Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 3

Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 3 Lenke: www.paretoprojectfinance.no/avdelinger/forvaltning/offshorefond

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: + 47 22 01 58 08 Tlf: + 47 22 01 58 96 Tlf: + 47 22 01 58 73 Tlf: + 47 22 01 58 79 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: + 47 22 01 58 46 Tlf: + 47 22 01 58 88 Tlf: + 47 22 01 58 06 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: 22 87 87 00, www.pareto.no

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

Forvalters kommentar Uroen i finansmarkedene gjennom tredje kvartal signaliserer svakere vekst i offshore markedene fremover. Det langsiktige bildet er fremdeles sterkt og vil fortsette å bli drevet av behovet for å erstatte fallende, eksisterende reserver med nye. Olje er og blir en knapp ressurs, noe som er en av årsakene til at oljeprisen har vært forbausende sterk på tross av all uroen. Aktiviteten innenfor offshore har også fortsatt å øke og man har sett nye nivåer både på rater og transaksjonsverdier. Allikevel er det sannsynlig at svakere global økonomisk vekst og gjeldskrisen i PIGS-landene vil ha negativ innflytelse på utsiktene på kort til mellomlang sikt. Den umiddelbare effekten kan man allerede se ved at bankene er mer restriktive på utlån enn før sommeren, samtidig som lånekostnadene øker. Det er et stort finansieringsbehov fremover både for oljeselskaper og oljeservice selskaper, slik at dette vil redusere veksttakten. Lavere generell økonomisk vekst vil også påvirke hvor aggressive oljeselskapene ønsker å være når investerings-budsjettene skal settes de kommende år, som igjen begrenser hvor raskt markedene vokser. Oppgangen vi så i 2010 har fortsatt å styrke seg i 2011, men det virker nå mer sannsynlig med en utflating på kort til mellomlang sikt. Det langsiktige bildet er for sterkt til at en ny nedgang virker realistisk. Vi ser at rateoppgangen har spredd 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. Tender aktiviteten er rimelig høy i alle segmenter, så det ser ut til at man er sikret at aktiviteten neste år blir høyere enn i år. Muligens flater det noe ut deretter, men vi beveger oss uansett i riktig retning. I våre prosjekter har vi notert 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. Forvalter er derfor generelt positiv når det gjelder utsiktene for verdiutviklingen i Pareto Offshoreinvest AS («POI»). Viktige hendelser i POIs investeringer i løpet av tredje kvartal Havila PSV IS POI solgte sine andeler i Havila PSV IS til Havila Shipping ASA med oppgjør i børsnoterte aksjer i sistnevnte selskap. Aksjene har ikke bindingstid og ble utstedt basis en aksjekurs på NOK 52,50. Siste omsetningskurs er i skrivende stund NOK 42 på Oslo Børs, slik at man har et urealisert tap her. Forvalter har et langsiktig perspektiv på investeringen og er optimistisk på å oppnå god avkastning. Verdiene av flåten til selskapet har ikke endret seg negativt i løpet av kvartalet. Middle East Jack-up Ltd Obligasjonlån Riggen blir levert i oktober. Det foreligger konkret kjøpsinteresse for riggen fra flere hold og på nivåer som er vesentlig opp i forhold til tidligere i år. Samtidig er det gode muligheter for befraktning på akseptable nivåer. Sikkerheten for obligasjonslånet i riggen anses derfor som meget bra. Vestland Seismic IS Motpartssikkerheten er vesentlig bedret ettersom befrakter RXT har inngått en avtale med en industriell partner som har skutt inn USD 10 millioner i morselskapet og USD 20 millioner i et felles eiet datterselskap. Markedsutsiktene har også bedret seg og seismikk skipet som Vestland eier er sluttet ut året. Volatil US Dollar Som presisert i prospektet (og Informasjonsmemorandum) er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger mellom den underliggende valutaen og NOK. POI foretar ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de underliggende investeringene. 42 % av verdijustert egenkapital i POI er eksponert mot USD. Lavere USD hadde pr 30.6 hatt en negativ effekt på rapportert VEK i norske kroner på ca 4 %. Siden da har USD styrket seg ca 3 % mot NOK. Emisjon POI gjennomførte en emisjon i juni 2011 som tilførte selskapet NOK 9,3 millioner i ny investeringskapital. Emisjonen ble gjort til kurs NOK 105 per aksje, tilsvarende VEK pr 31.05.2011, justert for foreslått utbytte på NOK 6 per aksje til aksjonærer i forkant av emisjonen. Selskapet vil fortsette å hente inn ny kapital for å bygge porteføljen videre til det beste for eksisterende aksjonærer. Siste året er det hentet inn totalt NOK 31 millioner på stigende kurser.

