Pareto World Wide Offshore AS 2011 Kvartal 2

Transkript

1 Pareto World Wide Offshore AS 2011 Kvartal 2 Lenke: Avdelinger/Forvaltning/Offshorefond

2 Forvaltningsteamet Per-Christian Nicolaisen Richard Jansen Johan Anker-Rasch Patrick Kartevoll Ansvarlig Forvalter Ansvarlig Forvalter Forvalter Forvalter/Forretningsfører Eiendom Shipping/Offshore Eiendom/Shipping/Offshore Shipping/Offshore Tlf: Tlf: Tlf: Tlf: E-post: nico@pareto.no E-post: richard.jansen@pareto.no E-post: jar@pareto.no E-post: patrick@pareto.no Jonathan Andreas Barfod Hans Gunnar Martinsen Fredrik Jansen Sommernes Forvalter Forretningsfører Forretningsfører Eiendom/Shipping/Offshore Eiendom Eiendom Tlf: Tlf: Tlf: E-post: jab@pareto.no E-post: hgm@pareto.no E-post: fjs@pareto.no Dronning Mauds Gate 3, P.O. Box 1396 Vika, NO-0114 Oslo, Norway, Tlf: ,

3 Pareto er en uavhengig og ledende aktør i det norske markedet for finansielle tjenester. Selskapet har kontorer i Oslo, Stavanger, Bergen, Trondheim, Kristiansand, Bryne, Singapore og New York. Pareto ble stiftet i 1986, og har utviklet seg til å bli et konsern med et omfattende produktspekter. Selskapet har cirka 450 ansatte. Den sterke utviklingen er muliggjort gjennom dedikerte og dyktige medarbeidere, skarpt fokus på å utvikle gode produkter, kontrollert vekst og ikke minst ved at våre kunder og forretningsforbindelser har vist oss tillit. Pareto Project Finance AS Pareto Business Management AS Pareto Securities AS Pareto Forvaltning AS Pareto Bassøe Shipbrokers AS Pareto Bank ASA Pareto Wealth Management AS Pareto Offshore AS Pareto Dry Cargo AS Pareto PPN AS JGO Shipbrokers AS Pareto Forsikringsmegling AS

