Enerplus Resources Fund — Capital/Financing Update 2009

Aug 27, 2009

ANNEXE 51-102A3 DÉCLARATION DE CHANGEMENT IMPORTANT

1. Nom et adresse de la société

Fonds Enerplus Resources (le « Fonds 333 – 7th Avenue S.W., bureau 3000 Calgary (Alberta) T2P 2Z1

2. Date du changement important

Le 19 août 2009

3. Communiqué

Un communiqué détaillant le document résumé dans la présente déclaration de changement important a été diffusé par l’intermédiaire du CNW Group le 19 août 2009 et aurait été reçu par les commissions des valeurs mobilières là où Enerplus est un « émetteur assujetti » et par les bourses où les titres d’Enerplus sont inscrits et affichés à des fins de négociation.

4. Résumé du changement important

Enerplus a conclu une convention visant l’acquisition d’une participation directe moyenne de 21,5 % dans certains terrains dans la zone de gaz de schiste de Marcellus dans le nord-est des ÉtatsUnis pour une contrepartie globale de 406,0 M$ US (environ 445,3 M$ CA). En plus de l’acquisition, Enerplus a convenu d’émettre 9 250 000 parts de fiducie dans le cadre d’un financement par achat ferme au Canada au prix de 21,65 $ CA la part de fiducie pour un produit brut d’environ 190,2 M$ CA (10 406 250 parts de fiducie pour un produit brut d’environ 225,3 M$ CA si l’option de surallocation octroyée aux preneurs fermes du placement est levée intégralement).

5. Description circonstanciée du changement important

5.1 Description circonstanciée du changement important

Les termes clés utilisés aux présentes sans être définis par ailleurs ont le sens qui leur est attribué aux définitions à la fin de la présente rubrique 5.1.

Acquisition projetée de participations dans les terrains de Marcellus

Détails de l’opération

Le 19 août 2009, Enerplus (par l’entremise d’Enerplus USA, filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds) a conclu avec les vendeurs la convention relative à l’achat de Marcellus aux termes de laquelle Enerplus acquerra une participation directe moyenne de 21,5 % dans certains terrains dans la zone de gaz naturel de schiste de Marcellus dans le nord-est des États-Unis. La contrepartie totale de l’acquisition de Marcellus s’élève à 406,0 M$ US (environ 445,3 M$ CA), sous réserve de rajustements, comme il est plus amplement décrit ci-après. Enerplus prévoit que la clôture de l’opération aura lieu au début de septembre 2009, avec date de prise d’effet le 1[er] mai 2009.

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Aux termes de l’opération, Enerplus acquerrait la participation directe moyenne de 21,5 % par l’acquisition d’une participation indivise de 30 % dans la participation directe moyenne de 72 % des vendeurs dans les terrains de Marcellus. L’acquisition de Marcellus sera 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 convenu d’acquérir 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 dans les terrains de Marcellus) pour une contrepartie au comptant de 162,4 M$ US (environ 178,1 M$ CA), payable à la clôture. Ce prix d’achat peut être rajusté pour tenir compte des rajustements usuels en matière de pétrole et de gaz, comme les produits d’exploitation et les dépenses relativement aux participations acquises entre la date de prise d’effet et la date de clôture ainsi que de certains défauts de titres et manquements en matière d’environnement, sous réserve de certaines limites. Enerplus entend affecter une partie du produit net tiré du placement au financement du prix d’achat au comptant de 162,4 M$ US payable à la clôture de l’acquisition de cette tranche de la participation directe.

La clôture de l’acquisition de la participation directe dans les terrains de Marcellus décrite ci-dessus aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus est soumise à la condition qu’Enerplus et les vendeurs concluent à la date de clôture de l’acquisition de Marcellus la CMVC de Marcellus aux termes de laquelle Enerplus acquerra 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 dans les terrains de Marcellus) à la clôture de l’acquisition de Marcellus. Aux termes de la CMVC de Marcellus, la contrepartie de 243,6 M$ US (environ 267,2 M$ CA) (la « somme à engager ») attribuable à ces participations directes supplémentaires sera acquittée par Enerplus sous forme de « prise en charge » de 50 % de la quote-part des frais futurs de forage et de complétion de puits sur les terrains de Marcellus payables par les vendeurs jusqu’à ce qu’Enerplus dépense entièrement la somme à engager, ce qui, selon Enerplus, devrait se faire sur les quatre prochaines années.

La réalisation de l’acquisition de Marcellus est assujettie à certaines conditions usuelles de clôture, y compris l’exactitude continue des déclarations et des garanties et l’exécution en bonne et due forme de tous les engagements. Enerplus a versé un dépôt de 30 M$ US (environ 32,9 M$ CA) aux vendeurs aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus. Le dépôt et l’intérêt sur celui-ci seront déduits du prix d’achat si l’acquisition de Marcellus se réalise. Si les vendeurs résilient la convention relative à l’achat de Marcellus avant la clôture en raison d’un manquement de la part d’Enerplus, les vendeurs auront le droit de conserver le dépôt et l’intérêt couru sur celui-ci à titre de dommages-intérêts extrajudiciaires découlant du manquement d’Enerplus. Si la convention relative à l’achat de Marcellus est résiliée avant la clôture pour tout autre motif, le dépôt et l’intérêt couru sur celui-ci seront remboursés à Enerplus.

