas une entité reconnue par la loi au sens des lois telles que la Loi sur la faillite et l’insolvabilité (Canada) et la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies (Canada). Ainsi, s’il était nécessaire de restructurer le Fonds, il se pourrait que le Fonds ne puisse pas avoir accès aux recours disponibles aux termes de ces lois et que, dans le cas d’une restructuration, la situation des porteurs de parts du Fonds pourrait être différente de celle des porteurs de parts d’une société. La non-disponibilité de ces droits prévus par la loi peut également limiter la capacité des porteurs de parts du Fonds d’intenter des recours judiciaires contre d’autres parties pour le compte d’Enerplus.

Les parts de fiducie ne sont pas des « dépôts » au sens de la Loi sur la société d’assurance-dépôts du Canada et ne sont pas assurées aux termes des dispositions de cette Loi ou de toute autre législation. En outre, le Fonds n’est pas une société de fiducie et n’est donc pas inscrit en vertu d’une loi sur les sociétés de fiducie et de prêt puisqu’il n’exerce pas et n’a pas l’intention d’exercer les activités d’une société de fiducie. De plus, bien que le Fonds soit une « fiducie de fonds commun de placement » au sens défini dans la Loi de l’impôt, le Fonds n’est pas un « fonds commun de placement » au sens défini par les lois sur les valeurs mobilières applicables.

Les parts de fiducie diffèrent également des titres de créance traditionnels dans le sens où aucun capital n’est directement dû aux porteurs de parts. Les parts de fiducie n’auront aucune valeur lorsque les réserves ou les ressources des terrains d’Enerplus ne pourront plus faire l’objet d’une production ou d’une commercialisation rentable. Les porteurs de parts ne pourront obtenir un rendement sur le capital qu’ils ont investi qu’au cours de la période où les réserves ou les ressources peuvent être extraites et vendues de façon rentable. Par conséquent, il est possible que les distributions que les porteurs de parts recevront tout au long de la vie d’un placement ne correspondent pas au placement en capital initial ou ne le dépassent pas.

Des changements des facteurs fondés sur le marché peuvent avoir un effet défavorable sur le cours des parts de fiducie.

Le cours des parts de fiducie est principalement fonction des distributions prévues aux porteurs de parts et de la valeur des terrains dont Enerplus est propriétaire. Le cours des parts de fiducie est par conséquent sensible à divers facteurs fondés sur le marché, notamment les taux d’intérêt et la comparabilité des parts de fiducie du Fonds à d’autres titres axés sur le rendement. Des changements dans ces facteurs peuvent avoir un effet défavorable sur le cours des parts de fiducie.

Le fait d’émettre des parts de fiducie supplémentaires plutôt que de verser des distributions en espèces pourrait avoir une incidence défavorable sur la valeur des parts de fiducie et entraîner le paiement d’impôts.

L’acte de fiducie prévoit qu’un montant égal au revenu imposable du Fonds sera payable chaque année aux porteurs de parts du Fonds afin de ramener le revenu imposable du Fonds à zéro. Lorsque, au cours d’une année donnée, le Fonds ne dispose pas des espèces suffisantes pour distribuer un tel montant, l’acte de fiducie prévoit que des parts de fiducie supplémentaires peuvent être distribuées aux porteurs de parts au lieu des paiements en espèces. Dans un tel cas, les porteurs de parts seront généralement tenus d’inclure un montant égal à la juste valeur marchande de ces parts de fiducie dans leur revenu imposable même s’ils ne reçoivent pas directement un paiement en espèces.

Les droits de rachat des porteurs de parts sont limités.

Les porteurs de parts ont un droit limité d’exiger que le Fonds rachète les parts de fiducie, appelé droit de rachat. Voir « Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie — Droit de rachat ». Il est prévu que le droit de rachat ne constituera pas le principal moyen à la disposition des porteurs de parts pour liquider leur placement. La capacité du Fonds à verser des espèces dans le cadre d’un rachat est assujettie à certaines restrictions. Les titres qui peuvent être distribués en nature aux porteurs de parts dans le cadre d’un rachat peuvent ne pas être inscrits à la cote d’une bourse et il est possible qu’aucun

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marché ne se crée pour ces titres. De plus, la loi peut imposer des restrictions en matière de revente aux récipiendaires des titres aux termes du droit de rachat.

La responsabilité limitée des porteurs de parts du Fonds est incertaine.

Bien que l’Alberta (la province régissant le Fonds) ait adopté des lois visant à limiter la responsabilité des porteurs de parts, il existe, en raison des incertitudes du droit quant aux fiducies de placement, un risque qu’un porteur de parts puisse être tenu personnellement responsable d’obligations du Fonds à l’égard de contrats ou d’engagements que le Fonds a conclus ou pris et à l’égard de certaines obligations autres que contractuelles, y compris des réclamations en responsabilité civile, des réclamations en matière d’impôt et possiblement certaines autres responsabilités prévues par la loi. Enerplus s’est structurée et tente d’exercer ses activités d’une manière qui atténue le risque de responsabilité du Fonds et, si possible, limite sa responsabilité aux biens du Fonds. Cependant, ces mesures de protection peuvent ne pas complètement éviter que la responsabilité des porteurs de parts soit engagée. Toutefois, malgré les tentatives d’Enerplus en vue de limiter la responsabilité des porteurs de parts, ceux-ci peuvent ne pas être protégés à l’encontre des obligations du Fonds dans la même mesure qu’un actionnaire est protégé des obligations d’une société par actions. En outre, bien que le Fonds ait convenu d’indemniser chaque porteur de parts des frais, dommages-intérêts, responsabilités, dépenses, charges et pertes que ce dernier subit du fait qu’il n’avait pas une responsabilité limitée, Enerplus ne peut garantir aux investisseurs éventuels que des actifs seraient disponibles dans ces circonstances pour les compenser de cette responsabilité. Toutefois, la responsabilité personnelle des porteurs de parts d’une fiducie au Canada est minime lorsque les bénéficiaires ne contrôlent pas les activités quotidiennes de la fiducie et qu’il n’existe aucun contact direct entre les bénéficiaires de la fiducie et les parties qui contractent avec la fiducie; ces conditions sont remplies dans le cas du Fonds et de ses porteurs de parts. Des lois qui proposent de limiter la responsabilité des porteurs de parts ont été mises en vigueur en Alberta (qui est le territoire régissant Enerplus), mais rien ne garantit qu’elles élimineront tous les risques que la responsabilité des porteurs de parts soit engagée. En outre, les lois en Alberta n’ont aucune incidence sur la responsabilité des porteurs de parts relativement à des actes, manquements, obligations ou responsabilités qui ont pris naissance avant le 1[er] juillet 2004.

RISQUES PARTICULIERS AUX PORTEURS DE PARTS DES ÉTATS-UNIS ET AUX AUTRES PORTEURS DE PARTS NON-RÉSIDENTS

En plus des facteurs de risque exposés ci-dessus, les facteurs de risque suivants sont particuliers aux porteurs de parts qui ne sont pas des résidents du Canada.

Les porteurs de parts des États-Unis peuvent être assujettis à des règles visant les sociétés étrangères de placement passif.

Les porteurs de parts des États-Unis (pour l’application de la présente rubrique, les résidents aux fins de l’impôt sur le revenu fédéral américain au sens défini à l’article 7701 de l’ Internal Revenue Code des États-Unis, en sa version modifiée (le Code )) devraient savoir que l’ Internal Revenue Service des États-Unis peut décider que le Fonds est une « société de placement étrangère passive » (une SPEP ) au sens de l’article 1297(a) du Code pour l’année d’imposition 2008 et les années d’imposition subséquentes. Le Fonds sera une SPEP si au moins 75 % de son revenu est composé de dividendes, d’intérêts et d’autres éléments passifs ou si au moins 50 % de la valeur moyenne de ses actifs (sur une base de valeur brute) est composé d’actifs qui produiraient un revenu passif. À ce jour, Enerplus a été informée que le Fonds ne devrait pas être considéré comme une SPEP pour les années 2002 à 2009, et Enerplus ne prévoit pas être considérée comme une SPEP pour l’année 2010.

Si le Fonds est ou devient une SPEP, des incidences fiscales fédérales américaines défavorables pourraient s’appliquer. Tout gain comptabilisé sur la vente de parts de fiducie et toute distribution excédentaire (au sens que donne à l’expression excess distributions l’article 1291(b) du Code) versée sur les parts de fiducie doivent être attribués proportionnellement à chaque jour de la période de détention par le porteur de parts des États-Unis pour les parts de fiducie. Le montant d’un tel gain ou d’une telle distribution excédentaire attribué à des années antérieures à cette période de détention par le porteur de parts des États-Unis pour les parts de fiducie sera généralement assujetti à un impôt sur le revenu fédéral américain au taux le plus élevé applicable au revenu ordinaire à chacune de ces années antérieures, et le porteur de parts des États-Unis sera tenu de verser des intérêts sur l’impôt à payer en découlant pour chacune de ces années antérieures, calculés comme si cet impôt à payer avait été exigible pendant chacune de ces années antérieures.

Subsidiairement, le porteur de parts des États-Unis qui exerce un choix relatif à un « fonds électif admissible » sera généralement assujetti à l’impôt sur le revenu fédéral américain sur sa quote-part du « gain en capital net » et des « bénéfices ordinaires » du Fonds (calculés aux termes des règles de l’impôt sur le revenu fédéral américain), indépendamment de la question de savoir si ces montants sont réellement distribués par le Fonds. Les porteurs de parts des États-Unis doivent savoir que rien ne garantit que le Fonds respectera les exigences relatives à la tenue de registres ou qu’il leur fournira les

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renseignements requis aux termes des règles relatives au « fonds électif admissible », si le Fonds est une SPEP et qu’un porteur de parts des États-Unis désire exercer un choix relatif à un « fonds électif admissible ». Comme seconde option, un porteur de parts des États-Unis peut exercer un choix d’évaluation à la valeur du marché si le Fonds est une SPEP et que les parts de fiducie sont des titres négociables qui sont négociés régulièrement sur une bourse ou un autre marché que le secrétaire du Trésor des États-Unis juge approprié. Un choix rétroactif n’est permis que conformément aux règlements intitulés United States Treasury Regulations et, dans certains cas, exigera la permission du Commissioner de l’ Internal Revenue Service des États-Unis. De plus, les porteurs de parts des États-Unis ne pourront opérer un choix d’évaluation à la valeur du marché à l’égard des filiales en exploitation du Fonds s’il est décidé qu’elles sont des SPEP. Le porteur de parts des États-Unis qui exerce un choix d’évaluation à la valeur du marché inclura généralement dans son revenu brut, pour chaque année d’imposition au cours de laquelle le Fonds est une SPEP, un montant correspondant à l’excédent, le cas échéant, a) de la juste valeur des parts de fiducie à la fin de cette année d’imposition sur b) le prix de base de ces parts de fiducie pour ce porteur de parts des États-Unis. Les porteurs de parts des États-Unis sont priés de consulter leurs propres conseillers fiscaux concernant les incidences de l’impôt fédéral sur le revenu des États-Unis en ce qui a trait à la qualification possible du Fonds à titre de SPEP et aux incidences d’une telle qualification.

Les porteurs de parts des États-Unis et les autres porteurs de parts non résidents peuvent être assujettis à une imposition supplémentaire.

La Loi de l’impôt et les conventions fiscales intervenues entre le Canada et d’autres pays peuvent imposer des retenues supplémentaires ou le prélèvement d’autres impôts sur les distributions en espèces ou les autres actifs que le Fonds verse à ses porteurs de parts qui ne sont pas résidents du Canada, et ces impôts peuvent varier à l’occasion. Depuis le 1[er] janvier 2005, on applique une retenue d’impôt canadien de 15 % sur la portion remboursement de capital des distributions versées aux porteurs de parts non résidents. Voir « Distributions aux porteurs de parts — Questions de déclarations fiscales américaines ».

En outre, le taux réduit d’imposition de 15 % pour le « dividende admissible » appliqué aux distributions du Fonds aux termes de la législation fiscale américaine actuelle devrait expirer à la fin de 2010 et rien ne garantit que le taux d’impôt réduit sera renouvelé en sa forme actuelle par le gouvernement des États-Unis à ce moment.

De plus, les modifications à la Loi de l’impôt à l’égard de l’impôt des EIPD, notamment la recatégorisation des distributions de la fiducie en dividendes de société, pourraient avoir des effets imprévisibles sur l’imposition des distributions en espèces ou d’autres biens payés par le Fonds aux porteurs de parts qui ne sont pas résidents du Canada. Ces conséquences peuvent varier en fonction des lois du territoire étranger concerné et des dispositions d’une convention fiscale applicable intervenue entre le Canada et le pays où réside le porteur de parts. Voir « Facteurs de risque — Risques liés à la structure d’Enerplus et à la propriété des parts de fiducie ».

Les porteurs de parts non résidents sont assujettis au risque de change sur les distributions qu’ils peuvent recevoir du Fonds.

Les distributions du Fonds sont déclarées en dollars canadiens et sont converties en devises étrangères en fonction du cours au comptant au moment du versement. En conséquence, les investisseurs sont assujettis au risque inhérent au taux de change. Dans la mesure où le dollar canadien s’affaiblit face à leur devise, le montant de la distribution sera réduit lorsque converti dans la devise d’origine.

La capacité du porteur de parts des États-Unis et des autres porteurs de parts non résidents de se prévaloir de recours civils peut être limitée.

Le Fonds est une fiducie constituée sous le régime des lois de l’Alberta (Canada) et la principale place d’affaires d’Enerplus est située au Canada. La majorité des administrateurs et des dirigeants d’Enerplus sont résidents du Canada et la majorité des experts qui rendent des services à Enerplus (comme ses vérificateurs et certains de ses ingénieurs de réserves et de ressources indépendants) sont résidents du Canada et la totalité ou une partie importante de leurs actifs et ceux d’Enerplus sont situés au Canada. Par conséquent, il peut être difficile pour des investisseurs des États-Unis ou de tout autre ressort que le Canada (un « ressort étranger ») de faire signifier un acte de procédure à ces administrateurs, dirigeants et experts qui ne sont pas résidents du ressort étranger ou de faire exécuter contre eux des jugements rendus par des tribunaux des ressorts étrangers applicables et fondés sur la responsabilité civile en vertu des lois de ce ressort étranger sur les valeurs mobilières, y compris des lois fédérales des États-Unis sur les valeurs mobilières ou des lois sur les valeurs mobilières d’un État des États-Unis. En particulier, la force exécutoire au Canada à l’encontre d’Enerplus ou de l’un de ses administrateurs ou dirigeants ou de l’un des experts qui ne sont pas résidents des États-Unis, d’actions originales ou d’actions en exécution de jugement des tribunaux des États-Unis relativement à la responsabilité fondée uniquement sur les lois fédérales des États-Unis sur les valeurs mobilières ou les lois sur les valeurs mobilières d’un État des États-Unis est incertaine.

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Marché pour la négociation des titres

Les parts de fiducie sont cotées et négociées à la TSX et à la NYSE sous les symboles « ERF.UN » et « ERF », respectivement.

Le tableau ci-après donne certains renseignements relatifs à la négociation des parts de fiducie à la TSX et les données composites pour la négociation aux États-Unis en 2009.

Mois	TSX	Données composites pour la négociation aux États-Unis
	Haut Bas Volume	Haut Bas Volume
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre	28,00 $ 23,85 $ 9 081 899 26,30 18,50 7 617 151 22,36 16,75 10 683 115 24,16 20,42 7 616 181 27,70 22,57 8 679 389 27,39 22,88 8 194 777 24,80 21,28 6 756 386 24,48 21,60 9 526 687 24,82 22,21 10 340 262 25,80 23,06 7 992 923 24,85 23,28 5 699 816 24,35 23,19 6 408 354	23,66 $ US 19,60 $ US 22 972 370 21,56 14,85 17 849 532 18,23 12,85 19 283 952 19,99 16,06 15 432 922 24,12 19,00 19 935 919 25,13 19,85 13 382 143 21,96 18,23 12 485 169 22,90 19,52 12 251 042 23,18 20,28 14 084 719 24,48 21,00 18 639 335 23,48 21,48 12 174 971 23,42 21,93 12 912 555

Administrateurs et dirigeants

ADMINISTRATEURS D’ENERMARK

Les administrateurs d’EnerMark sont élus par les porteurs de parts du Fonds à chaque assemblée annuelle des porteurs de parts. Le mandat de tous les administrateurs se termine à l’assemblée annuelle suivante ou à l’élection ou à la nomination de leur remplaçant. Le tableau suivant indique, pour chaque administrateur, son nom, sa municipalité de résidence, l’année depuis laquelle il siège au conseil d’administration d’EnerMark et le poste principal qu’il a occupé au cours des cinq dernières années.

