EXILLON ENERGY PLC SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE)

Transkrypt

1 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) 8 marca 2013 r. Exillon Energy plc Wstępne niebadane wyniki finansowe za rok zakończony 31 grudnia 2012 r. Exillon Energy plc ("Exillon") (EXI.LN), niezależna spółka wydobywcza notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych w Londynie, posiadająca aktywa zlokalizowane w dwóch regionach wydobywczych Rosji Timan-Peczora ( Exillon TP ) i Zachodniej Syberii ( Exillon WS ), podaje dzisiaj do publicznej wiadomości niebadane wyniki finansowe za rok zakończony 31 grudnia 2012 r. List Dyrektora Generalnego Wzrost wydobycia o 45%, do ponad baryłek na dobę w grudniu 2012 r. Wzrost EBITDA o 136%, do 46,1 mln (19,5 mln w 2011 r.) Zysk netto na poziomie 12,1 mln (strata netto w wysokości 10,4 mln w 2011 r.) Zakończono budowę instalacji do oczyszczania ropy naftowej i produkcji energii elektrycznej na obszarach działalności Exillon TP i Exillon WS Uruchomiono własne instalacje punktu wejścia do rurociągu Transnieft dla Exillon WS, zwiększając zysk EBIDTA w przeliczeniu na baryłkę ropy w drugiej połowie 2012 r. Mark Martin, Dyrektor Generalny, powiedział: Exillon dokonał niezwykłego postępu pod kątem operacyjnym i finansowym w ciągu bardzo burzliwego 2012 roku. Nasz program wierceń pozwolił na zwiększenie rocznej produkcji o 45% i spodziewamy się także wkrótce ogłoszenia raportu, dotyczącego uaktualnionych rezerw. Zrealizowaliśmy pewną ilość jednorazowych projektów na obszarach działalności ETP i EWS, co pozwoliło na znaczące zwiększenie rentowności na baryłce ropy. Jeżeli chodzi o stronę finansową utrzymujemy silną strukturę bilansu ze 127, 9 mln w gotówce (stan na wczoraj), możemy pochwalić się wzrostem zysku EBIDTA o ponad 130%, co stanowi krok w kierunku osiągnięcia zysku netto. Dokonamy przyspieszenia, jeżeli chodzi o naszą strategię rozwoju w 2013 r. i zrealizujemy dodatkową wartość dla naszych akcjonariuszy poprzez ciągły wzrost produkcji, EBIDTA i rezerw. Szanowni Państwo, Rok 2012 był dla nas niezwykle udany spółka zwiększyła wydobycie ropy naftowej z 3,24 mln do 4,69 mln baryłek, czyli o 45%. Chcąc wykorzystać sukces poprzedniego roku, 2013 r. zamierzamy zintensyfikować realizowany program wierceń i wykonać sześć nowych odwiertów na dwóch padach Exillon TP oraz ok. piętnaście nowych odwiertów na czterech padach Exillon WS. Wyniki finansowe Na poziomie zysku EBITDA odnotowaliśmy wzrost o 136%, z 19,5 mln do 46,1 mln, przy zysku netto w wysokości 12,1 mln (w 2011 r. spółka poniosła stratę netto w kwocie 10,4 mln ). Przychody ze sprzedaży wzrosły z 203,0 mln do 301,9 mln, natomiast zysk operacyjny netback (obliczany zgodnie z przyjętą przez nas formułą jako przychody ze sprzedaży pomniejszone o podatek od wydobycia kopalin, cło wywozowe i opłaty Transnieft) wzrósł o 63%, z poziomu 63,6 mln do 103,5 mln. Imponujący wynik na poziomie EBITDA był wypadkową trzech czynników realizowanych systematycznie inwestycji w instalacje naziemne, trwającego programu wierceń oraz niewielkiego wzrostu cen ropy naftowej. W 2012 r. zakończyliśmy budowę instalacji do oczyszczania ropy naftowej i produkcji energii elektrycznej zarówno na obszarach działalności Exillon TP i Exillon WS, natomiast w lipcu uruchomiliśmy własne instalacje punktu wejścia do rurociągu Transnieft dla Exillon WS. Inwestycja ta nie tylko pozwoliła na zwiększenie zysku EBITDA w przeliczeniu na baryłkę surowca w drugiej połowie 2012 r., ale jest również istotnym elementem strategii zakładającej posiadanie własnej infrastruktury i kontrolowanie kierunków zbytu wydobywanego surowca. 3