Les vendeurs ont convenu solidairement d’indemniser Enerplus pendant une période de un an à compter de la clôture à l’égard de certaines responsabilités qui peuvent découler de l’acquisition par Enerplus de participations dans les terrains de Marcellus, y compris en cas de manquements aux déclarations, aux garanties et aux engagements donnés par les vendeurs dans la convention relative à l’achat de Marcellus et la CMVC de Marcellus (toutefois, (i) si une déclaration ou une garantie des vendeurs survit pendant une période plus longue que un an, l’indemnisation en cas de manquement à cette déclaration ou garantie survit pendant la période plus longue et (ii) de manière générale, les déclarations et les garanties concernant les défauts de titres de certains terrains mis en valeur et les manquements en

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matière d’environnement ne survivent pas à la clôture). Les vendeurs indemnisent également solidairement Enerplus pour une période indéfinie à l’égard de certaines responsabilités découlant de l’exploitation des terrains de Marcellus avant la date de prise d’effet de l’opération. Enerplus a convenu d’indemniser les vendeurs pendant une période de un an à compter de la clôture à l’égard de certaines responsabilités qui peuvent découler de la convention relative à l’achat de Marcellus et de la CMVC de Marcellus, y compris en cas de manquements aux déclarations, aux garanties et aux engagements donnés par Enerplus dans ces conventions. Les vendeurs ont informé Enerplus qu’il n’existe aucun droit de premier refus à l’égard des participations directes qu’acquiert Enerplus.

Aux termes de la CMVC de Marcellus, jusqu’à ce qu’Enerplus ait dépensé la totalité de la somme à engager, 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 cas où les vendeurs auraient omis 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 au nom des vendeurs, outre les autres recours dont peuvent se prévaloir les vendeurs en droit ou en equity, Enerplus sera tenue de rétrocéder aux vendeurs la totalité de ses participations dans la zone contractuelle 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, et les vendeurs ont 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 (définies et décrites ci-après).

Après qu’Enerplus aura dépensé la somme à engager 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. Si une partie choisit de ne pas participer, les dispositions de la convention d’exploitation de la zone contractuelle 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 ») avec les vendeurs 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 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.

Description des terrains de Marcellus

Schiste de Marcellus

Selon le rapport du département américain, le schiste de Marcellus est la plus grande zone de ressources de gaz naturel non classique en Amérique du Nord. S’étendant sur six États dans le nord-est des États-Unis, la zone de schiste de Marcellus couvre une superficie estimée de 95 000 milles carrés. Étant donné l’étendue beaucoup plus grande de cette zone comparativement à celle d’autres zones de gaz de schiste, la zone de Marcellus a, selon le rapport du département américain, l’estimation la plus élevée de gaz initial en place, à savoir jusqu’à 1 500 bpc et environ 262 bpc de ressources récupérables techniquement. Voir « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » à la fin de la présente déclaration de changement important. L’utilisation de la technologie de forage horizontal et les traitements de fracture hydraulique ont permis l’accès aux grands bassins de ressources en Amérique du Nord, rendant leur production économiquement réalisable. Le gaz naturel

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provenant de Marcellus obtient un prix élevé en raison de sa proximité au grand marché de gaz naturel du nord-est des États-Unis et de l’augmentation de la capacité de réception du pipeline, et Enerplus estime que la production de gaz naturel provenant de Marcellus jouit d’un des prix de vente au seuil de la rentabilité les plus bas de toutes les régions productrices de gaz naturel en Amérique du Nord.

Effet de l’opération sur Enerplus

Les vendeurs sont actuellement propriétaires d’une participation directe moyenne de 72 % dans environ 540 000 acres bruts dans la région, avec une participation nette moyenne, après les redevances et les déductions semblables, d’environ 82 %. À l’acquisition d’une participation de 30 % dans les participations des vendeurs, Enerplus sera propriétaire d’une participation directe non exploitée moyenne de 21,5 % dans cette superficie, soit environ 116 000 acres nets. La plus grande partie du terrain est concentrée dans le nord-est et le sud-ouest de la Pennsylvanie ainsi que dans des acres supplémentaires situés en Virginie-Occidentale et au Maryland. Une grande partie de la superficie est contiguë et la majorité des concessions peuvent être prolongées au-delà de la durée initiale (d’environ cinq ans en moyenne) pour cinq années supplémentaires.

Selon les plans actuels de mise en valeur, Enerplus prévoit participer au forage d’environ 750 puits bruts au cours des cinq prochaines années et prévoit que sa quote-part de la participation directe brute dans les volumes de production augmentera à environ 100 Mpi[3] eg/j de gaz naturel pendant cette période. La production actuelle provenant des terrains de Marcellus s’élève à environ 8,2 Mpi[3] eg/j (1,8 Mpi[3] eg/j nets à Enerplus). Selon les estimations internes d’Enerplus avec effet au 1[er] juillet 2009 établies conformément au Règlement 51-101, Enerplus acquiert environ 8,0 Gpi[3] eg de réserves brutes prouvées et probables en fonction de sa participation directe, calculées au moyen de prix et de coûts à terme au 8 juin 2009.

Enerplus a effectué une évaluation interne des ressources associées aux concessions conformément au Règlement 51-101 et a établi que la meilleure estimation des ressources éventuelles applicable à sa participation directe, avec effet au 1[er] juillet 2009, est d’environ 1 400 Gpi[3] eg de gaz naturel. Cette estimation se fonde sur une densité de forage de quatre à six puits par espacement de 640 acres, ce qui donnerait plus de 2 400 puits bruts. Bien qu’Enerplus estime que la formation de gaz naturel de Marcellus soit présente sur toute la superficie, il présume dans sa meilleure estimation que seulement 55 % des terrains de Marcellus seront mis en valeur. Au fur et à mesure que les plans de mise en valeur des terrains de Marcellus progresseront, Enerplus estime qu’un pourcentage plus élevé de terrains pourront être forés et/ou que les densités de forage pourront augmenter, ce qui selon Enerplus pourrait potentiellement accroître les estimations des réserves et des ressources au fil du temps. Enerplus entend faire réaliser à la fin de l’année une évaluation des réserves et des ressources éventuelles par un tiers indépendant.

