ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2015

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp.  Annual Report  For the year ended December 31, 2015      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the year ended December 31, 2015  ________________________________________________________________________________________  Management’s discussion  and analysis  (“MD&A”) of the  financial  and  operating  results  of  ShaMaran Petroleum  Corp.  (together with its subsidiaries, “ShaMaran” or the “Company”) is prepared with an effective date of March 16, 2016. The  MD&A  should  be  read  in  conjunction  with  the  audited  consolidated  financial  statements  for  the  year  ended  December 31, 2015 together with the accompanying notes.  The  financial  statements  of  the  Company  have  been  prepared  in  accordance  with  International  Financial  Reporting  Standards  (“IFRS”)  as  issued  by  the  International  Accounting  Standards  Board.  Unless  otherwise  stated  herein  all  currency amounts indicated as “$” in this MD&A are expressed in thousands of United States dollars (“USD”).  OVERVIEW  ShaMaran Petroleum Corp. is an oil development and exploration company with a 26.8% direct interest in the Atrush  Block production sharing contract (“PSC”) relating to a property located in the Kurdistan Region of Iraq (“Kurdistan”)1.  Atrush is currently in the pre‐production stage of the first phase of the development program (“Phase 1”). Phase 1 of  field  development  consists  of  installing  and  commissioning  production  facilities  with  30,000  barrels  of  oil  per  day  (“bopd”)  capacity  and  the  drilling  and  completion  of  five  production  wells  to  supply  the  production  facility.  The  oil  discovery on the Atrush petroleum property is continuously being appraised.  ShaMaran  is  a  Canadian  oil  and  gas  company  listed  on  the  TSX  Venture  Exchange  and  the  NASDAQ  OMX  First  North  Exchange (Stockholm) under the symbol "SNM".   HIGHLIGHTS  Production Facility and Export Pipeline    Construction  of  the  30,000  bopd  Atrush  Phase  1  Production  Facility  (“Production  Facility”)  is  in  progress.  Most  equipment  has  been  delivered  to  site  and  has  been  installed.  The  civil  works  for  critical  individual  facilities  are  complete  and  non‐critical  civil  works  are  proceeding  according  to  schedule.  A  tank  farm  has  been  installed.  Construction  and  erection  of  pipe  racks  is  substantially  complete.  Pipe  fabrication  and  welding  is  progressing.  Pulling and terminating of electrical and instrument cable is ongoing and instrumentation is being installed. Based  on progress to date, commissioning of the Production Facility is targeted for the second quarter of 2016, with first  oil production to follow in mid 2016.   Work on the dedicated feeder pipeline to be constructed between the Production Facility and the tie‐in point on  the  main  export  pipeline  is  progressing.  On  November  1,  2015  an  engineering,  procurement  and  construction  contract  for  the  pipeline  to  be  constructed  within  the  Atrush  Block  was  signed.  Actual  construction  work  is  scheduled to start towards the end of the first quarter of 2016. The pipeline is expected to be completed in time for  the targeted first oil production date.  Well Results    The Atrush‐3 (“AT‐3”) eastern area appraisal well was re‐entered in January 2015 and tested at a maximum oil rate  of 4,900 bopd of 14° API oil using an electrical submersible pump (“ESP”). The well was originally drilled in 2013.  The Chiya Khere‐5 (“CK‐5”) development well was successfully tested in June 2015. Three well tests were carried  out using an ESP, confirming excellent well productivity. During the main test period an average rate of 5,000 bopd  25° API oil was established with a constrained drawdown.  1 The Kurdistan Regional Government (“KRG”) holds a right under the Atrush Block PSC to acquire up to a 25% undivided interest in the PSC.  1                 The  Chiya  Khere‐8  (“CK‐8”)  development  well  was  re‐entered  and  tested  in  August  2015.  Two  well  tests  were  carried out producing 4,200 bopd each using an ESP. For the first time medium gravity 24° API oil was tested from  the Mus formation.  Corporate   On January 19, 2015 the Company effected changes to its senior management and Board of Directors (the “Board”).  Mr. Chris Bruijnzeels was appointed as the President and Chief Executive Officer of ShaMaran and as a member of  the  Board  replacing  Mr.  Pradeep  Kabra  who  resigned  from  these  positions.  Mr.  C.  Ashley  Heppenstall  was  also  appointed  as  a  member  of  the  Board  while  Mr.  Alex  Schneiter  and  Mr.  J.  Cameron  Bailey  have  resigned  their  positions as members of the Board, all with effect from January 19, 2015. In connection with the changes in senior  management  and  the  Board  the  Company  approved  on  January  19,  2015  a  grant  of  an  aggregate  of  26,000,000  incentive stock options with an exercise price of CAD 0.115, to certain senior officers and directors of the Company.  Refer also to the “Outstanding Share Data” section below.    ShaMaran  raised  funds  of  $59.1  million  (net  of  transaction  costs)  through  the  issuance  of  an  aggregate  of  754,214,990  common  shares of  the  Company in February  2015.  The shares  were  issued  further to  an offering  of  rights to existing shareholders of the Company to purchase shares of ShaMaran at an exercise price of CAD 0.10 per  share.   On  February  15,  2016  the  Company  reported  updates  to  estimated  reserves  and  contingent  resources  for  the  Atrush block as of December 31, 2015. Total oil in place is estimated at 1.5 to 2.8 billion barrels, with Total Field  Proven plus Probable (“2P”) Reserves on a property gross basis increasing from 61.5 million barrels (“MMbbl”) to  85.1 MMbbl, an increase of 38 percent. Total Field Unrisked Best Estimate Discovered Recoverable Resources (“2P +  2C”)2 on a property gross basis increased from 372 million barrels oil equivalent (MMboe)3 to 389 MMboe.    The  Company  announced  on  March  14,  2016  a  financing  arrangement  which  has  been  proposed  (the  “Proposed  Financing  Arrangement”)  to  holders  of  the  $150  million  bonds  (the  “Existing  Bonds”)  of  General  Exploration  Partners.  Inc.  (“GEP”),  a  wholly  owned  subsidiary  of  ShaMaran.  The  Proposed  Financing  Arrangement  would  provide the Company with additional liquidity in 2016 of approximately $33 million based on the issuance of $17  million of additional super senior bonds ($16 million proceeds net of transaction costs) and provide terms for the  Company to pay bond coupon interest in kind by issuing additional bonds, including approximately $17 million of  2016 coupon interest. The Proposed Financing Arrangement would also provide holders of the Existing Bonds the  option to convert up to $18 million of Existing Bonds at face value into ShaMaran common shares at market price  following approval of the Proposed Financing Arrangement. GEP has entered into an agreement to underwrite the  new  super  senior  bonds  with  ShaMaran’s  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL  and  Zebra  Holdings  and  Investments SARL, companies owned by the Lundin Family Trust.   OPERATIONS  ShaMaran, through its wholly owned subsidiary, General Exploration Partners, Inc., holds a 26.8% direct interest in the  Atrush Block PSC. TAQA Atrush B.V. (“TAQA”), a subsidiary of Abu Dhabi National Energy Company PJSC, is the Operator  of the Atrush Block with a 53.2% direct interest, Marathon Oil KDV B.V. (“MOKDV”) holds a 20% direct interest. GEP,  MOKDV and TAQA together are “the Contractors” to the PSC.   The  Atrush  Block  PSC  relates  to  a  petroleum  property  located  in  Kurdistan  in  the  northern  extension  of  the  Zagros  Folded Belt and adjacent to several major oil discoveries.    The Atrush field was discovered in 2011 and a Phase 1 development plan was approved in October 2013, which consists  of  installing  and  commissioning  production  facilities  with  30,000  bopd  capacity  and  the  drilling  and  completion  of  production wells to supply the Production Facility. To date four Phase 1 production wells have been drilled and tested,  and a further two appraisal wells have been drilled and tested with the objective of further delineating the field towards  the east. Good reservoir communication has been proven between the east and the west part of the field.  2 This estimate of remaining recoverable resources (unrisked) includes contingent resources that have not been adjusted for risk based on the chance  of development. It is not an estimate of volumes that may be recovered.  3 Boe may be misleading, particularly if used in isolation. A boe conversion ratio of 6 million cubic feet (“Mcf”) per one barrel is based on an energy  equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead.  2          Ownership and Principal PSC Terms  In  August  2010  the  Company  acquired  a  33.5%  shareholding  in  GEP  which  then  held  an  80%  working  interest  in  the  Atrush Block PSC, with the remaining 20% third party interest (“TPI”) being held by the KRG. In October 2010 MOKDV  was  assigned  the  20%  TPI  in  the  PSC.  On  December 31,  2012  GEP  sold  a  53.2%  direct  interest  in  the  Atrush  Block  to  TAQA,  who  also  assumed  from  GEP  the  Operatorship  of  the  Block,  and  repurchased  the  entire  66.5%  shareholding  which Aspect Energy International LLC (“Aspect”) held in GEP, leaving the Company with a 100% shareholding interest in  GEP and a 26.8% direct interest in the PSC.   Fiscal terms under the PSC include a 10% royalty and a variable profit split based on a percentage share to the KRG. GEP  has the right to recover costs using up to 40% of the available oil (produced oil less royalty oil) and 55% of the produced  gas. The Contractor Group is entitled to cost recovery in respect of all costs and expenditures incurred for exploration,  development, production and decommissioning operations, as well as certain other allowable direct and indirect costs.   The portion of profit oil available to the Contractors is based on a sliding scale from 32% to 16% depending on the “R‐ Factor”, which is a ratio of cumulative revenues to cumulative costs. When the ratio is below one, the Contractor Group  is entitled to 32% of profit oil, with a reducing scale to 16% when the ratio is greater than 2.75. In respect of gas, the  sliding scale is from 40% to 22%.  Under the terms of the PSC the KRG has the option of participating as a Contractor Entity with an undivided interest in  the petroleum operations and all the other rights, duties, obligations and liabilities of the Contractor in the PSC, of up to  25% and not less than 5%. Upon exercise of this option the government becomes liable for its share of the petroleum  costs incurred on or after the first commercial declaration date.  On March 12, 2013 the KRG communicated its intention to exercise a right to acquire an interest in the Atrush Block PSC  in accordance with the terms of the PSC. At the date of this MD&A discussions between the Contractors and the KRG to  effect the exercise of the right were in progress but the process of exercising the right was not complete.   Current Operations  Production Facility and Pipeline  30,000 bopd Atrush Phase 1 Production Facility: Construction of the Production Facility is in progress. Most equipment  has been delivered to site and has been installed. The civil works for critical individual facilities are complete and non‐ critical civil works are proceeding according to schedule. A tank farm has been installed. Construction and erection of  pipe racks is substantially complete. Pipe fabrication and welding is progressing. Pulling and terminating of electrical and  instrument cable is ongoing and instrumentation is being installed.   Severe  winter  conditions,  limitations  in  availability  of  skilled  personnel  and  unanticipated  border  closures  have  put  strain  on the schedule. Additional personnel have been mobilised and a double shift  system has  been put in place  to  ensure delivery as per schedule. Commissioning is scheduled in the second quarter of 2016. First oil is targeted for mid  2016.  The CK‐5 and CK‐8 development wells were successfully tested and completed in the year 2015. The Operator plans to  complete the previously tested Atrush‐2 (“AT‐2”) and Atrush‐4 (“AT‐4”) wells in 2016 prior to first production. All four  wells are to be connected to the Production Facility and ready for production prior to start‐up.   Atrush Feeder Pipeline: A dedicated feeder pipeline between the Production Facilities and the tie‐in point on the main  export  pipeline  at  Kurdistan  Crude  Pipeline  pumping  station  #2  (“KCP2”)  at  kilometre  92  is  to  be  constructed.  An  engineering,  procurement  and  construction  contract  for  the  section  of  pipeline  to  be  constructed  within  the  Atrush  Block  was  signed  on  November  1,  2015  by  TAQA  and  KAR  Company  for  Constructional  Contracting,  Engineering  Consultancy,  Electrical  and  Mechanical  Contracting  and  Real  Estate  Investment  Limited.  Engineering  and  design  is  substantially complete, procurement is ongoing and actual construction is to start towards the end of the first quarter of  2016. The KRG is responsible for the construction of the section of the pipeline from the block boundary to the tie‐in  point on the main export pipeline. The pipeline is expected to be completed in time for the targeted first oil production  date.  The feeder pipeline scope includes a pump station, a 6 kilometre 10 inch section from the Production Facilities crossing  the Chiya Khere mountain followed by a 33 kilometre 12 inch section up to KCP2.  3        Appraisal and Development Wells  Atrush‐3 Re‐entry and Re‐test: The AT‐3 eastern appraisal well was re‐entered in order to finish the inconclusive  well  testing program announced on August 26, 2013. The test, which was concluded in January 2015, consisted of a single  commingled interval through two sets of 12‐metre perforations in the Naokelekan and Lower Sargelu formations, which  tested at a maximum oil rate of 4,900 bopd, using an ESP. Oil gravity was measured at 14 degrees API.  Chiya Khere‐54 Phase 1 Development Well: The CK‐5 development well was drilled and suspended in June 2014. The well  was re‐entered in May 2015 and three well tests (“DST”) using an electrical submersible pump were carried out:   DST#1 was conducted over a 24‐metre interval in the Mus formation. The interval tested at an average oil rate of  750  bopd  (barrels  of  oil  per  day)  with  a  final  water  cut  of  less  than  1  percent.  Oil  gravity  was  measured  at  16 degrees API.    DST#2 was conducted over a perforated 118‐metre interval in the Lower Sargelu formation. The interval tested at  an average oil rate of 5,000 bopd with a constrained drawdown during the main test period, with a zero final water  cut. Oil gravity was measured around 25 degrees API.   DST#3 was conducted over a perforated 12‐metre interval within the Naokelekan formation. The interval tested at a  maximum flow rate of 1,600 bopd with a zero final water cut and a measured oil gravity similar to DST #2.  Chiya Khere‐8 Phase 1 Development Well: The CK‐8 development well  was drilled and suspended in September  2014.  The well was re‐entered in July 2015 and two well tests using an ESP were carried out:   DST#1 was conducted over a 24‐metre interval in the Mus formation. The interval tested at a final average oil rate  of 4,200 bopd (barrels of oil per day) with no water cut. Oil gravity was measured at approximately 24 degrees API.    DST#2 was conducted over a perforated 60‐metre interval in the Lower Sargelu formation. The interval tested at an  average oil rate of 4,200 bopd with a small drawdown and achieved a maximum rate of 8,200 bopd, with a zero final  water cut. Oil gravity was measured around 26 degrees API.  Location and Operational History  The Atrush Block is located approximately 85 kilometres northwest of Erbil, the capital of Kurdistan, and is 269 square  kilometres in area. Oil has been proven in Jurassic fractured carbonates in the Chiya Khere structure and is estimated to  contain  between  1.5  and  2.8  billion  barrels  of  oil  in  place.  The  structure  is  expressed  at  surface  by  the  Chiya  Khere  mountain, which runs east‐west for approximately 25 kilometres with an approximate width of 3.5 kilometres.    In the year 2008 GEP acquired 143 kilometres of  2D seismic data covering the Atrush Block. In April 2011 the  Atrush  structure  was  confirmed  as  an  oil  discovery  by  the  Atrush‐1  (“AT‐1”)  exploration  well.  This  was  followed  by  the  AT‐2  appraisal  well  in  July  2012.  3D  seismic  covering  the  entire  Atrush  Block  was  acquired  between  July  2011  and  August  2012  and  a  Declaration  of  Commerciality  made  on  November  7,  2012.  The  eastern  part  of  the  field  was  successfully  appraised in June 2013 by the AT‐3 well.  The AT‐2 appraisal well was drilled to a depth of 1,750 metres below the base of Jurassic reservoir section, which was  reached  in  July  2012.  The  Company  announced  on  September  13,  2012  the  results  of  the  comprehensive  AT‐2  well  testing program which confirmed through three separate DSTs the AT‐1 Jurassic oil discovery. Individual test rates for  the  three  Jurassic  DSTs,  constrained  by  surface  testing  equipment,  were  over  10,000  bopd  (approximately  27  degree  API)  and confirmed the  significant  potential  for  production  from the  highly  fractured  Jurassic reservoir.  An additional  two DSTs conducted in two deeper Jurassic formations confirmed them to be oil bearing and productive, with test rates  limited by gas lift. GEP submitted in October 2012 to the Ministry of Natural Resources (“MNR”) of Kurdistan an AT‐2  Discovery Report giving notice of the additional discovery formations in the lower part of the Jurassic.  On  November  7,  2012  GEP  and  MOKDV,  collectively  being  the  Contractor  under  the  Atrush  Block  PSC  at  that  time,  submitted to the Atrush Block Management Committee a Declaration of Commercial Discovery (“DCD”) with effect from  November 7, 2012 under Clause 12.6 (a) of the PSC. The DCD was submitted together with an Appraisal Report covering  the Atrush field.   4 Approved changes to terminology relating to the Atrush Block, effective from 2014, include well names. Following the Atrush‐4 well all future wells  on the Atrush Block will be prefixed with “Chiya Khere” (or “CK”) rather than with “Atrush”.  4          The AT‐3 eastern area appraisal well was spudded on March 25, 2013 and, after a top hole sidetrack due to mechanical  issues,  the  well  was  drilled  to  a  measured  depth  of  1,806  metres  which  was  reached  on  June  23,  2013.  The  well  encountered  an  estimated  oil  column  of  286 metres  in  the  Jurassic  reservoir  and  successfully  extended  the  Atrush  accumulation  6.5  kilometres  further  to  the  east,  while  proving  producible  oil  180 metres  deeper  than  previous  wells  thereby reducing the uncertainty on the Oil Water Contact/Free Water Level. AT‐3 was suspended pending the planned  re‐entry and successful retest in January 2015.  In  June  2013  an  interference  test  was  conducted  between  AT‐1  and  AT‐2.  The  wells,  which  are  3.1  kilometres  apart,  confirmed  excellent  pressure  communication  and multi  Darcy  horizontal  permeability  through  the  fracture  system  in  the  Jurassic  reservoir.  This  reservoir  connectivity  was  further  confirmed,  as  announced  by  the  Company  in  February 2015,  by  pressure  communication  between  the  tested  Chiya  Khere‐6  (“CK‐6”)  and  AT‐3  wells  and  the  AT‐2  well, over a distance of 6.5 kilometres, demonstrating that the eastern appraisal area is in pressure communication with  the Phase 1 development area.   The Atrush Block Field Development Plan (“FDP”) was submitted for approval to the KRG on May 6, 2013, in accordance  with the terms of the PSC within 180 days after the DCD made on November 7, 2012. The FDP was presented in detail to  the MNR in June 2013. Phase 1 of the FDP was duly approved with an effective date October 1, 2013.   On October 7, 2013 the Company announced that Phase 1 of the FDP for the Atrush Block had been approved by the  KRG. The initial 20‐year Development Phase (as defined in Clause 12.9 of the PSC) commenced on the October 1, 2013.   Following submission of the FDP the AT‐1 discovery well was determined to be unsuitable for long‐term production and  was plugged and abandoned in October 2013.  In  2014  three  development  wells  were  drilled.  The  AT‐4  well  was  drilled  up‐dip  towards  the  undrilled  crest  of  the  structure from the AT‐1 drilling site and tested 27‐28 API oil at a combined rate of 9,059 bopd from two of the intervals  tested. The CK‐5 well was deviated from the same Chamanke‐A well pad with the bottom hole location in the Butmah  formation approximately 870 metres west southwest of the surface location, penetrating a gross vertical oil column of  approximately  540  metres.  CK‐8  was  also  drilled  from  the  same  well  pad  and  found  the  reservoir  much  higher  than  expected some 1.4 kilometres east southeast of the surface location. CK‐5 and CK‐8 were suspended awaiting testing in  2015.  In  2014  CK‐6,  an  eastern  area  appraisal  well,  was  drilled  from  the  Chamanke‐C  well  pad  and  reached  the  Jurassic  reservoir  approximately  139  metres  structurally  higher  than  the  nearby  AT‐3  well,  approximately  600  metres  South‐ southeast  of  the  surface  location.  Three  well  tests  were  conducted,  showing  excellent  reservoir  quality  and  demonstrating  producible  oil  as  deep  as  ‐460mSL,  nearly  200m  deeper  than  the  equivalent  interval  that  successfully  tested the higher viscosity oil in the AT‐2 well.   5            SELECTED ANNUAL FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:  (In $000, except per share data)  Continuing operations:  Impairment loss  General and administrative expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Finance cost   Finance income  Income tax expense  Net loss from continuing operations  Discontinued operations:  Gain on release of excess accrued windup costs  Gain on release of excess site restoration provisions  Expenses  Net income from discontinued operations  For the year ended December 31,  2014 2013  2015 (244,557) (2,359) (1,210) (56) (5,321) 681 (94) (252,916) 46 ‐ (13) 33 ‐  (1,548)  (307)  (53)  (5,304)  108  (109)  (7,213)  ‐  228  (15)  213  (84)  (2,393)  (882)  (65)  (740)  28  (87)  (4,223)  ‐  981  (46)  935  Net loss  (252,883) (7,000) (3,288)  Basic loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Financial position – principal items  Total assets  Property Plant & Equipment – net book value  Exploration and evaluation assets – net book value  Working capital surplus  Borrowings  Shareholders’ equity  Common shares outstanding (x 1,000)  (0.17) ‐ (0.17) (0.17) ‐ (0.17) 2015 297,810 177,044 88,645 20,278 148,263 129,624 1,579,768 (0.01)  ‐  (0.01)  (0.01)  ‐  (0.01)  As at December 31,  2014  488,258  172  429,245  42,309  147,657  322,204  810,984  (0.01)  ‐  (0.01)  (0.01)  ‐  (0.01)  2013  487,954  179  344,988  132,980  147,050  328,989  810,984  Summary of Principal Changes in Annual Financial Information  The Company has reported in 2015 a net loss of $252.9 million which was primarily driven by a non cash impairment  loss  on  the  Company’s  oil  and  gas  assets  as  well  as  by  routine  general  and  administrative  expenses,  share  based  payment expenses and finance cost, the substantial portion of which was expensed borrowing costs on the Company’s  senior secured bonds. These charges have been offset by interest income on cash held in short term deposits and by  foreign  exchange  gains.  The  principal  changes  in  annual  financial  information  are  further  explained  in  the  sections  below.  6                                                                                                                                              Results of Continuing Operations  The  Company’s  continuing  operations  are  comprised  of  the  Phase  1  development  program  on  the  Atrush  Block  petroleum  property  which  are  currently  in  the  pre‐production  stages  and  generate  no  revenue.  The  expenses  and  income items of continuing operations are explained in detail as follows:  Impairment loss  In $000  Impairment loss on PP&E assets  Impairment loss  For the year ended December 31, 2014 2015 244,557 244,557 ‐ ‐ Due to a significant decline in world oil prices in the year 2015 the Company has conducted an impairment test to assess  if the net book value of its oil and gas assets was recoverable. The impairment test is based on the production and cost  profiles related to Atrush Block proved and probable reserves as estimated by the Company’s independent reserves and  resources evaluator, McDaniel and Associates Consultants Ltd (“McDaniel”), and used an oil price curve based  on year  end  price  forecasts,  a  future  cost  inflation  factor  of  2%  per  annum  and  a  discount  rate  of  11.5%  to  calculate  the  net  present value at December 31, 2015 of the Company’s projected share of future cash flows of the Atrush Block proved  and probable  reserves  to  determine a  recoverable  value of $177  million.  