ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2016

Plain-text annual report

ShaMaran Petroleum Corp.  Annual Report  For the year ended December 31, 2016    SHAMARAN PETROLEUM CORP.  MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS  For the year ended December 31, 2016  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 9,  2017.  The  MD&A  should  be  read  in  conjunction  with  the  audited  consolidated  financial  statements  for  the  year  ended December 31, 2016 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  20.1%  direct  interest  in  the  Atrush  Block  production  sharing  contract  (“Atrush  PSC”)  relating  to  a  property  located  in  the  Kurdistan  Region  of  Iraq (“Kurdistan”). Atrush is currently in 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. First oil  production is expected to start in the second quarter of 2017.   The oil discovery on the Atrush petroleum property is continuously being appraised. Further phases of development  will be defined based on production data, appraisal information and economic circumstances.  ShaMaran  is  a  Canadian  oil  and  gas  company  listed  on  the  TSX  Venture  Exchange  and  the  NASDAQ  First  North  Exchange (Stockholm) under the symbol "SNM".   HIGHLIGHTS  Atrush Contract   On November 7, 2016 the Assignment, Novation and Fourth Amendment Agreement to the Atrush PSC (the “4th  PSC Amendment”) and Atrush Facilitation Agreement were concluded between TAQA Atrush B.V. (“TAQA” and  the Operator of the Atrush Block), General Exploration Partners. Inc. (“GEP” and a wholly owned subsidiary of  ShaMaran),  Marathon  Oil  KDV  (“MOKDV”)(together,  the  “Non‐Government  Contractors”)  and  the  Kurdistan  Regional Government (“KRG”) resulting in participating interests in the Atrush PSC of TAQA at 39.9%, the KRG  at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%.    The above agreements include the terms for repayment to the Non‐Government Contractors for costs which  they have agreed to pay for on behalf of the KRG, including those relating to the final 35km section of pipeline  which  will  run  from  the  Atrush  Block  boundary  to  the  tie‐in  point  on  the  main  export  pipeline  (the  “Feeder  Pipeline”).  Production Facility, Export Pipeline and Wells    Construction of the 30,000 bopd Atrush Phase 1 Production Facility (“Production Facility”) is complete and final  commissioning is in progress.    The Atrush‐2 (“AT‐2”) and Atrush‐4 (“AT‐4”) wells were successfully completed in the second and third quarters  of  2016.  All  four  wells  intended  for  production  at  first  oil  are  now  completed,  connected  to  the  Production  Facility and ready for start‐up.    Work  on  the  pipeline  being  constructed  between  the  Production  Facility  and  the  block  boundary  (the  “Spur  Pipeline”) and construction of the pump station and the intermediate pigging and pressure reduction station  (“IPPR”) is substantially complete.  1                         Work has commenced on the Feeder Pipeline and is subject to the terms of an Engineering, Procurement and  Construction (“EPC”) contract between TAQA and KAR Company (“KAR”) which became effective on November  7, 2016. Completion of the Feeder Pipeline is expected in the second quarter of 2017.  Corporate   On January 30, 2017 the Company completed the issue of 360 million common shares of ShaMaran on a private  placement basis (the “Private Placement”) at a price per share of CAD 0.10 (equal to SEK 0.67) which resulted in  gross proceeds to the Company of $27.3 million ($26.4 million net of transaction related costs).  Zebra Holdings  and  Investments  SARL,  Lorito  Holdings  SARL  and  Lundin  Petroleum  BV,  the  Company’s  major  shareholders,  subscribed  for  43,463,618  shares,  16,984,621  shares  and  17,800,000  shares,  respectively,  in  the  Private  Placement.   The  Company  completed  a  financing  arrangement  in  early  May  2016  (the  “Financing  Arrangement”)  with  holders of the $140.6 million bonds (the “Senior Bonds”) of GEP, a wholly owned subsidiary of ShaMaran. The  Financing  Arrangement  provides  the  Company  with  additional  liquidity  in  2016  of  approximately  $33  million  based on the issuance of $17 million ($16.2 million proceeds net of transaction costs) of additional super senior  bonds  (“Super  Senior  Bonds”)  and  provides  terms  for  the  Company  to  pay  bond  coupon  interest  in  kind  by  issuing  additional  bonds,  including  approximately  $17.9  million  of  2016  coupon  interest.  Also  under  the  Financing Arrangement the Company issued 218,863,000 common shares at a deemed price of CAD 0.105 per  share  to  holders  of  the  Senior  Bonds  who  elected  to  convert  Senior  Bonds  into  ShaMaran  common  shares  which represented $18 million of Senior Bonds at face value. PIK Bonds of $8.1 million and $1.0 million were  issued under the Senior Bonds and Super Senior Bonds agreements, respectively, to satisfy coupon interest  for  the six months ended November 13, 2016.   On February 16, 2017 the Company reported estimated reserves and contingent resources for the Atrush block  as of December 31, 2016. Reserves and resource estimates have remained unchanged from those reported for  the prior year. 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  estimated  at  85.1 MMbbl.  Total  Field  Unrisked  Best  Estimate  Discovered Recoverable Resources (“2P + 2C”)1 on a property gross basis is estimated at 389 million barrels oil  equivalent (MMboe)2.  OPERATIONS  ShaMaran,  through  its  wholly  owned  subsidiary,  GEP,  holds  a  20.1%  direct  interest  in  the  Atrush  PSC.  TAQA,  a  subsidiary  of  Abu Dhabi  National  Energy  Company  PJSC,  is  the  Operator  of  the  Atrush  Block  with  a  39.9%  direct  interest,  the  KRG  holds  a  25%  direct  interest  and  MOKDV  holds  a  15%  direct  interest.  TAQA,  GEP,  the  KRG  and  MOKDV together are “the Contractors” to the Atrush PSC.  The Atrush 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, tested and completed, 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.  1 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.  2 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 Terms of the Atrush PSC  In August 2010 the Company acquired a 33.5% shareholding in GEP which then held an 80% working interest in the  Atrush 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 Atrush 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, at that time, a 26.8% direct interest in the Atrush PSC.   On  November  7,  2016  the  4th  PSC  Amendment  and  Atrush  Facilitation Agreement  were  concluded between  Non‐ Government Contractors and the KRG.    The 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement include the following principal terms:   The  KRG  acquires  a  25%  interest  in  the  Atrush  PSC  effective  November  7,  2012,  the  date  of  declaration  of  commerciality (“DOC date”). As a consequence the respective participating interests in the Atrush PSC are TAQA  at 39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%;   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated to  the KRG following the commencement of oil exports from Atrush;   All Atrush petroleum costs from the DOC date through the commencement of oil exports from Atrush will be  paid by the Non‐Government Contractors and a defined portion of the KRG’s share of these costs will be repaid  through  an  accelerated  petroleum  cost  recovery  arrangement  from  the  sale  of  future  oil  production  from  Atrush; and   Feeder  Pipeline  costs  and  the  balance  of  the  Atrush  petroleum  costs  incurred  by  the  Non‐Government  Contractors on behalf of the KRG that are not covered by the accelerated petroleum cost recovery arrangement  will be repaid by the KRG within 2 years from the commencement of oil exports from Atrush.  Fiscal terms under the Atrush 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%.  Current Operations  Production Facility and Pipeline  30,000  bopd  Atrush  Phase  1  Production  Facility:  Construction  and  commissioning  of  the  Production  Facility  is  complete and final commissioning is in progress.   Atrush Spur Pipeline: The Atrush Spur Pipeline project includes the IPPR and a 6 kilometre 10 inch section from the  Production Facilities crossing the Chiya Khere Mountain to the IPPR, followed by a 2 kilometer 12 inch section to the  Atrush  block  boundary.  The  pipeline  and  the  construction  of  the  pump  station  and  the  IPPR  are  substantially  complete.  Atrush Feeder Pipeline: The Feeder Pipeline consists of a 18 kilometer 12 inch pipeline to the location of a possible  future blending station followed by a 17 kilometer 36 inch pipeline to the tie‐in point on the main export pipeline at  Kurdistan  Crude  Pipeline  pumping  station  #2  (“KCP2”).  Work  on  the  Feeder  Pipeline  has  commenced  with  completion expected in the second quarter of 2017.  Development Wells  The  completion  for  both  the  AT‐4  and  the  AT‐2  well  were  installed  and  successfully  tested  in  second  and  third  quarter of 2016.  The  Chiya Khere‐5 (“CK‐5”) and Chiya Khere‐8 (“CK‐8”) wells were completed in the third quarter  of  2015  and  all  four  wells  intended  for  production  at  first  oil  are  now  completed,  connected  to  the  Production  Facility and ready for start‐up.   A further development well, Chiya Khere‐7 (“CK‐7”), and the Chiya Khere‐9 (“CK‐9”) water disposal well, are planned  for 2017.  3          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 Atrush‐3 (“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  the gas  lift  test  method.  