Étant donné que la mise en valeur en est à ses débuts, Enerplus estime que la plus grande partie de la valeur des participations à acquérir dans les terrains de Marcellus provient des terrains et des ressources possibles futures qu’ils renferment. Bien que l’opération n’ajoute pas immédiatement à la production ou aux réserves d’Enerplus par part de fiducie et qu’elle entraînera une hausse de ses frais de découverte, de mise en valeur et d’acquisition (« DMVA ») en 2009, Enerplus estime que le potentiel de croissance future s’accroîtra au fur et à mesure que les concessions seront mises en valeur. Selon le coût d’acquisition total (y compris l’utilisation intégrale de la somme à engager), l’estimation par Enerplus de ses frais de mise en valeur futurs, sa meilleure estimation des ressources éventuelles et son estimation des réserves prouvées et probables brutes attribuables aux participations qu’il acquerra dans les terrains de Marcellus, Enerplus prévoit que ses frais de DMVA projetés pour les participations acquises s’élèveront à environ 1,60 $ US/kpi[3] eg, avec des ratios de renouvellement de plus de 3,0 fois.

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Pour plus de renseignements sur les estimations des ressources éventuelles, les frais de DMVA projetés et les ratios de renouvellement, voir « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » et « Mesures non définies par les PCGR » à la fin de la présente déclaration de changement important.

Plans de mise en valeur

Jusqu’à la fin de 2009, Enerplus projette de consacrer environ 27 M$ US aux terrains de Marcellus, y compris une tranche de la somme à engager aux termes de la CMVC de Marcellus, pour forer 15 puits bruts. Chief, à titre d’exploitant des terrains de Marcellus, a actuellement trois appareils de forage sous contrat et Enerplus prévoit que le nombre d’appareils de forage employés augmentera à 10 d’ici 2012 selon les plans actuels de mise en valeur.

Enerplus prévoit que les frais moyens reliés aux puits se situeront entre 3,5 M$ US et 4,0 M$ US par puits horizontal, le temps moyen de forage étant de 30 jours ou moins. Le programme de mise en valeur utilisera une technologie de forage horizontal avec fracturation à l’eau lubrifiée ( slickwater ) à plusieurs étapes. Enerplus prévoit des taux initiaux de production brute de 3,5 Mpi[3] eg/j à 4,0 Mpi[3] eg/j et une récupération finale attendue d’environ 3,0 Gpi[3] eg à 3,5 Gpi[3] eg de gaz naturel par puits, sur une base brute. Pour la période allant de 2010 à 2014, Enerplus prévoit investir environ 800 M$ US dans la mise en valeur des terrains de Marcellus, y compris le solde de la somme à engager.

Dans le contexte actuel des marchés à terme de gaz naturel, Enerplus a présumé un revenu net d’exploitation de 3,49 $ US/kpi[3] eg en 2010, ce qui reflète le prix du gaz naturel à Henry Hub de 5,77 $ US/kpi[3] , une prime combinée de contenu calorifique et d’emplacement de 0,49 $ US/kpi[3] eg, des redevances de 1,20 $ US/kpi[3] eg, des frais d’exploitation et de collecte de 1,32 $ US/kpi[3] eg et des taxes de séparation étatiques proposées de 0,25 $ US/kpi[3] eg. Pour plus de renseignements sur le revenu net d’exploitation, voir « Mesures non définies par les PCGR » à la fin de la présente déclaration de changement important.

Enerplus compte profiter de l’expérience de Chief en tant que producteur de gaz de schiste. Chief a débuté dans le schiste de Barnett au Texas en 1997 puis a vendu ses participations dans Barnett en 2006 et 2008. Au cours des dernières années, Chief a consolidé sa présence dans la zone de Marcellus. Elle continuera d’exploiter les propriétés dans lesquelles Enerplus acquerra ses participations. Toutefois, Enerplus prévoit avoir des occasions d’échanger de l’information importante et de participer de façon significative grâce à la CMVC de Marcellus et, à la clôture de l’opération, aura conclu une entente en vue de relocaliser son personnel technique au sein de l’organisation de Chief afin d’approfondir les connaissances et l’expertise d’Enerplus concernant la zone de Marcellus.

À la clôture de l’acquisition de Marcellus, Enerplus conclura une convention à long terme avec Chief Gathering LLC, membre du groupe de Chief, pour la collecte, la déshydratation et la compression de la quote-part d’Enerplus dans la production provenant des terrains de Marcellus. Cette convention vise à accorder à Enerplus une certitude quant aux coûts et des liens directs avec les marchés de gaz naturel dans le nord-est des États-Unis par l’entremise des interconnexions existantes et en cours de Chief Gathering LLC avec les principaux pipelines interétatiques.

Effet sur les prévisions d’Enerplus pour 2009

En raison de l’acquisition de Marcellus, Enerplus prévoit que ses dépenses en immobilisations axées sur la mise en valeur pour 2009 seront plus élevées que ses prévisions déjà annoncées de 300 M$ et se situeront à environ 330 M$, y compris le capital supplémentaire nécessaire au financement du programme de forage dans la zone de Marcellus. Elle prévoit investir en 2010 environ 100 M$ US, y

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compris une tranche de la somme à engager, en vue de continuer la mise en valeur de la zone de Marcellus, en forant environ 54 puits bruts, et prévoit fournir en décembre une estimation de son programme complet de dépenses en immobilisations pour 2010. Elle compte financer les besoins futurs en capital de ce programme par une combinaison de flux de trésorerie et/ou d’emprunts.

Placement de titres

En même temps que l’annonce de l’acquisition de Marcellus projetée, Enerplus a annoncé qu’il a convenu d’émettre 9 250 000 parts de fiducie dans le cadre d’un financement par achat ferme au Canada au prix de 21,65 $ la part de fiducie pour un produit brut d’environ 190,2 M$ (10 406 250 parts de fiducie pour un produit brut d’environ 225,3 M$ si l’option de surallocation octroyée aux preneurs fermes du placement est levée intégralement). La clôture du placement devrait avoir lieu le 9 septembre 2009. La réalisation du placement n’est pas conditionnelle à la réalisation de l’acquisition de Marcellus. Enerplus entend affecter le produit net tiré du placement à l’acquittement de la partie au comptant de 162,4 M$ US du prix d’achat à payer dans le cadre de l’acquisition de Marcellus qui est payable à la clôture de l’acquisition de Marcellus, et le reste sera affecté initialement au remboursement de la dette aux termes des facilités de crédit d’Enerplus et ensuite au financement de dépenses en immobilisations et de dépenses générales futures d’Enerplus. Si l’acquisition de Marcellus n’est pas réalisée, Enerplus entend affecter le produit net tiré du placement au remboursement de la dette bancaire et au financement de dépenses en immobilisations et d’autres dépenses générales futures.

