Central Petroleum
Annual Report 2015

Plain-text annual report

2015 Annual Report Central Petroleum Limited ABN 72 083 254 308     TABLE OF CONTENTS  Corporate Directory ........................................................................................................................... 1  Chairman’s Letter ............................................................................................................................... 2  Managing Director’s Letter ................................................................................................................ 3  Directors’ Report ................................................................................................................................ 4  Auditor’s Independence Declaration ............................................................................................... 35  Corporate Governance Statement ................................................................................................... 36  Financial Report  Consolidated Statement of Profit or Loss and Other Comprehensive Income ...................... 38  Consolidated Statement of Financial Position ........................................................................ 39  Consolidated Statement of Changes in Equity ....................................................................... 40  Consolidated Statement of Cash Flows .................................................................................. 41  Notes to the Consolidated Financial Statements ................................................................... 42  Directors' Declaration ...................................................................................................................... 84  Independent Auditor's Report ......................................................................................................... 85  ASX Additional Information .............................................................................................................. 87  Interests in Permits and Pipeline Licences ....................................................................................... 89  CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT             CORPORATE DIRECTORY  DIRECTORS Robert Hubbard FCA, Non‐executive Chairman  Andrew P Whittle BSc (Hons), Non‐executive Director  Richard I Cottee BA, LLB (Hons), Managing Director and Chief Executive Officer  Wrixon F Gasteen BE (Hons), MBA (Dist), Non‐executive Director  J. Thomas Wilson BSc, MSc, Non‐executive Director  Peter S Moore BSc (Hons1), MBA, PhD, Non‐executive Director  GROUP GENERAL COUNSEL AND JOINT COMPANY SECRETARY Daniel C M White LLB, BCom, LLM  JOINT COMPANY SECRETARY Joseph P Morfea FAIM, GAICD  REGISTERED OFFICE Level 32, 400 George Street, Brisbane, Queensland 4000  Telephone:   +61 7 3181 3800  Facsimile:   +61 7 3181 3855  www.centralpetroleum.com.au  AUDITORS PricewaterhouseCoopers  123 Eagle Street, Brisbane, Queensland 4000  BANKERS ANZ Banking Group  111 Eagle Street, Brisbane, Queensland 4000  SHARE REGISTER Computershare Investor Services Pty Limited  117 Victoria Street, West End, Queensland 4101  Telephone: +61 7 3237 2110  Fax: +61 3 9473 2085  www.computershare.com.au  STOCK EXCHANGE LISTING Central Petroleum Limited shares are listed on the Australian Securities Exchange under the code CTP.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 1       CHAIRMAN’S LETTER  A MESSAGE FROM ROBERT HUBBARD Dear Fellow Shareholder  This is my first letter to you as Chairman of Central Petroleum Limited and I look forward to seeing many of you at our upcoming AGM. The Annual Report is necessarily a scorecard for the past year and our operating and financial review draws out the many activities and  outcomes that your company has achieved throughout the year. In particular though, Central responded quickly to the oil price dive with the  necessary cost reductions, closure of Surprise and the use of alternate funding sources rather than equity placements which would dilute  our many long term loyal shareholders. We have not accessed the equity markets since this time last year in an effort to preserve the value  of our existing shareholders wherever possible and in fact only once in the last 24 months. The acquisition of Mereenie should now make  Central cash flow positive before elective exploration expenditure after completion of the acquisition.  However, the real achievement for the year is the continued transition of your Company from opportunistic explorer to a substantial domestic  gas producer. In 2014 we acquired the Magellan assets, in 2015 we completed the development and commissioned Dingo and concluded the  year with the acquisition of 50 percent of the Mereenie oil and gas field, where we are now the Operator. Our financial performance over  the  2015  financial  year  reflects  these  transitional  dynamics  as  we  developed gas  production  and  pipeline  infrastructure,  ramped  up  our  contracted sales, increased equity accounted reserves and consolidated substantial operations under Central’s Operatorship. We are now  running  on  all  cylinders  with  fixed‐price  gas  contracts  underpinning  operations  and  financing,  and  significant  potential  upside  exposure  through uncontracted gas reserves.  All  of  this  change  has  been  achieved  with  an  exemplary  safety  and  environmental  performance  and  a  real  commitment  to  the  local  communities within which we operate. We are passionate about making a difference for those communities and increasing the participation  of traditional owners in our activities and generally at Alice Springs.  Taking the employment at Palm Valley and Dingo before Central assumed  operatorship, 9 percent were indigenous employees and 88 percent were employed from outside the local area.  Under our operatorship,  some 22.5 percent of our operating employees are indigenous and the number employed within the local area has increased to 40 percent.  When NEGI occurs those employed locally should see a further increase to well over the majority.  Looking to the future, Richard Cottee and his executive team have positioned your Company to take full advantage of the North East Gas  Interconnector (NEGI). Central has played a leadership role in the promotion of NEGI, a pipeline that will not only provide markets for our  reserves and significant exploration potential but also a catalyst for microeconomic reform in the gas sector.  We grow increasingly confident  that NEGI should become a reality.  Central's achievements are a team effort and I would like to thank my colleagues on the Board, the senior executives and rest of the team at  Central. In particular, we all appreciate the leadership and guidance that Andy Whittle has provided as Chairman until recently. Andy will  step down from the board at the upcoming AGM and his leadership and guidance has been instrumental to the transformation of Central.  We wish Andy well with his future endeavours.   Finally, my last thank you is to you, our shareholders for your ongoing support and encouragement.  Best wishes  Robert Hubbard  Chairman  Brisbane  23 September 2015  2 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                   MANAGING DIRECTOR’S LETTER  Dear Fellow Shareholder  DOMESTIC GAS MARKET – THE BRIDGE OVER TROUBLED WATERS The  last  12  months  has  seen  the  industry  face  difficult  times  (not  seen  since  the  late  1980’s)  with  Brent  Crude  Oil  Price  dropping  over  50 percent in that period. This has been the prime cause of the share price drop of all oil and gas companies with the ASX Energy Index  dropping around 40 percent in the last 12 months. For Central the major impact has been that the access to the equity markets have either  become too expensive or difficult to access.  In the last 24 months Central has only raised $6 million from the equity markets yet at the same  time has acquired the gas fields at Palm Valley and Dingo and 50 percent interest in the Mereenie oil and gas field as well as constructing the  Dingo gas field and the associated pipeline to Alice Springs.  Two years ago, Central embarked on a strategy to become a significant gas producer in domestic gas market.  This culminated in the purchase  of the Dingo and Palm Valley gas fields last year and this year in the 50 percent acquisition of the Mereenie Field together with assumption  of operatorship of that field.  In April last year the AFR reported that Central was agitating for the Northern Territory to be interconnected  with the Eastern Seaboard gas markets.  By October this concept was endorsed at the Council of Australian Governments (COAG) Meeting  and in this year’s Federal Budget concessional loans were provided for what is now called the North East Gas Interconnector (NEGI).  The  process  was  narrowed  down  to  four  bidders  in  April  and  two  of  the  four  bidders  have  publicly  stated  that  they  will  build  NEGI  without  government support.  Final bids have to be lodged by the end of September with a final decision around the end of October this year.  With  no government funding being needed, the real question is not whether it is going to be built but whether what is built is capacity constrained  or capable of being cheaply upgraded once further reserves are discovered.  Regardless of which route is selected your company will be one of the three initial company’s whose gas will be transported through NEGI.   Fields under Central’s operatorship will contribute the majority of the gas.  Any gas we sell will be sold in $A  and indexed to Australian  inflation fixed for up to 10 years.  Whilst the oil price has halved in the last 12 months (and with some gas prices linked to oil), the domestic  gas prices as reflected in the Wallumbilla Hub Spot Price has risen by over 200 percent.  The opportunity for the company to secure its future  on record high domestic contracts over the whole of the next resources cycle beckons.  Surely a bridge over the troubled waters.  With  our  200,000  square  kilometres  of  exploration  acreage  predominantly  gas  prone  having  an  access  to  market  for  that  acreage  upon  exploration success must surely re‐rate the value of that acreage.  Central has presently 230 PJ of gas presently discovered available for NEGI even before our $10 million Pre‐NEGI programme’s results are  known.    Central  has  been  involved  in  marketing  this  gas  and  has  been  given  indicative  tariffs  for  the  NEGI  pipeline  from  the  various  proponents.  Using that information the NPV of that 230 PJ is worth over three times our present market capitalisation.  As NEGI approaches  its first gas stage this NPV increases.  Central has existing installed capacity to deliver to the NEGI pipeline of over 20 PJ pa and so not much new built capital will be required  before  first  gas.    The  capital  costs  of  connecting  into  NEGI  will  be  low  and  able  to  be  accommodated  within  the  existing  financial  accommodation.  In summary your company is positioned to take advantage of the historically high domestic gas prices at a time of cost‐deflation occasioned  by the commodity downturn.  A virtuous cycle if ever there was one.  Richard Cottee  Managing Director  Brisbane  23 September 2015  CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT 3                               DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Your directors present their report on the consolidated entity, consisting of Central Petroleum Limited (“Company” or “CTP”) and the entities  it controlled (collectively “the Group” or “the Consolidated Entity”) at the end of, or during the year ended 30 June 2015.  DIRECTORS The names of the Directors of the Company in office during the financial year and until the date of this report are set out below. Directors  were in office for this entire period unless otherwise stated.  Robert Hubbard  Andrew P Whittle  Richard I Cottee   Wrixon F Gasteen   J. Thomas Wilson  Peter S Moore  William J Dunmore (retired, effective 26 November 2014)  Michael R Herrington (retired, effective 26 November 2014)  PRINCIPAL ACTIVITIES The principal activities of the Consolidated Entity constituting Central Petroleum Limited and the entities it controls consists of development,  production, processing and marketing of hydrocarbons and associated exploration.  DIVIDENDS No dividends were paid or declared during the financial year (2014: $Nil). No recommendation for payment of dividends has been made.  OPERATING AND FINANCIAL REVIEW Operating Highlights The Company’s focus for the year was as follows:   NEGI project continues to gain momentum.   Mereenie acquisition announced with subsequent completion and Operatorship assumed.            Dingo development project completed on time and under budget.  Palm Valley produced 1.2 PJ of gas in the financial year.  Palm Valley responded to Northern Territory wide gas interruption within  hours to help offset loss of supply.  Drilling of two Southern Georgina unconventional gas exploration wells prior to wet season.  Inaugural reserve bookings to Central across three fields.  Progressed evaluation of Stage 1 exploration results in the Southern Amadeus Basin, principally wireline logging of the Mt Kitty gas  well, and integrating ~1,580 km 2D seismic with potential field and outcrop data. This is to locate the planned ~1,300 km 2D seismic  which Santos committed to under Stage 2, and is Operator of the farm‐in program.  Identified and progressed delineation of exploration targets beneath and near to the Palm Valley field.  Identified Dingo satellite leads and Palm Valley deep appraisal target.  Progressed evaluation of Ooraminna gas discovery.  Acquired  and  interpreted  gravity  data  over  Western  Amadeus  application  areas  and  Wiso  Basin,  thus  improving  structural  definition.  Progressed negotiations on application areas in the Amadeus Basin and Wiso Basin.  4 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT         Operating Result The Consolidated Entity had an operating loss after income tax for the year ended 30 June 2015 of $27,731,000 (2014: loss of $10,858,000).  This  result  was  recorded  after  expensing  exploration  expenditure  totaling  $7,656,000  (2014:  $4,660,000)  and  impairments  totaling  $12,092,000 ($2014: $Nil) due in part to the decrease in oil prices. Operating loss for the year before the foregoing expenditures and after  income tax was $7,983,000 (2014: Loss of $6,198,000). It should also be noted that gas sales revenues for the year reflect the anticipated  ramp‐up in sales from the Palm Valley gas field (contract sales began May 2015) and do not include the Take‐or‐Pay revenue associated with  the Dingo gas field ($2.2 million) which, under the terms of the Power and Water Corporation Gas Sales Agreement (PWC GSA), are payable  in January 2016 (refer Note 1(e)(i)).  Granted Petroleum Production and Retention Licences in which the Company has an interest.  Key results for the reporting period were:    Sales Volumes of 54,374 barrels of crude oil from Surprise (2014: 22,858 barrels) and 1,194 TJ of gas from Palm Valley  (2014:  278 TJ). This was the first full year of production for Central from both fields. Whilst the Dingo gas field development was completed  on 1 April 2014, the field is awaiting physical tie‐in by the customer before physical production can commence.    Sales Revenue of $10.3 million up 77 percent on the previous financial year reflecting increased production. An average oil price  of A$93 was realised during the year down from A$142 in the prior corresponding period. Realised gas prices remain consistent  with the prior year.   Research and Development refunds totaling $7.32 million were recognised as other income (2014: $1.20 million). The refunds  recorded during this period comprise $3.25 million in respect of the financial year ended 30 June 2014 and $4.07 million in respect  of the financial year ended 30 June 2015 which is recognised as a receivable at year end as it was received in September 2015.   Underlying loss1 of $15.64 million.  The statutory loss after tax was $27.73 million, up from a statutory loss of $10.86 million in the  previous  financial  year.    The  result  included  non‐cash  impairment  of  the  Surprise  oil  property  amounting  to  $5.42  million  and  impairment of previously capitalised exploration properties of $6.57 million caused primarily by the fall in oil prices.   Exploration expenditure of $7.66 million up from $4.66 million in the previous financial year reflecting increased drilling activities  in the Southern Georgina Basin.  1 Underlying loss after tax can be reconciled to statutory loss after tax as follows:  Statutory loss after tax  Add/(less):  Business combination transaction fees  Impairment of exploration assets  Impairment of oil producing properties  Impairment of real property  Underlying loss after tax  2015 $ million (27.73)  2014 $ million (10.86)  —  6.57  5.42  0.10  1.91  —  —  —  (15.64)  (8.95)  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 5                       DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Financial Review The Company continued its transformation from an exploration company to an exploration and production company during the year ended  30 June 2015.  The increased underlying loss is largely reflective of increased exploration expenditure during the year associated with drilling  activities in the Southern Georgina Basin in a joint venture with Total.  Key Metrics Net Sales Volumes  Oil (barrels)  Natural Gas (TJ)  Average realised oil price (A$ per barrel)  Sales revenue ($ million)  Underlying Loss1 ($ million)  Statutory loss (after tax)  Cash ($ million)  2015 2014 Year on Year Change 53,925  1,194  92.93  10.31  15.64  27.73  3.52  17,489  267  142.47  3.72  8.95  10.86  10.33  211%  347%  (35%)  177%  (75%)  (155%)  (66%)  Sales Volumes Sales volumes for both oil and gas increase substantially from 2014.  Surprise oil field: sales from the Surprise oil field increased by 211 percent from the prior year, reflecting its first full year of production.  The  low oil prices and the remoteness of the Company’s Surprise oil field has led to the decision to temporarily shut‐in oil production from this  field in August 2015 to allow the Company to assess the re‐charge potential of the field.  Should oil prices recover significantly in $A terms,  production can re‐commence after assessing the pressure build‐up.  Palm Valley gas field: sales under the Palm Valley GSA with Santos reflect its first full year of production (having been acquired by Central in  April 2014) and the anticipated ramp‐up in nominations through to May, from which point sales are anticipated to be consistent with the  1.71 PJ/year ongoing annual contract quantity. May 2015 was the first month in which sales reflected maximum daily contract quantities.  Dingo gas field: The PWC GSA (Power and Water Corporation Gas Sales Agreement) commenced on 1 April 2015, but is constrained awaiting  the customer’s physical tie‐in to the Dingo delivery point.  For the 3 month period following commencement of the GSA on 1 April 2015, a  total of 150 TJ was sold from the Palm Valley gas field, with a total of 361 TJs subject to Take‐or‐Pay arrangements.  In accordance with the  PWC GSA, revenue associated with Take‐or‐Pay during a calendar year is payable in January of the following year.  For the current period,  $2.2 million in Take‐or‐Pay revenue will become payable in January 2016 and has therefore not been recognised in this reporting period  (refer Note 1(e)(i)).    Commodity Prices In line with the decline in world crude oil prices, and partly offset by a lower Australian dollar, the average realised price per barrel of oil  declined 35 percent on the previous financial year.  In financial terms this represented a reduction in revenue of approximately $2.7 million  based on 2015 oil sales.   Gas prices under the Palm Valley GSA and the PWC GSA generally reflect long‐term fixed gas pricing structures with CPI related escalation,  and are therefore not impacted by recent weakness in global energy markets.      Other Income Research  and  Development  refunds  totaling  $7.32  million  were  recognised  as  income  (2014:  $1.20  million).  The  2015  income  included  refunds in respect of the financial year ended 30 June 2014 of $3.25 million and $4.07 million in respect of the financial year ended 30 June  2015 which is recognised as a receivable at year end as it was received in September 2015.  General and Administrative Expenses General and administrative expenses net of recoveries decreased from $2.52 million in fiscal year 2014 to $1.94 million in fiscal year 2015.   The decrease was a result of cost savings implemented in response to the lower oil prices and increased recoveries from both sole and joint  venture operations generated by increased activity.  6 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                     Financial Review (continued) Employee benefits and associated costs Employee costs increased to $5.02 million from $3.1 million in the previous financial year.  The increase reflects a full year of corporate, Palm  Valley and Dingo manpower.  EBITDAX The Statutory Loss after tax was $27.73 million, up from $10.86 million in the previous financial year.  The statutory loss was heavily impacted  by non‐cash impairment charges of $12.09 million and exploration expenditure of $7.66 million. The decrease in EBITDAX was primarily due  to higher research and development refunds of $6.13 million and lower business combination costs of $1.91 million.  These were partly offset  by lower oil prices.  Loss before interest, tax, depreciation, amortisation, impairment and exploration expense (EBITDAX1) decreased to $1.67 million, compared  to a loss of $8.45 million in the prior year.   1 A reconciliation of EBITDAX is shown below.  Statutory loss after tax  Add/(less):  Net interest  Income tax  Depreciation and amortisation  Impairment of assets  EBITDA  Exploration expense  EBITDAX  2015 $ million (27.73)  2014 $ million (10.86)  3.60  —  2.71  12.09  (9.33)  7.66  (1.67)  0.73  (4.11)  1.13  (13.11)  4.66  (8.45)  The resulting EBITDAX loss of $1.67 million reflects a period of substantial transition in Central’s operations. The operating and depreciation  costs for Palm Valley reflect its first full year of operations, however, gas sales were in a period of anticipated ramp‐up and did not achieve  full contracted volumes until May 2015. In addition, Dingo operating and depreciation costs commenced from 1 April 2015 even though  Take‐or‐Pay revenue of $2.2 million that was generated to 30 June 2015 was not recognised during the reporting period. This Take‐or‐Pay  revenue is payable in January 2016 and will be accounted for in the financial year ending 2016 (refer Note 1(e)(i)).  Cash At 30 June 2015 consolidated cash and cash equivalents available totaled $3,516,139 (2014: $10,330,474), including $261,827 (30 June 2014:  $1,590,386) held in joint venture. Available to the Company at 30 June 2015 was $2.7 million in undrawn debt facilty.  Capital Expenditure Capital expenditure of $20.85 million (2014: $46.1 million) relating largely to completion of the Dingo pipeline and gas processing facilities.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 7                             DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Financial Review (continued) Comparative Data The following table and discussion is a one year (and five year) comparative analysis of the Consolidated Entities’ key financial information.  The Statement of Financial Position information is as at 30 June each year and all other data is for the years then ended.  2015 $ million 2014 $ million 2013 $ million 2012 $ million 2011 $ million Financial Data  Operating revenue  Exploration expenditure  Loss after income tax  Equity issued during year  Property, plant and equipment  Borrowings  Net Assets (Total Equity)  Net Working Capital  Operating Data  Gas Sales (GJ)  Oil Sales (barrels)  10.31  7.66  27.73  5.56  58.58  (47.46)  23.15  (4.41)  3.72  4.66  10.86  24.97  46.27  (23.76)  43.07  2.78  1,194,153  53,925  267,328  17,489  No. of employees at 30 June  58  51  —  6.98  9.28  7.56  1.28  —  24.65  4.93  —  —  26  —  18.72  26.36  23.60  1.78  —  24.20  10.64  —  —  17  —  31.34  36.64  5.90  0.83  —  25.90  12.14  —  —  19  Risks Central was admitted to the ASX in 2006 and since that time has been exploring for and more recently producing oil and gas from onshore  central Australia.  By its nature exploration is an extremely high risk business. Most exploration activity, in particular seismic and drilling is conducted in joint  venture, thus enabling the joint venture participants to spread that risk, and reward.  The risks include, but are not limited to, land access risk, geological risk, drilling operations risk, safety and environment. In addition, as with  most businesses there is also market risk, product pricing risks and foreign exchange risk. Exploration is typically funded with risk capital.  Debt capital is normally only available for development activities such as facility and pipeline construction.    Over  the  past  year,  Central  has  substantially  increased  operating  activities,  notably  in  the  production  and  sale  of  oil  and  gas.  Central’s  operations have a significantly different risk profile compared to exploration. Central’s key operating risks include changes in operating costs,  changes  in  capital  maintenance  and  replacement  costs,  plant  availability  and  sub‐surface  extraction.  In  addition,  Central  is  exposed  to  changes in $A commodity prices with respect to crude oil sales which are benchmarked against $US international markets. The majority of  Central’s revenues, however, are generated by gas sales which effectively mitigates $A commodity price risk through the use of long‐term,  $A fixed price gas sales agreements with credit worthy customers.  8 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                           Financial Review (continued) Business Strategy Whilst Central has historically been a pure oil and gas exploration company, over the past 2 years Central has developed and successfully  pursued a strategy to gain critical mass in conventional gas production, including contracted gas sales and uncontracted gas reserves. This  strategy first crystalised through the acquisition of the Palm Valley and Dingo gas fields from Magellan in April 2014, marking Central’s entry  into commercial gas production. Over the financial year ending 30 June 2015, Central ramped up its contracted gas sales as scheduled for  the Palm Valley gas field and completed development of the Dingo gas field in 1 April 2015 on time and under budget.  Central’s business strategy was bolstered significantly on 1 September 2015 when Central completed the acquisition of 50 percent of the  Mereenie oil and gas field from Santos and became Operator for the Joint Venture.  The past 18 months have been a period of business  strategy implementation making Central a substantive domestic gas producer, with approximately 11 TJ/d contracted sales equity accounted  and growing uncontracted gas reserves from proven fields.  With Mereenie, Palm Valley and Dingo fields under our common Operatorship, Central is now in a unique position to participate (and actively  support) the North East Gas Interconnect (NEGI) pipeline connecting the Northern Territory to the eastern seaboard.  This project is driven  by clear fundamentals of a domestic gas shortfall on the East Coast and underexplored on‐shore gas potential in the Northern Territory.  In  linking  supply  and  demand,  Central’s  sound  business  strategy of  acquiring  gas  assets  and  uncontracted  reserves  in  advance of  the  NEGI  pipeline has positioned it to be a direct and substantive beneficiary.  Whilst the implementation of Central’s Business Strategy has been relatively swift, the aggressive and sustained downturn in oil prices has  served to justify our transition into gas starting 2 years ago.  The acquisition of Palm Valley, Dingo and now Mereenie have all been based on  existing gas contracts which are structured as long‐term fixed price, CPI escalation.  This provides a solid revenue stream going forward to  cover Central’s operating activities and debt financing arrangements secured on long term gas contracts that are not affected by oil price or  currency movements and therefore largely unaffected by turmoil in international oil or LNG markets.  Creating a market for our gas should materially re‐rate our significant under explored permits throughout the Amadeus, Southern Georgina,  Pedirka and Wiso Basins in Central Australia. Going forward, our portfolio now allows Central to generate critical free cash flow after debt  service which can be applied towards high growth and value adding activities, notably initially targeting growing high value conventional gas  reserves throughout our various exploration permits.  Granted Petroleum Licences and Application Interests  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 9                 DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Operations and Activities Palm Valley Gas Field (OL3) Northern Territory  (CTP — 100% Interest)  Background As a result of the acquisition of the Palm Valley gas field effective 1 April 2014, the Company commenced receiving revenue from gas sales.   This shifted Central from an explorer to a multi‐field producer on both oil and gas markets.  Performance Gas production for the period 1 July 2014 to 30 June 2015 was 1,247,593 GJ (1.2 PJ).  Palm Valley field also pre‐delivered 150 TJ of gas into the Dingo contract while purchaser worked to effect upgrades to their facilities.  Gas sales are per nominations received from the purchaser.  Palm Valley currently delivers approximately 5 TJ/day into the Northern Territory  domestic market.  1 Mereenie Oil converted at 5.816 GJ/BOE  2 Central had no ongoing production prior to April 2014  A review of the field performance was conducted, leading to an upgrade in outlook for gas production. Internationally recognised petroleum  consultants Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) estimated petroleum reserves and contingent resources as announced to the ASX  on 21 July 2015.  Two  exploration  targets  within  the  licence  area  have  benefited  from  review  of  existing  and  acquisition  of  additional  geological  and  geophysical data.  The Palm Valley Deep prospect has been firmed up with a drilling location selected. The objective is a test of the deeper Arumbera Sandstone  which is an established gas bearing reservoir in the Dingo gas field some 100 km eastwards. The target has a similar area to the producing  gas pool in the Pacoota Sandstone. The company sought regulatory permission from the Northern Territory Department of Mines and Energy  (DME) and Central Land Council (CLC) clearance to drill Palm Valley‐12.  