Nom et résidence	Administrateur depuis	Poste principal au cours des cinq dernières années
Edwin V. Dodge(4)(6)	mai 2004	Administrateur de sociétés.
Vancouver (Colombie-Britannique)
Canada
Robert B. Hodgins(2)(3)	novembre 2007	Homme d’affaires indépendant.
Calgary (Alberta) Canada
Gordon J. Kerr	mai 2001	Président du conseil et chef de la direction d’Enerplus.
Calgary (Alberta) Canada
Douglas R. Martin(1)(7)	septembre 2000	Président, Charles Avenue Capital Corp. (société fermée de services
Calgary (Alberta) Canada		bancaires d’investissement).
David P. O’Brien(3)(8)	mars 2008	Administrateur de sociétés, notamment président du conseil d’EnCana
Calgary (Alberta) Canada		Corporation (une société pétrolière et gazière inscrite à la TSX et à la
		NYSE) et président du conseil de la Banque Royale du Canada (banque à
		charte canadienne inscrite à la TSX et à la NYSE).
Glen D. Roane(2)(4)	juin 2004	Administrateur de sociétés
Canmore (Alberta) Canada
W.C. (Mike) Seth(3)(5)	août 2005	Président de Seth Consultants Ltd. (société d’experts-conseils fermée)
Calgary (Alberta) Canada		depuis juin 2006. De juillet 2005 à juin 2006, M. Seth était président du
		conseil de McDaniel & Associates Consultants Ltd. (McDaniel) (cabinet
		d’experts-conseils en génie pétrolier). Auparavant, président et directeur
		général de McDaniel.

79

Nom et résidence	Administrateur depuis	Poste principal au cours des cinq dernières années
Donald T. West(5)(6)	avril 2003	Homme d’affaires.
Calgary (Alberta) Canada
Harry B. Wheeler(2)(5)	janvier 2001	Président de Colchester Investments Ltd. (société fermée de placements).
Calgary (Alberta) Canada
Clayton H. Woitas(5)(6)	mars 2008	Président de Range Royalty Management Ltd. (société fermée du secteur
Calgary (Alberta) Canada		de l’énergie) depuis juin 2006. Auparavant, président du conseil et chef
		de la direction de Profico Energy Management Ltd. (société pétrolière et
		gazière fermée).
Robert L. Zorich(3)(4)(9)	janvier 2001	Directeur général, EnCap Investments L.P. (entreprise privée qui fournit
Houston (Texas) États-Unis		du financement privé par capitaux propres aux sociétés du secteur
		pétrolier et gazier).

Notes :

• (1) Président du conseil d’administration et membre d’office de tous les comités du conseil d’administration.

• (2) Le comité de vérification et de gestion du risque est composé de Robert B. Hodgins, président, de Glen D. Roane et de Harry B. Wheeler.

• (3) Le comité de gouvernance et des candidatures est composé de Robert L. Zorich, président, de Robert B. Hodgins, de David P. O’Brien et de W.C. (Mike) Seth.

• (4) Le comité de la rémunération et des ressources humaines est composé de Glen D. Roane, président, d’Edwin V. Dodge et de Robert L. Zorich.

• (5) Le comité des réserves est composé de W.C. (Mike) Seth, président, de Harry B. Wheeler, de Donald T. West et de Clayton H. Woitas.

• (6) Le comité de la santé, de la sécurité, de la réglementation et de l’environnement est composé d’Edwin V. Dodge, président, de Donald T. West et de Clayton H. Woitas.

• (7) De 1991 à 2000, M. Martin était administrateur de Coho Energy, Inc. ( Coho ), société pétrolière et gazière inscrite à la cote de la Bourse de Toronto et du NASDAQ. En 1999, Coho a demandé la protection de la loi fédérale américaine sur les faillites, dont elle a été libérée en avril 2000. Les administrateurs de Coho n’ont été tenus responsables d’aucune mesure. M. Martin a démissionné de son poste d’administrateur de Coho en avril 2000.

• (8) M. O’Brien était administrateur d’Air Canada en avril 2003 lorsqu’Air Canada a demandé la protection de la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies (Canada). M. O’Brien a démissionné à titre d’administrateur d’Air Canada en novembre 2003.

• (9) À la fin de 1997, M. Zorich a été nommé au conseil d’administration de Benz Energy Inc. ( Benz ), société inscrite à la cote de la Bourse de Vancouver (renommée plus tard la Canadian Venture Exchange et maintenant connue sous le nom de TSX Venture Exchange) à ce moment-là, à titre de représentant de son employeur, EnCap Investments L.P., qui avait consenti un certain financement à Benz. Le 8 novembre 2000, Benz a déposé conjointement avec Texstar Petroleum Inc., sa filiale en propriété exclusive, une demande de protection en vertu de la loi fédérale américaine sur les faillites. Le 19 janvier 2001, les actions de Benz ont fait l’objet d’une ordonnance d’interdiction d’opérations prononcée par la Securities Commission de l’Alberta, et leur négociation au Canadian Venture Exchange Inc. a été interrompue, Benz n’ayant pas déposé les renseignements financiers requis.

DIRIGEANTS D’ENERMARK

Le tableau suivant indique, pour chaque dirigeant d’EnerMark et au 12 mars 2010, son nom, sa municipalité de résidence, son poste et son occupation principale au cours des cinq dernières années.

Nom et résidence	Poste	Occupationprincipale au cours des cinq	dernières années
Gordon J. Kerr	Président et chef de la	Président et chef de la direction d’Enerplus.
Calgary (Alberta) Canada	direction
Ian C. Dundas	Vice-président directeur	Vice-président directeur d’Enerplus	depuis mars 2010. Auparavant,
Calgary (Alberta) Canada		premier vice-président, Expansion des	affaires d’Enerplus.
Robert J. Waters	Premier vice-président	Premier vice-président et chef des services financiers d’Enerplus.
Calgary (Alberta) Canada	et chef des services
	financiers
Jo-Anne M. Caza	Vice-présidente,	Vice-présidente, Relations avec les	investisseurs et communications
Calgary (Alberta) Canada	Relations avec les	depuis janvier 2008. Auparavant, vice-présidente, Relations avec les
	investisseurs et	investisseurs d’Enerplus.
	communications
Raymond J. Daniels	Vice-président,	Vice-président, Services de mise	en valeur et sables bitumineux
Calgary (Alberta) Canada	Services de mise en	d’Enerplus depuis juillet 2009. Auparavant, vice-président, Sables
	valeur et sables	bitumineux d’Enerplus depuis	décembre 2007. Auparavant,
	bitumineux	vice-président, Mise en valeur de Surmont et gestionnaire de débouchés
		et d’actifs de Surmont, région du Centre, de ConocoPhillips Canada.
Rodney D. Gray	Vice-président,	Vice-président, Finances d’Enerplus.
Calgary (Alberta) Canada	Finances

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Nom et résidence	Poste	Occupationprincipale au cours des cinq dernières années
Dana W. Johnson	Président, Activités des	Président, Activités des États-Unis d’Enerplus depuis mai 2008.
Denver (Colorado) États-Unis	États-Unis	Auparavant, premier vice-président et chef de l’exploitation de
		Quicksilver Resources Canada Inc. (filiale en propriété exclusive de
		Quicksilver Resources Inc., société de production et d’exploration de
		pétrole et de gaz inscrite à la cote de la NYSE).
Lyonel G. Kawa	Vice-président,	Vice-président, Services d’information depuis janvier 2007. Auparavant,
Calgary (Alberta) Canada	Services d’information	directeur, Systèmes et technologie informatiques chez Burlington
		Resources Canada Ltd. (société d’exploration et de production pétrolières
		et gazières).
Robert A. Kehrig	Vice-président, Mise en	Vice-président, Mise en valeur des ressources d’Enerplus depuis
Calgary (Alberta) Canada	valeur des ressources	octobre 2008. Auparavant, directeur du groupe Expansion des affaires
		d’Enerplus.
Jennifer F. Koury	Vice-présidente,	Vice-présidente, Services de gestion d’Enerplus depuis octobre 2006.
Calgary (Alberta) Canada	Services de gestion	Auparavant, une conseillère privée.
Eric G. Le Dain	Vice-président,	Vice-président, Planification stratégique, réserves et commercialisation
Calgary (Alberta) Canada	Planification	d’Enerplus depuis mars 2010. Auparavant, vice-président,
	stratégique, réserves et	Réglementation, environnement et commercialisation d’Enerplus depuis
	commercialisation	décembre 2008. Auparavant, vice–président, Commercialisation
		d’Enerplus depuis septembre 2006. Auparavant, directeur général,
		Commercialisation d’énergie d’UBS Commodities Canada Ltd. (société
		de services financiers).
David A. McCoy	Vice-président, chef du	Vice-président, chef du contentieux et secrétaire général d’Enerplus.
Calgary (Alberta) Canada	contentieux et secrétaire
	général
Robert W. Symonds	Vice-président, Canada	Vice-président, Canada d’Enerplus depuis mars 2009. Auparavant,
Calgary (Alberta) Canada		vice-président, Piémont et développement d’entreprise de Compton
		Petroleum Corporation (société d’exploration et de production pétrolières
		et gazières) depuis février 2008. Auparavant, vice-président, unité du
		prémont de Shell Canada Limitée (société pétrolière et gazière).
Kenneth W. Young	Vice-président, Terrains	Vice-président, Terrains d’Enerplus depuis novembre 2008. Auparavant,
Calgary (Alberta) Canada		vice-président, Terrains à Avant Garde Energy Corp. (société fermée de
		production et d’exploration de pétrole et de gaz) à partir de 2008.
		Conseiller indépendant à partir de 2007. Auparavant, vice-président,
		Terrains de Zargon Oil & Gas Ltd. (filiale de Zargon Energy Trust,
		fiducie de revenu du secteur du pétrole et du gaz naturel).
Jodine J. Jenson Labrie	Contrôleuse, Finances	Contrôleuse, Finances d’Enerplus depuis mars 2006. Auparavant, gérante,
Calgary (Alberta) Canada		Finances et principale comptable financière d’Enerplus.

PROPRIÉTÉ DE PARTS DE FIDUCIE

Au 24 février 2010, les administrateurs et les dirigeants précités ont collectivement la propriété effective, directement ou indirectement, d’un total de 711 073 parts de fiducie, soit environ 0,4 % des parts de fiducie en circulation à cette date, et de 4 099 229 parts de société en commandite échangeables d’EELP, soit environ 65 % des parts de société en commandite échangeables d’EELP en circulation à cette date, ou exercent une emprise sur ces parts. Au total, ces titres représentent environ 1,4 % du total des titres ayant droit de vote du Fonds.

CONFLITS D’INTÉRÊTS

Certains des administrateurs et des dirigeants nommés ci-dessus sont des administrateurs ou des dirigeants d’émetteurs qui sont en concurrence avec Enerplus, et ils peuvent donc se trouver dans une situation de conflit d’intérêts dans l’exercice de leurs fonctions à l’égard d’Enerplus. Si des conflits d’intérêts surviennent, Enerplus s’attend à ce que l’administrateur ou le dirigeant déclare le conflit et, s’il est administrateur d’EnerMark, s’abstienne de voter à l’égard de toute question touchée par le conflit au nom d’Enerplus.

Voir « Facteurs de risque — Des conflits d’intérêts peuvent survenir entre Enerplus et ses administrateurs et dirigeants ».

81

INFORMATIONS CONCERNANT LE COMITÉ DE VÉRIFICATION ET DE GESTION DU RISQUE

Les informations concernant le comité de vérification et de gestion du risque d’Enerplus exigées en vertu du Règlement 52-110 adopté par certaines autorités canadiennes en valeurs mobilières sont fournies à l’annexe E de la présente notice annuelle.

Poursuites et application de la loi

Enerplus est visée par diverses réclamations et divers litiges dans le cours normal de son entreprise. Même si l’issue de ces questions est incertaine et que rien ne garantit qu’elles seront résolues en faveur d’Enerplus, Enerplus n’estime pas à l’heure actuelle que l’issue d’une procédure en cours ou envisagée relativement à ces questions ou à d’autres questions ou les montants qu’Enerplus peut être tenue de verser de ce fait aurait une incidence défavorable importante sur sa situation financière, ses résultats d’exploitation ou sa liquidité. Enerplus n’est pas et n’était pas au cours de 2009 partie à une procédure judiciaire concernant une action en dommages-intérêts dont le montant demandé (déduction faite des intérêts et des frais) représente plus de 10 % de son actif au 31 décembre 2009 et aucun de ses biens n’est mis ou n’a été mis en cause par une telle procédure, et aucune procédure de cet ordre n’est envisagée, à la connaissance d’Enerplus. Toutefois, comme il est décrit à la rubrique « Facteurs de risque — Risques liés aux activités et à l’exploitation d’Enerplus — Des vices de titres imprévus pourraient entraîner une perte du droit à la production, aux réserves et aux ressources », la totalité ou la quasitotalité des concessions que détient Enerplus dans les terrains de Marcellus pourraient être touchées défavorablement ou invalidées par suite de certains litiges concernant des allégations de mauvais calcul des versements de redevances minimaux payables aux bailleurs de ces terrains. Il est possible qu’une décision défavorable se rapportant à ces questions prive Enerplus de la totalité ou d’une partie des avantages économiques éventuels liés aux terrains de Marcellus.

Dirigeants et autres personnes intéressés dans des opérations importantes

À la connaissance des administrateurs et des dirigeants d’EnerMark, aucun administrateur ou dirigeant d’EnerMark, aucune personne ou société qui est propriétaire véritable, directement ou indirectement, de plus de 10 % des titres d’une catégorie ou d’une série du Fonds ou qui exerce une emprise sur plus de 10 % de ces titres, aucune personne ayant des liens avec eux ni aucun membre de leurs groupes respectifs n’a eu d’intérêt, directement ou indirectement, dans toute opération avec Enerplus depuis le 1[er] janvier 2007 ou dans toute opération proposée qui a eu une incidence importante sur Enerplus ou est raisonnablement susceptible d’avoir une incidence importante sur celle-ci.

Contrats importants et documents touchant les droits des porteurs de titres

Enerplus n’est partie à aucun contrat important pour ses activités ou son exploitation, à l’exception des contrats conclus dans le cours normal des affaires. Une copie de la facilité de crédit bancaire (y compris toutes les modifications à celle-ci) et de la convention d’achat de billets pour chacune des deux séries de billets non garantis de premier rang (y compris toutes les modifications à ceux-ci) a été déposée le 18 mars 2008 en tant que document important dans le profil du Fonds sur SEDAR à l’adresse www.sedar.com et sur formulaire 6-K sur EDGAR à l’adresse www.sec.gov. Une copie de la convention d’achat de billets pour chacune des trois séries de billets non garantis de premier rang émis le 18 juin 2009 a été déposée sur SEDAR le 23 juin 2009 et sur EDGAR le 25 juin 2009.

Un exemplaire de l’acte de fiducie, qui est décrit à la rubrique « Renseignements sur le fonds Enerplus Resources — Description des parts de fiducie et de l’acte de fiducie », a été déposé dans le profil du Fonds sur SEDAR à www.sedar.com le 30 mai 2008 et sur EDGAR à www.sec.gov le 11 juin 2008. Un exemplaire de la convention relative au régime de droits des porteurs de parts du Fonds, qui est décrite à la rubrique « Renseignements sur le fonds Enerplus Resources — Régime de droits des porteurs de parts », a été déposé dans le profil du Fonds sur SEDAR au www.sedar.com le 12 mai 2008 et sur EDGAR à www.sec.gov le 13 mai 2008 et peut être consulté sur le site Web du Fonds à www.enerplus.com sous l’onglet « Corporate Governance ».