Therefore  a non‐cash  impairment loss  of  the  Company’s  oil  and  gas  assets  has  been  recognized  in  the  amount  of  $244.6  million  and  included  in  the  statement  of  comprehensive income for the year ended December 31, 2015.  General and administrative expense  In $000  Salaries and benefits  Management and consulting fees  General and other office expenses  Listing costs and investor relations  Travel expenses  Legal, accounting and audit fees  General and administrative expense incurred  General and administrative expense capitalised as E&E and PP&E assets  General and administrative expense  For the year ended December 31, 2014 2015 3,079 1,000 404 300 244 167 5,194 (2,835)  2,359 2,903 776 484 364 198 161 4,886 (3,338) 1,548 The  Company  capitalises  as  exploration  and  evaluation  (“E&E”)  and  property,  plant  and  equipment  (“PP&E”)  assets  general  and  administrative  expenses  supporting  E&E  and  PP&E  activities  which  relate  to  direct  interest  held  in  the  Atrush PSC.  The higher general and administrative expense incurred in the year 2015 relative to the amount incurred in 2014 was  principally  due  to  employee  termination  expenses  associated  with  the  change  in  executive  management  in  January  2015, additional consulting and travel activities relating to the Atrush project and to general business development, and  increased  travel  in  connection  with  the  Rights  Offering  which  closed  in  February  2015.  The  relative  decrease  in  the  amount of general and administrative expenses capitalised is mainly due to a reduction in the technical support  staff  employed on the Atrush project during the year 2015.  7                                                                                          Share based payments expense  In $000  Share based payments expense  For the year ended December 31, 2014 2015 1,210 307 The  share  based  payments  expense  results  from  the  vesting  of  stock  options  granted  in  the  years  2013  and  2015.  A  grant of 26,000,000 stock options to certain senior officers and directors of the Company was approved on January 19,  2015 (year 2013: 5,640,000; year 2014: nil). The Company uses the fair value method of accounting for stock options  granted to directors, officers, employees and consultants whereby the fair value of all stock options granted is recorded  as a charge to operations. The fair value of common share options granted is estimated on the date of grant using the  Black‐Scholes option pricing model.  Depreciation and amortisation expense  In $000  Depreciation and amortisation expense  For the year ended December 31, 2014 2015 56 53 Depreciation and amortisation expense corresponds to cost of use of the furniture and IT equipment at the Company’s  technical and administrative offices located in Switzerland and Kurdistan.  Finance cost  In $000  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Interest expense on borrowings  Unwinding discount on decommissioning provision  Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs capitalised as E&E and PP&E assets  Total finance costs  For the year ended December 31, 2014 2015 17,250 606 17,856 36 17,892 (12,571) 5,321 17,250 607 17,857 19 17,876 (12,572) 5,304 General  and  specific  borrowing  costs  directly  attributable  to  the  acquisition  or  construction  of  qualifying  assets  are  capitalised together with the qualifying assets. All other borrowing costs are recognised in profit or loss in the period in  which  they  are  incurred.  During  the  year  2015  the  Company  incurred  interest  expense  relating  to  its  $150  million  of  senior secured bonds which carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate.  Finance income  In $000  Foreign exchange gain   Interest income  Total finance income  For the year ended December 31, 2014 2015 492 189 681 43 65 108 The foreign exchange gain in the year 2015 resulted primarily from holding net assets denominated in Canadian dollars  while the CAD strengthened against the United States dollar, the reporting currency of the Company.  Interest income represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing term deposits. The  increase  in  interest  income  reported  in  the  year  2015  relative  to  the  amount  reported  in  2014  is  due  to  a  relatively  higher level of interest bearing term deposits held in 2015 due to the investment of bond proceeds and proceeds from  the Rights Offering. Further information on the Rights Offering is included in the Outstanding Share Data section in this  MD&A.  8                                                                                                Income tax expense  In $000  Income tax expense  For the year ended December 31, 2014 2015 94 109 Income  tax  expense  relates  to  provisions  for  income  taxes  on  service  income  generated  in  Switzerland  which  is  determined on the basis of costs incurred in procuring the services. The decrease in tax expense from the comparable  reporting period is  primarily due to lower taxable income in the Swiss  subsidiary which decreased compared to  2014  due to foreign exchange losses on cash deposits held in Swiss francs in 2015.  Results of Discontinued Operations  The main components of discontinued operations are explained as follows:  Income  In $000  Gain on release of excess accrued windup costs  Gain on release of excess site restoration provisions  Total income  For the year ended December 31, 2014 2015 46 ‐ 46 ‐ 228 228 During  the  year  2015  the  Company  completed  the  windup  of  Summit  Energy  Company  LLC,  which  was  the  lone  remaining United States based operational subsidiary of the Company. The total cost to complete this exercise was less  than the amount previously estimated and the excess accrued windup costs have been released resulting in a gain in the  year 2015.   In the year 2014 the Company released excess site restoration provisions as the total cost to complete this was less than  the amount previously estimated. Works to restore the sites pertaining to the interests the Company held in petroleum  properties located in the United States were completed during the year 2014.  Expenses  In $000  Legal, accounting and audit fees  General and other office expenses  Total expenses  For the year ended December 31, 2014 2015 12 1 13 9 6 15 The decrease in expenses in the year 2015 relative to the amounts incurred in the same period of 2014 is due to the  reduction in activity associated with the Company’s United States based discontinued operations following the sale in  2009 of the properties located there. The professional and general fees which the Company has incurred are related to  the windup of its United States based operational subsidiaries.  9                                                  Capital Expenditures on Property Plant & Equipment Assets   The  net  book  value  of  oil  and  gas  assets  at  December  31,  2015  are  comprised  of  development  costs  related  to  the  Company’s share of Atrush Block proved and probable reserves as estimated by McDaniel (the “Atrush 2P reserves”).  These costs are not subject to depletion until commencement of commercial production. The movements in PP&E are  explained as follows:  In $000  Opening net book value  Additions  Transfer from intangible E&E  Impairment loss  Depreciation charge  Ending net book value  For the year ended December 31, 2014 2015  89  11,029  410,472  (244,557)  (33)  177,000  125 ‐ ‐ ‐ (36) 89 The  additions  to  PP&E  assets  during  the  year  2015  of  $11.0  million  were  comprised  of  $9.8  million  of  Atrush  field  development  activity costs,  $1.0  million  of capitalised  borrowing  costs  and $0.2  million  of  general  and administrative  support costs relating to Atrush Block PP&E activities.   In  November  2015  an  engineering,  procurement  and  construction  contract  for  a  crude  oil  pipeline  to  be  constructed  within  the  Atrush  Block  was  signed  by  TAQA  and  a  KRG‐approved  pipeline  contractor.  The  Company  has  determined  that  this  development  is  sufficient  to  confirm  the  technical  and  commercial  feasibility  of  its  proved  and  probable  reserves. Accordingly, $410.5 million of costs related to the Atrush 2P reserves were transferred from intangible assets  to PP&E in 2015.   Due to a significant decline in world oil prices in the year 2015 the Company has conducted an impairment test to assess  if the net book value of its oil and gas assets was recoverable. The impairment test is based on McDaniel’s production  and cost profiles related to Atrush 2P reserves and used an oil price curve based on year end price forecasts, a future  cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate of 11.5% to calculate the net present value at December 31,  2015 of the Company’s projected share of future cash flows of the Atrush 2P reserves to determine a recoverable value  of $177 million. Therefore a non‐cash impairment loss of the Company’s oil and gas assets has been recognized in the  amount  of  $244.6  million  and  included  in  the statement of  comprehensive  income  for  the  year ended  December  31,  2015.    A sensitivity analysis shows that a $5/bbl  decrease in the oil price would increase the impairment loss by $16  million  whereas a $5/bbl increase in the oil price would decrease the impairment loss by $14 million and a 1% increase in the  discount  rate  used  to  calculate  the  net  present  value  would  increase  the  impairment  loss  by  $9  million  while  a  1%  decrease in the discount rate would decrease the impairment loss by $10 million. If expectations with regard to timing  of cash flows are not met it could also result in additional impairment losses.  Capital Expenditures on Exploration and Evaluation Assets   The net book value of E&E assets at December 31, 2015 represents Atrush Block exploration and appraisal costs related  to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel (the “Atrush 2C resources”). The  movements in E&E are explained as follows:  In $000  Opening net book value  Additions  Transfer to PP&E  Ending net book value  For the year ended December 31, 2014 2015  429,245  69,821  (410,472)  88,594  344,988 84,257 ‐ 429,245 10                                                                  The additions to E&E assets during the year 2015 of $69.8 million (2014: $84.3 million) were comprised of $55.7 million  (2014:  $68.4  million)  in  Atrush  field  exploration  and  appraisal  costs,  $11.5  million  (2014:  $12.6  million)  of  capitalised  borrowing costs and general and administrative costs relating to Atrush Block E&E activities totalling $2.6 million (2014:  $3.3  million).  In  November  2015  $410.5  million  of  costs  related  to  Atrush  2P  reserves  have  been  transferred  from  intangible assets to PP&E.  Due to a significant decline in world oil prices in the year 2015 the Company has conducted an impairment test to assess  if the net book value of its E&E assets is recoverable. The impairment test is based on management’s production and  cost profiles related to the Atrush 2C resources and used an oil price curve based on year end price forecasts, a future  cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate of 11.5% to calculate the net present value at December 31,  2015 of the Company’s projected share of future cash flows of the Atrush 2C resources. Since the net book value of E&E  assets is less than its estimated recoverable value no related impairment loss has been recognized in the year 2015.  A sensitivity analysis shows that a $5/bbl decrease in the oil price does not result in an impairment loss nor would a 1%  increase in the discount rate used to calculate the net present value.  Borrowings   At  December  31,  2015  GEP,  a  wholly  owned  indirect  subsidiary  of  ShaMaran,  had  outstanding  $150  million  of  senior  secured bonds which were listed in May 2014 on the Oslo Børs in Norway under the symbol “GEP01”. The bonds have a  five year maturity from their issuance date of November 13, 2013, carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon and were  used to fund capital expenditures related to the development of the Atrush Block.  The bonds include an unconditional and irrevocable on‐demand guarantee on a joint and several basis from ShaMaran  and  certain  of  the  ShaMaran’s  direct  and  indirect  subsidiaries  and,  among  other  arrangements,  agreements  which  pledge all of the ordinary shares of GEP and ShaMaran’s Swiss service subsidiary, ShaMaran Services SA, as security for  GEP’s bond related obligations, as well as an internal credit facility agreement among the Company and certain  of its  subsidiaries setting out the terms and conditions for intra‐group credit to be made available amongst the parties.  Under the terms of the bond agreement all bond proceeds are held in accounts pledged to the bond trustee as security  and  may  be  accessed  by  the  Company  on  prior  authorisation  of  the  bond  trustee  provided  the  proceeds  are  to  be  employed for prescribed purposes, most notably to fund the financing, development and operation of the Atrush Block,  to service the first 24 months of bond coupon interest expense and to fund technical, management and administrative  services of ShaMaran’s subsidiary companies up to $6 million per year over the term of the bonds. Of the Company’s  $31.9 million total cash and cash equivalents at December 31, 2015 $1.5 million was held  in accounts pledged  to  the  bond trustee.  The movements in borrowings are explained as follows:  In $000  As at December 31,  Opening balance  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued interest expense on bonds  ‐ Non‐current portion: borrowings  2015 149,909 17,250 606 (17,250) 150,515 2,252 148,263 2014  149,302 17,250 607 (17,250) 149,909 2,252 147,657 The remaining contractual obligations comprising repayment of principal and interest expense, based on undiscounted  cash flows at payment date and assuming the bonds are not early redeemed, are as follows:  In $000  Less than one year  Between two and three years  Total  Refer also to discussion below under “Proposed Transactions”.  As at December 31,  2015 17,250 182,763 200,013 2014  17,250 199,407 216,657 11          SELECTED QUARTERLY FINANCIAL INFORMATION  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:  (In $000, except per share data)  Continuing operations  Impairment loss  General and admin. expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation  Finance cost   Finance income  Income tax expense  Net loss from continuing ops.  Discontinued operations  Gains on release of excess provisions  Income / (expense)  Net income / (loss) from discontinued ops.  Dec 31 2015 Sep 30 2015 Jun 30 2015 For the quarter ended  Dec 31 2014 Mar 31 2015 Sep 30  2014  Jun 30 2014 Mar 31 2014 (244,557) (460) (172) (11) (1,328) 47 (10) (246,491) ‐ 1 1 ‐ (384) (186) (13) (1,331) 88 (23) (1,849) 46 ‐ 46 ‐ (552) (176) (16) (1,370) 58 (34) (2,090) ‐ (4) (4) ‐ (963) (676) (16) (1,346) 542 (27) (2,486) ‐ (10) (10) ‐ (376) (48) (15) (1,326) 37 (25) (1,753) 228 2 230 ‐  (154)  (51)  (14)  (1,326)  64  (29)  (1,510)  ‐ (462) (61) (13) (1,309) 26 (23) (1,842) ‐  (1)  (1)  ‐ (1) (1) ‐ (556) (147) (11) (1,364) 2 (32) (2,108) ‐ (15) (15) Net loss  (246,490) (1,803) (2,094) (2,496) (1,523) (1,511)  (1,843) (2,123) Basic loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  (0.17) ‐ (0.17) (0.17) ‐ (0.17) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Summary of Principal Changes in the Fourth Quarter Financial Information  In  the  fourth  quarter  of  2015  work  on  the  Atrush  Block  development  program  continued.  The  net  loss  was  primarily  driven by the impairment loss on PP&E assets and also by general and administrative expenses, share based payments  expense  and  finance  cost,  the  substantial  portion  of  which  was  expensed  borrowing  cost  on  the  Company’s  senior  secured bonds.   LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES  Working capital at December 31, 2015 was $20.3 million compared to $42.3 million at December 31, 2014.  The overall cash position of the Company decreased by $25.3 million during the year 2015 compared to a decrease in  cash  of  $85.4  million  during  2014.  The  main  components  of  the  movement  in  funds  are  discussed  in  the  following  paragraphs.  The operating activities of the Company during 2015 resulted in the use of $3.2 million in cash compared to an increase  by $3.0 million in the cash position during the comparable period of 2014. The 2015 use of cash is explained  by cash  expenses  on  continuing  operations  of  $2.5  million  plus  an  additional  $0.7  million  cash  out  on  net  changes  in  the  Company’s working capital items.  12                                                Net  cash  outflows  to  investing  activities  in  the  year  of  2015  were  $64.4  million  compared  to  cash  outflows  in  the  amount of $71.1 million in 2014. Substantially all of the cash outflows to investing activities in 2015 relate to investment  in the Atrush Block development and appraisal work program.   Net cash inflows from financing activities in 2015 were $41.8 million relating to $59.1 million of net proceeds from the  Rights  Offering  (gross  proceeds  of  $60.5  million  (CAD  75.4  million)  were  raised  out  of  which  $1.4  million  was  paid  in  related transaction costs) and to $17.3 million of cash interest payments made to bondholders. For more information on  the Rights Offering refer also to the “Outstanding Share Data” section below.   The  Company  does  not  currently  generate  revenues  and  corresponding  cash  flows  from  its  oil  and  gas  appraisal  and  development  operations.  The  Company  has  relied  upon  proceeds  from  asset  sales,  bonds  and,  most  recently,  the  issuance of common shares, to finance its ongoing oil exploration, development and acquisition activities. The Company  believes  that  based  on  the  forecasts  and  projections  they  have  prepared,  and  the  Proposed  Financing  Arrangement  (refer to the discussion under Proposed Transactions section below), the resources to be available will be sufficient for  the Company and its subsidiaries to satisfy its contractual obligations and commitments under the agreed work program  over  the  next  12  months  and  to  continue  as  a  going  concern  for  the  foreseeable  future.  Nevertheless  the  possibility  remains  that  the  Company’s  operations  and  current  and  future  financial  resources  could  be  significantly  affected  by  adverse  exploration  and appraisal  results,  geopolitical  events  in  the region, macroeconomic conditions  or  other  risks,  including uncertainty surrounding the timing and amounts of cash receipts from the Proposed Financing Arrangement,  oil production forecasted to commence in mid 2016 and the level of project development costs that the Company may  be  required  to  fund.  The  potential  that  the  Company’s  financial  resources  are  insufficient  to  fund  its  appraisal  and  development activities for the next 12 months, particularly in case the Proposed Financing Arrangement is not accepted  by the Existing Bondholders or there are unforeseen delays in oil production or receipt of funds from oil sales, indicates  a material uncertainty which may cast significant doubt over the Company’s ability to continue as a going concern.  OUTSTANDING SHARE DATA AND STOCK OPTIONS  On February 10, 2015 in connection with an offering of rights to shareholders of record on January 12, 2015 to purchase  additional  common  shares  in  the  ShaMaran  (“Common  Shares”)  at  a  subscription  price  of  CAD  0.10  per  share  (the  “Rights Offering”), the Company issued an aggregate of 713,308,912 Common Shares, including 195,710,409 Common  Shares to its major shareholders, Lorito Holdings SARL, Zebra Holdings and Investments SARL and Lundin Petroleum BV  (collectively the "Standby Purchasers") on exercise of their respective rights, resulting in gross proceeds to the Company  of  CAD  71.3  million  ($57.1  million).  Under  the  terms  of  the  standby  purchase  agreement  (the  "Standby  Purchase  Agreement") between the Company and the Standby Purchasers, the Standby Purchasers agreed to subscribe for a total  of  40,906,078  additional  Common  Shares,  representing  all  Common  Shares  not  otherwise  subscribed  for  by  rights  holders, at a price of CAD 0.10 per share (the "Standby Purchase"). The Standby Purchase was concluded on February  17,  2015  and  resulted  in  additional  gross  proceeds  to  the  Company  of  CAD  4.1  million  ($3.3  million).  In  addition  on  February 17, 2015 the Company issued a further aggregate of 14,569,684 Common Shares to the Standby Purchasers in  respect of the guarantee fee, as defined under the standby purchase agreement. At December 31, 2015 and at the date  of this MD&A the Company had 1,579,768,534 shares outstanding (December 31, 2014: 810,983,860).   In  connection  with  the  changes  in  senior  management  and  the  Board  the  Company  approved  on  January  19,  2015  a  grant  of  an  aggregate  of  26,000,000  incentive  stock  options,  with  an  exercise  price  of  CAD  0.115,  to  certain  senior  officers  and  directors  of  the  Company.  When  options  are  granted  the  Black‐Scholes  option  value  method  is  used  to  calculate a value for the stock options. The share based payments reserve increased  by $1.2 million in the year  2015  (2014: $0.3 million) due entirely to share based payments expense incurred during the year. At such time as the options  are exercised the applicable amounts of share based payments are transferred from the share based payments reserve  to share capital.  At December 31, 2015 there were 28,190,000 stock options outstanding under the Company’s employee incentive stock  option plan, which  is an increase from  the  6,755,000  stock  options outstanding at  December 31,  2014 by 21,435,000  stock  options  resulting  from  26,000,000  stock  options  granted  and  from  the  expiry  of  4,565,000  stock  options  in  the  year  2015.  No  stock  options  were  forfeited  or  exercised  in  the  year  2015  (2014:  nil).  There  has  been  no  further  movement in stock options from December 31, 2015 to the date of this MD&A.  The Company has no warrants outstanding.  13            OFF BALANCE SHEET ARRANGEMENTS  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  RELATED PARTY TRANSACTIONS  In $000  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Mile High Holdings Ltd.  Total  Purchases of services during the year 2015 2014   473 173 18 ‐ 664 464   214   276   ‐   954   Amounts owing  at December 31, 2014 2015 40 9 2 ‐ 51 56 31 91 35 213 The Company receives services from various subsidiary companies of Lundin Petroleum AB (“Lundin”), a shareholder of  the  Company.  Lundin  charges  during  the  year  ended  December  31,  2015  of  $473  (2014:  $464)  were  comprised  of  technical service costs of $59 (2014: $50), investor relations services of $29 (2014: $36), reimbursement for Company  travel and related expenses of $23 (2014: $1), office rental, administrative and building services of $362 (2014: $377).  Namdo  Management  Services  Ltd.  is  a  private  corporation  affiliated  with  a  shareholder  of  the  Company  and  has  provided corporate administrative support and investor relations services to the Company.  McCullough  O’Connor  Irwin  LLP  is  a  law  firm  in  which  an  officer  of  the  Company  is  a  partner  and  has  provided  legal  services to the Company.  Mile  High  Holdings  Ltd.  is  a  private  corporation  associated  with  a  shareholder  of  the  Company  which  has  provided  transportation services to the Company in relation to its investor relations activities.  In February 2015, in connection with the Rights Offering, the Company issued Common Shares to its major shareholders,  Lorito Holdings SARL, Zebra Holdings and Investments SARL and Lundin Petroleum B.V., a subsidiary company of Lundin.   All  transactions  with  related  parties  are  in  the  normal  course  of  business  and  are  made  on  the  same  terms  and  conditions as with parties at arm’s length.  COMMITMENTS  Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 26.8% direct interest in the Atrush Block PSC through its wholly owned subsidiary GEP. TAQA is the  Operator with a 53.2% direct interest and MOKDV holds a 20% direct interest.   On March 12, 2013 the KRG communicated its intention to exercise a right to acquire an interest in the Atrush Block PSC  in accordance with the terms of the PSC. At the date this MD&A discussions between the Contractors and the KRG to  effect the  exercise  of  the  right  were  in  progress but  the  process  of  exercising  the  right  was  not  complete.  Under  the  terms of the Atrush Block PSC, upon the exercise of the right the KRG would assume up to a 25% undivided interest in  the petroleum operations and all the other rights, duties, obligations and liabilities of the Contractors from the date the  block has first been declared commercially viable.  Under the terms of the PSC the development period is for 20 years with an automatic right to a five year extension and  the  possibility  to  extend  for  an  additional  five  years.  The  PSC  requires  the  Contractors  to  fund  certain  training  and  environmental  assistance  projects  over  the  development  period.  