KULCZYK OIL VENTURES INC.

Transkrypt

1 KULCZYK OIL VENTURES INC. (kwoty w dolarach amerykańskich) Niniejsze ("Sprawozdanie z działalności ) spółki Kulczyk Oil Ventures Inc. (zwanej dalej KOV, Kulczyk Oil lub Spółką ) należy analizować łącznie z niezbadanym skróconym śródrocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym KOV za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r. ("Skonsolidowane sprawozdanie finansowe") oraz z rocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym na dzień 31 grudnia 2010 r. Należy także zapoznać się z informacją prawną zatytułowaną "Stwierdzenia dotyczące przyszłości", która znajduje się na końcu niniejszego dokumentu. Za sporządzenie niniejszego Sprawozdania z działalności odpowiada Kierownictwo, natomiast komitet ds. audytu Rady Dyrektorów, dokonuje przeglądu niniejszego Sprawozdania z działalności i rekomenduje jego przyjęcie przez Radę Dyrektorów. W związku z raportowaniem za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r., niniejsze Sprawozdanie z działalności sporządzone zostało w dolarach amerykańskich ("USD"), będących walutą sprawozdawczą Spółki. Niniejsze skrócone skonsolidowane śródroczne sprawozdanie finansowe na dzień 30 czerwca 2011 r. zostało sporządzone zgodnie z MSR 34 - Śródroczne sprawozdania finansowe. Nie zawiera ono wszystkich informacji wymaganych w pełnym rocznym sprawozdaniu finansowym. Wielkości wydobycia i zasobów prezentowane są brutto, przed odliczeniem należności koncesyjnych, zgodnie z kanadyjskim protokołem sprawozdawczości. Niniejszy dokument datowany jest na dzień 11 sierpnia 2011 r. W części doradczej znajdującej się na końcu niniejszego dokumentu znaleźć można definicje niektórych terminów stosowanych w sprawozdaniach obejmujących Informacje dotyczące ropy naftowej i gazu ziemnego, Miary niewystępujące w MSSF, a także informacje na temat "Istotnych szacunków".

2 Informacje ogólne Kulczyk Oil Ventures Inc. Spółka Kulczyk Oil jest spółką międzynarodową prowadzącą działalność w zakresie poszukiwania i zagospodarowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na Ukrainie, w Syrii i Brunei, z biurami zarządzającymi w Calgary (Prowincja Alberta, Kanada), w Dubaju (Zjednoczone Emiraty Arabskie) oraz w Warszawie (Polska). Spółka zawarła ostatnio umowę nabycia pośredniego efektywnego udziału 9% (ang. ownership interest) w lądowej koncesji wydobywczej w Nigerii, której wykonanie uzależnione jest od spełnienia kilku warunków, w tym uzyskiwania zgód organów regulacyjnych oraz zawarcia określonych umów handlowych. Spółka uważa, że udowodniła swoją zdolność do negocjowania i zawierania umów w zakresie poszukiwania i zagospodarowywania złóż, wydobycia, ograniczania ryzyka oraz częściowego finansowania zobowiązań inwestycyjnych wynikających z tych umów poprzez umowy warunkowej cesji udziału w prawie użytkowania górniczego (ang. farm-out arrangements). Kierownictwo zamierza kontynuować stosowanie tego sprawdzonego modelu biznesowego przy realizacji przyszłych projektów kontynuując jednocześnie rozwój istniejących projektów w zakresie ropy naftowej i gazu ziemnego. KOV jest jedynym udziałowcem jednej spółki bezpośrednio zależnej - Kulczyk Oil Ventures Limited ("KOV Cyprus"), czterech spółek pośrednio zależnych, tj. Kulczyk Oil Brunei Limited ("KOV Brunei"), Loon Latakia Limited ("Loon Latakia"), KOV Borneo Limited ("KOV Borneo") i KOV Nigeria BV ( KOV Nigeria ) oraz 70% udziałowcem jednej spółki zależnej - Loon Ukraine Holding Limited ("Loon Ukraine"), a także posiadaczem innych inwestycji nieuznawanych za inwestycje o znaczeniu zasadniczym. Na Ukrainie Spółka posiada efektywnie 70% udział netto w pięciu koncesjach gazu ziemnego i kondensatu gazu ziemnego (czterech koncesjach poszukiwawczych i jednej koncesji na wydobycie), czterech stacjach przetwórstwa gazu, platformie wiertniczej i innych aktywach służących do obsługi odwiertów, ponad 20 kilometrach gazociągów podłączonych do ukraińskiej przesyłowej sieci gazowej. W ramach czterech z pięciu koncesji prowadzone jest aktualnie wydobycie gazu ziemnego i kondensatu gazu ziemnego. Spółka zaczęła osiągać przychody od momentu nabycia udziału w tych koncesjach w dniu 11 czerwca 2010 roku. Od 11 czerwca 2010 roku, Spółka osiągnęła skumulowany przychód w wysokości 17,6 mln USD pomniejszony o koszty należności koncesyjnych. W Brunei Spółka posiada: o 40% udział w Bloku L w Brunei na podstawie umowy o podziale wpływów z wydobycia, która daje Spółce i innym partnerom prawo do poszukiwania i, po spełnieniu określonych warunków, prawo do wydobycia ropy i gazu z Bloku L, na obszarze km 2 ( akrów) obejmującym określone obszary lądowe i morskie; oraz o 36% udział w Bloku M w Brunei na podstawie umowy o podziale wpływów z wydobycia, która daje Spółce i innym partnerom prawo do poszukiwania i, po spełnieniu określonych warunków, prawo do wydobycia ropy i gazu z Bloku M, na obszarze km 2 ( akrów) obejmującym określone obszary lądowe Brunei, znajdujące się na południe od Bloku L. W Syrii Spółka posiada obecnie 50% udział (ang. participating interest); 45% udział ekonomiczny (ang. economic interest) w Bloku 9 w Syrii na podstawie umowy o podziale wpływów z wydobycia, która daje jej prawo do poszukiwania i, po spełnieniu określonych warunków, prawo do wydobycia ropy i gazu z Bloku 9, na obszarze km 2 (2,48 mln akrów) w północno-zachodniej części Syrii. W dniu 6 maja 2011 r. Spółka ogłosiła przystąpienie do konsorcjum Neconde Energy Limited ("Neconde"). Dnia 29 kwietnia 2011 r. Neconde zawarło Umowę przeniesienia ("AFA") z Shell Petroleum Development Company of Nigeria Ltd, Total E&P (Nigeria) Ltd oraz z Nigerian Agip Oil Company Ltd, na podstawie której Neconde nabędzie 45% udział w koncesji na wydobycie ropy naftowej Oil Mining Licence 42 ("OML 42"), obejmującej duży blok, który zawiera odkryte wcześniej złoża węglowodorów w obszarze delty Nigru w Nigerii. Pozostały 55% udział w OML 42 jest w posiadaniu Nigerian National Petroleum Company. Realizacja zobowiązań wynikających z umowy AFA podlega obowiązkowi uzyskania wielu pozwoleń urzędowych i uzgodnień handlowych, przewidywanych w ciągu trzeciego kwartału 2011 r. Jeżeli proces ten zostanie ukończony działalność Spółki ulegnie zmianie. Spełnienie tych warunków jest jednak poza kontrolą Spółki. W związku z tym przejęcie może w ogóle nie zostać dokonane lub nie nastąpić w terminie przez nas oczekiwanym. Kulczyk Investments S.A. ( KI ), większościowy udziałowiec Spółki, zapewni Spółce pomostowe finansowanie udziału Spółki w kosztach nabycia przez Neconde koncesji OML 42. Spółka przejmie własność udziałów w Neconde do wysokości spłaty finansowania zapewnianego przez KI. 1