Facteurs de risque associés à l’acquisition de Marcellus

Non-réalisation possible de l’acquisition de Marcellus ou non-maintien possible du niveau des participations directes dans les terrains de Marcellus aux termes de la CMVC de Marcellus

L’acquisition de Marcellus fait l’objet du risque commercial normal de non-réalisation de l’opération ou de sa non-réalisation aux conditions négociées. La réalisation de l’acquisition de Marcellus est soumise à certaines conditions décrites à « Acquisition projetée de participations dans les terrains de Marcellus » et, bien qu’Enerplus estime que ces conditions peuvent être remplies et s’attende à ce que l’acquisition de Marcellus se réalise, il ne peut donner d’assurance à cet égard. Si l’acquisition de Marcellus n’est pas réalisée, le Fonds aura émis des parts de fiducie supplémentaires sans emploi du produit déterminé (sauf le remboursement de la dette bancaire existante et le paiement des dépenses en immobilisations futures) qui générerait des flux de trésorerie supplémentaires pour verser des distributions sur les parts de fiducie. Rien ne peut garantir que, si l’acquisition de Marcellus n’est pas réalisée, Enerplus sera en mesure de déterminer des emplois du produit qu’il estime aussi avantageux pour le Fonds et ses porteurs de parts de fiducie que l’acquisition de Marcellus projetée.

En outre, le droit d’Enerplus de conserver les participations directes qu’il acquerra dans les terrains de Marcellus aux termes de la CMVC de Marcellus est subordonné au respect par Enerplus de certaines exigences contractuelles aux termes de la CMVC de Marcellus, y compris certains engagements financiers permanents qui, s’ils ne sont pas respectés, pourraient entraîner la confiscation de certaines de ces participations ainsi que la déchéance de droits aux termes des ententes visant les ZIC. Voir « Acquisition projetée de participations dans les terrains de Marcellus ». Bien qu’Enerplus ait l’intention de s’acquitter de ses obligations aux termes de la CMVC de Marcellus et qu’il prévoie avoir suffisamment de ressources financières pour s’en acquitter, rien ne peut garantir qu’il sera en mesure de respecter ces engagements de la façon exigée.

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Non-réalisation possible des avantages prévus de l’acquisition de Marcellus

Enerplus projette de réaliser l’acquisition de Marcellus afin d’accroître et de renforcer sa position dans le secteur pétrolier et gazier et de créer l’occasion de réaliser certains avantages. L’obtention des avantages de l’acquisition de Marcellus dépend en partie de l’intégration réussie de l’exploitation, des procédures et du personnel avec ceux d’Enerplus en temps voulu et de manière efficace ainsi que de la capacité d’Enerplus d’exploiter les occasions de croissance qu’il prévoit trouver dans les participations acquises dans les terrains de Marcellus. L’intégration et la mise en valeur des terrains de Marcellus exigeront beaucoup d’effort, de temps et de ressources de la part de la direction, ce qui peut détourner l’attention et les ressources de la direction d’autres occasions stratégiques et questions opérationnelles au cours de ce processus. Ce processus peut entraîner le bouleversement des relations continues d’affaires avec les clients et avec les employés, ce qui peut avoir une incidence négative sur la capacité d’Enerplus de réaliser les avantages prévus de l’acquisition de Marcellus.

En outre, l’acquisition de Marcellus accroît l’exposition d’Enerplus aux prix du gaz naturel, étant donné que la quasi-totalité de la production prévue des terrains de Marcellus sera du gaz naturel. Des prix du gaz naturel inférieurs aux prix prévus peuvent diminuer les avantages prévus de l’acquisition pour Enerplus.

Risques associés à l’expansion de l’exploitation d’Enerplus aux terrains de Marcellus

L’exploitation d’Enerplus a été centrée par le passé sur la production de pétrole et de gaz naturel classiques et de méthane houiller et sur la mise en valeur dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, le bassin Williston et le nord des États-Unis ainsi que sur sa participation dans la mise en valeur de réserves et de ressources de sables bitumineux dans la région Kirby du nord-est de l’Alberta. Les terrains de Marcellus représentent un nouvel intérêt pour Enerplus, à savoir le gaz de schiste à l’extérieur de ses régions géographiques traditionnelles. Bien qu’il (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 certains agrandissements futurs 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 de ressources 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.

Risques relatifs à l’exploitation, aux réserves et aux ressources ayant trait aux terrains de Marcellus

Les facteurs de risque énoncés dans la notice annuelle se rapportant aux activités pétrolières et gazières et à l’exploitation, aux réserves et aux ressources d’Enerplus s’appliquent également aux terrains de Marcellus qu’Enerplus acquiert aux termes de l’acquisition de Marcellus. En particulier, les estimations internes des réserves et des ressources effectuées par Enerplus à l’égard des terrains de Marcellus ne sont que des estimations qui n’ont pas été évaluées ni vérifiées par un évaluateur de réserves indépendant et la production réelle tirée de ces terrains ainsi que les réserves et/ou les ressources ultimes qui leur seront attribuables peuvent être supérieures ou inférieures aux estimations faites par Enerplus. En particulier, les estimations de ressources éventuelles ne sont pas des estimations de réserves et ne devraient pas être interprétées comme telles. Voir « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » à la fin de la présente déclaration de changement important.