82

Intérêts des experts

McDaniel a établi le rapport de McDaniel concernant les réserves attribuables aux terrains pétroliers et gaziers classiques d’Enerplus au Canada, dont un résumé figure dans la présente notice annuelle. À la date du rapport de McDaniel, les « spécialistes désignés » (au sens de l’annexe 51-102A2 — Notice annuelle des autorités canadiennes en valeurs mobilières) de McDaniel, collectivement, étaient propriétaires véritables, directement ou indirectement, de moins de 1 % des parts de fiducie en circulation du Fonds. NSAI a établi le rapport de NSAI à l’égard des terrains pétroliers et gaziers classiques d’Enerplus aux États-Unis, dont un résumé figure dans la présente notice annuelle. À la date du rapport de NSAI, les spécialistes désignés de NSAI, collectivement, étaient propriétaires véritables, directement ou indirectement, de moins de 1 % des parts de fiducie en circulation du Fonds. Haas a établi le rapport de Haas sur les réserves et les ressources éventuelles attribuables à la participation d’Enerplus dans les terrains de Marcellus, dont un résumé figure dans la présente notice annuelle. À la date du rapport de Haas, les spécialistes désignés de Haas, collectivement, étaient propriétaires véritables, directement ou indirectement, de moins de 1 % des parts de fiducie en circulation du Fonds. GLJ a préparé le rapport de GLJ sur les ressources de sables bitumineux concernant les ressources de bitume éventuelles et potentielles attribuables à la concession Kirby (avec des participations dans certains projets de sables bitumineux mineurs dont Enerplus n’est pas l’exploitant), dont un résumé figure dans la présente notice annuelle. À la date du rapport de GLJ sur les ressources de sables bitumineux, les spécialistes désignés de GLJ, collectivement, étaient propriétaires véritables, directement ou indirectement de moins de 1 % des parts de fiducie en circulation du Fonds.

Les vérificateurs du Fonds sont Deloitte & Touche s.r.l., comptables agréés indépendants, à leurs bureaux de Calgary, en Alberta. Deloitte & Touche s.r.l. a confirmé qu’ils sont indépendants au sens des règles sur l’éthique professionnelle de l’Institute of Chartered Accountants of Alberta, des Securities Acts gérée par la Securities and Exchange Commission et des exigences du Independence Standards Board.

Agent des transferts et agent chargé de la tenue des registres

L’agent des transferts et l’agent chargé de la tenue des registres pour les parts de fiducie au Canada est la Société de fiducie Computershare du Canada, à ses bureaux principaux de Calgary, en Alberta, et de Toronto, en Ontario. Computershare Trust Company N.A. a ses bureaux principaux de Golden, Colorado, agit à titre d’agent des transferts pour les parts de fiducie aux États-Unis.

Renseignements supplémentaires

Les renseignements supplémentaires concernant le Fonds peuvent être trouvés à la rubrique profil du Fonds, sur le site Web SEDAR à www.sedar.com, sur le site Web EDGAR à www.sec.gov et sur le site du Fonds à www.enerplus.com. La circulaire de sollicitation de procurations du Fonds pour l’assemblée générale annuelle des porteurs de parts de 2010, datée du 12 mars 2010, contient des renseignements supplémentaires, dont la rémunération des administrateurs et de certains dirigeants, les prêts qui leur sont consentis, les principaux porteurs de titres du Fonds et de titres autorisés à des fins d’émission aux termes du régime de rémunération en actions, s’il y a lieu. De plus, les états financiers consolidés vérifiés et le rapport de gestion du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009 renferment des renseignements financiers supplémentaires. Les porteurs de parts qui préfèrent recevoir sans frais des versions papier de ces documents sont priés de communiquer avec le service des relations avec les investisseurs aux coordonnées apparaissant à la dernière page de la présente notice annuelle.

83

ANNEXE A

Annexe A - Rapport sur les données relatives aux réserves de l’évaluateur ou du vérificateur de réserves qualifié indépendant

— Les termes définis dans l’Avis 51-324 du personnel des ACVM Glossaire relatif au Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières ont le même sens dans la présente annexe.

Au conseil d’administration du Fonds Enerplus Resources (la Société ) :

1. Nous avons évalué les données relatives aux réserves de la Société en date du 31 décembre 2009. Les données relatives aux réserves sont des estimations des réserves prouvées et des réserves probables et des produits d’exploitation nets futurs correspondants au 31 décembre 2009, estimés au moyen des prix et des coûts prévisionnels.

2. La responsabilité des données relatives aux réserves incombe à la direction de la Société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les données relatives aux réserves en nous fondant sur notre évaluation.

Nous avons effectué notre évaluation conformément aux normes exposées dans le Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (le « manuel COGE ») établi en collaboration par la Society of Petroleum Evaluation Engineers (Calgary Chapter) et l’Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole (Société du pétrole).

1. Ces normes exigent que l’évaluation soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable que les données relatives aux réserves sont exemptes d’inexactitudes importantes. L’évaluation comprend également l’appréciation de la conformité des données relatives aux réserves aux principes et définitions exposés dans le manuel COGE.

2. Le tableau suivant présente l’estimation des produits d’exploitation nets futurs (avant impôts) attribués aux réserves prouvées et probables, effectuée au moyen de prix et coûts prévisionnels et calculée à un taux d’actualisation de 10 %, qui sont compris dans les données relatives aux réserves de la Société ayant fait l’objet de notre évaluation pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, et indique les portions respectives de ces produits d’exploitation que nous avons évaluées, vérifiées et examinées et sur lesquelles nous avons fait rapport à la direction de la Société :

Date d’établissement du rapport d’évaluation Emplacement des réserves	Valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs (avant impôts, calculée au taux d’actualisation de 10 %)
	Vérifiés Évalués Examinés Total
12 février 2010 Canada	(en milliers de $) — 4 130 956 $ 477 326 $ 4 608 282 $

1. À notre avis, les données relatives aux réserves que nous avons évaluées respectivement ont été établies et sont présentées, à tous les égards importants, conformément au manuel COGE. Nous n’exprimons aucune opinion quant aux données relatives aux réserves que nous avons examinées mais que nous n’avons pas vérifiées ou évaluées.

2. Nous n’avons pas la responsabilité de mettre à jour notre rapport mentionné à la rubrique 4 pour tenir compte des faits et des circonstances postérieurs à sa date d’établissement.

3. Les données relatives aux réserves étant fondées sur des jugements concernant des événements futurs, les résultats réels différeront de ceux qui sont présentés et les écarts peuvent être importants. Toutefois, les écarts devraient correspondre au fait que les réserves sont catégorisées selon la probabilité de leur récupération.

A-1

Nous apposons notre signature ci-dessous relativement au rapport dont il est question ci-dessus :

MCDANIEL & ASSOCIATES CONSULTANTS LIMITED

(signé) « P.A. Welch » P.A. Welch, ing. Président et directeur général Calgary (Alberta) Le 12 février 2010

A-2

ANNEXE B

Annexe B

Rapport sur les données relatives aux réserves de l’évaluateur ou du vérificateur de réserves qualifié indépendant

— Les termes définis dans l’Avis 51-324 du personnel des ACVM Glossaire relatif au Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières ont le même sens dans la présente annexe.

Au conseil d’administration d’EnerMark Inc. (la Société ) :

1. Nous avons établi une évaluation des données relatives aux réserves de la Société en date du 31 décembre 2009. Les données relatives aux réserves sont des estimations des réserves prouvées et des réserves probables et des produits d’exploitation nets futurs correspondants au 31 décembre 2009, estimés au moyen des prix et des coûts prévisionnels.

2. La responsabilité des données relatives aux réserves incombe à la direction de la Société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les données relatives aux réserves en nous fondant sur notre évaluation.

Nous avons effectué notre évaluation conformément aux normes exposées dans Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (le « manuel COGE ») établi en collaboration par la Society of Petroleum Evaluation Engineers (Calgary Chapter) et l’Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole (Société du pétrole).

1. Ces normes exigent que l’évaluation soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable que les données relatives aux réserves sont exemptes d’inexactitudes importantes. L’évaluation comprend également l’appréciation de la conformité des données relatives aux réserves aux principes et définitions exposés dans le manuel COGE.

2. Le tableau suivant présente l’estimation des produits d’exploitation nets futurs (avant impôts) attribués aux réserves prouvées et probables, effectuée au moyen de prix et coûts prévisionnels et calculée à un taux d’actualisation de 10 %, qui sont compris dans les données relatives aux réserves de la Société ayant fait l’objet de notre évaluation pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, et indique les portions respectives de ces produits d’exploitation que nous avons vérifiées, évaluées et examinées et sur lesquelles nous avons fait rapport au conseil d’administration de la Société :

Évaluateur de réserves qualifié indépendant Description et date d’établissement du rapport d’évaluation Emplacement des réserves (pays ou zone géographique étrangère)	Valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs (avant impôt fédéral des États-Unis, calculée au taux d’actualisation de 10 %)
	Vérifiés Évalués Examinés Total
Netherland, Sewell & Associates, Inc. Estimation des réserves et des produits futurs pour la participation d’Enerplus Resources (USA) Corporation au 31 décembre 2009 en date du 27janvier 2010 Montana, Dakota du Nord, Utah et Wyoming, États-Unis	(en milliers de $ US) - $ 906 630,2 $ - $ 906 630,2 $

1. À notre avis, les données relatives aux réserves que nous avons évaluées ont été établies, à tous les égards importants, conformément au manuel COGE.

2. Nous n’avons pas la responsabilité de mettre à jour nos rapports mentionnés à la rubrique 4 pour tenir compte des faits et des circonstances postérieurs à leur date d’établissement respective.

B-1

1. Les données relatives aux réserves étant fondées sur des jugements concernant des événements futurs, les résultats réels différeront de ceux qui sont présentés et les écarts peuvent être importants. Toutefois, les écarts devraient correspondre au fait que les réserves sont catégorisées selon la probabilité de leur récupération.

Nous apposons notre signature ci-dessous relativement au rapport dont il est question ci-dessus :

NETHERLAND, SEWELL & ASSOCIATES, INC. Dallas (Texas) États-Unis Le 23 février 2010

(signé) G. LANCE BINDER. G. Lance Binder, P.E. Vice-président directeur

B-2

ANNEXE C

Annexe C

Rapport sur les données relatives aux réserves de l’évaluateur ou du vérificateur de réserves qualifié indépendant

— Les termes définis dans l’Avis 51-324 du personnel des ACVM Glossaire relatif au Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières ont le même sens dans la présente annexe.

Au conseil d’administration d’EnerMark Inc. (la Société ) :

1. Nous avons établi une évaluation des données relatives aux réserves de la Société en date du 31 décembre 2009. Les données relatives aux réserves sont des estimations des réserves prouvées et des réserves probables et des produits d’exploitation nets futurs correspondants au 31 décembre 2009, estimés au moyen de prix et de coûts prévisionnels.

2. La responsabilité des données relatives aux réserves incombe à la direction de la Société. Notre responsabilité consiste à exprimer une opinion sur les données relatives aux réserves en nous fondant sur notre évaluation.

Nous avons effectué notre évaluation conformément aux normes exposées dans Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (le « manuel COGE ») établi en collaboration par la Society of Petroleum Evaluation Engineers (Calgary Chapter) et l’Institut canadien des mines, de la métallurgie et du pétrole (Société du pétrole).

1. Ces normes exigent que l’évaluation soit planifiée et exécutée de manière à fournir l’assurance raisonnable que les données relatives aux réserves sont exemptes d’inexactitudes importantes. L’évaluation comprend également l’appréciation de la conformité des données relatives aux réserves aux principes et définitions exposés dans le manuel COGE.

2. Le tableau suivant présente l’estimation des produits d’exploitation nets futurs (avant impôts) attribués aux réserves prouvées et probables, effectuée au moyen de prix et coûts prévisionnels et calculée à un taux d’actualisation de 10 %, qui sont compris dans les données relatives aux réserves de la Société ayant fait l’objet de notre évaluation pour l’exercice terminé le 31 décembre 2009, et indique les portions respectives de ces produits d’exploitation que nous avons vérifiées, évaluées et examinées et sur lesquelles nous avons fait rapport au conseil d’administration de la Société :

Évaluateur de réserves qualifié indépendant Description et date d’établissement du rapport d’évaluation Emplacement des réserves (pays ou zone géographique étrangère)	Valeur actualisée nette des produits d’exploitation nets futurs (avant impôt fédéral des États-Unis, calculée au taux d’actualisation de 10 %)
	Vérifiés Évalués Examinés Total
Haas Petroleum Engineering Services, Inc. Estimation des réserves et des produits nets futurs pour la participation d’Enerplus Resources (East USA) Corporation au 31 décembre 2009 en date du 27janvier 2010 Pennsylvanie et Virginie-Occidentale, États-Unis	(en milliers de $ US) - $ 46 361 $ - $ 46 361 $

1. À notre avis, les données relatives aux réserves que nous avons évaluées ont été établies, à tous les égards importants, conformément au manuel COGE.

C-1

1. Nous n’avons pas la responsabilité de mettre à jour nos rapports mentionnés à la rubrique 4 pour tenir compte des faits et des circonstances postérieurs à leur date d’établissement respective.

2. Les données relatives aux réserves étant fondées sur des jugements concernant des événements futurs, les résultats réels différeront de ceux qui sont présentés et les écarts peuvent être importants. Toutefois, les écarts devraient correspondre au fait que les réserves sont catégorisées selon la probabilité de leur récupération.

Nous apposons notre signature ci-dessous relativement au rapport dont il est question ci-dessus :

Haas Petroleum Engineering Services, Inc. Dallas (Texas) États-Unis Le 23 février 2010

(signé) « Robert W. Haas » Robert W. Haas, ing. Président

C-2

ANNEXE D

Annexe D

Rapport de la direction et du conseil d’administration sur les données relatives aux réserves et autre information

— Les termes définis dans l’Avis 51-324 du personnel des ACVM Glossaire relatif au Règlement 51-101 sur l’information concernant les activités pétrolières et gazières ont le même sens dans la présente annexe.

La direction d’EnerMark Inc. ( EnerMark ), pour le compte du Fonds Enerplus Resources (le Fonds ), a la responsabilité d’établir et de fournir l’information concernant les activités pétrolières et gazières du Fonds conformément à la réglementation des valeurs mobilières. Cette information inclut les données relatives aux réserves, qui sont des estimations des réserves prouvées et des réserves probables et des produits d’exploitation nets futurs correspondants au 31 décembre 2009, estimés au moyen des prix et des coûts prévisionnels.

Des évaluateurs de réserves qualifiés indépendants ont évalué et examiné les données relatives aux réserves du Fonds. Les rapports des évaluateurs de réserves qualifiés indépendants sont présentés aux annexes A, B et C de la présente notice annuelle.

Le comité des réserves du conseil d’administration d’EnerMark :

• a) a examiné les procédures suivies par EnerMark pour fournir l’information aux évaluateurs de réserves qualifiés indépendants;

• b) a rencontré les évaluateurs de réserves qualifiés indépendants dans le but de déterminer si on leur a imposé des restrictions limitant leur capacité de fournir des rapports sans restriction;

• c) a examiné les données relatives aux réserves avec la direction et les évaluateurs de réserves qualifiés indépendants.

Le comité des réserves du conseil d’administration d’EnerMark a examiné les procédures suivies par EnerMark pour rassembler et présenter toute autre information concernant ses activités pétrolières et gazières et a examiné cette information avec la direction. Le conseil d’administration d’EnerMark, sur la recommandation du comité des réserves, a approuvé :

• a) le contenu de l’Annexe 51-101A1 contenant des données relatives aux réserves et de toute autre information concernant le pétrole et le gaz et leur dépôt auprès des autorités en valeurs mobilières;

• b) le dépôt des Annexes 51-101A2 qui sont les rapports des évaluateurs de réserves qualifiés indépendants sur les données relatives aux réserves;

• c) le contenu et le dépôt du présent rapport.

Les données relatives aux réserves étant fondées sur des jugements concernant des événements futurs, les résultats réels différeront de ceux qui sont présentés et les écarts peuvent être importants. Toutefois, les écarts devraient correspondre au fait que les réserves sont catégorisées selon la probabilité de leur récupération.

D-1

FONDS ENERPLUS RESOURCES

Par EnerMark Inc.

(signé) Gordon J. Kerr Gordon J. Kerr Président et chef de la direction

(signé) Ian C. Dundas Ian C. Dundas Vice-président directeur

(signé) Harry B. Wheeler Harry B. Wheeler Administrateur

(signé) W.C. (Mike) Seth W.C. (Mike) Seth Administrateur

Le 12 mars 2010

D-2

Annexe E

Informations sur le comité de vérification et de gestion du risque conformément au règlement 52-110

A. CHARTE DU COMITÉ DE VÉRIFICATION ET DE GESTION DU RISQUE

La charte du comité de vérification et de gestion du risque (le comité ) du conseil d’administration d’EnerMark est jointe comme pièce 1 de la présente annexe E.