4 Forvalters kommentar Markedsutsiktene fortsetter å styrke seg for PWWO. Oljeprisen ligger mellom USD 110 og USD 120/fat på tross av svake økonomiske utsikter i den vestlige verden. At IEA også fant det nødvendig å frigi 60 millioner fat olje fra strategiske lagre er et ytterligere signal om at oljemarkedet underliggende er svært stramt. Og verre kan det bli etter hvert som eksisterende reserver fortsetter å falle og den globale funnraten fremdeles er langt unna å kompensere for dette. Veksttakten i oljeselskapenes investeringer, og følgelig markedsveksten innenfor offshore, må antakelig opp betydelig for at oljeindustrien skal holde tritt med etterspørselen. Det siste tiåret økte investeringene 2,5 ganger i forhold til 90-tallet, uten at man fant vesentlig mer reserver. De kommende tiårene ser enda vanskeligere ut for oljeindustrien. Antakelig vil olje og gass bli en enda knappere ressurs enn det er i dag og de som vil tjene mest på dette er oljeservice industrien, spesielt offshore. Den spede oppgangen i offshoremarkedet man så gjennom 2010 ser ut til å styrke seg ytterligere. Markedet har nå alle signalene på at vi står foran en klassisk oppgangsfase, som kan vare lenge. Vi ser at rateoppgangen sprer seg til flere segmenter, fra moderne jack-ups til eldre jack-ups, til midwater rigger og til dypvannsrigger. I supplymarkedene har ratene skutt voldsom fart gjennom kvartalet. Kontraheringsaktiviteten er fortsatt solid, men verftene begynner nå å ta seg bedre betalt, slik at nybyggings prisene stiger. Dette gjelder ikke bare riggsektoren, men også innenfor supply. Leveringstiden for nybygg øker, hvilket betyr at eksisterende fartøy stiger ytterligere i verdi. I våre prosjekter noterer vi også en klar bedring i interessen både for å leie enheter og for å kjøpe enheter. Det er flere og flere interessenter i markedet og betalingsvilligheten øker, både for kjøp og for leie. Dette har vesentlig betydning for prosjektene i PWWO og forvalter er mer optimistisk enn tidligere på å få gjort realiseringer eller slutninger som øker aksjonærenes verdier. Den positive utviklingen i underliggende verdier i Pareto World Wide Offshore AS («PWWO») bør således fortsette og kan gi muligheter for realiseringer i enkeltprosjekter. Viktige hendelser for PWWOs investeringer i løpet av andre kvartal Songa Eclipse Ltd (Deepwater Driller Ltd) PWWO har inngått en avtale med Songa Offshore hvor sistnevnte kjøper ut minoritetsaksjonærene i riggen og således oppnår 100% eierskap. Formålet med transaksjonen var å muliggjøre en optimal finansiering av riggen i bankmarkedet. Transaksjonen planlegges å sluttføres i begynnelsen av august. Songa vil betale deler av oppgjøret umiddelbart i form av et kontantoppgjør til PWWO på USD 17,6m. Dette tilsvarer en riggverdi på ca USD 620m. PWWO vil ha rett på ytterligere oppgjør de første 18 månedene etter levering, hvor størrelsen er avhengig av utviklingen av riggens markedsverdi samt kontantstrøm. Riggen vil umiddelbart etter levering starte en 18 måneders kontrakt med et større oljeselskap utenfor Angola. Sammen med høy oljepris og stigende aktivitet i riggmarkedet bør dette innebære et godt potensiale for ytterligere kapitalisering på denne investeringen. Bassdrill Alpha Ltd Aksjonærene deltok i en mindre emisjon på USD 1m i juni for å finansiere driften videre i påvente av bedrede rater og inntjening. I det korte bildet begrenser selskapets obligasjonslån til 17,5% rente avkastningen til egenkapitalen, men dette vil bedres mot slutten av året da lånet forfaller til betaling og man kan refinansiere på bedre betingelser. Riggen er bydd inn på en kontrakt i direkte forlengelse av eksisterende kontrakt. Det er også andre befraktningsmuligheter for riggen og ratene er på vei oppover. Middle East Jack-up Ltd Levering av riggen er estimert til august/september Det foreligger kjøpsinteresse fra flere og indikerte priser er vesentlig opp i forhold til tidligere i år. Det er også flere kontraktsmuligheter for riggen dersom man ikke ønsker å selge. Parbarge IS Bargevirksomheten til Marine Subsea ser ut til å bli flyttet over i et nytt selskap, som vil bli kapitalisert opp. Våre

5 sluttbrukere og kontraktsbetingelser forblir de samme. Totalt sett er dette en god løsning for prosjektet ettersom motpartssikkerheten anses som å være bedre. Neptune Subsea og Neptune Offshore Leveringen av de to skipene til Neptune Subsea er ytterligere forsinket og selskapet er fortsatt i en kanselleringsposisjon. Imidlertid vurderes to konkrete befraktningsalternativer som potensielt vil gi bra avkastning for aksjonærene. I skrivende stund er ingenting helt klart, mens situasjonen ventes avklart i løpet av august. Peregrine Som følge av vedvarende driftsproblemer med boreskipet, samt manglende evne blant kreditorene til å komme i en dialog med aksjonærene om en refinansiering meldte selskapet at det har søkt om kreditorbeskyttelse i USA gjennom Chapter 7. I praksis innebærer dette at aksjonærene er ute av bildet og ikke vil få noen verdier ut av prosjektet ved salg eller refinansiering. Prosjektet ble skrevet ned til null allerede pr for PWWO sin del så dette har ikke hatt noen betydning for underliggende verdier hittil i år. Vedtak på generalforsamling 30. juni 2011 Generalforsamlingen fattet vedtak om at selskapets levetid forlenges til 1. juli 2014, dvs med ett år. Dette for å kunne gi selskapet handlefrihet til å oppnå optimale realisasjonsverdier. Fallende US dollar Som presisert i prospekt (og Informasjonsmemorandum) er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger mellom den underliggende valutaen og NOK. PWWO foretar ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de underliggende investeringene. Ca 78% av verdijustert egenkapital i porteføljen er eksponert mot USD (per 30. juni 2011). Lavere USD har hittil i år hatt en negativ effekt på rapportert VEK i norske kroner på ca 6%.