The Palm Valley West lead has been updated with additional data collected from surface mapping. The initial results are positive, and the  company intends to conduct additional surveying.   10 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT       Dingo Gas Field (L7) and Dingo Pipeline (PL30) Northern Territory   (CTP — 100% Interest)  Background During the June 2014 Quarter the Northern Territory Government granted the Dingo Petroleum Production Licence (L7) to Central.  The  production licence was converted from the retention licence (RL2).  Subsequent to 30 June 2014, the Dingo Pipeline Licence (PL30) was awarded by the Northern Territory Department of Mines and Energy.  The Dingo Gas Field Development was funded under a $30 million tranche of the loan facility agreement with Macquarie Bank and comprised  construction of wellhead facilities, gathering pipelines, gas conditioning facilities, a 50 km gas pipeline to Brewer Estate in Alice Springs and  custody  transfer  metering  facilities  designed  to service  a  gas sale  contract  with  Power  and  Water  Corporation  of  the Northern  Territory  providing fuel to Owen Springs Power Station.  Performance Construction of the pipeline was completed using innovative construction practices to add efficiency and reduce environmental footprint.   Landowners, Traditional Owners and Environmentalists have reacted favorably to the project.  The strategic pipeline was a major milestone and signified the start of the Company being a significant player in the Northern Territory gas  market.  Central looks forward to playing an important role in inter‐connecting Central Australia to the Eastern seaboard gas network via the  North East Gas Interconnector (NEGI).  Dingo Gas processing plant during final commissioning early 2015.  Central conducted a review of geological and engineering data, leading to a belief in upside potential of the field. Internationally recognised  petroleum consultants Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) estimated petroleum reserves and supported an increase in contingent  resources as announced to the ASX on 21 July 2015.  Several structural leads were identified in the area immediately surrounding Dingo gas field, within EP 82 which is operated by Santos. These  could provide interesting incremental opportunities to Central’s 100 percent Dingo infrastructure. Further seismic is required to progress the  targets to drillable status.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 11                       DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Mereenie Oil and Gas Field (OL4 and OL5) Northern Territory  (CTP — 50% Interest, Santos — 50% Interest)  On 4 June 2015, CTP announced its acquisition of a 50 percent interest in the Mereenie oil and gas field under a farmout agreement with  Santos.   Background The Mereenie oil and gas field was discovered in 1963 by the exploration well, Mereenie‐1, which  was  drilled  on  the  crest  of  a  large  surface  expressed  anticline,  with  subsurface  field  area  up  to  ~25,000 acres, or 100 km2. Hydrocarbon‐saturated reservoirs of variable quality within the Stairway  and  Pacoota  formations  below  the  regional  Stokes  Siltstone  seal.  In  most  gas  bearing  reservoirs  there  is  a  gas  saturated  oil  rim.  The  gross  hydrocarbon  column  in  the  field  is  approximately  760 metres.  Gas production and export via pipeline to Darwin commenced in 1984, with flow rates increasing to  a peak of ~53 TJ/d in 2005 before declining for contractual reasons. During the seven years from  1990 a further 20 “oil” wells were drilled, adding to gas production capacity, followed by 6 dedicated  gas  wells  during  1999–2004,  and  4  oil  wells  since  2007.  Hydraulic  fracture  stimulation  was  successfully applied during the 1990s, but only eight wells were stimulated since then.  Following expiry of the long term gas contract in 2009, the operator undertook studies and then  acted in 2010 with the expansion of gas re‐injection to enhance oil recovery.  As of 2014 the field  was producing up to 1,000 bopd (oil, condensate) from 23 wells, selling ~5 TJ/d gas (1.8 PJ pa) and  reinjecting the balance into the oil reservoirs.   Gross production of 30 years to date is approximately 17 MMbbl oil, 258 PJ sales gas, and 1 MMbbl condensate.  With historical gas production of over 50 TJ/d, Mereenie can become a primary supplier of gas to the Eastern Seaboard via NEGI.  Performance In a transformational acquisition CTP assumed Operatorship of historic Mereenie Field on 1 September 2015.  CTP managed over 20 work  streams to successfully accomplish the handover.   Key activities in the assumption of operatorship included:       Job offers and acceptance by 15 current field employees.  Contracting all services to operate the field.  Re‐structure of Central Operations team to gain efficiency across all fields; Palm Valley, Dingo and Mereenie.  Securing of additional gas contracts.  Development of robust computer models to support reserve and production upgrades to underpin the NEGI pipeline.  12 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                         ATP909, ATP911 and ATP912 Southern Georgina Basin, Queensland  (CTP — 90% Interest, Total — 10% interest)  Farmout During  Stage  1  the  Joint  Venture  acquired  and  interpreted  974  km  2D  seismic,  which  enabled  the  selection  of  drilling  locations.    Two  exploration wells were drilled in second half of 2014.  Should Total continue and fulfil its funding obligations for Stages 2 and 3, it will earn equity in increments to a total of 68 percent in the  permits.  Central is operating the farmout areas for the first four years and after completion of Stage 3 Total will assume operatorship for 90 percent  of the area. Central will retain operatorship of the upstream activities on the remaining 10 percent of the area.  Drilling Whiteley-1 Well Drilling  commenced  on  20  July  2014  at  the  Whiteley‐1  unconventional  gas  exploration  well  in  ATP 912.  Whiteley‐1  was  the  first  of  a  programme  of  unconventional  gas  exploration  wells  operated  by  Central and drilled using Enerdrill Rig 2. The planned depth was 1,920 metres.  The well was drilled to around 1,150 metres where severe drilling losses caused a suspension of  drilling operations, pending the arrival of specialty equipment. The extent of fluids losses indicates  a porous and perhaps fractured reservoir, which is yet to be fully logged for evaluation.  Gaudi-1 Well Gaudi‐1 spudded on 14 September 2014 in ATP 909, reached total depth of 2,430 metres, and the  rig was released on 12 November 2015. Continuous coring operations retrieved 282 metres of core  from which desorption samples were taken. A comprehensive suite of wireline logs were acquired  in the well. Elevated gas readings recorded during drilling were confirmed by gas that desorbed  from the core over time.  Evaluation Data  collected  during  Stage  1  includes  laboratory  analyses  of  core  from  Gaudi‐1  and  of  core  taken  in  offset  wells,  and  is  substantially  complete. Analytical results have been integrated with interpreted logs and revised depth maps. This allows regional trend mapping using  geologic attributes porosity, thermal maturity, and total organic carbon (TOC) etc. These provide insight into the unconventional LAC shale  gas play, as well as new plays which have been revealed in the middle Cambrian succession.  The exploration targets in the joint venture’s permits are now expanded to include:  1. Shale and tight gas reservoirs within the Lower Arthur Creek Fm, as targeted by Gaudi‐1; and  2. A potential structurally controlled Hydrothermal Dolomite (HTD) play. Global analogues for this type of play are characterised by  the  highly  localised  creation  of  porosity  in  otherwise  tight  carbonates  by  the  movement  of  hot  geothermal  fluids  through  the  succession,  upwards  along  faults.  The  types  of  mineralisation  observed  in  the  Gaudi‐1  and  nearby  mineral  well  cores,  the  lost  circulation in Whiteley‐1, and anomalies observed on seismic all provide evidence for the possible presence of this play within the  joint venture’s permits.  The joint venture is considering various options to progress evaluation of these plays, and seeks additional play types and targets which may  exist in these large permits.  Future drilling plans Whiteley-1 well The joint venture is encouraged by the evaluation detailed above, and believes Whiteley‐1 may be ideally located, as estimated from various  geologic parameters.  An operational plan has been prepared to enable re‐entry of Whiteley‐1 so we may test the tight gas play, and several  secondary targets. The primary objectives are targeted to be fully cored and sampled for gas desorption and reservoir properties, in addition  to an extensive logging program.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 13         DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Southern Amadeus Basin Northern Territory  Various Permits, Retention Licences and Application Areas  (See Table on Page 89)  Santos Farmout Under a three stage farmout agreement, Santos funded exploration in Stage 1 by investing an initial $30 million, with options to invest a  further $60 million in Stage 2 and a further $60 million in Stage 3. In return Santos would earn rights to up to 70 percent of the area totaling  nearly 80,000 square kilometres. Santos assumed operatorship during exploration and in the event that they are developed. Central will  benefit from a free carry during the farmout period.  The Stage 1 seismic acquisition program acquired 1,587 km 2D seismic over 7 permits in the Southern Amadeus area, an additional 323 km  in the North Mereenie Block (EP 115NMB), and the drilling of an exploration well, Mt Kitty‐1.  Stage 1 activities concluded in June 2014.  The Mt Kitty‐1 well was re‐entered on 23 August 2014, and a comprehensive logging program was completed which confirmed that gas flows  reported did emanate from fractures in granitic basement. The well was suspended for possible later re‐entry. Isotope analysis of gas samples  confirmed the validity of previously announced helium contents up to 9 percent. This “fractured basement” discovery has opened up an  additional play type which forms a valid objective in future wells.   Central and Santos concurred that the prospectivity of the Southern Amadeus was confirmed by the results of Mt Kitty and the 1,587 km of  2D seismic acquired during Stage 1 of the farmout. As a result, Santos elected in July 2014 to proceed to Stage 2 of an amended Southern  Amadeus Joint Venture with Central, where 1,300 km 2D seismic will be acquired across areas of highest prospectivity, earning Santos a  40 percent participating interest in permits listed in the table below (the “Southern Amadeus Joint Venture”).   The joint venture’s exploration endeavours in this and surrounding permits will focus on maturing large sub‐salt leads to drillable status by  acquiring  further  seismic  in  Stage  2.  The  primary  reservoir  objective  is  the  Heavitree  Quartzite.  Secondary  reservoir  objectives  in  the  Neoproterozoic succession include fractured basement, the Pioneer Sst which is gas productive in the sub‐commercial Ooraminna field, and  the Areyonga Fm.  SOUTHERN AMADEUS AREA EP82  EP105  EP106  EP107  EP112  EP(A)147  TOTAL SANTOS PARTICIPATING INTEREST AFTER COMPLETION OF STAGE 1 25%  25%  25%  25%  25%  25%  TOTAL SANTOS PARTICIPATING INTEREST AFTER COMPLETION OF STAGE 2 40% (i.e. additional 15% earned)  40% (i.e. additional 15% earned)  40% (i.e. additional 15% earned)  40% (i.e. additional 15% earned)  40% (i.e. additional 15% earned)  40% (i.e. additional 15% earned)  EP 125 – Northern Territory (CTP — 30% Interest, Santos [Operator] — 70% interest)  Mt Kitty-1 Exploration Well The Mt Kitty “fractured basement” discovery has opened up an additional play type which forms a valid objective in future wells, in addition  to the large sub‐salt leads present across the wider area.  Uncertainties remain as to the size of the resource discovered in the Mt Kitty‐1 exploration well. Poorly constrained input parameters to  resource assessment include reservoir pressure which is an indication of column height, porosity and extent or connectivity of the fracture  system, as well as the source and exact gas composition. The available options to evaluate this large structure are to re‐enter Mt Kitty‐1 for  testing, or drill an oriented sidetrack to maximise intersection with observed fracturing, or drill additional wells on the structure.  Helium detected in the gas stream sells around $100/mcf (or nearly twenty times more valuable than natural gas), so the 9 percent helium  detected  in  the  gas  stream  is  significantly  more  valuable  than  methane.  The  gas‐in‐place  estimates  and  potential  well  performance  are  significant in determining the potential commerciality of the resource. Central has been evaluating the prospect of Helium extraction and  sales at the well head through relatively portable membrane technology. Early indications that even a relatively small field of Helium of this  quality can be quite economic.  14 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                         Surprise Oil Field (L6) Northern Territory   (CTP — 100% Interest)  Background In  February  2014  Central  was  offered  L6  for  the  Surprise  Oil  Field  Development.    This  was  the  first  Production  Licence  offered  in  onshore  Northern Territory since the passing of the Native Titles Act 1993 and was an  important milestone not only for Central but also for the Northern Territory  and the Traditional Owners.  Initial production and storage facilities were installed to allow production to  commence from the Surprise West well in March 2014.  The  installation  of  additional  storage  tanks  and  ancillary  equipment  was  completed early in the financial year.  Performance The Surprise West well produced approximately 77,232 barrels of oil since commencing production in March 2014 to 30 June 2015 of which  54,374 barrels were produced during the period 1 July 2014 to 30 June 2015.   The Surprise West well was a valuable cash‐flow contribution to the Company.  Currently the well is shut in due to low oil prices and to obtain  long term pressure data.  Exploration Application Areas, Northern Territory Amadeus, Pedirka and Wiso Basins — Various Areas (see Table on Page 89)  The Company continued to evaluate a number of these areas and has been working to gain Native Title clearance and secure the other  necessary approvals in advance of award of exploration permit status.  In the western Amadeus Basin a gravity survey was conducted by Geoscience Australia and Northern Territory Geologic Survey, in which  Central participated and sponsored a higher level of detailed surveying. The additional data has clearly delineated structural trends which  are anticipated to be prospective, and supports modeling to identify and prioritise areas of prospective sediments which are structurally  high. This will greatly assist efficient layout of seismic acquisition to define drillable targets.    Western Amadeus Basin, Residual  gravity, licenced and application  areas.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 15                                                                     DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Exploration Application Areas, Northern Territory (continued) In the Wiso Basin a gravity survey was conducted by Geoscience Australia and Northern Territory Geologic Survey in 2013, which has provided  Central  with  improved  detailed  of  structural  trends.  Interpretation  in  conjunction  with  magnetics  data  (see  image  below)  provides  an  excellent tool for planning of seismic acquisition.  Wiso Basin, Residual gravity, application areas.  Reserves Information Reserves and Resource Volumes for Gas (Units: PJ)1 Palm Valley3  Dingo3  Mereenie2  Total  1P 18.4  10.8  35.6  64.8  2P 24.6  34.6  122.9  182.1  3P —  —  152.3  152.3  1C —  —  46.0  46.0  2C —  —  144.0  144.0  3C —  —  261.0  261.0  1Reserves/Resources are 100% Gross (Field Level)  2Mereenie Reserves are from YE2014 Santos VOLTS Database  3Palm Valley & Dingo Reserves are from NSAI Report 13964 dated 30 June 2015  SIGNIFICANT CHANGES IN THE STATE OF AFFAIRS Significant changes in the state of affairs of the group during the financial year were as follows.  Contributed equity increased by $5,562,142 (from $155,223,040 to $160,785,182) as the result of a share placement. 20,000,000 fully paid  ordinary shares were issued on 2 October 2014 at an issue price of 30 cents per share. Details of the changes in contributed equity are  disclosed in Note 18(a) to the Financial Statements.  16 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                        EVENTS SINCE THE END OF THE FINANCIAL YEAR Acquisition of a Fifty Percent (50%) Interest in the Mereenie Oil and Gas Field On 1 September 2015 the consolidated entity acquired a 50 percent interest in the Mereenie oil and gas field in the Amadeus Basin, Northern  Territory from the Santos group.  The Company assumed operatorship of the field effective from that date.  A new joint venture will be  established.  The financial effects of this transaction have not been recognised at 30 June 2015 and the acquisition will be included in consolidated results  from 1 September 2015.  Purchase Consideration Cash paid  Deferred consideration  Free carry of Santos’ share of field appraisal and development  Total purchase consideration  $ 35,000,000  10,000,000  5,000,000  50,000,000  As part of the transaction the parties have agreed to a range of matters relating to other Southern Amadeus Basin exploration arrangements  between the parties. The fair values of the assets and liabilities as at the date of acquisition are yet to be determined.  Contingent Consideration Potential consideration as indicated above is payable if a final investment decision is made on the North East Gas Interconnector (NEGI)  and the Mereenie Joint Venture participants (or their related parties) enter into a gas transportation agreement with the NEGI project  owner within 3 years of the execution date.  The potential consideration comprises a $15 million payment and $55–75 million of sole funding work to prove up 15 PJ per annum over  10 years in excess of contracted gas for the purposes of transportation via the NEGI.  A bullet payment of 50 percent of the remaining  balance of the target of $65 million is payable if the required NEGI works are not completed within 3 years of the pre‐conditions being  satisfied.  The  potential  undiscounted  amount  of  all  future  payments  that  the  consolidated  entity  could  be  required  to  make  under  this  arrangement is between $0 and $47,500,000.  Debt Facility As part of the Mereenie acquisition, the Macquarie debt facility has been expanded to include a new Facility “D” of $40 million taking  the total facility limit to $90 million with a final maturity date of 30 September 2020.  The  existing  repayment  schedule  has  been  replaced  with  a  new  repayment  schedule.  Commencing  31  December  2015  the  principal  repayment (excluding interest accruing under the facility) is a set amount of $1 million per quarter payable at the end of each calendar  quarter with the balance of the facility due on the final maturity date.  Financial covenants under the revised facility:  • Current Ratio is at least 1:1  • Proved Developed Producing (PDP) Reserves Cover Ratio is greater than 1.3:1  • Trade creditors ageing over 90 days past the due date must not exceed $5 million.  Legal Matter Central Petroleum Limited has been allegedly served with litigation filed in the District Court of Harris County Texas, located in Houston,  Texas, in respect of a farm‐in deal negotiated between the Perth office of Total and Central Petroleum when it was headquartered in Perth.  Central Petroleum is disputing the Court’s jurisdiction.  Separately, internal investigations have concluded that there is no factual basis for  the alleged claim and the consolidated entity accordingly denies any liability.  The action will be vigorously defended.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 17                 DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 INFORMATION ON DIRECTORS Robert Hubbard FCA Independent Non‐Executive Director  Mr Hubbard was a partner with PricewaterhouseCoopers for 22 years specialising in audit, deals and valuation advice specialising in the  resources sector. He has highly developed financial skills and business experience including managing significant capital and growth agendas,  risk management, best practice corporate governance and valuations.   Mr Hubbard is a non‐executive Director of Bendigo and Adelaide Bank Limited as well as ASX and TSX listed Orocobre Limited. He is also a  non‐executive director of ASX listed Primary Health Care Limited. Within the last three years, he has not been a Director of any other listed  public company.  Andrew P Whittle BSc (Hons) Independent Non‐Executive Chairman  Mr Whittle has around 45 years of technical and managerial experience in the petroleum exploration and production industry with a focus  on South East Asia and Australia.  His experience includes over 21 years with several affiliates of Exxon Corporation in Australia, Singapore,  Malaysia, Canada and the US, finally in the position of geological manager of Esso Australia.  Thereafter, he was exploration manager for  5 years with GFE Resources Ltd, Australia.  He has over 15 years’ experience through PetroVal Australasian Pty Ltd, of which he was a founding  Director, in preparing independent technical reports and in evaluating exploration and production assets and providing valuations, and expert  opinions for a range of clients.  He was closely involved in the exploration that led to the identification and discovery of the Thylacine gas  field in the Otway Basin and in promoting Pexco into Indonesian deepwater exploration. He is also a member of the American Association of  Petroleum Geologists, and the Petroleum Exploration Society of Australia.  Mr Whittle stepped down as a Director of Malaysia listed Bumi Armada Sdn Bhd, a major offshore service company in June 2014, a role he  held since June 2011. He also stepped down as a non‐executive Director of ASX listed Bass Strait Oil Ltd during the year. Within the last three  years, he has not been a Director of any other listed public company.  Richard I Cottee BA, LLB (Hons) Managing Director and Chief Executive Officer  With a background in law and energy, Mr Cottee is a prominent figure in the Australian oil and gas industry having taken QGC from an early  stage explorer to a major unconventional gas supplier sold to BG Group for $5.7 billion.  Mr  Cottee  has  renowned  international  energy  experience  with  an  outstanding  reputation  for  driving  company  market  development.    A  lawyer, Mr Cottee has also served as the Director of marketing and sales for Cyprus Amax and then was named managing Director of England,  Wales, Scotland, Ireland and the Scandinavian and Norway regions for NRG Energy.  Previously he worked with Santos Oil and Gas.  He was  also chief executive officer of CS Energy Ltd, a Queensland Government owned electricity generator.  Mr Cottee was until April of this year a non‐executive chairman of Austin Exploration Limited and is a principal of Freestone Energy Partners  Pty Ltd (FEP). Within the last three years, he has not been a Director of any other listed public company.  Wrixon F Gasteen BE (Hons), MBA (Dist) Independent Non‐Executive Director ²  Mr Gasteen is a Director and co‐founder of Ikon Corporate (Singapore), established in 2007 to provide corporate advisory, capital raising and  management consulting services. Previously Mr Gasteen was chief executive officer of Hong Leong Asia (HLA) where he presided over the  transformation and rapid development of the company by both acquisition and organic growth, from a loss making South East Asian building  materials company with $300 million in annual sales to $2.2 billion in annual sales.  He was Director of Tasek Corporation (cement) (KLSE)  and also chairman and president of China Yuchai International (diesel engines) listed on the New York Stock Exchange (NYSE).  In March 2014 Mr Gasteen joined the board of ASX listed Sino Australia Oil & Gas as a non‐executive Director. Within the last three years,  Mr Gasteen has not been a Director of any other listed public company.  18 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT       INFORMATION ON DIRECTORS (continued) John Thomas (Tom) Wilson BSc (Zoology), MSc (Geology) Independent Non‐Executive Director  Mr Wilson began his career as a geologist with Shell Oil Company before joining Apache Corporation, where he held various management  positions  and  led  Apache’s  entry  into  international  markets.  Subsequent  to  Apache,  Mr  Wilson  served  as  president  of  Anderman  International,  which  developed  the  Chernogoskoye  Field  in  western  Siberia.   Mr   Wilson  joined  the  management  team  of  Yamal  Energy  Partners, which developed the South Tambay Field, possibly the first Russian‐led LNG project in the Russian Republic, which was later sold  to Gazprom.  Mr Wilson was appointed a Director of US based Magellan Petroleum Corporation in 2009 and the Company’s CEO in 2011. Within the last  three years, he has not been a Director of any other listed public company.  Prof. Peter S Moore BSc (Hons 1), MBA, PhD Independent Non‐Executive Director  Prof. Peter S Moore has over thirty years of experience in the oil and gas business. His career includes roles with the Geological Survey of  Western Australia, Delhi Petroleum Pty Ltd, the exploration operator of the Cooper Basin consortium in South Australia and Queensland at  the time, Esso Australia Ltd, Exxon Exploration Company in Houston and from 1998 until his retirement in 2013, with Woodside Energy Ltd.  At Woodside, Peter held various roles including most recently as Executive Vice President Exploration. In this capacity he was a member of  Woodside’s  Executive  Committee  and  Opportunities  Management  Committee, a leader  of  its  Crisis  Management  Team  and  Head of  the  Geoscience function across the company. He was also a Director of a number of Woodside’s subsidiary companies.  Prof. Moore is Chair of the Curtin Graduate School of Business Advisory Board, an Executive Director of ESWA (Earth Sciences WA), a Non‐  Executive Director of Carnarvon Petroleum Limited, and a Member of the Elsevier’s Oil & Gas Advisory Board. Within the last three years, he  has not been a Director of any other listed public company.  COMPANY SECRETARIES Daniel C M White LLB, BCom, LLM Mr White is an experienced oil & gas lawyer in corporate finance transactions, mergers and acquisitions, equity and debt capital raisings,  joint venture, farmout and partnering arrangements and dispute resolution. He has previously held senior international based positions with  Kuwait Energy Company and Clough Limited.  Joseph P Morfea FAIM, GAICD Mr Morfea has over 35 years of experience in the resource industry having held key financial positions with both Australian and international  based companies. He was previously the Chief Financial Officer of Magellan Petroleum Australia Pty Ltd, a wholly owned subsidiary of Denver  based Magellan Petroleum Corporation.  Prior to Magellan Mr Morfea worked for Santos Limited and Thiess Dampier Mitsui Coal Pty Ltd.  DIRECTORS’ MEETINGS The number of Directors’ meetings held where the Director was eligible to attend and the number of meetings attended by each of the  Directors of the Company during the financial year were:  Robert Hubbard  Andrew Whittle  Richard Cottee  Wrixon Gasteen  J. Thomas Wilson  Peter Moore   William Dunmore  Michael Herrington  Full Meeting of Directors Audit Committee Remuneration Committee Nominations Committee Eligible 7  7  7  7  7  7  3  3  Attended 7  7  7  7  4  7  2  3  Eligible 2  2  —  2  —  —  —  —  Attended 2  2  —  2  —  —  —  —  Eligible 3  3  —  —  —  3  —  —  Attended 3  3  —  —  —  3  —  —  Eligible —  1  1  —  —  1  —  —  Attended —  1  1  —  —  1  —  —  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 19 DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 REALISED REMUNERATION OF DIRECTORS AND KEY MANAGEMENT PERSONNEL FOR THE 2015 YEAR The Directors consider the remuneration information contained within the tables presented in the statutory remuneration report (pages 22  to 34) may give a distorted view of the true remuneration realised by the Directors and key management personnel for the 2015 Year.  This is a voluntary disclosure and has been included to assist shareholders in forming an understanding of the cash and other benefits actually  received by Directors and key management personnel.  Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore2  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  Salary / fees $ 102,667  27,083  67,500  72,000  58,500  72,000  Non-monetary benefits1 $ 10,799  —  11,999  —  —  —  Superannuation contributions $ 9,753  —  —  6,840  —  6,840  Amount $ 123,219  27,083  79,499  78,840  58,500  78,840  Sub‐total  399,750  22,798  23,433  445,981  Executive Directors & Key Management Personnel Richard Cottee3  Michael Herrington2  Daniel White  Bruce Elsholz4  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  Salary / fees $ 581,784  512,259  411,575  160,171  358,095  337,352  340,000  Non-monetary benefits1 $ 20,319  12,494  1,826  1,694  1,694  1,694  —  Superannuation contributions $ 5,985  36,572  30,000  22,556  27,780  32,048  32,300  Amount $ 608,088  561,325  443,401  184,421  387,569  371,094  372,300  Sub‐total  2,701,236  39,721  187,241  2,928,198  Total Remuneration  3,100,986  62,519  210,674  3,374,179  Percentage of TRP % Value of LTI Grant that Vested $ 100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%  —  —  —  —  —  —  —  Percentage of TRP % Value of LTI Grant that Vested $ Actual Total Remuneration Package (TRP) $ 123,219  27,083  79,499  78,840  58,500  78,840  445,981  Actual Total Remuneration Package (TRP) $ 608,088  561,325  443,401  184,421  387,569  373,094  374,700  —  —  —  —  —  2,000  2,400  4,400  2,932,598  4,400  3,378,579  100%  100%  100%  100%  100%  99%  99%  100%  100%  1.Fringe benefits  2 Retired as Director 26 November 2014  3 Mr Cottee’s services were provided by Freestone Energy Partners (FEP) up to 29 June 2015 when he became a full time employee. Mr Cottee has a 50% beneficial equity interest.  4 Resigned 30 November 2014  ENVIRONMENTAL REGULATION The Consolidated Entity is subject to significant environmental regulation with regard to its exploration activities.  The Consolidated Entity aims to ensure the appropriate standard of environmental care is achieved, and in doing so, that it is aware of and  is in compliance with all environmental legislation. The Directors of the Company and the Consolidated Entity are not aware of any breach  of environmental legislation for the year under review.  