B. COMPOSITION DU COMITÉ DE VÉRIFICATION ET DE GESTION DU RISQUE

Les membres actuels du comité sont Robert B. Hodgins (président), Glen D. Roane et Harry B. Wheeler. Chaque membre du comité est indépendant et a des compétences financières au sens du Règlement 52-110.

C. FORMATION ET EXPÉRIENCE PERTINENTES

Nom (administrateur depuis)	Occupation principale et biographie
Robert B. Hodgins (B.A. (Commerce), C.A.	M. Hodgins est un homme d’affaires indépendant depuis
(Administrateur depuis novembre 2007)	novembre 2004. Auparavant, M. Hodgins a agi à titre de chef des

M. Hodgins est un homme d’affaires indépendant depuis novembre 2004. Auparavant, M. Hodgins a agi à titre de chef des finances de Pengrowth Energy Trust (fiducie d’énergie inscrite à la cote de la TSX et de la NYSE) de 2002 à 2004. Il a également occupé le poste de vice-président et trésorier de Canadien Pacifique Limitée (société diversifiée présente dans les secteurs de l’énergie, du transport et des services hôteliers) de 1998 à 2002 et a été chef des finances de TransCanada PipeLines Limited (société de transport d’énergie inscrite à la cote de la TSX et de la NYSE) de 1993 à 1998. M. Hodgins a obtenu un baccalauréat ès arts (commerce) de la Richard Ivey School of Business de la University of Western Ontario en 1975. Il a obtenu le titre de comptable agréé et a été admis à l’Institut des comptables agréés de l’Ontario en 1977 et à celui de l’Alberta en 1991.

Autres postes d’administrateurs de sociétés ouvertes

• AltaGas Income Trust (services médians du secteur de l’énergie)

• Fairborne Energy Ltd. (société d’exploration et de production pétrolières et gazières)

• MGM Energy Corp. (société d’exploration et de production pétrolières et gazières)

• Orion Oil & Gas Corporation (société d’exploration et de production pétrolières et gazières)

M. Glen D. Roane (B.A., MBA) (Administrateur depuis juin 2004)

M. Roane est administrateur de sociétés et a siégé au conseil de nombreuses sociétés inscrites à la cote de la TSX, y compris (en plus des sociétés ouvertes indiquées aux présentes au sein desquelles il siège à titre d’administrateur), Les entreprises Repap Inc., Ranchero Energy Inc., Forte Resources Inc., Valiant Energy Inc., Maxx Petroleum Ltd. et NQL Energy Services Inc., depuis sa retraite de Gestion de Placements TD Inc., filiale de La Banque Toronto-Dominion (banque à charte canadienne ouverte) en 1997. En plus de siéger en qualité d’administrateur au sein des sociétés ouvertes mentionnées aux présentes, M. Roane est administrateur du Fonds d’Amérique du Nord GBC Inc., société de placement à capital variable canadienne. Par ailleurs, M. Roane est membre de la commission des valeurs mobilières de l’Alberta. M. Roane est titulaire d’un baccalauréat ès arts et d’un MBA de la Queen’s University à Kingston (Ontario).

Autres postes d’administrateurs de sociétés ouvertes

• Badger Income Fund (fournisseur de services d’excavation non destructeurs)

• Destiny Resource Services Corp. (entreprise de services au secteur pétrolier et gazier)

• UTS Energy Corporation (société du secteur des sables bitumineux)

E-1

Nom (administrateur depuis)	Occupation principale et biographie
M. Harry B. Wheeler (B.Sc. (Géologie))	M. Wheeler est président de Colchester Investments Ltd., société
(Administrateur depuis janvier 2001)	financière fermée, depuis 2000. De 1962 à 1966, M. Wheeler a
	travaillé chez Mobil Oil au Canada et en Libye et, de 1967 à 1972,
Autres postes d’administrateurs de sociétés ouvertes	était employé d’International Resources Ltd., à Londres, en
• Aucun	Angleterre, et à Denver, au Colorado. Il a été administrateur de
	Quintette Coal Ltd., vice-président d’Amalgamated Bonanza
	Petroleum Ltd. et exploitant de sa société fermée avant de fonder
	Cabre Exploration Ltd. (« Cabre »), société pétrolière et gazière
	ouverte, en 1980. M. Wheeler a été président du conseil de Cabre
	jusqu’à son acquisition par EnerMark Income Fund (une entité
	devancière d’Enerplus) en décembre 2000. M. Wheeler est
	administrateur de Magellan Resources Ltd., société pétrolière et
	gazière fermée. M. Wheeler a obtenu un diplôme en géologie de la
	University of British Columbia en 1962.

D. POLITIQUES ET PROCÉDURES D’APPROBATION PRÉALABLE

Le comité a mis en œuvre une politique limitant les services que les vérificateurs du Fonds peuvent fournir et les honoraires qui leur sont versés. Avant de retenir les vérificateurs du Fonds pour qu’ils fournissent des services de vérification et des services non liés à la vérification, le comité approuve la prestation des services au préalable. Pour prendre sa décision concernant les services non liés à la vérification, le comité considère le respect de la politique et la prestation des services non liés à la vérification en cherchant à éviter l’incidence sur l’indépendance des vérificateurs. Tous les honoraires de vérification et pour services non liés à la vérification versés à Deloitte & Touche s.r.l. en 2009 et en 2008 ont été approuvés au préalable par le comité. D’après les discussions du comité avec la direction et les vérificateurs indépendants, le comité est d’avis que la prestation des services non liés à la vérification par Deloitte & Touche s.r.l. décrite ci-dessus est compatible avec le maintien de l’indépendance de ce cabinet à l’égard du Fonds.

E. HONORAIRES POUR LES SERVICES DES VÉRIFICATEURS EXTERNES

Les honoraires globaux versés par le Fonds à Deloitte & Touche s.r.l., comptables agréés indépendants, vérificateurs du Fonds, pour services professionnels rendus au cours des deux derniers exercices du Fonds sont les suivants :

	2009	2008
	(en milliers	de $)
Honoraires de vérification(1)	790,2 $	772,5 $
Honoraires pour services liés à la vérification(2)	—	—
Honoraires pour services fiscaux(3)	367,3	106,3
Autres honoraires(4)	—	—
	1 157,5 $	878,8 $

Notes :

(1) Les honoraires de vérification avaient trait à des services professionnels rendus par Deloitte & Touche s.r.l. pour la vérification des états financiers annuels du Fonds et l’examen des états financiers trimestriels du Fonds, ainsi qu’à des services fournis dans le cadre de dépôts ou de missions prescrits par la loi ou par des règlements.

(2) Les honoraires pour services liés à la vérification ont trait à des services de certification et à des services connexes raisonnablement reliés à l’exécution de la vérification ou de l’examen des états financiers du Fonds et non comptabilisés dans le poste « Honoraires de vérification » ci-dessus.

(3) Les honoraires pour services fiscaux avaient trait à des services en matière de conformité fiscale, de conseils fiscaux et de planification fiscale. Les honoraires concernaient des services fournis par la division fiscale des vérificateurs du Fonds, sauf les services fiscaux reliés à la vérification.

(4) Les autres honoraires sont des honoraires pour des produits et des services fournis par les vérificateurs du Fonds et qui ne sont pas décrits comme étant des « honoraires de vérification », des « honoraires pour services liés à la vérification » et des « honoraires pour services fiscaux ».

E-2

Pièce 1 de l’annexe E

Charte du comité de vérification et de gestion du risque

I. POUVOIR

Le comité de vérification et de gestion des risques (le comité ) du conseil d’administration (le conseil ) du Fonds est composé d’au moins trois administrateurs, selon ce que le conseil décide de temps à autre par résolution. Tout comme pour la nomination à d’autres comités du conseil, les membres du comité sont élus par le conseil à la première réunion du conseil suivant chaque assemblée annuelle des porteurs de parts du Fonds Enerplus Resources (le Fonds ) ou à un autre moment que le conseil peut fixer. Le président du comité est désigné par le conseil; toutefois, si le conseil ne désigne pas de président, les membres du comité, par un vote majoritaire, peuvent désigner un président. La présence en personne ou par téléphone de la majorité des membres du comité constitue le quorum pour toute réunion du comité. Toutes les actions du comité nécessitent le vote de la majorité de ses membres présents à une réunion du comité à laquelle le quorum est atteint.

En raison des exigences du rôle et des responsabilités du comité, le comité de gouvernance et des candidatures examine toute invitation présentée à un des membres du comité de se joindre au comité de vérification d’une autre société. Quand un membre du comité siège simultanément sur plus de trois (3) comités de vérification de sociétés ouvertes, y compris le comité de gouvernance d’entreprise et de gestion des risques du Fonds, le conseil détermine si ces fonctions simultanées nuisent à l’aptitude du membre de siéger efficacement à ce comité.

Le Fonds ne rémunère pas les membres du comité autrement que la rémunération versée à titre d’administrateur et de membres de comité. La rémunération interdite comprend les honoraires payés, directement ou indirectement, pour des services à titre de consultant ou de conseiller juridique ou financier, sans égard au montant, mais exclut la rémunération approuvée par le conseil qui est versée aux administrateurs à titre de membres du conseil et de ses comités.

II. MANDAT ET RÔLE DU COMITÉ

Le comité a pour mandat d’aider le conseil à s’acquitter de ses responsabilités de surveillance en ce qui concerne :

1. la communication de l’information financière et information continue du Fonds;

2. les contrôles et les politiques internes, le processus d’attestation et la conformité du Fonds aux exigences réglementaires relativement aux questions financières;

3. l’évaluation et le contrôle du rendement et de l’indépendance des vérificateurs externes du Fonds;

4. le contrôle de la manière dont les risques d’entreprise du Fonds sont identifiés et gérés;

Le comité fait rapport au conseil régulièrement sur ces questions. Le comité a pour responsabilité directe de recommander la nomination des vérificateurs externes et a le pouvoir de fixer leur rémunération. Le comité peut prendre les mesures qu’il juge nécessaires pour s’assurer que les vérificateurs du Fonds sont indépendants de la direction. Le comité a pour objectif de maintenir une voie de communication (y compris la circulaire de sollicitation de procurations annuelle) libre et ouverte entre le conseil, les vérificateurs externes et la haute direction financière du Fonds.

III. COMPOSITION ET COMPÉTENCE DU COMITÉ

Chaque membre du comité est non relié et, en tant que tel, est libre de toute relation qui pourrait nuire à l’exercice de son jugement indépendant comme membre du comité. Tous les membres du comité possèdent des compétences financières et au moins un membre du comité a une expertise comptable ou de la gestion financière connexe — « compétence » et « expertise » au sens défini dans la législation sur les valeurs mobilières applicables. Les membres sont incités à améliorer leur compréhension des questions courantes par le moyen de leur choix.

IV. RÉUNIONS DU COMITÉ

Le comité se réunit à la fréquence et aux intervalles qu’il juge nécessaires pour s’acquitter de ses fonctions et de ses responsabilités. Afin de favoriser des communications ouvertes, le comité se réunit au moins chaque trimestre avec la

E-1

direction et les vérificateurs externes de la société dans des séances distinctes pour discuter des questions dont on doit, de l’avis du comité, de chacun de ces groupes ou de chacune de ces personnes, discuter en privé. Le président établit l’ordre du jour des réunions du comité de concert avec le chef des finances et les vérificateurs externes en s’assurant de comprendre les attentes de chaque partie et d’y répondre. Le comité peut demander à des membres de la direction ou à d’autres personnes d’assister à ses réunions (ou à des parties de celles-ci) et de fournir des renseignements pertinents, s’il y a lieu. Le comité tient le procès-verbal de ses réunions et des dossiers ayant trait à ces réunions et aux activités du comité et remet des copies de ces procès-verbaux au conseil.

V. FONCTIONS ET ACTIVITÉS DU COMITÉ

Évaluation et contrôle du rendement et de l’indépendance des vérificateurs externes

1. Effectuer des recommandations au conseil concernant la nomination des vérificateurs externes du Fonds.

2. Examiner et approuver la lettre de mission annuelle des vérificateurs externes du Fonds, y compris les honoraires proposés qui y figurent.

3. Examiner le rendement des vérificateurs externes et faire des recommandations au conseil au sujet de leur remplacement si les circonstances le justifient. L’examen tient compte de l’évaluation du rendement des vérificateurs externes faite par la direction et comprend les éléments qui suivent :

4. a) examiner annuellement le contrôle de qualité des vérificateurs externes, les questions importantes soulevées par le dernier examen de contrôle de la qualité, ou la dernière inspection professionnelle, visant les vérificateurs externes ou encore par une enquête d’un organisme gouvernemental ou professionnel, au cours des cinq dernières années, et toute mesure prise pour régler ces questions;

5. b) obtenir l’assurance des vérificateurs externes que la vérification a été effectuée conformément aux normes de vérification généralement reconnues du Canada et des États-Unis;

6. c) veiller à ce que la direction interagisse professionnellement avec les vérificateurs et confirmer annuellement ce comportement avec les deux parties.

7. Surveiller l’indépendance des vérificateurs externes, notamment :

8. a) en exigeant des vérificateurs externes qu’ils remettent au comité périodiquement une déclaration écrite officielle indiquant en détail toutes les relations entre les vérificateurs externes et le Fonds;

9. b) en examinant et en approuvant les politiques d’embauche du Fonds pour ce qui est des associés, des employés et d’anciens associés et employés des vérificateurs externes actuels et anciens;

10. c) en engageant un dialogue avec les vérificateurs externes à l’égard des relations ou des services déclarés qui peuvent influer sur l’objectivité et l’indépendance des vérificateurs externes et en recommandant au conseil de prendre les mesures appropriées pour s’assurer de l’indépendance des vérificateurs;

11. d) en approuvant au préalable la nature des services non liés à la vérification et les honoraires s’y rapportant;

12. e) en tenant des séances privées avec les vérificateurs externes et en encourageant des communications directes entre le président du comité et l’associé responsable de la vérification;

13. f) en informant les vérificateurs externes du Fonds qu’ils sont responsables en bout de ligne envers le comité et le conseil et que le comité et le conseil sont responsables de la sélection (sous réserve de l’approbation des porteurs de parts), de l’évaluation et de la destitution des vérificateurs externes du Fonds;

14. g) en tenant une réunion à huis clos avec les vérificateurs externes à chaque réunion trimestrielle du comité;

15. h) en obtenant annuellement l’opinion des vérificateurs concernant la compétence et la probité du comité de vérification et de la haute direction financière.

E-2

Surveillance relative aux états financiers annuels et trimestriels, au rapport de gestion et aux communiqués

1. Examiner et approuver le plan de vérification annuel des vérificateurs externes, y compris la portée des activités de vérification, et faire le suivi trimestriellement et à la fin de l’exercice de la réalisation du plan et des résultats.

2. Confirmer, dans le cadre de discussions privées avec les vérificateurs externes et la direction, que la portée du travail des vérificateurs externes n’a fait l’objet d’aucune restriction.

3. Examiner la pertinence de la lettre de déclaration de la direction remise aux vérificateurs externes.

4. Recevoir les attestations du chef de la direction et du chef des finances.

5. Examiner avec la direction le caractère adéquat des résultats financiers, de l’information financière figurant dans le rapport de gestion et les communiqués et recommander au conseil d’approuver :

6. a) les réponses satisfaisantes données par la direction à la suite de l’examen des documents financiers;

7. b) les jugements qualitatifs des vérificateurs externes sur le caractère approprié, et non simplement l’acceptabilité, des principes comptables et des pratiques en matière d’information financière que le Fonds suit ou qu’il propose d’adopter et, en particulier, leurs points de vue sur d’autres traitements comptables possibles et leurs effets sur les résultats financiers;

8. c) les méthodes utilisées pour comptabiliser des opérations inhabituelles importantes;

9. d) l’effet de conventions comptables importantes dans des domaines controversés ou nouveaux pour lesquels il n’y a pas de consensus ou de directives faisant autorité;

10. e) le processus suivi par la direction pour la formulation d’estimations comptables critiques et le caractère raisonnable de ces estimations;

11. f) les redressements après vérification comptabilisés et non comptabilisés importants;

12. g) tout problème comptable important entre la direction et les vérificateurs externes;

13. h) les autres questions devant être communiquées au comité conformément aux normes de vérification généralement reconnues;

14. i) la reconnaissance par la direction de sa responsabilité à l’égard des états financiers;

15. j) les questions juridiques, de conformité et réglementaires importantes qui peuvent avoir une incidence significative sur les états financiers ou les activités de l’organisation (y compris les avis importants transmis aux organismes gouvernementaux ou les demandes envoyées par ceux-ci);

16. k) la réception du rapport du comité des réserves concernant la pertinence des réserves et des ressources présentées.