6 Verdi- og kapitalutvikling Kursutvikling Beregnet verdijustert egenkapital («VEK») for PWWO per 30. juni 2011 er på NOK 123 per aksje, basert på en valuta kurs USD/NOK på 5,3822 Kursutviklingen som rapporteres for PWWO er basert på verdijustert egenkapital. Videre er verdivurderingen av de underliggende investeringene basert på innhentet markedsverdi fra megler(e)/tilrettelegger(e), hvor anerkjente verdivurderingsprinsipper og bransjemessige standarder blir lagt til grunn. Annenhåndsomsetning Det er utstedt totalt aksjer i PWWO. Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Siste omsatte kurs er NOK 100 per aksje ( ). Investorer som ønsker å kjøpe eller selge sine aksjer kan ta kontakt med sin rådgiver. til investorene i PWWO. Styret har imidlertid anledning til å tilbakeholde hele eller deler av provenyet som arbeidskapital. Styret kan også benytte provenyet til å foreta nye investeringer og/eller oppfølgningsinvesteringer i eksisterende prosjekter. Investeringstakt og kapitalutvikling Kommittert kapital i PWWO var opprinnelig NOK 881 millioner. PWWO er for tiden investert i 19 enheter og har en kontantbeholdning på ca. NOK 110 millioner. Av disse er ca. NOK 33 millioner gjenstående innbetalinger på allerede kommitterte investeringer, mens resterende NOK 77 millioner er fri kapital som hovedsaklig vil bli brukt til oppfølging av eksisterende prosjekter. PWWO vil være tilbakeholdne med bruk av kapital til nye investeringer inntil det har kommet avklaringer i prosjektene som foreløpig ikke er fullfinansiert. Direkteavkastning Ved realisasjon av skip/rigger eller andeler/aksjer i selskaper som eier skip/rigger skal provenyet normalt utbetales

7 «Siste verdijusterte egenkapital er NOK 123 per aksje» Kursutvikling Pareto World Wide Offshore AS* NOK Emisjon I (USD/NOK 6,08) Emisjon II ( USD/NOK 5,63) Emisjon III (USD/NOK 5,44) VEK (USD/NOK 5,15) VEK (USD/NOK 5,95) VEK (USD/NOK 7,01) VEK (USD/NOK 6.60) VEK (USD/NOK 5.74) VEK (USD/NOK 6.50) VEK (USD/NOK 5.86) VEK (USD/NOK 5.39) * Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet. Kapitalutvikling MNOK Kommitert kapital VEK Fond Utbetaling Fri investeringskapital Gjenstående innbetalinger VEK prosjekter* * korrigert for latent skatt/skattefordel