«Siste verdijusterte egenkapital er NOK 107 per aksje» Verdi- og kapitalutvikling Kursutvikling Kursutviklingen som rapporteres for POI er basert på verdijustert egenkapital («VEK»). Verdivurderingen av POI sine investeringer er basert på innhentede markedsverdier fra megler(e)/tilrettelegger(e) hvor anerkjente verdivurderingsprinsipper og bransjemessige standarder blir lagt til grunn. Siste kurs basert på verdijustert egenkapital ble fastsatt 30. juni, og var NOK 107 per aksje (valutakurs USD/NOK på rapporteringstidspunktet var 5,3882). POI gjør halvårlige verdivurderinger av de underliggende prosjektene, og rapporterer således VEK to ganger per år. Følgelig vil neste offisielle VEK foreligge per 31.12.2011 og rapporteres til investorene i kvartalsrapport for fjerde kvartal 2011. Annenhåndsomsetning Det er utstedt totalt 602,499 aksjer i POI etter siste emisjon. Siste omsatte aksjekurs er NOK 90 (omsatt 23.09.2011). Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer Investorer som ønsker å kjøpe eller selge sine aksjer kan ta kontakt med sin rådgiver. Direkteavkastning Utbetaling av kapital til investorene skjer innenfor aksjelovens regler. POI vil tilstrebe en årlig utbetaling til aksjonærene på 5 12 % av innbetalt kapital fra det tidspunkt POI er tilnærmet fullt investert. Utbetaling til aksjonærene kan skje i form av utdeling av utbytte eller ved nedsettelse av selskapskapitalen. Det ble vedtatt et utbytte på NOK 6 per aksje for regnskapsåret 2010 og dette ble utbetalt i september etter utløp av kreditorfrister. Forvalter anser mulighetene for fortsatt utbytte fra selskapet for å være gode. Investeringstakt og kapitalutvikling Kommittert kapital i POI var opprinnelig NOK 31,7 millioner. Etter den siste emisjonen er kommittert kapital NOK 62 millioner. POI er nå investert i 8 prosjekter med tilknytning til totalt 13 enheter, som innebærer en total kommittering på NOK 47 millioner. Det er holdt av NOK 6 millioner til arbeidskapital og sikkerhet for gjennomførte investeringer, mens provenyet fra siste emisjon vil søkes investert i nye eller eksisterende prosjekter så snart det er praktisk mulig.

Kursutvikling Pareto Offshoreinvest AS* NOK 120 110 100 90 80 Emisjon I (23.03.09) Emisjon II (28.02.10) VEK (30.06.10) (USD/NOK 6,50) VEK (30.09.10) (USD/NOK 5,84) VEK (31.12.10) (USD/NOK 5,86) Emisjon IV (07.03.2011) (USD/NOK 5,56) VEK (31.05.2011) (USD/NOK 5,39) VEK (30.06.2011) (USD/NOK 5,39) * Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet. justert for utbytte ordinær kurs Kapitalutvikling (Mill. NOK) MNOK 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Kommittert kapital VEK Fond Utbetalt Fri investeringskapital VEK prosjekter* Gjenstående innbetalinger * korrigert for latent skatt/skattefordel

Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK) Obligasjonslån 12 % Jack-up Rig 15 % Bareboat 36 % Spot/Asset Play 25 % Timecharter 27 % Semi Submersible Rig 9 % Seismic 35 % Enkle PSV/AHTS Asia 27 % PSV/AHTS Europe 14 % Offshoreporteføljen POI har som nevnt investert i andeler med tilknytning til 13 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, seismikkfartøy og jackup-rigg. Med unntak av de to siste investeringene i PSV Invest II og Asian Offshore IV, genererer samtlige prosjekter underliggende kontantstrøm og vektet certepartilengde på hele porteføljen er ca. 3,1 år. POIs transaksjoner i løpet av tredje kvartal Kjøp POI har siden forrige kvartalsrapport ikke gjort noen investeringer. Utbetalinger fra underliggende prosjekter POI har mottatt NOK 0,4 mill i rente på obligasjonslånet i MEJU i tredje kvartal. 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: POI Pareto Offshoreinvest AS VEK Verdijustert egenkapital PPF Pareto Project Finance AS POIs prosjekter Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt 19-05-10 Vestland Seismic IS 1 Seismic 1995 / 2008 14-11-18 19-05-10 Asian Offshore IS 4 Enkle PSV/AHTS Asia 2008/2009 31-10-18 09-11-10 Master and Commander IS 2 Seismic 1998/2000 28-05-16 29-09-10 Middle East Jackup Ltd (obligasjonslån) 1 Jack-up Rig 2011 26-01-11 Deep Sea Bergen Invest AS 1 Semi Submersible Rig 1983. Oppgradert '05 01-06-16 28-01-11 PSV Invest II IS 1 PSV/AHTS Europe 2012 20-05-11 Asian Offshore IV 2 Enkle PSV/AHTS Asia 2012 20-07-11 Havila Shipping ASA 1 Supply 06-04-14 Total 13 3,1 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.

Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK' Bareboat Albatross Shipping (RXT) Klaveness Corporate Services AS 4 % 3 089 960 Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Klaveness Corporate Services AS 3 % 3 596 236 Bareboat Wavefield Inseis ASA / CGG Veritas DOF Management AS 5 % 9 052 176 Obligasjonslån N/A Swicorp 2 % 5 388 200 Timecharter Statoil Odfjell Rig AS 1 % 3 296 700 Spot/Asset play DOF ASA 6 % 1 500 000 Spot/Asset play Adhart Shipping Pte Ltd 20 % 5 873 138 1 % 8 732 010 Timecharter 40 528 420

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 question is how long this will continue, as it is in stark contrast to the past quarter s unrest in global financial markets. These markets are now telling us that we re likely to face significantly lower economic growth in the coming years. This will surely have a dampening effect on the growth pace in the oil industry and in oil service markets. On an absolute basis, therefore, things are looking less positive than some months ago and in the short to medium term, we are less convinced that we will continue to see large upticks in dayrates and valuations. The most immediate effect is already there, through debt financing becoming less available and more expensive. For a capital intensive industry like oil & gas, this has significant negative impact. On a relative basis, though, the oil & gas industry stands out as a winner. There can be no clearer evidence than the difference between the performance of the oil Pareto Project Finance AS price and the world s stock markets (as measured by MSCI World Index) this year. The oil price is up 19 % YTD, while the stock markets are down 9 %. This outperformance of 28 %-points is even more intriguing given the risk-off sentiment that has characterized global financial markets in recent months, something that typically has a very negative impact on commodity prices. If the oil price had followed global stock markets south, it would have traded at USD 87/b, and in a risk-averse environment like now, probably even lower. Why is this not the case now? The oil price vs MSCI World Index Source: Bloomberg, Digital Look Our answer is that the oil price is fundamentally driven and primarily so by the long term energy challenges that

the world is facing. Oil is simply a scarce resource, with growing demand. Going forward, it will become scarcer and demand will continue to grow. Perhaps slower in the coming few years, but the supply / demand equation for oil will continue to worsen (seen from the consumer s perspective), driving a rising need to discover and develop new resources. That is why the oil price is as robust as it is, and that is why the activity levels in the oil & gas industry are continuing to rise, particularly offshore. Hence, we are still convinced that offshore oil services is the place to be for the long term investor. Slower growth is better than no growth and positive returns are better than no returns, which is what risk free interest rates are yielding now. 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. We beg investors to consider 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 2000 09, the oil industry spent USD 2.8 trillion (2.5 times more) 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 %. 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 even 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. Of equal interest is the global expansion of natural gas demand, which is the world s fastest growing source of energy. Nearly all of the demand growth is outside of the OECD, and is following the early demand patterns seen for oil in the main emerging economies of the world. What adds to the demand growth is increased use of electricity. Bear in mind that ¼ of the world s households still has no access to electricity. Natural gas is an abundant and cheap source of electricity and this is now showing up in demand numbers in key economies across the globe. Chinese natural gas demand and relative pricing Source: Pareto Securities, BP, IEA 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 2010 30 Source: Rystad Energy The new discoveries in Norway are also relevant for our outlook, as they rank as the most significant discovery of