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En outre, la zone de ressources de gaz de schiste de Marcellus comporte des risques et des incertitudes supplémentaires qui s’ajoutent aux risques auxquels Enerplus est exposée dans le cours normal de ses activités et de son exploitation pétrolières et gazières actuelles. Ces risques comprennent ce qui suit :

Questions opérationnelles concernant le gaz de schiste

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.

Limites éventuelles de la capacité de transport

À mesure que l’exploration et le forage augmenteront, le cas échéant, dans la zone de gaz de schiste de Marcellus, la quantité de gaz naturel produite par Enerplus et d’autres pourrait dépasser la capacité des divers pipelines de collecte et de transport intra-États ou inter-États actuellement disponibles dans ces régions. Si cela se produit, il sera nécessaire de construire de nouveaux pipelines et réseaux collecteurs. En raison du climat économique actuel, certains projets de pipelines ou réseaux collecteurs qui sont planifiés pour les régions de schiste de Marcellus peuvent ne pas être réalisés par manque de financement. Dans ce cas, Enerplus peut devoir reporter la mise en valeur de ses puits ou les fermer en attendant un raccordement ou une capacité de pipeline et/ou vendre sa production de gaz naturel à des prix considérablement inférieurs à ceux qu’il obtiendrait autrement ou qu’il projette actuellement, ce qui aurait une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation d’Enerplus.

Des litiges relatifs à une redevance minimale peuvent invalider les concessions de Marcellus d’Enerplus

Un nombre considérable des terrains qu’Enerplus acquiert 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[1] /8 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 parce qu’elles 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[1] /8 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 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 que détiendra Enerplus aux termes de l’acquisition de Marcellus (et en particulier celles qui ont trait aux terrains non mis en valeur) prévoient la

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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’Enerplus ne sera pas indemnisé par les vendeurs à l’égard de l’invalidité éventuelle des concessions faisant partie des terrains de Marcellus par suite de ces litiges. Rien ne garantit que les 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’il acquerra dans l’acquisition de Marcellus.

Modifications possibles des lois fiscales et environnementales américaines

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 de 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] à compter du 1[er] octobre 2009. 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.

En outre, l’ American Clean Energy And Security Act of 2009 , qui renferme un système de plafonnement et d’échange national à l’égard des émissions de gaz à effet de serre, a été adoptée par le congrès américain et est actuellement soumise au sénat américain. Entre autres, la loi exigerait que les émissions de gaz à effet de serre soient réduites de 17 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2020 et de 83 % d’ici 2050, et elle met en œuvre des frais liés aux émissions de carbone. Rien ne peut garantir que cette loi sera adoptée par le sénat américain ou qu’elle le sera sous sa forme actuelle ou sous une autre forme. La mise en œuvre de règlements environnementaux plus rigoureux visant l’exploitation américaine d’Enerplus pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats qu’Enerplus tire de son exploitation américaine.

Dépendance envers Chief et d’autres partenaires sectoriels

Bien qu’il estime que l’expérience antérieure de Chief et d’autres partenaires sectoriels dans la région de Marcellus ainsi que dans d’autres régions de gaz de schiste lui profitera considérablement, Enerplus sera très dépendant de Chief, et de ses autres partenaires associés à ses participations directes, pour la mise en valeur et l’exploitation des terrains de Marcellus. De façon générale, Chief sera l’exploitant des terrains de Marcellus dans lesquels Enerplus a convenu d’acquérir 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 somme à engager de 243,6 M$ US, 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

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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 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 négocié 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.

Définitions

En plus des termes définis ci-dessus dans la présente déclaration de changement important, à moins que le contexte ne s’y oppose, les définitions suivantes s’appliquent à la présente déclaration de changement important.

« acquisition de Marcellus » L’acquisition d’une participation directe moyenne de 21,5 % dans les terrains de Marcellus aux termes de la convention relative à l’achat de Marcellus et de la CMVC de Marcellus.

« avis 51-324 des ACVM » 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 .

« bpceg », « Gpi[3] eg », « kpi[3] eg » et « Mpi[3] eg » Un billion de pieds cubes d’équivalent de gaz, un milliard de pieds cubes d’équivalent de gaz, un millier de pieds cubes d’équivalent de gaz et un million de pieds cubes d’équivalent de gaz, respectivement. Enerplus a adopté la norme de un baril de pétrole par six milles pieds cubes de gaz (1 baril : 6 kpi[3] ) pour convertir le pétrole en bpceg, Gpi[3] eg, kpi[3] eg et Mpi[3] eg. Ces mesures peuvent être trompeuses, particulièrement si elles sont utilisées seules. Le ratio de conversion en kpi[3] eg de 1 baril : 6 kpi[3] est fondé sur une méthode de conversion des équivalences énergétiques applicable principalement au bec du brûleur et ne représente pas une équivalence de la valeur à la tête du puits.

« Chief » Chief Oil & Gas LLC, société par actions à responsabilité limitée du Texas.

« CMVC de Marcellus » La convention de mise en valeur commune qui portera la date de clôture de l’acquisition de Marcellus intervenue entre Enerplus USA et les vendeurs.

« convention relative à l’achat de Marcellus » 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, d’autre part, qui, avec la CMVC de Marcellus, prévoit l’acquisition de Marcellus.

« EnerMark » EnerMark Inc., société par actions constituée sous le régime de la Business Corporations Act (Alberta) et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds.

« Enerplus » Collectivement, le Fonds et ses filiales ou, lorsque le contexte l’exige, le Fonds et l’une ou l’autre de ses filiales.

« Enerplus USA » Enerplus Resources (USA) Corporation, société par actions constituée sous le régime des lois du Delaware et filiale en propriété exclusive indirecte du Fonds.

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« ententes visant les ZIC » A le sens qui lui est attribué à « Acquisition projetée de participations dans les terrains de Marcellus — Détails de l’opération ».