3 Akcje Spółki zostały dopuszczone do obrotu na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie ("GPW") w dniu 25 maja 2010 roku. Szczegółowy opis aktywów UKRAINA Wprowadzenie Dnia 11 czerwca 2010 r. spółka Kulczyk Oil dokonała nabycia 70% udziału właścicielskiego w KUB-Gas LLC ("KUB- Gas"), spółce zarejestrowanej na Ukrainie, posiadającej 100% udział w trzech koncesjach na prowadzenie działalności poszukiwawczej i jednej koncesji na wydobycie, a także instalacje przetwórcze i inne składniki majątku służącego do obsługi odwiertów, w tym między innymi platformę wiertniczą wykonaną w Kanadzie o mocy 1000 KM. Podmiotem formalnie posiadającym inwestycję w KUB-Gas jest Loon Ukraine, prywatna spółka z siedzibą na Cyprze. Na dzień 30 czerwca 2011 r. Spółka posiada następujące koncesje na Ukrainie: Koncesja na wydobycie Data wydania Data updaniawydobyci Pole Wiergunskoje 27 września 2006 r. 27 września 2026 r. Koncesje poszukiwawcze Pole Makiejewskoje 18 maja 2001 r. 11 sierpnia 2014 r. Pole Krutogorowskoje 16 lipca 2004 r. 11 sierpnia 2014 r. Pole Olgowskoje 31 maja 2006 r. 11 sierpnia 2014 r. Pole Północne Makiejewskoje 29 grudnia 2010 r. 29 grudnia 2015 r. Spółka może wydobywać gaz ziemny i kondensat gazu ziemnego na podstawie posiadanych licencji poszukiwawczych w ilościach nieprzekraczających 10% szacowanych zasobów ogółem oraz zatwierdzonych przez organ wydający koncesję - Ministerstwo Ochrony Środowiska Ukrainy. W okresie obowiązywania klasyfikacji poszukiwawczej Spółka nie może przekroczyć podanego limitu. Spółka może przekształcać koncesje poszukiwawcze na wydobywcze, pozwalające jej na prowadzenie wydobycia gazu ziemnego i kondensatu gazu ziemnego bez ograniczeń przez okres obowiązywania koncesji, które zasadniczo wynoszą 25 lat. Zarząd zamierza uzyskać zgodę organu regulacyjnego i oczekuje, że Spółka w przypadku wystąpienia takiej potrzeby będzie w stanie uzyskać decyzję o przekształceniu posiadanych przez siebie koncesji poszukiwawczych na koncesje wydobywcze. Uaktualnienie Od momentu przejęcia KUB-Gas w czerwcu 2010 r.: Wielkość potwierdzonych zasobów na dzień 31 grudnia 2010 r., ujęta jako wielkość netto możliwa do zrealizowania przez KOV, wzrosła niemal trzykrotnie, do poziomu 29,5 Bcfe (4,9 MMboe) przed odliczeniem należności koncesyjnych, z pierwotnej wielkości 10,6 Bcfe (1,8 MMboe). Suma wielkości zasobów potwierdzonych i zasobów prawdopodobnych, ujęta na dzień 31 grudnia 2010 r. jako wielkość netto możliwa do zrealizowania przez KOV, wzrosła do poziomu 45,6 Bcfe (7,6 MMboe) przed odliczeniem należności koncesyjnych, z pierwotnej wielkości 18,2 Bcfe (3,0 MMboe). Przeciętna wielkość wydobycia gazu w pierwszej połowie 2011 r. wynosiła Mcf gazu ziemnego dziennie (70% udział = Mcf dziennie). Na polu Makiejewskoje wykonano w 2010 roku odwiert M-19 na głębokość metrów, napotykając na kilka potencjalnych złóż gazu. Profilowanie otworowe i analizy pozwoliły na zidentyfikowanie pokładu gazu ziemnego na kilku warstwach zbiornika. Włączenie odwiertu do eksploatacji nastąpiło na początku lipca 2011 r., a początkowo wielkość wydobycia kształtowała się na poziomie ok Mcf dziennie (70% udział = Mcf 2

4 dziennie). Przewiduje się zmniejszenie i ustabilizowanie wydobycia na poziomie około Mcf dziennie od wstępnie zakładanych poziomów. Odwiert O-14 znajduje się w odległości około 4 kilometrów na południowy wschód od odwiertu O-8. Odwiert O-14 został wykonany na głębokość metrów. Znaleziono w jego obrębie osiem potencjalnych stref gazonośnych w strefie Środkowej i Dolnej Baszkirii. Odwiert był zorientowany na nieprzebadany wcześniej blok wykryty po interpretacji linii sejsmicznych 2D i odpowiada wielkościom dla głównego obszaru wydobycia Olgowskoje. Niezależna firma inżynieryjno-doradcza RPS zatrudniona przez Spółkę określiła prawdopodobne zasoby przypadające na 70% udział KOV w niezbadanym bloku, na poziomie 3,2 Bcf (Dolna wartość szacunkowa), 12,3 Bcf (Najlepszy szacunek) i 29,1 Bcf (Górna wartość szacunkowa) gazu ziemnego. Odwiert O-14 był trzecim odwiertem wykonanym w obrębie pola Olgowskoje od czasu nabycia przez Spółkę udziału w KUB-Gas. Na polu Olgowskoje, około dwóch kilometrów na południowy wschód od odwiertu O-7 został wykonany odwiert O-8 na głębokość metrów. Profilowanie otworowe i analizy pozwoliły na zidentyfikowanie ponad 135-metrowego potencjalnego pokładu gazu ziemnego obejmującego 35 warstw zbiornika. Głównym celem odwiertu O-8, który nie został jeszcze zbadany, jest ta sama strefa, w której obecnie prowadzone jest wydobycie gazu na terenie odwiertu O-7; znajdująca się 2 kilometry na północny zachód od miejsca wydobycia. Odwiert został wykonany i zabudowany, trwają natomiast prace nad rozpoczęciem wydobycia gazu. Pierwsze wydobycie planowane jest pod koniec 2011 roku. W połowie kwietnia 2011 r. zakończono wykonywanie odwiertu O-9, położonego ok. 1 km na północny zachód od odwiertu O-8. Odwiert O-9 został wykonany i zabudowany jako odwiert wielostrefowy. Badania kolejnego obszaru doprowadziły do nowego odkrycia, ponieważ wcześniej nie przypisywano żadnych złóż ani zasobów do jednostek znajdujących się w obrębie zbiornika Dolnego Baszkirskiego. Wyniki ustalone dla zbiornika Dolnego Baszkirskiego (lub R37) wyniosły Mcf dziennie przez zwężkę 6 mm oraz ustabilizowany poziom 762 Mcf dziennie przez zwężkę 5 mm. Jednostka R37 ma być obecna na całym obszarze koncesji Olgowskoje i składa się z siedmiu zbiorników. Badania głównego obiektu w sekcji Środkowobaszkirskiej rozpoczęły się pod koniec lipca w jednej z dwóch potencjalnych stref gazonośnych. Na perforowanych odcinkach przepływ gazu odbywał się na poziomie od Mcf dziennie do Mcf dziennie, a ustabilizował się na poziomie Mcf dziennie na zwężce 7 mm. Wydobycie z badanej strefy ma rozpocząć się na poziomie brutto Mcf dziennie w trzecim kwartale 2011 r. Jest to drugi nowy odwiert wykonany w obrębie pola Olgowskoje od momentu nabycia przez Spółkę udziału w nim w 2010 r. Spółka KUB-Gas wystąpiła do Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju ( EBOiR") o kredyt, której udzielenie zatwierdzono w maju 2011 r., do kwoty 40 mln USD. Umowę kredytu podpisano w maju 2011 roku. Środki z kredytu wykorzystane zostaną na sfinansowanie wydobycia ze złóż, których dotyczą koncesji na Ukrainie. Finansowanie jest oprocentowane według stopy zmiennej, której poziom szacowany jest obecnie przez kierownictwo na ok. 6,9% w skali roku, wzrastającej wraz ze wzrostem przychodów do 13,7% w skali roku. Przewiduje się wypłatę kwoty kredytu w dwóch transzach, tj. 23 mln USD w roku 2011, a pozostałe 17 mln USD po przekształceniu koncesji dotyczących pola Olgowskoje i Makiejewskoje na koncesje wydobywcze. Spłata kredytu przewidywana jest w trzynastu równych ratach półrocznych, poczynając od lipca 2012 r. Spółka Kulczyk Oil jako większościowy akcjonariusz KUB-Gas zobowiązała się do udzielania w wymaganych terminach gwarancji na zabezpieczenie pozostałej do spłaty kwoty kredytu. W czerwcu 2011 r. spółka KUB-Gas pobrała pierwszą transzę kredytu w kwocie 10 mln USD, a w sierpniu 2011 r. wystąpiła o wypłatę kolejnych 5 mln USD. Na polu Olgowskoje wykonano w 2010 r. odwiert O-7. Profilowanie otworowe i analizy pozwoliły na zidentyfikowanie ponad 150-metrowego potencjalnego pokładu gazu ziemnego obejmującego 38 warstw zbiornika. W pierwszych sześciu miesiącach roku z odwiertu wydobywano około Mcf gazu dziennie (udział netto KOV około Mcf dziennie) i 31 bbl/d kondensatu (udział netto KOV 22 bbl/d). Na dwóch odwiertach na polu Wiergunskoje zainstalowano kompresory, dzięki którym wydobycie zwiększyło się o blisko 100%. Kompresory doprowadziły do podwyższenia ciśnienia strumienia gazu w odwiertach do poziomu umożliwiającego przepływ wydobycia do gazociągu handlowego. Kulczyk Oil analizuje obecnie możliwości dalszej rozbudowy kompresorów na istniejących odwiertach. W pierwszej połowie 2011 roku Spółka przystąpiła do badań sejsmicznych pól Olgowskoje i Makiejewskoje. Trwa interpretacja danych. Spółka prowadzi aktywne badania nad sposobami optymalizacji infrastruktury i zwiększenia produkcji, koncentrując się przy tym przede wszystkim na polach Olgowskoje i Makiejewskoje. 3