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 TAQA, GEP and MOKDV, collectively being the Contractor under the Atrush PSC at that time,  submitted to the Atrush Block Management Committee a Declaration of Commercial Discovery (“DCD”) with effect  from November 7, 2012 in accordance with the terms of the Atrush PSC. The DCD was submitted together with an  Appraisal Report covering the Atrush field.   The AT‐3 eastern area appraisal well was spudded on March 25, 2013 and 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 Atrush 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 the Atrush 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 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.  4          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  ‐460m  AMSL,  nearly  200m  deeper  than  the  equivalent  interval  that  successfully tested the higher viscosity oil in the AT‐2 well.   In  2015,  the  CK‐5  and  CK‐8  development  wells  were  successfully  tested  and  completed.  The  CK‐5  well  tested  3  separate intervals at a combined rate of 7,350 bopd. The CK‐8 well tested 2 intervals at a combined rate of 8,400  bopd.  In 2015, the AT‐3 eastern appraisal well was re‐entered and tested at a maximum oil rate of 4,900 bopd comingled  from two intervals.  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:  Income  Service fees  Expenses  General and administrative expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Impairment loss  Finance income  Finance cost   Income tax expense  Loss from continuing operations  Discontinued operations:  Gain on release of excess accrued windup costs  Gain on release of excess site restoration provisions  Expenses  Gain from discontinued operations  Loss for the year  Basic loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted loss in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  For the year ended December 31,  2016 2015  2014 120 (3,811) (249) (45) ‐ 484 (5,586) (69) (9,156) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐  (2,359)  (1,210)  (56)  (244,557)  681  (5,321)  (94)  (252,916)  46  ‐  (13)  33  ‐ (1,548) (307) (53) ‐ 108 (5,304) (109) (7,213) ‐ 228 (15) 213 (9,156) (252,883)  (7,000) (0.01) ‐ (0.01) (0.01) ‐ (0.01) (0.17)  ‐  (0.17)  (0.17)  ‐  (0.17)  (0.01) ‐ (0.01) (0.01) ‐ (0.01) 5                                                           Financial position – net book value of principal items  Property Plant & Equipment   Exploration and evaluation assets   Loans and receivables    Cash and other assets  Total assets  Borrowings  Other liabilities  Shareholders’ equity  2016 174,658 89,007 53,366 4,640 321,671 (165,129) (19,476) 137,066 As at December 31,  2015  177,044  88,645  ‐  32,121  297,810  (148,263)  (19,923)  129,624  2014 172 429,277 ‐ 58,809 488,258 (147,657) (18,397) 322,204 Common shares outstanding (x 1,000)  1,798,632 1,579,768  810,984 Summary of Principal Changes in Annual Financial Information  The  Company  has  reported  in  2016  a  net  loss  of  $9.2  million  which  was  primarily  driven  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  bonds.  These  charges  have  been  offset  by  service  fee  revenues,  interest  income  on  Atrush  cost  loans  and  interest  on  cash  held  in  short  term  deposits.  The  principal  changes  in  annual financial information are further explained in the sections below.  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:  Service fees  In $000  Technical service fees  For the year ended December 31, 2015 2016 120 ‐ During the year ended December 31, 2016 the Company has provided technical services to a third party petroleum  company.  General and administrative expense  In $000  Salaries and benefits  Management and consulting fees  General and other office expenses  Listing costs and investor relations  Legal, accounting and audit fees   Travel expenses  General and administrative expense incurred  General and administrative expense capitalised as E&E assets  General and administrative expense   For the year ended December 31, 2015 2016 2,360  421  341  298  269  122  3,811  ‐  3,811  3,079 1,000 404 300 167 244 5,194 (2,835) 2,359 The  Company  capitalises  as  exploration  and  evaluation  (“E&E”)  assets  general  and  administrative  expenses  supporting  E&E  activities  which  relate  to  its  direct  interest  held  in  the  Atrush  Block.  There  were  no  general  and  administrative expenses capitalised in the year 2016 because E&E activities during the year were insignificant.  6                                                                                                            The  lower  general  and  administrative  expense  incurred  in  the  year  2016  relative  to  the  amount  incurred  in  the  comparative  period  of  2015  was  principally  due  to  certain  non‐recurring  expenses  incurred  in  the  year  2015  including  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.  Share based payments expense  In $000  Share based payments expense  For the year ended December 31, 2015 2016 249 1,210 The  share  based  payments  expense  results  from  expensing  the  Company’s  outstanding  stock  options  over  the  vesting period which is complete two years after the grant date. In the previous two years there has been one only  grant totalling 26,000,000 options in January 2015. 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 charged to income over the vesting periods. 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, 2015 2016  45  56 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.  Impairment loss  In $000  Impairment loss on PP&E assets  Impairment loss  For the year ended December 31, 2015 2016 ‐ ‐ 244,557 244,557 In the year 2015, as a result of significant decline in world oil prices, the Company determined that the book value of  the  Atrush  Block  proved  and  probable  reserves  as  estimated  by  McDaniel  and  Associates  Consultants  Ltd  (“McDaniel”),  the  Company’s  independent  reserves  and  resources  evaluator,  (the  “Atrush  2P  reserves”),  exceeded  their $177 million recoverable value, determined by the Company’s estimate of the value in use, by an amount of  $244.6 million and therefore recorded an impairment loss for this amount.  Finance income  In $000  Interest on Atrush Development Cost Loan   Interest on deposits  Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan   Foreign exchange gain  Total finance income  For the year ended December 31, 2015 2016 406 44 34 ‐ 484 ‐ 189 ‐ 492 681 Under the terms of the 4th PSC Amendment and the Non‐Government Contractors have agreed to pay their pro‐rata  share of the Feeder Pipeline costs and of the KRG’s share of Atrush development costs up to the commencement of  oil exports from Atrush.  Thereafter these costs will be reimbursed to the Non‐Government Contractors.  The  loan  interest amounts reported in 2016 represent 7% per annum interest on the entire funded portion of Atrush Feeder  Pipeline costs up to the balance sheet date and on a defined portion of the Atrush development costs which also  bears interest at 7% per annum. For further information on the loans refer to the discussion under the “Loans and  receivables” section below.  7                                                                              Interest on deposits represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing funds. The  decrease in interest income reported in the year 2016 relative to the amount reported in 2015 is due to a lower  level of interest bearing funds held in 2016.  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.   Finance cost  In $000  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortisation of bond 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, 2015 2016 17,951 943 18,894 68 18,962 (13,376) 5,586 17,250 606 17,856 36 17,892 (12,571) 5,321 During the year 2016 the Company incurred interest expense relating to its Senior Bonds and Super Senior Bonds  which both carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate. Interest expense on borrowings increased over  the comparable period of the prior year due to the additional bonds outstanding in the period and the amortisation  of all remaining unamortised bond transaction costs related to $18 million of Senior Bonds which were converted  into ShaMaran common shares in May of 2016. The Company issued $17 million of Super Senior Bonds in May 2016  and a further total of $17.7 million of PIK bonds were issued in May and November of 2016.  General and specific borrowing costs directly attributable to the acquisition, exploration and development of Atrush  have been capitalised together with the related Atrush oil and gas assets. All other borrowing costs are recognised  in profit or loss in the period in which they are incurred.   Income tax expense  In $000  Income tax expense  For the year ended December 31, 2015 2016 69 94 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 amount  reported  in  2015  is  primarily  due  to  lower  taxable  income  in  the  Swiss  subsidiary  which  decreased  compared  to  2015  when  costs  of  service  included  exceptional  employee  termination  expenses  associated  with  the  change  in  senior executive management.  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 discontinued operations  For the year ended December 31, 2015 2016 ‐ ‐ 46 46 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.   8                                                                                Expenses  In $000  Legal, accounting and audit fees  General and other office expenses  Expenses from discontinued operations  For the year ended December 31, 2015 2016 ‐ ‐ ‐ 12 1 13 Capital Expenditures on Property Plant & Equipment (“PP&E”) Oil and Gas Assets   The net book value of PP&E oil and gas assets at December 31, 2016 is comprised of development costs related to  the  Company’s  share  of  Atrush  2P  reserves.  