Pareto World Wide Offshore AS. 2010 Kvartal 3

Pareto World Wide Offshore AS 2010 Kvartal 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 mer enn 400 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 Eiendom AS Pareto Bassøe Shipbrokers AS Pareto Bank ASA Pareto Universal Fonds AS Pareto Offshore AS Pareto Dry Cargo AS Pareto PPN AS JGO Shipbrokers AS

Forvalters kommentar En stigende oljepris gjennom året og økte investeringsbudsjetter hos oljeselskapene har ført til aktivitetsøkning i de fleste offshoresegmentene og stigende utnyttelsesgrad. Dette har også ført til en tilstramming av ratene, spesielt innen supply og jack-up markedet. Oljeselskapenes investeringsvilje kan også ses gjennom en økning i antall kontraktstildelinger for feltutbygging. Sterkt stigende anbudsaktivitet indikerer klart et økende aktivitetsnivå de neste årene. I tråd med dette har Selskapet notert en positiv utvikling i verdier i de fleste segmentene, støttet opp av flere store transaksjoner innen rigg- og subseamarkedene i det siste. Fokus er på moderne enheter hva gjelder oppkjøp så vel som rateutvikling. Undersøkelser fra flere aktører tyder på ca 10 % vekst fremover i oljeselskapenes investeringsbudsjetter, basert på en oljepris på USD 70/fat. Dersom oljeprisen stiger over dette er det rimelig å forvente høyere vekst. Oljemarkedet står foran et par interessante år hvor sterkt fallende vekst i produksjonskapasiteten, koblet med normalisering av etterspørselsveksten ser ut til å snu markedsbalansen og således legge grunnlaget for høyere priser. Derfor er Selskapet optimistisk med tanke på utsiktene fremover. Boremoratoriet i Gulfen er nå trukket tilbake, men det er usikkert hvordan de nye reguleringene vil praktiseres og fases inn og hvor raskt aktiviteten vil normalisere seg. Imidlertid tyder slutningsaktiviteten for dypvannsrigger på at oljeselskapene er mest interessert i å sikre seg kapasitet på lenger sikt heller enn å utnytte kortsiktige muligheter for lavere rater. Således er det et uttrykk for at den underliggende markedsbalansen for dypvannsrigger er stram. Selskapet fremhever også at ulykken i Gulfen vil gi nye muligheter for industrien. Vi noterer at fokus på moderne enheter synes å forsterkes. Det er også sannsynlig at økte krav om inspeksjon og vedlikehold av installasjoner og utstyr på havbunnen vil føre til økt behov for subsea/imr fartøy. Viktige hendelser for Selskapets investeringer i løpet av tredje kvartal Deepwater Driller Ltd Verftet melder at byggeprosessen ligger marginalt foran plan og levering er som før estimert til 30. april 2011. Disponent Songa Offshore arbeider aktivt med å skaffe riggen beskjeftigelse ved levering. Peregrine LLC Boreskipet, som er eid av Peregrine LLC, var off-hire i 25 dager i august grunnet problem med en girboks, som ble utbedret for leverandørs regning. Både før og etter denne hendelsen har den tekniske oppetiden vært meget bra. Selskapet har fortsatt et behov for kapital i størrelsesorden USD 25 millioner, og det er fortsatt usikkert hvordan dette skal finansieres. Selskapet fortsetter dialog med både långivere og eiere for å komme til en mulig løsning. Det jobbes videre med strategiske løsninger for Selskapet, og en konklusjon på denne prosessen ventes i løpet av de neste 3 6 månedene. Flere dypvanns boreskip har vært omsatt den siste tiden til verdier som gir grunnlag for noe optimisme m.t.p. PWWO`s nåværende verdivurdering av selskapet. Bassdrill Alfa Ltd Selskapets tender barge ventes å starte en 2+2 brønners kontrakt utenfor Vest Afrika i løpet av Oktober. I mobiliseringsperioden har selskapet trukket på emisjonsprovenyet på USD 9,5 millioner, som meldt i forrige kvartalsrapport. Det jobbes videre med en lengre kontrakt med et annet oljeselskap i direkte fortsettelse av den første jobben. Her har det blitt kommitert ytterligere USD 4,5 millioner for å finansiere en eventuell oppstart. Selskapet har gjennom disse emisjonene økt sin eierandel noe og vil maksimalt investere NOK 34 millioner (USD 5,2 millioner), avhengig av total kontraktslengde. Middle East Jack-up Ltd I forrige rapport ble det orientert om at Middle East Jackup Ltd («MEJU») hadde inngått et forlik med verftet. Imidlertid var det en rekke forbehold knyttet til gjennomførelsen av forliket som enda ikke var løftet, hvor det viktigste elementet var å fremskaffe finansiering av riggen. Gjennom tredje kvartal har MEJU utstedt et obligasjonslån på USD 50 millioner, som sikrer fullfinansiering av riggen frem til levering sommeren 2011. Obligasjonslånet løper i 18 måneder og har en rente på 15 % p.a. Etter obligasjonslånet gjenstår det kun et finansieringsbehov på ca USD 30 millioner ved levering. Basis dagens markedsverdier på riggen er MEJU optimistiske med tanke på å få dette finansiert enten gjennom banklån eller egenkapital.