Surveillance du processus d’information financière, des contrôles internes, de l’information continue, du processus de certification et de la conformité aux exigences réglementaires

1. Établir la politique de dénonciation du Fonds pour le dépôt, la réception, la conservation et le traitement des plaintes et des préoccupations concernant des questions de comptabilité et de vérification et revoir les faits nouveaux et les réponses aux rapports reçus aux termes de celle-ci.

2. Examiner le caractère adéquat et l’efficacité du système d’information financière et des politiques et procédés de contrôles internes avec les vérificateurs externes et la direction. S’assurer que le Fonds respecte tous les nouveaux règlements à cet égard.

3. Examiner avec la direction les contrôles internes du Fonds et évaluer si le Fonds exerce ses activités conformément aux politiques et aux procédures prescrites.

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1. Examiner avec la direction et les vérificateurs externes toute condition à déclarer et les lacunes importantes touchant les contrôles internes.

2. Examiner la communication de la direction et la supervision par le comité du processus de l’attestation du chef de la direction et du chef des finances pour en garantir la conformité aux exigences canadiennes et américaines.

3. Recevoir des rapports périodiques des vérificateurs externes et de la direction afin d’évaluer l’incidence des éléments nouveaux touchant la comptabilité ou l’information financière proposés par l’ICCA, l’AICPA, le Financial Accounting Standards Board, la SEC, les commissions de valeurs mobilières, les bourses ou les autres organismes de réglementation canadiens pertinents, ou de toute autre question connexe importante touchant la comptabilité ou l’information financière qui peut influer sur le Fonds.

4. Examiner annuellement le rapport des vérificateurs externes concernant les contrôles internes du Fonds portant sur la communication de l’information financière décrivant les questions importantes soulevées par le dernier examen des systèmes de contrôles internes et de gestion de l’information ou par une enquête faite par des autorités gouvernementales ou professionnelles ainsi que les recommandations formulées et les mesures prises pour traiter de ces questions.

Examen des risques commerciaux

1. Examiner avec la direction le processus suivi pour effectuer l’évaluation des risques du Fonds et les politiques mises en place pour surveiller, atténuer et communiquer ces risques d’entreprise.

Autres questions

1. Examiner la nomination et la destitution des membres de la haute direction financière.

2. Mener ou autoriser des enquêtes sur toutes les questions qui font partie des responsabilités du comité, notamment retenir les services de conseillers juridiques externes ou d’autres conseillers ou experts à cette fin.

3. Examiner les informations fournies dans le rapport annuel, la notice annuelle, le formulaire 40-F et la circulaire d’information concernant le comité de vérification et de gestion des risques.

4. Établir et maintenir des voies de communication libres et ouvertes entre le conseil, le comité, les vérificateurs externes et la direction.

5. Exercer les activités supplémentaires et examiner les autres questions, dans le cadre de ses responsabilités, que le comité ou le conseil juge nécessaires ou appropriées.

6. Une fois l’an, le comité examine le caractère adéquat de ses règles et porte à l’attention du conseil toute modification requise, s’il y a lieu, pour approbation. Le comité fait également l’objet d’un examen annuel par le comité de gouvernance et des candidatures et dont les conclusions sont communiquées au conseil.

Bien que le comité ait les obligations et les responsabilités énoncées dans les présentes règles, il ne lui incombe pas de planifier ou d’exécuter la vérification ni de vérifier si les états financiers du Fonds sont complets et exacts et conformes aux principes comptables généralement reconnus. De même, le comité n’a pas pour responsabilité de régler les désaccords, s’il en est, entre la direction et les vérificateurs externes. Bien qu’il soit reconnu que le comité n’est pas légalement tenu de s’assurer que le Fonds respecte toutes les lois et tous les règlements, les présentes règles veulent que le comité prenne des mesures raisonnables pour encourager le Fonds à agir en respectant totalement ceux-ci.

E-4

ANNEXE « F »

Annexe « F » – Informations supplémentaires sur les activités de production de pétrole et de gaz

Les informations suivantes, y compris les informations sur les réserves prouvées, les flux de trésorerie nets futurs et les coûts engagés imputables à nos activités de production de pétrole brut et de gaz naturel classiques et à nos projets de production de bitume recouvrable au moyen de la technique SAGD, ont été préparées conformément aux dispositions de l’Accounting Standards Update (l’ « ASU » ) 2010-03, intitulé « Extractive Activities  Oil and Gas (Topic) 932 » , publié par le Financial Accounting Standards Board. Cette nouvelle ligne directrice vise principalement à actualiser les obligations d’information relatives aux réserves de pétrole et de gaz, de manière qu’elles concordent avec les pratiques courantes et avec les nouvelles technologies. Les nouvelles normes comprennent également une définition révisée de ce en quoi consistent les réserves prouvées et elles nécessitent le recours à un prix moyen sur 12 mois aux fins du calcul du montant estimatif des réserves prouvées, plutôt qu’à un prix au comptant à la fin de la période, comme c’était le cas pour les périodes antérieures. Le prix moyen sur 12 mois est calculé comme la moyenne arithmétique non pondérée du prix au comptant du premier jour du mois pour chaque mois de la période de 12 mois précédant la fin de l’exercice. Le Fonds a adopté cette ligne directrice sur une base prospective avec prise d’effet le 31 décembre 2009, et il n’a pas retraité les chiffres correspondants des exercices précédents.

A. QUANTITÉS DES RÉSERVES PROUVÉES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL

Les utilisateurs de ces informations doivent savoir que le processus d’estimation des quantités de réserves de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel et de bitume « prouvées mises en valeur » et « prouvées non mises en valeur » est très complexe et que l’évaluation de toutes les données géologiques, techniques et économiques afférentes à chaque réservoir suppose la prise de décisions d’une grande subjectivité. Les données relatives à un réservoir précis peuvent varier de façon importante avec le temps en raison de plusieurs facteurs incluant, sans s’y limiter, de nouvelles activités de mise en valeur, l’évolution de l’historique de production et les réévaluations continues de la viabilité de la production en fonction de diverses conditions économiques. Par conséquent, il arrive que les estimations des réserves existantes fassent l’objet de révisions importantes de temps à autre. Bien que tous les efforts raisonnables soient déployés pour s’assurer que les réserves estimatives présentées représentent les évaluations les plus exactes possible, la grande subjectivité des décisions et les variations importantes des données disponibles sur les réservoirs font en sorte que ces estimations sont en général moins précises que d’autres estimations présentées parallèlement à la publication d’états financiers. Des variations futures des prix et des coûts, des taux de production ou des changements dans le contexte politique ou la réglementation pourraient faire en sorte que les réserves du Fonds diffèrent grandement de celles présentées.

Les réserves prouvées, les réserves prouvées mises en valeur et les réserves prouvées non mises en valeur sont définies conformément à l’ASU. On entend, par réserves de pétrole et de gaz prouvées, les quantités de pétrole et de gaz qu’on estime avec une certitude raisonnable, d’après l’analyse des données techniques et géoscientifiques, pouvoir exploiter de façon rentable à compter d’une date donnée et pouvoir récupérer à partir de réservoirs connus, dans les conditions économiques existantes, selon les méthodes d’exploitation en place et en fonction de la réglementation gouvernementale en vigueur. On entend, par réserves prouvées mises en valeur, les réserves qu’on prévoit récupérer par l’entremise de puits existants avec le matériel existant et les méthodes d’exploitation en place, ou dont le coût du matériel nécessaire est relativement minime par rapport au coût d’un nouveau puits. On entend, par réserves prouvées non mises en valeur, les réserves qu’on prévoit récupérer à partir de nouveaux puits dans des terrains n’ayant pas encore fait l’objet de forages ou à partir de puits existants dont la remise en production nécessite des dépenses relativement considérables. Les réserves prouvées figurant dans les présentes sont calculées selon la définition de « réserves prouvées » donnée dans le Règlement 51-101 , qui pourrait différer de celle fournie dans les règlements de la SEC, les différences devant toutefois être mineures. Se reporter à la rubrique « Présentation des réserves de pétrole et de gaz, des ressources et des données de production d’Enerplus » de la présente notice annuelle. Les données relatives aux coûts de cette annexe sont libellées en dollars canadiens et sont calculées conformément aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis (les « PCGR des États-Unis » ).

Après le 31 décembre 2009, aucune découverte importante ni aucun autre événement favorable ou défavorable n’est censé avoir eu une incidence importante sur les estimations des réserves prouvées effectuées depuis cette date.

F-1

Les réserves prouvées de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel du Fonds au 31 décembre 2009 sont situées dans l’Ouest canadien, principalement en Alberta, en Colombie-Britannique, en Saskatchewan et au Manitoba, ainsi qu’aux États-Unis, principalement dans les États du Montana, du Dakota du Nord, du Wyoming, de la Pennsylvanie, de l’Utah et de la Virginie de l’Ouest. Les réserves nettes prouvées du Fonds détaillées dans le tableau suivant représentent les redevances du bailleur, les redevances dérogatoires et l’intérêt économique direct du Fonds à l’égard des réserves, après déduction des redevances à la Couronne, des redevances de propriétaire franc et des redevances dérogatoires :

	Canada Pétrole et LGN Gaz naturel Bitume (kb) (Mpi3) (kb) 101 298 717 461 8 389 4 2 851 – – (2 587) – 1 411 18 387 – (275) 3 931 35 2 387 6 676 – (8 680) (72 262) – 96 145 674 457 8 424 5 241 296 849 – – – (8 424) 2 034 18 225 – (7 802) (57 449) – 1 939 2 699 – (8958) (96 664) – 88 599 838 117 – 398 – – (1 019) (618) – 1 618 2 987 – 7 423 (265 677) – 85 184 – (8 580) (100 581) – 88 524 474 412 – 95 734 584 846 2 687 90 715 533 654 2 341 79 485 683 044 – 82 384 468 746 –	États-Unis Pétrole et LGN Gaz naturel (kb) (Mpi3) 19 469 12 338 124 13 311 – – – – 292 6 193 5 744 4 722 (3 031) (3 435) 22598 33 129 – – – – – – (1 820) 553 1 290 2 676 (2 852) (4 103) 19 216 32 255 – 3 537 – – 129 2 524 1 152 9 525 1 910 2 279 (2 496) (4 395) 19 911 45 725 18 977 11 961 19 707 26 839 18 664 28 462 17 604 36 061	Total
			Pétrole et LGN Gaz naturel Bitume
			(kb) (Mpi3) (kb)
Réserves prouvées mises en valeur et réserves prouvées non mises en valeur au 31 décembre 2006			120 767 729 799 8 389
Achats de réserves en place Ventes de réserves en place Découvertes et extensions Révisions des estimations précédentes Récupération améliorée Production			128 16 162 – – (2 587) – 1 411 18 387 – 17 10 124 35 8 131 11 398 – (11 711) (75 697) –
Réserves prouvées mises en valeur et réserves prouvées non mises en valeur au 31 décembre 2007			118 743 707 586 8 424
Achats de réserves en place Ventes de réserves en place Découvertes et extensions Révisions des estimations précédentes Récupération améliorée Production			5 241 296 849 – – – (8 424) 2 034 18 225 – (9 622) (56 896) – 3 229 5 375 – (11 810) (100 767) –
Réserves prouvées mises en valeur et réserves prouvées non mises en valeur au 31 décembre 2008			107 815 870 372 –
Achats de réserves en place Ventes de réserves en place Découvertes et extensions Révisions des estimations précédentes Récupération améliorée Production			398 3 537 – (1 019) (618) – 1 747 5 511 – 8 575 (256 152) – 1 995 2 463 – (11 076) (104976) –
Réserves prouvées mises en valeur et réserves prouvées non mises en valeur au 31 décembre 2009			108 435 520 137 –
Réserves prouvées mises en valeur 31 décembre 2006 31 décembre 2007 31 décembre 2008 31 décembre 2009			114 711 596 807 2 687 110 422 560 493 2 341 98 149 711 506 – 99 988 504 807 –

B. COÛTS CAPITALISÉS RELATIVEMENT AUX ACTIVITÉS DE PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ

Les coûts capitalisés relativement aux activités d’exploration, de mise en valeur et de production de pétrole et de gaz exercées par le Fonds, ainsi que la déplétion et les amortissements cumulés connexes, incluant les pertes de valeur, se détaillent comme suit :

	2009		2008		2007
		(en milliers de dollars)
Coûts capitalisés1	7 673 238	$	7 322 721	$	5 245 528	$
Moins : déplétionet amortissements cumulés	(4879 015)		(4005 780)		(1970467)
Coûts capitalisés nets	2 794 223	$	3 316 941	$	3 275 061	$

Note :

1. Inclut les coûts capitalisés des propriétés prouvées et non prouvées.

F-2

C. COÛTS ENGAGÉS RELATIVEMENT AUX ACTIVITÉS D’ACQUISITION, D’EXPLORATION ET DE MISE EN VALEUR DE PROPRIÉTÉS PÉTROLIÈRES ET GAZIÈRES

Les coûts engagés relativement aux activités de production de pétrole et de gaz sont illustrés dans le tableau qui suit. Les coûts d’acquisition de propriétés incluent les coûts engagés pour l’achat, la location, ou toute autre forme d’acquisition des propriétés pétrolières et gazières, incluant la répartition du prix d’achat lié à des regroupements d’entreprises se traduisant par des acquisitions de propriétés. Les coûts d’acquisition de propriétés pour 2009 tiennent compte de l’obligation relative à la somme à engager liée à l’acquisition de Marcellus par Enerplus en 2009. Les frais de mise en valeur englobent les frais de forage et d’équipement des puits et des installations de développement aux fins de l’extraction, de la collecte et de l’entreposage du pétrole et du gaz, ainsi qu’une partie des frais généraux. Les frais de mise en valeur incluent également les intérêts capitalisés pour les projets de mise en valeur qui n’ont pas encore atteint l’étape de la production commerciale. Les frais d’exploration comprennent les frais liés à la découverte de gisements et au forage et à l’achèvement de puits d’exploration au sein de nouveaux réservoirs de pétrole brut et de gaz naturel. Les coûts liés à la mise hors service d’immobilisations représentent les coûts capitalisés liés à la mise hors service d’immobilisations qui sont engagés au cours de l’exercice. Aucun gain ni aucune perte n’a été constaté à l’égard des activités de mise hors service d’immobilisations, le montant des règlements se rapprochant des estimations.

montant des règlements se rapprochant des estimations.
	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Canada	États-Unis Total
Acquisition de propriétés : Prouvées Non prouvées Frais d’exploration Frais de mise en valeur Coûtsliés àlamisehors service d’immobilisations	(en milliers de dollars) 2 636$ – $ 2 636 $ 59 664 487 121 546 785 29 489 4 990 34 479 195 040 40 974 236 014 25 633 (1073) 24560
	312 462$ 532 012 $ 844 474 $

	Exercice terminé le 31 décembre 2008
	Canada États-Unis Total
Acquisition de propriétés : Prouvées Non prouvées Frais d’exploration Frais de mise en valeur Coûtsliés àlamisehors service d’immobilisations	(en milliers de dollars) 1 733 742$ 115 $ 1 733 857 $ 70 069 448 70 517 27 360 5 822 33 182 445 111 63 661 508 772 48 097 168 48265
	2 324 379$ 70 214 $ 2 394 593 $

	Exercice terminé le 31 décembre 2007	Exercice terminé le 31 décembre 2007
	Canada	États-Unis Total
Acquisition de propriétés : Prouvées Non prouvées Frais d’exploration Frais de mise en valeur Coûtsliés àlamisehors service d’immobilisations	(en milliers de dollars) 10 215$ 60 954 $ 71 169 $ 212 154 915 213 069 33 994 13 770 47 764 231 889 91 557 323 446 52 179 262 52 441
	540 431$ 167 458 $ 707 889 $

F-3

D. RÉSULTATS D’EXPLOITATION LIÉS AUX ACTIVITÉS DE PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ

Le tableau suivant présente les données relatives aux produits et aux coûts directs liés aux activités de production de pétrole et de gaz du Fonds pour les exercices terminés les 31 décembre 2009, 2008 et 2007.