These  costs  are  not  subject  to  depletion  until  commencement  of  commercial production. The movements in PP&E oil and gas assets are explained as follows:  In $000  Opening net book value  Additions  Transfer to Atrush development cost loan  Transfer to Atrush Exploration Costs receivable  Transfer from intangible E&E  Depreciation charge  Impairment loss  Ending net book value  For the year ended December 31, 2015 2016 177,000 45,799 (10,682) (37,475) ‐ ‐ ‐ 174,642 89 11,029 ‐ ‐ 410,472 (33) (244,557) 177,000 The additions to PP&E in the year 2016 included borrowing costs totalling $13.1 million (2015: $1 million).  On November 7, 2016 the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement were concluded between Non‐ Government Contractors and the KRG which has resulted in the reclassification of certain costs from PP&E to loans  and receivables.    In the year 2015, as a result of significant decline in world oil prices, the Company determined that the book value  of the Atrush 2P reserves exceeded their $177 million recoverable value, determined by the Company’s estimate of  the value in use, by an amount of $244.6 million and therefore recorded an impairment loss for this amount. Also in  the year 2015, $410.5 million of costs related to the Atrush 2P reserves were transferred from intangible assets to  PP&E in 2015 following the approval of an agreement for the construction of a crude oil pipeline within the Atrush  Block.  Capital Expenditures on Exploration and Evaluation (“E&E”) Assets   The  net  book  value  of  E&E  assets  at  December  31,  2016  represents  Atrush  Block  exploration  and  appraisal  costs  related to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel. The movements in  E&E assets 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, 2015 2016 88,594  378  ‐  88,972  429,245 69,821 (410,472) 88,594 During the year 2016 borrowing costs of $0.3 million (2015: $11.5 million) were capitalised to E&E assets.  In November 2015 $410.5 million of costs related to Atrush 2P reserves were transferred from intangible assets to  PP&E. Refer also to the above discussion under Capital Expenditures on PP&E.  9                                                                                                      Loans and receivables  On November 7, 2016 the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement were concluded between the Non‐ Government Contractors and the KRG.  On the same day TAQA entered into an EPC contract with KAR Company for  the construction of the feeder pipeline from the Atrush block boundary to the tie‐in point with the main Kurdistan  export pipeline (the “Feeder Pipeline”).   Under the terms of the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement:   The KRG acquires a 25% interest in the Atrush PSC effective November 7, 2012, the DOC date. As a consequence  the respective participating interests in the Atrush PSC are TAQA at 39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and  MOKDV at 15%;   All  Atrush  petroleum  costs  from  the  DOC date  through  the  commencement  of  oil  exports  from  Atrush  will  be  paid by the Non‐Government Contractors and a defined portion of the KRG’s share of these costs will be deemed  Exploration  Costs  as  defined  in  the  Atrush  PSC  and  repaid  through  an  accelerated  petroleum  cost  recovery  arrangement  from  the  sale  of  future  oil  production  from  Atrush.  This  arrangement  has  resulted  in  the  Atrush  Exploration Cost receivable at year end as reported in the table below; and   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated to  the KRG following the commencement of oil exports from Atrush. The Feeder Pipeline costs and the balance of  the  Atrush  petroleum  costs  incurred  by  the  Non‐Government  Contractors  on  behalf  of  the  KRG  excluding  the  portion  deemed  as  Exploration  Costs  will  be  repaid  with  interest  at  7%  per  annum  by  the  KRG  within  2  years  from  the  commencement  of  oil  exports  from  Atrush  (respectively,  the  “Atrush  Feeder  Cost  Loan”  and  the  “Atrush Development Cost Loan”). These arrangements have resulted in loan balances at year end as reported in  the table below.  Atrush Exploration Costs receivable  Atrush Development Cost Loan  Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total loans and receivables  Borrowings                                              As at December 31,  2016 2015 37,475 12,857 3,034 53,366 ‐ ‐ ‐ ‐ At December 31, 2016 General Exploration Partners, Inc. had outstanding $148.7 million of Senior Bonds and $18.1  million of Super Senior Bonds. The Senior Bonds are listed on the Oslo Børs in Norway under the symbol “GEP01”,  have  a  five  year  maturity  from  their  issuance  date  of  November  13,  2013  and  carry  an  11.5%  fixed  semi‐annual  coupon  and  were  used  to  fund  capital  expenditures  related  to  the  development  of  the  Atrush  Block.  The  Super  Senior Bonds also mature on November 13, 2018, carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon and are being used to  fund  capital  expenditures  related  to  the  development  of  the  Atrush  Block.  The  movements  in  borrowings  are  explained as follows:  In $000  As at December 31,  Opening balance  Interest charges at coupon rate  Bonds issued as interest payment  Super Senior Bonds – net of transaction costs  Amortisation of bond transaction costs  Interest payments to bondholders  Senior Bonds exchanged for ShaMaran common shares  Ending balance  ‐ Current portion: accrued bond interest expense  ‐ Non‐current portion: borrowings  2016 150,515 17,951 17,700 16,223 943 (17,700) (18,000) 167,632 2,503 165,129 2015 149,909 17,250 ‐ ‐ 606 (17,250) ‐ 150,515 2,252 148,263 10                          The remaining contractual obligations comprising of repayment of principal and interest expense under the bond  agreements, based on undiscounted cash flows at payment date and assuming all interest in 2016 and 2017 is paid  by issuing new bonds and the bonds are not redeemed early, are as follows:  Less than one year  Between one and two years  Total  Financing Arrangement – May 2016  As at December 31,  2016 19,722 188,138 207,860 2015 17,250 182,763 200,013 In early May 2016 the Company completed a financing arrangement (the “Financing Arrangement”) with holders of  GEP’s Senior Bonds (the “Existing Bondholders”) which provided the Company with additional liquidity in 2016 of  approximately $33 million. The principal terms of the Financing Arrangement are:  1. On May 3, 2016 GEP issued new $17 million Super Senior Bonds resulting in $16.2 million in proceeds net of  transaction  costs.  The  Super  Senior  Bonds  are  based  on  the  same  agreement  as  the  Senior  Bonds  with  the  same maturity date of November 13, 2018 and an 11.5% coupon interest payable semi‐annually. GEP has the  option  to  pay  the  coupon  interest  on  the  Super  Senior  Bonds  in  cash  or  in  kind  by  issuing  new  bonds  (“PIK  Bonds”).  ShaMaran’s  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL  and  Zebra  Holdings  and  Investments  SARL,  companies  owned  by  the  Lundin  Family  Trust,  subscribed  for  $15.3  million  of  the  Super  Senior  Bonds  in  accordance with the terms of their agreement with GEP to underwrite the Super Senior Bonds.   3. 2. On  May 12, 2016  ShaMaran  completed the  issue  of  a  total  of 218,863,000  of  its  common  shares  to  Existing  Bondholders who elected to convert to shares a total of $18 million of Senior Bonds at face value.  The shares  were issued at CAD 0.105 which was closing share price on the TSX Venture exchange on the day prior to when  the Existing Bondholders approved the offer on April 19, 2016.  The bond agreement for the Senior Bonds was amended so that (a) the 2016 coupon interest ($17.3 million  before considering the conversion in 2 above) was settled by issuing new PIK Bonds; (b) GEP has the option to  pay in cash or in kind (by issuing new PIK Bonds) the post 2016 coupon interest; and (c) certain waivers and  amendments  were  made  to  the  terms  of  the  Senior  Bonds  including  the  subordination  of  Senior  Bonds’  security  to  the  Super  Senior  Bonds’  security  and  the  replacement  of  the  book  equity  ratio  maintenance  covenant with certain debt incurrence tests described below.  Debt Incurrence Tests  In  accordance  with  the  amended  terms  of  GEP’s  Senior  Bonds  and  Super  Senior  Bonds  agreements  ShaMaran  is  required to be in compliance with certain debt incurrence tests as follows:   1. upon  incurrence  of  any  new  financial  indebtedness,  other  than  certain  permitted  financial  indebtedness  as  described  in  the  Super  Senior  Bonds  agreement,  then  ShaMaran’s  Book  Equity  Ratio,  which  is  defined  as  shareholders’ equity divided by total assets, shall be minimum 30% immediately thereafter, and   ShaMaran and any of its subsidiaries (together the “Group”) other than GEP, which is not allowed to do so,  may not enter into an agreement to make any acquisitions, merger or any other transactions involving another  party being consolidated into the Group’s accounts, unless such other party has a minimum 30% Book Equity  Ratio prior to such transaction taking place.  2. Security  Following the amendment to the Senior Bonds agreement the security previously held for the Senior Bonds is joint  security with the new Super Senior Bonds on first rank and the Senior Bonds on second rank until the Super Senior  Bonds are repaid in full.   