Markedet for jack-ups har hatt en positiv utvikling i tredje kvartal, og da spesielt for moderne enheter som MEJU riggen. Følgelig er PWWO mer optimistiske på det fremtidige verdipotensialet. Neptune Subsea og Neptune Offshore Leveringen av de to skipene til Neptune Subsea ser ut til å bli ytterligere forsinket og selskapet kan komme i en kanselleringsposisjon. Det er derfor igangsatt en prosess for å vurdere hvilke muligheter dette kan gi selskapet. Neptune Offshores seismikk skip «Neptune Najad» har startet en 12 måneders kontrakt som skytebåt for CGG Veritas i Mexico. NFC Offshore Det er inngått en avtale med verftet hvor begge skipene kanselleres grunnet forsinket levering. Dette innebærer at selskapet får tilbake innbetalte verftsterminer pluss renter, som igjen vil ubetales til deltakerne fratrukket driftskostnader i byggeperioden og kostnader knyttet til avvikling av selskapet. Tilbakebetaling er forventet å komme innen utgangen av 2010.

Verdi- og kapitalutvikling Kursutvikling Beregnet verdijustert egenkapital («VEK») for Selskapet per 30. juni 2010 er på NOK 112 per aksje, basert på en valutakurs USD/NOK på 6,4970 (se mer om valutarisiko under avsnittet om valutarisiko). Kursutviklingen som rapporteres for Selskapet 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 4.370.473 aksjer i Selskapet. Pareto Project Finance AS («PPF») legger til rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Siste omsatte kurs er NOK 90 per aksje (21.10.2010). Investorer som ønsker å kjøpe eller selge sine aksjer kan ta kontakt med sin rådgiver. Direkteavkastning Ved realisasjon av skip/rigger eller andeler/aksjer i selskaper som eier skip/rigger skal provenyet normalt utbetales til investorene i Selskapet. 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. Det er ikke planlagt noen utbetalinger fra Selskapet i 2010. Investeringstakt og kapitalutvikling Kommittert kapital i Selskapet var opprinnelig NOK 881 millioner. Selskapet har investert i 23 enheter og har en kontantbeholdning på NOK 136 millioner. Av disse er NOK 39 millioner gjenstående innbetalinger på allerede kommitterte investeringer, mens resterende NOK 94 millioner er fri kapital som hovedsaklig vil bli brukt til oppfølging av eksisterende prosjekter og eventuelt nye investeringer. Selskapet vil være tilbakeholdne med bruk av kapital til nye investeringer inntil det har kommet avklaringer i prosjektene som foreløpig ikke er fullfinansiert.

«Siste verdijusterte egenkapital er NOK 112 per aksje» NOK 240 Kursutvikling Pareto World Wide Offshore AS 220 200 180 160 140 120 100 80 Emisjon I 15.06.07 6,08) Emisjon II 19.10.07 5,63) Emisjon III 22.02.08 5,44) VEK 30.06.08 5,15) VEK 01.11.08 5,95) VEK 31.12.08 7,01) VEK 01.05.09 6.60) VEK 01.11.09 5.74) VEK 30.06.10 6.50) Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet. ordinær kurs Kapitalutvikling MNOK 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kommitert kapital VEK Fond Utbetaling Fri investeringskapital Gjenstående innbetalinger VEK prosjekter* * korrigert for latent skatt/skattefordel