2 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) Zysk EBITDA za 2012 r. w przeliczeniu na baryłkę ropy naftowej wyniósł 9,9 w porównaniu z 6,1 w 2011 r. W drugim półroczu było to 11,8 wobec 7,5 w pierwszej połowie 2012 r. Systematyczny wzrost zysku EBITDA był możliwy dzięki rozbudowie infrastruktury i efektom skali związanym ze zwiększeniem wydobycia. W 2012 r. udziały spółek Exillon WS i Exillon TP w łącznym wydobyciu kształtowały się na poziomie, odpowiednio, 75% i 25%. Oba podmioty były rentowne, przy czym Exillon WS, jako w tej chwili spółka większa, w wyższym stopniu wykorzystała efekt skali. Zysk EBITDA na poziomie operacyjnym (przed odliczeniem kosztów na poziomie centralnym) w przeliczeniu na baryłkę ropy naftowej wyniósł 13,2 w wypadku Exillon WS ( w 2011 r. było to 9,3 w przeliczeniu na baryłkę) oraz 9,5 w wypadku Exillon TP (w 2011 r, było to 7,3 w przeliczeniu na baryłkę). Spółka utrzymała silną strukturę bilansu stan środków pieniężnych i ich ekwiwalentów według stanu na 31 grudnia 2012 r. kształtował się na poziomie 121,0 mln. Zadłużenie spółki obejmuje wyłącznie kredyt udzielony przez Credit Suisse w wysokości 100 mln z terminem spłaty w 2017 r. Na 31 grudnia 2012 r., przy zadłużeniu na poziomie 100,2 mln, pozycja gotówkowa netto Spółki wyniosła 20,8 mln. Na 7 marca 2013 r. wartość ta wzrosła do 127,9 mln. Dobre wyniki operacyjne W bieżącym roku odnotowaliśmy bardzo dobre wyniki realizowanego programu wierceń. Najlepszy efekt osiągnęła spółka Exillon WS na Padzie nr 5 w północno-wschodniej części złoża EWS I. Wysoka wydajność odwiertów, osiągnięta bez konieczności stosowania jakichkolwiek metod intensyfikacji wydobycia, wskazuje, że grubość złóż zagospodarowanych w obrębie zbiornika jest znaczna, a ich jakość wysoka. Pad nr 7, przylegający do Padu nr 5, zostanie zagospodarowany w 2013 r. Wszystkie nowe odwierty są obecnie wiercone kierunkowo pod kątem 60 stopni, co pozwala na dwukrotne zwiększenie rentowności wydobycia (net pay) w porównaniu z odwiertami pionowymi. W trakcie roku udoskonaliliśmy stosowane rozwiązania w zakresie zbrojenia i cementowania odwiertów. Zwiększyliśmy także ilość wody wtłaczanej do złóż w celu utrzymania ich wydajności. Relacje inwestorskie i działania korporacyjne W celu intensyfikacji działań w zakresie relacji inwestorskich, rozpoczęliśmy współpracę z bankiem Investec, który wraz z Mirabaud będzie świadczył usługi brokera papierów wartościowych (joint broker). Ponadto wprowadziliśmy akcje spółki do notowań na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie, chcąc poszerzyć grono inwestorów Exillon. Przeanalizowaliśmy opinie kluczowych inwestorów na temat częstotliwości ujawniania danych dotyczących wydobycia i na tej podstawie stwierdziliśmy brak konieczności publikacji danych w odstępach miesięcznych. W związku z powyższym w 2013 r. dane na temat wydobycia będą publikowane co kwartał. W 2012 r. dokonaliśmy dalszej optymalizacji kosztów pośrednich na poziomie centralnym. Przykładem może być obniżenie kosztów badania sprawozdań finansowych o 23%. Nabycie aktywów i zasoby W 2012 r. przeprowadziliśmy dwie transakcje zakupu aktywów, obie w obrębie basenu Timan-Peczora. W styczniu ogłosiliśmy nabycie koncesji ETP VII, która pozwoliła nam zwiększyć powierzchnię obszarów koncesyjnych do 344 km². W okresie wrzesień-listopad 2012 r. podpisaliśmy kilka wstępnych umów w procesie nabywania koncesji na użytkowanie górnicze oraz pewnej liczby aktywów trwałych od spółki LLC VenlockNeft ( Venlock ) za łączną kwotę 2,7 mln. Oznacza to, że będziemy mieli dodatkowe km² obszarów perspektywicznych tym samym zwiększając ponad czterokrotnie łączny obszar koncesyjny Exillon TP (do km²). Będziemy na bieżąco rozważać możliwości nabywania kolejnych aktywów w sąsiedztwie koncesji zarówno Exillon WS jak i Exillon TP, o ile takie się pojawią. Nasza strategia zakłada inwestycje w zagospodarowanie złóż roponośnych w celu zwiększenia 1) wydobycia 2) zysku EBITDA i 3) zasobów eksploatacyjnych. W 2012 r. odnotowaliśmy wzrost wydobycia i zysku EBITDA o, odpowiednio, 45% i 136%. Trzeci z filarów naszej strategii zostanie zweryfikowany w ramach niezależnej oceny 4

3 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) należących do nas aktywów pod kątem wielkości zasobów. Stosowna analiza jest obecnie przygotowywana w Houston w Stanach Zjednoczonych przez firmę Miller & Lents i niebawem zostanie opublikowana. Mark Martin Dyrektor Generalny PODSUMOWANIE DANYCH OPERACYJNYCH Prace wiertnicze W 2012 r. wykonano 16 odwiertów (12 odwiertów wydobywczych i cztery odwierty do zatłaczania wody). Szczegółowe informacje dotyczące programu prac wiertniczych publikowano w ciągu całego 2012 r. w serwisie RNS, a wszystkie komunikaty są dostępne na stronie internetowej pod adresem Exillon TP Wydobycie spółki Exillon TP wyniosło baryłek ropy; spółka wygenerowała przychody ze sprzedaży na poziomie 51,9 mln. Z powodzeniem zakończyliśmy budowę instalacji oczyszczania ropy oraz urządzeń do wytwarzania energii elektrycznej. Exillon WS Wydobycie spółki Exillon WS wyniosło baryłek ropy, co przełożyło się na przychody ze sprzedaży w wysokości 250,0 mln. W lutym 2010 r. rozpoczęto budowę terminala naftowego Transnieft, którą z powodzeniem zakończono w 2012 r., a terminal został oddany do eksploatacji w lipcu 2012 r. Dane finansowe Środki pieniężne denominowane w dolarach amerykańskich stanowią ok. 83% środków pieniężnych ogółem, natomiast pozostałe 17% to środki pieniężne denominowane w rublach rosyjskich. Nakłady inwestycyjne w okresie wyniosły 86,5 mln (2011 r.: 97,3 mln ), z czego 30,7 mln poniesiono na prace wiertnicze (2011 r.: 22,9 mln ), 45,7 mln na infrastrukturę (2011 r.: 66,7 mln ), a 10,1 mln na pozyskanie danych sejsmicznych i ich interpretację (2011 r.: 6,4 mln ). Nakłady na infrastrukturę były związane z ukończeniem budowy własnego punktu wejścia Exillon do rurociągu Transnieft, ukończeniem budowy instalacji oczyszczania ropy i urządzeń do wytwarzania energii elektrycznej w Exillon TP i Exillon WS, budową baz w obrębie obszarów wydobycia oraz dróg i rurociągów. PODSUMOWANIE DANYCH FINANSOWYCH Skonsolidowaną informację finansową oraz dodatkowe informacje i objaśnienia należy czytać łącznie z niniejszym podsumowaniem, którego zamieszczenie w niniejszym raporcie ma na celu ułatwienie zapoznania się z sytuacją finansową Spółki wg stanu na 31 grudnia 2012 r. Podsumowanie W 2012 r. Spółka utrzymała bardzo dobrą sytuację finansową dzięki rosnącemu poziomowi wydobycia, wyższej wydajności i zastąpienia dotychczasowego kredytu nowym instrumentem. 5