« Fonds » Fonds Enerplus Resources, fonds d’investissement du secteur de l’énergie constitué sous le régime des lois de l’Alberta.

« frais de DMVA projetés » L’estimation par Enerplus des frais de découverte, de mise en valeur et d’acquisition projetés attribuables aux participations qu’il acquiert dans les terrains de Marcellus, comme il est plus amplement décrit à « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » à la fin de la présente déclaration de changement important.

« kpi[3] » et « bpc » Mille pieds cubes et billion de pieds cubes, respectivement.

« LGN » Liquides de gaz naturel.

« 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.

« notice annuelle » La notice annuelle du Fonds datée du 13 mars 2009 et portant sur l’exercice terminé le 31 décembre 2008.

« PCGR » Les principes comptables généralement reconnus au Canada.

« rapport du département américain » A le sens qui lui est attribué à « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » à la fin de la présente déclaration de changement important.

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

« somme à engager » A le sens qui lui est attribué à « Acquisition projetée de participations dans les terrains de Marcellus — Détails de l’opération ».

« terrains de Marcellus » 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 » 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.

« zone contractuelle » Une zone de terrain qui sera désignée la « zone contractuelle » dans, selon le cas, (i) une convention d’exploitation conjointe intervenue entre Enerplus et les vendeurs (une « convention d’exploitation de CMVC »); toutefois, chaque zone de terrain ainsi désignée ne doit pas dépasser A) jusqu’à ce qu’Enerplus ait dépensé en entier la somme à engager, 1 280 acres et B) à tous moments par la suite, 640 acres plus ou moins dix pour cent (10 %), ou (ii) une convention d’exploitation conjointe intervenue entre Enerplus, les vendeurs et un tiers dans les cas où il n’est pas possible d’avoir recours à une convention d’exploitation de CVMC.

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Dans la présente déclaration de changement important, à moins d’indication contraire, le terme « dollars » et le symbole « $ » renvoient au dollar canadien. Le symbole « $ US » renvoie à la monnaie des États-Unis. Au 19 août 2009, le taux de change du dollar américain, libellé en dollars canadiens, selon le taux à midi de la Banque du Canada pour le dollar américain, était de 1,00 $ US = 1,0969 $.

Certains autres termes utilisés dans les présentes mais qui n’y sont pas définis ont le sens qui leur est attribué dans le Règlement 51-101, le manuel COGE ou l’avis 51-324 des ACVM. Le singulier comprend le pluriel et vice versa.

5.2 Information sur les opérations de restructuration

Sans objet.

6. Application du paragraphe 7.1(2) ou (3) du Règlement 51-102

Sans objet.

7. Information omise

Sans objet.

8. Membre de la haute direction

Pour plus de renseignements, veuillez communiquer avec David A. McCoy, vice-président, chef du contentieux et secrétaire général d’EnerMark Inc., au numéro 403-298-2200.

9. Date de la déclaration

Le 27 août 2009

RENSEIGNEMENTS PROSPECTIFS

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

Plus particulièrement, la présente déclaration de changement important renferme des renseignements prospectifs portant sur les questions suivantes :

• la clôture du placement de titres de participation et l’affectation du produit de celui-ci;

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• la réalisation ou non de l’acquisition de Marcellus, que ce soit ou non aux conditions décrites dans la présente déclaration de changement important;

• la quantité de réserves et/ou de ressources de gaz naturel attribuables aux terrains de Marcellus, les produits d’exploitation nets futurs tirés de ces réserves et ressources, les caractéristiques du rendement de celles-ci et la croissance, l’existence ou le reclassement de ressources ou de réserves supplémentaires;

• les niveaux de production du gaz naturel;

• le prix des marchandises;

• les projections quant aux prix du marché et aux coûts;

• les programmes de dépenses en immobilisations et d’autres dépenses futures, y compris les coûts possibles à engager pour acquérir et mettre en valeur les participations d’Enerplus dans les terrains de Marcellus et pour qu’Enerplus conserve certaines participations dans les terrains de Marcellus aux termes de la CMVC de Marcellus;

• la commercialisation de la production d’Enerplus;

• les activités d’acquisition, de mise en valeur et de forage futures ainsi que les frais connexes et les résultats attendus;

• la stratégie de croissance d’Enerplus et les calendriers et le moment de certains projets, y compris la possible mise en valeur future des terrains de Marcellus;

• les résultats d’exploitation et les résultats financiers futurs d’Enerplus, y compris les frais de DMVA projetés, les ratios de renouvellement et le revenu net d’exploitation (voir « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » et « Mesures non définies par les PCGR » à la fin de la présente déclaration de changement important;

• le traitement accordé par les régimes de réglementation gouvernementaux et autres ainsi que l’incidence des lois portant sur les redevances et des lois fiscales, environnementales et autres.

Les renseignements prospectifs contenus dans la présente déclaration de changement important reflètent plusieurs facteurs importants et des attentes d’Enerplus et des hypothèses posées par lui, dont les suivants : le respect de toutes les conditions nécessaires à la réalisation de l’acquisition de Marcellus et du placement de titres de participation, la capacité d’Enerplus de financer ses dépenses en immobilisations et autres dépenses nécessaires (y compris les obligations relatives à la somme à engager) et la capacité d’Enerplus et de ses partenaires dans le secteur à mettre en valeur les terrains de Marcellus de la manière envisagée actuellement, le maintien général des conditions actuelles du secteur ou, le cas échéant, des conditions présumées, la disponibilité des flux de trésorerie, des sources d’emprunts et/ou de capitaux propres pour financer les éventuels besoins d’exploitation et en capital d’Enerplus, l’exactitude des estimations des volumes de réserves et de ressources et certaines hypothèses 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 prospectifs sont raisonnables en ce moment, mais rien ne garantit qu’ils se révèleront exacts.