8 Offshoreporteføljen PWWO har som nevnt investert/bundet opp investeringer i andeler i 19 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, flotell (innkvarterings- og serviceenheter), lekterrigg, halvt-nedsenkbare rigger, oppjekkbare rigger, IMR skip (Inspection Maintenance Repair) og seismikkfartøyer. Vektet certepartilengde på porteføljen er ca. 1,7 år (inkludert nybygg uten certeparti som leveres frem i tid). Finansiering Som nevnt i kvartalsrapport for tredje kvartal har MEJU sikret finansiering frem til levering, gjennom utstedelse av obligasjonslånet på USD 50 millioner. I dette prosjektet gjenstår det USD 30 millioner å finansiere ved levering, og noe av dette kan komme i form av ytterligere egenkapital. PWWO har satt av midler for å dekke sin andel av dette. PWWOs prosjekter Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt Asian Offshore III IS 6 Enkle PSV/AHTS Asia Equinox Offshore Accomodation Ltd 2 Accomodation (2008/2009) Neptune Offshore AS 0 IMR 2002 (2008)/ Neptune Subsea IS 2 IMR Vestland Seismic IS 1 Seismic 1995 (2008) ParBarge IS 2 Accomodation Bassdrill Alpha Ltd 1 Tender Rig Songa Eclipse Ltd 1 Semi Submersible Rig Middle East Jackup Ltd (MEJU) 1 Jack-up Rig Bukhit Timah Offshore DIS 3 Enkle PSV/AHTS Asia Total 19 1,7 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.

9 Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK) Enkle PSV/AHTS Asia 9 % Accomodation 8 % Timecharter 19 % Jack-up Rig 9 % Spot/Asset Play 48 % Bareboat 22 % Tender Rig 18 % IMR 20 % Seismic 6 % Annet 11 % Semi Submersible Rig 30 % PWWOs transaksjoner i løpet av andre kvartal Kjøp PWWO har ikke gjort noen investeringer i nye prosjekter siden sommeren Imidlertid har selskapet gjort oppfølgingsinvesteringer i eksisterende prosjekter. Gjennom andre kvartal ble det innbetalt NOK 10 millioner i prosjektet Songa Eclipse Ltd, samt NOK 2 millioner i prosjektet Bassdrill Alpha Ltd. Begge innbetalingene er gjort i forbindelse med emisjoner i selskapene og er i henhold til tidligere kommitteringer. Salg Det har ikke vært noen salg av PWWOs investeringer i kvartalet. Utbetalinger fra underliggende prosjekter PWWO har mottatt USD i utbytte fra Bukhit Timah Offshore i juni Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK' Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Bergshav Managment AS 12% Annet N/A N/A 1% Annet N/A N/A 31% Spot/Asset play N/A Neptune Offshore AS 13% Bareboat Albatross Shipping Ltd. Klaveness Corporate Services AS 35% Bareboat Marine Subsea AS Bergshav Managment AS 25% Timecharter N/A Bassdrill Ltd. 37% Spot/Asset play N/A Songa Offshore SE 13,1 % Spot/Asset play N/A Swicorp 9% Bareboat Swiber Offshore Marine Pte Seabulk AS 12%

10 Markedskommentar Offshore Kilde: The upturn in oil service markets that we predicted a year ago appears well underway and according to expectations. The rising oil price and E&P budgets with 15% growth this year have set the tone, and we now see the underlying markets responding accordingly. Last year was characterized by utilization and day rate stabilization, with really only one segment showing upwards movement (modern jack-ups). This year, there is upwards movement in the utilization and dayrates in nearly all segments with asset values following suit. In short, the upturn is both broadening and strengthening. The oil price deserves particular mentioning. The surge from last year s USD 70 80/bbl level to triple digit prices has definitely been fundamentally driven. Global energy demand grew 5.6% last year the strongest seen since Oil consumption was up 3.1% and combined with slow production growth, oil inventories have come down to levels below the 5-year average. This has happened despite sluggish economic growth in the developed world, which is bullish. The political tension in the Middle East has added volatility and finally gave the IEA a feeble excuse to release strategic oil inventories in an effort to prevent oil prices spiraling further. We see this as a very bullish illustration of the underlying tightness in the oil markets, as there is no way the loss of Libyan oil production under normal circumstances would warrant such a response. In our minds, this will only give the world a brief respite. The only credible direction for the oil price in the coming years is up. We think the real reason behind the move is political pressure from USA, which is the only consumer that is really suffering from high oil prices. Most other consumers are benefiting from the weak USD, which makes the rise in the oil price much less serious that it looks on paper. The oil price in USD vs EUR Pareto Project Finance AS The most recent surveys of the oil companies E&P spending this year point to 15% growth. Note, however, that these forecasts are based on average oil price assumptions of around USD 80/bbl, so there is significant upside. With our positive view of the oil price going forward, we are becoming more convinced that we are entering a period of prolonged, high growth rates. E&P spending history and forecast Source: Citigroup, UBS, Pareto Project Finance