4 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) Zysk EBITDA wzrósł o 136%, z poziomu 19,5 mln w 2011 r. do 46,1 mln w 2012 r. Zysk netto za rok po uwzględnieniu amortyzacji, różnic kursowych, straty z tytułu odpisu wartości aktywów trwałych oraz kosztów płatności w formie akcji, wyniósł 12,1 mln, w porównaniu ze stratą netto na poziomie -10,4 mln odnotowaną w 2011 r. Przychody ze sprzedaży Przychody ze sprzedaży za rok zakończony 31 grudnia 2012 r. wzrosły o 49% w ujęciu rok do roku, do 301,9 mln (2011 r.: 203,0 mln ), z czego 166,0 mln (55%) stanowiły przychody ze sprzedaży eksportowej ropy naftowej, a 135,9 mln (45%) stanowiły przychody ze sprzedaży ropy na rynku krajowym. Wzrost przychodów ze sprzedaży wynikał z następujących czynników: wzrostu poziomu wydobycia, który spowodował wzrost sprzedaży o 47%, z baryłek ropy w 2011 r. do baryłek ropy w 2012 r.; oraz wzrostu średnich cen surowca: średnia cena ropy wzrosła do 105 /baryłkę (2011 r.: 102 /baryłkę) w wypadku sprzedaży eksportowej, i 44 /baryłkę (2011 r.: 41 /baryłkę) w wypadku sprzedaży na rynku krajowym. Wyniki operacyjne Koszty operacyjne, bez uwzględnienia amortyzacji i sczerpania zasobów, wzrosły do poziomu 127,6 mln (2011 r.: 80,4 mln ) w związku ze wzrostem wydobycia o 45%, do baryłek ropy (2011 r.: baryłek ropy). Różnica pomiędzy poziomem wydobycia a wolumenem sprzedaży wynika ze zmiany stanu zapasów ropy naftowej w ciągu roku. Wyższe koszty wydobycia wynikają głównie ze wzrostu kwoty podatku od wydobycia kopalin z 64,5 mln w 2011 r. do 99,8 mln w 2012 r. spowodowanego wzrostem poziomu wydobycia oraz średnich cen ropy w 2012 r., tj. wartości, które uwzględniane są przy naliczaniu należnej kwoty podatku. Kolejnym czynnikiem, który przyczynił się do wzrostu zobowiązań z tytułu innych podatków było podwyższenie stawek kar za spalanie gazu na flarach w 2012 r. Koszty amortyzacji i sczerpania zasobów obejmują głównie odpisy amortyzacyjne dotyczące zasobów potwierdzonych i prawdopodobnych (ang. proved and probable) oraz innych aktywów wydobywczych i niezwiązanych z działalnością wydobywczą. W 2012 r. koszty te wyniosły łącznie 20,5 mln (2011 r.: 13,8 mln ). Zwiększenie kosztów amortyzacji i sczerpania zasobów wynika z osiągnięcia wyższego poziomu wydobycia oraz oddania do eksploatacji instalacji w obrębie obszarów górniczych, gdy ich budowa zostanie zakończona. Koszty sprzedaży w 2012 r. wyniosły 106,8 mln (2011 r.: 84,1 mln ) i obejmowały 83,8 mln z tytułu ceł eksportowych (2011 r.: 65,6 mln ), 22,0 mln z tytułu usług transportowych (2011 r.: 16,9 mln ) oraz 1,0 mln z tytułu pozostałych kosztów operacyjnych (2011 r.: 1,6 mln ). Usługi transportowe obejmują usługi świadczone przez Transnieft oraz usługi transportu pomiędzy złożem ropy a punktem odbioru. W 2012 r. stawka cła eksportowego wahała się od 336,6 za tonę do 460,7 za tonę i odzwierciedlała zmiany cen ropy naftowej. Cło eksportowe podlega comiesięcznej weryfikacji przez rząd rosyjski i obliczane jest na podstawie wzoru uwzględniającego średnią cenę rynkową ropy Ural w okresie od 15. dnia danego miesiąca do 15. dnia miesiąca poprzedzającego miesiąc, w którym następuje dostawa ropy. Koszty ogólnego zarządu (z wyłączeniem kosztów wynagrodzeń w formie akcji, kosztów emisji akcji oraz amortyzacji ) wyniosły 20,8 mln (2011: 18,6 mln ). Wzrost zatrudnienia w 2012 r. skutkował odpowiadającym mu wzrostem wynagrodzeń, natomiast uzyskano oszczędności w obrębie kosztów podróży służbowych oraz wynajmu powierzchni biurowych. Przychody odsetkowe w 2012 r. wzrosły do 2,9 mln (2011: 1,3 mln ) dzięki utrzymywaniu nadwyżek środków pieniężnych na lokatach krótkoterminowych oraz lokatach powiązanych z instrumentami dłużnymi emitowanymi przez VTB (ang. credit-linked deposits). 6