Les résultats réels d’Enerplus pourraient différer sensiblement des résultats prévus dans ces renseignements prospectifs en raison de facteurs de risque connus et inconnus, notamment ceux qui sont énoncés à « Facteurs de risque » de la présente déclaration de changement important et ci-dessous :

• les conditions de la réalisation de l’acquisition de Marcellus et/ou du placement de titres de participation pourraient ne pas être remplies;

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• la non-disponibilité des flux de trésorerie ou de produits tirés de financements par emprunt ou par actions pour financer les obligations d’Enerplus aux termes de la CMVC de Marcellus et pour effectuer d’autres dépenses en immobilisations nécessaires ou pour verser des distributions en espèces aux porteurs de parts;

• la fluctuation des prix du pétrole, du bitume, des LGN et du gaz naturel;

• les mesures prises par les autorités gouvernementales ou les organismes de réglementation, notamment les 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) ainsi qu’aux lois fiscales, aux régimes de redevances et aux programmes incitatifs ayant trait à l’industrie pétrolière et gazière et aux fiducies de revenu;

• les changements et les variations des niveaux de production du pétrole, des LGN, du gaz naturel et du bitume;

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

• les changements apportés aux besoins en ce qui a trait aux dépenses en immobilisations et autres dépenses ainsi qu’au service 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 les risques liés aux activités de forage et de traitement;

• les mesures prises par les 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 et au personnel compétent;

• le défaut de réaliser des acquisitions (y compris l’acquisition de Marcellus) et les évaluations inexactes de la valeur des acquisitions;

• 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 une absence de capacité;

• le succès que connaît Enerplus relativement à l’acquisition, à l’exploitation et à la mise en valeur de réserves et de ressources;

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

• les modifications apportées à la législation et à la réglementation actuelles et futures en matière, notamment, d’environnement applicables aux activités d’Enerplus et l’aptitude d’Enerplus à se conformer aux exigences légales et réglementaires actuelles et futures.

De plus, la conjoncture et l’incertitude économiques mondiales actuelles, y compris la volatilité actuelle des marchés financiers, ajoutent une part importante de risque à l’économie nord-américaine et mondiale et l’existence continue de ces facteurs pourrait avoir une incidence défavorable sur les résultats d’exploitation prévus ou attendus d’Enerplus et faire en sorte que les résultats réels diffèrent considérablement des renseignements prospectifs contenus dans la présente déclaration de changement important.

Un grand nombre de ces facteurs de risque et d’autres risques et incertitudes particuliers sont présentés plus en détail dans la présente déclaration de changement important, dans la notice annuelle et dans le rapport de gestion du Fonds pour l’exercice terminé le 31 décembre 2008. Le lecteur se doit de prendre connaissance des facteurs de

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risque qui sont présentés à la rubrique « Facteurs de risque » de la notice annuelle du Fonds. 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 l’adresse www.sedar.com ou sur le site Web d’Enerplus à l’adresse www.enerplus.com.

MESURES NON DÉFINIES PAR LES PCGR

Dans la présente déclaration de changement important, le Fonds utilise les termes « ratio de distribution » et « ratio de distribution ajusté » pour analyser le rendement de l’exploitation, le niveau d’endettement et la liquidité, et les termes « revenu net d’exploitation » et « ratio de renouvellement » comme des mesures du rendement de l’exploitation. Le Fonds calcule le « ratio de distribution » en divisant les distributions en espèces versées aux porteurs de parts par les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, deux mesures prescrites par les PCGR qui figurent dans les états consolidés des flux de trésorerie du Fonds. Le « ratio de distribution ajusté » correspond au montant des distributions en espèces versées aux porteurs de parts plus les dépenses en immobilisations axées sur la mise en valeur et les bureaux divisés par les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation. Dans la présente déclaration de changement important, le « revenu net d’exploitation » est calculé en soustrayant les redevances prévues d’Enerplus, les taxes de séparation étatiques, les charges d’exploitation et les coûts de collecte des produits prévus provenant des terrains de Marcellus et un « ratio de renouvellement » est calculé en divisant le revenu net d’exploitation par kpi[3] eg par les frais de DMVA projetés par kpi[3] eg. Voir « Renseignements concernant les estimations de ressources éventuelles et d’autres estimations » à la fin de la présente déclaration de changement important.

Enerplus est d’avis qu’en plus du bénéfice net et des autres mesures prescrites par les PCGR, les termes « ratio de distribution », « ratio de distribution ajusté », « ratio de renouvellement » et « revenu net d’exploitation » constituent des mesures utiles puisqu’elles fournissent une indication des résultats générés par les principales activités commerciales d’Enerplus ou des aspects économiques de l’acquisition de Marcellus, selon le cas. Toutefois, ces mesures ne constituent pas des mesures reconnues par les PCGR et n’ont pas de définition normalisée prescrite par les PCGR. Par conséquent, ces mesures, telles qu’elles sont définies par Enerplus, pourraient ne pas être comparables aux mesures similaires présentées par d’autres sociétés émettrices.

RENSEIGNEMENTS CONCERNANT LES ESTIMATIONS DE RESSOURCES ÉVENTUELLES ET D’AUTRES ESTIMATIONS

La présente déclaration de changement important comprend des estimations de « ressources éventuelles ». Les « ressources éventuelles » ne sont pas des réserves de pétrole et de gaz et ne devraient pas être confondues avec celles-ci. Les « ressources éventuelles » sont définies dans le manuel COGE comme les quantités de pétrole estimées, 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. Rien ne garantit qu’il sera rentable du point de vue commercial de produire une portion des ressources éventuelles ni qu’Enerplus produira une portion des volumes actuellement classés comme ressources éventuelles. L’estimation des ressources éventuelles des participations acquises dans les terrains de Marcellus indiquée dans la présente déclaration de changement important est présentée comme la « meilleure estimation » interne d’Enerplus de la quantité qui sera réellement récupérée au 1[er] juillet 2009. La « meilleure estimation » des ressources éventuelles signifie que les quantités restantes réellement récupérées peuvent être autant supérieures qu’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 devraient être de 50 %.