11 We believe the real upward driver of the oil price will be rising finding and developing costs. In turn, this will be driven by an accelerating need to replace the existing reserve base, which has been shrinking for more than 30 years. The future reserves will be hard and costly to find, develop and produce. And much more so than the reserves we re currently producing from. Consider this: The world s 10 largest oil fields were all discovered before Since the 1980s, the world has consistently found less oil than what has been produced and the gap has been widening every decade. This is resulting in some staggering numbers. During the 1990s, the global oil industry spent USD 1.1 trillion and managed to find approximately 137 bn barrels of new oil reserves. In the period , the oil industry spent USD 2.8 trillion (!) and only managed to discover 143 bn barrels of oil a mere 4% increase over the previous decade. The gap between consumed oil and new discoveries widened from 112 bn barrels to 137 bn barrels an increase of 22%. The long term cost curve for oil The main source of growth in oil production in the next two decades will be offshore basins. This also goes for natural gas, which at the moment is the world s fastest growing source of energy (2010 natural gas consumption was up by 7.4%, the strongest growth since 1984). Overall, offshore production of oil and gas is forecast to grow by 74% in the coming 20 years. This will constitute 100% of the total growth in global oil and gas production. In short, the oil industry will be spending an awful lot of money in the coming decades and the bulk of it will be spent offshore. That is excellent news for the offshore oil services industry. Global oil & gas production What will happen during the coming decade? Firstly, oil consumption looks set to be 10% higher than the previous decade, adding further pressure. For new discoveries to keep pace with demand, the global discovery rate would need to double. That seems an impossible feat. Most likely, the world will struggle with maintaining the past decade s discovery rate, meaning that the decline in existing reserves will accelerate. A steadily increasing proportion of global production will have to come from new and more expensive oil. For this production to come into the market, oil prices must rise. It is really as simple as that. New oil reserves are not coming from cheap and easily accessible reservoirs in the Middle East. They are coming from remote and difficult reservoirs in the deep- and ultradeep waters around the global, from arctic areas, from oil sands etc. Oil prices need to rise to make these reserves economical to develop. The longer you look ahead, the higher the price requirement for new reserves. Source: Rystad Energy Drilling The drilling industry continues to be brimming with optimism, as evidenced by the USD 22bn of newbuild orders that have been placed since last summer. This is a response to clients needs for modern and more capable units, as well as to the general, fundamental outlook for the oil markets. Current price quotes from the yards indicate that newbuilding prices have already risen by 15%-20% with delivery slots now stretching into The wheels are thus in motion for another long upcycle for the drillers. Investors should take comfort from the fact that 40% of the global drilling fleet is 30 years or older. There is a lot of

12 replacement need in addition to the demand growth mentioned above. Therefore, a global orderbook that constitutes approximately 20% of the current fleet is likely to be insufficient, meaning that the market looks set to tighten significantly in the coming 2 3 years. Jack-ups Global jack-up utilization and dayrates have recovered and is now also spreading to the market for standard jack-ups. In the premium jack-up market, utilization has stabilized above 90% and industry sources believe that the next round of fixtures will be another notch up from the USD 130k/d level seen so far. For standard jack-ups, utilization has jumped from the mid 70s to high 80s and dayrates are up by roughly 5% in the past 3 months. The newbuilding activity has continued with force. In the past year, 36 new jack-ups have been ordered for a total about USD 8.6bn. There are options for another