All  qualifying  petroleum  costs  incurred  by  the  Contractors shall be recovered from a portion of available petroleum production, defined under the terms of the PSC.  All modifications to the PSC are subject to the approval of the KRG. The Company is responsible for its pro‐rata share of  the costs incurred in executing the development work program on the Atrush Block which commenced on October 1,  2013.  14                                   As at December 31, 2015 the outstanding commitments of the Company were as follows:  In $000  For the year ended December 31,  Atrush Block development and PSC  Office and other  Total commitments  2016 76,250 65 76,315 2017 160 ‐ 160 2018 Thereafter 160 ‐ 160 2,414 ‐ 2,414 Total 78,984 65 79,049 Amounts  relating  to  the  Atrush  Block  represent  the  Company’s  unfunded  share  of  the  approved  work  program  and  other obligations under the Atrush Block PSC.  PROPOSED TRANSACTIONS  The Company had no significant transactions pending at March 16, 2016 with the exception of the following:  On  March  14,  2016  the  Company  announced  a  financing  arrangement  which  has  been  proposed  (the  “Proposed  Financing  Arrangement”)  to  holders  of  GEP’s  $150  million  bonds  (the  “Existing  Bondholders”)  and  is  to  provide  the  Company with additional liquidity in 2016 of approximately $33 million net of transaction costs. The principal terms of  the arrangement are:  1. GEP issues new $17 million super senior bonds (“Super Senior Bonds”). The Super Senior Bonds will be based on  the  same  agreement  as  the  Existing  Bonds  with  the  same  maturity  date  of  November  13,  2018  and  an  11.5%  coupon interest payable semi‐annually. GEP will have the option to pay the coupon interest on the Super Senior  Bonds in cash or in kind by issuing new bonds (“PIK Bonds”). GEP has entered into an agreement to underwrite the  Super  Senior  Bonds  with  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL  and  Zebra  Holdings  and  Investments  SARL,  companies owned by the Lundin Family Trust.   2. 3. The  Existing  Bondholders  are  given  the  option  to  convert  up  to  $18  million  of  Existing  Bonds  at  face  value  into  ShaMaran  common  shares  at  market  price  following  approval  of  the  Arrangement.  The  conversion  offer  is  to  commence  following  approval  of  the  Proposed  Financing  Arrangement  with  pro‐rata  allocation  among  Existing  Bondholders upon oversubscription.   The bond agreement for the Existing Bonds is to be amended so that (i) the 2016 coupon interest ($17.25 million  before considering any conversion in 2 above) is settled by issuing new PIK Bonds; (ii) GEP has the option to pay in  cash or in kind (by issuing new PIK Bonds) the post 2016 coupon interest; and (iii) certain waivers and amendments  are made to the terms of the Existing Bonds including the subordination of Existing Bonds’ security to the Super  Senior Bonds’ security.  The Company is also considering offering a subsequent private placement of shares for cash for the remainder if $18  million is not converted under point 2 above.   To facilitate the approval process a Summons was issued on March 14, 2016 by Nordic Trustee, the bondholder’s trustee,  requesting a meeting of Existing Bondholders on April 1, 2016.    CRITICAL ACCOUNTING ESTIMATES AND ACCOUNTING POLICIES  Accounting Estimates  The  consolidated  financial  statements  of  the  Company  have  been  prepared  by  management  using  IFRS.  In  preparing  financial statements, management makes informed judgments and estimates that affect the reported amounts of assets  and  liabilities  as  of  the  date  of  the  financial  statements  and  affect  the  reported  amounts  of  revenues  and  expenses  during the period. Specifically, estimates are utilised in calculating depletion, asset retirement obligations, fair values of  assets on acquisition of control, share‐based payments, amortisation and impairment write‐downs. Actual results could  differ from these estimates and differences could be material.  15                            New Accounting Standards  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January 1,  2015 that would have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  Accounting Standards Issued But Not Yet Applied  Standards  and  interpretations  issued  but  not  yet  effective  up  to  the  date  of  issuance  of  the  financial  statements  are  listed below.   IFRS  9:  Financial  Instruments  ‐ Classification   and  Measurement,  addresses  the  classification,  measurement  and  recognition  of  financial  assets  and  financial  liabilities.  IFRS  9  was  issued  in  November  2009  and  amended  in  October 2010. It replaces the parts of IAS 39 that relate to the classification and measurement of financial instruments.  IFRS  9  requires  financial  assets  to  be  classified  into  two  measurement  categories:  those  measured  at  fair  value  and  those measured at amortised cost. The determination is made at initial recognition. The classification depends on the  entity’s  business  model  for  managing  its  financial  instruments  and  the  contractual  cash  flow  characteristics  of  the  instrument. For financial liabilities, the standard retains most of the IAS 39 requirements. The main change is that,  in  cases where the fair value option is taken for financial liabilities, the part of a fair value change due to an entity’s own  credit  risk  is  recorded  in  other  comprehensive  income  rather  than  in  net  earnings,  unless  this  creates  an  accounting  mismatch. The new standard will be effective for annual periods beginning on or after January 1, 2018. The Company is  in  the  process  of  assessing  the  full  impact  of  IFRS  9  and  intends  to  adopt  IFRS  9  no  later  than  the  accounting  period  beginning on or after January 1, 2018.  IFRS  15:  Revenue  from  contracts  with  customers  is  the  new  standard  which  replaces  IAS  18  Revenue  and  IAS  11  Construction  Contracts  and  provides  a  five  step  framework  for  application  to  customer  contracts;  identification  of  customer  contract,  identification  of  the  contract  performance  obligations,  determination  of  the  contract  price,  allocation  of  the  contract  price  to  the  contract  performance  obligations,  and  revenue  recognition  as  performance  obligations are satisfied. A new requirement where revenue is variable stipulates that revenue may only be recognised  to  the  extent  that  it  is  highly  probable  that  significant  reversal  of  revenue  will  not  occur.  The  new  standard  will  be  effective for annual periods beginning on or after January 1, 2017. The Company is in the process of assessing the full  impact  of  IFRS  15  and  intends  to  adopt  IFRS  15  no  later  than  the  accounting  period  beginning  on  or  after  January  1,  2017.  IFRS 11: Joint Arrangements. An amendment to IFRS 11 was issued in May 2014 addressing guidance on how to account  for  the  acquisition  of  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  standard  now  specifies  the  appropriate  accounting  treatment  for  such  acquisitions  and  requires  an  investor  to  apply  the  principles  of  business  combination accounting, as defined in IFRS 3 ‐ Business combinations, when acquiring an interest in a joint operation  that  constitutes  a  business.  The  amendment  requires  an  investor  to  measure  identifiable  assets  and  liabilities  at  fair  value;  expense  acquisition  related  costs;  recognise  deferred  tax,  and;  recognise  the  residual  as  goodwill.  The  amendment  is  applicable  to  both  the  acquisition  of  the  initial  interest  in  a  joint  operation  and  the  acquisition  of  additional interest in the same joint operation. However, a previously held interest is not to be re‐measured when the  acquisition  of  an  additional  interest  in  the  same  joint  operation  results  in  retaining  joint  control.  The  amendment  to  IFRS 11 will be applied prospectively for annual periods beginning on or after January 1, 2016. The Company intends to  adopt IFRS 11 for the accounting period beginning on January 1, 2016 and does not anticipate that it will have a material  impact its financial statements.  Accounting for Oil and Gas Operations  The  Company  follows  the  successful  efforts  method  of  accounting  for  its  oil  and  gas  operations.  Under  this  method  acquisition costs of oil and gas properties, costs to drill and equip exploratory and appraisal wells that are likely to result  in  proved  reserves  and  costs  of  drilling  and  equipping  development  wells  are  capitalised  and  subject  to  annual  impairment testing.  Exploration well costs are initially capitalised and, if subsequently determined to have not found sufficient reserves to  justify  commercial  production,  are  charged  to  exploration  expense.  Exploration  well  costs  that  have  found  sufficient  reserves to justify commercial production, but whose reserves cannot be classified as proved, continue to be capitalised  as  long  as  sufficient  progress  is  being  made  to  assess  the  reserves  and  economic  viability  of  the  well  and  or  related  project.   16        Capitalised costs of proved oil and gas properties are depleted using the unit of production method based on estimated  gross proved and probable reserves of petroleum and natural gas as determined by independent engineers. Successful  exploratory  wells  and  development  costs  and  acquired  resource  properties  are  depleted  over  proved  and  probable  reserves.  Acquisition  costs  of  unproved  reserves  are  not  depleted  or  amortised  while  under  active  evaluation  for  commercial reserves. Costs associated with significant development projects are depleted once commercial production  commences. A revision to the estimate of proved and probable reserves can have a significant impact on earnings as  they are a key component in the calculation of depreciation, depletion and accretion.  Producing properties and significant unproved properties are assessed annually, or more frequently as economic events  dictate, for potential indicators of impairment. Economic events which would indicate impairment include:       The period for which the Company has the right to explore in the specific area has expired during the period or will  expire in the near future and is not expected to be renewed.  Substantive  expenditure  on  further  exploration  for  and  evaluation  of  mineral  resources  in  the  specific  area  is  neither budgeted nor planned.  Exploration for and evaluation of resources in the specific area have not led to the discovery of commercially viable  quantities of mineral resources and the Company has decided to discontinue such activities in the specific area.  Sufficient data exist to indicate that, although a development in the specific area is likely to proceed, the carrying  amounts of E&E and oil and gas assets is unlikely to be recovered in full from successful development or by sale.  Extended decreases in prices or margins for oil and gas commodities or products.   A significant downwards revision in estimated volumes or an upward revision in future development costs.  For the purpose of impairment testing the assets are aggregated into cash generating unit (“CGU”) cost pools based on  their ability to generate largely independent cash flows. The recoverable amount of a CGU is the greater of its fair value  less costs to sell and its value in use. Fair value is determined to be the amount for which the asset could be sold in an  arm’s  length  transaction.  Value  in  use  is  determined  by  estimating  the  present  value  of  the  future  net  cash  flows  expected to be derived from the continued use of the asset or CGU.   Where  conditions  giving  rise  to  the  impairment  subsequently  reverse  the  effect  of  the  impairment  charge  is  also  reversed as a credit to the statement of comprehensive income net of any depreciation that would have been charged  since the impairment.  A substantial portion of the Company’s exploration and development activities are conducted jointly with others.  RESERVES AND RESOURCE ESTIMATES   The Company engaged McDaniel to evaluate 100% of the Company’s reserves and resource data at December 31, 2015.  The  conclusions  of  this  evaluation  have  been  presented  in  a  Detailed  Property  Report  which  has  been  prepared  in  accordance with standards set out in the Canadian National Instrument NI 51‐101 and Canadian Oil and Gas Evaluation  Handbook (“COGEH”).  Positive  well  test  results  in  the  CK‐5,  CK‐8  and  AT‐3  wells  as  well  as  positive  interference  tests  across  the  field  have  resulted in an increased reserves area. Furthermore, the gradual increase in oil density with depth has now fully been  incorporated.  ShaMaran currently has a 26.8 percent working interest in the Block and is continuing to fund expenditure on that basis.  However the KRG has an option to back in and take up to 25 percent working interest in the Block, which would dilute  the ShaMaran working interest to 20.1 percent. It is normal evaluation practice to assume, as it would be economic to  do so, that the KRG will exercise their option, and as such the reserves and respective net present values were reported  on a diluted basis.   17                The Company’s crude oil reserves as of December 31, 2015 were, based on a Company working interest of 20.1 percent,  estimated to be as follows:  Company estimated reserves (diluted)  As of December 31, 2015  Proved  Developed  Proved  Undeveloped Total  Proved Probable Total Proved &  Probable  Possible  Total Proved,  Probable &  Possible Light/Medium Oil (Mbbl)(1)  Gross(2)  Net(3)  Heavy Oil (Mbbl)(1)  Gross(2)  Net(3)  ‐  ‐  ‐  ‐  4,653  3,265  2,287  1,605 4,653  3,265  2,287  1,605 7,779  4,191  2,394  1,203 12,432  7,456  4,681  2,808 10,366  3,167  22,798  10,623  3,108  822  7,789  3,629 Notes:  (1) The Atrush Field contains crude oil of variable density even within a single reservoir unit and as such the actual split between Light/Medium Oil and Heavy  Oil is uncertain.    (2) Company  gross  reserves  are  based  on  the  Company’s  20.1  percent  working  interest  share  of  the  property  gross  reserves  assuming  the  Government  exercises its option to take a 25 percent working interest.  (3) Company  net  reserves  are  based  on  Company  share  of  total  Cost  and  Profit  Revenues.  Note,  as  the  government  pays  income  taxes  on  behalf  of  the  Company out of the government's profit oil share, the net reserves were based on the effective pre‐tax profit revenues by adjusting for the tax rate.  The  Company’s  crude  oil  and  natural  gas  contingent  resources  as  of  December  31,  2015  were  estimated  to  be  as  follows, based on a Company working interest of 20.1 percent:  Company estimated contingent resources (diluted) (1) (2)  As of December 31, 2015  Light/Medium Oil (Mbbl)(3)  Gross(4)  Heavy Oil (Mbbl)(3)  Gross(4)  Natural Gas (MMcf)  Gross(4)  Low Estimate  (1C)  Best Estimate  (2C)  High Estimate  (3C)  16,050  20,256  5,010  17,980  41,656  8,810  19,895  66,616  13,756  Notes:  (1) Based on a 20.1 percent Company working interest assuming the KRG exercises its option to take a 25 percent working interest.  (2) There is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the resources.  (3) The Atrush Field contains crude oil of variable density even within a single reservoir unit and as such the actual split between Light/Medium Oil and Heavy  Oil is uncertain.   (4) These are unrisked contingent resources that do not take into account the chance of development which is defined as the probability of a project being  commercially viable. Quantifying Company Gross resources are based on a 20.1 percent working interest share of the property gross resources assuming  the KRG exercises the chance of development requires consideration of both economic contingencies and other contingencies, such as legal, regulatory,  market  access,  political,  social  license,  internal  and  external  approvals  and  commitment  to  project  finance  and  development  timing.  As  many  of  these  factors  are  extremely  difficult  to  quantify,  the  chance  of  development  is  uncertain  and  must  be  used  with  caution.  The  chance  of  development  was  estimated to be 80 percent for the Crude Oil and 5 percent for the Natural Gas.  The contingent resources represent the likely recoverable volumes associated with further phases of development after  Phase 1. These are considered to be contingent resources rather than reserves due to the uncertainty over the future  development plan which will depend in part on further field appraisal and Phase 1 production performance.   18                                      Prospective resources remain unchanged from the estimates as of December 31, 2013.  Prospective resources summary – Atrush Block*  As of December 31, 2013  (1)(2)(3)(4)(5)(6)  *Comprising remaining potential in the Atrush Hanging Wall (Triassic), Atrush Footwall (Cretaceous, Jurassic and Triassic) and extension of the Swara  Tika structure into the Atrush block (Jurassic and Triassic).  Unrisked Low  Estimate  Unrisked Best  Estimate  Unrisked Mean  Estimate  Unrisked High  Estimate  Risked (2) Mean  Estimate  Property Gross  Light/Medium Oil  (Mbbl)(5)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)   Total (Mboe)(6)  Company Gross(4)  Light/Medium Oil  (Mbbl)(5)  Condensate (Mbbl)  Natural Gas (MMcf)   Total (Mboe)(6)  121,425  8,741  141,366  153,727  24,406  1,757  28,415  30,899  173,194  28,327  258,352  244,580  34,812 5,694 51,929 49,161  180,165  36,173  289,988  264,670  36,213 7,271 58,288 53,199  247,211  72,890  481,107  400,285  49,689  14,651  96,702  80,457  60,479  6,766  61,445  77,485  12,156 1,360 12,350 15,575  Notes:  (1) There is no certainty that any portion of the prospective resources will be discovered. If discovered, there is no certainty that it will be commercially viable  or technically feasible to produce any portion of the resources.  (2) These are partially risked prospective resources that have been risked for chance of discovery, but have not been risked for chance of development.  (3) Total based on the probabilistic aggregation of undiscovered pools within the field/prospect.  (4) Company gross resources are based on Company working interest share (20.1 percent) of the property gross resources.  (5) The prospective resources are categorized as “light & medium oil” however based on oil samples obtained from the Atrush Field it may be that a portion  should be categorized as “heavy oil”; it is not possible at this stage to split the resources between the categories and for simplicity they are all included as  “light & medium oil”.  (6) 6  Mcf  is  equivalent  to  1  BOE.  BOEs  may  be  misleading,  particularly  if  used  in  isolation.  A  BOE  conversion  ratio  of  6  Mcf:  1  Bbl  is  based  on  an  energy  equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead.  Risks in estimating resources: There are a number of uncertainties inherent in estimating the quantities of reserves  and resources including factors which are beyond the control of the Company. Estimating reserves and resources is  a subjective process and the results of drilling, testing, production and other new data subsequent to the date of an  estimate may result in revisions to original estimates.   Reservoir  parameters  may  vary  within  reservoir  sections.  The  degree  of  uncertainty  in  reservoir  parameters  used  to  estimate the volume of hydrocarbons, such as porosity, net pay and water saturation, may vary. The type of formation  within a reservoir section, including rock type and proportion of matrix and or fracture porosity, may vary laterally and  the degree of reliability of these parameters as representative of the whole reservoir may be proportional to the overall  number  of  data  points  (wells)  and  the  quality  of  the  data  collected.  Reservoir  parameters  such  as  permeability  and  effectiveness  of  pressure  support  may  affect  the  recovery  process.  Recovery  of  reserves  and  resources  may  also  be  affected  by  the  availability  and  quality  of  water,  fuel  gas,  technical  services  and  support,  local  operating  conditions,  security, performance of the operating company and the continued operation of well and plant equipment.   Additional  risks  associated  with  estimates  of  reserves  and  resources  include  risks  associated  with  the  oil  and  gas  industry in general which include normal operational risks during drilling activity, development and production; delays  or  changes  in  plans  for  development  projects  or  capital  expenditures;  the  uncertainty  of  estimates  and  projections  related  to  production,  costs  and  expenses;  health,  safety,  security  and  environmental  risks;  drilling  equipment  availability  and  efficiency;  the  ability  to  attract  and  retain  key  personnel;  the  risk  of  commodity  price  and  foreign  exchange  rate  fluctuations;  the  uncertainty  associated  with  dealing  with  governments  and  obtaining  regulatory  approvals; performance and conduct of the Operator; and risks associated with international operations.  19                                  The  Company’s  project  is  in  the  appraisal  and  development  stages  and,  as  such,  additional  information  must  be  obtained by further appraisal drilling and testing to ultimately determine the economic viability of developing any  of  the  contingent  or  prospective  resources.  There  is  no  certainty  that  the  Company  will  be  able  to  commercially  produce  any  portion  of  its  contingent  or  prospective  resources.  Any  significant  change,  in  particular,  if  the  volumetric  resource  estimates  were  to  be  materially  revised  downwards  in  the  future,  could  negatively  impact  investor confidence and ultimately impact the Company’s performance, share price and total market capitalisation.   The  Company  has  engaged  professional  geologists  and  engineers  to  evaluate  reservoir  and  development  plans;  however, process implementation risk remains. The Company’s reserves and resource estimations are based on data  obtained by the Company which has been independently evaluated by McDaniel & Associates Consultants Ltd.  FINANCIAL INSTRUMENTS  The  Company’s  financial  instruments  currently  consist  of  cash,  cash  equivalents,  advances  to  joint  operations,  other  receivables,  borrowings,  accounts  payable  and  accrued  expenses,  accrued  interest  on  bonds,  provisions  for  decommissioning  costs,  and  current  tax  liabilities.  The  Company  classifies  its  financial  assets  and  liabilities  at  initial  recognition in the following categories:     Financial assets and liabilities at fair value through profit or loss are those assets and liabilities acquired principally  for the purpose of selling or repurchasing in the short‐term and are recognised at fair value. Transaction costs are  expensed in the statement of comprehensive income and gains or losses arising from changes in fair value are also  presented  in  the  statement  of  comprehensive  income  within  other  gains  and  losses  in  the  period  in  which  they  arise.  Financial  assets  and  liabilities  at  fair  value  through  profit  or  loss  are  classified  as  current  except  for  the  portion expected to be realised or paid beyond twelve months of the balance sheet date, which is classified as non‐ current.   Loans  and  receivables  comprise  of  other  receivables  and  cash  and  cash  equivalents  and  are  financial  assets  with  fixed or determinable payments that are not quoted on an active market and are generally included within current  assets  due  to  their  short‐term  nature.  Loans  and  receivables  are  initially  recognised  at  fair  value  and  are  subsequently measured at amortised cost using the effective interest method less any provision for impairment.   Financial liabilities at amortised cost comprise of trade and other payables and are initially recognised at the fair  value  of  the  amount  expected  to  be  paid  and  are  subsequently  measured  at  amortised  cost  using  the  effective  interest rate method. Financial liabilities are classified as current liabilities unless the Company has an unconditional  right to defer settlement for at least 12 months after the balance sheet date.  With the exception of borrowings, accrued interest on bonds and provisions for decommissioning costs, which have fair  value measurements based on valuation models and techniques where the significant inputs are derived from quoted  prices or indices, the fair values of the Company’s other financial instruments did not require valuation techniques to  establish fair values as the instrument was either cash and cash equivalents or, due to the short term nature, readily  convertible to or settled with cash and cash equivalents.  The Company is exposed in varying degrees to a variety of financial instrument related risks which are discussed in the  following sections:   Financial Risk Management Objectives  The Company’s management  monitors  and manages  the Company’s exposure to  financial  risks  facing the  operations.  These financial risks include market risk (including commodity price, foreign currency and interest rate risks), credit risk  and liquidity risk.  