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.  11            Under the terms of both bond agreements 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 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  $4.4  million  of  total  cash  and  cash  equivalents  at  December  31,  2016  (2015:  $31.9  million)  $nil  was  held  in  accounts  pledged  to  the  bond  trustee  (December 31, 2015: $1.5 million).  During the year 2016 PIK Bonds of $16.7 million and $1.0 million were issued as coupon interest payments under  the respective Senior Bonds and Super Senior Bonds agreements.  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  Service fees  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  Gain on release of excess provision  Income / (expense)  Net income / (loss) from discontinued ops.  Dec 31 2016 Sep 30 2016 Jun 30 2016 For the quarter ended  Dec 31 2015 Mar 31 2016 Sep 30 2015 Jun 30 2015 Mar 31 2015 ‐ ‐ (805) (57) (11) (1,422) 509 (14) (1,800) 90 ‐ (695) (58) (12) (1,393) 16 (14) (2,066) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 30 ‐ (1,009) (58) (11) (1,443) 12 (15) (2,494) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (1,302) (76) (11) (1,402) 21 (26) ‐ (244,557) (460) (172) (11) (1,328) 47 (10) (2,796) (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) Net loss  (1,800) (2,066) (2,494) (2,796) (246,490) (1,803) (2,094) (2,496) Basic income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  Diluted income in $ per share:  Continuing operations  Discontinued operations  (0.01) ‐ (0.01) (0.01) ‐ (0.01) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ (0.17) ‐ (0.17) (0.17) ‐ (0.17) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Summary of Principal Changes in the Fourth Quarter Financial Information  In the fourth quarter of 2016 work on the Atrush Block development program continued. The net loss was primarily  driven  by  general  and  administrative  expenses,  share  based  payments  expense  and  finance  cost,  the  substantial  portion of which were expensed borrowing costs on the Company’s Senior Bonds and Super Senior Bonds. These  expenses have been slightly offset by interest income on Atrush cost loans to the KRG, interest bearing funds as well  as service fees.  12                                              LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES  Working capital at December 31, 2016 was $3.0 million compared to $20.3 million at December 31, 2015.  The overall cash position of the Company decreased by $27.5 million during the year 2016 compared to a decrease  in cash of $25.3 million during the year 2015. The main components of the movement in funds are discussed in the  following paragraphs.  The operating activities of the Company during the 2016 resulted in a decrease in the cash position of $6.9 million  compared to a decrease of $3.2 million in the cash position in 2015. The decrease in the cash position is explained  by a net loss of $9.2 million and $2.3 million of net positive cash adjustments from working capital items and non‐ cash expenses.  Net cash outflows to investing activities in 2016 were $36.8 million compared to $64.4 million in 2015. Substantially  all of the cash outflows to investing activities in 2016 relate to investment in the Atrush Block development work  program, and was comprised of $32.1 million in respect of the Company’s 20.1 interest in Atrush and $4.7 million in  respect of loans to the KRG to fund a portion of their Atrush Feeder Pipeline and other development costs.   The Company had net cash inflows from financing activities in 2016 of $16.2 million compared to $41.8 million in  the prior year. The cash inflows relate to the Super Senior Bonds issued on May 3, 2016 by GEP with gross proceeds  of $17.0 million, net of $0.8 million in transaction related costs, resulting in net proceeds of $16.2 million. Refer also  to the discussion above under the “Borrowings” section of this MD&A. The 2015 cash inflows relate to the rights  offering that was completed in the first quarter of 2015.  At December 31, 2016 ShaMaran held cash and cash equivalents of $4.4 million. Management cash flow forecasts  for the 12 months ended December 31, 2017 include cash inflows of $39 million from oil  sales and $26.4 million  from ShaMaran common shares issued in January 2017 and cash outflows of $50 million on Atrush development,  Atrush Feeder Pipeline costs and technical and administrative costs in support of Atrush operations. The oil sales  volume assumptions reflect production commencing in the second quarter of 2017 and reaching, shortly thereafter,  a rate of 30,000 barrels of oil per day which reflects the planned capacity of the Atrush production facility and that  all crude oil produced from Atrush will be delivered, sold and paid for in accordance with the terms of the Atrush  PSC two months following the month of production. The forecasted cash flow includes an average oil price of $58  per barrel based on ICE Brent forward contract prices as of the balance sheet date and a $12 per barrel discount for  transportation  costs  and  quality  differentials.  The  price  discount,  delivery,  sales  and  payment  assumptions  are  consistent with observed practice in Kurdistan since mid‐2015. The timing and extent of Atrush development costs  is  based  on  the  Operator’s  latest  forecasts  for  the  2017  work  program  while  the  technical  and  administrative  support costs are management’s latest estimates for these forthcoming requirements.    In  case  there  are  delays  in  the  forecasted  receipt  of  cash  from  production  or  in  the  magnitude  of  those  cash  receipts,  which  are  under  the  control  of  the  Kurdistan  Regional  Government,  the  Company  could,  by  the  third  quarter  of  2017,  require  additional  liquidity  in  order  to  fund  the  forecasted  Atrush  development  program  thereafter.  Failure  to  meet  development  commitments  could  put  the  Atrush  PSC  and  the  Company’s  bond  agreements at risk of forfeiture.   Management continues to monitor its financing requirements and consider appropriate financing alternatives which  include a facility under the Company’s existing bond agreements allowing for the Company to propose the issuance  of  up  to  an  additional  $33  million  of  bonds  under  the  same  bond  terms.  Management  estimates  this  financing  source could be administered within two months. However, in the event that an offering of additional bonds cannot  be  completed,  or  that  the  Company  could  not  secure  external  financing  in  an  amount  required  to  meet  its  obligations as they come due, the Company may be required to take measures such as divestment of assets and or  further renegotiation of its debt. Should this not be successful, there is a risk that the Company would be subject to  a partial or complete reorganization, or that the Company is declared bankrupt.  The  Company  believes  that  based  on  the  forecasts  and  projections  they  have  prepared  and  potential  financing  alternatives  which  will  be  pursued  as  required  the  Company  will  have  the  resources  sufficient  to  satisfy  its  contractual  obligations  and  commitments  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  geopolitical  events  in  the  region,  macroeconomic  conditions or other risks, including uncertainty surrounding oil production forecasted to commence in the second  quarter  of  2017  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, development and production  activities  for  the  next  12  months,  particularly  in  case  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.  13        OUTSTANDING SHARE DATA AND STOCK OPTIONS  218,863,000 ShaMaran common shares were issued to holders of GEP’s Senior Bonds in early May 2016 in exchange  for settling $18 million of GEP’s Senior Bonds. The Company had 1,798,631,534 outstanding shares at December 31,  2016 (December 31, 2015: 1,579,768,534).   On  January  30,  2017  the  Company completed  the  issue  of  360  million  common  shares  of  ShaMaran  on  a  private  placement  basis  (the  “Private  Placement”)  at  a price per  share  of  CAD 0.10  (equal  to  SEK  0.67)  which  resulted  in  gross proceeds to the Company of $27.3 million ($26.4 million net of transaction related costs).  Zebra Holdings and  Investments SARL, Lorito Holdings SARL and Lundin Petroleum BV, the Company’s major shareholders, subscribed  for 43,463,618 shares, 16,984,621 shares and 17,800,000 shares, respectively, in the Private Placement.  As a result  of the Private Placement the Company had 2,158,631,534 outstanding shares at the date of this MD&A.  At December 31, 2016 there were 28,165,000 stock options outstanding under the Company’s employee incentive  stock option plan. In the year 2016 no stock options were issued or exercised and 25,000 expired (2015: 26 million  issued and 4,565,000 expired). There has been no further movement in stock options from December 31, 2016 to  the date of this MD&A.  The Company has no warrants outstanding.  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  Total  Purchases of services during the year 2016 2015   299 99 44 442 473 173 18 664 Amounts owing  at December 31, 2015 2016 24 1 ‐ 25 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, 2016 of $299 (2015: $473) were  comprised of technical service costs of $3 (2015: $59), reimbursement for Company travel and related expenses of  $nil (2015: $23), investor relations services of $28 (2015: $29), office rental, administrative and building services of  $268 (2015: $362).  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.  