13 23 units. The typical rig currently ordered has 400 ft water depth, harsh environment capability and more powerful drilling equipment. Yard prices have risen by about 15% in the past year and delivery times are now stretching into This is bullish for the value of existing units. We have seen Seadrill recently sell an older jack-up at a very strong price. We are aware of buying interest for newer units at prices that are up at least 15% compared to earlier this year. Dayrates floaters Global utilization standard jack-ups Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Floaters There have been a rising number of ultra deepwater fixtures with dayrates climbing above USD 450k. Most of the available capacity for 2011 has now been contracted, including all the newbuilds that have been delivered so far this year. The USD 13.5bn worth of new rigs that have been ordered (19 rigs in total) will not deliver until the end of 2013, so the market looks set to tighten further as demand rises and available capacity is being soaked up. In the midwater market the going is a bit slower, with Norway the exception. Here, several older 3G/4G semis have been fixed for up to 5 years at stable dayrates as Statoil has a continuous need to drill additional production wells on existing fields. Elsewhere, there are early signs of some recovery in utilization and dayrates, but it appears unlikely that there will be significant upward movement until next year. Statoil recently awarded Songa Offshore with an 8-year contract for the use of 2 category D rigs, with expected delivery during the second half of The contract is worth USD 2,47 billion and includes three 4-year options, meaning that the rigs could be on contract with Statoil over the next 20 years. Such long-term positioning by Statoil indicates that the oil majors believe in a continued uplift in this market going forward, which is in-line with our own market view and positioning in the offshore market. Supply market The North Sea spot market has risen significantly in a very tight summer market. The most recent fixtures have been at very high levels, both for PSVs and AHTS. The term market has also risen substantially, along with several longterm requirements being filled, both in the North Sea and elsewhere. North Sea Spot Rates PSV (> 4,000 dwt) Source: ODS-Petrodata, Pareto Research With 2011 representing the final delivery year from the previous ordering boom, the utilization looks set to tighten significantly in the coming years. The global offshore rig fleet looks set to increase by 20% in the coming 2 3 years. The more challenging waters the vessels are now operating in could imply an increase in the vessel to rig ratio, representing an additional multiplier for supply vessel demand. Global offshore field development demand also looks set to rise sharply from 2012 and onwards as several large field developments are scheduled in the period Owners have responded to the improvement in dayrates and market outlook as orders for new ships have picked up

14 somewhat. Yard prices have started to increase and delivery times are stretching into 2013, at least for North Sea tonnage. This is positive for the values of existing vessels and for newbuilds with earlier delivery. Subsea The subsea vessel market appears to be on the brink of a turnaround is the last year with any meaningful influx of new deliveries, with net fleet growth dropping sharply from 2012 and onwards. At the same time, the field development and pipelaying activity looks set for a significant rise next year as the oil companies upstream and downstream projects get underway as planned. Thus, while 2011 doesn t look too exciting in terms of vessel utilization and dayrates, there is definitely more reason for excitement when looking into Judging by the field development plans in key regions such as Brazil, West Africa, GoM and Australia, the subsea industry looks set to enjoy a strong run in the next 5 10 years. Overall, the demand for subsea vessel services looks set to increase more than 40% in the next two years. This means that vessel shortage could remerge as an important factor in the not too distant future. As with most other segments, owners of modern high quality assets will be well positioned. Moreover, it is likely that the recently completed merger between Subsea7 and Acergy will provide space in the market for new entrants. In turn, these will likely be scouting for quality assets as a means to gain market share. Seismic market The seismic market has seen a steady rise in demand, but the influx of new vessels into the market has kept a lid on utilization levels and on dayrates looks to represent no meaningful uptick on 2010 in terms of earnings. However, there are signs that things are about to improve. The oil industry appears to be back in the market with large programs, both for traditional exploration seismic and for more specialized surveys like wide azimuth surveys, ocean bottom seismic surveys and EM surveys. The multi-client market in the Gulf of Mexico, which is of significant importance for global vessel utilization, also looks set to restart, with CGG Veritas planning a large survey with start-up towards the end of the year. With rig rates now starting to rise again and the mounting challenge to discover more oil & gas reserves, there is reason to expect seismic to experience a solid recovery. The oil industry still only manages to strike a discovery in one out of every four exploration wells. It is estimated that dry well costs amount to USD 15 20bn per year, so any technology such as seismic that can help improve the success ratios will have tremendous value for the oil industry. The rising trend in dry well costs Source: Pareto Securities As mentioned for the other segments, there is an ongoing replacement and refinement of the seismic fleet, with new vessels getting bigger and more capable. About half of the global fleet is approaching 20 years of age these are at risk of becoming commercially unattractive, and as demand rises, new capacity will be in demand. We are already seeing the major seismic companies phasing out 6 8 streamer vessels, built during the 90s. This is likely to continue and will be a positive driver for a rebalancing of the market.