5 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) W 2012 r. na zapłacony podatek dochodowy w wysokości 5,4 mln (2011: 2,9 mln ) składało się obciążenie z tytułu podatku dochodowego wynoszące 6,9 mln (2011: 2,5 mln ) oraz aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego w wysokości 1,5 mln (2011: rezerwa na odroczony podatek dochodowy w wysokości 0,4 mln ). Podstawowa stawka podatku dochodowego w Federacji Rosyjskiej wynosi 20%. W 2012 r., w segmencie Exillon WS stosowana była obniżona stawka podatku na poziomie 17% (2011: 16%) zgodnie z krajowymi przepisami podatkowymi. Należy zauważyć, że zgodnie z MSSF w zysku netto wynikającego z aktualizacji wartości pozycji pieniężnych denominowanych w walutach obcych (środki pieniężne i ich ekwiwalenty, należności i zobowiązania z tytułu dostaw i usług, pozostałe aktywa) wg kursu zamknięcia na dzień kończący okres sprawozdawczy, uwzględniono zysk netto z tytułu różnic kursowych na poziomie 3,4 mln. Większy zysk netto z tytułu różnic kursowych, w wysokości 24,8 mln, wynikającą z przeliczenia inwestycji netto Grupy w jednostkach zagranicznych, ujęto bezpośrednio w skonsolidowanym sprawozdaniu z pozycji finansowej w kapitale rezerwowym. Powyższe pozycje złożyły się na zysk netto wynoszący 12,1 mln (w porównaniu ze stratą na poziomie 10,4 mln za rok zakończony 31 grudnia 2011 r.). Pozycja finansowa W lutym 2012 r. Grupa uzyskała wpływy w wysokości 14,3 mln, na które składała się wartość nominalna oraz odsetki naliczone z tytułu euroobligacji wyemitowanych przez EBOiR. W marcu 2012 r. dotychczasowy kredyt w wysokości 50 mln zastąpiono kredytem na kwotę 100 mln, oprocentowanym wg stawki LIBOR plus 6%, który został udzielony na okres pięciu lat. Poprzedni kredyt był oprocentowany wg stawki LIBOR plus 7%, i był udzielony na okres trzech i pół roku. Grupa zamknęła okres sprawozdawczy silną pozycją finansową, na którą składały się środki pieniężne i ich ekwiwalenty wynoszące 121,0 mln (2011: 117,6 mln ) oraz saldo zadłużenia z tytułu kredytów i pożyczek na poziomie 100,2 mln (2011: 49,0 mln ), dające łącznie pozycję gotówkową netto na poziomie 20,8 mln (2011: 68,6 mln ). Wzrost wartości rzeczowych aktywów trwałych był związany z wykonaniem odwiertów oraz dalszym zagospodarowaniem złóż (budowa infrastruktury) w segmencie Exillon WS, a także rozpoczęciem wierceń i szeroko zakrojonych prac nad zagospodarowaniem złóż w segmencie Exillon TP. Przepływy pieniężne Wygenerowane w 2012 r. środki pieniężne netto z działalności operacyjnej wyniosły 36,1 mln (2011 r.: 32,4 mln ). Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej przed zmianami w kapitale obrotowym wyniosły 46, 8 mln w 2012 r. (2011 r.: 19, 4 mln ). Wzrost w tej pozycji odnotowano dzięki wyższemu wydobyciu oraz wyższej sprzedaży. Na wysokość przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej pozytywny wpływ miały warunki ustalone w zakresie płatności podatku na rzecz rządu rosyjskiego, co było zrównoważone odstępem czasowym w odniesieniu do należnych podatków; spadek należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności ze względu na wprowadzenie zasady pobierania zaliczek w relacjach z odbiorcami, a także wzrost przychodów odsetkowych uzyskiwanych w związku z utrzymywaniem naszych nadwyżek środków pieniężnych na lokatach. Negatywny wpływ na wartość omawianej pozycji związany był ze spadkiem zobowiązań z tytułu dostaw i usług po zapłaceniu wykonawcom kwot należnych za pracę wiertniczą oraz budowę infrastruktury w obrębie obszarów złożowych, wzrost sald zapasów, a także wyższe kwoty zapłaconych podatków w związku z dalszym rozszerzeniem działalności Grupy w 2012 r. 7

6 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) Nakłady kapitałowe w omawianym roku wyniosły 86,5 mln (2011: 97,3 mln ), i obejmowały nakłady na wykonanie odwiertów oraz budowę infrastruktury w obrębie obszarów złożowych. W omawianym roku, Grupa zapłaciła 5,9 mln tytułem odsetek od kredytu (2011: 3,7 mln ), które zostały aktywowane w pełnej wysokości (kwota aktywowana w 2011: 2,7 mln ). W okresie wrzesień-listopad 2012 r. Grupa podpisała kilka wstępnych umów w procesie nabywania koncesji na użytkowanie górnicze oraz pewnej liczby aktywów trwałych od spółki LLC VenlockNeft ( Venlock ) za łączną kwotę 2,7 mln. Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej wyniosły 47,3 mln (2011: 145,1 mln ). Wpływy na poziomie 49,8 mln stanowiły wpływy netto wynikające za zwiększenia wartości kredytu zaciągniętego przez Spółkę. Wypływ na poziomie 2,5 mln stanowi spłatę kwoty głównej kredytu przed jego zastąpieniem nowym kredytem. 8

7 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z CAŁKOWITYCH DOCHODÓW (NIEBADANE) za rok zakończony 31 grudnia Nota Przychody ze sprzedaży Koszt własny sprzedaży 7 ( ) (93 778) ZYSK BRUTTO ZE SPRZEDAŻY Koszty sprzedaży 8 ( ) (84 124) Koszty ogólnego zarządu 9 (30 380) (23 388) Zysk/(strata) z tytułu różnic kursowych (6 744) Pozostałe przychody operacyjne Pozostałe koszty operacyjne 10 (2 949) (2 995) ZYSK/(STRATA) Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ (7 932) Przychody finansowe Koszty finansowe 14 (4 161) (953) ZYSK/(STRATA) PRZED OPODATKOWANIEM PODATKIEM DOCHODOWYM (7 557) Podatek dochodowy 15 (5 383) (2 892) ZYSK/(STRATA) NETTO ZA ROK (10 449) INNE CAŁKOWITE DOCHODY/(KOSZTY): Różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych (26 373) CAŁKOWITE DOCHODY/(STRATA) RAZEM ZA ROK (36 822) Zysk na jedną akcję przypisany/(strata na jedną akcję przypisana) akcjonariuszom Spółki - podstawowy(a) () 16 0,08 (0,07) - rozwodniony(a) () 16 0,08 (0,07) 9