5 Spółka uzyskała dodatkową koncesję poszukiwawczą dla pola Północne Makiejewskoje, znajdującego się w sąsiedztwie pól objętych koncesjami Makiejewskoje i Olgowskoje. Koncesja dla pola Północne Makiejewskoje obejmującego obszar o powierzchni hektarów ( akrów) została otrzymana w grudniu 2010 r. Spółka jest przekonana, że pole Północne Makiejewskoje jest perspektywiczne pod względem możliwości wydobycia gazu z licznych stref w ramach Muskowitowych i Baszkirskich sekcji sedymentacyjnych. Ukończono program pozyskiwania linii sejsmicznych 2D w obrębie tej koncesji. Program obejmował 65 kilometrów, aktualnie trwa interpretacja danych. BRUNEI - BLOK L Wprowadzenie Spółka Kulczyk Oil za pośrednictwem spółki w 100% od siebie zależnej oraz partnerów (zwane dalej łącznie "Wykonawcą") zawarły umowę o podziale wpływów z wydobycia ("Umowa PSA dla Bloku L") z Brunei National Petroleum Company Sendirian Berhad ("PetroleumBRUNEI"). Na mocy Umowy PSA dla Bloku L, Wykonawca ma prawo prowadzić poszukiwania i wydobywać ropę naftową i gaz z Bloku L. Blok L obejmuje obszar około km 2, na który składają się tereny lądowe oraz tereny płytkich wód morskich w północnej Brunei. Umowa PSA dla Bloku L w Brunei przewiduje okres poszukiwań wynoszący sześć lat od daty zawarcia Umowy PSA dla Bloku L w Brunei PSA i dzieli ten okres na dwa etapy, Etap 1 i Etap 2. W 2010 roku spółka AED Oil Limited ("AED") nabyła 50-procentowy udział w Bloku L Brunei jak opisano poniżej. W ramach transakcji nabycia spółka AED sfinansowała 100% pierwszych kosztów poniesionych w Etapie 1 do kwoty 21,7 mln USD. Spółka sfinansowała 50% wszystkich nakładów w przedziale od 21,7 mln USD do 25 mln USD oraz finansuje 40% wszystkich późniejszych nakładów. W roku 2010 wykonano dwa odwierty, tj. Lukut-1 oraz Lempuang-1. W obu z nich odkryto obecność węglowodorów na wielu pokładach. Dwie główne potencjalne strefy o łącznej grubości 56,4 metrów zostały napotkane podczas wykonania odwiertu Lempuyang-1. W ciągu pierwszego kwartału 2011 r. rozpoczęto testy dwóch stref w obrębie odwiertu Lempuyang-1. Pomimo wypływu gazu na powierzchnię, ostatecznie ograniczono program testów wskutek nieustannych problemów o charakterze mechanicznym, ze względu na zagrożenie dla bezpieczeństwa w związku ze strumieniem gazu wpływającego do odwiertu. Dane uzyskane podczas przeprowadzonych testów sprzyjają analizie przez partnerów we wspólnym przedsięwzięciu, perspektywiczność złoża Lempuyang i terenów do niego przyległych. Wyniki wierceń i badań na Lempuyang-1 mają być obecnie włączone do istniejącej bazy danych i wykorzystane w przyszłości do oceny wyższego obszaru we wschodniej części Bloku L, gdzie aktualnie rozpatrywane jest przystąpienie do programu badań sejsmicznych 3-D. Odwiert Lukut-1 pozostaje w zawieszeniu do czasu uzgodnienia programów badania odwiertu w ramach wspólnego przedsięwzięcia. W 2010 r. partnerzy we wspólnym przedsięwzięciu przeprowadzili aerodetekcyjne badania grawimetryczne/magnetyczne na Bloku L obejmujące obszar około kilometrów kwadratowych i kontynuują interpretację uzyskanych wyników. Etap 1 został zakończony, a zdaniem Spółki, Wykonawca co najmniej zrealizuje swoje zobowiązania w zakresie wykonywania prac oraz minimalnych nakładów. W sierpniu 2010 r. Spółka wraz z partnerami we wspólnym przedsięwzięciu podjęła decyzję o przystąpieniu do realizacji Etapu 2 prac wydobywczych, który trwa do 27 sierpnia 2012 roku. Minimalny zakres prac Etapu 2 obejmuje: (i) wykonanie i przetworzenie przynajmniej 500 km linii sejsmicznych 2D na lądzie oraz 500 km linii sejsmicznych 2D w strefie przybrzeżnej; (ii) wykonanie i przetworzenie danych sejsmicznych 3D obejmujących powierzchnię co najmniej 150 km 2 w strefie przybrzeżnej, oraz (iii) wykonanie co najmniej dwóch odwiertów poszukiwawczych na lądzie, każdy o minimalnej głębokości m. Partnerzy we wspólnym przedsięwzięciu, prowadzący prace w obrębie Bloku L, zobowiązani są w ramach Etapu 2 do poniesienia wydatków w minimalnej wysokości 16 mln USD oraz zobowiązani są do zakończenia prac w Etapie 2. Spółka zakłada poniesienie większych nakładów niż minimum wymagane do spełnienia zobowiązań do wykonania określonych prac. Spółka zamierza wystąpić o zgodę na zamianę zobowiązania do pozyskania danych sejsmicznych ze strefy przybrzeżnej na zobowiązanie do pozyskania danych sejsmicznych z obszaru lądowego, jako że Spółka posiada większe doświadczenie w projektach lądowych niż w projektach obszarów przybrzeżnych. W przypadku 4