	Exercice terminé le 31 décembre 2009	Exercice terminé le 31 décembre 2009
	Canada	États-Unis Total
Produits Chiffre d’affaires1 Déduire2 Coûts de production3 Déplétion, amortissements, désactualisation et perte de valeur Charge d’impôts sur les bénéfices exigibles etreportés	(en milliers de dollars) 897 222$ 168 241 $ 1 065 463 $ 339 387 28 015 367 402 883 778 70 166 953 944 (192902) 4 127 (188 775)
Résultats d’exploitation liés aux activités de production de pétrole et degaz	(133 041)$ 65 933 $ (67 108)$
	Exercice terminé le 31 décembre 2008
	Canada États-Unis Total
Produits Chiffre d’affaires1 Déduire2 Coûts de production3 Déplétion, amortissements, désactualisation et perte de valeur Charge (économie) d’impôts sur les bénéfices exigibles etreportés	(en milliers de dollars) 1 655 831$ 265 579 $ 1 921 410 $ 342 161 37 580 379 741 1 711 270 275 448 1 986 718 (375 056) 6137 (368 919)
Résultats d’exploitation liés aux activités de production de pétrole et degaz	(22 544)$ (53 586)$ (76 130)$
	Exercice terminé le 31 décembre 2007
	Canada États-Unis Total
Produits Chiffre d’affaires1 Déduire2 Coûts de production3 Déplétion, amortissements, désactualisation et perte de valeur Charge d’impôts sur les bénéfices exigibles etreportés	(en milliers de dollars) 1 025 822$ 228 183 $ 1 254 005 $ 286 248 10 000 296 248 299 217 103 752 402 969 70 827 30204 101031
Résultats d’exploitation liés aux activités de production de pétrole et degaz	369 530$ 84 227 $ 453 757 $

Notes :

1. Le chiffre d’affaires est présenté déduction faite des redevances et des obligations de tiers.

2. Les coûts déduits dans ce tableau excluent les frais généraux du siège social, les intérêts débiteurs et les autres coûts non directement liés aux activités de production de pétrole et de gaz.

3. Les coûts de production incluent les frais de transport et la taxe d’État à la production des États-Unis (U.S. State Production Tax).

F-4

E. MESURE NORMALISÉE DES FLUX DE TRÉSORERIE NETS FUTURS ACTUALISÉS LIÉS AUX QUANTITÉS DE RÉSERVES PROUVÉES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL

Les éléments d’information qui suivent se fondent sur les réserves et les volumes de production de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel et de bitume estimés par les experts-conseils indépendants du Fonds; ils peuvent être utiles à des fins comparatives, mais ne devraient pas servir de source unique dans l’évaluation du Fonds ou de son rendement. De plus, les éléments d’information contenus dans le tableau suivant ne devraient pas être considérés comme des évaluations représentatives ou réalistes des flux de trésorerie futurs, pas plus que la « mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés » ne devrait être considérée comme représentative de la valeur actuelle des réserves du Fonds.

Il est possible que certaines estimations des réserves de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel et de bitume fassent l’objet de révisions importantes dans l’avenir, que la mise en valeur des réserves et la production à partir de celles-ci commencent à d’autres périodes que celles prévues et que les prix réalisés et les coûts engagés réels diffèrent considérablement de ceux utilisés dans les présentes.

La direction ne se fie pas aux éléments d’information suivants pour prendre des décisions relativement à ses investissements ou à son exploitation. Ces décisions s’appuient sur un vaste éventail de facteurs, incluant des estimations des réserves probables et des réserves prouvées, ainsi que sur des hypothèses sur la variation des prix et des coûts jugées plus représentatives des diverses conditions économiques pouvant être anticipées.

Les tableaux suivants présentent la mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés tirés de la production prévue à partir des réserves de pétrole brut et de gaz naturel du Fonds.

	Au 31 décembre 2009
	Canada États-Unis Total
Rentrées de fonds futures Coûts de production futurs Frais de mise en valeur et coûts liés à la mise hors service d’immobilisations futurs Charge d’impôts futurs	(en millions de dollars) 6 902 $ 1 135 $ 8 037 $ 3 320 280 3 600 513 96 609 201 152 353
Flux de trésorerie nets futurs Moins : facteur d’actualisation annuel de 10 %	2 868 $ 607 $ 3 475 $ 1 144 250 1 394
Mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés	1 724 $ 357$ 2 081 $

	Au 31 décembre 2008	Au 31 décembre 2008
	Canada	États-Unis Total
Rentrées de fonds futures Coûts de production futurs Frais de mise en valeur et coûts liés à la mise hors service d’immobilisations futurs Charge d’impôts futurs	(en 8 645 $ 3 679 747 279	millions de dollars) 891 $ 9 536 $ 244 3 923 46 793 83 362
Flux de trésorerie nets futurs Moins : facteur d’actualisation annuel de 10 %	3 940 $ 1 562	518 $ 4 458 $ 177 1 739
Mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés	2 378 $	341$ 2 719 $

	Au 31 décembre 2007
	Canada États-Unis Total
Rentrées de fonds futures Coûts de production futurs Frais de mise en valeur et coûts liés à la mise hors service d’immobilisations futurs Charge d’impôts futurs	(en millions de dollars) 11 520 $ 2 035 $ 13 555 $ 3 776 297 4 073 587 75 662 1 058 427 1 485
Flux de trésorerie nets futurs Moins : facteur d’actualisation annuel de 10 %	6 099 $ 1 236 $ 7 335 $ 2 818 527 3 345
Mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés	3 281 $ 709$ 3 990 $

F-5

F. VARIATION DE LA MESURE NORMALISÉE DES FLUX DE TRÉSORERIE FUTURS ACTUALISÉS LIÉS AUX RÉSERVES PROUVÉES DE PÉTROLE ET DE GAZ NATUREL

Le tableau suivant présente les principaux facteurs de variation de la mesure normalisée des flux de trésorerie nets futurs actualisés :

actualisés :
	2009		2008	**2007 **
		(en	millions de dollars)
Au début de l’exercice	2 719	$	3 990 $	3 578 $
Ventes de pétrole et de gaz naturel produits, déduction faite des
coûts de production	(1 234)		(1 608)	(972)
Variation nette des prix de vente et des coûts de production	328		(1 276)	1 197
Variation des frais de mise en valeur estimés antérieurement et
engagés au cours de l’exercice	285		235	145
Variation des frais de mise en valeur futurs estimatifs	(134)		(135)	(221)
Extensions, découvertes récupération améliorée, déduction faite
des frais connexes	54		63	416
Achats de réserves en place	13		680	42
Ventes de réserves en place	–		(27)	(4)
Variation nette liée aux révisions des estimations
de quantités antérieures	(115)		88	(8)
Augmentation due à la désactualisation	202		376	312
Variation nette desimpôts sur les bénéfices	(37)		333	(496)
À la fin de l’exercice	2 081	$	2 719 $	3 990 $

F-6

ANNEXE G

Annexe G - Information concernant Enerplus Exchangeable Limited Partnership

INFORMATION CONCERNANT ENERPLUS EXCHANGEABLE LIMITED PARTNERSHIP

Les termes utilisés dans la présente section et qui ne sont pas autrement définis dans la présente notice annuelle ont le sens qui leur est attribué dans les dispositions sur les parts échangeables de l’annexe A de la convention relative à EELP, dont un exemplaire a été déposé dans le profil du Fonds sur le site Web de SEDAR à l’adresse www.sedar.com en tant que « document pour les porteurs de titres » le 19 février 2008 (en sa version modifiée par un document déposé le 1[er] avril 2008) et sur le site Web d’Edgar au www.sec.gov sur formulaire 6-K le 20 février 2008 (en sa version modifiée par un document déposé le 2 avril 2008).

Généralités

EELP est une société en commandite constituée en vertu des lois de l’Alberta. Le siège social et bureau principal d’EELP est situé à l’adresse suivante : The Dome Tower, Suite 3000, 333 – 7th Avenue S.W., Calgary (Alberta) T2P 2Z1. Le commandité d’EELP est EnerMark, filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds. Le commandité d’EELP a le droit de recevoir une distribution pour chaque exercice correspondant à 0,001 % du bénéfice net d’EELP. Les associés d’EELP doivent en tout temps être des non-résidents.

Les activités d’EELP consistent à acquérir, à détenir, à transférer, à aliéner et à transiger par ailleurs des titres de quelque type ou nature que ce soit du Fonds ou d’un membre de son groupe ou d’une personne ayant des liens avec le Fonds ou toute personne ayant des liens avec ceux-ci ou membre de leur groupe ou qui sont émis par ceux-ci, ou de toute autre société par actions, société de personnes, fiducie ou autre personne participant directement ou indirectement à toute entreprise du domaine de l’exploration, du forage, de l’extraction, de la collecte, du traitement, du transport, de l’achat, de l’entreposage ou de la vente du pétrole, du gaz naturel, des liquides de gaz naturel, de l’eau, des minerais ou d’autres produits connexes, de l’électricité ou d’autres formes d’énergie et de toutes les entreprises connexes et de toutes les autres entreprises que le conseil d’administration peut désigner et aux activités qui soient connexes à celles-ci, qu’elles soient exercées directement ou indirectement ou par l’entremise d’une autre personne, ou émis par celles-ci, et à investir dans ces titres.

Parts de société

EELP est autorisée à émettre un nombre illimité de parts de catégorie A d’EELP et de parts de société en commandite échangeables d’EELP. Le commandité d’EELP peut également, relativement à EELP, émettre en tout temps des parts de toute catégorie ou série ou des titres d’emprunt garantis et non garantis, des titres d’emprunt convertibles en parts de toutes catégories ou séries, ou des options, des bons de souscription, des droits, des droits à la plus-value ou des droits de souscription relatifs à des parts de toute catégorie ou série au commandité d’EELP, à des commanditaires ou à toute autre personne qui n’est pas un non-résident et qui n’est pas exonérée d’impôts. Les parts prennent rang également avec chacune des autres parts de la même catégorie ou série et donnent à leur porteur les mêmes droits et obligations que le porteur de toute autre part de la même catégorie ou série et aucun commanditaire n’a droit à un privilège, une priorité ou une préférence par rapport à tout autre commanditaire détenant des parts de la même catégorie ou série.

De plus, lors d’une distribution des actifs en cas de liquidation ou de dissolution d’EELP, qu’elle soit volontaire ou non, ou lors de toute autre distribution des actifs d’EELP parmi ses associés afin de liquider ses affaires : a) les porteurs de parts de catégorie A d’EELP recevront un montant correspondant au pourcentage du ratio d’échange du total du passif du Fonds et de toutes les autres filiales du Fonds qui ne sont pas des filiales en propriété exclusive directe ou indirecte d’EELP; et b) le reste des actifs d’EELP sera distribué (i) selon la proportion de ces actifs qui correspond au résultat obtenu par la division du montant de ces actifs par la somme A) du nombre de parts de société en commandite échangeables d’EELP multiplié par le pourcentage de ratio d’échange et B) du nombre de parts de fiducie, dans chaque cas en circulation à la date de cette distribution, à l’égard de chaque part de société en commandite échangeable d’EELP en circulation et (ii) pour ce qui est de la portion restante de ces actifs, aux porteurs des parts de catégorie A d’EELP en proportion du nombre de parts de catégorie A d’EELP détenues.

G-1

Parts de catégorie A d’EELP

Les parts de catégorie A d’EELP ne peuvent être émises qu’au Fonds ou à un membre de son groupe et n’être détenues que par ceux-ci. Les porteurs de parts de catégorie A d’EELP ont droit à une voix pour chaque part de catégorie A d’EELP à l’égard de toute résolution ordinaire de société en commandite ou résolution spéciale de société en commandite d’EELP. Un porteur de parts de catégorie A d’EELP a le droit de recevoir des distributions pour chaque part de catégorie A d’EELP selon ce que détermine le commandité d’EELP et ce dernier, sous réserve des lois applicables, verse ces distributions à l’occasion. Ces distributions sont payées sur les espèces, les actifs ou les biens d’EELP qui peuvent servir au versement de distributions ou sur les parts de catégorie A d’EELP autorisées mais non émises, selon le cas.

Parts de société en commandite échangeables d’EELP

En 2006, EELP (alors appelée Focus Limited Partnership) a émis 10 000 000 de parts de société en commandite échangeables d’EELP aux porteurs de titres de Profico Energy Management Ltd. (« Profico ») qui ont choisi et avaient le droit de recevoir des parts de société en commandite échangeables d’EELP au lieu ou en plus de parts de fiducie de Focus en contrepartie de leurs actions ordinaires de Profico aux termes de l’acquisition de Profico par Focus. Au 31 décembre 2009, environ 6 382 000 parts de société en commandite échangeables d’EELP étaient émises et en circulation et échangeables contre un total d’environ 2 712 000 parts de fiducie du Fonds. Les parts de société en commandite échangeables d’EELP peuvent également être émises dans le cadre d’autres acquisitions effectuées par EELP de temps à autre. Le commandité d’EELP doit s’assurer, de bonne foi, et à sa seule appréciation, de l’équivalence économique des parts de société en commandite échangeables d’EELP par rapport aux parts de fiducie, compte tenu du ratio d’échange de 0,425.

Les principales modalités des parts de société en commandite échangeables d’EELP sont les suivantes :

• a) les parts de société en commandite échangeables d’EELP sont échangeables sans autre contrepartie contre 0,425 part de fiducie au choix du porteur conformément aux conditions de la convention relative à EELP, de la convention de soutien d’EELP et de la convention de vote et d’échange d’EELP. Voir « Convention de vote et d’échange d’EELP — Droit d’échange » ci-dessous;

• b) chaque part de société en commandite échangeable d’EELP donne à son porteur le droit de recevoir des prêts sans intérêt d’EELP correspondant aux distributions en espèces effectuées par le Fonds sur une part de fiducie, multiplié par 0,425. Voir « Droits aux distributions » ci-dessous;

• c) le porteur de chaque part de société en commandite échangeable d’EELP aura le droit de donner des directives de vote au fiduciaire nommé aux termes de la convention de vote et d’échange relativement au droit de vote spécial à toutes les assemblées des porteurs de parts du Fonds à raison de 0,425 voix pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP;

• d) les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP n’auront pas le droit à ce titre de recevoir un avis de convocation ou d’assister aux assemblées des associés d’EELP ni de voter à ces assemblées. Toutefois, les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP auront le droit de voter séparément en tant que groupe relativement à des propositions d’ajout, de modification ou de suppression d’un droit, d’un privilège, d’une restriction ou d’une condition rattachée aux parts de société en commandite échangeables d’EELP ou relativement à toute autre modification de la convention de société en commandite applicable qui aura un effet défavorable sur les porteurs de ces parts de société en commandite échangeables d’EELP. Voir « Droits de vote »;

• e) les parts de société en commandite échangeables d’EELP ne seront pas transférables, sauf comme il est écrit ci-dessous à la rubrique « Transfert de parts de société en commandite échangeables d’EELP »;

• f) EELP aura le droit d’acquérir toutes les parts de société en commandite échangeables d’EELP en échange de parts de fiducie dans certaines circonstances précises, notamment si moins de 1 000 000 de parts de société en commandite échangeables d’EELP sont en circulation ou dans le cas de certaines opérations qui pourraient comporter un changement de contrôle du Fonds. Voir « Droit de rachat » ci-dessous.

Les droits d’échange, de vote et de distribution associés aux parts de société en commandite échangeables d’EELP et le droit de vote spécial connexe décrit en détail ci-dessous sont assujettis aux dispositions antidilution normales.

G-2

Droits aux distributions

Les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP seront en droit de recevoir, et EELP accordera, sous réserve des lois applicables, à chaque date à laquelle le Fonds déclare une distribution sur les parts de fiducie, pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP, un prêt :

• a) dans le cas d’une distribution en espèces déclarée sur les parts de fiducie, d’un montant en espèces pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP égal à la distribution en espèces déclarée sur chaque part de fiducie, multiplié par 0,425; ou

• b) dans le cas où la distribution déclarée sur les parts de fiducie est versée sous forme de biens autres que des espèces ou des parts de fiducie, d’un type et d’un montant de biens pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP identique ou financièrement équivalent au type et au montant des biens déclarés à titre de distribution sur chaque part de fiducie, multiplié par 0,425.