INSURANCE OF DIRECTORS AND OFFICERS During the financial year, the Group paid premiums to insure Directors and Officers of the Group. The contracts include a prohibition on  disclosure of the premium paid and nature of the liabilities covered under the policy.  NUMBER OF EMPLOYEES The Company had 56 employees at 30 June 2015 (51 at 30 June 2014).  20 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT           NON-AUDIT SERVICES During the year the Company engaged the auditor, PricewaterhouseCoopers (PwC) on assignments additional to their statutory audit duties  where the auditor’s expertise and experience with the Company and/or the Consolidated Entity was important.  Details of amounts paid or payable to the auditor (PwC) for non‐audit services provided during the year are set out below.  The board of Directors is satisfied that the provision of the non‐audit services is compatible with the general standard of independence for  auditors imposed by the Corporations Act 2001. The Directors are satisfied that the provision of non‐audit services by the auditor, as set out  below,  did  not  compromise  the  auditor  independence  requirements  of  the  Corporations  Act  2001  and  did  not  compromise  the  general  principles relating to auditor independence in accordance with APES 110 Code of Ethics for Professional Accountants set by the Accounting  Professional and Ethical Standards Board.  PwC Australian firm:  (i)  Taxation services  Income Tax compliance  Excise consulting    Other tax related services  (ii)  Other services  Corporate advisory – due diligence   Remuneration benchmarking    Other employee related services  Total remuneration for non‐audit services  AUDITOR’S INDEPENDENCE CONSOLIDATED 2015 $  8,500  48,957  68,354  125,811  22,000  —  6,698  28,698  154,509  2014 $  16,311  —  65,955  82,266  181,607  10,000  —  191,607  273,873  A copy of the Auditor’s Independence Declaration as required under section 307C of the Corporations Act 2001 is set out on page 35.  STAFF AND MANAGEMENT The  Directors  wish  to  acknowledge  the  contributions  made  by  the  Company’s  staff  and  management.  The  skills  and  dedication  of  all  of  Central’s personnel both in the field and at Head Office are greatly appreciated. Of special note are the contributions made to the Company’s  operations by Mr Robert Liddle and the other traditional owners who are part of the Central work force.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 21                                                                                             DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 REMUNERATION REPORT (AUDITED) This remuneration report for the year ended 30 June 2015 outlines the remuneration arrangements of the Group in accordance with the  requirements of the Corporations Act 2001 (Cth), as amended (the Act). This information has been audited as required by section 308(3C)  of the Act.  The remuneration report is presented under the following sections:  A  B  C  D  E  F  G  H  I  Directors and Key Management Personnel (KMP)  Remuneration Overview  Remuneration Policy  Remuneration Consultants  Long Term Incentive Plan (LTIP)  Short Term Incentive Plan (STIP)  Remuneration Details  Executive Service Agreements  Non‐Executive Director Fee Arrangements  A. Directors and Key Management Personnel The Directors and key management personnel of the Consolidated Entity during the year and up to signing date of the annual report were:  Directors Robert Hubbard  Andrew Whittle  Richard Cottee  Wrixon Gasteen  J. Thomas Wilson  Peter Moore  Michael Herrington  William Dunmore  Non‐Executive Chairman  Non –Executive Director  Managing Director and Chief Executive Officer  Non‐Executive Director  Non‐Executive Director  Non‐Executive Director  Executive Director and Chief Operating Officer  Non‐Executive Director  Other Key Management Personnel Leon Devaney  Michael Herrington  Daniel White  Michael Bucknill  Robert Willink  Bruce Elsholz  Chief Financial Officer  Chief Operating Officer  Group General Counsel and Company Secretary  General Manager Exploration  Exploration Advisor  Chief Financial Officer and Company Secretary  B. Remuneration Overview Retired as Director, effective 26 November 2014  Retired, effective 26 November 2014  Appointed, effective 31 October 2014  Resigned, effective 31 October 2014  Central Petroleum’s remuneration strategy is designed to attract, motivate and retain high performing individuals and is linked to the Group’s  objectives to build long‐term shareholder value. In doing so, Central adopts a pay for performance culture which is balanced by a fair and  equitable approach to the retention and motivation of its team. The remuneration strategy incorporates the following metrics:  a) Measuring Central’s achievement of its targets and performance against its peers.  b) Peer company comparative indicators such as market capitalisation, size, complexity of operations and market developments.  c) Adjusting to remuneration best practice.  d) Market movements and its impact on the alignment of internal relativities.  e) Linking internal strategies for the achievement of improved shareholder value.  22 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                     B. Remuneration Overview (continued) In the previous remuneration review cycle during 2014 the Board engaged PricewaterhouseCoopers to provide guidance on current industry  practice for remunerating senior executives, and RMBN Pty Ltd to carry out a review of the proposed STIP and LTIP plans. The implementation  of these Plans met key fundamentals that focused on creating strong linkages between shareholder value as measured by shareholder returns  (Absolute and Relative total shareholder returns).  A detail overview of the LTIP and STIP plans that were implemented for the period starting  1 July 2014 can be found at section D and E of this report.  Australia is in the midst of a significant contraction in the resource sector as commodity prices remain at multi‐year lows and the outlook for  most  commodity  markets  remains  clouded  due  to  concerns  over  global  growth.  Since  October  2014,  the  energy  sector  has  been  under  increasing financial pressure, largely due to the collapse in oil prices as well as gas pricing linked to oil.  This has had a profound impact on all  energy sector participants. In respect of this market dynamic, the CEO positioned the Company’s focus on restoring value for shareholders  by reducing costs, driving operational efficiency and prudently managing capital and targeting non‐oil linked gas pricing.  With the significant contraction in the resource sector specifically with the downturn in the global oil prices and corresponding loss of value  in the market, Central Petroleum undertook the suspension of its 2014 pay reviews and STIP payments:  Suspended Pay  No pay rises were awarded except where appropriate on account of a change in position or other extenuating  circumstance  Suspended STIP  The Company’s Short Term Incentive Plan was scheduled for payment in the fourth quarter of fiscal year 2015,  however, the Board with the full support of the CEO exercised its discretion to reduce and suspend its payment  to the fourth quarter of calendar year 2015.  Nil LTIP VESTING  There were no awards that vested under the new Long Term Incentive Plan with it coming into its second year  of implementation.  C. Remuneration Policy The remuneration policy of the Company is to pay its Directors and executives amounts in line with employment market conditions relevant  to the oil and gas exploration industry. Accordingly, the Company has revamped its remuneration practices and in particular its short term  and long term incentive plans with a particular focus on creating strong linkages between shareholder value as measured by shareholder  returns and executive remuneration. Consequently the major component of executive incentives will be the Long Term Incentive Plan (LTIP)  rather than the Short Term Incentive Plan (STIP). These changes are effective from 1 July 2014.  D. Remuneration Consultants For each annual remuneration review cycle, the Remuneration Committee considers whether to appoint a remuneration consultant and, if  so, their scope of work. In this period the Remuneration Committee did not engage a remuneration consultant.  The performance of the Company depends upon the quality of its Directors and executives and the Company strives to attract, motivate and  retain highly qualified and skilled management.  Salaries and Directors fees are reviewed at least annually to ensure they remain competitive  with the market.  For periods up to and ending on 30 June 2015 the remuneration of Directors and executives consisted of the following key elements:  Non‐Executive Directors:  1. Fees including statutory superannuation; and  2. No further participation in short or long term incentive schemes. Whilst some of the current non‐executive Directors benefit from  options issued in accordance with shareholder approval in 2012 no further issues have been made and it is not intended that non‐ executive Directors will participate in either the LTIP or STIP in the future.  Executives including executive Directors:  1. Annual salary and non‐monetary benefits including statutory superannuation;  2. Participation in a Short Term Incentive Plan;  3. Participation in an Long Term Incentive Plan (Performance Rights  scheme); and  4. There is no guaranteed base pay increases included in any executive’s contract.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 23                               DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 E. Long Term Incentive Plan (LTIP) In its 2014 annual report CTP announced that from 1 July 2014 it would change its remuneration practices and in particular the structure of  its short term incentive plan and LTIP in line with market conditions relevant to the oil and gas exploration industry.  The LTIP will be a major component of executive incentives and in developing the LTIP the board of CTP has focused on creating strong  linkages between shareholder value as measured by shareholder returns and executive remuneration.  Consequently vesting conditions have  been divided equally between relative shareholder return and absolute shareholder return.  In doing this the board have identified that it is  not sufficient for CTP to perform above its peer group for executives to receive their maximum entitlement to share rights but also to achieve  levels of absolute share price growth that would be considered as superior returns.  For example for the absolute share price vesting condition  to be met the CTP share price must increase by at least 25 percent per annum for three years, compound growth of 95 percent.  Key terms and vesting conditions  On  26  November  2014  shareholders  approved  the  Company  to  implement  a  share  based  LTIP  to  incentivise  eligible  employees  (Non‐ Executive Directors are not eligible to participate in the LTIP). The delivery instrument is performance rights, effective for years commencing  1 July 2014 onwards.  The maximum number of performance rights vested in any year is determined by measuring CTP’s share price performance over that year  compared to a peer group of companies (relative measure) and compared to its absolute share price movement over a 3 year cycle.  The  following  table  details  the  Vesting  Percentage  (The  percentage  of  Share  Rights  which  will  vest  as  determined  by  the  Performance  Conditions):  HURDLE DEFINITION Absolute TSR1 growth  (50% weighting)  Company's Absolute TSR calculated as at Vesting Date. This looks  to align Eligible Employee’s rewards to shareholder superior  returns   Relative TSR – E&P2   (50% weighting)  Company's TSR relative to a specific group of E&P companies  (determined by Board within its discretion) calculated as at  Vesting Date.   HURDLE BANDING Company’s Absolute TSR  over 3 years  Below 10% pa  10% to <15% pa  15% to <20% pa  20% to <25% pa  25% pa plus  VESTING PERCENTAGE Share Rights Vesting  0%  25%  50%  75%  100%  Company’s Relative TSR  Share Rights Vesting Below 51st percentile  51st percentile  52nd to 75th percentile  76th percentile and above  0%  50%  51% to 99%  100%  1 Total shareholder return (i.e. growth in share price plus dividends reinvested)  2 Exploration and Production  For  the  purposes  of  determining  the  maximum  number  of  Unvested  Share  Rights  available  for  vesting  the  Company  will  calculate  the  Company’s Absolute TSR (Total Shareholder Return as measured by an independent Company chosen by the Board) and Relative TSR effective  as at the Vesting Date in accordance with the above table to determine the relative hurdle band and Vesting Percentage met. The Unvested  Share Rights for the applicable hurdle met for the Performance Period are then multiplied by the Vesting Percentage achieved for that hurdle  to determine the total number of Unvested Share Rights vested to become Share Rights on the Vesting Date which may then be exercised in  accordance with the ERP Rules.   Subject to the vesting of Unvested Share Rights on the Vesting Date, the Unvested Share Rights vest at the rate of one Share Right for one  Unvested Share Right.   The personal and corporate key performance indicators and other targets for the Managing Director and other employees are reviewed at  least annually to ensure they remain relevant and appropriate. These may be varied to ensure alignment of executive performance and  achievement consistent with the Company’s goals and objectives.  24 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                               E. Long Term Incentive Plan (LTIP) Employees must be employed by the Company at the end of the Performance Period in order for the Performance Rights to vest. The number  of shares that vest is a function of the employee’s base salary, their LTIP percentage, and the 20 Trading Days – daily volume  weighted  average sale price of Company Shares sold on the ASX ending on the Trading Day prior to 30 June.  If the Company is subject to a Change of Control Event, all Unvested Share Rights will immediately vest at 100 percent to become Share  Rights, with all and any Performance Criteria being waived immediately.  Details of the LTIP Plan’s Key Terms can be viewed on the Company’s website at www.centralpetroleum.com.au.  This LTIP provides coverage for various levels of Eligible Employees which include:  a) b) c) d) e) The Managing Director who is principally responsible for achievement of the CTP strategy may receive an LTIP Percentage up to  50 percent, subject to shareholder approval.  EMT (Executive Management Team) Eligible Employees are those in roles which influence and drive the strategic direction of the  Company’s business. EMT Eligible Employees receive an LTIP Percentage up to 30 percent;  Eligible Employees who are Senior Managers’ that are charged with one or more defined functions, departments or outcomes.  They are more likely to be involved in a balance of strategic and operational aspects of management. Some decision‐making at  this level would require approval from the Executive Management Team. These Eligible Employees receive an LTIP Percentage up  to 20 percent;  Eligible Employees who are not part of the EMT and are in roles which are focused on the key drivers of the operational parts of  the Company’s business. These Eligible Employees receive an LTIP Percentage up to 10 percent; and  All other Eligible Employees’ are integral to the success of the Company obtaining its goals and objectives may participate in  Central Petroleum $1,000.00 Exempt Plan.  Conditions of the Central Petroleum $1,000.00 Exempt Plan include:  1. 2. Share Rights can only be dealt with the earlier of 3 years or on termination of employment; and   No performance conditions apply.  With the effective date of 1 July 2014 onwards, all eligible employees subscribed to the new Long Term Incentive Plan, and in doing so waived  their eligibility rights to participate in the incentive Options scheme.  F. Short Term Incentive Plan (STIP) From  1  July  2014  a  performance  based  plan  comprising  a  matrix  of  Corporate,  Departmental  and  Individual  Key  Performance  Indicators  (KPI’s) for all eligible employees was implemented. The Company’s Board of Directors determine the maximum amount of KPI achievable in  any year (normally expressed as a percentage of base salary).  Achieving the maximum is contingent upon all of the KPI’s in the matrix being  met at the 100 percent level. The KPI’s are reviewed at the beginning of each year and adjusted where necessary to reflect Central’s strategic  direction.  Consistent  with  the  Directors  focus  on  appreciation  in  shareholder  value  as  the  major  form  of  incentive,  STIP  payments  were  limited to a maximum of 10 percent of base salary in 2014/15.  Key terms and conditions The  2014/2015  STIP  has  been  holistically  designed  to  recognise  and  reward  individual  effort  through  connecting  Individual  KPI’s,  Departmental KPI’s and Corporate KPI’s. These groups of KPI’s are intrinsically linked and start by cascading from the Corporate KPI’s, to the  Departmental KPI’s and then onto Individual KPI’s. Individual KPI’s drive the success of achieving Departmental KPI’s which are in turn aimed  at effecting the desired outcome to be reached in the Corporate KPI’s.   It is the responsibility of the Board to set the strategic direction priorities and objectives of the Company. The existence of this STIP does not  amend or take away that responsibility and as such the results of the STIP form part of the Board’s deliberation in its decision on the bonus  recommendation to be awarded.  The Managing Director approves KPI’s after consultation with the Board. These KPI’s can change having regard to aligning employees with  the Company’s strategic direction, the practice in the marketplace and any other factors which the Board deems relevant. Neither the Board  nor the Company guarantee any payment from the STIP nor do they guarantee any performance level of the Company in future years. If  there is a change as a result of this, employees participating in the STIP will be notified.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 25           DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 F. Short Term Incentive Plan (STIP) KPI CATEGORY Corporate KPI's  Safety & Environment  Departmental KPI's   Individual KPI's   PERCENT ALLOCATION OF STIP Executive All Other Employees 30%  10%  40%  20%  30%  10%  30%  30%  1. 2. 3. Corporate KPI’s represent an overall 30 percent of the STIP, and Safety & Environment represents 10 percent of the STIP.  Departmental KPI’s represent a spread of 40 percent for the Executive and 30 percent for all other employees.  Individual KPI’s represent a spread of 20percent for the Executive and 30 percent for all other employees.  The  2014/2015  Plan  Year  STIP  percentage  allocation  is  a  maximum  of  up  to  10  percent  of  the  employees  Base  Salary.  The  maximum  is  contingent upon all of the KPI’s being met at 100 percent in the STIP. This will form the basis of the recommendation to the Board who will  decide the amount. This percentage will be annually reviewed by the Board through the Remuneration Committee.   At the Board’s discretion a combination of cash & Company securities, or cash or Company securities may be paid as the benefit in the  2014/2015 Plan Year STIP.  Corporate KPI’s included:  OBJECTIVE WEIGHTING 100% 75% 50% Supply gas from Dingo through pipeline  Complete 2014‐2015 SGJV work  program within JV approved AFE  amounts (in the aggregate)  Incremental sales contracts in  following year revenue  No Breach regarding Traditional Owner  cultural heritage  Training & Employment of Traditional  Owners  35%  20%  35%  5%  5%  By: 01/02/2015  By: 01/04/2015  By: 11/06/2015  At 90% or less of the  aggregate amount  Within 100% of the  aggregate amount  Under 110% of the  aggregate amount  $10 million  $7 million  $5 million  Zero  1 which has been remedied  Default  Two (2) trained  Two (2) employed  Two (2) trained  One (1) employed  Two (2) trained  OBJECTIVE WEIGHTING Safety: No Lost Time Injuries (LTI)  Environment: No breach regarding  reportable environmental incidents   5%  5%  100% Zero  Zero  75% 1 of less than 2 days  50% Default  The Departmental KPI’s vary from one department to the next, however, all are equally important to achieve in the pursuit of achieving  100 percent of the Corporate KPI’s which are re‐set annually.  Individual KPI’s are linked to the Departmental KPI’s and as such provides significant relevance to the role that the employee is employed for  in each department.  Participation in this STIP, or the provision of any Company security, does not form part of the participating employee's remuneration for the  purposes of determining payments in lieu of notice of termination of employment, severance payments, leave entitlements, or any other  compensation payable to a participating employee upon the termination of employment (unless the Board otherwise determines).  Incentive Option Schemes On 9 April 2015, under the Company’s 2012 Share Option Plan for Directors and Employees, there were 5,288,843 unlisted options issued to  employees at various exercisable prices on or before 15 November 2017. The issue was for the performance period ending 30 June 2014.  26 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                               G. Remuneration Details Details of the remuneration of the Directors and the key management personnel of Central Petroleum Limited and the Consolidated Entity  are set out in the following tables. Details of realised remuneration appear on page 20.  Table 1: Remuneration of Directors and Key Management Personnel  SHORT-TERM POST-EMPLOYMENT LONG-TERM BENEFITS Salary / fees $ Non-monetary benefits1 $ Superannuation contributions $ Termination Benefits $ LSL $ SHARE-BASED PAYMENTS (At Risk) Options & Rights4 $ Value of Options as Proportion of Remuneration % Total $ Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore2  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  Sub‐total  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  102,667  101,666  27,083  94,476  67,500  75,000  72,000  40,265  58,500  16,250  72,000  16,042  10,799  11,707  —  —  11,999  13,008  —  —  —  —  —  —  399,750  343,699  22,798  24,715  9,753  9,404  —  —  —  —  6,840  3,724  —  —  6,840  1,484  23,433  14,612  Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee3  Michael Herrington2  Daniel White  Bruce Elsholz5  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  Sub‐total  Total Remuneration  1  Represents fringe benefits tax.   2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  561,976  580,005  506,102  587,995  397,106  432,155  120,520  303,726  361,706  311,241  330,641  321,663  349,810  340,236  20,319  —  12,494  11,707  1,826  —  1,694  —  1,694  —  1,694  —  —  —  5,985  22,945  36,572  33,068  30,000  26,693  22,556  27,689  27,780  29.180  32,048  27,651  32,300  29,116  2015  2,627,861  39,721  187,241  2014  2,877,021  11,707  196,341  2015  3,027,611  2014  3,220,720  62,519  36,421  210,674  210,954  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  12,398 7,536 9,214 6,298 10,972 10,014 2,212 7,520 6,830 3,837 4,260 2,560 4,553 2,816 99,124  118,392  —  —  110,138  131,547  —  —  —  —  —  209,262  249,939  222,343  241,169  27,083  94,476  189,637  219,555  78,840  43,989  58,500  16,250  78,840  17,526  655,243  632,965  1,887,313  1,887,313  2,487,991  2,497,799  91,152  118,392  (8,373)  3,733  (11,768)  2,622  (5,165)  2,576  (5,271)  2,000  (6,877)  2,400  655,534  757,460  431,531  472,595  135,214  341,557  392,845  346,834  363,372  353,874  379,786  374,568  50,439 1,941,011  4,846,273  40,581 2,019,036  5,144,687  50,439 40,581 2,150,273  5,501,516  2,268,975  5,777,652  45%  49%  0%  0%  58%  60%  0%  0%  0%  0%  0%  0%  32%  39%  75%  76%  14%  16%  0%  1%  0%  1%  0%  1%  0%  1%  0%  1%  40%  39%  39%  39%  2  Mr Dunmore and Mr Herrington retired as a directors 26 November 2014.  3  Freestone Energy Partners Pty Ltd (FEP) have provided the services of Richard Cottee on the basis of a secondment up to 29 June 2015.  As such compensation was made to FEP in line with Richard Cottee’s  service  agreement shown on page 33.  Richard Cottee has a 50% beneficial equity interest in FEP.  4  The valuation date for options issued to FEP was 19 July 2012 and to directors was 29 November 2012. Negative amounts represent revisions to estimates and/or cancelled and forfeited options.  5  Mr Elsholz resigned from employment on 30 November 2014.  The fair values of options granted during 2015 were independently valued. The values are calculated at the dates of grant using a Binomial  valuation model.  The values are allocated to each reporting period evenly over the period from grant date to vesting date. The fair values of  deferred share rights granted during 2015 were also independently valued. The values are calculated at the date of grant using a Black Scholes  valuation model with Monte Carlo simulations and a hypothetical comparator group to assess relative total shareholder return.  The values  are allocated to each reporting period evenly over the period from grant date to vesting date.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 27             DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 G. Remuneration Details (continued) The values disclosed for 2015 are the portions of the fair values applicable to and recognised in this reporting period.  The following factors  and assumptions were used in determining the fair value of options at grant date:  GRANT DATE EXPIRY DATE FAIR VALUE PER OPTION EXERCISE PRICE 1 Jul 14  11 Nov 15  9 Apr 15  9 Apr 15  9 Apr 15  15 Nov 17  15 Nov 17  15 Nov 17  $0.0200  $0.0033  $0.0062  $0.0067  $0.400  $0.475  $0.450  $0.400  PRICE OF SHARES AT GRANT DATE $0.320  $0.125  $0.125  $0.125  ESTIMATED VOLATILITY 45% to 65%  55% to 75%  55% to 75%  55% to 75%  RISK FREE INTEREST RATE DIVIDEND YIELD 2.54%  1.74%  1.74%  1.74%  The values disclosed for 2014 are the portions of the fair values applicable to and recognised in this reporting period.  The following factors  and assumptions were used in determining the fair value of options at grant date:  GRANT DATE EXPIRY DATE FAIR VALUE PER OPTION EXERCISE PRICE 10 Jul 13  15 Nov 15  28 Nov 13  15 Nov 17  $0.0471  $0.0450  $0.451  $0.475  PRICE OF SHARES AT GRANT DATE $0.631  $0.320  ESTIMATED VOLATILITY 60% to 90%  45% to 65%  RISK FREE INTEREST RATE 2.73%  2.69%  DIVIDEND YIELD Table 2: Share Based Compensation – Options Granted and Vested during the Year  NUMBER OF OPTION GRANTED GRANT DATE AVERAGE FAIR VALUE AT GRANT DATE AVERAGE EXERCISE PRICE PER OPTION EXPIRY DATE NUMBER OF OPTIONS VESTED PROPORTION OF OPTIONS VESTED Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore1  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  Executive Directors and Other Key Management Richard Cottee  Michael Herrington1,3  Daniel White  Bruce Elsholz2  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2015  2014  2015  2015  2014  —  —  —  1,800,000  450,000  733,334  370,500  570,000  504,000  560,000  100,000  330,000  —  120,000  330,000  —  —  —  —  28 Nov 13  9 Apr 15  10 Jul 13  9 Apr 15  10 Jul3 13  9 Apr 15  10 Jul 13  01 Jul 14  9 Apr 15  —  17 Jul 14  9 Apr 15  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  $0.0820  $0.0062  $0.0580  $0.0062  $0.0580  $0.0062  $0.0580  $0.0200  $0.0067  —  $0.0200  $0.0067  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  $0.475  $0.450  $0.450  $0.450  $0.450  $0.450  $0.450  $0.400  $0.400  —  $0.400  $0.400  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  15 Nov 17  15 Nov 17  15 Nov 15  15 Nov 17  15 Nov 15  15 Nov 17  15 Nov 15  15 Nov 15  15 Nov 17  —  15 Nov 15  15 Nov 17  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  733,334  —  570,000  —  560,000  100,000  —  —  120,000  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  100%  —  100%  —  100%  100%  —  —  100%  —  —  1 Mr Dunmore and Mr Herrington retired as a directors 26 November 2014.  2  Mr Elsholz resigned from employment on 30 November 2014. Options were awarded in respect of prior service periods.  3. During 2015, Mr Herrington had 450,000 options cancelled out of the 1,800,000 options granted in the prior year.  28 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                         Executive Directors and Other Key Management Personnel G. Remuneration Details (continued) Table 3: Options Granted as Part of Remuneration  VALUE OF OPTIONS GRANTED DURING THE YEAR $ VALUE OF OPTIONS LAPSED/ CANCELLED DURING THE YEAR $ REMUNERATION CONSISTING OF OPTIONS FOR THE YEAR % 2015 Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore1  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  Richard Cottee  Michael Herrington  Bruce Elsholz2  Daniel White  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2014 Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  VALUE OF OPTIONS GRANTED DURING THE YEAR $ VALUE OF OPTIONS LAPSED DURING THE YEAR $ REMUNERATION CONSISTING OF OPTIONS FOR THE YEAR % —  —  —  —  —  —  —  —  2,297  2,790  3,125  4,211  4,611  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (2,655)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (55,928)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  18  9  8  9  —  —  Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington  Bruce Elsholz  Daniel White  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  1 Retired effective 26 November 2014  2 Resigned effective 30 November 2014  —  148,500  33,060  42,534  32,480  —  —  No other options were exercised during either year, and no shares were issued on exercise of compensation options.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 29                           DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 G. Remuneration Details (continued) Table 4: Shareholdings of Key Management Personnel  HELD AT BEGINNING OF YEAR HELD AT DATE OF APPOINTMENT ON MARKET PURCHASE RECEIVED ON EXERCISE OF OPTIONS NET CHANGE OTHER HELD AT DATE OF DEPARTURE HELD AT END OF YEAR Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  133,680  133,680  183,743  183,743  97,000  104,000  64,100  N/A  —  N/A  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  64,100  N/A  —  —  —  102,364  —  —  —  55,900  —  —  —  —  —  Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Bruce Elsholz1  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  208,683  208,683  200,000  200,000  288,000  288,000  —  —  110,000  110,000  31,000  —  —  —  1 Resigned effective 30 November 2014  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  31,000  N/A  —  227,700  —  50,000  —  —  —  —  —  100,000  —  25,000  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (7,000)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  N/A  183,743  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  236,044  133,680  —  183,743  97,000  97,000  120,000  64,100  —  —  —  —  436,383  208,683  250,000  200,000  288,000  288,000  N/A  —  210,000  110,000  56,000  31,000  —  —  30 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT           G. Remuneration Details (continued) Table 5: Option Holdings of Key Management Personnel  HELD AT BEGINNING OF YEAR OPTIONS EXERCISED GRANTED AS REMUNERATION NET CHANGE OTHER HELD AT DATE OF DEPARTURE HELD AT END OF YEAR Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore1  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  900,000  900,000  —  280,000  1,000,000  1,000,000  —  N/A  —  N/A  —  N/A  — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Bruce Elsholz  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  34,584,407  34,584,407  2,700,000  900,000  1,643,334  929,200  1,170,000  600,000  560,000  —  —  N/A  —  N/A  1 Retired, effective 26 November 2014.  — — — — — — — — — — — — — — — — — 1,800,000 450,000 733,334 370,500 570,000 504,000 560,000 430,000 — 450,000 — —  —  —  (280,000)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (450,000)  —  (600,000)  (19,200)  (400,000)  —  —  —  —  —  —  —  900,000  N/A  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  1,140,500  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  900,000 900,000 N/A — 1,000,000 1,000,000 — — — — — — 34,584,407 34,584,407 2,250,000 2,700,000 1,493,334 1,643,334 N/A1 1,170,000 1,064,000 560,000 430,000 — 450,000 — The vesting profile for options held at the end of the year was as follows:  HOLDINGS AT END OF YEAR VESTED DURING THE YEAR EXERCISABLE AT END OF YEAR Non-Executive Directors Andrew Whittle  Wrixon Gasteen  2015  2014  2015  2014  900,000  900,000  1,000,000  1,000,000  Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Bruce Elsholz  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  34,584,407  34,584,407  2,250,000  2,700,000  1,183,333  1,643,334  N/A  1,170,000  1,064,000  560,000  430,000  —  450,000  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  100,000  —  120,000  —  300,000  300,000  333,333  333,333  9,683,634  9,683,634  300,000  300,000  733,333  1,643,334  N/A  1,170,000  560,000  560,000  100,000  —  120,000  —  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 31             DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 G. Remuneration Details (continued) For each grant of options included in the tables 1 to 5 above, the percentage of the grant that was vested and the percentage that was  forfeited because the person did not meet the performance or service criteria are set out below.  The options vest over a range of time  frames provided the vesting conditions are met.  No options will vest if the conditions are not satisfied (refer page 26), hence the minimum  value of the option yet to vest is nil.  The maximum value of the options yet to vest has been determined as the amount of the grant date  fair value of the options that is yet to be expensed.  SHARE BASED COMPENSAION BENEFITS (OPTIONS) NAME Year Granted Andrew Whittle  William Dunmore  Wrixon Gasteen  Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2013  2009  2008  2013  2013  2014  2013  2015  2014  2013  2010  2015  2014  2015  2015  Vested % 33  100  100  33  28  —  33  —  100  100  100  —  100  23  27  Forfeited % —  —  —  —  —  25  —  —  —  —  —  —  —  —  —  Financial Years in which Options may Vest 2014 to 2017  —  —  2014 to 2017  2014 to 2017  2015 to 2017  2014 to 2017  2015 to 2017  —  —  —  2015 to 2017  —  2015 to 2017  2015 to 2017  Maximum Value of Grant yet to Vest $ 66,252  —  —  73,613  3,094,211  3,140  66,252  1,175  —  —  —  1,316  —  1,106  1,106  Deferred Share Holdings of Key Management Personnel Under the group’s Employee Rights Plan, eligible employees may receive rights to deferred shares of Central Petroleum Limited.  The rights  are granted in respect of a plan year which commences 1 July each year.  The share rights remain unvested until the end of the performance  period which is three years commencing from the start of each plan year.  Eligible employee must still be in the employment of Central  Petroleum Limited as at the vesting date for the rights to vest.  Final vesting percentages are determined by a combination of performance hurdles in respect of a combination of absolute total shareholder  return and relative total shareholder return compared to a specific group of Exploration & Production companies as determined by the Board.    The number of rights to be granted to eligible employees is determined based on the maximum long term incentive amount applicable for  each employee, being either a fixed dollar amount or a percentage of the employee’s base salary, divided by the volume weighted average  share price (VWAP) at the start of the plan year.   The maximum number of rights to ordinary shares in the Company under the long term incentive plan held during the financial year by other  key management personnel of the consolidated entity, including their personally related parties, are set out below:  Table 6: Deferred Share Holdings of Key Management Personnel  NUMBER OF RIGHTS HELD AT START OF YEAR MAXIMUM NUMBER GRANTED AS COMPENSATION CANCELLED DURING THE YEAR CONVERTED TO SHARES NUMBER OF RIGHTS HELD AT END OF YEAR (UNVESTED) Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  — — — — 330,000 — 278,571 — 274,285 — 262,286 — — — — — — — — — — — — — —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  — — — — 330,000 — 278,571 — 274,285 — 262,286 — 32 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT         H. Executive Service Agreements The details of service agreements of the key management personnel of the Consolidated Entity are as follows:  Richard Cottee, Managing Director and Chief Executive Officer  The term of the agreement expires 29 June 2018.   Mr Cottee’s base salary is presently $574,162 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  6  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Mike Herrington, Executive Director and Chief Operating Officer   The term of the current agreement expires 28 January 2016.  Extension term of the current agreement expires 29 January 2019   Mr Herrington’s base salary is presently $465,000 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary  is reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  3  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Leon Devaney, Chief Financial Officer   The term of the agreement expires 15 November 2015.  Extension term of the current agreement expires 16 November 2018   Mr Devaney’s base salary is presently $391,500 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  3  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Daniel White, Group General Counsel and Company Secretary  The term of the agreement expires 29 November 2017.   Mr White’s base salary is presently $385,000 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  3  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Michael Bucknill, General Manager, Exploration  The term of the agreement expires 30 June 2017.   Mr Bucknill’s base salary is presently $320,000 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  3  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Robbert Willink, Exploration Advisor  The term of the agreement expires 30 June 2017.   Mr Willink’s base salary is presently $340,000 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   In  order  to  terminate  employment,  a  3  month  period  of  notice  is  required  by  either  party,  except  in  certain  exceptional  circumstances (such as breach or gross misconduct) where a shorter time applies.  Bruce Elsholz, Chief Financial Officer  The term of the agreement expires 30 August 2017.   Mr Elsholz’s base salary is presently $315,000 per annum. In addition, superannuation at 9.5 percent is applicable. The salary is  reviewed annually.   Mr Elsholz resigned his position of Company Secretary effective 25 August 2014 and resigned from Central on 30 November 2014.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 33       DIRECTORS’ REPORT  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 I. Non-Executive Director Fee Arrangements The Company has engaged all Directors pursuant to written service agreements. The terms of appointment are subject to the Company’s  Constitution.  The  Company  maintains  an  appropriate  level  of  Directors’  and  Officers’  Liability  Insurance  and  provide  rights  relating  to  indemnity, insurance, and access to documents.   The table below summarises the Non‐Executive Director fees for 2015.  BOARD FEES (PER ANNUM) Chairman  Non‐Executive Director  COMMITTEE FEES (PER ANNUM) Audit & Risk  Remuneration  Nomination  Chair  Member  Chair  Member  Chair  Member  $95,000.00  $65,000.00  $10,000.00  $5,000.00  $10,000.00  $5,000.00  $10,000.00  $5,000.00  The Directors also receive superannuation benefits except for Messrs. Gasteen, and Wilson, who reside outside of Australia.  Signed in accordance with a resolution of the Directors:  Richard Cottee  Managing Director  Brisbane   23 September 2015   34 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT               Auditor’s Independence Declaration As lead auditor for the audit of Central Petroleum Limited for the year ended 30 June 2015, I declare that to the best of my knowledge and belief, there have been: a) no contraventions of the auditor independence requirements of the Corporations Act 2001 in relation to the audit; and b) no contraventions of any applicable code of professional conduct in relation to the audit. This declaration is in respect of Central Petroleum Limited and the entities it controlled during the period. Michael Shewan Partner PricewaterhouseCoopers Brisbane 23 September 2015 PricewaterhouseCoopers, ABN 52 780 433 757 Riverside Centre, 123 Eagle Street, BRISBANE QLD 4000, GPO Box 150, BRISBANE QLD 4001 T: +61 7 3257 5000, F: +61 7 3257 5999, www.pwc.com.au Liability limited by a scheme approved under Professional Standards Legislation. 35 CORPORATE GOVERNANCE STATEMENT  Central  Petroleum  Limited  and  the  Board  are  committed  to  achieving  and  demonstrating  high  standards  of  corporate  governance.    The  Company has reviewed its corporate governance practices against the Corporate Governance Principles and Recommendations (3rd edition)  published by the ASX Corporate Governance Council.   The 2015 Corporate Governance Statement is dated as at 30 June 2015 and reflects the corporate governance practices in place throughout  the  2015  financial  year.  The  Company’s  Corporate  Governance  Statement  undergoes  periodic  review  by  the  Board.  A  description  of  the  Group’s  current  corporate  governance  practices  is  set  out  in  the  Group’s  Corporate  Governance  Statement  which  can  be  viewed  at  www.centralpetroleum.com.au/about/corporate‐governance/. 36 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT         FINANCIAL REPORT CONTENTS Financial Statements  Consolidated Statement of Profit or Loss and Other Comprehensive Income ................... 38  Consolidated Statement of Financial Position .................................................................... 39  Consolidated Statement of Changes in Equity .................................................................... 40  Consolidated Statement of Cash Flows .............................................................................. 41  Notes to the Consolidated Financial Statements ............................................................................... 42  Directors’ Declaration ......................................................................................................................... 84  Independent Auditor’s Report to the Members ................................................................................ 85  ASX Additional Information ................................................................................................................ 87  Interests in Petroleum Permits and Pipeline Licences ....................................................................... 89  These Financial Statements are the consolidated financial statements of the Consolidated Entity consisting of Central Petroleum Limited  and its subsidiaries.  The Financial Statements are presented in Australian currency.  Central Petroleum Limited is a company limited by shares, incorporated and domiciled in Australia.  Its registered office and principal place  of business is:  Level 32, 400 George Street  Brisbane, Queensland 4000  A description of the nature of the consolidated entity’s operations and its principal activities is included in the review of operations and  activities which forms part of the directors’ report on pages 4 to 21.  These pages are not part of these financial statements.  The financial statements were authorised for issue by the directors on 23 September 2015.  The directors have the power to amend and  reissue the financial statements.  Through the use of the internet we have ensured that our corporate reporting is timely and complete.  Press releases, financial reports and  other information are available via the links on our website: www.centralpetroleum.com.au    2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 37             CONSOLIDATED STATEMENT OF PROFIT OR LOSS AND OTHER  COMPREHENSIVE INCOME  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Operating revenue  Cost of sales  Gross profit  Other income  Share based employment benefits  General and administrative expenses  Business combination transaction fees  Depreciation & amortisation  Employee benefits and associated costs  Exploration expenditure   Finance costs  Impairment expense  Loss before income tax  Income tax credit  Loss for the year  Other comprehensive loss for the year, net of tax  NOTE 2015 $ 2014 $ 22(a)  22(b)  22(c)  2  30(d)  3  3 & 22(d) 3  4  20  10,313,266    (10,117,038)    3,718,102    (3,016,494)   196,228    701,608    7,480,298    (2,246,683)    (1,938,425)    —    (2,707,589)    (5,018,180)    (7,655,931)    (3,748,714)    (12,092,042)  1,530,668    (2,818,231)   (2,517,230)   (1,914,004)   (1,127,155)   (3,120,279)   (4,659,886)   (1,040,975)   —   (27,731,038)    (14,965,484)   —    4,107,498    (27,731,038)    (10,857,986)   —    —   Total comprehensive loss for the year   (27,731,038)    (10,857,986)   Total comprehensive loss attributable to members of the parent  entity  (27,731,038)    (10,857,986)   Basic and diluted loss per share (cents)  21  (7.63)   (3.42)   The accompanying notes form part of these financial statements.  38 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                 CONSOLIDATED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION  AS AT 30 JUNE 2015 NOTE 2015 $ 2014 $ ASSETS  Current assets  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Inventories  Assets held for sale  Total current assets  Non‐current assets  Property, plant and equipment  Exploration assets  Intangible assets  Other financial assets  Goodwill  Total non‐current assets  Total assets  LIABILITIES  Current liabilities  Trade and other payables  Interest‐bearing liabilities  Provisions  Total Current liabilities  Non‐current liabilities  Interest‐bearing liabilities  Provisions  Total non‐current liabilities  Total liabilities  Net assets  EQUITY  Contributed equity  Reserves  Accumulated losses  Total equity  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  16  17  3,516,139    5,869,332    2,136,673    1,755,736    10,330,474    2,953,300    1,940,983    1,000,000    13,277,880    16,224,757    58,577,415    8,898,767    12,052    2,075,733    3,906,270    46,266,152    16,869,693    19,521    2,423,185    3,906,270    73,470,237    69,484,821    86,748,117  85,709,578  7,707,897    7,921,129    2,060,330    10,476,308    255,760    2,716,068    17,689,356    13,448,136    39,536,722  6,375,539  23,761,593  5,431,136  45,912,261  29,192,729  63,601,617  42,640,865  23,146,500  43,068,713  18  19  20  160,785,182  16,695,379  (154,334,061)  155,223,040  14,448,696  (126,603,023) 23,146,500  43,068,713  The accompanying notes form part of these financial statements.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 39                                                                                                                                                   CONSOLIDATED STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 CONTRIBUTED EQUITY RESERVES ACCUMULATED LOSSES $ TOTAL $ Total equity at 1 July 2013  130,258,022  10,132,939  (115,745,037)  24,645,924  Total loss for the year  Other comprehensive loss  Total comprehensive loss for the year —  —  —  —  —  —  (10,857,986)  —  (10,857,986)    —  (10,857,986)  (10,857,986)    Transactions with owners in their  capacity as owners  Share based payments  Options issued for financing  Share and option issues  Share issue costs  —  —  25,614,373  (649,355)  24,965,018  2,818,231  1,497,526  —  —  4,315,757  —  —  —  —  —  2,818,231  1,497,526  25,614,373  (649,355)  29,280,775  Balance at 30 June 2014  155,223,040  14,448,696  (126,603,023)  43,068,713  Total loss for the year  Other comprehensive loss  Total comprehensive loss for the year —  —  —  —  —  —  (27,731,038)  —  (27,731,038)    —  (27,731,038)  (27,731,038)    Transactions with owners in their  capacity as owners  Share based payments  Options issued for financing  Share and option issues  Share issue costs  —  —  6,000,000  (437,858)  2,246,683  —  —  5,562,142  2,246,683  —  —  —  —  —  2,246,683  —  6,000,000  (437,858)  7,808,825  Balance at 30 June 2015  160,785,182  16,695,379  (154,334,061)  23,146,500  The accompanying notes form part of these financial statements.  40 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                       CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOW  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 Cash flows from operating activities  Receipts from customers  Interest received  Other income  Interest & borrowing costs  Payments to suppliers and employees (inclusive of GST)  NOTE 2015 $ 2014 $ 10,980,363    143,396    3,420,536    (286,761)    (24,857,867)    2,105,060    406,273    7,931,000    (375,000)   (9,589,572)   Net cash (outflow)/inflow from operating activities  26  (10,600,333)    477,761    Cash flows from investing activities  Payments for property, plant and equipment  Payments for exploration assets  Payments to acquire subsidiary  Payment of business combinations transaction fees  Proceeds from sale of property, plant and equipment  Redemption / (Acquisition) of security deposits and bonds  (21,776,201)    —    —    —    960,000  345,352    (3,344,271)   —    (20,595,871)   (1,914,004)   —  (566,466)   Net cash inflow/(outflow) from investing activities  (20,470,849)    (26,420,612)   Cash flows from financing activities  Proceeds from the issue of shares and options  Proceeds from borrowings  Repayment of borrowings  Net cash inflow from financing activities  5,562,142    19,000,000    (305,295)  9,965,018    25,000,000    —  24,256,847    34,965,018    Net (decrease)/increase in cash and cash equivalents  (6,814,335)  9,022,167  Cash and cash equivalents at the beginning of the financial year  10,330,474  1,308,307  Cash and cash equivalents at the end of the financial year  Non‐cash financing and investing activities  3,516,139  10,330,474  6  27  The accompanying notes form part of these financial statements.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 41                                                                                                                   NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES The principal accounting policies adopted in the preparation of these consolidated financial statements are set out below.  These policies  have been consistently applied to all the years presented, unless otherwise stated.  The financial statements are for the consolidated entity  consisting of Central Petroleum Limited (“the Company”) and its subsidiaries (collectively “the Group” or “Consolidated Entity”).  (a) Basis of Preparation These general purpose financial statements have been prepared in accordance with Australian Accounting Standards and Interpretations of  the Australian Accounting Standards Board and the Corporations Act 2001.  Central Petroleum Limited is a for‐profit entity for the purpose  of preparing the financial statements.  (i) Going Concern The consolidated financial statements of the Group have been prepared on a going concern basis, which contemplates continuity of business  activities and realisation of assets and the settlement of liabilities in the ordinary course of business.  For the year ended 30 June 2015 the  Group incurred a loss before tax of $27,731,038 (2014: $14,965,484), net cash outflow from operating activities of $10,600,333 (2014: inflow  of  $477,761)  and  as  of  that  date,  the  Group’s  current  liabilities  exceeded  its  current  assets  by  $4,411,476  (2014:  net  current  assets  of  $2,776,621).  These results are consistent with our exploration, appraisal and development activities and also reflect a ramp‐up phase in the  Palm Valley gas field and completion of the Dingo gas field.    As at 30 June 2015 the Group had cash assets including joint arrangement balances amounting to $3,516,139. The Group continually monitors  its cash flow requirements to ensure that it has sufficient funds to meet its contractual commitments and adjusts its spending, particularly  with respect to discretionary exploration activity and corporate overhead, accordingly.    Over the next 12 months, additional funds will be required as existing cash balances, combined with expected cash inflows from the Group’s  production operations, are not expected to be sufficient by themselves to fund the Mereenie acquisition commitments (notably $15 million  comprising a free‐carry work program for Santos ($5 million) and a deferred acquisition payment ($10 million) due in June 2016).  The  primary  focus  for  the  Group’s  required  funding  above  is  via  new  supportable  debt  generated  by  new  gas  sales  agreements  (GSA’s)  connected with the North East Gas Interconnector (NEGI) pipeline.  To this end, Central has entered into two non‐binding letters of agreement  for the sale of gas subject to the NEGI pipeline Final Investment Decision (FID), both from major gas purchasers on the east coast.    Given the significant installed capacity already invested at Mereenie, further GSA’s via the NEGI indicate that sufficient debt capital could be  raised  beyond  required  project  costs  to  fund  the  future  Mereenie  acquisition  commitments  whilst  still  maintaining  very  commercially  acceptable debt service coverage ratios.  Given the Group’s existing GSA’s are all long‐term fixed‐price CPI escalated contracts, and future  NEGI related GSA’s are expected to have a similar pricing construct, utilising debt capital is considered by the Group to be cost efficient (low  interest rates) and appropriate in a capital structuring sense.  Central’s existing banker, Macquarie Bank Ltd, has provided a letter of support  for expanding Central’s existing $90 million debt facility to cover required development costs and up to a further $15 million to specifically  cover  any  remaining  Mereenie  acquisition  costs.    Such  increased  debt  funding  would  be  subject  to  sufficient  gas  sales  agreements,  Macquarie’s receipt of all internal approvals, and the usual and customary conditions precedent to the provision of finance to Central.  In addition to NEGI related GSA debt capital, the Group has several other alternative sources of funding it is actively considering and will  select the one which is most aligned with creating shareholder value at the time.  The two most notable include a sell down of a partial  interest in Central’s existing producing assets (Mereenie, Palm Valley and Dingo) or approaching the equity markets for a capital raising.   Alternatively a combination of the above could be implemented depending on the prevailing economic and market conditions. Further to  these  sources  of  funding,  if  required,  the  Company  has  access  to  an  Equity  Line  of  Credit  (ELOC)  Facility  of  $10  million  with  Long  State  Investment Limited (LSI), the terms of which are set out in Note 18(g).  If additional funding does not materialise at the appropriate time and for the appropriate amounts then there is a material uncertainty that  may cast significant doubt on whether the Group will continue as a going concern and, therefore, whether it will realise its assets and settle  its liabilities and commitments in the normal course of business and at the amounts stated in the financial report.  The Directors believe that the Group will be successful in sourcing funds when required and will meet its debts and commitments as they fall  due and, accordingly, have prepared the financial statements on a going concern basis.   The directors, therefore, are of the opinion that no  asset  is  likely  to  be  realised  for  an  amount  less  than  the  amount  it  is  recorded  in  the  financial  report  at  30  June  2015.  Accordingly  no  adjustments  have  been  made  to  the  financial  report  relating  to  the  recoverability  and  classification  of  the  asset  carrying  amounts  and  classification of liabilities that might be necessary should the Group not continue as a going concern.  42 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                   NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (ii) Compliance with IFRS The consolidated financial statements of the Central Petroleum Limited Group also comply with International Financial Reporting Standards  (IFRS) as issued by the International Accounting Standards Board (IASB).  (iii) Early Adoption of Standards The Group has not applied any pronouncements to the annual reporting period beginning on 1 July 2014 where such application would result  in them being applied prior to them becoming mandatory.  (iv) Historical Cost Convention These financial statements have been prepared under the historical cost convention.  (v) Critical Accounting Judgements and Key Sources of Estimate Uncertainty In the application of the Group’s accounting policies, management is required to make judgements, estimates and assumptions regarding  carrying  values  of  assets  and  liabilities  that  are  not  readily  apparent  from  other  sources.    The  estimates  and  assumptions  are  based  on  historical experience and various other factors that are believed to be reasonable under the circumstances, the results of which form the  basis of making the judgements.  Actual results may differ from these estimates.  Key judgements in applying the entity’s accounting policies  are required in the following areas:  Rehabilitation The Group recognises any obligations for removal and restoration that are incurred during a particular period as a consequence of having  undertaken exploration and evaluation activity.  The Group makes provision for future restoration expenditure relating to work previously  undertaken based on management’s estimation of the work required.  Share-based Payments The Group is required to use assumptions in respect of their fair value models, and the variable elements in these models, used in determining  share based payments.  The directors have used a model to value options, which requires estimates and judgements to quantify the inputs  used by the model.  Impairment of Capitalised Exploration and Evaluation Expenditure The future recoverability of capitalised exploration and evaluation expenditure is dependent on a number of factors, including whether the  Group decides to exploit the lease itself or, if not, whether it successfully recovers the related exploration and evaluation expenditure through  sale. Factors that impact recoverability may include, but are not limited to, the level of resources and reserves, the cost of production, legal  changes and commodity price changes.  Acquisition expenditure is capitalised if activities in the area of interest have not yet reached a stage  that permits a reasonable assessment of the existence or otherwise of economically recoverable reserves.  To the extent that the capitalised  acquisition expenditure is determined not to be recoverable in  future, profits and net assets will be reduced in the period in which this  determination is made.  Impairment of Other Non-financial Assets Other non‐financial assets, including property, plant and equipment and goodwill are tested for impairment annually or whenever events or  changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. For the purposes of assessing impairment, assets are  grouped at the lowest levels for which there are separately identifiable cash inflows which are largely independent of the cash inflows from  other assets or groups of assets (cash‐generating units).   The Group is required to use assumptions in respect of future commodity prices,  foreign exchange rates, interest rates and operating costs in determining expected future cash flows from operations.  Taxation The Group’s accounting policy for taxation requires management’s judgement in relation to the types of arrangements considered to be a tax on  income in contrast to an operating cost.  Judgement is also made in assessing whether deferred tax assets and certain deferred tax liabilities are  recognised on the Consolidated Statement of Financial Position.  Deferred tax assets, including those arising from un‐recouped tax losses, capital  losses, and temporary differences arising from the Petroleum Resource Rent Tax (Imposition – General) Act 2011, are recognised only where it  is considered more likely than not they will be recovered, which is dependent on the generation of sufficient future taxable profits.  Judgements are also required about the application of income tax legislation. These judgements and assumptions are subject to risk and  uncertainty, hence there is a possibility changes in circumstances will alter expectation, which may impact the amount of deferred tax assets  and deferred tax liabilities recognised on the Consolidated Statement of Financial Position and the amount of other tax losses and temporary  differences not yet recognised.  In such circumstances, some or all of the carrying amounts of recognised deferred tax assets and liabilities  may require adjustment, resulting in a corresponding credit or charge to the Consolidated Statement of Comprehensive Income.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 43   NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (b) Principles of Consolidation (i) Subsidiaries The consolidated financial statements incorporate the assets and liabilities of all subsidiaries of Central Petroleum Limited (“Company” or  “Parent Entity”) as at 30 June and the results of all subsidiaries for the year then ended.  Central Petroleum Limited and its subsidiaries  together are referred to in this financial report as the Group or the Consolidated Entity.  