6 nieuzyskania zgody na zamianę, Spółka rozważy możliwości przekształcenia danych sejsmicznych ze strefy przybrzeżnej. Etap 2 kończy się w dniu 27 sierpnia 2012 r. Uaktualnienie Spółka planuje rozszerzenie programu pozyskiwania danych sejsmicznych z obrębu pola West Jerudong oraz obszaru okalającego odwiert Lempuyang-1 w 2012 r. Oba programy dostarczyć mają wskazówek co do przyszłych wierceń i stanowić będą wykonanie pozostałych zobowiązań do przeprowadzenia badań sejsmicznych w ramach Etapu 2. Spółka wraz z partnerami we wspólnym przedsięwzięciu uzgodniła zasadniczo z PetroleumBRUNEI zastąpienie zobowiązań do pozyskania danych sejsmicznych w Etapie 2 zobowiązaniem do pozyskania i przetworzenia nie mniej niż: i) 164,5 kilometrów kwadratowych danych sejsmicznych 3D na lądzie; ii) 13,5 kilometrów kwadratowego danych sejsmicznych 3D na lądzie (zakres testowy) oraz iii) 13 kilometrów linii sejsmicznych 2D na lądzie. Spółka wraz z partnerami we wspólnym przedsięwzięciu występuje do PetroleumBRUNEI o utrzymanie niektórych obszarów, z których zrezygnowano po zakończeniu Etapu 1, w nawiązaniu do warunków PSA, a także o wydłużenie terminu ukończenia Etapu 2 w taki sposób, by należycie uwzględnić interpretację programu sejsmicznego. Do dnia 30 czerwca 2011 r. nakłady poniesione przez Spółkę na pokrycie jej części kosztów Bloku L wyniosły 20,1 mln USD. BRUNEI - BLOK M Wprowadzenie W roku 2009, w wyniku przejęcia prywatnej spółki australijskiej Triton Hydrocarbons Pty Ltd. ("Triton Hydrocarbons"), Spółka nabyła 36% udział w umowie o podziale wpływów z wydobycia z Bloku M w Brunei ("Umowa PSA dla Bloku M"). Blok M obejmuje obszar lądowy na terytorium Brunei o powierzchni około km 2, przylegający bezpośrednio do południowej granicy Bloku L, który należy do Spółki. Okres prac poszukiwawczych na terenie Bloku M wynosi sześć lat od daty zawarcia Umowy PSA dot. Bloku M (27 sierpnia 2006 r.) oraz dzieli się na Etap 1 i Etap 2, realizowane równolegle. Spółka i jej partnerzy w Bloku M wypełnili wszystkie zobowiązania dotyczące wykonania i ponownego przetworzenia danych sejsmicznych, zarówno w ramach Etapu 1, jak i Etapu 2, tj. wykonali i przetworzyli dane sejsmiczne 3D obejmujące powierzchnię 118 km 2, wykonali i przetworzyli linie sejsmiczne 2D o długości 60 km, a także w 2010 r. przeprowadzili pomiary sejsmiczne 3D na obszarze 136 km 2 w północnej części Bloku M. Obszar pomiarów obejmował przedłużenie na północ linii trendu, wyznaczonych w ramach pomiarów w roku Trwa interpretacja pomiarów, a jej wyniki przewidywane są w drugim kwartale 2011 r. W roku 2010 wykonano dwa odwierty: Marwar-1, do głębokości metrów, oraz Markisa-1, do głębokości metrów, przy czym w obu odwiertach stwierdzono obecność węglowodorów. Jedynym pozostałym do wykonania zobowiązaniem w ramach Etapu 1 jest wykonanie odwiertu na minimalną głębokość metrów przed ukończeniem okresu poszukiwań. Dnia 9 lutego 2011 r. Spółka wraz z partnerami podjęła decyzję o przystąpieniu do realizacji Etapu 2, w ramach którego do dnia 27 sierpnia 2012 r. wymagane jest wykonanie następującego minimalnego zakresu prac: (i) pozyskanie i przetworzenie co najmniej 80 km danych sejsmicznych 2D oraz (ii) wykonanie co najmniej dwóch odwiertów, każdy o głębokości co najmniej metrów. Zobowiązania stron do wykonania prac na Bloku M wymagają poniesienia w trakcie Etapu 2 minimalnych nakładów w wysokości 7,325 mln USD. Udział Spółki w minimalnych nakładach wynosi 2,637 mln USD, w tym dodatkowo zobowiązanie na podstawie umowy farm-in do sfinansowania kolejnych 4% ( USD) w odniesieniu do udziału partnera w wydatkach, jednakże Spółka spodziewa się ponieść większe nakłady w celu spełnienia zobowiązań do wykonania określonych prac. 5

7 Uaktualnienie Kulczyk Oil Ventures Inc. Zakończono interpretację danych sejsmicznych i na podstawie wyników dokonano wyboru lokalizacji dla programu trzech odwiertów. Spółka wraz z partnerami we wspólnym przedsięwzięciu planuje wykonanie trzech odwiertów poszukiwawczych na terenie Bloku M pod koniec 2011 roku lub na początku 2012 roku. Testy odwiertu wykonanego w 2010 r. planowane są obecnie na rok 2012, po przeprowadzeniu bieżącego programu odwiertów. Dotychczas kwota nakładów poniesionych przez Spponiesa Blok M wyniosła 76,0 mln USD. Spółka wraz z partnerami we wspólnym przedsięwzięciu zdecydowała zrezygnować z dwóch odwiertów poszukiwawczych na terenie Bloku M w Brunei, wykonanego w 2010 roku. Nie występują żadne przesłanki utraty wartości inwestycji Spółki w Bloku M, co potwierdza planowany program odwiertów. SYRIA Wprowadzenie Za pośrednictwem spółki zależnej w 100%, Kulczyk Oil posiada udział w umowie na poszukiwanie i zagospodarowanie złóż oraz produkcję ropy naftowej ("Umowa PSC"), która została zawarta pomiędzy rządem Syryjskiej Republiki Arabskiej, Syrian Petroleum Company ("SPC") oraz Spółką. Umowa ta weszła w życie 29 listopada 2007 r. Na podstawie Umowy PSC Spółka ma prawo do prowadzenia prac poszukiwawczych oraz produkcji ropy naftowej i gazu ze złóż Bloku 9 o powierzchni kilometrów kwadratowych, położonego w północno-zachodniej Syrii. Zgodnie z warunkami Umowy PSC Spółka w ramach czteroletniego okresu prac poszukiwawczych, stanowiącego etap pierwszy, jest zobowiązana do pozyskania i przetworzenia danych sejsmicznych 3D dla obszaru 350 km 2 oraz wykonania dwóch odwiertów poszukiwawczych Spółka jest w stanie uzyskać przedłużenie koncesji w etapach zobowiązując się do przeprowadzenia dodatkowych prac w uzgodnionym zakresie. Na dzień wejścia w życie Umowy wielkość udziału Spółki wynosiła 100%. Dnia 1 września 2010 r., w drodze umowy farm-out, Spółka uzgodniła dokonanie cesji 30% udziału właścicielskiego w Bloku 9 w Syrii na rzecz spółki MENA Hydrocarbons (Syria) Ltd. ("MENA"), ze skutkiem na dzień 17 czerwca 2010 r. Cesja 30% udziału właścicielskiego na rzecz MENA została przez władze syryjskie zatwierdzona w marcu 2011 r. W ramach zapłaty spółka MENA zobowiązała się do uiszczenia następujących kwot: (i) 30% wartości kosztów historycznych poniesionych przez Spółkę do dnia zawarcia umowy z MENA w kwocie 3,1 mln USD; (ii) 30% wartości gwarancji bankowej pozostałej do realizacji na dzień 17 czerwca 2010 r. w kwocie 2,0 mln USD; oraz (iii) spłaty 60% autoryzowanej kwoty kosztów wykonania pierwszego odwiertu poszukiwawczego. MENA uiściła wszystkie należności za wyjątkiem kosztów związanych z pierwszym aktualnie wykonywanym poszukiwawczym odwiertem. W lipcu 2011 r. władze syryjskie zatwierdziły formalnie przeniesienie 20% udziału w Umowie na Triton Hydrocarbons. Spółka wyraziła również zgodę na dokonanie cesji 5% udziału w Bloku 9 na rzecz podmiotu niepowiązanego. W rezultacie ekonomiczny udział Spółki w Bloku 9 wynosi 45%, jednak ponosi ona aktualnie 50% kosztów prac poszukiwawczych. Spółka zaksięgowała gwarancję w wysokości 7,5 mln USD, która to kwota odpowiada minimalnemu poziomowi nakładów związanych z pracami poszukiwawczymi określonemu w Umowie PSC. W wyniku realizacji określonych zobowiązań do wykonania prac oraz zawarcia umowy farm-out z MENA, udział Spółki w gwarancji bankowej został zmniejszony do kwoty 3,8 mln USD. Program pozyskiwania danych sejsmicznych w Etapie 1 został ukończony w drugim kwartale 2010 r. W jego wyniku przeprowadzono pomiary sejsmiczne obszaru 420 kilometrów kwadratowych. Uaktualnienie Wykonywanie pierwszego z odwiertów poszukiwawczych, tj. Itheria-1, rozpoczęło się dnia 22 lipca 2011 r. Przewiduje się jego wykonanie na głębokość metrów, co trwać ma do 80 dni (okres ten nie obejmuje testowania). Planuje się, że odwiert posłuży do wykonania testów dużej struktury w zagłębieniu z czterema odpływami, wyznaczonej przez dane sejsmiczne 3D na obszarze znajdującym się około 200 kilometrów na wschód od miasta Latakia. Głównym obiektem 6