Le montant ou la valeur des biens prêtés à l’égard de parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu de ces droits à des distributions ne constituera pas une distribution de bénéfices ni une autre compensation sous forme de revenu à l’égard des parts de société en commandite échangeables d’EELP, mais plutôt à un prêt sans intérêt de ce montant ou, dans le cas de biens, un prêt dont le montant correspond à la juste valeur marchande des biens déterminée de bonne foi par le conseil d’administration à la date du prêt au porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP qui l’obtient, lequel prêt est remboursable par ce porteur de parts d’EELP à la plus hâtive des dates suivantes, soit a) le 1[er] janvier de l’année civile suivant le prêt, b) le 5[e] jour ouvrable précédant un événement d’insolvabilité, c) le jour ouvrable précédant le rachat de parts de société en commandite échangeables d’EELP à l’égard desquelles les prêts ont été consentis (en vertu du droit de rachat au gré du porteur ou d’un rachat par EELP), d) le jour ouvrable précédant l’achat de parts de société en commandite échangeables d’EELP à l’égard desquelles le prêt a été consenti en vertu du droit d’achat en cas de liquidation et e) le jour ouvrable avant tout autre transfert de parts de société en commandite échangeables d’EELP à l’égard desquelles le prêt a été consenti. À la date à laquelle le prêt est remboursable selon ce qui a été déterminé dans la phrase précédente, EELP versera une distribution à l’égard de chaque part de société en commandite échangeable d’EELP correspondant au montant du prêt impayé à l’égard de la part en question. EELP opérera compensation et affectera le montant de la distribution en réduction de l’obligation du porteur des parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes du prêt impayé à l’égard de celles-ci et chaque porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP aura le droit d’opérer compensation et d’affecter le montant qu’il doit aux termes d’un prêt impayé à l’égard de celles-ci en réduction du montant de la distribution.

Transfert de parts de société en commandite échangeables d’EELP

Aucun porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP ne peut vendre, céder, grever d’une charge, faire en sorte qu’EELP rachète, ou transférer ses parts de société en commandite échangeables d’EELP ou accorder une sûreté à leur égard ou en disposer par ailleurs (ou permettre la survenance de ce qui précède), tant volontairement qu’involontairement ou autrement, sauf par effet de la loi ou dans le cadre d’une réinscription des certificats attestant les parts de société en commandite échangeables d’EELP qui ne comporte pas un changement de propriété véritable.

Droit de rachat au gré du porteur

En vertu du droit de rachat au gré du porteur, les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP auront le droit, en tout temps avant le 8 janvier 2017, d’exiger d’EELP que celle-ci rachète une partie ou la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP qu’ils détiennent au prix de rachat au gré du porteur, qu’EELP acquittera en livrant à ce porteur la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP (définie à l’annexe A de la convention relative à EELP comme la « contrepartie pour les parts de catégorie B » ( Class B Unit Consideration )) correspondant au prix de rachat au gré du porteur.

Les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP peuvent donner effet à cet échange en présentant un certificat ou des certificats au commandité d’EELP ou à l’agent des transferts, selon les indications d’EELP, correspondant au nombre de parts de société en commandite échangeables d’EELP que le porteur désire faire racheter par EELP ainsi que tout autre document qui pourrait être requis pour effectuer le transfert des parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes de la convention relative à EELP de même que les documents et actes supplémentaires que l’agent des transferts pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP et le commandité d’EELP peuvent raisonnablement exiger pour effectuer l’échange, accompagnés d’une demande de rachat au gré du porteur dûment remplie.

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EELP fera alors en sorte que la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP soit livrée au porteur des parts de société en commandite échangeables d’EELP. Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se compose en partie de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP rachetée.

Droit en cas de liquidation

Sous réserve du droit d’achat en cas de liquidation du Fonds ou de sa filiale applicable décrit ci-dessous, en cas de liquidation ou de dissolution d’EELP, qu’elle soit volontaire ou involontaire, ou de toute autre distribution des actifs d’EELP parmi ses associés aux fins de la liquidation de ses affaires, un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP aura le droit, sous réserve des lois applicables, de recevoir sur les actifs d’EELP, pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP détenue à la date de liquidation, le montant en cas de liquidation, qu’EELP acquittera en faisant en sorte que soit livrée à ce porteur la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP représentant le montant en cas de liquidation. Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se compose en partie de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP.

Droit d’achat en cas de liquidation

À la survenance d’un événement décrit ci-dessus à la rubrique « — Droit en cas de liquidation », en vertu du droit d’achat en cas de liquidation, le Fonds ou sa filiale applicable aura le droit dérogatoire d’acheter de la totalité des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP (autres que le Fonds et les membres de son groupe) à la date de liquidation la totalité de leurs parts de société en commandite échangeables d’EELP en contrepartie du montant en cas de liquidation et, à l’exercice de ce droit, les porteurs de ces parts seront tenus de les vendre au Fonds ou à sa filiale applicable. Afin de réaliser l’achat des parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu du droit d’achat en cas de liquidation, le Fonds ou sa filiale applicable déposera ou fera en sorte que soit déposée chez l’agent des transferts des parts de société en commandite échangeables d’EELP, au plus tard à la date de liquidation, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP représentant le montant en cas de liquidation. Lorsque l’agent des transferts se verra remettre par un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP les certificats attestant ces parts de société en commandite échangeables d’EELP accompagnés des autres documents et actes pouvant être requis pour effectuer un transfert de parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes de la convention relative à EELP, l’agent des transferts remettra la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP à laquelle ce porteur a droit. Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se composera en partie de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP assujettie au droit d’achat en cas de liquidation.

Droit de rachat au gré de l’émetteur

Sous réserve des lois applicables, EELP doit, à la date de rachat au gré de l’émetteur, racheter la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP alors en circulation au prix de rachat au gré de l’émetteur. Le paiement du prix de rachat au gré de l’émetteur total doit être effectué en transmettant la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP représentant le prix de rachat au gré de l’émetteur total à chacun des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP. Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se composera en partie de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP rachetée.

Aux fins des dispositions sur les parts de société en commandite échangeables d’EELP, la « date de rachat au gré de l’émetteur » s’entend de la date, le cas échéant, déterminée par le conseil d’administration pour le rachat par EELP de la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP en circulation (autres que les parts de société en commandite échangeables d’EELP détenues par le Fonds ou les membres de son groupe), en vertu du droit de rachat au gré de l’émetteur, laquelle date ne doit pas être antérieure au 8 janvier 2017, à moins que ne survienne l’un des événements suivants :

• a) moins de 1 000 000 de parts de société en commandite échangeables d’EELP sont en circulation (autres que les parts de société en commandite échangeables d’EELP détenues par le Fonds ou les membres de son groupe), ce nombre est rajusté par le conseil d’administration, de bonne foi et à sa seule appréciation, pour donner effet à toute division, à tout regroupement ou à toute distribution en nature de parts de société en commandite échangeables d’EELP, à toute émission ou à tout placement de droits, d’options ou de bons de souscription permettant d’acquérir des parts de société en commandite échangeables d’EELP (ou des titres échangeables contre des parts de société en commandite échangeables d’EELP, convertibles en celles-ci ou donnant le droit d’acquérir celles-ci), à toute

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émission ou à tout placement d’autres titres ou droits ou de titres de créance ou d’actifs, ou à toute autre restructuration du capital ou autre opération touchant les parts de société en commandite échangeables d’EELP, alors, la date de rachat au gré de l’émetteur sera le jour ouvrable déterminé par le conseil d’administration, qui devra donner aux porteurs inscrits des parts de société en commandite échangeables d’EELP et au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange un avis écrit préalable du nombre de jours que le conseil d’administration peut juger raisonnablement pratique dans les circonstances;

• b) une opération de prise de contrôle d’EELP, auquel cas, pourvu que le conseil d’administration détermine, de bonne foi et à sa seule appréciation, qu’il n’est pas raisonnablement pratique de reproduire essentiellement les conditions des parts de société en commandite échangeables d’EELP dans le cadre de cette opération de prise de contrôle et que le rachat de la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP en circulation est nécessaire pour permettre la réalisation de cette opération de prise de contrôle conformément à ses conditions, la date de rachat au gré de l’émetteur sera le jour ouvrable déterminé par le conseil d’administration, qui devra donner aux porteurs inscrits des parts de société en commandite échangeables d’EELP et au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange un avis écrit préalable du nombre de jours que le conseil d’administration peut juger raisonnablement pratique dans les circonstances;

• c) une modification à la loi, auquel cas la date de rachat au gré de l’émetteur sera le jour ouvrable déterminé par le conseil d’administration, qui devra donner aux porteurs inscrits des parts de société en commandite échangeables d’EELP et au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange un avis écrit préalable du nombre de jours que le conseil d’administration peut juger raisonnablement pratique dans les circonstances;

• d) un événement exonéré causant l’exercice des droits de vote rattachés aux parts de catégorie B est proposé, auquel cas, pourvu que le conseil d’administration ait déterminé, de bonne foi et à sa seule appréciation, qu’il n’est pas raisonnablement pratique de parvenir au but commercial souhaité par l’événement causant l’exercice des droits de vote rattachés aux parts de société en commandite échangeables d’EELP, lequel but commercial doit être de bonne foi et ne pas avoir pour principal objectif de causer la survenance d’une date de rachat au gré de l’émetteur, la date de rachat au gré de l’émetteur sera le jour ouvrable précédant la date de référence pour une assemblée ou un vote des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP en vue d’étudier l’événement causant l’exercice des droits de vote rattachés aux parts de société en commandite échangeables d’EELP et le conseil d’administration doit donner aux porteurs inscrits des parts de société en commandite échangeables d’EELP et au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange un avis écrit préalable du nombre de jours pour le rachat que le conseil d’administration peut juger raisonnablement pratique dans les circonstances;

• e) un événement exonéré causant l’exercice des droits de vote rattachés aux parts de catégorie B est proposé et les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP omettent de prendre les mesures nécessaires à une assemblée ou à un autre vote des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP afin d’approuver ou de désapprouver, selon le cas, l’événement causant l’exercice des droits de vote rattachés aux parts de société en commandite échangeables d’EELP exclu, auquel cas, la date de rachat au gré de l’émetteur sera le jour ouvrable suivant le jour où les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP omettent de prendre une telle mesure,

à la condition, toutefois, que le défaut ou l’omission accidentelle de donner un avis de rachat au gré de l’émetteur en vertu des alinéas a), b) ou c) ci-dessus à un des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP n’affecte pas la validité du rachat au gré de l’émetteur en question.

Dans le cas de l’alinéa a) ci-dessus, EELP doit, au moins 30 jours avant la date de rachat au gré de l’émetteur, envoyer ou faire envoyer à chaque porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP un avis écrit du rachat par EELP des parts de société en commandite échangeables d’EELP détenues par ce porteur.

Rachat automatique

Les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP sont tenus d’aviser EELP de tout événement ou toute situation qui pourrait faire en sorte que le porteur devienne ou soit réputé devenir un non-résident dès que possible et, dans tous les cas, au moins 30 jours avant la date de changement de résidence prévue. À compter du cinquième jour ouvrable précédant la date de changement de résidence d’un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP, la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP de ce porteur seront transférées à EELP, et seront réputées l’être, au prix de rachat automatique par part de société en commandite échangeable d’EELP, qu’EELP

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acquittera en déposant ou en faisant déposer auprès de l’agent des transferts pour ces parts de société en commandite échangeables d’EELP la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP correspondant au prix de rachat automatique. Lorsqu’un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP remet à l’agent des transferts ses certificats attestant les parts de société en commandite échangeables d’EELP ainsi que les autres documents et actes qui peuvent être requis pour effectuer un transfert de parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes de la convention relative à EELP, l’agent des transferts transmet la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP à laquelle ce porteur a droit.

Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se composera notamment de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP faisant l’objet du rachat automatique.

CONVENTION RELATIVE À EELP

Droits de vote

Les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP n’auront pas le droit à ce titre de recevoir un avis de convocation, d’assister ou de voter à toute assemblée des associés d’EELP. Malgré ce qui précède, les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP auront le droit de voter séparément en tant que catégorie à l’égard de certaines modifications à la convention relative à EELP. Voir « – Modification et approbation » ci-dessous. Pour chaque vote pris à une telle assemblée, chaque porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP aura droit à une voix pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP qu’il détient.

Aux termes de l’acte de fiducie du Fonds, le droit de vote spécial a été émis avec les parts de société en commandite échangeables d’EELP émises. Chaque droit de vote spécial donne à son porteur le droit de recevoir un avis de convocation, d’assister et de voter à toute assemblée des porteurs de parts du Fonds. Aux termes de la convention de vote et d’échange d’EELP, chaque porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP a le droit de donner au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange des directives quant à la façon d’exercer le droit de vote spécial à l’égard du nombre de parts de fiducie contre lesquelles sont échangeables les parts de société en commandite échangeables d’EELP. Le droit de vote spécial émis au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange par le Fonds donne aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP le droit à 0,425 voix aux assemblées des porteurs de parts du Fonds pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP, mais aucun des autres droits rattachés aux parts de fiducie. Voir « Convention de vote et d’échange d’EELP — Droits de vote ».

Modification et approbation

La commandité d’EELP peut proposer des modifications à la convention relative à EELP qui, sous réserve des limites suivantes, seront réputées être en vigueur si elles sont approuvées par le commandité d’EELP :

• a) les dispositions relatives aux modifications elles-mêmes ne peuvent être modifiées sans le consentement unanime des porteurs de parts de société en commandite d’EELP;

• b) il est interdit d’apporter à la convention relative à EELP des modifications qui auraient pour effet, notamment : (i) d’empêcher les prêts ou les distributions aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP ou d’avoir une incidence défavorable sur les droits des porteurs des parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu de la convention de soutien à EELP; (ii) de changer la disposition de la convention relative à EELP qui restreint certaines distributions ou certains paiements sur les parts de catégorie A d’EELP ou les émissions de titres de rang supérieur aux parts de société en commandite échangeables d’EELP; (iii) de modifier la responsabilité d’un commanditaire; (iv) de permettre à un commanditaire d’exercer un contrôle sur des affaires d’EELP; (v) de changer le droit d’un commanditaire de voter sur des résolutions ou (vi) de transformer EELP d’une société en commandite en société en nom collectif sans que cette modification n’ait été approuvée par voie de résolution spéciale de société en commandite;

• c) il est interdit d’apporter à la convention relative à EELP des modifications qui auraient pour effet d’ajouter, de modifier ou de supprimer un droit, un privilège, une restriction ou une condition se rattachant aux parts de société en commandite échangeables d’EELP ou qui auraient une incidence défavorable sur les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP à moins que cette modification ne soit approuvée au moyen d’un vote par catégorie par 66[2] /3 % des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP;

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• d) il est interdit d’apporter des modifications qui auraient pour effet de toucher défavorablement les droits et les obligations du commandité d’EELP entrant en vigueur avant 45 jours suivant la résolution approuvant cette modification.

Les associés doivent recevoir le détail de toute modification apportée à la convention relative à EELP dans les 30 jours suivant la prise d’effet de la modification.

CONVENTION DE VOTE ET D’ÉCHANGE D’EELP

Les termes qui sont utilisés dans la présente section et qui ne sont pas autrement définis dans la présente notice annuelle ont le sens qui leur est attribué dans la convention de vote et d’échange d’EELP, dont une copie a été déposée dans le profil du Fonds sur le site web de SEDAR à l’adresse www.sedar.com en tant que document des porteurs de titres le 9 juin 2008 ainsi que sur le site web d’EDGAR à l’adresse www.sec.gov sur formulaire 6-K le 11 juin 2008.

Droits de vote

Conformément à la convention de vote et d’échange d’EELP, le Fonds a émis le droit de vote spécial au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange pour le bénéfice des porteurs (autres que le Fonds et les membres de son groupe) des parts de société en commandite échangeables d’EELP. Le droit de vote spécial comporte un nombre de voix, pouvant être exercées à toute assemblée à laquelle les porteurs de parts du Fonds ont droit de voter, correspondant au nombre de parts de fiducie contre lesquelles sont échangeables les parts de société en commandite échangeables d’EELP, multiplié par le nombre de voix auquel a droit le porteur d’une part de fiducie. Pour ce qui est du consentement écrit demandé aux porteurs de parts du Fonds, chaque voix rattachée au droit de vote spécial peut être exercée de la manière indiquée ci-dessus.