Subsidiaries are all entities (including structured entities) over which the group has control. The group controls an entity when the group is  exposed to, or has rights to, variable returns from its involvement with the entity and has the ability to affect those returns through its power  to direct the activities of the entity. Subsidiaries are fully consolidated from the date on which control is transferred to the group.   They are deconsolidated from the date that control ceases. The acquisition method is used to account for business combinations by the  Group.  Intercompany transactions, balances and unrealised gains on transactions between Group companies are eliminated.  Unrealised losses are  also eliminated unless the transaction provides evidence of the impairment of the asset transferred.  Accounting policies of subsidiaries have  been changed where necessary to ensure consistency with the policies adopted by the Group.  Non‐controlling interests (if applicable) in the results and equity of subsidiaries are shown separately in the statement of comprehensive  income, statement of changes in equity and statement of financial position respectively.  (ii) Joint Arrangements Under  AASB  11  Joint  Arrangements  investments  in  joint  arrangements  are  classified  as  either  joint  operations  or  joint  ventures.  The  classification depends on the contractual rights and obligations of each investor, rather than the legal structure of the joint arrangement.  (iii) Joint Operations The Group recognises its direct right to the assets, liabilities, revenues and expenses of joint operations and its share of any jointly held or  incurred assets, liabilities, revenues and expenses. These have been incorporated in the financial statements under the appropriate headings.  Details of the joint operation are set out in Note 32.  (c) Segment Reporting Operating segments are reported in a manner consistent with the internal reporting provided to the chief operating decision maker. The  chief operating decision maker, who is responsible for allocating resources and assessing performance of the operating segments, has been  identified as the Executive Management Team.  (d) Foreign Currency Translation Functional and Presentation Currency (i) Items  included  in  the  financial  statements  of  each  of  the  Group’s  entities  are  measured  using  the  currency  of  the  primary  economic  environment in which the entity operates (the “functional currency”).  The consolidated financial statements are presented in Australian  dollars, which is Central Petroleum Limited’s functional currency and presentation currency.  (ii) Transactions and Balances Foreign currency transactions are translated into the functional currency using the exchange rates prevailing at the dates of the transactions.   Foreign exchange gains and losses resulting from the settlement of such transactions and from the translation at year end exchange rates of  monetary assets and liabilities denominated in foreign currencies are recognised in profit or loss, except when they are deferred in equity as  qualifying cash flow hedges and qualifying net investment hedges or are attributable to part of the net investment in a foreign operation.  44 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT         NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (e) Revenue Recognition Revenue  is  recognised  and  measured  at  the  fair  value  of  the  consideration  received  or  receivable  to  the  extent  it  is  probable  that  the  economic benefits will flow to the Group and the revenue can be reliably measured. The following specific recognition criteria must also be  met before revenue is recognised:   (i) Sale of Oil and Gas Revenue is recognised when the significant risks and rewards of ownership of the product have passed to the buyer and the amount of  revenue can be measured reliably. Risks and rewards are considered to have passed to the buyer at the time of delivery of the product to  the customer.  Revenue from take or pay contracts is recognised in earnings when the product is taken by the customer or their right to take  product expires.  It is recorded as unearned revenue when it has not been taken and a right to take it in future still exists.  (ii) Interest Income Interest revenue is recognised on a time proportionate basis that takes into account the effective yield on the financial assets.  (f) Government Grants Grants from the government, including research and development concessions, are recognised at their fair value where there is a reasonable  assurance that the grant or refund will be received and the Group has or will comply with any conditions attaching to the grant or refund.  Research and development grants are recognised as other income in the profit and loss where they relate to exploration expenditure which  has been expensed in the profit and loss.  (g) Income Tax The income tax expense or revenue for the period is the tax payable on the current period’s taxable income based on the applicable income  tax rate adjusted by changes in deferred tax assets and liabilities attributable to temporary differences and to unused tax losses.  The current income tax charge is calculated on the basis of the tax laws enacted or substantially enacted at the end of the reporting period  in the countries where entities in the Group generate taxable income.  Deferred tax is provided in full, using the liability method, on temporary differences arising between the tax bases of assets and liabilities  and their carrying amounts in the consolidated financial statements.  Deferred tax liabilities are not recognised if they arise from the initial  recognition of goodwill.  Deferred tax is also not accounted for if it arises from initial recognition of an asset or liability in a transaction other  than a business combination that at the time of the transaction affects neither accounting nor taxable profit or loss.  Deferred income tax is  determined using tax rates (and laws) that have been enacted or substantially enacted by the end of the reporting period and are expected  to apply when the related deferred income tax asset is realised or the deferred income tax liability is settled.  Deferred  tax  assets  are  recognised  for  deductible  temporary  differences  and  unused  tax  losses  only  if  it  is  probable  that  future  taxable  amounts will be available to utilise those temporary differences and losses.  Deferred tax liabilities and assets are not recognised for temporary differences between the carrying amount and tax bases of investments  in foreign operations where the Group is able to control the timing of the reversal of the temporary differences and it is probable that the  differences will not reverse in the foreseeable future.  Deferred tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right to offset current tax assets and liabilities and when the  deferred tax balances relate to the same taxation authority.  Current tax assets and tax liabilities are offset where the entity has a legally  enforceable right to offset and intends either to settle on a net basis, or to realise the asset and settle the liability simultaneously.  Central  Petroleum  Limited  and  its  wholly‐owned  Australian  controlled  entities  have  implemented  the  tax  consolidation  legislation.    As  a  consequence,  these  entities  are  taxed  as  a  single  entity  and  the  deferred  tax  assets  and  liabilities  of  these  entities  are  set  off  in  the  consolidated  financial  statements.    Current  and  deferred  tax  is  recognised  in  profit  or  loss,  except  to  the  extent  that  it  relates  to  items  recognised in other comprehensive income or directly in equity. In this case, the tax is also recognised in other comprehensive income or  directly in equity, respectively.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 45               NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) Leases (h) Leases of property, plant and equipment where the Group, as lessee, has substantially all the risks and rewards of ownership are classified  as finance leases. Finance leases are capitalised at the lease's inception at the fair value of the leased property or, if lower, the present value  of the minimum lease payments. The corresponding rental obligations, net of finance charges, are included in other short‐term and long‐ term payables. Each lease payment is allocated between the liability and finance cost. The finance cost is charged to the profit or loss over  the lease period so as to produce a constant periodic rate of interest on the remaining balance of the liability for each period. The property,  plant and equipment acquired under finance leases is depreciated over the asset's useful life or over the shorter of the asset's useful life and  the lease term if there is no reasonable certainty that the Group will obtain ownership at the end of the lease term.    Capitalised leased assets are depreciated over the shorter of the estimated useful life of the asset and the lease term if there is no reasonable  certainty that the Consolidated Entity will obtain ownership by the end of the lease term.  Leases  in  which  a  significant  portion  of  the  risks  and  rewards  of  ownership  are  not  transferred  to  the  Group  as  lessee  are  classified  as  operating leases (Note 29). Payments made under operating leases (net of any incentives received from the lessor) are charged to profit or  loss on a straight‐line basis over the period of the lease.   (i) Impairment of Assets Goodwill and intangible assets that have an indefinite useful life are not subject to amortisation and are tested annually for impairment or  more frequently if events or changes in circumstances indicate that they might be impaired. Other assets are tested for impairment whenever  events or changes in circumstances indicate that the carrying amount may not be recoverable. An impairment loss is recognised for the  amount by which the asset's carrying amount exceeds its recoverable amount. The recoverable amount is the higher of an asset's fair value  less costs to sell and value in use. For the purposes of assessing impairment, assets are grouped at the lowest levels for which there are  separately identifiable cash inflows which are largely independent of the cash inflows from other assets or groups of assets (cash‐generating  units). Non‐financial assets other than goodwill that suffered impairment are reviewed for possible reversal of the impairment at the end of  each reporting period.  Cash and Cash Equivalents (j) For the purpose of presentation in the statement of cash flows, cash and cash equivalents includes cash on hand, deposits held at call with  financial institutions, other short‐term, highly liquid investments with original maturities of three months or less that are readily convertible  to  known  amounts  of  cash  and  which  are  subject  to  an  insignificant  risk  of  changes  in  value,  and  bank  overdrafts.  Bank  overdrafts  (if  applicable) are shown within borrowings in current liabilities in the statement of financial position.  (k) Trade Receivables Trade receivables are recognised initially at fair value and subsequently measured at amortised cost using the effective interest method, less  provision for impairment. Trade receivables are generally due for settlement within 90 days. They are presented as current assets unless  collection is not expected for more than 12 months after the reporting date.  Collectability of trade receivables is reviewed on an ongoing basis. Debts which are known to be uncollectible are written off by reducing the  carrying amount directly. An allowance account (provision for impairment of trade receivables) is used when there is objective evidence that  the Group will not be able to collect all amounts due according to the original terms of the receivables. Significant financial difficulties of the  debtor, probability that the debtor will enter bankruptcy or financial reorganisation, and default or delinquency in payments (more than 90  days overdue) are considered indicators that the trade receivable is impaired. The amount of the impairment allowance is the difference  between the asset's carrying amount and the present value of estimated future cash flows, discounted at the original effective interest rate.  Cash flows relating to short‐term receivables are not discounted if the effect of discounting is immaterial.  The amount of the impairment loss is recognised in profit or loss within other expenses. When a trade receivable for which an impairment  allowance had been recognised becomes uncollectible in a subsequent period, it is written off against the allowance account. Subsequent  recoveries of amounts previously written off are credited against other expenses in profit or loss.  46 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT           NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) Inventories (l) Inventories comprise hydrocarbon stocks, drilling materials and spare parts and are valued at the lower of cost and net realisable value.   Costs  are  assigned  to  individual  items  of  inventory  on  a  first  in  first  out  cost  basis.    Cost  of  inventory  includes  the  purchase  price  after  deducting any rebates and discounts, as well as any associated freight charges.  Net realisable value is the estimated selling price in the ordinary course of business less the estimated costs necessary to make the sale.  (m) Other Financial Assets Classification The Group’s financial assets consist of loans and receivables.  These are non‐derivative financial assets with fixed or determinable payments  that are not quoted in an active market. They are included in current assets, except for those with maturities greater than 12 months after  the reporting period which are classified as non‐current assets. Loans and receivables are included in trade and other   Receivables (Note 7) and other  financial assets (Note 13) in the statement of financial position. Amounts paid as performance bonds or  amounts held as security for bank guarantees in satisfaction of performance bonds are classified as other financial assets.  Measurement At initial recognition, the Group measures a financial asset at its fair value plus, in the case of a financial asset not at fair value through profit  or loss, transaction costs that are directly attributable to the acquisition of the financial asset. Transaction costs of financial assets carried at  fair value through profit or loss are expensed in profit or loss.  Loans and receivables are subsequently carried at amortised cost using the  effective interest method.  (n) Property, Plant and Equipment – Development and Production Assets Assets in Development The costs of oil and gas properties in the development phase are separately accounted for and include costs transferred from exploration  and evaluation assets once technical feasibility and commercial viability of an area of interest are demonstrable, and all development drilling  and  other  subsurface  expenditure.  When  production  commences,  the  accumulated  costs  are  transferred  to  producing  areas  of  interest  except  for  land and  buildings  and  surface  plant  and  equipment  associated  with  development assets  which  are recorded  in  the land  and  buildings and plant and equipment categories respectively.  Producing Assets The costs of oil and gas properties in production are separately accounted for and include costs transferred from exploration and evaluation  assets, transferred development assets and the ongoing costs of continuing to develop reserves for production including an estimate of the  costs to restore the site. Land and buildings and surface plant and equipment associated with producing areas of interest are recorded in the  other land and buildings and other plant and equipment categories respectively.  Depreciation of Producing Assets Depreciation  of  producing  assets  is  calculated  using  the  units  of  production  method  for  an  asset  or  group  of  assets  from  the  date  of  commencement of production.  Depletion charges are calculated using the units of production method which will amortise the cost of carried  forward exploration, evaluation and subsurface development expenditure (“subsurface assets”) over the life of the estimated Proven plus  Probable  (2P)  hydrocarbon  reserves  for  an  asset  or  group  of  assets,  together  with  future  subsurface  costs  necessary  to  develop  the  hydrocarbon reserves in the respective asset or group of assets.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 47       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (o) Property, Plant and Equipment – Other than Development and Production Assets All property, plant and equipment is stated at historical cost less depreciation.  Historical cost includes expenditure that is directly attributable  to the acquisition of the items. Cost may also include transfers from equity of any gains or losses on qualifying cash flow hedges of foreign  currency purchases of property, plant and equipment.   Subsequent costs are included in the asset's carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, only when it is probable that  future economic benefits associated with the item will flow to the Group and the cost of the item can be measured reliably. The carrying  amount of any component accounted for as a separate asset is derecognised when replaced. All other repairs and maintenance are charged  to profit or loss during the reporting period in which they are incurred.   Land is not depreciated.  Depreciation of plant and equipment is calculated on a reducing balance basis so as to write off the net costs of  each  asset  over  the  expected  useful  life.    The  assets'  residual  values  and  useful  lives  are  reviewed,  and  adjusted  if  appropriate,  at  each  statement of financial position date.   An asset's carrying amount is written down immediately to its recoverable amount if the asset's carrying amount is greater than its estimated  recoverable amount.   Gains and losses on disposals are determined by comparing proceeds with the carrying amount. These are included in the profit or loss.  The expected useful life for each class of depreciable assets is:  Class of Fixed Asset Buildings  Leasehold Improvements  Plant and Equipment  Motor Vehicles  Expected Useful Life 40 years  2 – 6 years  2 – 30 years  5 – 10 years  (p) Exploration Expenditure Exploration and evaluation costs are expensed as incurred. Acquisition costs of rights to explore are accumulated in respect of each separate  area of interest. Acquisition costs are carried forward where right of tenure of the area of interest is current and these costs are expected to  be recouped through sale or successful development and exploitation of the area of interest or, where exploration and evaluation activities  in  the  area  of  interest  have  not  yet  reached  a  stage  that  permits  reasonable  assessment  of  the  existence  of  economically  recoverable  reserves. When an area of interest is abandoned or the Directors decide that it is not commercial, any accumulated costs in respect of that  area are written off in the financial period the decision is made.  Each area of interest is also reviewed at the end of each accounting period  and accumulated costs written off to the extent that they will not be recoverable in the future. Amortisation is not charged on costs carried  forward in respect of areas of interest in the development phase until production commences.  (q) Goodwill Goodwill arising on the acquisition of subsidiaries is not amortised but it is tested for impairment annually, or more frequently if events or  changes in circumstances indicate a potential impairment.  Goodwill is carried at cost less accumulated impairment losses.  Goodwill is allocated to cash generating units for the purpose of impairment testing.  The allocation is made to those cash‐generating units  or groups of cash‐generating units that are expected to benefit from the business combination in which the goodwill arose.  The units or  groups of units are identified at the lowest level at which goodwill is monitored for internal management purposes, being the operating  segments (Note 22).  (r) Trade and Other Payables These amounts represent liabilities for goods and services provided to the Group prior to the end of financial year which are unpaid. The  amounts are unsecured and are usually paid within 30 days of recognition, except contributions to Joint Arrangements that are settled in  line with the Joint Operating Agreements. Trade and other payables are presented as current liabilities unless payment is not due within 12  months from the reporting date. They are recognised initially at their fair value and subsequently measured at amortised cost using the  effective interest method.   48 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT   NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (s) Provisions (i) Restoration The Group records the present value of the estimated cost of legal and constructive obligations to restore operating locations in the period  in which the obligation arises. The nature of restoration activities includes the removal of facilities, abandonment of wells and restoration of  affected areas.  A restoration provision is recognised and updated at different stages of the development and construction of a facility and then reviewed on  an annual basis. When the liability is initially recorded, the estimated cost is capitalised by increasing the carrying amount of the related  exploration and evaluation assets or property plant and equipment.  Over time, the liability is increased for the change in the present value based on a pre‐tax discount rate appropriate to the risks inherent in  the liability. The unwinding of the discount is recorded as an accretion charge within finance costs.  The carrying amount capitalised in property plant and equipment is depreciated over the useful life of the related producing asset (refer to  Note 1(n)).  Costs incurred that relate to an existing condition caused by past operations and do not have a future economic benefit are expensed.  (ii) Other Provisions for legal claims and make good obligations are recognised when the Group has a present legal or constructive obligation as a result  of past events, it is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation and the amount has been reliably estimated.   Provisions are not recognised for future operating losses.  Where there are a number of similar obligations, the likelihood that an outflow will be required in settlement is determined by considering  the class of obligations as a whole.  A provision is recognised even if the likelihood of an outflow with respect to any one item included in the  same class of obligations may be small.  Provisions are measured at the present value of management’s best estimate of the expenditure required to settle the present obligation at  the  end  of  the  reporting  period.    The  discount  rate  used  to  determine  the  present  value  is  a  pre‐tax  rate  that  reflects  current  market  assessments of the time value of money and the risks specific to the liability.  The increase in the provision due to the passage of time is  recognised as interest expense.  (t) Employee Benefits (i) Short-term Obligations Liabilities  for  wages  and  salaries,  including  non‐monetary  benefits,  annual  leave  and  long  service  leave  expected  to  be  settled  within  12 months after the end of the period in which the employees render the related service are recognised in respect of employees' services up  to the end of the reporting period and are measured at the amounts expected to be paid when the liabilities are settled. The liability for  annual leave and long service leave is recognised in the provision for employee benefits. All other short‐term employee benefit obligations  are presented as payables.   (ii) Other Long-term Employee Benefit Obligations The liability for long service leave which is not expected to be settled within 12 months after the end of the period in which the employees  render  the  related  service  is  recognised  in  the  provision  for  employee  benefits  and  measured  as  the  present  value  of  expected  future  payments to be made in respect of services provided by employees up to the end of the reporting period. Consideration is given to expected  future wage and salary levels, experience of employee departures and periods of service. Expected future payments are discounted using  market yields at the end of the reporting period with terms to maturity and currency that match, as closely as possible, the estimated future  cash outflows.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 49                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (t) Employee benefits (continued) (iii) Share-based Payments Share‐based compensation benefits are provided to employees (including directors) by Central Petroleum Limited.  The fair value of options or rights granted is recognised as an employee benefits expense with a corresponding increase in equity. The total  amount  to  be  expensed  is  determined  by  reference  to  the  fair  value  of  the  options  granted,  which  includes  any  market  performance  conditions  and  the  impact  of  any  non‐vesting  conditions  but  excludes  the  impact  of  any  service  and  non‐market  performance  vesting  conditions.  Non‐market vesting conditions are included in assumptions about the number of options that are expected to vest. The total expense is  recognised over the vesting period, which is the period over which all of the specified vesting conditions are to be satisfied. At the end of  each period, the entity revises its estimates of the number of options that are expected to vest based on the non‐market vesting conditions.  It recognises the impact of the revision to original estimates, if any, in profit or loss, with a corresponding adjustment to equity.  (iv) Termination Benefits Termination benefits are payable when employment is terminated by the group before the normal retirement date, or when an employee  accepts voluntary redundancy in exchange for these benefits.  The group recognises termination benefits at the earlier of the following dates: (a) when the group can no longer withdraw the offer of those  benefits; and (b) when the entity recognises costs for a restructuring that is within the scope of AASB 137 and involves the payment of  terminations benefits. In the case of an offer made to encourage voluntary redundancy, the termination benefits are measured based on the  number of employees expected to accept the offer. Benefits falling due more than 12 months after the end of the reporting period are  discounted to present value.  (u) Contributed Equity Ordinary shares are classified as equity.  Incremental costs directly attributable to the issue of new shares or options are shown in equity as a deduction, net of tax, from the proceeds.  (v) Dividends Provision is made for the amount of any dividend declared, being appropriately authorised and no longer at the discretion of the entity, on  or before the end of the reporting period but not distributed at the end of the reporting period.  (w) Earnings Per Share Basic Earnings Per Share (i) Basic earnings per share is calculated by dividing the profit attributable to owners of the Company, excluding any costs of servicing equity  other than ordinary shares by the weighted average number of ordinary shares outstanding during the financial year.  (ii) Diluted Earnings Per Share Diluted earnings per share adjusts the figures used in the determination of basic earnings per share to take into account the after income tax  effect of interest and other financing costs associated with dilutive potential ordinary shares and the weighted average number of additional  ordinary shares that would have been outstanding assuming the exercise of all dilutive potential ordinary shares.  (x) Goods and Services Tax (GST) Revenues,  expenses  and  assets  are  recognised  net  of  the  amount  of  GST,  unless  the  GST  incurred  is  not  recoverable  from  the  taxation  authority. In this case it is recognised as part of the cost of acquisition of the asset or as part of the expense.   Receivables and payables are stated inclusive of the amount of GST receivable or payable.  The net amount of GST recoverable from, or  payable to, the taxation authority is included with other receivables or payables in the statement of financial position.  Cash  flows  are  presented  on  a  gross  basis.    The  GST  components  of  cash  flows  arising  from  investing  or  financing  activities  which  are  recoverable from, or payable to the taxation authority, are presented as operating cash flows. 50 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT     NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (y) Parent Entity Financial Information The financial information for the parent entity, Central Petroleum Limited, disclosed in Note 23, has been prepared on the same basis as the  consolidated financial statements except as set out below.  (i) Investments in Subsidiaries, Associates and Joint Venture Entities Investments in subsidiaries, associates and joint venture entities are accounted for at cost in the financial statements of Central Petroleum  Limited.    (ii) Tax Consolidation Legislation Central Petroleum Limited and its wholly‐owned Australian controlled entities have implemented the tax consolidation legislation.  The head  entity, Central Petroleum Limited, and the controlled entities in the tax consolidated Group account for their own current and deferred tax  amounts where recognition of such is permitted under accounting standards.  These tax amounts are measured as if each entity in the tax  consolidated Group continues to be a standalone taxpayer in its own right.  In addition to its own current and deferred tax amounts, Central Petroleum Limited also recognises the current tax liabilities or assets and  the deferred tax assets arising from unused tax losses from controlled entities, where permitted to recognise such assets under accounting  standards.  (z) Business Combinations Business  combinations  are  accounted  for  using  the  acquisition  method.  The  cost  of  an  acquisition  is  measured  as  the  aggregate  of  the  consideration transferred, measured at acquisition date fair value and the amount of any non‐controlling interest in the acquiree. For each  business combination, the Group elects whether it measures the non‐controlling interest in the acquiree at fair value or at the proportionate  share of the acquiree’s identifiable net assets. Acquisition costs incurred are expensed and included in administrative expenses.   When the Group acquires a business, it assesses the financial assets and liabilities assumed for appropriate classification and designation in  accordance  with  the  contractual  terms,  economic  circumstances  and  pertinent  conditions  as  at  the  acquisition  date.  