8 badań są piaskowce z ery ordowiku. W ramach umowy farm-out ze spółką MENA, MENA sfinansuje 60% kosztów wykonania odwiertu Itheria-1. Przypadająca na Spółkę część kosztów wykonania odwiertu Itheria-1 jest w związku z tym zmniejszona do 20%. Przystąpienie do wykonywania drugiego odwiertu poszukiwawczego przewiduje się natychmiast po ukończeniu odwiertu Itheria-1. Spółka jako operator prowadzi aktywne prace nad kierowaniem programem wierceń, jednocześnie uważnie obserwując sytuację polityczną w kraju. Spółka za nadrzędne uznaje bezpieczeństwo swoich pracowników i wykonawców. Firma RPS Energy ("RPS") sporządziła niezależna ocenę techniczną w dniu 21 marca 2011 r., szacując potencjalne zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego na dzień 31 grudnia 2010 r. dotyczące potencjału Itheria i Bashaer, u których planuje się wykonanie odwiertów po zakończeniu wiercenia Itheria-1). Szacunkowe Potencjalne zasoby w ramach odwiertu Itheria, wyrażone jako wartość netto dla Spółki, wahają się w przedziale od dolnej wartości szacunkowej 40 mln baryłek do górnej granicy 344 mln baryłek, przy czym najlepszy szacunek wynosi 152 mln baryłek. Udział Spółki w tych wydatkach do dnia 30 czerwca 2011 r. wyniósł 6,3 mln USD, po odjęciu historycznych kosztów zrefundowanych przez MENA. NIGERIA Spółka przystąpiła do konsorcjum Neconde. Neconde zawarło umowę AFA dotyczącą nabycia 45% udziału (ang. participating interest) w koncesji OML 42, w dużym bloku zawierającym odkryte wcześniej złoża węglowodorów, w delcie Nigru w Nigerii. Wykonanie umowy AFA jest uzależniona od szeregu zgód urzędowych i uzgodnień handlowych, które przewiduje się, że nastąpią w trzecim kwartale 2011 r. Udziały Neconde są w posiadaniu konsorcjum spółek ("Konsorcjum Neconde"), w skład którego wchodzą spółki w 100% zależne od Kulczyk Oil oraz KI, głównego akcjonariusza Kulczyk Oil. Umowa przeniesienia zakładka, że Spółka będzie Partnerem Technicznym Konsorcjum Neconde, a za pośrednictwem posiadanej przez siebie pośrednio spółki będzie posiadać 20% wyemitowanych akcji zwykłych Neconde, co daje Spółce efektywny pośredni 9% udział w koncesji OML 42. Spółka zawarła z Neconde umowę o obsługę techniczną, na podstawie której będzie świadczyć na rzecz Neconde określone usługi techniczne związane z bieżącą działalnością poszukiwawczą, zagospodarowaniem i wydobyciem z koncesji OML 42. Spółka i KI są wspólnie uprawnione do powoływania Dyrektora Generalnego i Dyrektora Finansowego Neconde. Koncesja OML 42 to obszar dzierżawy o powierzchni 814 km 2, przydzielony w 1962 r. Aktualnie data wygaśnięcia koncesji przypada w 2019 r. Wydobycie rozpoczęło się początkowo w roku 1969 na Polu Egwa, jednym z pięciu pól wydobywczych na obszarze objętym koncesją, przy czym szczytowa wielkość wydobycia na poziomie ponad boe/d nastąpiła w roku 1974, a łączne maksymalne wydobycie ze wszystkich pól objętych koncesją wynosiło około boe/d. Wydobycie, głównie ropy naftowej, kontynuowane było do pierwszej połowy 2005 r., kiedy to pola wydobywcze zostały zamknięte ze względu na problemy z bezpieczeństwem w obszarze delty Nigru. Wydobycie z OML 42 w ciągu roku kalendarzowego 2004 (był to ostatni pełny rok produkcji przed zamknięciem) wynosiło ponad bbl/d i ponad 80Mmcfd gazu ziemnego. Niezależna firma doradztwa technicznego RPS Energy zweryfikowała informacje udostępnione wcześniej Neconde w trakcie roku 2011 informacje, dążąc do oszacowania pozostałego potencjału koncesji OML 42. Z wykorzystaniem historycznych danych dotyczących wydobycia z pól produkcyjnych, przy uwzględnieniu określonych części dokumentów dotyczących zasobów, składanych zgodnie z nigeryjskim krajowym standardem (Nigerian National Standard), RPS dokonało następującego oszacowania pozostałych do wydobycia potencjalnych zasobów OML 42 jako wielkości netto po uwzględnieniu 45% udziału Neconde: Wartość netto dla Neconde (45%) Wartość netto dla KOV (9%) RPS Dolna wartość oszacowania 57,3 mln baryłek.. 11,5 mln baryłek RPS Średnia wartość oszacowania 126 mln baryłek.. 25,2 mln baryłek RPS Górna wartość oszacowania 232 mln baryłek. 46,4 mln baryłek 7