Les estimations de ressources indiquées 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 aux estimations indiquées aux présentes. Les principales contraintes qui empêchent actuellement la classification des ressources éventuelles

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déclarées d’Enerplus en lien avec les terrains de Marcellus à titre de « réserves » sont les suivantes : le forage de délimitation supplémentaire pour établir la rentabilité des secteurs mis en valeur, les limitations à la mise en valeur en raison d’une topographie défavorable ou d’autres restrictions liées à la surface, l’incertitude concernant la commercialisation et le transport du gaz naturel provenant des secteurs mis en valeur, l’obtention de tous les permis et de toutes les approbations réglementaires nécessaires pour la mise en valeur des terres, et l’accès aux renseignements confidentiels d’autres exploitants dans la formation de Marcellus. Parmi les facteurs négatifs importants liés à l’estimation figurent le fait que le rythme de la mise en valeur, y compris le forage et l’infrastructure, soit plus lent que les prévisions, le risque lié à des modifications réglementaires et fiscales défavorables, les litiges en cours concernant les redevances minimales payables aux propriétaires francs et d’autres questions liées à la mise en valeur du gaz dans des régions densément habitées. La mise en valeur des participations acquises dans les terrains de Marcellus comporte un certain nombre de risques inhérents et de contraintes, y compris la fluctuation des prix des marchandises, les coûts du projet, la capacité d’Enerplus d’effectuer les dépenses en immobilisations nécessaires à la mise en valeur des terrains, la dépendance d’Enerplus envers ses partenaires du secteur dans la mise en valeur de projets, les acquisitions, le financement et la fourniture de services et les autres risques et contraintes décrits ci-dessus et qui peuvent s’appliquer de manière générale aux activités pétrolières et gazières, comme il est décrit à la rubrique « Facteurs de risque » dans la notice annuelle.

En outre, la présente déclaration de changement important comprend des renvois au « gaz initial en place » et à des « ressources récupérables techniquement » à l’égard des zones de ressources de schiste de Marcellus, comme il est indiqué dans un rapport daté d’avril 2009 et intitulé « Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer » préparé pour le Office of Fossil Energy et le National Energy Technology Laboratory du Department of Energy des États-Unis (le « rapport du département américain »). Dans le rapport du département américain, l’expression « gaz initial en place » est définie comme étant le volume entier du gaz contenu dans le réservoir, quelle que soit la possibilité de le produire. L’expression « ressources récupérables techniquement » y est définie comme étant la quantité totale de ressources, découvertes ou non, que l’on estime être récupérables avec la technologie disponible, peu importe la rentabilité. Ni le Règlement 51-101 ni le manuel COGE ni l’avis 51-324 des ACVM ne contiennent une définition de « gaz initial en place » ou de « ressources récupérables techniquement » et, par conséquent, ces expressions n’ont pas de définition normalisée dans ces documents. Les estimations du « gaz initial en place » et des « ressources récupérables techniquement » contenues dans le rapport du département américain et dont il est question dans la présente déclaration de changement important pourraient ne pas être comparables à des estimations semblables présentées par d’autres émetteurs. En outre, le rapport du département américain énonce que les estimations du « gaz initial en place » et des « ressources récupérables techniquement » qui y figurent ne sont présentées qu’à des fins générales de comparaison et que les recherches ayant servi à obtenir ces chiffres ne comprenaient pas une évaluation des ressources. Des données publiques ont plutôt été obtenues de diverses sources et présentées dans le rapport à des fins de caractérisation générale et de comparaison. Le rapport du département américain indique que les estimations des ressources d’un bassin peuvent varier grandement selon l’expérience d’une société en particulier, les données disponibles au moment de l’estimation et d’autres facteurs, et que les estimations changeront vraisemblablement au fur et à mesure que les modes de production et les technologies évoluent. Il n’est pas certain que les estimations du « gaz initial en place » et des « ressources récupérables techniquement » dans le rapport du département américain aient été établies par un évaluateur de réserves qualifié ou un vérificateur de réserves qualifié au sens du Règlement 51-101.

Il est question dans la présente déclaration de changement important de l’estimation qu’a fait Enerplus des « frais de DMVA projetés » futurs des participations qu’il acquiert dans les terrains de Marcellus. Les « frais de DMVA projetés » estimés ont été calculés comme le coût d’acquisition total pour l’acquisition de Marcellus (y compris la somme à engager) plus l’estimation qu’a fait Enerplus de ses frais de mise en valeur futurs des participations acquises dans les terrains de Marcellus, divisé par la meilleure estimation qu’a fait Enerplus des ressources éventuelles et des réserves prouvées et probables brutes attribuables à ses participations acquises dans les terrains de Marcellus. Les « frais de DMVA projetés » dont il est question dans la présente déclaration de changement important constituent une estimation par Enerplus des résultats futurs en fonction de certaines hypothèses et sont par leur nature une projection qui est différente des « frais de découverte et de mise en valeur » calculés conformément au Règlement 51-101, qui sont des frais historiques. L’estimation des « frais de DMVA projetés » a été fournie car Enerplus estime qu’elle donne une estimation raisonnable de l’aspect financier à long terme de l’acquisition. La mesure des « frais de DMVA projetés » indiquée aux présentes n’a pas de définition normalisée par le Règlement 51-101, le manuel COGE ou l’avis 51-324 des ACVM et, par conséquent, cette

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mesure, telle que la définit Enerplus, pourrait ne pas se comparer à des mesures semblables (y compris les « frais de découverte et de mise en valeur » et les « frais de découverte, de mise en valeur et d’acquisition ») présentés par d’autres émetteurs. L’estimation des « frais de DMVA projetés » constitue un renseignement prospectif et, par conséquent, reflète plusieurs facteurs importants, attentes et hypothèses et est assujettie à de nombreux facteurs de risque. Voir « Renseignements prospectifs » pour plus de renseignements.