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.  Also refer to the discussion under the “Borrowings” section above.  COMMITMENTS  Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 20.1% direct interest in the Atrush PSC through GEP. TAQA is the Operator with a 39.9% direct  interest, the KRG holds a 25% direct interest and MOKDV holds a 15% direct interest. Under the terms of the 4th PSC  Amendment  and  the  Facilitation  Agreement  the  Non‐Government  Contractors  have  agreed  to  pay  their  pro‐rata  share of the Feeder Pipeline costs and of the KRG’s share of Atrush development costs up to the commencement of  oil exports from Atrush.  Thereafter these costs will be reimbursed to the Non‐Government Contractors.  14                                         Under the terms of the Atrush 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  Atrush PSC. All modifications to the Atrush 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.  As at December 31, 2016 the outstanding commitments of the Company were as follows:  In $000  For the year ended December 31,  Atrush Block development   Office and other  Total commitments  2017 46,428 38 46,466 2018 152 ‐ 152 2019 Thereafter 152 ‐ 152 2,276 ‐ 2,276 Total 49,008 38 49,046 Amounts  relating  to  Atrush  Block  development  represent  the  Company’s  unfunded  paying  interest  share  of  the  approved work program and other obligations under the Atrush PSC.  PROPOSED TRANSACTIONS  The company had no transactions pending at the date of this MD&A.  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 as  required. Actual results could differ from these estimates and differences could be material.  New Accounting Standards  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January  1, 2016 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  15                      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, 2018. 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, 2018.  IFRS  16:  Leases  will  replace  IAS  17  Leases  and  requires  assets  and  liabilities  arising  from  all  leases,  with  some  exceptions, to be recognized on the balance sheet. The new standard will be effective for annual periods beginning  on or after January 1, 2019.   The  Company is in the process of assessing the full impact of IFRS 16 and intends to  adopt IFRS 16 no later than the accounting period beginning on or after January 1, 2019.  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 assessment.  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.   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  exists  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.  16                RESERVES AND RESOURCE ESTIMATES   The Company engaged McDaniel to evaluate 100% of the Company’s reserves and resource data at December 31,  2016.  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”).  Reserves and resource estimates have remained unchanged from those reported for the prior year.  The Company’s crude oil reserves as of December 31, 2016 were, based on the Company’s working interest of 20.1  percent, estimated to be as follows:  Company estimated reserves (diluted)  As of December 31, 2016  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  3,096  2,287  1,522  4,653  3,096  2,287  1,522  7,779  4,302  2,394  1,264  12,432  7,399  4,681  2,786  10,366  3,339  22,798  10,737  3,108     882  7,789  3,668  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.  (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, 2016 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, 2016  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 share of the property gross resources.  (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 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.   Prospective resources have not been re‐evaluated since December 31, 2013.  17                                    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.  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.  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.  18                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.  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  in  the  years  2014  and  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 GEP’s outstanding Senior Bonds and Super Senior Bonds. 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.  19          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.  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.  20              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”.  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 supply  and  demand  balances,  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  production  sharing  contracts  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 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 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 PSC.   21              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 production  sharing  contracts.  However,  it  is  possible  that  the  arrangements  under  the  production  sharing  contracts  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. 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.   Payments  for  oil  exports:    Companies  who  have  exported  oil  from  Kurdistan  since  the  year  2009  have  reported  significant  amounts  outstanding  for  past  oil  exports.  Cash  payments  to  oil  companies  for  oil  exported  from  Kurdistan has been under control of the KRG since the beginning of exports in 2009.  Since February 1, 2016, when  the KRG announced an interim measure whereby monthly payments to oil companies would be made based on an  agreed mechanism, the KRG has established a relatively consistent record of delivering regular monthly payments to  oil  companies  for  their  entitlement  revenues  in  respect  of  monthly  petroleum  production,  with  producers’  most  recent  reports  indicating  having  received  in  March  2017  full  payments  for  December  2016  oil  exported.   Nevertheless  there  remains  a  risk  that  the  Company  may  face  significant  delays  in  the  receipt  of  cash  for  its  entitlement share of future oil exports.  Paying interest: On November 7, 2016 the KRG exercised its back‐in right under the terms of the Atrush PSC and  acquired a 25% participating interest. Upon the commencement of oil production exports from Atrush 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 future project development costs.  Default under the Atrush PSC and Atrush JOA: Should the Company fail to meet its obligations under the Atrush  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 Atrush 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 the Atrush PSC: The Atrush 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 Atrush PSC.   22            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.   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  industry  implemented  health,  safety  and  environment  policies  since  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.   incorporation,  complies  with  its  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 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 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  PSC. If  such  parties  were  to  breach  the  terms  of  the  Atrush  PSC  or  any  other  documents  relating  to  the  Company’s  interest  in  the  Atrush PSC, it could cause the KRG to revoke, terminate or adversely amend the Atrush PSC.   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.   23          Early  stage  of  development:  ShaMaran  has  conducted  oil  and  gas  exploration  and  development  activities  in  Kurdistan for approximately seven 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.   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 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 potential 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.   24              Risks Related to the GEP’s Senior Bonds and Super Senior Bonds  Possible  termination  of  Atrush  PSC  /  bond  agreements  in  event  of  default  scenario:  Should  GEP  default  its  obligations under either of the bond agreements GEP may also not be able to fulfil its obligations under the Atrush  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  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 agreements. 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 bond agreements 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 agreements.  Significant  operating  and  financial  restrictions:  The  terms  and  conditions  of  the  bond  agreements  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 agreements. A breach of any of the covenants and restrictions could result in  an event of default under the bond agreements.  Mandatory  prepayment  events:  Under  the  terms  of  the  bond  agreements  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 PSC or (iv) an event of default occurs under either of the bond agreements. 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 the bonds which could, among other things, result in an event  of default under the bond agreements.  ATRUSH OUTLOOK  Production Facility   The construction of the 30,000 bopd Atrush Phase 1 Production Facility is complete. Commissioning is in progress  and is expected to be complete in advance of the Feeder Pipeline. First oil is expected in the second quarter of 2017.  Plans  for  2017  include  the  engineering  and  design  of  gas  sweetening  facilities,  the  installation  of  water  handling  facilities and the installation of 100,000 bbls of oil storage capacity.   