9 Zdaniem KOV istnieją znaczące nadwyżki ponad wielkości oszacowane powyżej, ponieważ w obrębie istniejących pól stwierdzono dodatkowe znaczące ilości gazu ziemnego i płynów złożowych z nim powiązanych. Istnieją też duże złoża bez odwiertów oraz potencjalne źródła wydobycia naniesione na mapę terenu koncesji. Z koncesji OML 42 wydobywa się aktualnie pomiędzy a baryłek dziennie z jednego z pięciu historycznie wydobywczych pól, które reaktywowano w 2011 r. KI poprzez jej podmiot zależny KI Africa (Cyprus) Ltd. zapewni Spółce finansowanie pomostowe w związku z przypadającą na Spółkę częścią kosztów przejęcia przez Neconde koncesji OML 42. Oprocentowanie finansowania pomostowego wynosić będzie 10% w skali roku. Do czasu pozyskania przez Spółkę środków na spłatę finansowania pomostowego KI posiadać będzie swoje udziały w Neconde w zarządzie powierniczym na rzecz KOV. Jeżeli Spółka pozyska środki na spłatę KI, zarząd powierniczy nad udziałami Spółki w Neconde wygaśnie. Na tym etapie Kulczyk Oil stanie się prawnym i faktycznym posiadaczem udziału w Neconde (w zakresie, w jakim dokona spłaty finansowania pomostowego na rzecz KI). W zakresie, w jakim Spółka do 31 października 2011 r. nie uzyska środków na spłatę zobowiązania wobec KI z tytułu finansowania pomostowego, umowa powiernicza ulegnie wygaśnięciu, a KI będzie w pełni uprawnionym (pod względem prawnym i faktycznym) do objęcia odpowiedniej części udziałów Spółki w Neconde. Konsorcjum Neconde jest w większości własnością nigeryjską i obejmuje znaczący udział posiadany przez VP Global, podmiotu, którego zarząd reprezentuje społeczność lokalną z terenu, na którym znajduje się OML 42. Inwestycje Jura Energy Corporation ( Jura ) Spółka posiada 5,7% udziałów w Jura. Jura jest spółką publiczną, której akcje są notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto. Udział w spółce został rozwodniony w wyniku emisji akcji Jura w 2011 roku. Triton Petroleum Pte Ltd Wraz z nabyciem Triton Hydrocarbons w 2009 r. Spółka otrzymała 50% akcji zwykłych Triton Petroleum spółki prywatnej zarejestrowanej w Singapurze. W wyniku emisji akcji przez Triton Petroleum w 2010 r. Spółka posiada obecnie około 30% inwestycji w Triton Petroleum. Głównym składnikiem aktywów Triton Petroleum jest 20% udział w umowie o podziale wydobycia (PSA) dotyczącej Bloku 9 w Syrii. Mauritania International Petroleum Inc. ("MIPI") W ramach transakcji przejęcia Triton Hydrocarbons Spółka nabyła 35% udział w MIPI. MIPI posiada 100% udział w czterech obowiązujących koncesjach dotyczących złóż w strefie przybrzeżnej Mauretanii, jednak spółka ta nie prowadzi działalności poszukiwawczej. Istotne czynniki wpływające na wyniki działalności Spółki Dotychczasowa działalność Spółki koncentrowała się na nabywaniu i ocenie różnych projektów poszukiwawczych, które znajdują się w fazie przedprodukcyjnej oraz przejęciu spółki KUB-Gas, co doprowadziło do uzyskania przychodów z wydobycia oraz poniesienia kosztów operacyjnych, począwszy od 11 czerwca 2010 r. W 2011 roku Spółka skupiała się głównie na poszerzaniu produkcji na Ukrainie, organizowaniu kredytu z EBOiR w celu sfinansowania prac rozwojowych na Ukrainie oraz negocjowaniu transakcji przejęcia w Nigerii. 8

10 Koszty ogólnego zarządu poniesione przez Spółkę są ujmowane w rachunku zysków i strat i są ponoszone w celu zapewnienia wsparcia działań w zakresie poszukiwania i oceny zasobów, opisanych powyżej. Wydatki poniesione przez Spółkę w związku z przejęciem Triton Hydrocarbons, KUB-Gas oraz Neconde zostały odpisane w koszty. Dotychczas przejęcie i rozwój aktywów Spółki były finansowane z emisji kapitału własnego, które przyniosły łącznie w przybliżeniu 192 mln USD od momentu utworzenia Spółki oraz z wpływów z emisji obligacji, które wyniosły 35 mln USD. Spółka zaczęła generować przychody od momentu przejęcia efektywnego 70% udziału w KUB-Gas w czerwcu 2010 roku w aktywach generujących przychody produkcyjne na Ukrainie. Spółka od momentu powstania do momentu przejęcia KUB-Gas nie generowała przychodów z portfela aktywów poszukiwawczych. Znaczące zmiany w sytuacji finansowej i rynkowej Spółki Od dnia 31 grudnia 2010 r. nie zaszły żadne istotne zmiany w sytuacji finansowej i rynkowej Spółki. W maju 2011 roku. Spółka ogłosiła swój zamiar dążenia do wprowadzenia swoich akcji zwykłych na londyński rynek inwestycji alternatywnych AIM oraz zamiar pozyskania tą drogą nowego kapitału w dalszym ciągu roku Szczegółowe plany, terminy wprowadzenia akcji na AIM oraz dalsze informacje na temat kwoty kapitału przewidzianego do pozyskania w ramach proponowanego programu finansowania zostaną przekazane w późniejszym terminie, natychmiast po jego ustaleniu. Znaczące trendy rynkowe W dającej się przewidzieć przyszłości Spółka będzie prowadziła działania poszukiwawcze, które wymagają nabywania usług, takich jak badania sejsmiczne i wiercenia poszukiwawcze. Rynek świadczenia takich usług na Ukrainie, w Brunei i Syrii, jest stosunkowo niewielki. W związku z tym, mogą być ponoszone koszty, które nie odzwierciedlają warunków handlowych odpowiednich dla rynku, na którym usługi te są ogólnie dostępne, a zatem bardziej konkurencyjnie wycenione. Ma to miejsce szczególnie w Syrii, gdzie sankcje gospodarcze nałożone przez Stany Zjednoczone doprowadziły do zmniejszenia liczby międzynarodowych firm usługowych świadczących usługi w Syrii. Do dalszego zmniejszenia dostępności usług i sprzętu przyczyniła się także niestabilna sytuacja polityczna. Na Ukrainie na cenę sprzedaży gazu ziemnego wpływają częściowo względy polityczne w stosunkach pomiędzy Ukrainą a Rosją. Główne wielkości finansowe (kwoty w tys. USD, z wyjątkiem kwot na jedną akcję) Informacje zawarte w poniższych tabelach przedstawiają odpis z niezbadanych skonsolidowanych wstępnych danych finansowych za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone 30 czerwca 2011 roku. Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca '000 z wyjątkiem kwot na jedną akcję Przychody ze sprzedaży, pomniejszone o koszty należności koncesyjnych $ $ Koszty produkcji $ (2 821) $ (188) Koszty ogólnego zarządu $ (4 012) $ (4 128) Koszty przejęcia $ (253) $ (1 120) Płatności w formie akcji własnych $ (1 275) $ (2 229) Odsetki i przyrost wartości $ (1 539) $ (3 064) Odpisy umorzeniowe i amortyzacja $ (2 790) $ (720) Strata netto $ (5 197) $ (11 752) Strata netto na akcję - podstawowa i rozwodniona $ (0,02) $ (0,05) Średnia ważona liczba akcji