This  includes  the  separation of embedded derivatives in host contracts by the acquiree.  If  the  business  combination  is  achieved  in  stages,  the  acquisition  date  fair  value  of  the  acquirer’s  previously  held  equity  interest  in  the  acquiree is remeasured to fair value at the acquisition date through profit or loss.   Any contingent consideration to be transferred by the acquirer will be recognised at fair value at the acquisition date. Subsequent changes  to the fair value of the contingent consideration that is deemed to be an asset or liability will be recognised in accordance with AASB 139 in  profit or loss.  If the contingent consideration is classified as equity it will not be remeasured. Subsequent settlement is accounted for within  equity. In instances where the contingent consideration does not fall within the scope of AASB 139, it is measured in accordance with the  appropriate AASB.   Goodwill is initially measured at cost, being the excess of the aggregate of the consideration transferred and the amount recognised for non‐ controlling interest over the net identifiable assets acquired and liabilities assumed. If this consideration is lower than the fair value of the  net assets of the subsidiary acquired, the difference is recognised in profit or loss.   After  initial  recognition,  goodwill  is  measured  at  cost  less  any  accumulated  impairment  losses.  For  the  purpose  of  impairment  testing,  goodwill acquired in a business combination is, from the acquisition date, allocated to each of the Group’s cash‐generating units that are  expected to benefit from the combination, irrespective of whether other assets or liabilities of the acquirer are assigned to those units.   Where goodwill forms part of the cash generating unit and part of the operation within that unit is disposed of, the goodwill associated with  the operation disposed of is included in the carrying amount of the operation when determining the gain or loss on disposal of the operation.  Goodwill disposed of in this circumstance is measured based on the relative values of the operation disposed of and the portion of the cash‐ generating unit retained.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 51                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 1. SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (continued) (aa) Standards, Amendments and Interpretations (i) New and Amended Standards Adopted by the Group The group has applied the following standards and amendments for first time for their annual reporting period commencing 1 July 2014:  • • • • AASB 2013‐3 Amendments to AASB 136 Recoverable Amount Disclosures for Non‐Financial Assets  AASB 2013‐4 Amendments to Australian Accounting Standards – Novation of Derivatives and Continuation of Hedge Accounting.  Interpretation 21 Accounting for Levies  AASB 2014‐1 Amendments to Australian Accounting Standards  No changes in accounting policies or adjustments to the amounts recognised in the financial statements resulted from the adoptions of these  standards.   (ii) New Standards and Interpretations not yet Adopted Certain new accounting standards and interpretations have been published that are not mandatory for 30 June 2015 reporting periods.  The  consolidated entity has concluded these standards and interpretations are not expected to have a material impact on the entity in the current  or future reporting periods and on foreseeable future transactions.  2. OTHER INCOME Interest  Research and development refunds (a)  Other  Total other income  2015 $ 2014 $ 150,003  7,324,496  5,799  7,480,298  307,274  1,196,296  27,098  1,530,668  (a) The 2015 amount includes refunds received during the year in respect of the financial year ended 30 June 2014 amounting to $3,251,940.  It also includes $4,072,556 accrued as receivable in respect of the financial year ended 30 June 2015.  The refunds relate to exploration  activities which have been expensed in the profit and loss in the current or prior year. The 2014 refund was not previously recognised as  income as the amount and recoverability were uncertain at the time of preparation of the 2014 financial statements.  52 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                               NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 3. EXPENSES (a)  Loss before income tax includes the following specific expenses:  NOTE Depreciation (i)  Buildings  Producing assets  Restoration assets  Plant and equipment  Leasehold improvements  Total depreciation   Amortisation (i)  Software  2015 $ 844  1,047,939  304,162  1,301,467  42,880  2,697,292  2014 $ 7,094  513,435  69,146  502,611  20,824  1,113,110  10,297  14,045  Impairment expense  3(b)  12,092,042  —  Rental expense relating to operating leases – Minimum lease  payments  1,224,562  697,419  Finance costs  Interest charge on Macquarie debt facility (ii)  Interest paid to other suppliers  Borrowing costs on Macquarie and other debt facility (ii)  Amortisation of deferred finance costs (ii)  Accretion charge  2,937,287  16,829  285,210  327,827  181,561  3,748,714  528,067  —  375,000  81,956  55,952  1,040,975  (i) (ii) Depreciation and amortisation expense is based on a full year allocation for the Palm Valley gas field (2014: 3 months) and  three months in respect of the Dingo gas pipeline and processing facilities which became ready for use on 1 April 2015. Of  the amounts reported above, $492,000 relates to the Dingo gas field for which no revenue has been recognised in this  financial period.  Finance Costs totaling $3.55 million relate to the Macquarie debt facility for the acquisition of the Palm Valley and Dingo  gas  fields  and  comprise  borrowing  costs  of  $613,000  and  interest  of  $2.94  million  (refer  Note  31(e)  for  details  on  the  facility). Of the total $3.55 million, $1.93 million relates to the Dingo gas field which although development was completed  and  the  PWC  GSA  commenced  on  1  April  2015  did  not  earn  sales  revenue  as  originally  anticipated.  The  balance  of  $1.62 million relates to the Palm Valley gas field which anticipated full contract nominations during the year but did not  ramp up revenues until May 2015. The Macquarie facility is secured by the Palm Valley and Dingo gas fields and is serviced  by their respective cash flows.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 53                                                                                                                                                                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 3. EXPENSES (continued) (b)  Individually significant items  Impairment of assets  Oil Producing Assets  During the year the group fully impaired the assets relating to its Oil Producing assets in the Amadeus Basin.  The impairment was  based on expected future cash flows from the asset.  The impairment loss included in the income statement relating to these assets  was $5,420,293.  Property  Real property assets consisting of a warehouse and a residential property in Alice Springs were placed on the market for sale and  were impaired to reflect their recoverable amounts.  The impairment loss relating to these assets was $100,822.  Exploration Assets  During the year the following exploration permits were impaired to their recoverable amounts:  EP115  was impaired by $828,800. In light on the impairment of the oil producing assets this permit was impaired by 50 percent  of its previous carrying value.  Exploration and evaluation activities continue in the North Mereenie Block (operated by  Santos) under a Farmout agreement with Santos.  EP97  impaired  by  $5,615,460.  Management  has  impaired  this  asset  to  its  likely  recoverable  amount  under  a  potential  divestment of the permit interests.  EP106   impaired by $126,667. Management has impaired this asset to Nil on the basis of a likely relinquishment of the permit.  54 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 4. INCOME TAX This note provides an analysis of the group’s income tax expense, shows what amounts are recognised directly in equity and how  the tax credit is affected by non‐assessable and non‐deductible items. It also explains significant estimates made in relation to the  group’s tax position.  (a)  Income tax expense  Current tax  Deferred tax  Income tax expense  (b)  Numerical reconciliation of income tax expense and prima facie tax  benefit  Loss before income tax expense  Prima facie tax benefit at 30% (2014: 30%)  Tax effect of amounts which are not deductible in calculating taxable  income:  Non‐deductible expenses  Research and development expenditure  Share based payments  Non‐assessable income  Sub‐total  2015 $ —  —  —  2014 $ —  4,107,498  4,107,498  (27,731,038)  8,319,311  (14,965,484) 4,489,645  (362,625)  (2,714,864)  (674,005)  2,197,349  (439,309) —  (845,469) 344,365  6,765,166  3,549,232  Under provision in prior year  —  —  Deferred tax assets not recognised  Recognition of previously unrecognised DTA  Income tax expense  (6,765,166)  —  558,266  —  4,107,498  (c)  Amounts recognised directly in equity  Aggregate deferred tax arising in the reporting period and not  recognised in net profit or loss or other comprehensive income but  directly debited or credited to equity:  Net deferred tax – debited directly to equity  Deferred tax assets not recognised  Net amounts recognised directly in equity  (d)  Tax Losses  110,871  (110,871)  —  Unutilised tax losses for which no deferred tax asset has been recognised  109,823,407  Potential tax benefit at 30%  32,947,022  149,335  (149,335) —  94,277,733  28,283,320  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 55                                                                                                                                                                                                                                                                             NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 4. INCOME TAX (continued) (e)  Deferred tax assets and liabilities  Deferred tax assets  Provisions and accruals  Blackhole expenditure  Borrowing costs  PRRT  Unutilised losses  Total deferred tax assets before set‐offs  Set‐off of deferred tax liabilities pursuant to set‐off provisions  2015 $ 2014 $ 2,598,851  443,927  112,396  52,254,331  37,756,625  93,166,130  (6,993,154)  2,469,168  627,823  75,422  40,434,838  36,552,974  80,160,225  (8,269,654) Net deferred tax assets not recognised  86,172,976  71,890,571  Movements  Opening balance at 1 July  (Charged) / Credited to the income statement  Closing balance at 30 June  Deferred tax assets to be recovered after more than 12 months  Deferred tax assets to be recovered within 12 months  Deferred tax liabilities  Acquired income  Capitalised exploration  Property, plant and equipment  PRRT  Other  Total deferred tax assets before set‐offs  Set‐off of deferred tax liabilities pursuant to set‐off provisions  Net deferred tax liabilities  Movements  Opening balance at 1 July  Charged / (Credited) to the income statement  DTL arising on Business Combination  Closing balance at 30 June  Deferred tax liabilities to be recovered after more than 12 months  Deferred tax liabilities to be recovered within 12 months  8,269,654  (1,276,500)  6,993,154  6,970,577  22,577  6,993,154  1,581  844,254  3,963,768  2,183,551  —  6,993,154  (6,993,154)  —  8,269,654  (1,276,500)  —  6,993,154  6,991,573  1,581  6,993,154  2,949,752  5,319,902  8,269,654  8,253,466  16,188  8,269,654  2,594  2,802,532  5,463,112  —  1,416  8,269,654  (8,269,654) —  2,949,752  1,212,404  4,107,498  8,269,654  8,253,466  16,188  8,269,654  56 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                           NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 5. REMUNERATION OF AUDITORS The following fees were paid or payable for services provided by PwC  Australia, the auditor of the Company, its related practices and non‐related  audit firms:  (i)  Audit and other assurance services  Audit and review of financial statements  Southern Georgina joint arrangement audit  (ii)  Taxation services  Income Tax compliance  Excise consulting services  Other tax related services  (iii)  Other services  Magellan transaction due diligence  Remuneration benchmarking  Employee related services  Total remuneration of PwC  6. CASH AND CASH EQUIVALENTS Cash at bank and in hand  Made up as follows:  Corporate (a)  Joint arrangements (b)  2015 $ 2014 $ 141,986  3,000  144,986  8,500  48,957  68,354  125,811  22,000  —  6,698  28,698  299,495  140,777  3,000  143,777  16,311  —  65,955  82,266  181,607  10,000  —  191,607  417,650  3,516,139  10,330,474  3,254,312  261,827  3,516,139  8,740,088  1,590,386  10,330,474  (a)   $1,046,123 of this balance relates to cash drawn from the Macquarie Bank Limited debt facility (2014: $2,192,082), and is  restricted to use in the Palm Valley‐Dingo project.  (b)   $12,330 of this balance relates to the Group share of cash balances held by the Southern Georgina Joint Arrangement (2014:  $807,914).  Risk exposure  The Group’s exposure to interest rate risk is discussed in Note 31.  The maximum exposure to credit risk at the end of the reporting  period is the carrying amount of cash and cash equivalents.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 57                                                                                                                                                                                                                                                                           NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 7. TRADE AND OTHER RECEIVABLES Current  Trade receivables  Accrued income (a)  Accrued research and development refund  Other receivables  GST receivables  Prepayments  NOTE 2015 $ 2014 $ 244,657  858,001  4,072,557  14,540  38,740  640,837  868,282  1,311,154  —  —  286,617  487,247  5,869,332  2,953,300  (a)   Accrued income relates to the revenue recognition of oil and gas volumes delivered to respective customers not yet invoiced. The Group’s exposure to credit and currency risks and impairment losses related to trade and other receivables is disclosed in  Note 31.  8. INVENTORIES Crude oil and natural gas  Spare parts and consumables  Drilling materials and supplies at cost  9. ASSETS HELD FOR SALE Land and buildings  Exploration assets  137,877  850,064  1,148,732  97,296  534,691  1,308,996  2,136,673  1,940,983  11  355,736  1,400,000  1,000,000  —  1,755,736  1,000,000  During the year the consolidated entity decided to sell a residential property in Alice Springs which was previously used as employee  accommodation.  The property was subsequently sold in August 2015.  The asset was not allocated to an operating segment in  Note 22.  The consolidated entity also made the decision to divest of its interests in a number of exploration permits and is negotiating with  interested parties.  These assets were allocated to the Exploration segment in Note 22.  Non‐recurring fair value measurements  Real property and exploration permits held for sale during the period were measured at the lower of their carrying values and their  fair values less cost to sell at the time of the reclassification.  Both items were valued using indicative offers being considered or  being negotiated  for the disposal of the assets.  As a result of this impairment losses of $67,072 were recognised in respect of the residential property still held for sale at 30 June  2015 and impairment losses of $5,615,460 were recognised in respect of the exploration permits held for sale.  58 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 10. PROPERTY, PLANT AND EQUIPMENT FREEHOLD LAND AND BUILDINGS $ PRODUCING ASSETS $ ASSETS IN DEVELOPMENT $ PLANT AND EQUIPMENT $ RESTORATION ASSET $ TOTAL $ Year ended 30 June 2014  Opening net book amount  Additions  Additions – business combinations  Transfer from exploration  Disposals and write offs  Depreciation charge  424,497  —  —  —  —  —  2,953,503  15,859,734  —  —  (7,094)  (513,435)  —  2,405,766  16,013,524  —  —  —  860,803  1,132,084  2,953,036  — (14,803)  (523,435)  —  107,318  4,201,265  482,535  —  1,285,300  6,598,671  39,027,559  482,535  (14,803)  (69,146)  (1,113,110)  Closing net book amount  417,403  18,299,802  18,419,290  4,407,685  4,721,972  46,266,152  At 30 June 2014  Cost  Accumulated depreciation  430,947  (13,544)  18,813,237  18,419,290  (513,435)  —  6,023,358  (1,615,673)  4,791,118  (69,146)  48,477,950  (2,211,798)  Net book amount  417,403  18,299,802  18,419,290  4,407,685  4,721,972  46,266,152  Year ended 30 June 2015  Opening net book amount  Additions  Assets classified as held for sale  Transfers/reclassifications   Disposals and write offs  Impairment  Depreciation charge  417,403  260,924  (315,738)  —  —  (100,821)  (844)  18,299,802  — —  13,936,901  —  (381,089)  (1,047,939)  Closing net book amount  260,924  30,807,675  At 30 June 2015  Cost  Accumulated depreciation  260,924  —  32,750,137  (1,942,462)  Net book amount  260,924  30,807,675  18,419,290  2,249,802  —  (20,669,092)  — — — —  —  —  —  4,407,685  17,864,528  —  6,732,191  —  (4,346,903)  (1,344,347)  4,721,972  470,154  —  —  —  46,266,152  20,845,408  (315,738)  —  —  (692,302)  (304,162)  (5,521,115)  (2,697,292)  23,313,154  4,195,662  58,577,415  30,725,815  5,261,271  68,998,147  (7,412,661)  (1,065,609)  (10,420,732)  23,313,154  4,195,662  58,577,415  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 59                                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 11. EXPLORATION ASSETS NOTE 2015 $ 2014 $ Acquisition costs of right to explore  8,898,767  16,869,693  Movement for the year:  Balance at the beginning of the year  Expenditure incurred during the year  Impairment of exploration assets  Additions – business combinations  Permits reclassified as held for sale  Restoration asset transferred to producing assets  Balance at the end of the year  12. INTANGIBLE ASSETS 16,869,693  —  (6,570,926)    —  (1,400,000)    16,702,228  —  —  650,000  —  —  (482,535)   8,898,767  16,869,693  9  10  Software  At the beginning of the year  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  Movements for the year  Opening net book amount  Additions  Amortisation  Closing net book amount  At the end of the year  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  274,644  (255,123)    19,521  19,521  2,828  (10,297)  12,052  262,311  (250,259)    12,052  270,373  (241,079)   29,294  29,294  4,271  (14,044) 19,521  274,644  (255,123)   19,521  13. OTHER FINANCIAL ASSETS Security bonds on exploration permits & rental properties  2,075,733  2,423,185  Security bonds are provided to State or Territory governments in respect of certain performance obligations arising from awarded  petroleum and mineral tenements. The bonds are typically provided as cash or as bank guarantees in favour of the State or Territory  government secured by term deposits with the financial institution providing the bank guarantee.  60 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                                                                                                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 14. GOODWILL 2015 $ 2014 $ Goodwill arising from business combinations  3,906,270  3,906,270  Impairment tests for goodwill  Goodwill is monitored by management at the level of the operating segments and has been allocated to Gas Producing assets.   There has been no impairment of amounts previously recognised as goodwill.  Goodwill is tested for impairment on an annual  basis.  The recoverable amount of a Cash Generating Unit (CGU) is determined based on value‐in‐use calculations which require  the use of assumptions.  The calculations use cash flow projections based on budgets for the next financial year as approved by  management and forecasts beyond the budget based on extrapolations using estimated growth rates.  Cash flows for revenues are based on contracted gas prices with allowance for CPI increases to prices where applicable.  The following table sets out the key assumptions for the Gas Producing assets value‐in‐use calculations:  2015 Gas Producing Assets Sales Volumes  Sales Price (% annual growth rate)  Operating costs (annual growth rate)  Pre‐tax discount rate (%)  Contracted  2.50%  2.50%  17.42%  Management has determined the values assigned to each of the above key assumptions as follows:  Assumption Approach used to determining values Sales volume  Sales price  Operating costs  Annual minimum contracted quantities (subject to Take or Pay clauses where applicable)  Current  contracted  prices  escalated  for  CPI  increases  as  per  contracts.    Some  contracts  contain  minimum and maximum increases.  Current budgeted operating costs which are based on past performance and expectations for the  future.  Forecasts are inflated beyond the budget year using inflationary estimates. Other known  factors are included where applicable and known with certainty  Capital expenditure  Expected cash costs where further field capital expenditure is required in order to meet contracted  sale volumes.  No incremental revenue or costs savings are assumed as a result of this expenditure Long term growth rate  This  is  the  average  growth  rate  used  to  extrapolate  cash  flows  beyond  the  budget  period.  Management considers forecast inflation rates and industry trends if applicable  Pre‐tax discount rate  This  rate  reflects  risks  relating  to  the  segment.    Post‐tax  discount  rates  have  been  applied  to  discount  the  forecast  future  post‐tax  cash  flows.    The  equivalent  pre‐tax  discount  rates  are  disclosed in the table above.  15. TRADE AND OTHER PAYABLES Trade payables  Other payables  Southern Georgina joint arrangement contribution  Accruals  2015 $ 2,540,490  558,410  3,676,864  932,133  7,707,897  2014 $ 3,893,054  797,713  4,305,514  1,480,027  10,476,308  Trade payables are usually non‐interest bearing provided payment is made within the terms of credit. The consolidated entity’s exposure  to liquidity and currency risks related to trade and other payables is disclosed in Note 31.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 61                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 16. INTEREST BEARING LIABILITIES (a)  Interest bearing liabilities (current)1  Debt facilities  (b)  Interest bearing liabilities (non‐current)1  Debt facilities  1 Details regarding interest bearing liabilities are contained in Note 31(e).  2015 $ 7,921,129    7,921,129    2014 $ 255,760  255,760  39,536,722    39,536,722    23,761,593  23,761,593  17. PROVISIONS Employee entitlements (a)  Onerous contracts (b)  Restoration and rehabilitation (c)  Other  2015 Current Non-current $ $ 1,761,378 298,952 — — 228,987 392,939 5,753,613 — 2014 Total $ Current Non-current $  $  1,990,365 691,891 5,753,613 — 1,105,995  361,774  —  1,248,299  167,376  356,690  4,907,070  —  Total $ 1,273,371 718,464 4,907,070 1,248,299 2,060,330 6,375,539 8,435,869 2,716,068  5,431,136  8,147,204 (a) The current provision for employee entitlements includes accrued short term incentive plans, all accrued annual leave and the  unconditional entitlements to long service leave where employees have completed the required period of service. The amounts  are  presented  as  current,  since  the  consolidated  entity  does  not  have  an  unconditional  right  to  defer  settlement  for  these  obligations. However, based on past experience, the group does not expect all employees to take the full amount of accrued  leave or require payment in the next 12 months.  The following amounts reflect leave that is not expected to be taken or paid  within the next 12 months:  2015 $ 2014 $ Current leave obligations expected to be settled after 12 months  520,916    479,696 (b) The provision for onerous contracts relates to operating lease commitments on the rental of office space at 167 Eagle Street  Brisbane. The 2014 provision also included office space in Perth for which the lease has since expired.  (c) Provisions for future removal and restoration costs are recognised where there is a present obligation and it is probable that an  outflow  of  economic  benefits  will  be  required  to  settle  the  obligation.  The  estimated  future  obligations  include  the  costs  of  removing facilities, abandoning wells and restoring the affected areas.  62 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                             NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 17. PROVISIONS (continued) Movements in Provisions Movements in each class of provision during the financial year are set out below:  2015 Carrying amount at start of year  Additional provision charged to  property, plant and equipment  Charged/(credited) to profit or loss  ‐ Additional provisions  ‐ Unused amounts reversed  ‐ Unwinding of discount  Amounts used during the year  Employee entitlements $ 1,273,371  Onerous Contracts $ 718,464  Restoration and Rehabilitation $ Other $ Total $ 4,907,070  1,248,299  8,147,204  —  —  470,154  1,291,071  311,216  —  —  (574,077)  —  —  (337,789)  194,828  —  181,561  —  —  —  (194,485)  —  (1,053,814)  470,154  1,797,115  (194,485)  181,561  (1,965,680)  Carrying amount at end of year  1,990,365  691,891  5,753,613  —  8,435,869  18. CONTRIBUTED EQUITY (a)  Share Capital  368,718,957 (2014: 348,718,957) fully paid ordinary shares  2015 $ 2014 $ 160,785,182  155,223,040 Ordinary shares have no par value and the company does not have a limited amount of authorised capital.   On a show of hands every holder of ordinary shares present at a meeting in person or by proxy, is entitled to one vote, and upon a poll each share is  entitled to one vote.  (b)  Movements in ordinary share capital  Balance at start of year  Placement of shares to institutional investors on  26 July 2013 at 10 cents per share  Placement of shares to institutional investors on  2 October 2014 at 30 cents per share  Placement of shares to Magellan Petroleum  Australia Pty Ltd on 31 March 2014 at 38 cents  per share as part of business combinations  Share consolidation  Exercise of listed options at 80 cents per share  Exercise of listed options at 45 cents per share  Capital raising costs  2015 2014 No. of shares No. of shares 1,440,078,845  348,718,957  2015 $ 2014 $ 155,223,040  130,258,022 —  106,000,000   — 10,600,000 20,000,000  —   6,000,000 — —  —  —  —  39,473,684   (1,236,863,076) 3,904   25,600   — — — — (437,858) 15,000,000 — 3,123 11,250 (649,355) 368,718,957  348,718,957   160,785,182 155,223,040 2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 63                                                                     NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 18. CONTRIBUTED EQUITY (continued) (c)  Options granted during the year  The following options over unissued ordinary shares were granted by the Company during the year:  DATE OF ISSUE CLASS 17 July 2014  9 April 2015  Unlisted employee options  Unlisted employee options  EXPIRY DATE 15 Nov 2015  15 Nov 2017  EXERCISE PRICE NUMBER OF OPTIONS 40 cents  Various  220,000  5,288,843  (d)  Options exercised during the year  The following options over unissued ordinary shares were exercised during the year:  CLASS Listed options (CTPO)  Unlisted employee options  EXPIRY DATE EXERCISE PRICE NUMBER OF OPTIONS — — (e)  Options lapsed or cancelled during the year  The following options over unissued ordinary shares lapsed during the year:  CLASS Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  EXPIRY DATE 31 Mar 2015  9 Apr 2015  31 May 2015  EXERCISE PRICE NUMBER OF OPTIONS $0.625  $0.475  $0.610  13,000,003  450,000  1,268,000  (f)  Unissued shares under option  At year end, options over unissued ordinary shares of the Company are as follows:  CLASS Unlisted options (CTPO)  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted consulting options  Unlisted employee options  Unlisted director options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted consulting options  Unlisted director options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  Unlisted employee options  EXPIRY DATE EXERCISE PRICE NUMBER OF OPTIONS 30 Sep 2016  31 Oct 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  12 May 2016  20 Jul 2016  19 Aug 2016  30 Aug 2016  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  $0.500  $0.550  $0.400  $0.450  $0.450  $0.450  $0.650  $0.600  $0.550  $0.575  $0.575  $0.475  $0.475  $0.450  $0.450  $0.475  $0.400  $0.410  $0.450  $0.475  $0.650  15,000,000  120,000  220,000  9,683,634  4,354,334  1,366,670  207,000  40,000  669,334  400,000  600,000  2,318,668  400,000  24,900,772  2,733,335  1,350,000  782,525  234,000  2,429,068  1,449,350  393,900  None of the options entitle holders to participate in any share issue of the Company or any other entity.  64 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                             NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 18. CONTRIBUTED EQUITY (continued) (g)  Capital risk management  The Group’s objective when managing capital is to safeguard the ability to continue as a going concern to ultimately add value for  shareholders  through  the  exploitation  and  production  of  hydrocarbon  resources.  This  is  monitored  through  the  use  of  cash  flow  forecasts.  In order to maintain the capital structure, the Group may issue new shares or other equity instruments.   Central has an undrawn equity line of credit facility of $10 million due to expire 24 September 2016.  The facility can be drawn down  in $250,000 amounts, however upon initial draw down cash fees of $200,000 and up to 5 million options would become payable.    19. RESERVES Share options reserve  Movements:  Balance at start of year  Share based payment costs (a)  Options issued for financing (b)  Balance at end of year  2015 $ 2014 $ 16,695,379  14,448,695  14,448,696  2,246,683  —  10,132,939  2,818,231  1,497,526  16,695,379  14,448,696  (a)  The reserve is primarily used to record the value of share based payments provided to employees and directors as part of  their remuneration and underwriters of share placements.  Refer to Note 30 for further details of share based payments.  (b)  15,000,000 options with an exercise price of $0.50 were issued to Macquarie bank in relation to the $50 million debt facility.   These options were valued using a Black Scholes option pricing model.  