Offshoreporteføljen Selskapet har som nevnt investert/bundet opp investeringer i andeler i 23 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og ankerhåndteringsfartøy, flotell (innkvarterings- og serviceenheter), boreskip, lekterrigg, halvt-nedsenkbare rigger, oppjekkbare rigger, IMR skip (Inspection Maintenance Repair) og seismikkfartøyer. Vektet certepartilengde på porteføljen er ca. 2,6 år (inkludert nybygg uten certeparti som leveres frem i tid). Finansiering Deepwater Driller Ltd («DD») er det eneste prosjektet i porteføljen som ikke er fullfinansiert på nåværende tidspunkt. DD jobber med å sikre riggen en kontrakt og deretter lånefinansiering. Uansett vil det sannsynligvis være noe behov for ytterligere egenkapital i prosjektet, og Selskaper har satt av midler til å kunne delta med sin andel av det forventete kapitalbehovet. Som nevnt i innledningen under forvalters kommentar så har MEJU i tredje kvartal 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. Valuta/valutarisiko Som presisert i prospekt (og Informasjonsmemorandum) er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger mellom den underliggende valutaen og NOK. Selskapet foretar ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de underliggende investeringene. Ca. 72 % av verdijustert egenkapital i porteføljen er eksponert mot USD (per 30. september 2010). Dagens USD/NOK kurs på ca 5,80 vil således representere en nedside i forhold til verdifastsettelsen per 30. juni 2010 hvor en valutakurs på 6,4970 benyttet for investeringer i USD. Selskapets transaksjoner i løpet av tredje kvartal Kjøp Selskapet har ikke gjort noen investeringer i nye prosjekter siden sommeren 2008. Imidlertid har selskapet gjort oppfølgingsinvesteringer i eksisterende prosjekter. Gjennom tredje kvartal er det totalt innbetalt ca NOK 24 millioner i prosjektene Neptune Offshore AS og Bassdrill Alpha Ltd, noe som er i henhold til tidligere kommitteringer. Selskapets prosjekter Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt 24-05-07 Asian Offshore III IS 6 Enkle PSV/AHTS Asia 2009 30-09-16 19-11-07 Equinox Offshore Accomodation Ltd 2 Accomodation 1979-1985 (2008/2009) 20-11-07 Peregrine I LLC 1 Drillship 1983 (1995, 2005, 2009) 31-12-14 19-12-07 Aquanos AS 0 Diving/Construction 2009 19-12-07 Partankers V IS 0 Tank/FPSO 1984-1990 01-04-13 18-03-08 Neptune Offshore AS 1 IMR 2002 (2008)/2010 18-03-08 Neptune Subsea IS 2 IMR 2010 19-03-08 Vestland Seismic IS 1 Seismic 1995 (2008) 01-09-18 03-04-08 NFC Offshore V LLC 2 Enkle PSV/AHTS Asia 2009-2010 19-06-08 Parbarge IS 2 Accomodation 2008 26-07-18 20-06-08 Bassdrill Alpha Ltd 1 Tender Rig 2009 30-12-10 03-07-08 Deepwater Driller Ltd 1 Semi Submersible Rig 2011 25-07-08 Middle East Jackup Ltd (MEJU) 1 Jack-up Rig 2010 22-08-08 Bukhit Timah Offshore DIS 3 Enkle PSV/AHTS Asia 2009-2010 01-07-20 Total 23 2,6 *VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.

Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK 30. juni 2010) Timecharter 22 % Jack-up Rig 5 % Enkle PSV/AHTS Asia 16 % Accomodation 9 % Tender Rig 15 % Bareboat 27 % IMR 23 % Spot/Asset Play 38 % Annet 13 % Semi Submersible Rig 17 % Drillship 7 % Seismic 8 % Salg Partankers V IS: Som nevnt i andre kvartal benyttet befrakter kjøpsopsjonene på siste to skip eid av Partankers V IS. Skipene ble overlevert i slutten av august, og i etterkant av overleveringen ble det betalt ut USD 13,5 millioner fra selskapet, som tilsvarte ca NOK 10,9 millioner for PWWO. I tillegg er det forventet en mindre utbetaling ved avvikling av selskapet. Totalt har PWWO fått utbetalt ca NOK 20,9 millioner av en investering på ca NOK 15,3 millioner, noe som tilsvarer en absolutt avkastning på ca 38 %. Utbetalinger fra underliggende prosjekter I løpet av tredje kvartal 2010 mottok Selskapet totalt NOK 10,9 millioner i utbetalinger fra underliggende prosjekter. Utbetalingen relaterer seg i sin helhet til salget av to skip i Partankers V IS. Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK' Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Bergshav Managment AS 12% 22 999 380 Annet N/A N/A 2% 1 494 895 Timecharter Petrobras S.A. Mike Mullen Energy Equipment Resources Inc. 16% 26 365 021 Annet N/A Aquanos AS 4% - Timecharter SBM Offshore N.V Johs. Hansen Rederi AS 13% 161 743 Annet N/A N/A 31% 37 850 161 Spot/Asset play N/A Neptune Offshore AS 13% 27 612 250 Bareboat Albatross Shipping Ltd. Klaveness Corporate Services AS 35% 30 357 233 Spot/Asset play N/A Navigation Finance Corp. 15% 21 440 100 Bareboat Marine Subsea AS Bergshav Managment AS 25% 32 290 090 Timecharter Perenco Bassdrill Ltd. 31% 46 870 684 Spot/Asset play N/A Songa Offshore SE 13,1 % 68 088 560 Spot/Asset play N/A Swicorp 9% 19 773 478 Bareboat Swiber Offshore Marine Pte Seabulk AS 12% 18 711 360 354 014 955

Markedskommentar Kilde: Pareto Project Finance AS The oil service markets have started to recover and the fall-off in pricing has ceased, with some segments noting a meaningful increase in asset utilization and dayrates. We believe this will continue with more segments showing improvements. Moreover, supply and demand dynamics are moving in a direction where the period from 2012 and onwards could prove to be quite exciting for the sector. The fact that the oil price seems to move within a narrower band of USD 70/bbl and USD 80/bbl is encouraging in light of still very high global oil inventories and a slew of weak macro data in the early autumn. We are now putting behind us three years with very strong growth in global oil production capacity, which has coincided with shrinking demand in the developed world following the financial crisis. Going forward, this looks set to change. Global oil supply/demand growth oil price could well break up above USD 90/bbl again within the next two years. The oil industry s planned upstream investments in the next five years could be even more important. The project pipeline calls for a significant ramp-up of new field startups as we move towards 2015. With typical lead times of 3 5 years for the average oil field, investments will have to be raised soon to meet the start-up schedules. Indeed, this has already been seen through a substantial pick-up in order awards to the subsea industry, typically for projects that will enter offshore execution from 2012 and onwards with production start-up in the 2014 15 timeframe. Although cleaner sources of energy is likely to become more prevalent in the longer run, forecasters believe it is unlikely to have a significant impact on the need to replace producing oil reserves in the next 20 years. While the Macondo accident in the Gulf of Mexico (GoM) has had a negative impact on global deepwater rig utilization, it may also sow the seeds for a more service intensive upstream industry in the future. New regulations are likely to result in more inspection and maintenance work, more time consuming drilling operations and a replacement of assets that do not meet new requirements. While short term negative, more business opportunities may emerge from this in the long run. Source: Pareto Securities, IEA The capacity growth is likely to slow significantly in the coming years, based on the dwindling number of fields lined up for start-up. At the same time, an economic recovery in the developed world, coupled with still robust emerging market growth, looks set to boost oil demand growth back to normalized levels. The result is likely to be an oil market which goes from excess supply to excess demand with a rising trend in the oil price as a result. The Drilling The global drilling market is moving along two parallel axes; floaters vs jack-ups and modern vs old units. Jack-ups Global jack-up utilization has bottomed out and started to increase, with a corresponding impact on day rates. However, the increase in activity is almost solely confined to the market for modern jack-ups capable of operating in water depths in excess of 300 ft. To illustrate; total fleet utilization for 300 ft+ jack-ups is currently at 92 %, while it is 78 % for lesser jack-ups. Inside the 300 ft+ segment, modern rigs (less than 10 years old) are also enjoying