The  Company  does  not  presently  hedge  against  these  risks  as  the  benefits  of  entering  into  such  agreements  is  not  considered to be significant enough as to outweigh the significant cost and administrative burden associated with such  hedging contracts.  20                Commodity price risk: The prices that the Company receives for its oil and gas production may have a significant impact  on the  Company’s revenues and cash flows provided by operations. World prices for oil and gas are characterised  by  significant  fluctuations  that  are  determined  by  the  global  balance  of  supply  and  demand  and  worldwide  political  developments and in particular the price received for the Company’s oil and gas production in Kurdistan is dependent  upon the Kurdistan government and its ability to export production outside of Iraq. The spot price of Brent Crude Oil, a  reference in determining the price at which the Company can sell future oil production, has experienced a significant  decline since the beginning of the year 2015. A further decline in the price at which the Company can sell future oil and  gas production  could adversely  affect  the  amount  of  funds  available  for  capital  reinvestment purposes  as well  as  the  Company’s value in use calculations for impairment test purposes.   The Company does not hedge against commodity price risk.  Foreign  currency  risk:  The  substantial  portion  of  the  Company’s  operations  require  purchases  denominated  in  USD,  which is the functional and reporting currency of the Company and also the currency in which the Company maintains  the  substantial  portion  of  its  cash  and  cash  equivalents.  Certain  of  its  operations  require  the  Company  to  make  purchases  denominated  in  foreign  currencies,  which  are  currencies  other  than  USD  and  correspond  to  the  various  countries in which the Company conducts its business, most notably, Swiss Francs and Canadian dollars. As a result, the  Company holds some cash and cash equivalents in foreign currencies and is therefore exposed to foreign currency risk  due  to  exchange  rate  fluctuations  between  the  foreign  currencies  and  the  USD.  The  Company  considers  its  foreign  currency risk is limited because it holds relatively insignificant amounts of foreign currencies at any point in time and  since its volume of transactions in foreign currencies is currently relatively low. The Company has elected not to hedge  its exposure to the risk of changes in foreign currency exchange rates.  Interest rate risk: The Company earns interest income on its cash and cash equivalents at both fixed and variable rates  and is therefore exposed to interest rate risk due to a fluctuation in short‐term interest rates.  The Company’s policy on interest rate management is to maintain a certain amount of funds in the form of cash and  cash equivalents for short‐term liabilities and to have the remainder held on relatively short‐term deposits.  The Group is highly leveraged though financing at the project level, for the continuation of Atrush project, and at the  corporate level due to the $150 million of  senior secured bonds which were issued in November 2013. However,  the  Company is not exposed to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  Credit risk: Credit risk is the risk that a counterparty will default on its contractual obligations resulting in financial loss  to the Company. The Company is primarily exposed to credit risk on its cash and cash equivalents and other receivables.  The Company manages credit risk by monitoring counterparty ratings and credit limits and by maintaining excess cash  and cash equivalents on account in instruments having a minimum credit rating of R‐1 (mid) or better (as measured by  Dominion Bond Rate Services) or the equivalent thereof according to a recognised bond rating service.  The carrying amounts of the Company’s financial assets recorded in the consolidated financial statements represent the  Company’s maximum exposure to credit risk.  Liquidity  risk:  Liquidity  risk  is the  risk  that the  Company will  have  difficulties meeting its  financial  obligations  as  they  become due. In common with many oil and gas exploration companies, the Company raises financing for its exploration  and development activities in discrete tranches in order to finance its activities for limited periods. The Company seeks  to raise additional funding as and when required. The Company anticipates making substantial capital expenditures in  the future for the acquisition, exploration, development and production of oil and gas reserves and as the Company’s  project moves further into the development stage, specific financing, including the possibility of additional debt, may be  required to enable future development to take place. The financial results of the Company will impact its access to the  capital  markets  necessary  to  undertake  or  complete  future  drilling  and  development  programs.  There  can  be  no  assurance that debt or equity financing, or future cash generated by operations, would be available or sufficient to meet  these requirements or, if debt or equity financing is available, that it will be on terms acceptable to the Company.  The  Company  manages  liquidity  risk  by  maintaining  adequate  cash  reserves  and  by  continuously  monitoring  forecast  and actual cash flows. Annual capital expenditure budgets are prepared, which are regularly monitored and updated as  considered  necessary.  In  addition,  the  Company  requires  authorisations  for  expenditure  on  both  operating  and  non‐ operating projects to further manage capital expenditures.  21        RISKS AND UNCERTAINTIES  ShaMaran Petroleum Corp. is engaged in the exploration, development and production of crude oil and natural gas and  its operations are subject to various risks and uncertainties which include but are not limited to those listed below. If  any  of  the  risks  described  below  materialise  the  effect  on  the  Company’s  business,  financial  condition  or  operating  results could be materially adverse.   The following sections describe material risks identified by the Company; however, risks and uncertainties of which the  Company  is  not  currently  aware  or  currently  believes  to  be  immaterial  could  develop  and  may  adversely  affect  the  Company’s business, financial condition or operating results. For more information on risk factors which may affect the  Company’s  business  refer  also  to  the  discussion  of  risks  under  the  “Reserves  and  Resources”  and  “Financial  Instruments”  sections  of  this  MD&A  above,  as  well  as  to  the  “Risk  Factors”  section  of  its  Annual  Information  Form,  which  is  available  for  viewing  both  on  the  Company’s  web‐site  at  www.shamaranpetroleum.com  and  on  SEDAR  at  www.sedar.com, under the Company’s profile.  Political and Regional Risks   International  operations:  Oil  and  gas  exploration,  development  and  production  activities  in  emerging  countries  are  subject to significant  political, social and economic uncertainties which  are beyond ShaMaran’s control. Uncertainties  include, but are not limited to, the risk of war, terrorism, criminal activity, expropriation, nationalisation, renegotiation  or nullification of existing or future contracts, the imposition of international sanctions, a change in crude oil or natural  gas pricing policies, a change in taxation policies, a limitation on the Company’s ability to export, and the imposition of  currency controls. The materialisation of these uncertainties could adversely affect the Company’s business including,  but  not  limited  to,  increased  costs  associated  with  planned  projects,  impairment  or  termination  of  future  revenue  generating  activities,  impairment  of  the  value  of  the  Company’s  assets  and  or  its  ability  to  meet  its  contractual  commitments as they become due.  Political uncertainty and potential impact of actions of the Islamic State in Iraq and Syria (“ISIS”): ShaMaran’s assets  and  operations  are located  in  Kurdistan, a  federally  recognised  semi‐autonomous  political region  in  Iraq,  and  may  be  influenced  by  political  developments  between  Kurdistan  and  the  Iraq  federal  government,  as  well  as  political  developments  of  neighbouring  states  within  MENA  region,  Turkey,  and  surrounding  areas.  Kurdistan  and  Iraq  have  a  history  of  political  and  social  instability.  As  a  result,  the  Company  is  subject  to  political,  economic  and  other  uncertainties that are not within its control. These uncertainties include, but are not limited to, changes in government  policies  and  legislation,  adverse  legislation  or  determinations  or  rulings  by  governmental  authorities  and  disputes  between the Iraq federal government and Kurdistan.   Over the last year actions of ISIS continued to represent a security threat in Iraq and the Kurdistan Region of Iraq. If ISIS  were  to  engage  in  attacks  or  were  to  occupy  areas  within  Kurdistan,  it  could  result  in  the  Company  and  its  joint  operations partners having to stop operations in the Atrush Block. This could result in delays in operations, additional  costs  for  increased  security  and  difficulty  in  attracting/retaining  qualified  service  companies  and  related  personnel,  which could materially adversely impact the operations and future prospects of the Company and could have a material  adverse effect on the Company's business and financial condition.  International  boundary  disputes:  Although  Kurdistan  is  recognised  by  the  Iraq  constitution  as  a  semi‐autonomous  region,  its  geographical  extent  is  neither  defined  in  the  Iraq  constitution  nor  agreed  in  practice  between  the  Federal  Government  and  the  KRG.  There  are  ongoing  differences  between  the  KRG  and  the  Federal  Government  regarding  certain  areas  which  are  commonly  known  as  “disputed  territories”.  The  Company  believes  that  its  current  area  of  operation is not within the “disputed territories”.  22              Industry and Market Risks   Exploration, development and production risks: ShaMaran’s business is subject to all of the risks and hazards inherent  in businesses involved in the exploration, development, production and marketing of oil and natural gas, many of which  cannot be overcome even with a combination of experience, knowledge and careful evaluation. The risks and hazards  typically associated with oil and gas operations include drilling of unsuccessful wells, fire, explosion, blowouts, sour gas  releases, pipeline ruptures and oil spills, each of which could result in substantial damage to oil and natural gas wells,  production facilities, other property or the environment, or in personal injury. The Company is not fully insured against  all of these risks, nor are all such risks insurable and, as a result, these risks could still result in adverse effects to the  Company’s business not fully mitigated by insurance coverage including, but not limited to, increased costs or losses  due  to  events  arising  from  accidents  or  other  unforeseen  outcomes  including  cleanup,  repair,  containment  and  or  evacuation activities, settlement of claims associated with injury to personnel or property, and or loss of revenue as a  result of downtime due to accident.  General market conditions: ShaMaran’s business and operations depend upon conditions prevailing in the oil and gas  industry including the current and anticipated prices of oil and gas and the global economic activity. A reduction of the  oil  price,  a  general  economic  downturn,  or  a  recession  could  result  in  adverse  effects  to  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  reduced  cash  flows  associated  with  the  Company’s  future  oil  and  gas  sales.  Worldwide  crude oil commodity prices are expected to remain volatile in the near future as a result of global excess supply, recent  actions taken by the Organization of the Petroleum Exporting Countries ("OPEC"), and ongoing global credit and liquidity  concerns. This volatility may affect the Corporation's ability to obtain equity or debt financing on acceptable terms.  Competition:  The  petroleum  industry  is  intensely  competitive  in  all  aspects  including  the  acquisition  of  oil  and  gas  interests, the marketing of oil and natural gas, and acquiring or gaining access to necessary drilling and other equipment  and supplies. ShaMaran competes with numerous other companies in the search for and acquisition of such prospects  and  in  attracting  skilled  personnel.  ShaMaran’s  competitors  include  oil  companies  which  have  greater  financial  resources,  staff  and  facilities  than  those  of  the  Company.  ShaMaran’s  ability  to  increase  reserves  in  the  future  will  depend on its ability to develop its present property, to select and acquire suitable producing properties or prospects on  which to conduct future exploration and to respond in a cost‐effective manner to economic and competitive factors that  affect the distribution and marketing of oil and natural gas.   Reliance on key personnel: ShaMaran’s success depends in large measure on certain key personnel and directors. The  loss of the services of such key personnel could negatively affect ShaMaran’s ability to deliver projects according to plan  and result in increased costs and delays. ShaMaran has not obtained key person insurance in respect of the lives of any  key personnel. In addition, competition for qualified personnel in the oil and gas industry is intense and there can be no  assurance  that  ShaMaran  will  be  able  to  attract  and  retain  the  skilled  personnel  necessary  for  the  operation  and  development of its business.  Business Risks  Risks  associated  with  petroleum  contracts  in  Iraq:  The  Iraq  oil  ministry  has  historically  disputed  the  validity  of  the  KRG’s production sharing contracts and, as a result indirectly, the Company’s right and title to its oil and gas assets. The  KRG is disputing the claims and has stated that the contracts are compliant with the Iraq constitution. At the present  time there is no assurance that the PSCs agreed with the KRG are enforceable or binding in accordance with ShaMaran’s  interpretation of their terms or that, if breached, the Company would have remedies. The Company believes that it has  valid title to its oil and gas assets and the right to explore for and produce oil and gas from such assets under the Atrush  Block PSC. However, should the Iraq federal government pursue and be successful in a claim that the production sharing  contracts  agreed  with  the  KRG  are  invalid,  or  should  any  unfavourable  changes  develop  which  impact  on  the  economic and operating terms of the Atrush Block PSC, it could result in adverse effects to the Company’s business  including, but not limited to, impairing the Company’s claim and title to assets held, and or increasing the obligations  required, under the Atrush Block PSC.   23          Government  regulations,  licenses  and  permits:  The  Company  is  affected  by  changes  in  taxes,  regulations  and  other  laws or policies affecting the oil and gas industry generally as well as changes in taxes, regulations and  other  laws or  policies  applicable  to  oil  and  gas  exploration  and  development  in  Kurdistan  specifically.  The  Company’s  ability  to  execute  its  projects  may  be  hindered  if  it  cannot  secure  the  necessary  approvals  or  the  discretion  is  exercised  in  a  manner adverse to the Company. The taxation system applicable to the operating activities of the Company in Kurdistan  is  pursuant  to  the  Oil  and  Gas  Law  governed  by  general  Kurdistan  tax  law  and  the  terms  of  its  PSCs.  However,  it  is  possible  that  the  arrangements  under  the  PSCs  may  be  overridden  or  negatively  affected  by  the  enactment  of  any  future  oil  and  gas  or  tax  law  in  Iraq  or  Kurdistan  which  could  result  in  adverse  effects  to  the  Company’s  business  including, but not limited to, increasing the Company’s expected future tax obligations associated with its activities in  Kurdistan.   Marketing, markets and transportation: The export of oil and gas and payments relating to such exports from Kurdistan  remains subject to uncertainties which could negatively impact on ShaMaran’s ability to export oil and gas and receive  payments relating to such exports. Further, ShaMaran’s ability to export and market oil and gas may also depend upon  its ability to secure transportation and delivery, in view of related issues such as the proximity of its potential production  to pipelines and processing facilities. Potential government regulation relating to price, quotas and other aspects of the  oil and gas business could result in adverse effects to the Company’s business including, but not limited to, impairing  the Company’s ability to export and sell oil and gas and receive full payment for all sales of oil and gas.   Default under the Atrush Block PSC and Atrush JOA: Should the Company fail to meet its obligations under the Atrush  Block  PSC  and  or  Atrush  Block  joint  operating  agreement  (“Atrush  JOA”)  it  could  result  in  adverse  effects  to  the  Company’s  business  including, but not limited to, a default under one or both of these contracts, the termination of  future revenue generating activities of the Company and impairment of the Company’s ability to meet its contractual  commitments as they become due.  Kurdistan  legal  system:  The  Kurdistan  Region  of  Iraq  has  a  less  developed  legal  system  than  that  of  many  more  established regions. This could result in risks associated with predicting how existing laws, regulations and contractual  obligations will be interpreted, applied or enforced. In addition it could make it more difficult for the Company to obtain  effective  legal  redress in  courts in case  of  breach  of  law, regulation  or  contract and  to secure the  implementation  of  arbitration  awards  and  may  give  rise  to  inconsistencies  or  conflicts  among  various  laws,  regulations,  decrees  or  judgments.  The  Company’s  recourse  may  be  limited  in  the  event  of  a  breach  by  a  government  authority  of  an  agreement governing the PSC in which ShaMaran acquires or holds an interest.   Enforcement of judgments in foreign jurisdictions: The Company is party to contracts with counterparties located in a  number of countries, most notably Kurdistan. Certain of its contracts are subject to English law with legal proceedings in  England. However, the enforcement of any judgments thereunder against a counterparty will be a matter of the laws of  the jurisdictions where counterparties are domiciled.  Change of control in respect of PSC: The Atrush Block PSC definition of “change of control” in a Contractor includes a  change of voting majority in the Contractor, or in a parent company, provided the value of the interest in the Atrush  field represents more than 50% of the market value of assets in the Company. Due to the limited amount of other assets  held  by the  Company this  will apply to  a change of  control in GEP  or  any  of  its parent companies. Change  of  control  requires the consent of KRG or it will trigger a default under the PSC.   Project and Operational Risks   Shared ownership and dependency on partners: ShaMaran’s operations are to a significant degree conducted together  with one or more partners through contractual arrangements with the execution of the operations being undertaken by  the  Operator  in  accordance  with  the  terms  of  the  Atrush  JOA.  As  a  result,  ShaMaran  has  limited  ability  to  exercise  influence over the deployment of those assets or their associated costs and this could adversely affect ShaMaran’s  financial performance. If the operator or other partners fail to perform, ShaMaran may, among other things, risk losing  rights or revenues or incur additional obligations or costs in order to itself perform in place of its partners. If a dispute  would arise with one or more partners such dispute may have significant negative effects on the Company’s operations  relating to its projects.   Security risks: Kurdistan and other regions in Iraq have a history of political and social instability which have culminated  in  security  problems  which  may  put  at  risk  the  safety  of  the  Company’s  personnel,  interfere  with  the  efficient  and  effective execution of the Company’s operations and ultimately result in significant losses to the Company. There have  been no significant security incidents in the Company’s area of operation.   24      Risks  relating  to  infrastructure:  The  Company  is  dependent  on  access  to  available  and  functioning  infrastructure  (including third party services in  Kurdistan) relating to the properties  on which it  operates, such as roads, power and  water supplies, pipelines and gathering systems. If any infrastructure or systems failures occur or access is not possible  or does not meet the requirements of the Company, the Company’s operations may be significantly hampered which  could result in lower production and sales and or higher costs.  Environmental regulation and liabilities: Drilling for and producing, handling, transporting and disposing of oil and gas  and  petroleum  by‐products  are  activities  that  are  subject  to  extensive  regulation  under  national  and  local  environmental  laws,  including  in  those  countries  in  which  ShaMaran  currently  operates.  The  Company  has  implemented health, safety and environment policies since its incorporation, complies with industry environmental  practices and guidelines for  its operations in Kurdistan and is currently in compliance with  these obligations  in  all  material  aspects.  Environmental  protection  requirements  have  not,  to  date,  had  a  significant  effect  on  the  capital  expenditures  and  competitive  position  of  ShaMaran.  Future  changes  in  environmental  or  health  and  safety  laws,  regulations or  community  expectations governing the Company’s operations could result in adverse effects to  the  Company’s  business  including,  but  not  limited  to,  increased  monitoring,  compliance  and  remediation  costs  and  or  costs  associated  with  penalties  or  other  sanctions  imposed  on  the  Company  for  non‐compliance  or  breach  of  environmental regulations.   Risk  relating  to  community  relations  /  labour  disruptions:  The  Company’s  operations  may  be  located  in  or  near  communities  that  may  regard  operations  as  detrimental  to  their  environmental,  economic  or  social  circumstances.  Negative  community  reactions  and  any  related  labour  disruptions  or  disputes  could  increase  operational  costs  and  result in delays in the execution of projects.   Petroleum costs and cost recovery: Under the terms of the Atrush Block PSC the KRG is entitled to conduct an audit to  verify  the  validity  of  incurred  petroleum  costs  which  the  Operator  has  reported  to  the  KRG  and  is  therefore  entitled  under the terms of the Atrush Block PSC to recover through cash payments from future petroleum production. No such  audit has to date taken place. Should any  future audits result in negative findings concerning the validity of reported  incurred petroleum costs the Company’s petroleum cost recovery entitlement could ultimately be reduced.   Legal  claims  and  disputes:  The  Company  may  suffer  unexpected  costs  or  other  losses  if  a  counterparty  to  any  contractual  arrangement  entered  into  by  the  Company  does  not  meet  its  obligations  under  such  agreements.  In  particular, the Company cannot control the actions or omissions of its partners in the Atrush Block PSC. If such parties  were to breach the terms  of the Atrush  Block  PSC or any  other documents relating to the  Company’s interest  in  the  Atrush Block PSC, it could cause the KRG to revoke, terminate or adversely amend the Atrush Block PSC.   Paying interest: Under the terms of the Atrush Block PSC, on exercise of its back‐in right, the KRG is required to pay its  share  of  project  development  costs.  There  is  a  risk  that  the  Contractors  may  be  exposed  to  fund  the  KRG  share  of  project development costs.   Uninsured losses and liabilities: Although the Company maintains insurance in accordance with industry standards to  address risks relating to its operations, the insurance coverage may under certain circumstances not protect it from all  potential losses and liabilities that could result from its operations.   Availability  of  equipment  and  services:  ShaMaran’s  oil  and  natural  gas  exploration  and  development  activities  are  dependent on the availability of third party services, drilling and related equipment and qualified staff in the particular  areas where such activities are or will be conducted. Shortages of such equipment or staff may affect the availability of  such  equipment  to  ShaMaran  and  may  delay  and  or  increase  the  cost  of  ShaMaran’s  exploration  and  development  activities.   Early  stage  of  development:  ShaMaran  has  conducted  oil  and  gas  exploration  and  development  activities  in  Kurdistan for approximately six years. The current operations are in an appraisal and development stage and there  can be no assurance that ShaMaran’s operations will be profitable in the future or will generate sufficient cash flow  to satisfy its future commitments.   