It is also planned to conduct extended testing of the CK‐6 well and possibly the AT‐3 well, both of which are located  on the eastern side of the Atrush Block. This would involve the installation of temporary production facilities near  the Chamanke–C well pad and the delivery by truck of oil to the main Phase I Production Facilities.     Oil Export Pipeline  The  construction  of  the  Spur  Pipeline,  the  pump  station  and  the  IPPR  is  substantially  complete  and  will  be  ready  before first oil production.  Work  has  commenced  on  the  Feeder  Pipeline  which  will  ultimately  be  owned  by  the  KRG.  The  complexity  of  commercial and legal discussions has led to delays in the start of construction of the Feeder Pipeline. Completion  expected in the second quarter of 2017. Production is planned to begin after the Feeder Pipeline is commissioned.  Wells   AT‐2, the final of four initial  producing wells all equipped with electric submersible pumps, was completed in the  third quarter of this year. The four initial producing wells are all connected to the Production Facility and now ready  for start up.  Plans in 2017 are to drill and test CK‐7, an appraisal and development well located in the central area of the Atrush  Block, and CK‐9, a dedicated water disposal well.  25                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.  26                ShaMaran Petroleum Corp.  Audited Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016   27 Auditor’s Report 9 March 2017 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 2016 and 31 December 2015 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 2016 and 31 December 2015, 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 2016 and 31 December 2015 and its financial performance and its cash flows for the years ended 31 December 2016 and 31 December 2015 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. 28 Emphasis of matter – going concern In forming our opinion on the consolidated financial statements, which is not modified, we have considered the adequacy of the disclosures made in Note 2 to the consolidated 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 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 in order to realise receipts from oil sales to its customers. The uncertainty with regard to the timing and extent of these cash receipts and cash payments at the date of approval of the consolidated 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 consolidated financial statements do not include the adjustments that would result if the company was unable to continue as a going concern. PricewaterhouseCoopers SA 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. 29 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Comprehensive Income  (Expressed in thousands of United States dollars, except for per share data)  ______________________________________________________________________________  Note For the year ended December 31,  2015 2016 Continuing Operations  Income  Service fees  Expenses   Impairment loss  Depreciation and amortisation expense  Share based payments expense  General and administrative expense  Loss before finance items and income tax expense  Finance income  Finance cost  Net finance cost  Loss before income tax expense   Income tax expense   Loss from continuing operations  Discontinued operations  Net gain from discontinued operations  Loss for the year  Other comprehensive income  Items that may be reclassified to profit or loss:  Currency translation differences  Actuarial gain on defined pension plan  Total other comprehensive income / (loss)  Total comprehensive loss for the year  Loss in dollars per share:  Continuing operations  Basic and diluted   Discontinued operations  Basic and diluted   Continuing and discontinued operations  Basic and diluted  6  12 20  7  8  9  10  11  18  19  19 19  120 ‐ (45) (249) (3,811) (4,105) 484 (5,586) (5,102) (9,087) (69) (9,156) ‐ (9,156) 22 15 37 ‐ (244,557) (56) (1,210) (2,359) (248,182) 681 (5,321) (4,640) (252,822) (94) (252,916) 33 (252,883) (18) ‐ (18) (9,119) (252,901) (0.01)  ‐  (0.01)  (0.17) ‐ (0.17) The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.   30                                                                                                                                                                                                                 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Balance Sheet  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________                                   As at December 31,  Note 2016 2015 Assets  Non‐current assets   Property, plant and equipment  Intangible assets  Loans and receivables  Current assets  Loans and receivables  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  Pension liability  Total liabilities  Equity  Share capital   Share based payments reserve   Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit   Total equity  Total liabilities and equity  12  13  14  14  16  16  15  16  16  17  18  19  174,658 89,007 46,114 309,779 7,252 4,416 ‐ 224 11,892 321,671 6,434 2,503 ‐ 8,937 165,129 8,869 1,670 175,668 184,605 611,179 6,484 (61) (480,536) 137,066 321,671 177,044 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 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  31                                                                              SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Changes in Equity  (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Balance at January 1, 2015  534,068 5,025 (65) (216,824) 322,204 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  Shares issued on Rights Offering  Transaction costs  Balance at December 31, 2015  Pension liability adjustment:  Balance at January 1, 2016  ‐ ‐ ‐ 1,210 ‐ ‐ 1,210 6,235 ‐ 60,462 (1,351) 59,111 593,179 ‐ ‐ Balance at January 1, 2016  593,179 6,235 Total comprehensive loss for the year:  Loss for the year  Other comprehensive income  ‐ ‐ ‐ Transactions with owners in their capacity as owners:  Share based payments expense  Shares issued  ‐ 18,000 18,000 ‐ ‐ ‐ 249 ‐ 249 ‐ (18) (18) ‐ ‐ ‐ ‐ (252,883) ‐ (252,883) (252,883) (18) (252,901) ‐ ‐ ‐ ‐ 1,210 60,462 (1,351) 60,321 (83) (469,707) 129,624 ‐ (83) ‐ 22 22 ‐ ‐ ‐ (1,688) (471,395) (9,156) 15 (9,141) ‐ ‐ ‐ (1,688) 127,936 (9,156) 37 (9,119) 249 18,000 18,249 Balance at December 31, 2016  611,179 6,484 (61) (480,536) 137,066 The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  32                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Consolidated Statement of Cash Flows   (Expressed in thousands of United States dollars)  ______________________________________________________________________________  Note 20  8,9  Operating activities  Net loss from continuing operations  Adjustments for:  Interest expense on borrowings – net  Share based payments expense  Unwinding discount on decommissioning provision  Depreciation and amortisation expense  Actuarial gain on pension plan  Foreign exchange gain  Impairment loss  Interest income  Change in pension liability  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 operating activities  Investing activities  Interest received on cash deposits  Purchases of intangible assets  Loans and receivables – advances to joint venture partner  Purchase of property, plant and equipment  Net cash outflows to investing activities  Financing activities  Proceeds on bond issue  Bond transaction costs  Shares issued on Rights Offering  Transaction costs on Rights Offering  Interest payments to bondholders  Net cash inflows from 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,  2015 2016   (9,156) 5,518 249 68 45 15 ‐ ‐ (484) (18) (24) (31) (3,126) ‐ (6,944) 44 (7) (4,769) (32,073) (36,805) 17,000 (777) ‐ ‐ ‐ 16,223 21 (27,505) 31,921 4,416 (252,916) 5,285 1,210 36 56 ‐ (492) 244,557 (189) ‐ 1,405 (10) (2,147) (18) (3,223) 189 (60,271) ‐ (4,311) (64,393) ‐ ‐ 60,462 (1,351) (17,250) 41,861 472 (25,283) 57,204 31,921 *Inclusive of restricted cash  16  ‐ 1,512 The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  33                                                                                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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 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 first  phase  of  the  development  program  in  respect  of  the  Atrush  Block  production  sharing  contract  (“Atrush  PSC”)  related to a petroleum property located in the Kurdistan Region of Iraq (“Kurdistan”).  2. Basis of preparation and going concern  a. Basis of preparation  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, 2016, 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 9, 2017.  b. Going concern  These consolidated financial statements have been prepared on the going concern basis which assumes that the  Company will be able to realise into 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.  Management  has  applied  significant  judgment  in  preparing  forecasts  supporting  the  going  concern  assumption.  Specifically, management has made assumptions regarding projected oil sale volumes and pricing, and the timing  and extent of capital, operating, and general and administrative expenditures. A number of uncertainties outside  the  control  of  the  Company  could  impact  its  ability  to  fund  its  obligations  without  securing  additional  financing  including  the  completion  according  to  plan  and  proper  functioning  of  production  facilities  and  pipelines,  the  stability of the oil price, the timing of cash receipts from the sale of oil and the Company’s obligations under the  2017 Atrush work program and budget.  