higher utilization and dayrates (+ 50 %) than the older rigs built in the early 1980s. The appetite for modern units is due to enhanced capabilities and age. We expect this trend to strengthen going forward, as the older part of the global jack-up fleet (nearly two thirds) approaches 30 years of age. Tighter regulations will only serve to reinforce this. There has also been a flurry of M&A activity this year focused on modern units, with more than USD 2.8bn being shelled out on acquisitions at rig prices of USD 180m and upwards, depending on specification. The global jack-up fleet currently consists of 468 jackups. There are a further 53 units on order with delivery between 2010 and 2012, but only 8 of these are targeting the international, competitive market, while the rest have been ordered for domestic markets by domestic players (i.e. China, India, Russia, Mexico, Iran). Thus, we may have the best part of the newbuilding wave behind us already. There are currently 46 jack-ups that are not marketed, i.e. they are either stacked or undergoing extensive yard stays for maintenance and repair. Considering the age profile of the current jackup fleet we find it likely that a large number of these will remain idle going forward and ultimately retired. On the demand side, the Middle East looks particularly buoyant right now (30 % of global demand), followed by South East Asia/India (24 % of global demand). A rising need for harsh environment jack-ups in the North Sea has also been noted (11 % of global demand), while Pemex is in the market for up to 10 additional rigs. In terms of day rates, we have seen a rising trend for modern 300 ft+ jack-ups. Here, rates bottomed out at around USD 100k/d late 2009 and have now risen above USD 120k/d on average. Older and less rigs have not seen any meaningful increase in dayrates yet, with 1980s built 300 ft+ jack-ups fetching roughly USD 80k/d and the rest in the USD 40 60k/d range. Dayrates old vs new 300 ft JU Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Floaters The Macondo accident has robbed the floater market of a development that would have mimicked the jack-ups. With the Macondo well now plugged and the GoM Drilling Moratorium ended, focus is turning to the impact of the new regulatory regime for deepwater drilling in the GoM. Awards of new drilling permits will be more time consuming and subject to more stringent requirements. Thus, activity is likely to be slow to pick up and may take 2 3 years to normalize. Moreover, all BOPs on deepwater rigs in the GoM need to be re-certified, which means additional delays in getting idled rigs back to work. It could be that older and smaller deepwater rigs may not be eligible for renewed work in the GoM, which will serve as a positive for owners of new, leading edge units. The 25 deepwater rigs that are currently idled in the GoM due to the drilling moratorium are adding to the 22 deepwater rigs that are without contracts for 2011 (including newbuilds). Consensus has been new fixtures with start-up in the next 12 18 months will see dayrates come down to around USD 350k/d. So far, we have seen dayrates on fixtures show remarkable resilience with new contracts and extensions at around USD 450k/d. This has included contracts stretching into 2014, as well as one speculative newbuild with delivery in 2011. The fact that operators do not seem to take advantage of an obvious (albeit temporary) overhang of deepwater rigs next year, may be a result of a perception that the deepwater rig market looks set to re-tighten significantly beyond 2012, particularly for ultra-deepwater units. Therefore, the preference seems to be to secure capacity in the medium to long term, rather than exploiting a short term potential for lower dayrates. We are also of the opinion that the long term supply/ demand dynamics remain favorable. This is particularly so for UDW rigs, where demand has doubled in the past two years and could well double again in the next 2 3 years. Firm UDW demand is already up 36 % next year (this includes the contracted, but idled rigs in the GoM). In addition, there are 69 projects with start-up from 2012 and onwards yet to secure rig capacity. We would also like to highlight Petrobras, which plans to triple the number of rigs operated in the next decade, spending a whopping USD 62 bn on drilling and completion on the pre-salt fields alone. For the rest of the floater market the fortunes are a bit mixed. Lesser and older deepwater rigs are facing pressure from more modern rigs moving down in the market due to the Macondo-induced weakness. In the future, regulatory issues may also make life more difficult for such units. In the midwater market, utilization and dayrates have dropped, but stabilized, with only Norway as a bright spot