25          Financial and Other Risks   Financial statements prepared on a going concern basis: The Company’s financial statements have been prepared on a  going concern  basis under which an entity is considered to be able to realise its assets and satisfy its liabilities in the  ordinary course of business. ShaMaran’s operations to date have been primarily financed by debt and equity financing.  The Company’s future operations are dependent upon the identification and successful completion of additional equity  or debt financing  or the achievement  of profitable  operations.  There can be no  assurances  that  the Company  will  be  successful in completing additional financing or achieving profitability. The consolidated financial statements do not give  effect  to  any  adjustments  relating  to  the  carrying  values  and  classification  of  assets  and  liabilities  that  would  be  necessary should ShaMaran be unable to continue as a going concern.  Substantial capital requirements: ShaMaran anticipates making substantial capital expenditures in the future for the  acquisition, exploration, development and production of oil and gas. ShaMaran’s results could impact its access to the  capital necessary to undertake or complete future drilling and development programs. To meet its operating costs and  planned capital expenditures, ShaMaran may require financing from external sources, including from the sale of equity  and debt securities. There can be no assurance that such financing will be available to the Company or, if available, that  it  will  be  offered  on  terms  acceptable  to  ShaMaran.  If  ShaMaran  or  any  of  its  partners  in  the  oil  asset  are  unable  to  complete minimum work obligations on the Atrush Block PSC, this PSC could be relinquished under applicable contract  terms.  Dilution:  The  Company  may  make  future  acquisitions  or  enter  into  financings  or  other  transactions  involving  the  issuance of securities of the Company. If additional financing is raised through the issuance of equity or convertible debt  securities, control of the Company may change and the interests of shareholders in the net assets of ShaMaran may be  diluted.   Tax legislation: The Company has entities incorporated and resident for tax purposes in Canada, the Cayman Islands,  the  Kurdistan  Region  of  Iraq,  the  Netherlands,  Switzerland  and  the  United  States  of  America.  Changes  in  the  tax  legislation or tax practices in these jurisdictions may increase the Company’s expected future tax obligations associated  with its activities in such jurisdictions.   Capital  and  lending  markets:  As  a  result  of  general  economic  uncertainties  and,  in  particular,  the  lack  of  risk  capital  available  to  the  junior  resource  sector,  the  Company,  along  with  other  junior  resource  entities,  may  have  reduced  access  to  bank  debt  and  to  equity.  As  future  capital  expenditures  will  be  financed  out  of  funds  generated  from  operations, bank borrowings if available, and possible issuances of debt or equity securities, the Company’s ability to do  so  is  dependent  on,  among  other  factors,  the  overall  state  of  lending  and  capital  markets  and  investor  and  lender  appetite for investments in the energy industry generally, and the Company’s securities in particular. To the extent that  external sources of capital become limited or unavailable or available only on onerous terms, the Company’s ability to  invest and to maintain existing assets may be impaired, and its assets, liabilities, business, financial condition and results  of operations may be materially and adversely affected as a result.  Uncertainty in financial markets: In the future the Company is expected to require financing to grow its business. The  uncertainty  which  has  periodically  affected  the  financial  markets  in  recent  years  and  the  possibility  that  financial  institutions may consolidate or go bankrupt has reduced levels of activity in the credit markets which could diminish the  amount  of  financing  available  to  companies.  The  Company’s  liquidity  and  its  ability  to  access  the  credit  or  capital  markets may also be adversely affected by changes in the financial markets and the global economy.   Conflict of interests: Certain directors of ShaMaran are also directors or officers of other companies, including oil and  gas companies, the interests of which may, in certain circumstances, come into conflict with those of ShaMaran. If and  when  a  conflict  arises  with  respect  to  a  particular  transaction,  the  affected  directors  must  disclose  the  conflict  and  abstain from voting with respect to matters relating to the transaction.   26          Risks Related to the GEP’s Senior Secured Bonds  Possible termination of PSC / Bond Agreement in event of default scenario: Should GEP default its obligations under  the Bond Agreement GEP may also not be able to fulfil its obligations under the Atrush Block PSC and or Atrush JOA,  with the effect that these contracts may be terminated or limited. In addition, should GEP default its obligations under  the Atrush Block PSC and or Atrush JOA, with the effect that these contracts may be terminated or limited, GEP may also  default in respect of its obligations under the Bond Agreement. Either default scenario could result in the termination of  the  Company’s  future  revenue  generating  activities  and  impair  the  Company’s  ability  to  meet  its  contractual  commitments as they become due.  Ability to service indebtedness: GEP’s ability to make scheduled payments on or to refinance its obligations under the  bonds will depend on GEP’s financial and operating performance which, in turn, will be subject to prevailing economic  and competitive conditions beyond GEP’s control. It is possible that GEP’s activities will not generate sufficient funds to  make  the  required  interest  payments  which  could,  among  other  things,  result  in  an  event  of  default  under  the  Bond  Agreement.  Significant operating and financial restrictions: The terms and conditions of the Bond Agreement contain restrictions  on GEP’s and the Guarantors’ activities which restrictions may prevent GEP and the Guarantors from taking actions that  it  believes  would  be  in  the  best  interest  of  GEP’s  business,  and  may  make  it  difficult  for  GEP  to  execute  its  business  strategy successfully or compete effectively with companies that are not similarly restricted. No assurance can be given  that it will be granted the necessary waivers or amendments if for any reason GEP is unable to comply with the terms of  the Bond Agreement. A breach of any of the covenants and restrictions could result in an event of default under  the  Bond Agreement.  Mandatory  prepayment  events:  Under  the  terms  of  the  Bond  Agreement  the  bonds  are  subject  to  mandatory  prepayment by GEP on the occurrence of certain specified events, including if (i) the ownership in the Atrush Block is  reduced to below 20.10% (ii) ShaMaran Petroleum Corp. ceases to indirectly own, or ShaMaran Ventures B.V. ceases to  directly own, 100% of the shares in GEP (iii) GEP invests in any assets or enters into any other activities unrelated to the  Atrush Block PSC or (iv) an event of default occurs under the Bond Agreement. Following an early redemption after the  occurrence of a mandatory prepayment event, it is possible that GEP will not have sufficient funds to make the required  redemption of bonds which could, among other things, result in an event of default under the Bond Agreement.  OUTLOOK  The outlook for the year 2016 is as follows:  Atrush Block  Production Facility   Construction  of  the  30,000  bopd  Atrush  Phase  1  Production  Facility  will  continue.  Commissioning  of  the  Production  Facility is targeted for the second quarter 2016 with first oil to follow in mid 2016.  Water injection facilities are planned to be installed in 2016.  Oil Export Pipeline  A contract for the engineering, procurement and construction of the pipeline to be constructed within the Atrush Block  was signed on November 1, 2015 by TAQA and a KRG approved pipeline contractor. Construction is scheduled to start  end of the first quarter of 2016 and the pipeline is expected to be completed in time for first oil production. The KRG is  responsible for constructing the pipeline section from the Atrush block boundary to the tie‐in point on the main export  pipeline, which the Company expects to also be completed in time for the targeted first oil date.   Wells   The  Operator  plans  to  complete  the  AT‐2  and  AT‐4  wells  prior  to  first  production.  Four  producers,  all  equipped  with  ESPs, are planned to be available for production at start up.  The 2016 work program includes the drilling and  completion of a dedicated water disposal well and the drilling  of an  appraisal and development well.  27            New Ventures  As part of its normal business the Company continues to evaluate new opportunities.   FORWARD LOOKING INFOMATION  This  report  contains  forward‐looking  information  and  forward‐looking  statements.  Forward‐looking  information  concerns possible events or financial performance that is based on management’s assumptions concerning anticipated  developments in the Company’s operations; the adequacy of the Company’s financial resources; financial projections,  including,  but  not  limited  to,  estimates  of  capital  and  operating  costs,  production  rates,  commodity  prices,  exchange  rates,  net  present  values;  and  other  events  and  conditions  that  may  occur  in  the  future.  Information  concerning  the  interpretation  of  drill  results  and  reserve  estimates  also  may  be  deemed  to  be  forward‐looking  information,  as  it  constitutes a prediction of what might be found to be present if and when a project is actually developed.   Forward‐looking statements are statements that are not historical and are frequently, but not always, identified by the  words such as “expects,” “anticipates,” “believes,” “intends,” “estimates,” “potential,” “possible,” “outlook”, “budget”  and similar expressions, or statements that events, conditions or results “will,” “may,” “could,” or “should” occur or be  achieved.  Forward‐looking  statements  are  statements  about  the  future  and  are  inherently  uncertain,  and  actual  achievements  of  the  Company  or  other  future  events  or  conditions  may  differ  materially  from  those  reflected  in  the  forward‐looking statements due to a variety of risks, uncertainties and other factors, including, without limitation, those  described in this MD&A.   The Company’s forward‐looking information and forward‐looking statements are based on the beliefs, expectations and  opinions  of  management  on  the  date  the  statements  are  made.  Management  is  regularly  considering  and  evaluating  assumptions that will impact on future performance. Those assumptions are exposed to generic risks and uncertainties  as well as risks and uncertainties that are specifically related to the Company’s operations.   The Company cautions readers regarding the reliance placed by them on forward‐looking information as by its nature, it  is  based  on  current  expectations  regarding  future  events  that  involve  a  number  of  assumptions,  inherent  risks  and  uncertainties, which could cause actual results to differ materially from those anticipated by the Company.   Except as required by applicable securities legislation the Company assumes no obligation to update its forward‐looking  information and forward‐looking statements in the future. For the reasons set forth above, investors should not place  undue reliance on forward‐looking information and forward‐looking statements.  ADDITIONAL INFORMATION  Additional  information  related  to  the  Company,  including  its  Annual  Information  Form,  is  available  on  SEDAR  at  www.sedar.com and on the Company’s web‐site at www.shamaranpetroleum.com.  28                ShaMaran Petroleum Corp.  Audited Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015   29 Auditor’s Report 17 March 2016 Independent Auditor’s Report To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp. We have audited the accompanying consolidated financial statements of ShaMaran Petroleum Corp., which comprise the consolidated balance sheet as at 31 December 2015 and 31 December 2014 and the Consolidated Statement of Comprehensive Income, Consolidated Statement of Changes in Equity and Consolidated Statement of Cash Flows for the years ended 31 December 2015 and 31 December 2014, and the related notes including a summary of significant accounting policies and other explanatory information. Management’s responsibility for the consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of these consolidated financial statements in accordance with International Financial Reporting Standards, and for such internal control as management determines is necessary to enable the preparation of consolidated financial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error. Auditor’s responsibility Our responsibility is to express an opinion on these consolidated financial statements based on our audits. We conducted our audits in accordance with Canadian Generally Accepted Auditing Standards. Those standards require that we comply with ethical requirements and plan and perform the audits to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements are free from material misstatement. An audit involves performing procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. The procedures selected depend on the auditor’s judgment, including the assessment of the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the entity’s preparation and fair presentation of the consolidated financial statements 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 management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. We believe that the audit evidence we have obtained in our audits is sufficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion. Opinion In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the consolidated balance sheet of ShaMaran Petroleum Corp. as at 31 December 2015 and 31 December 2014 and its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2015 and 31 December 2014 in accordance with International Financial Reporting Standards. PricewaterhouseCoopers SA, Avenue Giuseppe-Motta 50 CH-1211 Genève 2, Switzerland Telephone: +41 58 792 91 00, Facsimile: +41 58 792 91 10, www.pwc.ch PricewaterhouseCoopers SA is a member of the global PricewaterhouseCoopers network of firms, each of which is a separate and independent legal entity. 30 Emphasis of matter – going concern In forming our opinion on the financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of the disclosures made in Note 2 to the financial statements concerning the Company’s ability to continue as a going concern. Although the Company is confident that it has sufficient funds available, there is uncertainty surrounding the successful completion of financing arrangements as well as the timing and amounts of cash receipts commencing from first oil and the level of project development costs that the Company may be required to fund. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the date of approval of the financial statements indicates the existence of a material uncertainty which may cast significant doubt about the Company’s ability to continue as a going concern. The financial statements do not include the adjustments that would result if the Company was unable to continue as a going concern. Luc Schulthess Luc Schulthess Colin Johnson Colin Johnson PricewaterhouseCoopers SA, Avenue Giuseppe-Motta 50 CH-1211 Genève 2, Switzerland Telephone: +41 58 792 91 00, Facsimile: +41 58 792 91 10, www.pwc.ch PricewaterhouseCoopers SA is a member of the global PricewaterhouseCoopers network of firms, each of which is a separate and independent legal entity. 31 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheet  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________                                   As at December 31,  Note 2015 2014 Assets  Non‐current assets   Property, plant and equipment  Intangible assets  Current assets  Cash and cash equivalents, unrestricted   Cash and cash equivalents, restricted  Other current assets   Total assets  Liabilities and equity  Current liabilities  Accounts payable and accrued expenses  Accrued interest expense on bonds  Current tax liabilities  Non‐current liabilities  Borrowings  Provisions  Liabilities associated with discontinued operations  Total liabilities  Equity  Share capital   Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  11  12  15  13  14  15  15  16  10  17  177,044 88,645 265,689 30,409 1,512 200 32,121 297,810 9,560 2,252 31 11,843 148,263 8,080 156,343 ‐ 168,186 593,179 6,235 (83) (469,707) 129,624 297,810 172 429,277 429,449 16,062 41,142 1,605 58,809 488,258 14,207 2,252 41 16,500 147,657 1,846 149,503 51 166,054 534,068 5,025 (65) (216,824) 322,204 488,258 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  Signed on behalf of the Board of Directors:  /s/Ashley Heppenstall C. Ashley Heppenstall, Director  /s/Keith Hill Keith C. Hill, Director  32                                                                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Changes in Equity  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Balance at January 1, 2014  534,068 4,718 27 (209,824) 328,989 Share  capital Share based  payments  reserve Cumulative translation  adjustment Accumulated  deficit Total  Total comprehensive loss for the year:  Loss for the year  Other comprehensive loss  Transactions with owners in their capacity as owners: Share based payments expense  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Balance at December 31, 2014  534,068 Total comprehensive loss for the year:  Loss for the year  Other comprehensive loss  Transactions with owners in their capacity as owners: Share based payments expense  Shares issued on Rights Offering  Transaction costs  Balance at December 31, 2015  ‐ ‐ ‐ ‐ 60,462 (1,351) 59,111 593,179 ‐ ‐ ‐ 307 307 5,025 ‐ ‐ ‐ 1,210 ‐ ‐ 1,210 6,235 ‐ (92) (92) ‐ ‐ (7,000) ‐ (7,000) ‐ ‐ (7,000) (92) (7,092) 307 307 (65) (216,824) 322,204 ‐ (18) (18) (252,883) ‐ (252,883) (252,883) (18) (252,901) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1,210 60,462 (1,351) 60,321 (83) (469,707) 129,624 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  33                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Note 11  18  8  7  Operating activities  Net loss from continuing operations  Adjustments for:  Impairment loss  Interest expense on senior secured bonds – net  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Unwinding discount on decommissioning provision  Interest income  Foreign exchange gain  Changes in other current assets  Changes in current tax liabilities  Changes in accounts payable and accrued expenses  Cash used in discontinued operations  Net cash (outflows to) / inflows from operating activities  Investing activities  Interest received on cash deposits  Purchase of property, plant and equipment  Purchases of intangible assets  Net cash outflows to investing activities  Financing activities  Shares issued on Rights Offering  Transaction costs on Rights Offering  Interests payments to bondholders  Net cash inflows from / (outflows to) financing activities Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents  Change in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents, beginning of the year  Cash and cash equivalents, end of the year*  For the year ended December 31,  2014 2015   (252,916) 244,557 5,285 1,210 56 36 (189) (492) 1,405 (10) (2,147) (18) (3,223) 189 (4,311) (60,271) (64,393) 60,462 (1,351) (17,250) 41,861 472 (25,283) 57,204 31,921 (7,213) ‐ 5,286 307 53 19 (65) (43) (1,411) (51) 6,749 (661) 2,970 65 (81) (71,040) (71,056) ‐ ‐ (17,250) (17,250) (48) (85,384) 142,588 57,204 *Inclusive of restricted cash  15  1,512 41,142 The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements.  34                                                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  1. General information  ShaMaran Petroleum Corp. (“ShaMaran” and together with its subsidiaries the “Company”) is incorporated under  the Business Corporations Act, British Columbia, Canada. The address of the registered office is Suite 2600 Oceanic  Plaza, 1066 West Hastings Street, Vancouver, British Columbia V6E 3X1. The Company’s shares trade on the TSX  Venture Exchange and NASDAQ OMX First North Exchange (Stockholm) under the symbol “SNM”.  The Company is engaged in the business of oil and gas exploration and development and is currently in the pre‐ production stages of an exploration and development campaign in respect of the Atrush Block production sharing  contract (“Atrush Block PSC”) related to a petroleum property located in the Kurdistan Region of Iraq (“Kurdistan”).  On  January  19,  2015  the  Company  effected  changes  to  its  senior  management  and  Board  of  Directors  (the  “Board”). Mr. Chris Bruijnzeels was appointed as the President and Chief Executive Officer of ShaMaran and as a  member of the Board replacing Mr. Pradeep Kabra who resigned from these positions. Mr. C. Ashley Heppenstall  was also appointed as a member of the Board while Mr. Alex Schneiter and Mr. J. Cameron Bailey have resigned  their positions as members of the Board, all with effect from January 19, 2015. Refer also to notes 18 and 22.  2. Basis of preparation and summary of significant accounting policies  These consolidated financial statements have been prepared in accordance with International Financial Reporting  Standards (“IFRS”), as issued by the International Accounting Standards Board (“IASB”) and the IFRS Interpretations  Committee that are effective beginning on January 1, 2015, under the historical cost convention. The significant  accounting  policies  of  the  Company  have  been  applied  consistently  throughout  the  year.  The  preparation  of  financial  statements  in  conformity  with  IFRS  requires  the  use  of  certain  critical  accounting  estimates.  It  also  requires management to exercise its judgment in the process of applying the Company’s accounting policies.  These consolidated financial statements were approved for issuance by the Board of Directors on March 16, 2016.  Certain  amounts  presented  in  the  consolidated  balance  sheet  of  the  prior  year  have  been  reclassified  for  comparative purposes in the consolidated balance sheet of the current year.  These consolidated financial statements have been prepared on the going concern basis which assumes that the  Company will be able to realise in the foreseeable future its assets and liabilities in the normal course of business  as  they  come  due.  The  ability  of  the  Company  to  continue  as  a  going  concern  and  to  successfully  carry  out  its  business plan is primarily dependent upon the continued support of its shareholders, the resolution of remaining  political disputes in Iraq and the ability of the Company to obtain additional financing for its activities to develop,  produce and sell economically recoverable reserves.  In the absence of production revenues, the Company is currently dependent upon its existing financial resources,  which  include  $31.9  million  of  cash  and  cash  equivalents  as  at  December  31,  2015  to  satisfy  its  obligations  and  finance  its  appraisal  and  development  program  in  Kurdistan.  Failure  to  meet  appraisal  and  development  commitments  could  put  the  Atrush  Block  PSC  at  risk  of  forfeiture.  The  Company  is  taking  necessary  steps  to  increase  its  liquidity  and  in  the  month  of  March  2016  a  new  financing  arrangement  was  proposed  (“Proposed  Financing Arrangement”) to holders of the Company’s bonds (the “Existing Bondholders”). Refer also to notes 15  and 23.  35         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The  Company  believes  that  based  on  the  forecasts  and  projections  they  have  prepared,  and  the  Proposed  Financing  Arrangement,  the  resources  to  be  available  will  be  sufficient  for  the  Company  and  its  subsidiaries  to  satisfy its contractual obligations and commitments under the agreed work program over the next 12 months and  to continue as a going concern for the foreseeable future. Nevertheless the possibility remains that the Company’s  operations and  current  and  future  financial  resources could be significantly  affected  by  adverse  exploration  and  appraisal results, geopolitical events in the region, macroeconomic conditions or other risks, including uncertainty  surrounding  the  timing  and  amounts  of  cash  receipts  from  the  Proposed  Financing  Arrangement,  oil  production  forecasted  to  commence  in  mid  2016  and  the  level  of  project  development  costs  that  the  Company  may  be  required  to  fund.  The  potential  that  the  Company’s  financial  resources  are  insufficient  to  fund  its  appraisal  and  development  activities  for  the  next  12  months,  particularly  in  case  the  Proposed  Financing  Arrangement  is  not  accepted by the Existing Bondholders or there are unforeseen delays in oil production or receipt of funds from oil  sales, indicates a material uncertainty which may cast significant doubt over the Company’s ability to continue as a  going  concern.  