8 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z POZYCJI FINANSOWEJ(NIEBADANE) AKTYWA: 31 grudnia Nota Aktywa trwałe: Rzeczowe aktywa trwałe Wartości niematerialne i prawne Aktywa obrotowe: Zapasy Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności Pozostałe aktywa obrotowe Udzielone pożyczki krótkoterminowe Środki pieniężne i ich ekwiwalenty AKTYWA OGÓŁEM PASYWA: Kapitał własny: Kapitał zakładowy Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej Pozostały zainwestowany kapitał Zyski zatrzymane Różnice kursowe z przeliczenia Zobowiązania długoterminowe: Rezerwa na koszty likwidacji Rezerwa na podatek odroczony Kredyty i pożyczki długoterminowe Zobowiązania krótkoterminowe: Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania Inne zobowiązania podatkowe Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego Kredyty i pożyczki krótkoterminowe PASYWA OGÓŁEM Dane finansowe zostały zatwierdzone przez Zarząd przed ich udostępnieniem w dniu 7 marca 2013 r. 10

9 SKONSOLIDOWANE ZESTAWIENIE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM (NIEBADANE) Nota Kapitał podstawowy Nadwyżka ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej Pozostały zainwestowany kapitał Zyski zatrzymane Różnice kursowe z przeliczenia Kapitał własny ogółem Stan na 1 stycznia 2011 r Całkowite dochody Strata netto za rok (10 449) - (10 449) Inne całkowite dochody Różnice kursowe (26 373) (26 373) Całkowite dochody ogółem (10 449) (26 373) (36 822) Akcje zwykłe wyemitowane w zamian za środki pieniężne Obciążenie z tytułu 27 płatności w formie akcji Koszty emisji akcji 26 - (7 324) (7 324) Transakcje z właścicielami Stan na 31 grudnia 2011 r Całkowite dochody Zysk netto za rok Inne całkowite dochody Różnice kursowe Całkowite dochody ogółem Obciążenie z tytułu płatności w formie 27 akcji Transakcje z właścicielami Stan na 31 grudnia 2012 r

10 Za rok zakończony 31 grudnia Nota PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ: Zysk/(strata) przed opodatkowaniem podatkiem dochodowym (7 557) Korekty: Amortyzacja i sczerpanie zasobów Strata z tytułu odpisu wartości rzeczowych aktywów trwałych Przychody finansowe 13 (2 895) (1 328) Koszty finansowe Niewykorzystane urlopy 7, * Koszty z tytułu należności nieściągalnych 7, * Obciążenie z tytułu płatności w formie akcji (Zysk)/strata z tytułu różnic kursowych (3 375) Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej przed zmianą stanu kapitału obrotowego Zmiana stanu kapitału obrotowego: Zwiększenie stanu zapasów (1 558) (1 546) (Zwiększenie)/zmniejszenie stanu należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności (3 987) 602 (Zmniejszenie)/zwiększenie stanu zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań (4 995) Zwiększenie zobowiązań podatkowych Środki pieniężne z działalności operacyjnej Odsetki otrzymane Podatek dochodowy zapłacony (6 031) (2 639) Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI INWESTYCYJNEJ: Nabycie rzeczowych aktywów trwałych (86 494) (97 266) Zapłacone odsetki (część aktywowana) (5 903) (2 712) Udzielone pożyczki 21 (2 719) - Wykup/(zakup) euroobligacji (15 399) Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (80 803) ( ) PRZEPŁYWY ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH Z DZIAŁALNOŚCI FINANSOWEJ: Wpływy z emisji akcji Wpływy z tytułu zaciągniętych kredytów i pożyczek Odsetki zapłacone - (978) Spłata pożyczki (2 500) - Środki pieniężne netto z działalności finansowej ZWIĘKSZENIE STANU ŚRODKÓW PIENIĘŻNYCH I ICH EKWIWALENTÓW NETTO Różnice kursowe 859 (873) Środki pieniężne i ich ekwiwalenty na początek roku Środki pieniężne i ich ekwiwalenty na koniec roku * Spółka dokonała reklasyfikacji pozycji niewykorzystane urlopy w kwocie 216 tys. oraz koszty z tytułu należności nieściągalnych w kwocie 195 tys. wcześniej ujmowanych w pozycji zmiana stanu kapitału obrotowego, do pozycji przepływy pieniężne z działalności operacyjnej przed zmianą stanu kapitału obrotowego w celu zapewnienia zgodności prezentacji z 2012 r. 12

11 1. INFORMACJE OGÓLNE Podstawowym przedmiotem działalności spółki Exillon Energy plc ( Spółka lub Jednostka Dominująca ) oraz jej podmiotów zależnych (łącznie Grupa ) jest poszukiwanie, zagospodarowanie i eksploatacja złóż ropy naftowej. Grupa posiada kopalnie ropy naftowej w Republice Komi oraz w regionie chanty-mansyjskim na terenie Federacji Rosyjskiej. Strukturę Grupy przedstawiono w Nocie 31. Exillon Energy plc jest spółką akcyjną z siedzibą na Wyspie Man, notowaną na Giełdzie Papierów Wartościowych w Londynie. Spółka została zawiązana 27 marca 2008 r., a jej siedziba mieści się pod adresem: Fort Anne, South Quay, Douglas, Wyspa Man, IM1 5PD. W działalności operacyjnej Grupy wyróżnia się głównie dwa segmenty operacyjne: Exillon TP oraz Exillon WS. 2. PODSTAWA SPORZĄDZENIA SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej ( MSSF ) opublikowanymi przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości ( RMSR ) oraz Regulaminem Notowań wydanym przez Financial Services Authority brytyjski Urząd Nadzoru Usług Finansowych ( FSA ). Do powyższych standardów mają zastosowanie interpretacje Komitetu ds. Interpretacji Międzynarodowej Sprawozdawczości Finansowej ( KIMSF ). Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z zasadą kosztu historycznego, z zastrzeżeniem zmian wynikających z wyceny według wartości godziwej w wypadkach określonych w MSSF. Sporządzenie sprawozdania finansowego wymaga dokonania pewnych istotnych szacunków księgowych. Proces stosowania zasad rachunkowości Grupy wymaga również od Zarządu dokonywania własnych osądów. Zagadnienia, w odniesieniu do których Zarząd w większym stopniu polega na własnym osądzie, zagadnienia bardziej złożone lub takie, przy których założenia i szacunki istotnie wpływają na wartości wykazane w sprawozdaniu finansowym, ujawniono w Nocie 5. Cele, zasady i proces zarządzania kapitałem, cele zarządzania ryzykiem finansowym oraz ekspozycję na ryzyko kredytowe i ryzyko płynności Grupy opisano w Nocie 30 do niniejszego sprawozdania finansowego. Według własnej oceny, Grupa posiada wystarczające zasoby finansowe umożliwiające jej skuteczne zarządzanie ryzykiem związanym z prowadzoną działalnością mimo niepewności prognoz dotyczących warunków ekonomicznych. Prognozy i projekcje Spółki, uwzględniające zasadnie oczekiwane zmiany wyniku na działalności handlowej (w tym cen ropy naftowej) wskazują, że przy obecnym stanie posiadanych środków pieniężnych Spółka może kontynuować działalność operacyjną. Dyrektorzy mają podstawy sądzić, że Grupa dysponuje odpowiednimi zasobami, aby móc kontynuować działalność operacyjną w dającej się przewidzieć przyszłości. W związku z tym, roczne sprawozdanie finansowe zostało sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej. Ze względu na czas i koszty Zarząd zdecydował o pozostawieniu w wersji oryginalnej punktów 3,4 i ADOPTION OF NEW AND REVISED STANDARDS Standards, amendments and interpretations to existing standards that are not effective yet and have not been early adopted by the Group: 13

