Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 2

Pareto Offshoreinvest AS 2011 Kvartal 2 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 Markedsutsiktene fortsetter å styrke seg for POI. 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 var 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 nybyggingsprisene 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 kan gi muligheter for realiseringer i enkelte prosjekter og er generelt positivt for verdiutviklingen i POI. Viktige hendelser i POIs investeringer i løpet av andre kvartal Havila PSV IS POI solgte sine andeler i Havila PSV IS til Havila Shipping ASA med oppgjør i børsnoterte aksjer i sistnevnte selskap. På transaksjonstidspunktet innebar transaksjonsverdien en før skatt avkastning for POI på over 20% årlig avkastning på den opprinnelige investeringen. POI eier nå 0.8% i det børsnoterte Havila Shipping ASA. Aksjene har ikke bindingstid og ble utstedt basis en aksjekurs på NOK 52,50. Middle East Jack-up Ltd Obligasjonlån Levering av riggen ventes å være i august/september. Det er konkret kjøpsinteresse for riggen fra flere hold og på nivåer som er opp over 15% i forhold til tidligere i år. Samtidig er det gode muligheter for befraktning på akseptable nivåer. Aksjonærene i selskapet har satt av midler for å kunne ta levering uten ytterligere opptak av gjeld. Sikkerheten for obligasjonslånet i riggen anses derfor som meget bra. Master & Commander IS Ocean Phoenix (ex Geowave Master) har startet på sitt nye 8 års bareboat certeparti med CGG Veritas etter gjennomført ombygging på verft sist vinter. Geowave Commander er på kontrakt med CGG Veritas til juni 2013, men her jobbes det med alternativ beskjeftigelse eller salg. Dette kan være positivt for verdiene i selskapet. Vestland Seismic IS Selskapets befrakter har meldt at det vil inngå en jointventure avtale med en partner som vil skyte inn USD 30 millioner i et felles selskap som vil drive virksomheten videre. En endelig avtale ventes signert innen kort tid. Dersom dette går i orden, vil selskapets motpartssikkerhet være vesentlig bedret. Fallende 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. 48% av verdijustert egenkapital i POI er eksponert mot USD. Lavere USD har hittil i år hatt en negativ effekt på rapportert VEK i norske kroner på ca 4%. 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 519,170 aksjer i POI før siste emisjon. Siste omsatte aksjekurs er NOK 103,5 (omsatt 07.06.2011). 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 er vedtatt et utbytte på NOK 6 per aksje for regnskapsåret 2010. Dette ventes utbetalt aksjonærene som eide aksjer per 29. juni 2011 i løpet av september etter utløp av normale 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 14 enheter, som innebærer en total kommittering på NOK 38 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 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 % Spot/Asset Play 25 % Semi Submersible Rig 7 % Jack-up Rig 12 % Enkle PSV/AHTS Asia 22 % Timecharter 7 % Bareboat 56 % Seismic 28 % PSV/AHTS Europe 31 % Offshoreporteføljen POI har som nevnt investert i andeler med tilknytning til 14 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. 4,2 år. POIs transaksjoner i løpet av andre kvartal Kjøp POI har siden forrige kvartalsrapport gjort en investering på totalt NOK 6,1 millioner. Asian Offshore IV POI har kommittert NOK 6,1 mill til Asian Offshore IV, hvilket tilsvarer en eierandel på 20% og triggerposisjon. Dette selskapet har bestilt to små AHTS som bygges på verft i Kina, med forventet levering i annet halvår 2012. Skipene er uten beskjeftigelse og bygges på spekulasjon i troen på et sterkere marked for små supply skip i Asia frem til levering. I forhold til historiske nybyggingspriser og annenhåndsverdier anses prosjektkostnaden som attraktiv. Utbetalinger fra underliggende prosjekter POI har mottatt NOK 0,4 mill i rente på obligasjonslånet i MEJU i annet kvartal, samt utbytte på NOK 0,3 mill fra Asian Offshore. 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 25 06 10 Havila PSV IS 2 PSV/AHTS Europe 2010 08 11 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 Total 14 4,2 *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 Havila Shipping ASA Havila AS 4% 8 720 000 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 40 516 410

Markedskommentar Offshore Kilde: Pareto Project Finance AS 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 1973. 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 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

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 1976. 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 2000 09, 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 2010 30 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 2014. 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 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 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 2014. 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. 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 2014. 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. 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, 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) 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. 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 2012 14. Owners have responded to the improvement in dayrates and market outlook as orders for new ships have picked up 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. 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. 2011 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 Subsea The subsea vessel market appears to be on the brink of a turnaround. 2011 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 2012. 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 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.

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 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 2010. 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