11 Wartość retroaktywna netto ze sprzedaży ropy naftowej i gazu ziemnego (ang. oil and gas netback) za sześciu miesięcy zakończony dnia 30 czerwca 2011 r. Gaz Ropa naftowa Razem Wielkość sprzedaży (udział netto KOV) (Mcf/d;bbl/d;Mcfe/d) Liczba dni w okresie Wielkość sprzedaży (netto do KOV) (Mcf;bbl;Mcfe) Przychody ze sprzedaży ($/Mcf;$/bbl;$/Mcfe) $ 8,49 $ 95,51 $ 8,74 Koszty należności koncesyjnych ($/Mcfe) (1,77) Należności koncesyjne wyrażone jako % przychodów 20,2% Koszty operacyjne ($/Mcfe) (2,45) Wartość retroaktywna netto (ang. netback ) $ 4,52 Przychody ze sprzedaży, pomniejszone o koszty należności koncesyjnych oraz koszty produkcji W dniu 11 czerwca 2010 r. Spółka nabyła efektywny 70% udział w KUB-Gas, spółce uzyskującej przychody z wydobycia oraz ponoszącej koszty na Ukrainie. Przed tą datą, w tym w okresie od 1 stycznia 2010 roku do 11 czerwca 2010 roku, wszystkie projekty Spółki w obszarze ropy naftowej i gazu ziemnego znajdowały się na etapie poszukiwania, oceny i zagospodarowania zasobów, w związku z czym nie wykazywały produkcji i nie przynosiły przychodów ani kosztów wydobycia. Krajowa cena gazu na Ukrainie ustalana jest przez ukraińską Państwową Komisję Regulacji Energetyki, z odniesieniem do ceny gazu importowanego z Rosji. Stawki opłat koncesyjnych są ustalane każdego miesiąca przez rząd Ukrainy najpierw w oparciu o przeważające ceny rynkowe. Koszty ogólnego zarządu Kwota kosztów ogólnego zarządu za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r. wyniosła odpowiednio tys. USD oraz tys. USD (w roku 2010 było to odpowiednio tys. USD oraz tys. USD). Wzrost odzwierciedla wyższy poziom aktywności korporacyjnej wynikający z poszerzania działalności Spółki oraz zwiększenia kosztów związanych z funkcjonowaniem spółki publicznej. Koszty ogólnego zarządu poniesione przez Spółkę dotyczą zapewnienia wsparcia w działalności poszukiwawczej i ocenie zasobów złóż, które zostały opisane powyżej. Koszty przejęć Spółka poniosła koszty związane z przejęciem projektu w Nigerii w 2011 roku oraz z przejęciem spółek KUB-Gas i Triton Hydrocarbons w 2010 roku. Płatności w formie akcji własnych Kwoty płatności w formie akcji własnych za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r. wyniosły odpowiednio 610 tys. USD i tys. USD (analogiczne wartości za 2010 rok to tys. USD i tys. USD). Spadek kosztów jest związany ze zwiększeniem liczby opcji przyznanych i nabytych w latach poprzednich. Odpisy umorzeniowe i amortyzacja Kwota kosztów amortyzacji i odpisów umorzeniowych za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r. wyniosła odpowiednio tys. USD oraz tys. USD (w roku 2010 było to odpowiednio 686 tys. USD oraz 10

12 720 tys. USD). Zwiększenie wynika z prowadzenia wydobycia na Ukrainie w pierwszych dwóch kwartałach 2011 r., w porównaniu z brakiem wydobycia w okresie porównywalnym. Koszty odsetkowe i przyrost wartości Kwota kosztów odsetek i przyrostu wartości za okresy trzech i sześciu miesięcy zakończone dnia 30 czerwca 2011 r. wyniosła odpowiednio 879 tys. USD oraz tys. USD (w roku 2010 było to odpowiednio tys. USD oraz tys. USD). Spadek był skutkiem zamiany skryptu dłużnego KI w trzecim kwartale 2010 r., co doprowadziło do niższych sald zobowiązań w pierwszej połowie 2011 r. w porównaniu z rokiem poprzednim. Podsumowanie bilansu (kwoty w tys. USD) Na dzień Na dzień 30 czerwca 2011 r. 31 grudnia 2010 r. Aktywa obrotowe $ $ Aktywa trwałe $ $ Aktywa razem $ $ Zobowiązania krótkoterminowe $ $ Zobowiązania długoterminowe $ $ Kapitał zakładowy $ $ Kapitał własny $ $ Aktywa razem Wartość aktywów ogółem na dzień 30 czerwca 2011 r. wyniosła tys. USD, w porównaniu z kwotą tys. USD na dzień 31 grudnia 2010 r. Wzrost związany był z nakładami inwestycyjnymi w roku bieżącym. Zobowiązania razem Suma zobowiązań na dzień 30 czerwca 2011 r. wynosiła tys. USD, w porównaniu z tys. USD na dzień 31 grudnia 2010 r., przy czym zmiana była skutkiem wypłaty środków z tytułu kredytu z EBOiR. Całość zobowiązań krótkoterminowych obejmuje kwotę tys. USD, odpowiadającą zamiennym skryptom dłużnym. W sierpniu 2011 r. nastąpiła zmiana właściciela zamiennych skryptów dłużnych. Nowy właściciel złożył wniosek o zamianę skryptów dłużnych na akcje z dniem 12 sierpnia 2011 r. po cenie 0,5767 USD za akcję. W efekcie zobowiązanie nie zostanie rozliczone pieniężnie. W pozycji zobowiązań krótkoterminowych wykazana jest również pierwsza transza kredytu z EBOiR w wysokości 10 mln USD. KUB-Gas nie spełniał na dzień 30 czerwca 2011 r. jednego z trzech finansowych wskaźników, stanowiących warunki wynikające z umowy kredytu i dlatego cała kwota kredytu zaciągniętego w dniu 24 czerwca 2011 roku jest wymagalna i została zaprezentowana jako zobowiązanie krótkoterminowe. Kierownictwo nie spodziewa się, że otrzyma wezwanie do natychmiastowej spłaty kredytu i współpracuje z kredytodawcą w celu uzyskania zwolnienia z obowiązku wypełnienia tego warunku na dzień 30 czerwca 2011 r. 11

13 Podsumowanie przepływów pieniężnych (kwoty w tys. USD) Okres sześciu miesięcy zakończony 30 czerwca Przepływy z działalności operacyjnej $ 549 $ (7 115) Przepływy z działalności finansowej $ $ Przepływy z działalności inwestycyjnej $ (8 471) $ (58 539) Działalność operacyjna Wartość przepływów pieniężnych wygenerowanych z działalności operacyjnej w 2011 roku wyniosła 549 tys. USD głównie w wyniku produkcji na Ukrainie w porównaniu do przepływów pieniężnych wykorzystanych w 2010 roku w kwocie tys. USD między innymi w związku z kosztami ogólnego zarządu i kosztami przejęć w 2010 roku. Różnice zostały szerzej opisane powyżej. Działalność inwestycyjna Kwota środków pieniężnych netto wykorzystanych w działalność inwestycyjnej zmniejszyła się w 2011 r. w porównaniu z 2010 r., ponieważ w roku poprzednim miało miejsce pierwotne przejęcie KUB-Gas o wartości 42,8 mln USD i Triton Hydrocarbons o wartości 3,0 mln USD. Rok bieżący odzwierciedla działalność w zakresie zagospodarowywania złóż na Ukrainie o wartości 12,4 mln USD oraz działalność poszukiwawczą w Brunei na wartość 2,8 mln USD i w Syrii na wartość 1,2 mln USD. Działalność finansowa Kwota środków pieniężnych netto z działalności finansowej uległa obniżeniu w 2011 r. w porównaniu z rokiem 2010 w związku z otrzymaniem środków z pierwszej oferty publicznej o wartości 87,4 mln USD oraz emisją zamiennych skryptów dłużnych zrealizowanych w roku 2010 na wartość 12 mln USD. Podsumowanie danych kwartalnych Q Q Q Q Przychody z ropy naftowej i gazu $ $ $ $ Strata za okres $ (3 308) $ (1 889) $ (2 779) $ (3 727) Na jedną akcję - podstawowa i rozwodniona $ (0,01) $ (0,00) $ (0,01) $ (0,01) Q Q Q Q Przychody z ropy naftowej i gazu $ $ - $ - $ - Strata za okres $ (7 616) $ (4 135) $ (6 496) $ (3 874) Na jedną akcję - podstawowa i rozwodniona $ (0,02) $ (0,02) $ (0,03) $ (0,03) W poniższej tabeli przedstawiono wybrane kwartalne informacje finansowe za okres ostatnich ośmiu kwartałów: Przychody z tytułu ropy naftowej i gazu ziemnego w II kw r. wzrosły o 8% w stosunku do I kw r., ze względu na wzrost cen gazu w II kw r. przy utrzymaniu wielkość produkcji na poziomie niezmienionym w stosunku do I kw r. Strata za II kw r. obejmuje między innymi wartość retroaktywną netto w kwocie tys. USD. Strata netto w II kw r. jest niższa o 57% od straty netto za II kw r. ze względu na przychody operacyjne z wydobycia uzyskane w 2011 r. oraz niższe koszty odsetek poniesione wskutek niższego salda zadłużenia posiadanego 12