12 IAS 1 Presentation of Items of Other Comprehensive Income Amendments to IAS 1 (effective on or after 1 January 2013) The amendments to IAS 1 change the grouping of items presented in other comprehensive income (OCI). Items that could be reclassified to profit or loss at a future point in time (for example, net gain on hedge of net investment, exchange differences on translation of foreign operations, net movement on cash flow hedges and net loss or gain on available-for-sale financial assets) would be presented separately from items that will never be reclassified (for example, actuarial gains and losses on defined benefit plans and revaluation of land and buildings). The amendment affects presentation only and has no impact on the Group s financial position or performance. IAS 19 Employee Benefits (effective on or after 1 January 2013) The revised standard will have no impact on the Group s financial position or performance. IAS 28 Investments in Associates and Joint Ventures (effective on or after 1 January 2013) The revised standard will have no impact on the Group s financial position or performance. IAS 32 Offsetting Financial Assets and Financial Liabilities Amendments to IAS 32 (effective on or after 1 January 2014) These amendments clarify the meaning of currently has a legally enforceable right to set-off. The amendments also clarify the application of the IAS 32 offsetting criteria to settlement systems (such as central clearing house systems) which apply gross settlement mechanisms that are not simultaneous. These amendments are not expected to impact the Group s financial position or performance. IFRS 1 Government Loans Amendment to IFRS 1 (effective on or after 1 January 2013) The amendments will have no impact on the Group s financial position or performance. IFRS 7 Disclosures Offsetting Financial Assets and Financial Liabilities Amendment to IFRS 7 (effective on or after 1 January 2013) These amendments require an entity to disclose information about rights to set-off and related arrangements. The disclosures would provide users with information that is useful in evaluating the effect of netting arrangements on an entity s financial position. The new disclosures are required for all recognized financial instruments that are set off in accordance with IAS 32 Financial Instruments: Presentation. The disclosures also apply to recognized financial instruments that are subject to an enforceable master netting arrangement or similar agreement, irrespective of whether they are set off in accordance with IAS 32. These amendments will have no impact the Group s financial position or performance. IFRS 9 Financial instruments (effective on or after 1 January 2015) IFRS 9, as issued, reflects the first phase of the IASB s work on the replacement of IAS 39 and applies to classification and measurement of financial assets and financial liabilities as defined in IAS 39. The standard was initially effective for annual periods beginning on or after 1 January 2013, but Amendments to IFRS 9 Mandatory Effective Date of IFRS 9 and Transition Disclosures, issued in December 2011, moved the mandatory effective date to 1 January In subsequent phases, the IASB will address hedge accounting and impairment of financial assets. The adoption of the first phase of IFRS 9 will have an effect on the classification and measurement of the Group s financial assets, but will not have an impact on classification and measurements of financial liabilities. The Group will quantify the effect in conjunction with the other phases, when the final standard including all phases is issued. IFRS 10 Consolidated financial statements (effective 1 January 2013) IFRS 10 replaces the portion of IAS 27 Consolidated and Separate Financial Statements that addresses the accounting for consolidated financial statements. It also addresses the issues raised in SIC-12 Consolidation Special Purpose Entities. IFRS 10 establishes a single control model that applies to all entities including special purpose entities. The changes introduced by IFRS 10 will require management to exercise significant judgment to determine which entities are controlled and therefore are required to be consolidated 14