20. ACCUMULATED LOSSES Movements in accumulated losses were as follows:  Balance at the start of year  Net loss for the year  Balance at end of year  21. LOSSES PER SHARE (a)  Basic loss per share (cents)  (b)  Diluted loss per share (cents)  (c)  Loss used in loss per share calculation  (126,603,023)    (27,731,038)    (115,745,037)   (10,857,986)   (154,334,061)    (126,603,023)   (7.63)  (7.63)  (3.42)  (3.42)  Loss attributed to ordinary equity holders of the Company  (27,731,038)  (10,857,986)  (d)  Weighted average number of ordinary shares  Weighted average number of shares used as the denominator  in calculating basic and diluted earnings per share  363,568,272  317,351,393  Options on issue are considered to be potential ordinary shares and have not been included in the calculation of basic earnings  per share. Additionally, any exercise of the options would be antidilutive as their exercise to ordinary shares would decrease the  loss per share.  In accordance with AASB 133 they are also excluded from the diluted loss per share calculation. Refer to Note 18  for details of options on issue.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 65                                                                                                                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 22. SEGMENT REPORTING The  Group  has  identified  its  operating  segments  based  on  the  internal  reports  that  are  reviewed  and  used  by  the  executive  management team (the chief operating decision makers) in assessing performance and in determining the allocation of resources.  The following operating segments are identified by management based on the nature of the business or venture.  Gas Producing assets  Production and sale from those fields where the major source of revenue arises from the sale of natural gas.  Oil Producing assets  Production and sale from those fields where the major source of revenue arises from the sale of crude oil.  Development assets  Fields under development in preparation for the sale of petroleum products.  Exploration assets  Exploration and  evaluation of permit areas.  Unallocated items  Unallocated items comprise non‐segmental items of revenue and expenses and associated assets and liabilities not allocated to  operating segments as they are not considered part of the core operations of any segment.  Performance monitoring and evaluation  Management  monitors  the  operating  results  of the  operating  segments  separately  for  the  purpose  of  making decisions  about  resource allocation and performance assessment.   Financing requirements, finance income, finance costs and taxes are managed at a Group level.  The consolidated entity’s operations are wholly in one geographical location being Australia.  66 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                     NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 22. SEGMENT REPORTING (continued) GAS PRODUCING ASSETS 2015 $ OIL PRODUCING ASSETS 2015 $ DEVELOPMENT ASSETS 2015 $ EXPLORATION ASSETS 2015 $ Revenue (a)  Cost of sales (b)  Gross profit (c)  Other income  Share based employee benefits  General and administrative expenses  Depreciation and amortisation  Employee benefits and associated  costs  Exploration expenditure  Finance costs (d)  Impairment expense  5,301,806  5,011,460  (4,788,864)  (5,328,174)  512,942  (316,714)  —  —  —  —  —  —  (1,919,747)  (450,915)  —  —  —  —  (3,707,037)  (24,848)  —  (5,420,293)  Loss before income tax  (5,113,842)  (6,212,770)  Taxes  —  —  Profit / (Loss) for the year  (5,113,842)  (6,212,770)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  UNALLOCATED ITEMS CONSOLIDATION 2015 2015 $ $ —  —  —  10,313,266  (10,117,038)  196,228  7,480,298  7,480,298  (2,246,683)  (2,246,683)  (1,938,425)  (1,938,425)  —  —  —  —  —  —  (24,045)  (312,882)  (2,707,589)  —  (5,018,180)  (5,018,180)  (7,655,931)  —  (7,655,931)  —  (16,829)  (3,748,714)  (6,570,927)  (100,822)  (12,092,042)  (14,250,903)  (2,153,523)  (27,731,038)  —  —  —  (14,250,903)  (2,153,523)  (27,731,038)  Segment assets  63,661,928  1,186,421  —  11,641,829  10,257,939  86,748,117  Segment liabilities  (52,626,015)  (1,786,427)  —  (4,880,467)  (4,308,708)  (63,601,617)  Capital expenditure  Property, plant and equipment   331,351  2,002,241  18,442,116  Total capital expenditure  331,351  2,002,241  18,442,116  8,253  8,253  61,447  20,845,408  61,447  20,845,408  (a) Revenue from the gas producing assets for the year ended 30 June 2015 included a full year of revenues for Palm Valley (2014  only 3 months) however deliveries under the Palm Valley GSA were in ramp‐up mode with full contract quantities delivered  from April 2015.  The Dingo pipeline and gas processing facilities were installed ready to deliver under the PWC GSA from 1 April  2015 however sales await the customer’s physical tie‐in to the Dingo delivery point and as such no gas was supplied under the  gas sales contract during the financial year.  The contract contains a “Take or Pay” arrangement however this is based on a  calendar and not payable until January in the following year and therefore no revenue has been recognised to 30 June 2015 in  accordance with the accounting policy for revenue recognition (Refer Note 1(e)(i)).  (b) Cost of sales for gas producing assets reflect a full year of operating costs for the Palm Valley gas field. It should be noted,  however, that whilst Palm Valley was in full operational mode all year, gas sales production was in ramp‐up mode under the  Palm  Valley  GSA  with  full  contract  quantities  being  delivered  from  April  2015.  In  addition,  although  deliveries  under  the  PWC GSA await the customer’s physical tie‐in to the Dingo delivery point, the field became operational from 1 April 2015 thus  adding to the cost of sales reported for the year.   (c) Gross profit from gas producing assets for the period is masked by the disparity between revenues earned and cost of sales  incurred as explained in (a) and (b) above and therefore does not reflect the gross profit that would otherwise be achieved  from the Palm Valley and Dingo gas fields delivering full annual contract quantities.  (d) Finance Costs totaling $3.55 million relate to the Macquarie debt facility for the acquisition of the Palm Valley and Dingo gas  fields and comprise borrowing costs of $613,000 and interest of $2.94 million (refer Note 31(e) for details on the facility). Of  the  total  $3.55  million,  $1.93  million  relates  to  the  Dingo  gas  field  which  although  development  was  completed  and  the  PWC GSA commenced on 1 April 2015 did not earn sales revenue as originally anticipated. The balance of $1.62 million relates  to the Palm Valley gas field which anticipated full contract nominations during the year but did not ramp up revenues until May  2015. The Macquarie facility is secured by the Palm Valley and Dingo gas fields and is serviced by their respective cash flows.   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 67                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 22. SEGMENT REPORTING (continued) GAS PRODUCING ASSETS 2014 $ OIL PRODUCING ASSETS 2014 $ DEVELOPMENT ASSETS 2014 $ EXPLORATION ASSETS 2014 $ UNALLOCATED ITEMS 2014 $ Revenue  Cost of sales  Gross profit  Other income  Share based employee benefits  General and administrative expenses Business combinations transaction  fees  Depreciation and amortisation  Employee benefits and associated  costs  Exploration expenditure  Finance costs  Loss before income tax  Taxes  1,226,407  2,491,695  (897,103)  (2,119,391)  329,304  372,304  —  —  —  —  —  —  —  (119,569)  —  (393,866)  —  —  (1,017,295)  (807,560)  —  —  —  (21,723)  (43,285)  —  Profit / (Loss) for the year  (807,560)  (43,285)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  CONSOLIDATION 2014 $ 3,718,102  (3,016,494)  701,608  —  —  —  1,530,668  1,530,668  (2,818,231)  (2,818,231)  (2,517,230)  (2,517,230)  (1,914,004)  (1,914,004)  (613,720)  (1,127,155)  (3,120,279)  (3,120,279)  —  —  —  — — — — — — (4,659,886)  —  (4,659,886)  — (1,957)  (1,040,975)  (4,659,886)  (9,454,753)  (14,965,484)  — 4,107,498  4,107,498  (4,659,886)  (5,347,255)  (10,857,986)  Segment assets  Segment liabilities  20,767,460  3,803,319  25,989,302  21,436,107 13,713,390  85,709,578  (2,990,538)  (1,988,483)  (3,575,974)  (5,250,758)  (28,835,112)  (42,640,865)  Capital expenditure  Exploration and evaluation assets  Property, plant and equipment  —  23,192,274  —  3,780,297  —  650,000 —  650,000  18,415,085  — 242,845  45,630,501  Total capital expenditure  23,192,274  3,780,297  18,415,085  650,000 242,845  46,280,501  In 2015 the Group changed its segment reporting to separate oil producing assets from gas producing assets.  Consequently the  2014 segment reporting note has been revised to reflect the same reporting format as 2015.    2015 $ 2014 $ Revenue from external customers by geographical location of production  Australia  10,313,266  3,718,102  Non‐current assets by geographical location  Australia  73,470,237  69,484,821  Major Customers  Revenue from one customer represents $8,223,782 or 80 percent of the group’s total oil and gas revenues (2014: $2,491,694 or  67 percent of the group’s total oil and gas revenues).  No other customers had revenue exceeding 10 percent of the group’s total  oil and gas revenue for the 2015 year.  In 2014 revenue from another customer represented $1,226,408 or 33 percent of the group’s total oil and gas revenues for that  year.  68 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                           NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 23. PARENT ENTITY INFORMATION Summary financial information  (a)  The individual financial summary statements for the parent entity show the following aggregate amounts:   Statement of financial position  Current assets  Non‐current assets  Total assets  Current liabilities  Total liabilities  Net assets  Shareholders’ equity  Issued capital  Reserves  Accumulated losses  Total equity  Loss for the year  Total comprehensive loss  2015 $ 2014 $ 9,872,277  9,065,573  18,937,850  9,188,446  11,070,840  20,259,286  (3,915,769)  (3,118,556) (4,308,708)  (4,806,901) 14,629,142  15,452,385  160,785,182  16,695,379  (162,851,419)  155,223,040  14,448,695  (154,219,350) 14,629,142  15,452,385  (8,632,069)  (31,899,516) (8,632,069)  (31,899,516) (b)  Guarantees entered into by the parent entity  Guarantees have been provided by the parent entity to subsidiaries arising out of the course of ordinary operations.  A Macquarie Loan Facility was entered into by Central Petroleum PVD Pty Ltd (Borrower) in February 2014, the parent and non‐ borrowing  subsidiaries  have  provided  guarantees  to  Macquarie  Bank  in  relation  to  the  repayment  of  monies  owing  and  other  performance related obligations of the Borrower typical for a borrowing of this nature.  Monies received through the operation of  Palm valley are subject to a proceeds account and can be distributed to the parent as available when no default exists.  Revenues  resulting  from  operations  outside  of  Palm  Valley  and  Dingo  assets  (such  as  Surprise)  are  not  subject  to  a  cash  sweep  or  other  restrictions under the Facility where no defaults exist.  Contingent assets and liabilities of the parent entity  (c)  There are no contingent asset or liabilities.  (d)  Commitments of the parent entity  Operating lease commitments of the parent entity are set out in Note 29(b).  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 69                                                                                                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 24. RELATED PARTY TRANSACTION (a)  Parent entity  The parent entity is Central Petroleum Limited.  (b)  Subsidiaries  The  consolidated  financial  statements  include  the  financial  statements  of  Central  Petroleum  Limited  and  the  subsidiaries  listed in the following table:  NAME OF ENTITY Merlin Energy Pty Ltd  Central Petroleum Projects Pty Ltd  (formerly Merlin West Pty Ltd)  Helium Australia Pty Ltd  Ordiv Petroleum Pty Ltd  Frontier Oil & Gas Pty Ltd  Central Green Pty Ltd  Central Geothermal Pty Ltd  Central Petroleum Services Pty Ltd  Central Petroleum PVD Pty Ltd  Central Petroleum (N.T) Pty Ltd  Jarl Pty Ltd  Central Petroleum Mereenie Pty Ltd  Central Petroleum Mereenie Unit Trust  (c)  Key management personnel  PLACE OF INCORPORATION Western Australia  CLASS OF SHARES Ordinary  Western Australia  Victoria  Western Australia  Western Australia  Western Australia  Western Australia  Western Australia  Queensland  Queensland  Queensland  Queensland  N/A  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Ordinary  Units  Disclosures relating to key management personnel are set out in Note 25.  EQUITY HOLDING 2014 2015 % % 100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  —  —  25. KEY MANAGEMENT PERSONNEL (a)  Key management personnel compensation  Short‐term employee benefits  Post‐employee benefits  Long‐term benefits  Share based payments  2015 $ 2014 $ 3,090,130  210,674  50,439  2,150,273  3,257,142  210,954  40,581  2,268,975  5,501,516  5,777,652  Detailed remuneration disclosures are provided in the remuneration report on pages 22 to 34.  (b)  Equity instrument disclosures relating to key management personnel  (i)  Options provided as remuneration and shares issued on exercise of such options  Details of options provided as remuneration and shares issued on the exercise of such options, together with the terms and  conditions of the options, can be found in the remuneration report on pages 22 to 34.  70 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                             NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 25. KEY MANAGEMENT PERSONNEL (continued) (ii)  Option holdings  The number of options over ordinary shares in the Company held during the financial year by each director of Central Petroleum  Limited and other key management personnel of the consolidated entity, including their personally related parties, are set out  below:  BALANCE AT START OF YEAR GRANTED AS COMPENSATION EXERCISED OTHER CHANGES HELD AT DATE OF DEPARTURE BALANCE AT END OF YEAR VESTED EXERCISABLE UNVESTED Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore3  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  900,000  900,000  —  280,000  1,000,000  1,000,000  —  N/A  —  N/A  —  N/A  — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee1  Michael Herrington  Daniel White  Bruce Elsholz2  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  34,584,407  34,584,407  2,700,000  900,000  1,643,334  929,200  1,170,000  600,000  560,000  —  —  —  —  N/A  — — — 1,800,000 450,000 733,334 370,500 570,000 504,000 560,000 430,000 — 450,000 — — — — — — — — — — — — — — — — — (280,000) — — — — — — — — — — (450,000) — (600,000) (19,200) (400,000) — — — — — — — N/A N/A — N/A N/A N/A — N/A — N/A — N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 1,140,500 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 900,000  900,000  —  —  1,000,000  1,000,000  —  —  —  —  —  —  34,584,407  34,584,407  2,250,000  2,700,000  1,493,334  1,643,334  N/A  1,170,000  1,064,000  560,000  430,000  —  450,000  —  300,000 300,000 — — 333,334 333,334 — — — — — — 9,683,634 9,683,634 300,000 300,000 1,043,334 1,643,334 N/A 1,170,000 560,000 560,000 100,000 — 120,000 — 600,000 600,000 — — 666,666 666,666 — — — — — — 24,900,773 24,900,773 1,950,000 2,400,000 450,000 — N/A — 504,000 — 330,000 — 330,000 — 1 34,584,407 unlisted options exercisable at $0.45 on or before 15 November 2015 and 15 November 2017 were issued to FEP on 8 August 2012, a company in which Richard Cottee  has a 50% beneficial interest  2 Bruce Elsholz resigned effective 30 November 2014.  3 William Dunmore and Michael Herrington retired as directors effective 26 November 2014.  Michael Herrington remains Chief Operating Officer.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 71       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 25. KEY MANAGEMENT PERSONNEL (continued) (iii)  Deferred shares – long term incentive plan  Under the group’s Employee Rights Plan, eligible employees may receive rights to deferred shares of Central Petroleum Limited.   The rights are granted in respect of a plan year which commences 1 July each year.  The share rights remain unvested until the  end of the performance period which is three years commencing from the start of each plan year.  Eligible employee must still be  in the employment of Central Petroleum Limited as at the vesting date for the rights to vest.  Final vesting percentages are determined by a combination of performance hurdles in respect of a combination of absolute total  shareholder return and relative total shareholder return compared to a specific group of Exploration and Production companies  as determined by the Board.    The  number  of  rights  to  be  granted  to  eligible  employees  is  determined  based  on  the  maximum  long  term  incentive  amount  applicable for each employee, being either a fixed dollar amount or a percentage of the employee’s base salary, divided by the  volume weighted average share price (VWAP) at the start of the plan year.   The maximum number of rights to ordinary shares in the Company under the long term incentive plan held during the financial  year by other key management personnel of the consolidated entity, including their personally related parties, are set out below:  RIGHTS HELD AT START OF YEAR MAXIMUM NUMBER GRANTED AS COMPENSATION CANCELLED DURING THE YEAR CONVERTED TO SHARES RIGHTS HELD AT END OF YEAR) Executive Directors and Other Key Management Personnel  Richard Cottee  Michael Herrington  Daniel White  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  330,000  —  278,571  —  274,285  —  262,286  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  330,000  —  278,571  —  274,285  —  262,286  —  72 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT               NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 25. KEY MANAGEMENT PERSONNEL (continued) (iii)  Share holdings  The number of shares in the Company held during the financial year by each director of Central Petroleum Limited and other key  management personnel of the consolidated entity, including their personally related parties, are set out below.  There were no  shares granted as compensation during the year. HELD AT BEGINNING OF YEAR HELD AT DATE OF APPOINTMENT ON MARKET PURCHASE RECEIVED ON EXERCISE OF OPTIONS NET CHANGE OTHER HELD AT DATE OF DEPARTURE HELD AT END OF YEAR Non-Executive Directors Andrew Whittle  William Dunmore1  Wrixon Gasteen  Robert Hubbard  J. Thomas Wilson  Peter Moore  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  133,680  133,680  183,743  183,743  97,000  104,000  64,100  N/A  —  N/A  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  —  N/A  —  N/A  —  N/A  102,364  —  —  —  —  —  55,900  64,100  —  —  —  —  Executive Directors and Other Key Management Personnel Richard Cottee  Michael Herrington1  Daniel White  Bruce Elsholz2  Leon Devaney  Michael Bucknill  Robbert Willink  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  2015  2014  208,683  208,683  200,000  200,000  288,000  288,000  —  —  110,000  110,000  31,000  —  —  —  1 Retired, as Directors effective 26 November 2014  2 Resigned 30 November 2014  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  31,000  N/A  N/A  227,700  —  50,000  —  —  —  —  —  100,000  —  25,000  —  —  —  (c)  Other transactions with key management personnel  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (7,000)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  N/A  N/A  183,743  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  236,044  133,680  N/A  183,743  97,000  97,000  120,000  64,100  —  —  —  —  436,383  208,683  250,000  200,000  288,000  288,000  N/A  —  210,000  110,000  56,000  31,000  —  —  (i)  During the year ended 30 June 2015 the consolidated entity paid $29,594 (2014: $24,476) to Dunmore Consulting, a business  in which Mr Dunmore is the principal, for the provision of technical and corporate advisory services. This transaction was on  normal commercial terms and conditions no more favourable than those available to other parties.    (ii)  Prior to 26 June 2015 FEP provided the services of Richard Cottee on the basis of a secondment to the Company.  As such  compensation is made to FEP in line with FEP’s Intercompany Services Agreement shown on page 33.  Richard Cottee has a  50 percent beneficial equity interest in FEP.  During the year ended 30 June 2015 FEP has received compensation of $518,783 (2014: $516,470).    2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 73                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 26. RECONCILIATION OF LOSS AFTER INCOME TAX TO NET CASH OUTFLOW FROM OPERATING ACTIVITIES Loss after income tax  Adjustments for:  Depreciation and amortisation  Share‐based payments  Income tax expense  Impairment expense  Borrowing expenses (non‐cash)  Write off exploration expenditure  Changes in assets and liabilities relating to operating activities:  (Increase)/Decrease in trade and other receivables  (Increase) in inventories  Decrease/(Increase) in exploration assets  Increase in trade and other payables  (Decrease)/Increase in provisions  2015 $ 2014 $ (27,731,038)  (10,857,986) 2,707,589  2,246,683  —  12,092,042  3,461,743  194,913  (2,920,023)  (195,691)  —  101,327  (557,878)  1,127,155  2,818,231  (4,107,498) —  —  —  3,981,516  (965,702) (650,000) 7,847,852  1,284,193  (10,600,333)  477,761  27. NON CASH INVESTING AND FINANCING ACTIVITIES In  2014  the  consolidated  entity  purchased  100  percent  of  Magellan  Petroleum  (NT)  Pty  Ltd  (MPNT)  from  Magellan  Petroleum  Corporation.    The  consideration  paid  for  the  sale  was  $35,595,871  made  up  of  $20,595,871  in  cash  and  an  issue  of  39,473,684 shares in Central Petroleum Limited with a fair value of $15,000,000.  28. CONTINGENCIES (a)  Contingent liabilities  (i)  The consolidated entity had contingent liabilities at 30 June 2015 in respect of certain joint arrangement payments.    As partial consideration under the terms of the purchase agreement for EPs 105, 106 and 107, there is a requirement to pay  the  vendor  the  sum  of  $1,000,000  (2014:  $1,000,000)  within  twelve  months  following  the  commencement  of  any  future  commercial production from the permits.   (ii)  Under the Share Sale and Purchase Deed entered into with Magellan Petroleum Australia Pty Limited (Magellan) in February  2014 for the purchase of Palm Valley and Dingo gas fields and related assets, Central Petroleum is obligated to pay Magellan  a Gas Price Bonus where the weighted average price of gas sold from the Palm Valley gas field during a Contract Year exceeds  certain price hurdles during a period of 15 years following Completion of the Agreement.  The price hurdles are in excess of  the current gas prices received from the Palm Valley gas field and escalate annually with CPI.   The Gas Price Bonus Amount  is calculated as 25 percent of the difference between the weighted average price of gas actually sold in a Contract Year and  the gas price bonus hurdle applicable to that Contract Year (after adjusting for CPI), multiplied by the actual volume of gas  originating and sold from the Palm Valley gas field .    The weighted average price of gas sold from the Palm Valley gas field is currently below the Gas Price Bonus hurdle price and  therefore no gas price bonus is payable (or anticipated to be payable) at this time.  Given current Northern Territory gas  market conditions, we do not anticipate paying a gas price bonus over the relevant term and have therefore ascribed a $nil  value to this contingent liability.  Should access to significantly higher priced markets eventuate, this contingent liability will  be revisited.  Importantly, any future payment of the Gas Price Bonus would likely only occur where sales and revenues from  the Palm Valley gas field materially exceed our acquisition assumptions.  (b)  Contingent assets  There were no contingent assets at 30 June 2015 (30 June 2014 ‐ $NIL).  74 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                         NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 29. COMMITMENTS 2015 $ 2014 $ (a)  Capital commitments  The consolidated entity has the following exploration expenditure commitments:  The following amounts are due:  Within one year  Later than one year but not later than three years  Later than three years but not later than five years  (i)  5,516,898  15,500,000  8,000,000  32,976,497  15,447,000  24,000,000  29,016,898  72,423,497  In the petroleum industry it is common practice for entities to farm‐out, transfer or sell a portion of their rights to third parties or  relinquish them altogether and, as a result, obligations may be reduced or extinguished.  (i)  2014: $21,346,497 of this commitment relates to the Dingo gas field development funded by the Macquarie debt facility.    (b)  Operating lease commitments  The  consolidated  entity,  through  its  parent  entity  Central  Petroleum  Limited,  has  non‐cancellable  operating  leases  for  office  premises and accommodation in Alice Springs and Brisbane.  The leases have varying terms, escalation clauses and renewal rights. Commitments for minimum lease payments in relation to non‐cancellable operating leases are payable as follows:  Within one year  Later than one year but not later than five years  757,316  1,483,533  2,240,849  595,987  2,414,894  3,010,881  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 75                                                                                                     NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 30. SHARE BASED PAYMENTS (a)  Employee options  An Incentive Option Scheme operates to provide incentives for employees.  Participation in the plan is at the board’s discretion;  however the plan is open to all employees and directors of the Company.  At the discretion of the Company, performance criteria may or may not be established in respect of options that vest under the  Incentive  Option  Scheme.    Options  are  granted  for  no  consideration.    Options  that  have  been  granted  to  date  to  employees,  excluding directors, have contained service conditions in respect of their vesting.  Options have vested progressively from grant  date to, in some cases, an employee’s third anniversary.  As of the date of this report no options issued under the Incentive Option  Scheme have contained any performance criteria in respect of their vesting.    There  are  no  rules  imposing  a  restriction  on  removing  the  ‘at  risk’  aspect  of  options  granted  to  employees  or  directors.    One  ordinary share is issued upon exercise of one option.   Set out below are summaries of options that have been granted to directors and employees.  EXPIRY DATE EXERCISE PRICE1 BALANCE AT START OF THE YEAR GRANTED DURING THE YEAR EXERCISED DURING THE YEAR EXPIRED OR FORFEITED DURING THE YEAR BALANCE AT END OF THE YEAR VESTED AND EXERCISABLE AT THE END OF THE YEAR No. No. No. No. No. $ 2015 31 May 2015  31 Oct 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  12 May 2016  20 Jul 2016  19 Aug 2016  30 Aug 2016  15 Nov2016  30 Nov 2016  $0.610  $0.550  $0.400  $0.450  $0.450  $0.450  $0.650  $0.600  $0.550  $0.575  $0.575  $0.475  $0.475  1,268,000  120,000  —  —  —  220,000  9,683,634  4,354,334  1,366,670  207,000  40,000  669,334  400,000  600,000  2,318,668  400,000  2,733,335  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  120,000  220,000  —  120,000  220,000  9,683,634  9,683,634  4,354,334  4,354,334  1,366,670  1,366,670  207,000  40,000  669,334  400,000  600,000  207,000  40,000  669,334  400,000  600,000  2,318,668  2,318,668  400,000  400,000  (1,268,000)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  15 Nov 2017  $0.450  24,900,773  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  $0.450  $0.475  $0.450  $0.400  $0.410  $0.650  1,800,000  1,449,350  —  —  —  —  2,429,068  782,525  234,000  393,900  24,900,773  2,733,335  (450,000)  2,799,350  —  —  —  —  2,429,068  782,525  234,000  393,900  —  —  —  —  —  —  —  Totals  50,861,748  5,508,843  —  (1,718,000)  54,652,591  20,379,640  Weighted average exercise price  $0.46  $0.44  $0.57  $0.46  $0.46  Weighted average remaining contractual life (years) at the end of the year  1.71  1 On 27 September 2013 shareholders approved every 5 ordinary shares held be converted into 1 ordinary share (subject to rounding).    76 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                         NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 30. SHARE BASED PAYMENTS (continued) (a)  Employee options (continued)  EXERCISE PRICE1 BALANCE AT START OF THE YEAR GRANTED DURING THE YEAR EXERCISED DURING THE YEAR EXPIRED OR FORFEITED DURING THE YEAR BALANCE AT END OF THE YEAR VESTED AND EXERCISABLE AT THE END OF THE YEAR No. No. No. No. No. $ EXPIRY DATE 2014 31 Mar 2014  31 Mar 2014  31 Mar 2014  31 Mar 2014  31 Mar 2014  31 Mar 2014  31 May 2015  31 Oct 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  15 Nov 2015  12 May 2016  20 Jul 2016  19 Aug 2016  30 Aug 2016  15 Nov2016  30 Nov 2016  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  $1.110  $1.250  $1.400  $1.600  $1.850  $1.000  $0.610  $0.550  $0.450  $0.450  $0.450  $0.650  $0.600  $0.550  $0.575  $0.575  $0.475  $0.475  $0.450  $0.475  300,000  300,000  300,000  300,000  300,000  1,673,334  1,268,000  120,000  9,683,634  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  4,379,334  (25,000)  1,366,670  —  —  207,000  40,000  669,334  400,000  800,000  2,318,668  400,000  2,733,335  —  —  —  —  —  —  —  —  $0.450  24,900,773  —  1,800,000  (300,000)  (300,000)  (300,000)  (300,000)  (300,000)  (1,673,334)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  (200,000)  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  N/A  1,268,000  1,268,000  120,000  120,000  9,683,634  9,683,634  4,354,334  4,354,334  1,366,670  1,366,670  207,000  40,000  669,334  400,000  600,000  —  40,000  669,334  400,000  600,000  2,318,668  2,318,668  400,000  400,000  24,900,773  2,733,335  1,800,000  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  Totals  47,873,748  6,386,334  (25,000)  (3,373,334)  50,861,748  21,220,640  Weighted average exercise price  $0.510  $0.460  $0.450  $1.210  $0.460  $0.470  Weighted average remaining contractual life (years) at the end of the year  2.60   2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 77                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 30. SHARE BASED PAYMENTS (continued) (b)  Employee options granted during the year  GRANT DATE EXPIRY DATE 2015 NUMBER OF OPTIONS AVERAGE FAIR VALUE PER OPTION EXERCISE PRICE PRICE OF SHARES ON GRANT DATE ESTIMATED VOLATILITY* RISK FREE INTEREST RATE DIVIDEND YIELD 17 Jul 2014  15 Nov 2015  220,000  9 Apr 2015  9 Apr 2015  9 Apr 2015  9 Apr 2015  9 Apr 2015  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  15 Nov 2017  1,449,350  2,429,068  782,525  234,000  393,900  2014 10 Jul 2013  15 Nov 2015  4,379,334  28 Nov 2013  15 Nov 2017  1,800,000  10 Apr 2014  15 Nov 2015  207,000  $0.020  $0.059  $0.062  $0.067  $0.066  $0.043  $0.047  $0.045  $0.055  $0.400  $0.475  $0.450  $0.400  $0.410  $0.650  $0.450  $0.475  $0.650  $0.375  $0.125  $0.125  $0.125  $0.125  $0.125  $0.625  $0.320  $0.490  45% to 65%  55% to 75%  55% to 75%  55% to 75%  55% to 75%  55% to 75%  60% to 90%  45% to 65%  45% to 65%  2.79%  1.74%  1.74%  1.74%  1.74%  1.74%  2.73%  2.69%  2.79%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  0.0%  *  The estimated price volatility is based on the historical price volatility for the 12 months prior to the date of granting of the options, adjusted for any  expected changes to future volatility due to publicly available information.  (c)  Deferred shares – Long Term Incentive Plan  Under the group’s Employee Rights Plan, eligible employees may receive rights to deferred shares of Central Petroleum Limited.   The rights are granted in respect of a plan year which commences 1 July each year.  The share rights remain unvested until the end  of the performance period which is three years commencing from the start of each plan year.  Eligible employee must still be in the  employment of Central Petroleum Limited as at the vesting date for the rights to vest.  Final vesting percentages are determined by a combination of performance hurdles in respect of a combination of absolute total  shareholder return and relative total shareholder return compared to a specific group of Exploration & Production companies as  determined by the Board.    The  number  of  rights  to  be  granted  to  eligible  employees  is  determined  based  on  the  maximum  long  term  incentive  amount  applicable for each employee, being either a fixed dollar amount or a percentage of the employee’s base salary, divided by the  volume weighted average share price (VWAP) at the start of the plan year.   Invitation letters for the plan year commencing 1 July 2014 were issued to eligible employees on 17 June 2015.    Maximum number of rights expected to be granted to employees  Fair value of rights (per right)  2015 2014 2,811,401  $0.074  — —  (d)  Expenses arising from share‐based payment transactions  Total expenses arising from share‐based transactions recognised during the year were:  Options and rights issued to directors and employees  2,246,683  2,818,231  2015 $ 2014 $ 78 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                             NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 31. FINANCIAL RISK MANAGEMENT The consolidated entity’s principal financial instruments are cash and short‐term deposits. The consolidated entity also has other  financial assets and liabilities such as trade receivables, trade payables and borrowings, which arise directly from its operations.  The consolidated entity’s risk management objective with regard to financial instruments and other financial assets include gaining  interest income and the policy is to do so with a minimum of risk.  (a)  Credit Risk  The credit risk on financial assets of the consolidated entity which have been recognised in the statement of financial position is  generally the carrying amount, net of any provision for doubtful debts. The consolidated entity trades only with recognised banks  and large customers where the credit risk is considered minimal.   The aging of the consolidated entity’s receivables at reporting date was:  TRADE AND OTHER RECEIVABLES Past due: 0‐30 days  Past due: 31‐150 days  Past due: 151‐365 days  GROSS IMPAIRMENT 2015 $ 4,746,959  481,536  —  2014 $ 1,191,514  1,274,539  —  5,228,495  2,466,053  2015 $ 2014 $ —  —  —  —  —  —  —  —  Based on historic default rates, the consolidated entity believes that no impairment allowance is necessary in respect of receivables  past due over 30 days.  The receivables at 30 June 2015 relate predominantly to the oil sales from Surprise West field and gas sales from the Palm Valley  field.  In addition amounts receivable exist from joint arrangement partner recharges and GST refunds due from the Australian tax  office.  100 percent of trade and other receivables have been received to date.  Credit risk also arises in relation to financial guarantees given to certain parties (see Note 23(b)). Such guarantees are only provided  in exceptional circumstances and are subject to specific board approval.  (b)  Liquidity Risk  The following are the contractual maturities of financial assets and liabilities:  2015 Financial Assets  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Other financial assets  Financial Liabilities  Trade and other payables  Interest bearing liabilities  ≤ 6 MONTHS 6–12 MONTHS 1–5 YEARS ≥ 5 YEARS TOTAL 3,516,139  5,228,495  —  8,744,634  (7,707,897) (1,345,761) —  —  —  —  —  —  —  2,075,733  2,075,733  —  (6,575,368)  (39,536,722)  (9,053,658) (6,575,368)  (39,536,722)  —  —  —  —  —  —  —  3,516,139  5,228,495  2,075,733  10,820,367  (7,707,897) (47,457,851) (55,165,748) 2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 79                                                       NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 31. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) ≤ 6 MONTHS 6–12 MONTHS 1–5 YEARS ≥ 5 YEARS TOTAL 2014 Financial Assets  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Other financial assets  10,330,474  2,466,053  —  12,796,527  Financial Liabilities  Trade and other payables  (10,476,308) Macquarie debt facility  —  (255,760) (23,761,593) (10,476,308) (255,760) (23,761,593) —  —  —  —  —  —  —  2,423,185  2,423,185  —  —  —  —  —  —  —  —  10,330,474  2,466,053  2,423,185  15,219,712  (10,476,308) (24,017,353) (34,493,661) Prudent liquidity risk management implies maintaining sufficient cash and marketable securities and the availability of funding.   Management monitors rolling forecasts of the group’s liquidity reserve (comprising the undrawn borrowing facilities below) and  cash and cash equivalents (Note 6) on the basis of expected cash flows. This is carried out at the Group level in accordance with  practice and limits set by the Board of Directors. In addition, the group’s liquidity management policy involves projecting cash  flows,  monitoring  balance  sheet  liquidity  ratios  against  internal  and  external  regulatory  requirements  and  maintaining  debt  financing plans.  The group had access to the following undrawn borrowing facilities at the end of the reporting period:  2015 $ 2014 $ Macquarie debt facility (floating rate)  31(e)  2,692,152  24,426,000  Interest Rate Risk  (c)  The consolidated entity’s exposure to interest rate risk, which is the risk that a financial instrument’s value will fluctuate as a result  of changes in market interest rates and the effective weighted average interest rates on classes of financial assets and financial  liabilities, is as follows:  WEIGHTED AVERAGE EFFECTIVE INTEREST RATE FLOATING INTEREST RATE FIXED INTEREST NON-BEARING INTEREST TOTAL 2015 2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014 2015 2014 % % $ $ $ $ $ $ $ $ Financial Assets:  Cash and cash equivalents  1.2  0.9  3,516,139  10,330,474  Trade and other receivables —  —  Other financial assets  0.7  0.6  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  3,516,139  10,330,474  5,228,495  2,466,053  5,228,495  2,466,053  858,391  485,828  1,217,342  1,937,357  2,075,733  2,423,185  3,516,139  10,330,474  858,391  485,828  6,445,837  4,403,410  10,820,367  15,219,712  Financial Liabilities:  Trade and other payables  —  —  —  Interest bearing liabilities  10.4  10.2  (47,457,851)  (24,017,353)  (47,457,851)  (24,017,353)  —  —  —  —  —  —  (7,707,897)  (10,476,308)  (7,707,897) (10,476,308)  —  —  (47,457,851) (24,017,353)  (7,707,897)  (10,476,308) (55,165,748) (34,493,661)  Net Financial Assets /  (Liabilities)  10.4  10.2  (43,941,712)  (13,686,879)  858,391  485,828  (1,262,060)  (6,072,898) (44,345,381) (19,273,949)  80 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                               NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 31. FINANCIAL RISK MANAGEMENT (continued) Interest Rate Sensitivity  A sensitivity of 10 percent has been selected as this is considered reasonable given the current level of both short term and long  term interest rates.  A 10 percent movement in interest rates at the reporting date would have increased (decreased) equity and  profit and loss by the amounts shown below based on the average amount of interest bearing financial instruments held.  This  analysis assumes that all other variables remain constant.  The analysis is performed only on those financial assets and liabilities with floating interest rates and is prepared on the same basis  as for 2014.  PROFIT OR LOSS EQUITY 10% Increase 10% Decrease 10% Increase 10% Decrease 2015 Cash and cash equivalents  Interest bearing liabilities  2014 Cash and cash equivalents  Interest bearing liabilities  4,900  492,186  15,456  255,779  (4,900)  (492,186)  (15,456)  (255,779)  —  —  —  —  —  —  —  —  (d)  Commodity Risk  The consolidated entity is exposed to commodity price fluctuations in respect of crude oil sales.  The consolidated entity does not  hedge crude oil sales.  Gas sales are made under long term contracts and as such do not contain any commodity risk.  (e)  Financing Facilities  In February 2014, Central Petroleum PVD Pty Ltd entered into a Loan Facility Agreement (Facility) with Macquarie Bank Limited  (Macquarie).  The Facility consists of three tranches totaling $50 million.  Tranches A and C total $20 million and were used for the  acquisition of Palm Valley and Dingo gas fields and related assets from Magellan.  Tranche B accounts for the balance of the Facility  (up to $30 million) and is available to fund completion of the Dingo gas field, including all acquisition costs and capitalised interest  expenses.  Tranche C ($5 million) is structured as a 2 year, interest only bullet.  Tranche A and B ($45 million in total) are structured  as a 5 year partially amortising term loan.  The interest costs for each loan are based on fixed spreads over the periodic Bank Bill  Swap (BBSW) average bid rate.  The interest rate for tranche B steps down on completion of the Dingo project provided certain  production hurdles or financial ratios are achieved.  The Group does not have any interest rate hedging arrangements in place.   Central Petroleum Limited can repay the Facility in part or in whole at any time without a pre‐payment penalty.  Under the terms of the Facility, the Group is required to comply with the following two key financial covenants:  1.  2.  The  Group  Current  Ratio  is  at  least  1:1,  excluding  amounts  payable  under  the  Macquarie  debt  facility  and  outstanding  contributions to the Southern Georgina joint arrangement.  The Net Present Value with a 10% discount rate (NPV10) of forecasted net cash flow from Palm Valley and Dingo limited by  the sales of only Proved Developed Producing reserves, divided by the outstanding loan amount must be greater than 1:1.  The Group remains compliant with these and all other financial covenants under the Facility. Refer Note 33(ii) for post balance  date events relating to the Macquarie debt facility.  (f)  Currency Risk  The consolidated entity’s exposure to currency risk is limited due to its ongoing operations being in Australia and all associated  contracts completed in Australian dollars.  A small foreign exchange risk arises from liabilities denominated in a currency other  than Australian dollars.  The Group generally does not undertake any hedging or forward contract transactions as the exposure is  considered immaterial, however individual transactions are reviewed for any potential currency risk exposure.  (g)  Fair Values  The carrying amounts of cash, cash equivalents, financial assets and financial liabilities, approximate their fair values.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 81                                   NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 32. INTEREST IN JOINT ARRANGEMENTS Details of joint arrangements in which the consolidated entity has an interest are as follows:  EP 82 (Santos)  EP 105 (Santos)  EP 106 (Santos)  EP 107 (Santos)  EP 112 (Santos)  EP 125 (Santos)  RL 3 & RL 4 (Santos)   EP 115 North Mereenie Block (Santos)  ATP 909 (Total)  ATP 911 (Total)  ATP 912 (Total)  EP(A) 147 (Santos)  Total = TOTAL GLNG Australia  Santos = Santos QNT Pty Ltd  PRINCIPAL ACTIVITIES Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  Oil & gas exploration  2015 % 60.00  60.00  60.00  N/A*  60.00  30.00  N/A*  60.00  90.00  90.00  90.00  N/A*  2014 % 75.00  75.00  75.00  75.00  75.00  30.00  75.00  60.00  90.00  90.00  90.00  75.00  *No longer a joint arrangement.  The consolidated entity now has a 100% interest in the Permit  The Joint Arrangements are accounted for based on contributions made to the Joint Operated Arrangements on an accruals basis.   The principal place of business is Australia.  Santos’ and Total’s right to earn and retain participating interests in each permit is subject to satisfying various obligations in their  respective farmout agreement. The participating interests as stated assume such obligations have been met, otherwise may be  subject to change or negotiation.  The share in the assets and liabilities of the joint arrangements where less than 100 percent interest is held by the Company are  included in the consolidated entity’s statement of financial position in accordance with the accounting policy described in Note 1(b)  under the following classifications:  2015 $ 2014 $ Current assets  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Inventory  Total current assets  Non‐current assets  Property, plant and equipment  Other financial assets  Total non‐current assets  Current liabilities  Trade and other payables  Joint Venture under contributions*  Accruals  Total current liabilities  Non‐Current liabilities  Restoration provision  Total non‐current liabilities  Net liabilities  Joint arrangement contribution to loss before tax  Revenue  Expenses  Profit / (Loss) before income tax  12,330  13,471  387,625  413,426  161,108  7,200  168,308  308,743  3,676,864  109,423  4,095,030  194,829  194,829  3,708,125  9,986  (6,257,000)  (6,247,014)  807,914  45,500  362,958  1,216,372  176,900  9,300  186,200  353,355  4,305,514  38,221  4,697,090  —  —  3,294,518  11,112  (2,948,314) (2,937,202) * The Group is liable for the last 20% of the Stage 1 expenditure in the Southern Georgina Joint Venture, with Total funding the first 80%.  82 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT                                                                                                                                                                                                                                                                 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 30 JUNE 2015 33. EVENTS OCCURRING AFTER THE REPORTING PERIOD Subsequent to 30 June 2015 the following events have occurred:  (i) Acquisition of Fifty Percent (50%) Interest in Mereenie Oil and Gas Field On 1 September 2015 the consolidated entity acquired a 50 percent interest in the Mereenie oil and gas field in the Amadeus Basin, Northern  Territory from the Santos group.  The Company assumed operatorship of the field effective from that date.  A new joint venture will be  established.  The financial effects of this transaction have not been recognised at 30 June 2015 and the acquisition will be included in consolidated results  from 1 September 2015.  PURCHASE CONSIDERATION Cash paid  Deferred consideration  Free carry of Santos’ share of field appraisal and development  Total purchase consideration  $ 35,000,000  10,000,000  5,000,000  50,000,000  As part of the transaction the parties have agreed to a range of matters relating to other Southern Amadeus Basin exploration arrangements  between the parties. The fair values of the assets and liabilities as at the date of acquisition are yet to be determined.  Contingent Consideration Potential consideration as indicated above is payable if a final investment decision is made on the North East Gas Interconnector (NEGI)  and the Mereenie Joint Venture participants (or their related parties) enter into a gas transportation agreement with the NEGI project  owner within 3 years of the execution date.  The potential consideration comprises a $15 million payment and $55‐75 million of sole funding work to prove up 15 PJ per annum over  10 years in excess of contracted gas for the purposes of transportation via the NEGI.  A bullet payment of 50 percent of the remaining  balance of the target of $65 million is payable if the required NEGI works are not completed within 3 years of the pre‐conditions being  satisfied.  The  potential  undiscounted  amount  of  all  future  payments  that  the  consolidated  entity  could  be  required  to  make  under  this  arrangement is between $0 and $47,500,000.  (ii) Debt facility As part of the Mereenie acquisition, the Macquarie debt facility has been expanded to include a new Facility “D” of $40 million taking  the total facility limit to $90 million with a final maturity date of 30 September 2020.  The  existing  repayment  schedule  has  been  replaced  with  a  new  repayment  schedule.  Commencing  31  December  2015  the  principal  repayment (excluding interest accruing under the facility) is a set amount of $1 million per quarter payable at the end of each calendar  quarter with the balance of the facility due on the final maturity date.  Financial covenants under the revised facility:  Current Ratio is at least 1:1   •  Proved Developed Producing (PDP) Reserves Cover Ratio is greater than 1.3:1  •  Trade creditors ageing over 90 days past the due date must not exceed $5 million.  •  (iii) Legal Matter Central Petroleum Limited has been allegedly served with litigation filed in the District Court of Harris County Texas, located in Houston,  Texas, in respect of a farm‐in deal negotiated between the Perth office of Total and Central Petroleum when it was headquartered in  Perth.  Central Petroleum is disputing the Court’s jurisdiction.  Separately, internal investigations have concluded that there is no factual  basis for the alleged claim and the consolidated entity accordingly denies any liability.  The action will be vigorously defended.  2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED 83                       DIRECTORS’ DECLARATION  In the directors’ opinion:  a)  the financial statements and notes set out on pages 38 to 83 of the Consolidated Entity are in accordance with the Corporations Act  2001 (Cth), including:  (i)  (ii)  complying  with  Accounting  Standards,  the  Corporations  Regulations  2001  (Cth)  and  other  mandatory  professional  reporting  requirements, and  giving a true and fair view of the Consolidated Entity’s financial position as at 30 June 2015 and of its performance for the financial  year ended on that date;   b)  there are reasonable grounds to believe that the company will be able to pay its debts as and when they become due and payable; and  c)  the  financial  statements  comply  with  the  International  Financial  Reporting  Standards  as  issued  by  the  International  Accounting  Standards Board as disclosed in Note 1(a).  This declaration has been made after receiving the declarations required to be made to the directors in accordance with section 295A of the  Corporations Act 2001 (Cth) for the financial year ended 30 June 2015.  This declaration is made in accordance with a resolution of the directors of Central Petroleum Limited:  Richard Cottee   Managing Director  Brisbane  23 September 2015  84 2015 ANNUAL REPORT CENTRAL PETROLEUM LIMITED             Independent auditor’s report to the members of Central Petroleum Limited Report on the financial report We have audited the accompanying financial report of Central Petroleum Limited (the company), which comprises the consolidated statement of financial position as at 30 June 2015, the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income, consolidated statement of changes in equity and consolidated statement of cash flows for the year ended on that date, a summary of significant accounting policies, other explanatory notes and the directors’ declaration for Central Petroleum Limited (the consolidated entity). The consolidated entity comprises the company and the entities it controlled at year’s end or from time to time during the financial year. Directors’ responsibility for the financial report The directors of the company are responsible for the preparation of the financial report that gives a true and fair view in accordance with Australian Accounting Standards and the Corporations Act 2001 and for such internal control as the directors determine is necessary to enable the preparation of the financial report that is free from material misstatement, whether due to fraud or error. In Note 1, the directors also state, in accordance with Accounting Standard AASB 101 Presentation of Financial Statements, that the financial statements comply with International Financial Reporting Standards. Auditor’s responsibility Our responsibility is to express an opinion on the financial report based on our audit. We conducted our audit in accordance with Australian Auditing Standards. Those standards require that we comply with relevant ethical requirements relating to audit engagements and plan and perform the audit to obtain reasonable assurance whether the financial report is free from material misstatement. An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the financial report. The procedures selected depend on the auditor’s judgement, including the assessment of the risks of material misstatement of the financial report, whether due to fraud or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the consolidated entity’s preparation and fair presentation of the financial report in order to design audit procedures that are appropriate in the circumstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the entity’s internal control. An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates made by the directors, as well as evaluating the overall presentation of the financial report. We believe that the audit evidence we have obtained is sufficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion. Independence In conducting our audit, we have complied with the independence requirements of the Corporations Act 2001. PricewaterhouseCoopers, ABN 52 780 433 757 Riverside Centre, 123 Eagle Street, BRISBANE QLD 4000, GPO Box 150, BRISBANE QLD 4001 T: +61 7 3257 5000, F: +61 7 3257 5999, www.pwc.com.au Liability limited by a scheme approved under Professional Standards Legislation. 85 Auditor’s opinion In our opinion: (a) the financial report of Central Petroleum Limited is in accordance with the Corporations Act 2001, including: (i) (ii) giving a true and fair view of the consolidated entity's financial position as at 30 June 2015 and of its performance for the year ended on that date; and complying with Australian Accounting Standards (including the Australian Accounting Interpretations) and the Corporations Regulations 2001. (b) the financial report and notes also comply with International Financial Reporting Standards as disclosed in Note 1. Material uncertainty regarding continuation as a going concern Without modifying our opinion, we draw attention to Note 1 in the financial report, which indicates that, consistent with the development nature of the consolidated entity's activities it has experienced operating losses, negative cash flows and that current liabilities exceed current assets. Over the next 12 months additional funds will be required to be raised to fund future operations of the consolidated entity and the Mereenie acquisition commitments. These conditions, along with other matters set forth in Note 1, indicate the existence of a material uncertainty that may cause significant doubt about the consolidated entity’s ability to continue as a going concern and therefore, the consolidated entity may be unable to realise its assets and discharge its liabilities in the normal course of business and at the amounts stated in the financial report. Report on the Remuneration Report We have audited the remuneration report included in pages 26 to 38 of the directors’ report for the year ended 30 June 2015. The directors of the company are responsible for the preparation and presentation of the remuneration report in accordance with section 300A of the Corporations Act 2001. Our responsibility is to express an opinion on the remuneration report, based on our audit conducted in accordance with Australian Auditing Standards. Auditor’s opinion In our opinion, the remuneration report of Central Petroleum Limited for the year ended 30 June 2015 complies with section 300A of the Corporations Act 2001. PricewaterhouseCoopers Michael Shewan Partner Brisbane 23 September 2015 86 ASX ADDITIONAL INFORMATION  DETAILS OF QUOTED SECURITIES AS AT 16 SEPTEMBER 2015: Top holders The 20 largest registered holders of the quoted securities as at 16 September 2015 were:  NO. OF SHARES 32,645,554 13,296,436 10,000,000 4,000,000 3,608,873 3,000,000 2,754,473 2,655,496 2,500,000 2,438,957 2,046,546 1,800,000 1,746,500 1,736,075 1,400,001 1,250,000 1,200,000 1,178,000 1,100,000 1,098,546 % 8.85 3.61 2.71 1.08 0.98 0.81 0.73 0.72 0.68 0.66 0.56 0.49 0.47 0.47 0.38 0.34 0.33 0.32 0.30 0.30 91,455,457 24.80 NAME Magellan Petroleum Australia Pty Ltd  Citicorp Nominees Pty Limited  Macquarie Bank Limited   Mr Gerard Pieter Tom Van Brugge  National Nominees Limited  Mr Mark Philip Shawcross  J P Morgan Nominees Australia Limited  HSBC Custody Nominees Australia Limited  Mr James Donald Bruce Cochrane + Mrs Joan Elizabeth Cochrane    UBS Nominees Pty Ltd  Franze Holdings Pty Ltd  RBJ Nominees Pty Ltd   John Cresswell Leigh +  Dulcie Lynette Leigh   1.  2.  3.  4.  5.  6.  7.  8.  9.  10.  11.  12  13.  14.  Mr Geoffrey Rol  15.  Mr Stuart Francis Howes  16.  17.  Edwin Holdings Pty Ltd  Chembank Pty Limited   18.  Mr Seager Rex Harbour  19.  20.  Garmi Holdings Pty Ltd  Franze Holdings Pty Limited   DISTRIBUTION SCHEDULE The distribution schedule of the ordinary fully paid shares as at 16 September 2015 was:  RANGE 1 ‐ 1,000  1,001 ‐5,000  5,001 ‐ 10,000  10,001 ‐ 100,000  100,001 ‐ Over  HOLDERS 915  2,723  1,480  3,165  UNITS 480,472  7,552,913  11,764,061  111,508,405  566  237,413,106  % 0.13  2.05  3.19  30.24  64.39  Total  8,849  368,718,957  100.00  GEOGRAPHIC BREAKDOWN The geographic distribution schedule of the ordinary fully paid shares as at 16 September 2015 was:  LOCATION HOLDERS UNITS 8,592  257  355,073,889  13,645,068  % 96.30  3.70  Australia  Overseas  Total  8,849  368,718,957  100.00  CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT 87           ASX ADDITIONAL INFORMATION  SUBSTANTIAL SHAREHOLDERS NAME NO. OF SHARES % Magellan Petroleum Australia Pty Ltd  32,645,554  8.85  UNMARKETABLE PARCELS Holdings less than a marketable parcel of ordinary shares (being 1,493 shares as at 16 September 2015):  HOLDERS UNITS 3,387  6,791,328  VOTING RIGHTS Subject to any rights or restrictions for the time being attached to any class or classes of shares, at meetings of shareholders or classes of  shareholders:  • • • each shareholder entitled to vote may vote in person or by proxy, attorney or representative of a shareholder;  on a show of hands, every person present who is a shareholder or a proxy, attorney or representative of a shareholder has one vote;  and  on a poll, every person present who is a shareholder shall, in respect of each fully paid share held by him, or in respect of which he is  appointed a proxy, attorney or representative, have one vote for their share, but in respect of partly paid shares, shall have such number  of votes being equivalent to the proportion which the amount paid (not credited) is of the total amounts paid and payable in respect of  those shares (excluding amounts credited).  ON-MARKET BUY BACK There is no current on‐market buy‐back.  88 CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT         INTERESTS IN PETROLEUM PERMITS AND PIPELINE LICENCES  Permits and Licences Granted TENEMENT  LOCATION  OPERATOR  CTP CONSOLIDATED ENTITY  Beneficial  Registered  Interest (%)  Interest (%)  OTHER JV PARTICIPANTS Participant  Name  Beneficial  Interest (%)  EP 82 (excl. EP 82 Sub‐Blocks)*  EP 82 Sub‐Blocks**  EP 93  EP 97  EP 105*  EP 106*  EP 107**  EP 112*  EP 115 (excl. EP 115NMB)  EP 115NMB (North Mereenie Block) EP 125  OL 3 (Palm Valley)  OL 4 (Mereenie)**  OL 5 (Mereenie)**  L 6 (Surprise)  L 7 (Dingo)  RL 3 (Ooraminna)  RL 4 (Ooraminna)  ATP 909*  ATP 911*  ATP 912*  Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Pedirka Basin NT  Pedirka Basin NT  Amadeus/Pedirka Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus/Pedirka Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Georgina Basin QLD Georgina Basin QLD Georgina Basin QLD Permits and Licences under Application Santos Central Central Central Santos Santos Santos Santos Central Santos Santos Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central 60 60 100 100 60 60 60 60 100 60 30 100 0*** 0*** 100 100 100 100 90 90 90 60  100  100  100  60  60  100  60  100  60  30  100  50  50  100  100  100  100  90  90  90  Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Total  Total  Total  40 40 40 40 40 70 50 50 10 10 10 TENEMENT  EPA 92   EPA 111**  EPA 120   EPA 124**  EPA 129   EPA 130   EPA 131   EPA 132   EPA 133   EPA 137   EPA 147**  EPA 149   EPA 152   EPA 160   EPA 296   PELA 77  LOCATION  Wiso Basin NT  Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Wiso Basin NT  Pedirka Basin NT  Pedirka Basin NT  Georgina Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT Wiso Basin NT  Wiso Basin NT  Pedirka Basin SA  CTP CONSOLIDATED ENTITY  Registered  Interest (%)  Beneficial  Interest (%)  OTHER JV PARTICIPANTS Beneficial  Interest (%)  Participant  Name  OPERATOR  Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central Central 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  100  Pipeline Licences PIPELINE LICENCE  PL 2   PL 30   LOCATION  Amadeus Basin NT Amadeus Basin NT OPERATOR  Central Central CTP CONSOLIDATED ENTITY  Registered  Interest (%)  Beneficial  Interest (%)  OTHER JV PARTICIPANTS Beneficial  Interest (%)  Participant  Name  0*** 100 50  100  Santos 50 * Santos’ and Total’s right to earn and retain participating interests in the permit is subject to satisfying various obligations in their respective farmout agreement. The participating  interests as stated assume such obligations have been met, otherwise may be subject to change.  ** In line with the Company’s announcement of 4 June 2015, Central has entered into an agreement to purchase 50% of OL 4 / OL 5 (Mereenie oil and gas field) and PL 2 (Mereenie  Alice Springs Pipeline) and have granted Santos the right to acquire a 50% interest in EPA 111 and EPA 124, which was completed 1 September 2015. 100% of EP 82 Sub‐Blocks, EP 107  and EPA 147 were returned to Central on execution of this agreement on 3 June 2015.  *** 50% on registration.  CENTRAL PETROLEUM LIMITED 2015 ANNUAL REPORT 89                                                         

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above