These  consolidated  financial  statements  do  not  include  the  adjustments  that  would  result  if  the  Company is unable to continue as a going concern. Refer also to note 23.  3. Significant accounting policies  (a) Basis of consolidation  The  consolidated  financial  statements  incorporate  the  financial  statements  of  the  Company  and  its  subsidiaries,  entities controlled by the Company which apply accounting policies consistent with those of the Company. Control  is achieved where the Company has the power to govern the financial and operating policies of an investee entity  so  as  to  obtain  benefits  from  its  activities.  Subsidiaries  are  fully  consolidated  from  the  date  on  which  control  is  obtained by the Company and are de‐consolidated from the date that control ceases.   Intercompany  balances  and  unrealised  gains  and  losses  on  intercompany  transactions  are  eliminated  upon  consolidation.  (b) Interest in joint operations  A joint  operation is a contractual arrangement whereby the Company and other  parties undertake an  economic  activity that is subject to joint control.  Where the Company undertakes its activities under joint operation arrangements directly, the Company’s share of  jointly  controlled  operations  and  any  liabilities  incurred  jointly  with  other  joint  operations  are  recognised  in  the  financial statements of the relevant company and classified according to their nature.   Liabilities and expenses incurred directly in respect of interests in jointly controlled operations are accounted for  on  an  accrual  basis.  Income  from  the  sale  or  use  of  the  Company’s  share  of  the  output  of  jointly  controlled  operations  and  its  share  of  the  joint  operations  are  recognised  when  it  is  probable  that  the  economic  benefit  associated with the transactions will flow to/from the Company and the amount can be reliably measured.   36   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (c) Business combinations  The acquisition method of accounting is used to account for business combinations. The consideration transferred  is  measured  at  the  aggregate  of  the  fair  values  at  the  date  of  acquisition  of  assets  given,  liabilities  incurred  or  assumed  and  equity  instruments  issued  by  the  Company  in  exchange  for  control  of  the  acquiree.  Acquisition  related costs are  expensed as  incurred. The identifiable assets, liabilities and  contingent liabilities that meet  the  conditions for recognition under IFRS 3 Business Combinations are recognised at their fair value at the acquisition  date.   If  the  Company  acquires  control  of  an  entity  in  more  than  one  transaction  the  related  investment  held  by  the  Company  immediately  before  the  last  transaction  when  control  is  acquired  is  considered  sold  and  immediately  repurchased at the fair value of the investment on the date of acquisition. Any difference between the fair value  and the carrying amount of the investment results in income or loss recognised in the statement of comprehensive  income.  (d) Non‐current assets held for sale and discontinued operations   Non‐current assets (or disposal groups) are classified as assets held for sale when their carrying amount is to be  recovered principally through a sale transaction and a sale is considered highly probable. They are measured at the  lower of carrying amount and fair value less costs to sell.  The  results  of  a  component  of  the  Company  that  represent  a  major  line  of  business  or  geographical  area  of  operations that has either been disposed of (by sale, abandonment or spin‐off) or is classified as held for sale is  reported as discontinued  operations. The  financial  statements  of  the  Company  include  amounts  and disclosures  pertaining to discontinued operations in accordance with IFRS 5 Non‐current Assets Held for Sale and Discontinued  Operations.   (e) Foreign currency translation  Functional and presentation currency  Items included in the financial statements of each of the Company’s subsidiaries are measured using the currency  of the primary economic environment in which the subsidiary operates (the “functional currency”). The functional  and presentation currency of the Company is the United States dollar (“USD”).  The results and financial position of subsidiaries  that have a functional currency different from the presentation  currency are translated into the presentation currency as follows:   Assets and liabilities are translated at the closing exchange rate at the date of that balance sheet.   Income and expenses are translated at the average exchange rate for the period in which they were incurred as  a reasonable approximation of the cumulative effect of rates prevailing on transaction dates.   All  resulting  exchange  differences  are  recognised  in  other  comprehensive  income  as  part  of  the  cumulative  translation reserve.  Transactions and balances  Transactions  in  currencies  other  than  the  functional  currency  are  recorded  in  the  functional  currency  at  the  exchange  rates  prevailing  on  the  dates  of  the  transactions  or  valuation  where  items  are  re‐measured.  At  each  balance sheet date, monetary assets and liabilities that are denominated in foreign currencies are translated at the  rates prevailing at the balance sheet date. Exchange differences are recognised in the statement of comprehensive  income during the period in which they arise.   37     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (f) Exploration and evaluation costs and other intangible assets  Exploration and evaluation assets   The  Company  applies  the  full  cost  method  of  accounting  for  exploration  and  evaluation  (“E&E”)  costs  in  accordance  with  the  requirements  of  IFRS  6  Exploration  for  and  Evaluation  of  Mineral  Resources.  All  costs  of  exploring and evaluating oil and gas properties are accumulated and capitalised to the relevant property contract  area and are tested on a cost pool basis as described below.   Pre‐license costs:  Costs incurred prior to having obtained the legal rights to explore an area are expensed directly to the statement  of comprehensive income.   Exploration and evaluation costs:  All E&E costs are initially capitalised as E&E assets and include payments to acquire the legal right to explore, costs  of technical services and studies, seismic acquisition, exploratory drilling and testing.  Tangible assets used  in  E&E activities such as  the Company’s vehicles,  drilling rigs, seismic equipment and  other  property, plant and equipment (“PP&E”) used by the Company’s exploration function are classified as PP&E. To the  extent that such tangible assets are consumed in exploring and evaluating a property the amount reflecting that  consumption  is  recorded  as  part  of  the  cost  of  the  intangible  asset.  Such  intangible  costs  include  directly  attributable overhead including the depreciation of PP&E utilised in E&E activities together with the cost of other  materials consumed during the E&E phases such as tubulars and wellheads.   E&E costs are not depreciated prior to the commencement of commercial production.   Treatment of E&E assets at conclusion of appraisal activities:  E&E  assets  are  carried  forward  until  commercial  viability  has  been  established  for  a  contractual  area  which  normally  coincides  with  the  commencement  of  commercial  production.  The  E&E  assets  are  then  assessed  for  impairment and the carrying value after any impairment loss is then reclassified as oil and gas assets within PP&E.  Until  commercial  viability  has  been  established  E&E  assets  remain  capitalised  at  cost  less  accumulated  amortisation and are subject to the impairment test set out below. Such E&E assets are depreciated on a unit of  production basis over the life of the commercial reserves attributed to the cost pool to which they relate.   Other intangible assets  Other  intangible  assets  are  carried  at  measured  cost  less  accumulated  amortisation  and  any  recognised  impairment loss and are amortised on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:    Computer software and associated costs   3 years  (g) Property, plant and equipment  Oil and gas assets  Oil  and  gas  assets  comprise  of  development  and  production  costs  for  areas  where  technical  feasibility  and  commercial  viability  have  been  established  and  include  any  E&E  assets  transferred  after  conclusion  of  appraisal  activities  as  well  as  costs  of  development  drilling,  completion,  gathering  and  production  infrastructure,  directly  attributable  overheads,  borrowing  costs  capitalised  and  the  cost  of  recognising  provisions  for  future  restoration  and decommissioning. Oil and gas costs are accumulated separately for each contract area.   Depreciation of oil and gas assets:  Oil and gas assets are depreciated using the unit of production method based  on  proved and probable reserves  using  estimated  future  prices  and  costs  and  taking  into  account  future  development  expenditures  necessary  to  bring those reserves into production.   38   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Other property, plant and equipment  Other  property,  plant and equipment include expenditures that are  directly attributable to the acquisition of an  asset. Subsequent costs are included in the assets’ carrying value 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 Company and the  cost can be measured reliably.  Repairs and maintenance costs are charged to the statement of comprehensive income during the period in which  they are incurred.   The  carrying  amount  of  an  item  of  PP&E  is  derecognised  on  disposal  or  when  no  future  economic  benefits  are  expected from its use or disposal. The gain or loss arising on the disposal or retirement of an asset is determined as  the difference between the sales proceeds and the carrying amount of the asset and is recognised in the statement  of comprehensive income during the period.   Other property, plant and equipment assets are carried at cost less accumulated depreciation and any recognised  impairment loss and are depreciated on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:   Furniture and office equipment    Computer equipment     5 years  3 years  (h) Impairment of non‐financial assets  E&E  assets  and  oil  and  gas  assets  are  assessed  for  impairment  when  facts  and  circumstances  suggest  that  the  carrying amount may exceed its recoverable amount. Such indicators include:   The period for which the Company has the right to explore in the specific area has expired during the period or  will expire in the near future and is not expected to be renewed.   Substantive expenditure on further exploration for and evaluation of mineral resources in the specific area is  neither budgeted nor planned.   Exploration for and evaluation of resources in the specific area have not led to the discovery of commercially  viable  quantities  of  mineral  resources  and  the  Company  has  decided  to  discontinue  such  activities  in  the  specific area.   Sufficient  data  exist  to  indicate  that,  although  a  development  in  the  specific  area  is  likely  to  proceed,  the  carrying amount of either of the E&E or the oil and gas assets is unlikely to be recovered in full from successful  development or by sale.   Extended decreases in prices or margins for oil and gas commodities or products.   A significant downwards revision in estimated volumes or an upward revision in future development costs.  For  the  purpose  of  impairment  testing  the  assets  are  aggregated  into  cash  generating  unit  (“CGU”)  cost  pools  based on their ability to generate largely independent cash flows. The recoverable amount of a CGU is the greater  of its fair value less costs to sell and its value in use. Fair value is determined to be the amount for which the asset  could  be  sold  in  an  arm’s  length  transaction.  Value  in  use  is  determined  by  estimating  the  present  value  of  the  future net cash flows expected to be derived from the continued use of the asset or CGU.   Where conditions giving rise to the impairment subsequently reverse the effect of the impairment charge is also  reversed  as  a  credit  to  the  statement  of  comprehensive  income  net  of  any  depreciation  that  would  have  been  charged since the impairment.   (i) Borrowings  Borrowings are recognised initially at fair value, net of any transaction costs incurred. Borrowings are subsequently  carried at amortised cost using the effective interest rate method.   39   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  General and specific borrowing costs directly attributable to the acquisition or construction of qualifying assets are  capitalised  together  with  the  qualifying  assets.  All  other  borrowing  costs  are  recognised  in  profit  or  loss  in  the  period in which they are incurred.  (j) Taxation  The income tax expense comprises current income tax and deferred income tax.  The current income tax is the expected tax payable on the taxable income for the period. It is calculated on the  basis of the tax laws enacted or substantively enacted at the balance sheet date and includes any adjustment to  tax payable in respect of previous years.   Deferred income tax is the tax recognised in respect of  temporary differences between the carrying amounts  of  assets  and  liabilities  in  the  financial  statements  and  the  corresponding  tax  bases  and  is  accounted  for  using  the  balance sheet liability method.  Deferred  income tax liabilities are  generally recognised for  all  taxable temporary  differences and deferred income tax assets are recognised to the extent that it is probable that taxable profits will  be available against which deductible temporary differences can be utilised. Deferred income tax is not recorded if  it arises from the initial recognition of an asset or liability in a transaction other than a business combination that,  at the time of the transaction, affects neither the accounting profit nor loss.   Deferred  income  tax  liabilities  are  recognised  for  taxable  temporary  differences  arising  on  investments  in  subsidiaries and associates and interests in joint ventures except where the Company is able to control the reversal  of the temporary difference and it is probable that the temporary  difference will not reverse in the  foreseeable  future.   The carrying amount of deferred tax assets is reviewed at each balance sheet date and reduced to the extent that  it  is  no  longer  probable  that  sufficient  taxable  profits  will  be  available  to  allow  all  or  part  of  the  asset  to  be  recovered.   Deferred  income  tax is calculated  at the  tax rates that are  expected to  apply  in the year  when  the deferred tax  liability is settled or the asset is realised. Deferred tax is charged or credited in the statement of comprehensive  income except when it relates to items charged or credited directly to equity in which case the deferred tax is also  recognised directly in equity. Deferred tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right  to offset current tax assets against current tax liabilities and when they relate to income taxes levied by the same  taxation authority and the Company intends to settle its current tax assets and liabilities on a net basis.   (k) Financial instruments  Financial assets and liabilities are recognised in the Company’s balance sheet when the Company becomes a party  to the contractual provisions of the instrument. Financial assets are derecognised when the contractual rights to  cash flows from the assets expire or the Company transfers the financial asset and substantially all the risks and  rewards  of  ownership.  The  Company  derecognises  financial  liabilities  when  the  Company’s  obligations  are  discharged, cancelled or expire.   Classification and measurement   The Company classifies its financial assets and liabilities at initial recognition in the following categories:   Financial  assets  and  liabilities  at  fair  value  through  profit  or  loss  are  those  assets  and  liabilities  acquired  principally  for  the  purpose  of  selling  or  repurchasing  in  the  short‐term  and  are  recognised  at  fair  value.  Transaction  costs  are  expensed  in  the  statement  of  comprehensive  income  and  gains  or  losses  arising  from  changes  in  fair  value  are  also  presented  in  the  statement  of  comprehensive  income  within  other  gains  and  losses in the period in which they arise. Financial assets  and liabilities at fair value through  profit  or loss are  classified  as  current  except  for  the  portion  expected  to  be  realised  or  paid  beyond  twelve  months  of  the  balance sheet date, which is classified as non‐current.    Loans  and  receivables  comprise  of  other  receivables  and  cash  and  cash  equivalents  and  are  financial  assets  with fixed or determinable payments that are not quoted on an active market and are generally included within  40 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  current assets due to their short‐term nature. Loans and receivables are initially recognised at fair value and  are  subsequently  measured  at  amortised  cost  using  the  effective  interest  method  less  any  provision  for  impairment.    Financial liabilities at amortised cost comprise of trade and other payables and are initially recognised at the  fair  value  of  the  amount  expected  to  be  paid  and  are  subsequently  measured  at  amortised  cost  using  the  effective interest rate method. Financial liabilities are classified as current liabilities unless the Company has an  unconditional right to defer settlement for at least 12 months after the balance sheet date.   Impairment of financial assets  At each reporting date the Company assesses whether there is objective evidence indicating that a financial asset  is impaired including:     Significant financial difficulty of the issuer   A breach of contract such as delinquency in interest or principal payments   Active market for that financial asset disappears because of financial difficulties   Observable  data  indicating  that  there  is  a  measureable  decrease  in  the  estimated  future  cash  flows  from  a  portfolio of financial assets since the initial recognition of those assets  If evidence of impairment exists the Company recognises an impairment loss in the statement of comprehensive  income as follows:   Financial assets carried at amortised cost – the impairment loss is the difference between the carrying amount  of  the  loan  or  receivable  and  the  present  value  of  the  estimated  future  cash  flows  discounted  using  the  instrument’s effective interest rate.   Impairment losses on financial assets carried at amortised cost are reversed in subsequent periods if the amount  of the loss decreases and the decrease can be related objectively to an event occurring after the impairment was  recognised.   (l) Cash and cash equivalents  Cash  and  cash  equivalents  are  comprised  of  cash  on  hand  and  demand  deposits  and  other  short‐term  liquid  investments  that  are  readily  convertible  to  a  known  amount  of  cash  with  three  months  or  from  the  acquisition  date.   (m) Provisions  Provisions are recognised when the Company has a present obligation, legal or constructive, as a result of a past  event when it is probable that the Company will be required to settle the obligation and a reliable estimate can be  made of the obligation.  The  amount  recognised  as  a  provision  is  the  best  estimate  of  the  consideration  required  to  settle  the  present  obligation  at  the  balance  sheet  date,  taking  into  account  the  risks  and  uncertainties  surrounding  the  obligation.  When a provision is measured using the cash flow estimates to settle the present obligation its carrying amount is  the present value of those cash flows.   41     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Decommissioning and site restoration  Provisions  for  decommissioning  and  site  restoration  are  recognised  when  the  Company  has  a  present  legal  or  constructive obligation to dismantle and remove production, storage and transportation facilities and to carry out  site  restoration  work.  The  provision  is  calculated  as  the  net  present  value  of  the  Company’s  share  of  the  expenditure expected to be incurred at the end of the producing life of each field using a discount rate that reflects  the  market  assessment  of  the  time  value  of  money  at  that  date.  Unwinding  of  the  discount  on  the  provision  is  charged to the statement of comprehensive income within finance costs during the period. The amount recognised  as  the  provision  is  included  as  part  of  the  cost  of  the  relevant  asset  and  is  charged  to  the  statement  of  comprehensive income in accordance with the Company’s policy for depreciation and amortisation.  Changes  in  the  estimated  timing  of  decommissioning  and  site  restoration  cost  estimates  are  dealt  with  prospectively by recording an adjustment to the provision and a corresponding adjustment to the relevant asset.   (n) Share‐based payments  The  Company  issues  equity‐settled share‐based payments to  certain directors,  employees and  third parties.  The  fair  value  of  the  equity  settled  share‐based  payments  is  measured  at  the  date  of  grant.  The  total  expense  is  recognised over vesting period, which is the period over which all conditions to entitlement are to be satisfied. The  cumulative expense recognised for equity‐settled share‐based payments at each balance sheet date represents the  Company’s best estimate of the number of equity instruments that will ultimately vest. The charge or credit for the  period and  the corresponding  adjustment  to contributed  surplus during the  period  represents  the  movement  in  the  cumulative  expense  recognised  for  all  equity  instruments  expected  to  vest.  The  fair  value  of  equity‐settled  share‐based payments is determined using the Black‐Scholes option pricing model.  (o) Pension obligations  The  Company  performed  an  assessment  of  their  pension  plan  and  determined  that  its  Swiss  subsidiary  has  a  defined benefit pension plan that is managed through a private fund. Independent actuaries determined the cost  of the defined benefit plan and the Company has determined that the unfunded obligation is not material.    (p) Share capital  Common shares are classified as equity. Incremental costs directly attributable to the issue of new shares or share  options are shown in equity as a deduction, net of tax, from the proceeds.  (q) Changes in accounting policies  There  are  no  IFRS  or  interpretations  that  have  been  issued  effective  for  financial  years  beginning  on  or  after  January 1, 2015 that would have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  (r) Accounting standards issued but not yet applied  Standards and interpretations issued but not yet effective up to the date of issuance of the financial statements  are listed below.   42     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  IFRS  9:  Financial  Instruments  ‐ Classification   and  Measurement,  addresses  the  classification,  measurement  and  recognition  of  financial  assets  and  financial  liabilities.  IFRS  9  was  issued  in  November  2009  and  amended  in  October  2010.  It  replaces  the  parts  of  IAS  39  that  relate  to  the  classification  and  measurement  of  financial  instruments. IFRS 9 requires financial assets to be classified into two measurement categories: those measured at  fair  value  and  those  measured  at  amortised  cost.  The  determination  is  made  at  initial  recognition.  The  classification  depends  on  the  entity’s  business  model  for  managing  its  financial  instruments  and  the  contractual  cash  flow  characteristics  of  the  instrument.  For  financial  liabilities,  the  standard  retains  most  of  the  IAS  39  requirements. The main change is that, in cases where the fair value option is taken for financial liabilities, the part  of a fair value change due to an entity’s own credit risk is recorded in other comprehensive income rather than in  net earnings,  unless this creates an accounting mismatch. The new standard will be effective for  annual periods  beginning on  or after  January  1, 2018. The  Company  is  in the  process  of assessing  the  full  impact  of  IFRS  9  and  intends to adopt IFRS 9 no later than the accounting period beginning on or after January 1, 2018.  IFRS 15: Revenue from  contracts with customers is the new standard  which replaces IAS 18 Revenue and IAS  11  Construction Contracts and provides a five step framework for application to customer contracts; identification of  customer  contract,  identification  of  the  contract  performance  obligations,  determination  of  the  contract  price,  allocation of the contract price to the contract performance obligations, and revenue recognition as performance  obligations  are  satisfied.  A  new  requirement  where  revenue  is  variable  stipulates  that  revenue  may  only  be  recognised  to  the  extent  that  it  is  highly  probable  that  significant  reversal  of  revenue  will  not  occur.  