offering unchanged day rates from peak due to a shortage of rigs able to enter this tightly regulated market. Dayrates floaters Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata Supply market This market s ability to absorb a never ending wave of newbuilds has confounded observers for years. This owes itself to a steady 10 % p.a. growth rate in demand for the past 10 years, behind which we see two key factors: a) Growing oil & gas exploration and production offshore requires more logistical support in general and in particular during the construction phase. A trend into deepwater waters and more remote regions only serves to magnify this. b) The composition of the supply vessel fleet mimics the jack-up fleet in terms of age and characteristics. 60 % of the fleet consists of smaller «shallow water» vessels and 50 % of these are more than 25 years old. In the past year, 370 vessels have either been idled or laid up due to age (14 % of global fleet). With the global fleet of vessels less than 25 years old already past its peak, this will only intensify going forward. In this context, the orderbook for new vessels (28 % of the fleet), should not be seen as a threat to overall market utilization and dayrates, but rather as a necessary replacement for older and uncompetitive vessels. With a 10 % increase in the floating rig fleet by 2013, a more than 40 % jump in subsea vessel demand by 2012 and Brazil s aggressive expansion plans (250 new supply vessels by 2020) it is hard to get bearish on this market. That being said, dayrates have been through a difficult period, but have recovered reasonably well this year, particularly for PSVs. At the time of writing, North Sea spot rates are around NOK 200.000/d both for PSVs and AHTS. For the PSVs this is roughly in line with the 3-year average, while it is a bit below for ATHS. PSV term fixtures have been in the NOK 150 200.000 range this year, while they have been higher for AHTS. Brazil has been a big taker. Subsea The order intake for this industry is perhaps the surest indicator for where overall upstream activity is heading in the next 2 3 years. Among the four major players, USD 8bn of orders were awarded in H1 10. There are a further USD 7bn of active tenders outstanding and another USD 7 bn of probable tenders for the next 12 15 months. In comparison, order intake peaked in 2007 at just above USD 15bn. While some awards are for near term projects, most are for projects starting offshore execution from 2012 and onwards, fitting well with our view about the upstream cycle towards 2015 at the start of this chapter. Overall, the demand for subsea vessel services looks set to increase more than 40 % in the next two years. This does not include possible positive effects of tighter drilling and deepwater regulations, which could mandate increased IMR activity on subsea equipment, including BOPs. In the near term, however, activity is slow with 2010 probably the bottom of the market in terms of overall fleet utilization. 2011 could be a bit better, but as mentioned above, things are unlikely to really start kicking until 2012. Owners of modern high quality assets will be well positioned to capture these future growth opportunities. Seismic market The seismic market received a set-back as the drilling moratorium in the GoM and uncertainty about upcoming GoM Lease rounds all but wiped away demand for multiclient seismic in the region. Despite this, we note that demand for 3D seismic is at a record level this year, with the total square km acquired set to be 8 % higher than the previous peak in 2008. Thus, there s no indication that the oil industry s demand for seismic is waning. Looking forward, an uptrend in overall E&P spending will be positive, with an additional boost possible if the oil price embarks on a sharper uptrend, which tends to provide significant leverage to exploration spending. There are also structural factors which continue to influence seismic s popularity. With the oil industry s sluggish reserve replacement ratios as a backdrop, the five-fold surge in exploration well costs in the past decade represents a significant headache for the oil industry, which 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 like seismic that

can help improve the success ratios will have tremendous value for the oil industry. With wells looking to become even more expensive due to increased complexity and water depths, as well as regulatory issues following the Macondo accident, this will only intensify. The rising trend in dry well costs As ever, it is the rising acquisition capacity that has been responsible for the 40 % drop in dayrates from the peak. Streamer capacity has increased 37 % in the past two years, but the good news is that the capacity will grow only 13 % in the next two y ears, which should be easily matched by demand growth. Utilization levels are therefore likely bottoming this year and meaningful improvement in pricing could be expected from the spring of 2011. 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. Source: Pareto Securities Definisjoner: Selskapet/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 mai 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

Til aksjonærene i Pareto Offshorekapital ASA PARETO OFFSHOREKAPITAL ASA - 3. KVARTAL 2010: 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 2010: Siste omsatte kurs (25. oktober 2010): 57,00 kr 50,00 kr 120 100 100 100 102 100 100 92 NOK 80 60 59 57 50 40 Emisjon I 15.06.07 6,08) Emisjon II 19.10.07 5,63) Emisjon III 22.02.08 5,44) VEK 30.06.08 5,15) VEK 01.11.08 5,95) VEK 31.12.08 7,01) VEK 01.05.09 6.60) VEK 01.11.09 5,74) VEK 30.06.10 6,50)