13 by a parent, compared with the requirements that were in IAS 27. Based on the preliminary analyses performed, IFRS 10 is not expected to have any impact on the currently held investments of the Group. IFRS 11 Joint Arrangements (effective 1 January 2013) The new standard will have no impact on the Group s financial position or performance. IFRS 12 Disclosure if Interests in Other entities (effective 1 January 2013) IFRS 12 includes all of the disclosures that were previously in IAS 27 related to consolidated financial statements, as well as all of the disclosures that were previously included in IAS 31 and IAS 28. These disclosures relate to an entity s interests in subsidiaries, joint arrangements, associates and structured entities. A number of new disclosures are also required. The new standard will have no impact on the Group s financial position or performance. IFRS 13 Fair value measurement (effective 1 January 2013) IFRS 13 establishes a single source of guidance under IFRS for all fair value measurements. IFRS 13 does not change when an entity is required to use fair value, but rather provides guidance on how to measure fair value under IFRS when fair value is required or permitted. The Group is currently assessing the impact that this standard will have on the financial position and performance, but based on the preliminary analyses, no material impact is expected. During the year ended 31 December 2012 the Group has not early adopted any other standard, interpretation or amendment that has been issued but is not yet effective. Annual Improvements May 2012 These improvements will not have an impact on the Group, but include: IFRS 1 First-time Adoption of International Financial Reporting Standards This improvement clarifies that an entity that stopped applying IFRS in the past and chooses, or is required, to apply IFRS, has the option to re-apply IFRS 1. If IFRS 1 is not re-applied, an entity must retrospectively restate its financial statements as if it had never stopped applying IFRS. IAS 1 Presentation of Financial Statements This improvement clarifies the difference between voluntary additional comparative information and the minimum required comparative information. Generally, the minimum required comparative information is the previous period. IAS 16 Property Plant and Equipment This improvement clarifies that major spare parts and servicing equipment that meet the definition of property, plant and equipment are not inventory. IAS 32 Financial Instruments, Presentation This improvement clarifies that income taxes arising from distributions to equity holders are accounted for in accordance with IAS 12 Income Taxes. IAS 34 Interim Financial Reporting The amendment aligns the disclosure requirements for total segment assets with total segment liabilities in interim financial statements. This clarification also ensures that interim disclosures are aligned with annual disclosures. These improvements are effective for annual periods beginning on or after 1 January The accounting policies adopted are consistent with those of the previous financial year, except for the following amendments to IFRS effective as of 1 January 2012: IAS 1 Presentation of Items of Other Comprehensive Income Amendments to IAS 1 (Effective on or after 1 July 2012) IAS 12 Income Taxes (Amendment) Deferred Taxes: Recovery of Underlying Assets; 15

14 IFRS 1 First-Time Adoption of International Financial Reporting Standards (Amendment) Severe Hyperinflation and Removal of Fixed Dates for First-Time Adopters IFRS 7 Financial Instruments: Disclosures (Amendments); IFRS 7 Financial Instruments: Disclosures Enhanced Derecognition Disclosure Requirements. The adoption of the standards or interpretations is described below: IAS 12 Income Taxes (Amendment) Deferred Taxes: Recovery of Underlying Assets The amendment clarified the determination of deferred tax on investment property measured at fair value and introduces a rebuttable presumption that deferred tax on investment property measured using the fair value model in IAS 40 should be determined on the basis that its carrying amount will be recovered through sale. The amendment is effective for annual periods beginning on or after 1 January The amendment had no effect on the Group s financial position, performance or its disclosures. IFRS 1 First-Time Adoption of International Financial Reporting Standards (Amendment) Severe Hyperinflation and Removal of Fixed Dates for First-Time Adopters The amendment had no effect on the Group s financial position, performance or its disclosures. IFRS 7 Financial Instruments: Disclosures Enhanced Derecognition Disclosure Requirements The amendment requires additional disclosure about financial assets that have been transferred but not derecognised to enable the user of the Group s financial statements to understand the relationship with those assets that have not been derecognised and their associated liabilities. In addition, the amendment requires disclosures about the entity s continuing involvement in derecognised assets to enable the users to evaluate the nature of, and risks associated with, such involvement. The amendment is effective for annual periods beginning on or after 1 July The Group does not have any assets with these characteristics so there had been no effect on the presentation of its financial statements. 4. SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES Basis of consolidation The Group s consolidated financial statements incorporate the financial statements of the Company and its subsidiaries. Control comprises the power to govern the financial and operating policies of the investee so as to obtain benefit from its activities and is achieved through direct and indirect ownership of voting rights; currently exercisable or convertible potential voting rights; or by way of contractual agreement. Subsidiaries are consolidated from the date on which control is transferred to the Group and are de-consolidated from the date that control ceases. Inter-company transactions, balances and unrealised gains and losses on transactions between group companies are eliminated. Accounting policies of subsidiaries have been changed where necessary to ensure consistency with the policies adopted by the Group. Segmental reporting Operating segments are reported in a manner consistent with the internal reporting provided to the directors of the Company. The chief operating decision-maker, who is responsible for making strategic decisions, allocating resources and assessing performance of the operating segments, has been identified as the Board. Functional and presentation currencies The items included in these consolidated financial statements relating to the Group companies are measured using their functional currency that is the currency in the main environment in which they operate. These consolidated financial statements are presented in US dollars or $, which is the Exillon Energy plc functional and presentation currency. The functional currency of the Group s trading and oil extracting subsidiaries is the Russian Rouble and for the other companies it is the US dollar. Foreign currency translation Transactions in foreign currencies are initially recorded in the functional currency at the rate ruling at the date of the transaction. Monetary assets and liabilities denominated in foreign currencies are retranslated to the functional currency at the rate of exchange ruling at the reporting date. All differences are taken to the statement of comprehensive income. 16

15 Loans issued to the foreign subsidiaries, the settlement of which is neither planned nor likely to occur in the foreseeable future, form part of the Company s net investment in those subsidiaries. They do not include trade receivables or trade payables. In the consolidated financial statements exchange differences arising on those loans are recognised initially in other comprehensive income and reclassified from equity to profit or loss on disposal of the net investment. On consolidation, assets and liabilities denominated in foreign currencies are translated into US dollars at closing rates of exchange. Results of operations and cash flows of subsidiaries are translated into US dollars at average rates of exchange. The Group uses average monthly rates published by Central Bank of the Russian Federation to translate trading results denominated in Roubles into US dollars. Differences resulting from the retranslation of the opening net assets and the results for the year are taken to reserves. The Group used the following exchange rates of one Rouble to one US dollar: As of or for the year ended 31 December Closing rates of exchange Effective annual average rates of exchange The exchange rate of UAE Dirham (AED) to US dollar has been held constant for the last several years at a rate of AED for one US dollar. Business combinations The Group uses the acquisition method to account for business combinations. The consideration transferred for an acquisition of a subsidiary is the fair values of the assets transferred, the liabilities incurred and the equity interests issued by the Group. The consideration transferred includes the fair value of any asset or liability resulting from a contingent consideration arrangement. Acquisition-related costs are expensed as incurred. Identifiable assets acquired and liabilities and contingent liabilities assumed in a business combination are measured initially at their fair values at the acquisition date. Property, plant and equipment - The Group uses the cost model by which items of property, plant and equipment are stated at historical purchase cost less accumulated depreciation and impairment. a) Historical cost Historical cost of property, plant and equipment items includes their acquisition cost, all the costs directly related to bringing the assets to the location and condition ready for their intended use and any costs of dismantling and removing the item or restoring the site on which it is located. Staff costs and other operating expenses incurred in the construction of the asset are also capitalised. The costs of expansion, modernisation or improvements leading to increased productivity, capacity or efficiency or to a lengthening of the useful lives of the assets are capitalised. Current repair, upkeep and maintenance expenses are recognised in the consolidated statement of comprehensive income as incurred. Furthermore, certain of the Group s facilities require periodic reviews. In this respect, a portion of the items requiring replacement is recognised specifically and is depreciated over the period until the next review is carried out. Property, plant and equipment also include investments relating to oil and gas exploration, development and production activities. 17