The  new  standard will be effective for annual periods beginning on or after January 1, 2017. The Company is in the process  of assessing the full impact of IFRS 15 and intends to adopt IFRS 15 no later than the accounting period beginning  on or after January 1, 2017.  IFRS 11: Joint Arrangements. An amendment to IFRS 11 was issued in May 2014 addressing guidance on how to  account  for  the  acquisition  of  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  standard  now  specifies  the  appropriate  accounting  treatment  for  such  acquisitions  and  requires  an  investor  to  apply  the  principles  of  business  combination  accounting,  as  defined  in  IFRS  3  ‐ Business   combinations,  when  acquiring  an  interest  in  a  joint  operation  that  constitutes  a  business.  The  amendment  requires  an  investor  to  measure  identifiable  assets  and  liabilities  at  fair  value;  expense  acquisition  related  costs;  recognise  deferred  tax,  and;  recognise the residual as goodwill. The amendment is applicable to both the acquisition of the initial interest in a  joint operation and the acquisition of additional interest in the same joint operation. However, a previously held  interest is not to be re‐measured when the acquisition of an additional interest in the same joint operation results  in retaining joint control. The amendment to IFRS 11 will be applied prospectively for annual periods beginning on  or after January 1, 2016. The Company intends to adopt IFRS 11 for the accounting period beginning on January 1,  2016 and does not anticipate that it will have a material impact its financial statements.  4. Critical accounting judgments and key sources of estimation uncertainty   In  the  application  of  the  Company’s  accounting  policies,  which  are  described  in  note  3,  management  has  made  judgments,  estimates  and  assumptions  about  the  carrying  amounts  of  the  assets,  liabilities,  revenues,  expenses  and related disclosures. These estimates and associated assumptions are based on historical experience, current  trends  and  other  factors  that  management  believes  to  be  relevant  at  the  time  these  consolidated  financial  statements were prepared. Actual results may differ as future events and their effects cannot be determined with  certainty  and  such  differences  could  be  material.  Management  reviews  the  accounting  policies,  underlying  assumptions, estimates and judgments on an on‐going basis to ensure that the financial statements are presented  fairly in accordance with IFRS.   43       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The following are the critical judgments and estimates that management has made in the process of applying the  Company’s accounting policies in these consolidated financial statements:   (a) Oil and gas reserves  The business of the Company is the exploration and development of oil and gas reserves in Kurdistan. Estimates of  commercial  oil  and gas reserves are  used in the  calculations  for  impairment,  depreciation  and  amortisation  and  decommissioning provisions. Changes in estimates of oil and gas reserves resulting in different future production  profiles  will  affect  the  discounted  cash  flows  used  for  impairment  purposes,  the  anticipated  date  of  site  decommissioning and restoration and the depreciation charges based on the unit of production method.  In  February  2016  the  Company  commissioned  an  independent  reserves  and  resources  report  from  McDaniel  &  Associates Consultants Ltd. (“McDaniel”) to estimate the Company’s reserves and resources at December 31, 2015.  The  reserves  and  resources  estimates  provided  in  the  report  were  considered  in  determining  amounts  of  impairment,  depreciation  and  amortisation  and  decommissioning  provisions  included  in  these  consolidated  financial statements.  (b) Impairment of E&E and PP&E assets  IAS 36 Impairment of Assets and IFRS 6 Exploration of and Evaluation of Mineral Resources require that a review  for impairment be carried out if events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of an asset  may not be recoverable. The recoverable amounts are determined with reference to value in use calculations. The  key  assumptions  for  the  value  in  use  calculations  are  those  regarding  production  flow  rates,  discount  rates  and  fiscal  terms  under  the  Production  Sharing  Contracts  governing  the  Company’s  assets  and  expected  changes  to  selling prices and direct costs during the period. These assumptions reflect management’s best estimates based on  historical experiences, past practices and expectations of future changes in the oil and gas industry. Refer also to  notes 11 and 12.  (c) Decommissioning and site restoration provisions  The  Company  recognises  a  provision  for  decommissioning  and  site  restoration  costs  expected  to  be  incurred  in  order to remove and dismantle production, storage and transportation facilities and to carry out site restoration  work. The provisions are estimated taking into consideration existing technology and current prices after adjusting  for  expected  inflation  and  discounted  using  rates  reflecting  current  market  assessments  of  the  time  value  of  money  and  where  appropriate,  the  risks  specific  to  the  liability.  The  Company  makes  an  estimate  based  on  its  experience and historical data. Refer also to notes 10 and 16.  (d) Share‐based payments  The  Company  issues  equity‐settled  share‐based  payments  to  certain  directors,  employees  and  third  parties.  In  accordance with IFRS 2 Share‐based payments, in determining the fair value of options granted, the Company has  applied the Black‐Scholes model and as a result makes assumptions for the expected volatility, expected life, risk‐ free  rate,  behavioural  considerations  and  expected  dividend  yield.  The  fair  value  of  options  granted  at  December 31, 2015 is shown in note 18.  5. Business and geographical segments  The  Company  operates  in  one  business  segment,  the  exploration and  development  of  oil  and  gas  assets,  in  one  geographical  segment,  Kurdistan.  As  a  result,  in  accordance  with  IFRS  8  Operating  Segments,  the  Company  has  presented its financial information collectively for one operating segment. Refer to note 10 for disclosure of the  Company’s discontinued operations.  44         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  6. General and administrative expense  For the year ended December 31,  2014 2015  General and administrative expenses incurred  General and administrative expenses capitalised as E&E and PP&E assets  General and administrative expense  5,194  (2,835)    2,359  4,886 (3,338) 1,548 The  Company  capitalises as E&E and PP&E assets general and administrative expense supporting E&E and PP&E  activities which relate to direct interests held in production sharing contracts. Refer also to notes 11 and 12.  7. Finance income  Foreign exchange gain   Interest income  Total finance income  For the year ended December 31,  2014 2015  492    189    681  43 65 108 The foreign exchange gain in the year 2015 resulted primarily from holding net assets denominated in Canadian  dollars while the CAD strengthened against the United States dollar, the reporting currency of the Company.  Interest income represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing term deposits.   8. Finance cost  Interest charges on bonds at coupon rate   Amortisation of bond related transaction costs  Interest expense on borrowings  Unwinding discount on decommissioning provision Total finance costs before borrowing costs capitalised  Borrowing costs capitalised as E&E and PP&E assets  Total finance costs  For the year ended December 31,  2014 2015  17,250  606  17,856  36  17,892  (12,571)  5,321  17,250 607 17,857 19 17,876 (12,572) 5,304 During  the  year  ended  December  31,  2015  the  Company  incurred  interest  expense  relating  to  senior  secured  bonds which carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate. Refer also to notes 11, 12, 15 and 23.  45                                                                                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  9. Taxation  (a) Income tax expense  The income tax expense reflects an effective tax rate which differs from Federal and Provincial statutory tax rates.  The main differences are as follows:  Loss from continuing operations before income tax  Corporate income tax rate  Computed income tax expense  Increase / (decrease) resulting from:   Change in valuation allowance   Foreign tax rate differences  Effect of changes in foreign exchange rates   Non‐deductible compensation expense   Other expense / (income)   Non‐taxable foreign exchange gain  Share issuance costs charged to share capital  Income tax expense from continuing operations  For the year ended December 31,  2014 2015 (252,822) 26.0% (65,734) 49,655 15,099 967 314 263 (128) (342) 94 (7,104) 26.0% (1,847) 1,198 365 489 80 (165) (11) ‐ 109 The  Company’s  income  tax  expense  relates  to  a  provision  for  income  tax  on  service  income  generated  in  Switzerland and is calculated at the effective tax rate of 24% prevailing in this jurisdiction.  The Company has not recognised approximately $138 million (2014: $88 million) of deferred tax assets as it is not  probable that these amounts will be realised.  (b) Tax losses carried forward   The Company has tax losses and costs which are available to apply to future taxable income as follows:  Canadian losses from operations  Canadian exploration expenses  Canadian unamortised share issue costs  Dutch losses from operations  U.S. Federal losses from operations  U.S. Federal tax basis in excess of carrying values of properties  Total tax losses carried forward                                                     As at December 31, 2015 2014 18,413 2,369 1,097 362,323 166,411 3,654 554,267 20,899 2,796 632 110,867 166,200 3,654 305,048 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over  the period  from 2028 to  2035.  The Canadian  exploration  expenses may  be carried  forward indefinitely  to  offset  future  taxable  Canadian  income.  Canadian  unamortised  share  issue  costs  may  offset  future  taxable  Canadian  income of years 2016 to 2017. The U.S. Federal losses are available to offset future taxable income in the United  States through 2032.  46                                                                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  10. Discontinued operations  During May of 2009 the Company sold to a third party its oil and gas properties located in the United States in the  Gulf  of  Mexico.  The  results  of  the  discontinued  operations  included  in  the  consolidated  statement  of  comprehensive income are as follows:  Gain on release of excess accrued windup costs  Gain on release of excess site restoration provisions  General, administrative and professional expenses  Net income from discontinued operations  For the year ended December 31, 2014 2015 46  ‐  (13)  33  ‐ 228 (15) 213 During the year  2015  the Company completed  the  windup  of Summit  Energy  Company  LLC,  which  was the  lone  remaining United States based operational subsidiary of the Company. The total cost to complete this exercise was  less than the amount previously estimated and the excess accrued windup costs have been released resulting in a  gain in the year 2015.   In the year 2014 the Company completed the site restoration works pertaining to the interests it previously held in  oil and gas properties located in the United States resulting in the release of excess site restoration provisions as  the total cost to complete this work was less than the amount previously estimated.   The net income from discontinued operations in 2015 and 2014 did not result in income tax expense as gains on  release of excess provisions are not taxable amounts.  The major classes of assets and liabilities included in the consolidated balance sheet are as follows:                                                       As at December 31,  2015  2014 Assets  Liabilities  Trade payables and accrued expenses  Net liabilities   ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 51 51 51 47                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  11. Property, plant and equipment  At January 1, 2014  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2014  Opening net book value  Additions   Exchange difference  Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2014  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2015  Opening net book value  Additions   Transfer from intangible E&E  Impairment loss  Exchange difference  Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2015  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  Oil and gas assets Computer  equipment Furniture  and office  equipment  194 (69) 125 125 ‐ ‐ (36) 89 194 (105) 89 89 11,029 410,472 (244,557) ‐ (33) 177,000 177,138 (138) 177,000 194 (191) 3 3 81 ‐ (16) 68 256 (188) 68 68 4 ‐ ‐ 1 (29) 44 258 (214) 44 169 (118) 51 51 ‐ (3) (33) 15 154 (139) 15 15 ‐ ‐ ‐ ‐ (15) ‐ 153 (153) ‐ Total  557 (378) 179 179 81 (3) (85) 172 604 (432) 172 172 11,033 410,472 (244,557) 1 (77) 177,044 177,549 (505) 177,044 The net book value of oil and gas assets at December 31, 2015 are comprised of development costs related to the  Company’s  share  of  Atrush  Block  PSC  proved  and  probable  reserves  as  estimated  by  McDaniel  (the  “Atrush  2P  reserves”). These costs are not subject to depletion until commencement of commercial production.   During the year 2015 the Company capitalised to oil and gas assets borrowing costs totalling $1 million (2014: $nil)  and general and administrative expenses of $0.2 million (2014: $nil).  In  November  2015  an  engineering,  procurement  and  construction  contract  for  a  crude  oil  pipeline  to  be  constructed  within  the  Atrush  Block  was  signed  by  the  Operator,  TAQA  Atrush  BV,  and  a  Kurdistan  Regional  Government  (“KRG”)  approved  pipeline  contractor.  The  Company  has  determined  that  this  development  is  sufficient to confirm the technical and commercial feasibility of the Atrush 2P reserves. Accordingly, $410.5 million  of costs related to the Atrush 2P reserves were transferred from intangible assets to PP&E in 2015.   Due to a significant decline in world oil prices in the year 2015 the Company has conducted an impairment test to  assess if the net book value of its oil and gas assets was recoverable. The impairment test is based on McDaniel’s  production and cost profiles related to proved and probable reserves and used an oil price curve  based  on year  end price forecasts, a future cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate of 11.5% to calculate the net  present  value  at  December  31,  2015  of  the  Company’s  projected  share  of  future  cash  flows  of  the  Atrush  2P  reserves to determine a recoverable value of $177 million. Therefore a non‐cash impairment loss of the Company’s  oil  and  gas  assets  has  been  recognized  in  the  amount  of  $244.6  million  and  included  in  the  statement  of  comprehensive income for the year ended December 31, 2015.    48   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  A  sensitivity  analysis  shows  that  a  $5/bbl  decrease  in  the  oil  price  would  increase  the  impairment  loss  by  $16  million  whereas  a  $5/bbl  increase  in  the  oil  price  would  decrease  the  impairment  loss  by  $14  million  and  a  1%  increase  in  the  discount  rate  used  to  calculate  the  net  present  value  would  increase  the  impairment  loss  by  $9  million while a 1% decrease in the discount rate would decrease the impairment loss by $10 million. If expectations  with regard to timing of cash flows are not met it could also result in additional impairment losses.  Refer also to notes 6, 8, 15, and 21.  12. Intangible assets  At January 1, 2014  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2014  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2014  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2015  Opening net book value  Additions  Transfer to PP&E  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2015  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  Exploration and  evaluation assets Other intangible   assets  344,988 ‐ 344,988 344,988 84,257 ‐ 429,245 429,245 ‐ 429,245 429,245 69,821 (410,472) ‐ 88,594 88,594 ‐ 88,594 288  (286)  2  2  34  (4)  32  292  (260)  32  32  31  ‐  (12)  51  321  (270)  51  Total 345,276 (286) 344,990 344,990 84,291 (4) 429,277 429,537 (260) 429,277 429,277 69,852 (410,472) (12) 88,645 88,915 (270) 88,645 The net book value of E&E assets at December 31, 2015 represents Atrush Block exploration and appraisal costs  related to  the  Company’s  share  of  Atrush  Block contingent  resources as  estimated by McDaniel (the “Atrush 2C  resources”). During the year 2015 the Company capitalised to E&E borrowing costs totalling $11.5 million (2014:  $12.6  million)  and  general  and  administrative  expenses  of  $2.6  million  (2014:  $3.3  million).  In  November  2015  $410.5 million of costs related to the Atrush 2P reserves have been transferred from intangible assets to PP&E.  Due to a significant decline in world oil prices in the year 2015 the Company has conducted an impairment test to  assess  if  the  net  book  value  of  its  E&E  assets  is  recoverable.  The  impairment  test  is  based  on  management’s  production and cost profiles related to the Atrush 2C resources and used an oil price curve based on year end price  forecasts, a future cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate of 11.5% to calculate the net present  value  at December  31, 2015 of the  Company’s  projected  share  of  future cash  flows  of  the Atrush 2C  resources.  Since the net book value of E&E assets is less than its estimated recoverable value no related impairment loss has  been recognized in the year 2015.  49                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  A sensitivity analysis shows that a $5/bbl decrease in the oil price does not result in an impairment loss nor would  a 1% increase in the discount rate used to calculate the net present value.  Refer also to notes 6, 8, 15, and 21.  13. Other current assets  Prepaid expenses  Other receivables  Total other current assets                                             As at December 31,  2015  171  29  200  2014 1,522 83 1,605 Costs in the amount of $1.4 million relating to the rights offering to shareholders of the Company were included in  prepaid expenses at December 31, 2014.  14. Accounts payable and accrued expenses  Payables to joint operations partners  Trade payables  Accrued expenses  Total accounts payable and accrued expenses  15. Borrowings                                              As at December 31,  2015  8,970  317  273  9,560  2014 10,391 454 3,362 14,207 At  December  31,  2015  General  Exploration  Partners  Inc.  (“GEP”),  a  wholly  owned  indirect  subsidiary  of  the  Company, had outstanding $150 million of senior secured bonds which are listed on the Oslo Børs in Norway under  the symbol “GEP01”. The bonds have a five year maturity from their issuance date of November 13, 2013, carry an  11.5% fixed  semi‐annual coupon  and were used  to  fund  capital expenditures related  to the development of  the  Atrush Block.                                                  As at December 31,  2015 2014 Opening balance  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond related transaction costs  Interest payments to bondholders  Ending balance  ‐ Current portion: accrued interest expense on bonds  ‐ Non‐current portion: borrowings  149,909 17,250 606 (17,250) 150,515 2,252 148,263 149,302 17,250 607 (17,250) 149,909 2,252 147,657 The bonds include an unconditional and irrevocable on‐demand guarantee on a joint and several basis from the  Company  and  certain  of  the  Company’s  direct  and  indirect  subsidiaries  and,  among  other  arrangements,  agreements which pledge all of the ordinary shares of GEP and the Company’s Swiss service subsidiary, ShaMaran  Services SA, as security for GEP’s bond related obligations, as well as an internal credit facility agreement among  the Company and certain of its subsidiaries setting out the terms and conditions for intra‐group credit to be made  available amongst the parties.  50                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Under the terms of the bond agreement all bond proceeds are held in accounts pledged to the bond trustee as  security and may be accessed by the Company on prior authorisation of the bond trustee provided the proceeds  are to be employed for prescribed purposes, most notably to fund the financing, development and operation of  the  Atrush  Block,  to  service  the  first  24  months  of  bond  coupon  interest  expense  and  to  fund  technical,  management and administrative services of ShaMaran’s subsidiary companies up to $6 million per year over the  term of the bonds. Of the Company’s $31.9 million of total cash and cash equivalents at December 31, 2015 (2014:  $57.2 million) $1.5 million was held in accounts pledged to the bond trustee (2014: $41.1 million).  The  remaining  contractual  obligations  comprising  of  repayment  of  principal  and  interest  expense,  based  on  undiscounted cash flows at payment date and assuming the bonds are not redeemed early, are as follows:  Less than one year  Between two and three years  Total  Refer also to notes 8, 11, 12, 19 and 20.  16. Provisions                                       As at December 31,  2015 17,250 182,763 200,013 2014 17,250 199,407 216,657 The Company has provided for its working interest share of decommissioning and site restoration costs in relation  to activities undertaken to date on the Atrush Block in Kurdistan.                                      As at December 31,  Opening balance  Changes in estimates and obligations incurred  Changes in discount and inflation rates  Unwinding discount on decommissioning provision  Total decommissioning and site restoration provisions 2015 1,846 6,098 100 36 8,080 2014 1,185 601 41 19 1,846 The above provisions assume decommissioning and site restoration work is to be undertaken in the year 2032 and  estimated costs have been discounted to net present value using a Bank of Canada long term bond yield rate of  2.15% and an inflation rate of 0.73%.  Estimated decommissioning and site restoration costs associated with the  30,000  barrel  per  day  production  facility  under  construction  on  the  Atrush  Block  has  resulted  in  a  significant  increase in the provision over the prior year.  17. Share capital  The  Company  is  authorised  to  issue  an  unlimited  number  of  common  shares  with  no  par  value.  The  Company’s  issued share capital is as follows:  Number of shares  Share capital At January 1, 2014  At December 31, 2014  Shares issued on Rights Offering, net of issuance costs  Shares issued to Standby Purchasers as equity based guarantee fee  Guarantee fee charged directly to share capital  At December 31, 2015  810,983,860 810,983,860 754,214,990 14,569,684 ‐ 1,579,768,534 534,068 534,068 59,111 1,346 (1,346) 593,179 51                           SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  On  February  10,  2015  in  connection  with  an  offering  of  rights  to  shareholders  of  record  on  January  12,  2015  to  purchase additional common shares in the ShaMaran (“Common Shares”) at a subscription price of CAD 0.10 per  share  (the  “Rights  Offering”),  the  Company  issued  an  aggregate  of  713,308,912  Common  Shares,  including  195,710,409 Common Shares to its major shareholders, Lorito Holdings SARL, Zebra Holdings and Investments SARL  and Lundin Petroleum BV (collectively the "Standby Purchasers") on exercise of their respective rights, resulting in  gross  proceeds  to  the  Company  of  CAD  71.3  million  ($57.1  million).  Under  the  terms  of  the  standby  purchase  agreement (the "Standby Purchase Agreement") between the Company and the Standby Purchasers, the Standby  Purchasers  agreed  to  subscribe  for  a  total  of  40,906,078  additional  Common  Shares,  representing  all  Common  Shares not otherwise subscribed for by rights holders, at a price of CAD 0.10 per share (the "Standby Purchase").  The  Standby  Purchase  was  concluded  on  February  17,  2015  and  resulted  in  additional  gross  proceeds  to  the  Company of CAD 4.1 million ($3.3 million). In addition on February 17, 2015 the Company issued a further aggregate  of  14,569,684  Common  Shares  to  the  Standby  Purchasers  in  respect  of  the  guarantee  fee,  as  defined  under  the  standby purchase agreement.  Refer also to note 22.  