new resources globally this year. This has spurred renewed optimism in Norway, particularly in the Arctic north. We have already seen seismic acquisition activity respond almost immediately and additional drilling efforts are sure to follow in the coming years. In turn, this will enhance the need to support services from supply vessels and, when the fields are finally developed, from offshore construction vessels. Given the harsh environments in these areas, this will be yet another example of how larger and more complex units need to be built and the general need to modernize the offshore fleets to cope with new demands. utilization in the premium jack-up market has stabilized above 95 %, rates are moving upwards more slowly. On the other hand, utilization and rates for standard jack-ups have risen substantially with such units commanding rates that are only 10 % 15 % below premium units. This is a bullish sign. Roughly 40 new jack-ups have been ordered for a total of more than USD 9bn. There are options for another 23 units. Yard prices have risen about 15 % during this period. In the past quarter, however, ordering activity has subsided as access to funding has become more limited and the various players appetite for risk has come down. We are now seeing that some of the yard options are left undeclared. There is an awful lot of take-out financing to secure to take delivery of the speculatively ordered rigs, and right now, risk capital is hard to come by. This may present larger players with M&A opportunities. In this respect, the latest transaction of a premium jack-up newbuild at around USD 220m demonstrates that buyers are willing to pay top dollars for a modern rig. Global utilization standard jack-ups Source: Teknisk Ukeblad, Rystad Energy Drilling The drilling industry continues to be brimming with optimism, as evidenced by the USD 25bn of newbuild orders that have been placed so far in the cycle. This has been a response to clients needs for modern and more capable units, as well as to the general, fundamental outlook for the oil markets. Established rig yards now have full order books well into 2014 and are quoting higher prices. As a result, rig owners are sourcing yard slots from more inexperienced yards at high prices, but with potentially earlier delivery. Are there too many rigs on order? Investors should take comfort from the fact that 40 % of the global drilling fleet is 30 years or older. There is a lot of 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. On the other hand, a lot of rigs are coming out of yards at the same time (2013), which could result in a temporarily overcrowded buyers market. This potential threat, however, lies some years down the road. Jack-ups Global jack-up utilization and dayrates have recovered and have spread to the market for standard jack-ups. Although Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Floaters Leading edge floater dayrates have topped USD 500k/d for the first time in the cycle, with the majority of ultra deepwater fixtures being in the USD 450 500k/d range. Rig availability is very tight in the near term and is unlikely to ease off until the rigs from the current newbuilding cycle starts getting delivered from 2013 and onwards. Norway is a bright spot in the industry with the abovementioned fixture of USD 500k/d and Statoil s award of 8-year contracts for the use of 2 category D rigs, with expected delivery during the second half of 2014. The two large discoveries offshore Norway is likely to add more fuel to a very tight Norwegian market. Transocean s acquisition of Aker Drilling this summer at an implied rig price of USD 930m/rig is a perfect example of this.

Dayrates floaters Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Supply market The North Sea spot market has been very tight during the summer season and is enjoying a stronger end to the year than what was the case 12 months ago. This goes both for PSVs and for AHTS. Norwegian clients have secured several vessels on long term contracts and a substantial amount of new tenders are out in the market for additional tonnage, primarily for large PSVs. North Sea Spot Rates PSV (> 4,000 dwt) Source: Pareto Research, JGO Offshore, Westshore A cooling factor is the newbuilding ordering activity, which has risen substantially in line with improving conditions. A lot of vessels are being ordered, primarily large PSVs, and the debate is whether there are too many such vessels on order. We don t think so, as roughly two thirds of the order book is targeted markets in the Gulf of Mexico and Asia Pacific. We also note that ordering activity has subsided in line with worsening financial and macro conditions, which will help the market balance going forward. Broadly speaking the global PSV fleet looks to grow by an average of 7 % p.a. in the next two years, which is not very high considering that demand for such vessels has grown by an average of 10 % per year since 2000. For AHTS, the order book is smaller, and with an average fleet growth of 3 % in the next two years, this market looks likely to tighten. Many now see the AHTS market as the next in line for substantial newbuilding activity. Subsea The subsea vessel market appears to be set for a more buoyant 2012 than what has been the case this year. The order books for the larger subsea construction companies are record high, promising significant activity growth in coming years. There is also substantial growth in smaller tenders for a variety of subsea work across the globe as the oil companies try to catch up with low maintenance levels in the past two years, continue to work on enhanced oil recovery plans and prepare for new fields to come on stream. 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. Technip, the second largest subsea construction company, recently said that the Norwegian subsea market would double in size in the next 3 years. A recovering Gulf of Mexico is also adding to the picture. Analysts expect as much as USD 18 bn of large subsea contracts to be awarded in the next 15 months globally, of which roughly 40 % will for work in West Africa, 20 % in Australia and 20 % in Brazil. 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. Technip has already said that it is fully booked for 2012 and is looking to add more vessels. 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. We have already seen several new, private equity backed players emerge, who plan to eat into the big guns market shares. Seismic market The seismic market has seen a steady rise in demand, which is now at all time high measured in terms of acquisition activity. However, the influx of new vessels into the market has kept a lid on utilization levels and on dayrates. On the other hand, multi-client demand has boomed. There are signs that things are about to improve for the vessel owners. 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, has restarted with four large multi-client surveys haven been approved. Some 7 % 9 % of the global seismic fleet will be moving to

the Gulf in the next six months, according to analysts. Tenders for the Norwegian have come out earlier than last year, a sign that oil companies in this area expect a tighter market next 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 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 september 2011. Risikofaktorer og kostnadsstruktur er nærmere beskrevet i prospektet (Informasjonsmemorandum) utarbeidet i forbindelse med emisjoner i Selskapet.

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