14 w ciągu okresu, skompensowane przez wyższe koszty ogólnego zarządu związane ze zwiększeniem natężenia działalności zespołów wsparcia Ukrainy, Brunei i Syrii. Przychody z tytułu ropy naftowej i gazu ziemnego w I kw r. wykazały wzrost w stosunku do IV kw r., w związku z wyższym poziomem cen w I kw r. przy wielkość produkcji utrzymanej na stałym poziomie w stosunku do IV kw r. Strata za I kw r. obejmuje wartość retroaktywną netto w kwocie tys. USD. Przychody z wydobycia ropy naftowej i gazu wykazały w IV kw r. wzrost w stosunku do III kw r., zarówno w wyniku wzrostu cen, jak i wyższej produkcji. Strata za IV kw r. obejmuje koszty ogólnego zarządu w wysokości tys. USD, wartość retroaktywną netto 934 tys. USD i naliczone koszty odsetek w kwocie 829 tys. USD. Kwota kosztów działalności operacyjnej w IV kw r. wzrosła w stosunku do poprzedniego kwartału ze względu na wyższy poziom wydobycia oraz zwiększenie prac remontowych i konserwacyjnych. Strata netto za III kw r. obejmuje koszty związane z rozliczeniem transakcji przejęcia KUB-Gas, koszty pierwszej oferty publicznej oraz wartość retroaktywną netto w kwocie tys. USD. Strata netto za II kw r. obejmuje koszty przejęcia KUB-Gas i Triton Hydrocarbons w wysokości 388 tys. USD, odsetki od zamiennego skryptu dłużnego w wysokości tys. USD, które były zgodne z wielkościami za I kw r., koszty płatności w formie akcji w wysokości tys. USD, które wzrosły o kwotę tys. USD w porównaniu do I kw r. w związku z emisją opcji na akcje w maju 2010 r.; ujemne różnice kursowe w wysokości tys. USD, które wzrosły o tys. USD w porównaniu do I kw r. w związku z uzyskaniem wpływów z pierwszej oferty publicznej w złotych polskich ( PLN ); oraz wyższe koszty ogólnego zarządu i koszty administracyjne w porównaniu do wielkości z I kw r. w związku z wypłatą premii. Strata netto za I kw r. obejmuje koszty przejęcia KUB-Gas i Triton Hydrocarbons w wysokości 732 tys. USD, odsetki od zamiennego skryptu dłużnego w wysokości tys. USD, podwyższone koszty płatności w formie akcji w wysokości 530 tys. USD, ujemne różnice kursowe w wysokości 104 tys. USD oraz wyższe koszty ogólnego zarządu związane z nabyciem Triton Hydrocarbons. Nakłady inwestycyjne W ciągu okresu sześciu miesięcy zakończonego dnia 30 czerwca 2011 r. Spółka poniosła nakłady na poszukiwanie i ocenę zasobów, a także na rzeczowe aktywa trwałe, w wysokości mln USD, w tym koszty poniesione na następujące projekty: wykonywanie odwiertów O-14 i O-9 oraz ukończenie rurociągu wyprowadzającego z odwiertu M-19 na Ukrainie; rozwój aktualnego programu odwiertów w Syrii; badania złoża Lempuyang-1, w tym między innymi przekroczenia zakładanego poziomu kosztów wskutek problemów, jakie wystąpiły podczas testów na Bloku L w Brunei; przetwarzanie danych sejsmicznych z programu przeprowadzonego w 2010 r. na Bloku M w Brunei. Aktywa Spółki w Brunei i Syrii, a także niektóre aktywa na Ukrainie znajdują się na etapie poszukiwania i oceny zasobów i stanowią nakłady poniesione na wykonywanie odwiertów, pozyskiwanie i przetwarzanie danych sejsmicznych, dla których nie określono jeszcze wykonalności pod względem technicznym ani zasadności ekonomicznej. Aktywa z tytułu poszukiwania i oceny zasobów nie podlegają amortyzacji. 13

15 Skapitalizowane koszty aktywów Spółki z tytułu poszukiwania i oceny zasobów kształtują się następująco: Na dzień Na dzień 30 czerwca 2011 r. 31 grudnia 2010 r. Brunei Blok M $ $ Blok L Brunei razem Syria, Blok Ukraina $ $ Zadłużenie i zamienne skrypty dłużne Zamienny skrypt dłużny Tiedemann Investment Group Zamienne skrypty dłużne posiadane przez Tiedemann Investment Group ("TIG") zostały w sierpniu 2011 r. sprzedane przez TIG jednostce zależnej do Milet Wirtschaftsdaten GesmbH ( MWG ), podmiotu z siedzibą w Austrii. Zgodnie z zawiadomieniem o konwersji otrzymanym przez Spółkę od MWG w dniu 5 sierpnia 2011 r., kwota główna skryptów dłużnych wraz z odsetkami zostanie zamieniona na akcji zwykłych po cenie 0,5767 USD za jedną akcję w dniu 12 sierpnia 2011 roku. Zamienny skrypt dłużny Kulczyk Investments S.A. W dniu 11 sierpnia 2011 r. Spółka zawarła nowe umowy niezabezpieczonego zamiennego skryptu dłużnego z KI oraz Radwan Investments GmBH ( Radwan ). Łączna kwota dostępna na podstawie skryptu dłużnego, oprocentowanego w wysokości 8% w skali roku wynosi 23,5 mln USD i przewiduje się w przyszłości zamianę skryptu na akcje zwykłe. W okresie od września 2009 r. do marca 2010 r. Spółka zrealizowała łącznie kwotę 20 mln USD z niezabezpieczonego zamiennego skryptu dłużnego, wyemitowanego dla KI i oprocentowanego według stawki 7,16%. Łączne saldo zobowiązania głównego zostało zamienione na akcje do końca lipca 2010 r., a odsetki narosłe do daty konwersji zostały wypłacone w gotówce. Kredyt EBOiR Spółka KUB-Gas podpisała umowę kredytu z EBOiR na kwotę 40 mln USD. Środki z kredytu wykorzystane zostaną na sfinansowanie zagospodarowania złóż, których dotyczą koncesje na Ukrainie. Finansowanie jest oprocentowane według dwóch elementów: LIBOR + 6% oraz drugi element uzależniony jest przychodów. Przewiduje się wypłatę kwoty kredytu w dwóch transzach, tj. 23 mln USD w roku 2011, a pozostałe 17 mln USD po przekształceniu koncesji dotyczących pola Olgowskoje i Makiejewskoje na koncesje wydobywcze na początku 2012 roku. Spłata kredytu przewidywana jest w trzynastu równych ratach półrocznych, poczynając od lipca 2012 r. Spółka Kulczyk Oil jako większościowy akcjonariusz KUB-Gas zobowiązała się do udzielania w wymaganych terminach gwarancji na zabezpieczenie pozostałej do spłaty kwoty kredytu. W czerwcu 2011 r. spółka KUB-Gas pobrała pierwszą transzę kredytu w kwocie 10 mln USD, a w sierpniu 2011 r. wystąpiła o wypłatę kolejnych 5 mln USD. 14