16 Exploration and evaluation assets Exploration and evaluation assets are measured at cost less provision for impairment, where required. The Group recognises oil and gas exploration and evaluation activities using successful efforts accounting, whereby the accounting treatment of the various costs incurred is as follows: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) The costs incurred in the acquisition of new interests in areas with proved and unproved reserves including exploration licence acquisition costs, are capitalised as incurred to the account Exploration and Evaluation Assets of the field concerned. Exploration costs (geological and geophysical expenditures, expenditures associated with the maintenance of unproved reserves and other expenditures relating to the exploration activity), excluding exploratory drilling expenditures, are expensed as incurred. Administrative expenses (office rent, office cars, administrative personnel, etc.) that are not directly attributable to the exploration and evaluation activities are expensed as incurred. Exploratory drilling costs are capitalised to the account Exploration and Evaluation Assets of the field concerned, pending determination of whether potentially economic oil and gas reserves have been discovered by the drilling effort. If the well does not demonstrate potential economic oil and gas quantities, the well costs are expensed as a dry hole and are reported in exploration expenses. It is not unusual to have exploration wells carried in the statement of financial position for several years while additional appraisal drilling and seismic work on the potential oil and gas field is performed or while the optimum development plans and timing are established. The Group classifies exploration and evaluation assets as tangible assets since its tangible element (underlying reserves) is significant and exploration and evaluation assets represent an integral part of the underlying reserves. Activities preceding the acquisition of oil and gas properties are defined as pre-exploration (or pre-licence). All pre-exploration expenditures are recognised as an expense in the consolidated statement of comprehensive income when incurred and include project feasibility studies, surface mapping and appraisal activities, as well as other overhead costs related to pre-exploration activities. An exploration and evaluation asset is no longer classified as such when the technical feasibility and commercial viability of extracting a mineral resource is proved. Once commercial reserves are found, exploration and evaluation assets are transferred to account Oil and Gas Properties and depleted using the unit-of-production method as described in paragraph b) Depreciation and depletion below. Development costs Expenditures related to the development of hydrocarbons are not recognised as exploration and evaluation assets but as oil and gas properties. Development costs include the cost of development wells to produce proved reserves, the cost of production facilities (such as flow lines, separators, oil treatment facilities, heaters, storage tanks, improved recovery systems and gas processing facilities), borrowing costs and other costs necessary to obtain access to proved and probable reserves. b) Depreciation and depletion Property, plant and equipment related to oil and gas production activities are depreciated using the unitof-production method as described below, except in the case of assets whose useful life is shorter than the lifetime of the field (roads, pipelines, pumps, etc.) in which case the straight-line method is applied. Exploration and evaluation assets are only depreciated when the field is in production. 18

17 (i) (ii) (iii) Producing wells, well pads and other producing items are depleted over Proved and Probable (2P) reserves on a field-by-field basis. Capitalised future decommissioning costs are depleted over Proved and Probable reserves (2P). Other development costs that cannot be attributed to particular producing units are allocated to cost centres of related oil fields based on their reserve share in the total portfolio. Such costs are depleted over Proved and Probable (2P) reserves on a field-byfield basis. Since 2P reserves assume future development costs to access proved undeveloped and probable reserves, an adjustment is made to the depreciation base to reflect the effect of future development costs. Property, plant and equipment, other than those described above, are depreciated using the straight-line method on the basis of the acquisition cost of the assets less their estimated residual value, over the years of estimated useful life of the assets, as follows: Buildings and construction Machinery, equipment and transport Other 5 to 30 years 3 to 20 years 3 to 7 years The residual values and useful lives of these assets are reviewed annually. Depreciation and depletion starts when the assets become available for use. Impairment of assets - Assets that are subject to amortisation are reviewed for impairment whenever events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. For the purposes of assessing impairment, assets are grouped into cash-generating units as they generate cash flows which are independent from other units. Recoverable amount is the higher of fair value less costs to sell and value in use. In assessing value in use, the estimated future cash flows are discounted to their present value using a pre-tax risk adjusted discount rate. If the recoverable amount of an asset (or a cash-generating unit) is estimated to be less than its carrying amount, the carrying amount of the asset (or the cash-generating unit) is reduced to its recoverable amount, and an impairment loss is recognised in the consolidated statement of comprehensive income. The basis for future depreciation or amortisation will take into account the reduction in the value of the asset as a result of any accumulated impairment losses. When an impairment loss subsequently reverses, the carrying amount of the asset (or the cashgenerating unit) is increased to the revised estimate of its recoverable amount, so that the increased carrying amount does not exceed the carrying amount that would have been determined in case no impairment loss had been recognised for the asset (or the cash-generating unit) in prior years. A reversal of an impairment loss is recognised in the consolidated statement of comprehensive income. The reversal is capped at the value that the asset would have been held at had it continued to be depreciated. An impairment loss recognised for goodwill cannot be reversed in a subsequent period. Impairment of oil and gas properties For oil and gas properties, assets are tested for impairment whenever facts and circumstances indicate potential impairment. Impairment reviews compare the carrying amount of an asset with its recoverable amount. Recoverable amount is the higher of value in use and fair value less costs to sell. As the company is in the development phase, recoverable amount is based on fair value less costs to sell with the reference to market participant assumptions of the future cash flows to be obtained from the proved and probable reserves. 19