Earnings per share  The earnings per share amounts were as follows:  Continuing operations:  Net loss from continuing operations, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share from continuing operations, in dollars  Discontinued operations:  Net income from discontinued operations, in dollars  Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted income per share from discontinued operations, in dollars  Continuing and discontinued operations:  Net loss from continuing and discontinued operations, in dollars   Weighted average common shares outstanding during the year  Basic and diluted loss per share from continuing and discontinued   operations, in dollars  For the year ended December 31, 2014 2015  (252,916,000)  1,493,132,481  (0.17)  33,000  1,493,132,481  ‐  (252,883,000)  1,493,132,481  (7,213,000) 810,983,860 (0.01) 213,000 810,983,860 ‐ (7,000,000) 810,983,860 (0.17)  (0.01) 18. Share based payments expense  The Company has an established share purchase option plan whereby a committee of the Company’s Board may,  from  time  to  time,  grant  up  to  a  total  of  10%  of  the  issued  share  capital  to  directors,  officers,  employees  or  consultants. The number of shares under option at any specific time to any one option holder shall not exceed 5%  of the issued and outstanding common shares of the Company. The term of any options granted under the plan  will be fixed by the Board and may not exceed five years from the date of grant. A four month hold period may be  imposed by the stock exchange from the date of grant. Vesting terms are at the discretion of the Board. All issued  share options have terms of five years and vest over two years from grant date. The exercise prices reflect trading  values of the Company’s shares at grant date.  52                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Movements in the Company’s outstanding share options are explained as follows:   At January 1, 2014  Expired in the year 2014  At December 31, 2014  Granted in the year 2015  Expired in the year 2015  At December 31, 2015  Share options exercisable:   At December 31, 2014  At December 31, 2015  Number of share options outstanding Weighted average  exercise price CAD 8,263,334 (1,508,334) 6,755,000 26,000,000 (4,565,000) 28,190,000 4,875,001 10,856,667 0.43 0.66 0.38 0.12 0.39 0.13 0.39 0.17 The Company recognises compensation expense on share options granted to both employees and non‐employees  using  the  fair  value  method  at  the  date  of  grant,  which  the  Company  records  as  an  expense.  The  share  based  payments expense is calculated using the Black‐Scholes option pricing model.  In connection with the changes in senior management and the Board the Company approved on January 19, 2015 a  grant of an aggregate of 26,000,000 incentive stock options, consistent with the terms described in this note 18 and  with an exercise price of CAD 0.115, to certain senior officers and directors of the Company. Refer also to note 1.  The  weighted  average  fair  value  of  options  granted  during  the  year  and  the  assumptions  used  in  their  determination are as follows:   Expected dividend yield  Risk‐free interest rate (weighted average)  Expected share price volatility (weighted average)  Expected option life in years (weighted average)  Grant date fair value (weighted average)   For the year ended December 31, 2014 2015 0%  1.07%  74.01%  5.00  CAD 0.07  N/A N/A N/A N/A N/A Share based payments expense for the year ended December 31, 2015 was $1.2 million (2014: $0.3 million).  Option  pricing  models  require  the  input  of  highly  subjective  assumptions  including  the  expected  price  volatility.  Changes in the subjective input assumptions can materially affect the fair value estimate and therefore the existing  models do not necessarily provide a reliable single measure of the fair value of the Company’s share options.  53               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  19. Financial instruments  Financial assets  The financial assets of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Cash and cash equivalents, unrestricted²  Cash and cash equivalents, restricted²  Other receivables ²  Total financial assets            Carrying and fair values ¹  At December 31, 2015  At December 31, 2014 30,409  1,512  29  31,950  16,062 41,142 83 57,287 Financial assets classified as other receivables are initially recognised at fair value and are subsequently measured  at amortised cost using the effective interest method less any provision for impairment.  Financial liabilities  The financial liabilities of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Borrowings ³  Accounts payable and accrued expenses ²  Provisions for decommissioning costs  Accrued interest on bonds  Current tax liabilities ²  Financial liabilities of discontinued operations ²  Total financial liabilities  Fair value  hierarchy ⁴  Level 2            Carrying values   At December 31, 2015  At December 31, 2014 148,263  9,560  8,080  2,252  31  ‐  168,186  147,657 14,207 1,846 2,252 41 51 166,054 Financial liabilities are initially recognised at the fair value of the amount expected to be paid and are subsequently  measured at amortised cost using the effective interest rate method.   ¹ The carrying amount of the Company’s financial assets approximate their fair values at the balance sheet dates.  ² No valuation techniques have been applied to establish the fair value of these financial instruments as they are  either cash and cash equivalents or, due to the short term nature, readily convertible to or settled with cash and  cash equivalents.  ³  The  fair  value  of  the  Company’s  borrowings  is  $102.2  million  (2014:  $151.4  million).   The   fair  value  was  determined  by reference to the bond agreement terms and the weighted average of  available annual published  price quotations on the Oslo Børs.  ⁴ Fair value measurements  IFRS 13 defines fair value as  the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an  orderly transaction between market participants at the measurement date and establishes a fair value hierarchy of  three levels to classify the inputs to valuation techniques used to measure fair value:    Level 1: fair value measurements are based on unadjusted quoted market prices;  Level 2: fair value measurements are based on valuation models and techniques where the significant inputs  are derived from quoted prices or indices;  Level 3: fair value measurements are derived from valuation techniques that include inputs that are not based  on observable market data.   54                                                       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Capital risk management   The  Company  manages  its  capital  to  ensure  that  entities  within  the  Company  will  be  able  to  continue  as  a  going concern, while maximising return to shareholders. The capital structure of the Company consists of cash  and cash equivalents and equity, comprising issued share capital, reserves and retained earnings as disclosed  in the consolidated statement of changes in equity. The Company had debt relating to borrowings and accrued  interest of $150.5 million as at December 31, 2015 (2014: $149.9 million). Refer also to note 23.  Book equity ratio  In accordance with the terms of the Company’s senior secured bond agreement it is required to maintain a Book  Equity  ratio,  defined  as  shareholders’  equity  divided  by  total  assets,  of  no  less  than  40%.  The  Company’s  book  equity ratio is as follows:  Shareholders’ equity  Total assets  Book equity ratio  Refer also to notes 15 and 23.   Financial risk management objectives  For the year ended December 31, 2014 2015 129,624  297,810  44%  322,204 488,258 66% The  Company’s  management  monitors  and  manages  the  Company’s  exposure  to  financial  risks  facing  the  operations. These financial risks include market risk (including commodity price, foreign currency and interest rate  risks), credit risk and liquidity risk.  The Company does not presently hedge against these risks as the benefits of entering into such agreements is not  considered to be significant enough as to outweigh the significant cost and administrative burden associated with  such hedging contracts.  Commodity price risk  The  prices  that  the  Company  receives  for  its  oil  and  gas  production  may  have  a  significant  impact  on  the  Company’s  revenues  and  cash  flows  provided  by  operations.  World  prices  for  oil  and  gas  are  characterised  by  significant fluctuations that are determined by the global balance of supply and demand and worldwide political  developments  and  in  particular  the  price  received  for  the  Company’s  oil  and  gas  production  in  Kurdistan  is  dependent upon the Kurdistan government and its ability to export production outside of Iraq. The spot price of  ICE Brent Crude oil, a reference in determining the price at which the Company can sell future oil production, has  declined by approximately 24% over the year 2015. A further decline in the price at which the Company can sell  future  oil  and  gas  production  could  adversely  affect  the  amount  of  funds  available  for  capital  reinvestment  purposes as well as the Company’s value in use calculations for impairment test purposes. Refer also to note 11.  The Company does not hedge against commodity price risk.  55                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Foreign currency risk   The  substantial  portion  of  the  Company’s  operations  require  purchases  denominated  in  USD,  which  is  the  functional  and  reporting  currency  of  the  Company  and  also  the  currency  in  which  the  Company  maintains  the  substantial  portion  of  its  cash  and  cash  equivalents.  Certain  of  its  operations  require  the  Company  to  make  purchases denominated in foreign currencies, which are currencies other than USD and correspond to the various  countries in which  the  Company  conducts its business,  most  notably, Swiss  Francs  (“CHF”) and  Canadian  dollars  (“CAD”).  As  a  result,  the  Company  holds  some  cash  and  cash  equivalents  in  foreign  currencies  and  is  therefore  exposed to foreign currency risk due to exchange rate fluctuations between the foreign currencies and the USD.  The  Company  considers  its  foreign  currency  risk  is  limited  because  it  holds  relatively  insignificant  amounts  of  foreign  currencies  at  any  point  in  time  and  since  its  volume  of  transactions  in  foreign  currencies  is  currently  relatively  low.  The  Company  has  elected  not  to  hedge  its  exposure  to  the  risk  of  changes  in  foreign  currency  exchange rates.  The carrying amounts of the Company’s principal monetary assets and liabilities denominated in foreign currency  at the reporting date are as follows:  Canadian dollars in thousands (“CAD 000”)  Swiss francs in thousands (“CHF 000”)  Foreign currency sensitivity analysis  Assets      December 31, 2015 2014    54 228 177 435    Liabilities      December 31, 2014 2015 46 192 151 262 The  Company  is  exposed  to  movements  in  CHF  and  CAD  against  the  USD,  the  presentational  currency  of  the  Company. Sensitivity analyses have been performed to indicate how the profit or loss would have been affected by  changes in the exchange rates between the USD and CHF and CAD. The analysis below is based on a strengthening  of the CHF and CAD by 1% against the USD in which the Company has assets and liabilities at the end of respective  period. A movement of 1% reflects a reasonably possible sensitivity when compared to historical movements over  a  three  to  five  year  timeframe.  The  sensitivity  analysis  includes  only  outstanding  foreign  currency  denominated  monetary items and adjust their translation at the period end for a 1% change in foreign currency rates.  A  positive  number in  the  table  below  indicates  an  increase  in  profit  where USD  weakens 1% against the CHF  or  CAD on the basis of the CHF and CAD assets and liabilities held by the Company at the balance sheet dates. For a  1% strengthening of the USD against the CHF or CAD there would be an equal and opposite impact on the profit or  loss.  Statement of comprehensive income ‐ CAD  Statement of comprehensive income ‐ CHF  Interest rate risk   Assets 2015 2014 ‐ 2 1 4 Liabilities 2015 2014 ‐ (2) (1) (3) The Company earns interest income at variable rates on its cash and cash equivalents and is therefore exposed to  interest rate risk due to a fluctuation in short‐term interest rates.  The Company’s policy on interest rate management is to maintain a certain amount of funds in the form of cash  and cash equivalents for short‐term liabilities and to have the remainder held on relatively short‐term deposits.  The Group is highly leveraged though financing at the project level, for the continuation of Atrush project, and at  the  corporate  level  due  to  the  $150  million  of  senior  secured  bonds  which  were  issued  in  November  2013.  However, the Company is not exposed to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  56                                SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Interest rate sensitivity analysis:  Based  on  exposure  to  the  interest  rates  for  cash  and  cash  equivalents  at  the  balance  sheet  date  an  increase  or  decrease  of  0.5%  in  the  interest  rate  would  not  have  a  material  impact  on  the  Company’s  profit  or  loss  for  the  year.  An  interest  rate  of  0.5%  is  used  as  it  represents  management’s  assessment  of  the  reasonably  possible  changes in interest rates.  Credit risk   Credit risk is the risk that a counterparty will default on its contractual obligations resulting in financial loss to the  Company. The Company is primarily exposed to credit risk on its cash and cash equivalents and other receivables.  The Company manages credit risk by monitoring counterparty ratings and credit limits and by maintaining excess  cash  and  cash  equivalents  on  account  in  instruments  having  a  minimum  credit  rating  of  R‐1  (mid)  or  better  (as  measured  by  Dominion  Bond  Rate  Services)  or  the  equivalent  thereof  according  to  a  recognised  bond  rating  service.  The  carrying  amounts  of  the  Company’s  financial  assets  recorded  in  the  consolidated  financial  statements  represent the Company’s maximum exposure to credit risk.  Liquidity risk   Liquidity  risk  is  the  risk  that  the  Company  will  have  difficulties  meeting  its  financial  obligations  as  they  become  due.  In  common  with  many  oil  and  gas  exploration  companies,  the  Company  raises  financing  for  its  exploration  and development activities in discrete tranches in order to finance its activities for limited periods. The Company  seeks  to  raise  additional  funding  as  and  when  required.  The  Company  anticipates  making  substantial  capital  expenditures  in  the  future  for  the  acquisition,  exploration,  development  and  production  of  oil  and  gas  reserves  and  as  the  Company’s  project  moves  further  into  the  development  stage,  specific  financing,  including  the  possibility of additional debt, may be required to enable future development to take place. The financial results of  the Company will impact its access to the capital markets necessary to undertake or complete future drilling and  development  programs.  There  can  be  no  assurance  that  debt  or  equity  financing,  or  future  cash  generated  by  operations, would be available or sufficient to meet these requirements or, if debt or equity financing is available,  that it will be on terms acceptable to the Company. Refer also to note 23.  The  Company  manages  liquidity  risk  by  maintaining  adequate  cash  reserves  and  by  continuously  monitoring  forecast and actual cash flows. Annual capital expenditure budgets are prepared, which are regularly monitored  and updated as considered necessary. In addition, the Company requires authorisations for expenditure on both  operating and non‐operating projects to further manage capital expenditures.  The maturity profile of the Company’s financial liabilities are indicated by their classification in the consolidated  balance sheet as “current” or “non‐current” and further information relevant to the Company’s liquidity position is  disclosed in the Company’s going concern assessment in note 2.  20. Commitments  As at December 31, 2015 the outstanding commitments of the Company were as follows:  Atrush Block development and PSC  Office and other  Total commitments           For the year ended December 31,  2016 76,250 65 76,315 2017 160 ‐ 160 2018 Thereafter 160 ‐ 160 2,414 ‐ 2,414 Total 78,984 65 79,049 Amounts relating to the Atrush Block represent the Company’s unfunded share of the approved work program and  other obligations under the Atrush Block PSC. Refer also to notes 15 and 21.  57         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  21. Interests in joint operations and other entities  Interests in joint operations ‐ Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran  holds  a  26.8%  direct  interest  in  the  PSC  through  GEP.  TAQA  Atrush  B.V.  (“TAQA”),  a  subsidiary  of  Abu Dhabi  National  Energy  Company  PJSC,  is  the  Operator  of  the  Atrush  Block  with  a  53.2%  direct  interest,  Marathon  Oil  KDV  B.V.  (“MOKDV”)  holds  a  20%  direct  interest.  GEP,  MOKDV  and  TAQA  together  are  “the  Contractors” to the PSC.   On  March  12,  2013  the  KRG  communicated  its  intention  to  exercise  a  right  to  acquire  an  interest  in  the  Atrush  Block  PSC  in  accordance  with  the  terms  of  the  PSC.  At  the  date  these  consolidated  financial  statements  were  approved discussions between the Contractors and the KRG to effect the exercise of the right were in progress but  the process of exercising the right was not complete.  Under the terms of the PSC, upon the exercise of the right  the KRG would assume up to a 25% undivided interest in the petroleum operations and all the other rights, duties,  obligations and liabilities of the Contractors from the date the block has first been declared commercially viable.  Under the terms of the Atrush Block PSC the development period is for 20 years with an automatic right to a five  year extension and the possibility to extend for an additional five years. All qualifying petroleum costs incurred by  the Contractors shall be recovered from a portion of available petroleum production, defined under the terms of  the PSC. All modifications to the PSC are subject to the approval of the KRG. The Company is responsible for its  pro‐rata  share  of  the  costs  incurred  in  executing  the  development  work  program  on  the  Atrush  Block  which  commenced on October 1, 2013. Refer also to note 20.  Information about subsidiaries  The consolidated financial statements of the Company include:  Subsidiary  Principal activities  Country of  Incorporation                % equity interest as at  31 Dec 2015 31 Dec 2014 ShaMaran Petroleum Holdings Coöperatief U.A.  Oil exploration and production Oil exploration and production ShaMaran Ventures B.V.  Oil exploration and production General Exploration Partners, Inc. Oil exploration and production ShaMaran Petroleum B.V.  Technical and admin. services ShaMaran Services S.A.  Discontinued operations  Bayou Bend Petroleum U.S.A. Ltd  The Netherlands  The Netherlands  Cayman Islands The Netherlands  Switzerland   United States of America 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 22. Related party transactions  Transactions with corporate entities  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Mile High Holdings Ltd.  Total  Purchases of services during the year 2015 473 173 18 ‐ 664 2014   464   214   276   ‐   954   Amounts owing at December 31, 2014 56 31 91 35 213 2015 40 9 2 ‐ 51 The  Company  receives  services  from  various  subsidiary  companies  of  Lundin  Petroleum  AB  (“Lundin”),  a  shareholder of the Company. Lundin charges during the year ended December 31, 2015 of $473 (2014: $464) were  comprised  of  technical  service  costs  of  $59  (2014:  $50),  investor  relations  services  of  $29  (2014:  $36),  reimbursement  for  Company  travel  and  related  expenses  of  $23  (2014:  $1),  office  rental,  administrative  and  building services of $362 (2014: $377).  Namdo Management Services Ltd. is a private corporation affiliated with a shareholder of the Company and has  provided corporate administrative support and investor relations services to the Company.  58                            SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  McCullough O’Connor Irwin LLP is a law firm in which an officer of the Company is a partner and has provided legal  services to the Company.  Mile High Holdings Ltd. is a private corporation associated with a shareholder of the Company which has provided  transportation services to the Company in relation to its investor relations activities.  In  February  2015,  in  connection  with  the  Rights  Offering,  the  Company  issued  Common  Shares  to  its  major  shareholders, Lorito Holdings SARL, Zebra Holdings and Investments SARL and Lundin Petroleum B.V., a subsidiary  company of Lundin.   All  transactions with  related  parties are  in  the normal course of  business  and are made on the same  terms  and  conditions as with parties at arm’s length.   Refer also to notes 17 and 23.  Key management compensation  The  Company’s  key  management  was  comprised  of  its  directors  and  executive  officers  who  have  been  remunerated as follows:   Management’s share based payments  Management’s salaries   Management’s termination benefits  Management’s short‐term benefits  Directors’ share based payments  Directors’ fees  Total  For the year ended December 31, 2014 2015 906 884 495 222 279 83 2,869 161 815 ‐ 466 95 118 1,655 Short‐term  employee  benefits  include  non‐equity  incentive  plan  compensation  and  other  short‐term  benefits.  Share‐based  payments  compensation  represents  the  portion  of  the  Company’s  share  based  payments  expense  incurred  during  the  year  attributable  to  the  key  management,  accounted  for  in  accordance  with  IFRS  2  ‘Share  Based Payments’. Refer also to note 1.  23. Events after the reporting period  On March 14, 2016 the Company announced a financing arrangement which has been proposed (the “Proposed  Financing Arrangement”) to holders of GEP’s $150 million bonds (the “Existing Bondholders”) and is to provide the  Company  with  additional  liquidity  in  2016  of  approximately  $33  million  net  of  transaction  costs.  The  principal  terms of the Proposed Financing Arrangement are:  1. GEP issues new $17 million super senior bonds (“Super Senior Bonds”). The Super Senior Bonds will be based  on  the  same  agreement  as  the  Existing  Bonds  with  the  same  maturity  date  of  November  13,  2018  and  an  11.5%  coupon  interest  payable  semi‐annually.  GEP  will  have  the  option  to  pay  the  coupon  interest  on  the  Super Senior Bonds in cash or in kind by issuing new bonds (“PIK Bonds”). GEP has entered into an agreement  to underwrite the Super Senior Bonds with major shareholders, Lorito Holdings SARL and Zebra Holdings and  Investments SARL, companies owned by the Lundin Family Trust.   2. The Existing Bondholders are given the option to convert up to $18 million of Existing Bonds at face value into  ShaMaran common shares at market price following approval of the Proposed Financing Arrangement. The  conversion  offer  is  to  commence  following  approval  of  the  Proposed  Financing  Arrangement  with  pro‐rata  allocation among Existing Bondholders upon oversubscription.   59                                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2015  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  3. The  bond  agreement  for  the Existing Bonds is  to  be amended so that (i)  the 2016 coupon  interest  ($17.25  million  before  considering  any  conversion  in  2  above)  is  settled  by  issuing  new  PIK  Bonds;  (ii)  GEP  has  the  option  to pay  in  cash or  in  kind (by  issuing  new PIK  Bonds) the  post 2016 coupon  interest;  and (iii)  certain  waivers and amendments are made to the terms of the Existing Bonds including the subordination of Existing  Bonds’ security to the Super Senior Bonds’ security.  The Company is also considering offering a subsequent private placement of shares for cash for the remainder if  $18 million is not converted under 2 above.   To facilitate the approval process a Summons was issued on March 14, 2016 by Nordic Trustee, the bondholder’s  trustee, requesting a meeting of Existing Bondholders on April 1, 2016.    Refer also to note 15.  60     SHAMARAN PETROLEUM CORP. DIRECTORS  CORPORATE INFORMATION  Keith C. Hill  Director, Chairman  Florida, U.S.A  Chris Bruijnzeels  Director, President & Chief Executive Officer  Geneva, Switzerland  CORPORATE OFFICE  885 West Georgia Street  Suite 2000  Vancouver, British Columbia V6C 3E8  Telephone: +1‐604‐689‐7842  Facsimile:   +1‐604‐689‐4250  Website: www.shamaranpetroleum.com  Brian D. Edgar  Director  Vancouver, British Columbia  Gary S. Guidry  Director  Calgary, Alberta  C. Ashley Heppenstall  Director  Geneva, Switzerland  OPERATIONS OFFICE  5 Chemin de la Pallanterie  1222 Vésenaz  Switzerland  Telephone: +41‐22‐560‐8600  Facsimile: +41‐22‐560‐8601  BANKER  HSBC Bank Canada  Vancouver, British Columbia  INDEPENDENT AUDITORS  PricewaterhouseCoopers SA  Geneva, Switzerland  TRANSFER AGENT  OFFICERS  Computershare Trust Company of Canada  Brenden Johnstone  Chief Financial Officer  Geneva, Switzerland  Kevin E. Hisko  Corporate Secretary  Vancouver, British Columbia  Vancouver, British Columbia  STOCK EXCHANGE LISTINGS  TSX Venture Exchange and  NASDAQ OMX First North Exchange  Trading Symbol: SNM  INVESTOR RELATIONS  Sophia Shane  Vancouver, British Columbia  61                                                                                                     

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