15 Definisjoner I denne kvartalsrapporten har nedenstående utrykk følgende betydning, med mindre annet er direkte uttalt eller fremgår av sammenheng. De nedenstående definisjonene gjelder også for de foregående sidene i denne kvartalsrapporten. Definisjoner: PWWO VEK PPF Pareto World Wide Offshore AS Verdijustert egenkapital Pareto Project Finance AS Kvartalsrapporten er utelukkende ment for informasjonsformål, og må ikke under noen omstendighet betraktes som et tilbud om eller en oppfordring til å handle aksjer i Selskapet. Det gis ingen garantier og det aksepteres intet ansvar for tap, direkte eller indirekte, som oppstår som følge av at leseren agerer på bakgrunn av informasjon, meninger eller estimater som finnes i dette dokumentet. Informasjonen i dette dokumentet, herunder uttrykte oppfatninger eller prognoser, er innhentet fra eller basert på kilder som vi har vurdert som pålitelige. Vi kan imidlertid ikke garantere for informasjonens nøyaktighet, tilstrekkelighet eller fullstendighet. Noe av informasjonen i dokumentet kan inneholde prognoser eller fremoverskuende uttalelser vedrørende fremtidige hendelser eller fremtidige resultater i markeder eller selskaper. Faktiske hendelser og resultater kan avvike substansielt fra dette. Pareto Project Finance AS aksepterer ikke ansvar for tap som oppstår som følge av bruk av slik informasjon. Det understrekes at den historiske kursutviklingen og de avkastningsmål det er referert til ikke innebærer noen garanti for framtidig avkastning. Det understrekes også at avkastningen/kursutviklingen kan variere som følge av svingninger i valutakursene. Vi gjør oppmerksom på at i dagens urolige marked er det stor usikkerhet knyttet til verdivurderingene da det er ingen eller veldig få transaksjoner som er gjennomført. Fremgangsmåten ved beregning av VEK er nærmere beskrevet i Pareto Project Finance AS markedsrapport av november Risikofaktorer og kostnadsstruktur er nærmere beskrevet i prospektet (Informasjonsmemorandum) utarbeidet i forbindelse med emisjoner i Selskapet.

16 Pareto Project Finance AS, Dronning Maudsgt. 3, P.O.Box 1396 Vika, 0114 Oslo

17 Til aksjonærene i Pareto Offshorekapital ASA PARETO OFFSHOREKAPITAL ASA - 2. KVARTAL 2011: Pareto Offshorekapital ASA sitt eneste formål er å investere i Pareto World Wide Offshore AS og eier p.t. 55 % i fondet. Pareto World Wide Offshore AS investerer i offshoreprosjekter tilrettelagt av blant annet Pareto Project Finance AS. Kvartalsrapport for Pareto World Wide Offshore AS ligger vedlagt. Verdijustert egenkapital per 30. juni 2011: Siste omsatte kurs (1. juli 2011): Ligningsverdi 31. desember 2010: 62,00 kr 49,00 kr 46,18 kr