Chaque porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP à la date de référence pour toute assemblée à laquelle les porteurs de parts du Fonds ont droit de voter a le droit de donner au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange des directives quant à l’exercice du nombre de voix rattachées au droit de vote spécial ayant trait aux parts de société en commandite échangeables d’EELP détenues par ce porteur. Le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange exercera chaque voix rattachée au droit de vote spécial uniquement selon les directives du porteur concerné et, en l’absence de directives d’un porteur quant à la façon de voter, n’exercera pas les voix en question.

Le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange envoie aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP l’avis de convocation à chaque assemblée à laquelle les porteurs de parts du Fonds ont droit de voter ainsi que les documents relatifs à l’assemblée connexes de même qu’un énoncé sur la manière dont le porteur peut donner au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange des directives relatives à l’exercice des voix rattachées au droit de vote spécial au moment où le Fonds envoie cet avis et ces documents aux porteurs de parts du Fonds. Le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange envoie également aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP des exemplaires de tous les documents d’information, états financiers provisoires et annuels, rapports et autres documents envoyés par le Fonds à ses porteurs de parts au moment où ces documents sont envoyés aux porteurs de parts. Si ces documents sont fournis par le Fonds au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange, ce dernier envoie également aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP tous les documents envoyés par des tiers aux porteurs de parts du Fonds, y compris les circulaires de sollicitation de procurations émanant de dissidents et les notes d’information d’offre d’achat et d’échange, dès que possible après que ces documents ont été d’abord envoyés aux porteurs de parts.

Tous les droits qu’a un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP d’exercer les voix rattachées au droit de vote spécial cesseront et seront annulés immédiatement à la survenance d’un des événements suivants : a) la livraison au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange des certificats attestant les parts de société en commandite échangeables d’EELP dans le cadre de l’exercice par le porteur du droit d’échange (à moins que le Fonds n’ait pas remis la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP en échange de celles-ci); b) l’échange automatique des parts de société en commandite échangeables d’EELP contre des parts de fiducie au terme du droit d’échange automatique; c) le rachat au gré de l’émetteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes des dispositions relatives aux parts de société en commandite échangeables d’EELP ou à la date de prise d’effet de la liquidation ou de la dissolution d’EELP aux termes des dispositions des parts de société en commandite échangeables d’EELP; d) le rachat automatique de parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes des dispositions des parts de société en commandite échangeables d’EELP; e) l’achat de parts de société en commandite échangeables d’EELP au porteur par EELP ou f) l’achat de parts de société en commandite

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échangeables d’EELP au porteur par le Fonds ou sa filiale applicable aux termes du droit d’achat en cas de liquidation aux termes des dispositions des parts de société en commandite échangeables d’EELP.

Sauf dans le cas de changements administratifs destinés à ajouter des engagements pour la protection des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP, à apporter les modifications nécessaires ou à corriger des ambiguïtés ou des erreurs d’écriture (dans tous les cas, pourvu que le commandité d’EELP, pour le compte d’EELP, soit d’avis que ces modifications ne portent pas atteinte aux intérêts des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP), la convention de vote et d’échange d’EELP ne peut être modifiée sans l’approbation des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP.

Droit d’échange

En vertu du droit d’échange accordé dans la convention de vote et d’échange d’EELP, à la survenance et pendant que se poursuit un cas d’insolvabilité, le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange, pour le compte des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP, a le droit d’exiger du Fonds que celui-ci achète une partie ou la totalité des parts de société en commandite échangeables d’EELP applicables détenues par les porteurs ainsi que les droits d’échange automatique pour a) un montant par part de société en commandite échangeable d’EELP correspondant au cours des parts de société en commandite échangeables d’EELP le dernier jour ouvrable avant la clôture de l’achat et de la vente des parts de société en commandite échangeables d’EELP aux termes du droit d’échange et b) la prise en charge par le Fonds de tout titre d’emprunt de la société relative à cette part de société en commandite échangeable d’EELP. Le cours des parts de société en commandite échangeables d’EELP ne peut être réglé qu’au moyen de la livraison par le Fonds au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange, pour le compte des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP, de la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP correspondant au cours des parts de société en commandite échangeables d’EELP. Plus précisément, la contrepartie pour les parts de société en commandite échangeables d’EELP se composera notamment de 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP faisant l’objet du droit d’échange.

Droit d’échange après le rachat au gré du porteur

Si un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP choisit d’exercer son droit de rachat au gré du porteur à l’égard d’une partie ou de la totalité de ses parts de société en commandite échangeables d’EELP et qu’EELP avise ce porteur qu’elle est incapable de lui acheter tous les titres en question en raison des lois applicables, la demande de rachat au gré du porteur sera réputée constituer un avis du porteur au fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange demandant à ce dernier d’exercer le droit d’échange.

Droit d’échange automatique

En vertu du droit d’échange automatique accordé dans la convention de vote et d’échange d’EELP, le Fonds doit aviser par écrit le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange d’un cas de liquidation de la façon suivante :

• a) en cas de décision du Fonds d’entamer des procédures de liquidation volontaire ou de dissolution du Fonds ou d’effectuer toute autre distribution des actifs du Fonds parmi ses porteurs de parts afin de liquider ses affaires, au moins 60 jours avant la date de prise d’effet proposée de la liquidation, de la dissolution ou d’une autre distribution;

• b) sans délai après le premier des deux événements suivants à survenir, soit (i) la réception par le Fonds d’un avis de réclamation, de poursuite, de requête ou d’autres procédures imminentes ou introduites relativement à la liquidation volontaire ou à la dissolution du Fonds ou à une autre distribution des actifs du Fonds parmi ses porteurs de parts en vue de liquider ses affaires ou (ii) le moment où le Fonds prend autrement connaissance de ce qui précède, dans chaque cas si le Fonds a omis de contester de bonne foi toute telle procédure entamée à l’égard du Fonds dans les 30 jours après en avoir pris connaissance.

Sur réception de cet avis d’un cas de liquidation, le fiduciaire désigné aux termes de la convention de vote et d’échange doit en aviser, de la façon indiquée par le Fonds, les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP en décrivant le droit d’échange automatique. Immédiatement avant le moment de prise d’effet du cas de liquidation et afin de permettre aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP de participer

proportionnellement avec les porteurs de parts de fiducie (compte tenu du ratio d’échange de 0,425) à la distribution des actifs du Fonds dans le cadre du cas de liquidation, le Fonds échangera les parts de société en commandite échangeables d’EELP contre des parts de fiducie selon le cours des parts de société en commandite échangeables d’EELP applicable à

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ce moment, qui sera, à titre de précision, fondé sur 0,425 part de fiducie pour chaque part de société en commandite échangeable d’EELP.

CONVENTION DE SOUTIEN D’EELP

Les termes qui sont utilisés aux présentes et qui ne sont pas autrement définis dans la présente notice annuelle ont le même sens que celui qui leur est attribué dans la convention de soutien d’EELP, dont une copie à été déposée dans le profil du Fonds sur le site web de SEDAR à l’adresse www.sedar.com en tant que document des porteurs de titres le 19 février 2008 et sur le site web d’EDGAR à l’adresse www.sec.gov sur formulaire 6-K le 20 février 2008.

L’obligation de soutien d’EELP

Aux termes de la convention de soutien d’EELP, tant que des parts de société en commandite échangeables d’EELP n’appartenant pas au Fonds ou aux membres de son groupe sont en circulation, le Fonds doit notamment :

• a) prendre toutes les mesures et faire toutes les choses qui sont raisonnablement nécessaires ou souhaitables pour permettre à EELP, conformément aux lois applicables, de payer et de remplir par ailleurs ses obligations relativement au montant en cas de liquidation, au prix de rachat au gré du porteur, au prix de rachat au gré de l’émetteur ou au prix de rachat automatique relativement à chacune de ses parts de société en commandite échangeables d’EELP émises et en circulation (autres que les parts de société en commandite échangeables d’EELP appartenant au Fonds ou aux membres de son groupe) au moment de sa liquidation ou de sa dissolution ou de toute distribution de ses actifs parmi ses associés en vue de liquider ses affaires, de la transmission d’une demande de rachat au gré du porteur par un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP ou d’un rachat de parts de société en commandite échangeables d’EELP par EELP;

• b) ne pas exercer (et s’assurer que tous les membres de son groupe n’exercent pas) son droit de vote à titre d’associé pour amorcer la liquidation ou la dissolution volontaire d’EELP ou une autre distribution des actifs d’EELP parmi ses partenaires en vue de liquider ses affaires ni prendre de mesure ou omettre de prendre de mesure destinée à entraîner la liquidation ou la dissolution d’EELP ou une autre distribution des actifs d’EELP parmi ses partenaires associés en vue de liquider ses affaires.

La convention de soutien d’EELP prévoit également que tant que des parts de société en commandite échangeables d’EELP n’appartenant pas au Fonds ou à des membres de son groupe sont en circulation, le Fonds ne peut pas, sans avoir au préalable obtenu l’approbation d’EELP et des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP :

• a) émettre ou placer des parts de fiducie (ou des titres échangeables contre des parts de fiducie, convertibles en celles-ci ou comportant des droits d’acquérir celles-ci) aux porteurs de la totalité ou de la quasi-totalité des parts de fiducie alors en circulation au moyen d’un placement, autrement qu’une émission de parts de fiducie (ou de titres échangeables contre des parts de fiducie, convertibles en celles-ci ou comportant des droits d’acquérir celles-ci) aux porteurs de parts de fiducie qui exercent le choix de recevoir des distributions sous forme de parts de fiducie (ou de titres échangeables contre des parts de fiducie, convertibles en celles-ci ou comportant des droits d’acquérir celles-ci) au lieu de recevoir des distributions en espèces, ou en vertu d’un régime de réinvestissement de distributions;

• b) émettre ou placer des droits, des options ou des bons de souscription aux porteurs de la totalité ou de la quasitotalité des parts de fiducie alors en circulation leur donnant le droit de souscrire ou d’acheter des parts de fiducie (ou des titres échangeables contre des parts de fiducie, convertibles en celles-ci ou comportant des droits d’acquérir celles-ci);

• c) émettre ou placer aux porteurs de la totalité ou de la quasi-totalité des parts de fiducie alors en circulation : (i) des titres du Fonds de toute catégorie autre que les parts de fiducie (sauf des titres échangeables contre des parts de fiducie, convertibles en celles-ci ou comportant des droits d’acquérir celles-ci); (ii) des droits, des options ou des bons de souscription autres que ceux dont il est question au le paragraphe b) ci-dessus; (iii) des titres d’emprunt du Fonds ou (iv) d’autres actifs du Fonds,

à moins que l’équivalent économique par part de société en commandite échangeable d’EELP (compte tenu du ratio d’échange de 0,425) de ces droits, options, bons de souscription, titres, actions, titres d’emprunt ou autres actifs ne soit émis ou prêté simultanément aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP.

G-9

De plus, le Fonds, ne peut pas, sans avoir au préalable obtenu l’approbation d’EELP et des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP : (i) diviser, rediviser ou changer les parts de fiducie alors en circulation en un nombre supérieur de parts de fiducie; (ii) réduire, combiner, consolider ou changer les parts de fiducie alors en circulation en un nombre inférieur de parts de fiducie ou (iii) recatégoriser ou changer autrement les parts de fiducie ou effectuer une fusion, une réorganisation ou une autre opération touchant les parts de fiducie à moins qu’un changement identique ou équivalent d’un point de vue économique (compte tenu du ratio d’échange de 0,425) ne soit apporté simultanément aux parts de société en commandite échangeables d’EELP ou aux droits des porteurs de celles-ci.

Si une offre d’achat, offre d’échange d’actions, offre publique de rachat, offre publique d’achat ou opération similaire touchant les parts de fiducie est proposée par le Fonds ou est proposée au Fonds ou à ses porteurs de parts et est recommandée par le Fonds ou par le conseil d’administration d’EnerMark pour son compte, ou est effectuée ou doit être effectuée par ailleurs avec le consentement ou l’approbation du Fonds ou le conseil d’administration d’EnerMark pour son compte, et que les parts de société en commandite échangeables d’EELP ne sont pas rachetées par EELP, le Fonds doit faire de son mieux raisonnablement, avec célérité et de bonne foi pour prendre toutes les mesures et faire toutes les choses qui sont nécessaires ou souhaitables pour permettre aux porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP (autres que le Fonds ou les membres de son groupe) de participer à l’opération dans la même mesure que les porteurs de parts du Fonds et sur une base équivalente d’un point de vue économique (compte tenu du ratio d’échange de 0,425).

La convention de soutien d’EELP prévoit également que, tant que des parts de société en commandite échangeables d’EELP en circulation appartiennent à d’autres personnes que le Fonds ou un membre de son groupe, le Fonds doit, à moins d’avoir obtenu l’approbation de faire autrement auprès d’EELP et des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu des dispositions des parts de société en commandite échangeables d’EELP, demeurer le propriétaire véritable direct ou indirect de toutes les participations comportant droit de vote émises et en circulation du capital d’EELP et du commandité d’EELP; toutefois, le Fonds ne contreviendra pas à cette obligation si une personne ou un groupe de personnes acquiert la totalité ou la quasi-totalité des actifs du Fonds ou des parts de fiducie conformément à une fusion du Fonds aux termes de laquelle le Fonds n’est pas l’entité issue de la fusion. À l’exception des modifications administratives destinées à ajouter des engagements visant à protéger les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP, à apporter certaines modifications nécessaires ou à corriger des ambiguïtés ou des erreurs d’écriture (dans chaque cas, pourvu que le conseil d’administration soit d’avis que ces modifications ne portent pas atteinte aux intérêts des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP), la convention de soutien d’EELP ne peut pas être modifiée autrement qu’au moyen d’une entente écrite signée par EELP, par le commandité d’EELP et par le Fonds et approuvée par les porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP en vertu des dispositions des parts de société en commandite échangeables d’EELP.

Aux termes de la convention de soutien d’EELP, le Fonds et, à l’égard des parts de société en commandite échangeables d’EELP, EELP ont convenu de ne pas exercer, et feront en sorte que les membres de leur groupe n’exercent pas, les droits de vote rattachés aux parts de société en commandite échangeables d’EELP détenues par ceux-ci et les membres de leur groupe relativement à toute question soumise aux assemblées des porteurs de parts de société en commandite échangeables d’EELP (y compris toute approbation demandée à ces porteurs relativement à des questions découlant de la convention de soutien d’EELP).

Lorsque EELP donne avis d’un événement qui l’oblige à faire livrer des parts de fiducie à un porteur de parts de société en commandite échangeables d’EELP, le Fonds doit sans délai émettre et livrer le nombre requis de parts de fiducie qui doivent être émises à l’ancien porteur des parts de société en commandite échangeables d’EELP remises ou au nom de celui-ci et qui doivent lui être remises, selon les directives d’EELP. Toutes ces parts de fiducie doivent être dûment autorisées, valablement émises, entièrement libérées, non susceptibles d’appels subséquents et libres et quittes de tout privilège, de toute réclamation ou de toute charge.

ADMISSIBILITÉ DES PARTS DE FIDUCIE

Le Fonds a convenu d’effectuer les dépôts et de demander les consentements et les approbations des organismes de réglementation qui sont nécessaires pour que les parts de fiducie pouvant être émises à l’échange des parts de société en commandite échangeables d’EELP soient émises conformément aux lois applicables au Canada et puissent être négociées librement à la TSX ou à toute autre bourse à la cote de laquelle les parts de fiducie peuvent être inscrites ou affichées à des fins de négociation de temps à autre.

G-10

MESURES PRISES PAR LE COMMANDITÉ D’EELP AUX TERMES DE LA CONVENTION DE SOUTIEN D’EELP ET DE LA CONVENTION DE VOTE ET D’ÉCHANGE D’EELP

Le commandité d’EELP, pour le compte d’EELP, prendra toutes les mesures et fera toutes les choses qui sont nécessaires ou souhaitables pour exécuter et respecter toutes les dispositions de la convention de soutien d’EELP et de la convention de vote et d’échange d’EELP applicables à EELP.

G-11

F O N D S R E S O U R C E S

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