At December 31, 2016 ShaMaran held cash and cash equivalents of $4.4 million. Management cash flow forecasts  for the 12 months ended December 31, 2017 include cash inflows of $39 million from oil sales and $26.4 million  from ShaMaran common shares issued in January 2017 and cash outflows of $50 million on Atrush development,  Atrush Feeder Pipeline costs and technical and administrative costs in support of Atrush operations. The oil sales  volume  assumptions  reflect  production  commencing  in  the  second  quarter  of  2017  and  reaching,  shortly  thereafter,  a  rate  of  30,000  barrels  of  oil  per  day  which  reflects  the  planned  capacity  of  the  Atrush  production  facility and that all crude oil produced from Atrush will be delivered, sold and paid for in accordance with the terms  of the Atrush PSC two months following the month of production. The forecasted cash flow includes an average oil  price  of  $58  per  barrel  based  on  ICE  Brent  forward  contract  prices  as  of  the  balance  sheet  date  and  a  $12  per  barrel discount for transportation costs and quality differentials. The price discount, delivery, sales and payment  assumptions are consistent with observed practice in Kurdistan since mid‐2015. The timing and extent of Atrush  development costs is based on the Operator’s latest forecasts for the 2017 work program while the technical and  administrative support costs are management’s latest estimates for these forthcoming requirements.    34   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  In  case  there  are  delays  in  the  forecasted  receipt  of  cash  from  production  or  in  the  magnitude  of  those  cash  receipts, which are under the control of the Kurdistan Regional Government (“KRG”), the Company could, by the  third  of  quarter  2017,  require  additional  liquidity  in  order  to  fund  the  forecasted  Atrush  development  program  thereafter.  Failure  to  meet  development  commitments  could  put  the  Atrush  PSC  and  the  Company’s  bond  agreements at risk of forfeiture.   Management  continues  to  monitor  its  financing  requirements  and  consider  appropriate  financing  alternatives  which include a facility under the Company’s existing bond agreements allowing for the Company to propose the  issuance  of  up  to  an  additional  $33  million  of  bonds  under  the  same  bond  terms.  Management  estimates  this  financing source could be administered within two months. However, in the event that an offering of additional  bonds cannot be completed, or that the Company could not secure external financing in an amount required to  meet  its  obligations  as  they  come  due,  the  Company  may  be  required  to  take  measures  such  as  divestment  of  assets  and  or  further  renegotiation  of  its  debt.  Should  this  not  be  successful,  there  is  a  risk  that  the  Company  would be subject to a partial or complete reorganization, or that the Company is declared bankrupt.  The  Company  believes  that  based  on  the  forecasts  and  projections  they  have  prepared  and  potential  financing  alternatives  which  will  be  pursued  as  required  the  Company  will  have  the  resources  sufficient  to  satisfy  its  contractual  obligations  and  commitments  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  geopolitical  events  in  the  region,  macroeconomic  conditions or other risks, including uncertainty surrounding oil production forecasted to commence in the second  quarter  of  2017  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, development and production  activities for the next 12 months, particularly in case 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 Notes 16, 22 and 25.  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.   35       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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.   (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.   36     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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.   Depletion of oil and gas assets:  Oil and gas assets are depleted 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.   37     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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  exists  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) 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.   38   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  current assets due to their short‐term nature. If collection of the amounts is expected in one year or less they  are  classified  as  current  assets.  If  not,  they  are  presented  as  non‐current  assets.  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.   (j) 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  within  three  months  or  less  from  the  acquisition date.   (k) 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, 2016  (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.  (l) 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.   (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.   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.  40 SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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) Pension obligations  The  Company’s  Swiss  subsidiary,  ShaMaran  Services  SA,  has  a  defined  benefit  pension  plan  that  is  managed  through a private pension plan. Independent actuaries determine the cost of the defined benefit plan on an annual  basis, and ShaMaran Services SA pays the annual insurance premium. The pension plan provides benefits coverage  to the employees of ShaMaran Services SA in the event of retirement, death or disability. ShaMaran Services SA  and its employees jointly finance retirement and risk benefits. Employees of ShaMaran Services SA pay 40% of the  savings contributions, of the risk contributions and of the cost contributions and ShaMaran Services SA contributes  the  difference  between  the  total  of  all  required  pension  plan  contributions  and  the  total  of  all  employees’  contributions.  (o) 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.  (p) 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.  (q) Income recognition  Interest income:  Interest income is recognised when it is probable that the economic benefits associated with the transaction will  flow to the entity and the amount of the income can be measured reliably. Interest income is recognised using the  effective interest method. The effective interest rate exactly discounts estimated future cash payments or receipts  through  the  expected life  of  the  financial  instrument  or,  when  appropriate, a shorter  period  to the  net  carrying  amount of the financial asset or financial liability.  (r) Changes in accounting policies  There  are  no  IFRS  or  interpretations  that  have  been  issued  effective  for  financial  years  beginning  on  or  after  January 1, 2016 that would have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  41     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (s) 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, 2018. 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, 2018.  IFRS  16:  Leases  will  replace  IAS  17  Leases  and  requires  assets  and  liabilities  arising  from  all  leases,  with  some  exceptions, to be recognized on the balance sheet. The new standard will be effective for annual periods beginning  on or after January 1, 2019.   The Company is in the process of assessing the full impact of IFRS 16 and intends to  adopt IFRS 16 no later than the accounting period beginning on or after January 1, 2019.  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.   42       SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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 and resources  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  2017  the  Company  received  an  independent  reserves  and  resources  report  from  McDaniel  &  Associates  Consultants  Ltd.  (“McDaniel”)  to  estimate  the  Company’s  Atrush  Block  reserves  and  resources  at  December  31,  2016.  The  reserves  and  resources  estimates  were  unchanged  from  the  estimates  provided  by  McDaniel for the previous year end.  (b) Loans and receivables  The Company has reported loans and receivables of $53.4 million relating to the KRG’s share of Atrush exploration,  development and Feeder Pipeline costs which are due to be repaid by the KRG to the Company over time following  the commencement of petroleum exports from Atrush production. The recovery of the balances depends on some  or  all  of  a  number  of  factors,  including:  the  conclusion  of  the  Feeder  Pipeline  and  the  commencement  of  production and exports of petroleum from the Atrush Block; oil price; and, the financial environment in Kurdistan  and  the  financial  budget  of  the  KRG.  Since  February  1,  2016,  when  the  KRG  announced  an  interim  measure  whereby monthly payments to IOCs would be made based on an agreed mechanism, the  KRG has established  a  relatively  consistent  record  of  delivering  regular  monthly  payments  to  IOCs  for  their  entitlement  revenues  in  respect  of  monthly  petroleum  production.  The  Company  believes  the  loans  and  receivable  balances  are  fully  recoverable, and expect that the amounts will be settled with cash, although it is possible that settlement could be  achieved in a number of ways including payment in kind of petroleum production.  The  current portion  of  loans and  receivables is  based  on  contractual repayment starting in  the  month  following  production exports which is expected in the second quarter of 2017. In case of delays in production exports the  current portion of loans and receivables will be less than the reported amounts. Refer also to Note 14.  (c) Impairment of 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.  As  described  in  Notes  3(i)  and  3(j)  management  has  considered  whether  there  is  any  objective evidence to  indicate that the carrying value  of any of  its Atrush related assets as at the  balance sheet  date  were  impaired  and  has  concluded  that  facts  and  circumstances  do  not  suggest  that  the  carrying  amount  exceeds its recoverable amount. In reaching its conclusion management has considered a number of factors which  could impact the ability of the assets to generate future cash flows including the following key items: that the fair  values  of  the  Atrush  asset  as  published  by  independent  market  brokers  Swedbank  and  Pareto  Securities  AB  support the carrying values of the Atrush oil and gas assets; that there has been no change in the Company’s share  of the latest estimated recoverable reserves and resources for Atrush and the related production curve estimates  as determined by McDaniel; that the net present value of the Company’s share of 2P reserves, as determined by  McDaniel  and  based  on  a  forecasted  Brent  oil  price,  supports  the  book  value  of  oil  and  gas  assets  included  in  property plant and equipment despite a decrease in the long term price forecast relative to the prior year forecast;  that there has been a decrease in the forecasted level of costs and associated cash outflows required to recover  the Atrush oil reserves; the collectability of cash for future sales of Atrush oil which has remained stable over the  past year; and, that there continues to be an active market and capacity for Atrush oil sales as demonstrated by  the current and future expected levels of oil exports from Kurdistan. Refer also to Notes 12, 13 and 14.  43     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (d) 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 Note 17.  (e) 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.  Refer  to  Note  20  for  further  information  on  share based payments.  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 11 for disclosure of the  Company’s discontinued operations.  6. Service fees  During the year ended December 31, 2016 the Company has provided technical services to a third party petroleum  company.  7. General and administrative expense  General and administrative expenses incurred  General and administrative expenses capitalised as E&E assets  General and administrative expense  For the year ended December 31,  2015 2016  3,811  ‐  3,811  5,194 (2,835) 2,359 The Company capitalises as E&E assets general and administrative expenses supporting E&E activities which relate  to its direct interest held in the Atrush Block. There were no general and administrative expenses capitalised in the  year 2016 because E&E activities during the year were insignificant. Refer also to Note 13.  8. Finance income  Interest on Atrush Development Cost Loan  Interest on deposits   Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total interest income   Foreign exchange gain   Total finance income  For the year ended December 31,  2015 2016  406    44    34    484    ‐    484  ‐ 189 ‐ 189 492 681 44                                                                               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Refer to Note 14 for further information on interest on the Atrush Development Cost Loan and the Feeder Pipeline  Cost Loan. Interest on deposits represents bank interest earned on cash and investments held in interest bearing  term deposits.   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.   9. Finance cost  Interest charges on bonds at coupon rate   Amortisation of bond 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,  2015 2016  17,951  943  18,894  68  18,962  (13,376)  5,586  17,250 606 17,856 36 17,892 (12,571) 5,321 During the year ended December 31, 2016 the Company incurred interest expense relating to its Senior Bonds and  Super Senior Bonds which both carry an 11.5% fixed semi‐annual coupon interest rate.   Refer also to Notes 12, 13 and 16.  10. 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 recovery  Increase / (decrease) resulting from:  Non‐deductible losses on foreign operations  Foreign tax rate differences  Other expense  Non‐deductible compensation expense  Non‐taxable foreign exchange gain  Share issuance costs charged to share capital  Change in valuation allowance  Effect of changes in foreign exchange rates  Income tax expense from continuing operations  For the year ended December 31,  2015 2016 9,087 26.0% 2,363 (1,626) (494) (399) (65) ‐ ‐ 40 112 (69) 252,822 26.0% 65,734 (37,349) (15,099) 346 (314) 128 342 (12,915) (967) (94) 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 $103 million (2015: $103 million) of deferred tax assets as it is not  probable that these amounts will be realised.  45                                                                                                                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  (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,  2016 2015 18,544 2,419 758 178,631 173,314 3,654 377,320 18,413 2,369 1,097 178,627 173,344 3,654 377,504 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over  the period  from 2026 to  2036.  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  2017  to  2019.  The  Dutch  losses  from  operations  may  be  used  to  offset  future  Dutch  taxable  income and will expire over the period from 2018 to 2025. The U.S. Federal losses are available to offset future  taxable income in the United States through 2032.  11. 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  General, administrative and professional expense  Net gain from discontinued operations  For the year ended December 31,  2015 2016  ‐ ‐ ‐ 46 (13) 33 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.   46                                                                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  12. Property, plant and equipment  At January 1, 2015  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  For the year ended December 31, 2016  Opening net book value  Additions   Transfer to Atrush Development Cost Loan  Transfer to Atrush Exploration Costs receivable  Depreciation expense  Net book value  At December 31, 2016  Cost  Accumulated depreciation  Net book value  Oil and gas assets Computer  equipment Furniture  and office  equipment  194 (105) 89 89 11,029 410,472 (244,557) ‐ (33) 177,000 177,138 (138) 177,000 177,000 45,799 (10,682) (37,475) ‐ 174,642 174,780 (138) 174,642 256 (188) 68 68 4 ‐ ‐ 1 (29) 44 258 (214) 44 44 1 ‐ ‐ (29) 16 253 (237) 16 154 (139) 15 15 ‐ ‐ ‐ ‐ (15) ‐ 153 (153) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 150 (150) ‐ Total  604 (432) 172 172 11,033 410,472 (244,557) 1 (77) 177,044 177,549 (505) 177,044 177,044 45,800 (10,682) (37,475) (29) 174,658 175,183 (525) 174,658 The net book value of oil and gas assets at December 31, 2016 are comprised of development costs related to the  Company’s  share  of  Atrush  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. The additions  to PP&E in the year 2016 included borrowing costs totalling $13.1 million (2015: $1 million).  On November 7, 2016 the Assignment, Novation and Fourth Amendment Agreement to the Atrush PSC (the “4th  PSC  Amendment”)  and  Atrush  Facilitation  Agreement  were  concluded  between  TAQA  Atrush  B.V.  (“TAQA”,  a  subsidiary of Abu Dhabi National Energy Company PJSC and the Operator of the Atrush Block), General Exploration  Partners,  Inc.,  (“GEP”  and  a  wholly  owned  subsidiary  of  the  Company),  and  Marathon  Oil  KDV  B.V.  (“MOKDV”)  (together,  the  “Non‐Government  Contractors”)  and  the  KRG  which  has  resulted  in  the  reclassification  of  certain  costs from PP&E to loans and receivables.  Refer to Note 14 for further information.    In the year 2015, as a result of significant decline in world oil prices, the Company determined that the book value  of the Atrush 2P reserves exceeded their $177 million recoverable value, determined by the Company’s estimate  of the value in use, by an amount of $244.6 million and therefore recorded an impairment loss for this amount.  Also in the year 2015, $410.5 million of costs related to the Atrush 2P reserves were transferred from intangible  assets to PP&E in 2015 following the approval of an agreement for the construction of a crude oil pipeline within  the Atrush Block.  Refer also to Notes 9, 13, 14, 16 and 23.  47     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  13. Intangible assets  At January 1, 2015  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  For the year ended December 31, 2016  Opening net book value  Additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2016  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  Exploration and  evaluation assets Other intangible   assets  429,245 ‐ 429,245 429,245 69,821 (410,472) ‐ 88,594 88,594 ‐ 88,594 88,594 378 ‐ 88,972 88,972 ‐ 88,972 292  (260)  32  32  31  ‐  (12)  51  321  (270)  51  51  ‐  (16)  35  314  (279)  35  Total 429,537 (260) 429,277 429,277 69,852 (410,472) (12) 88,645 88,915 (270) 88,645 88,645 378 (16) 89,007 89,286 (279) 89,007 The net book value of E&E assets at December 31, 2016 represents Atrush Block exploration and appraisal costs  related to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel. During the year  2016 borrowing costs of $0.3 million (2015: $11.5 million) were capitalised to E&E assets.  In the year 2015 $410.5 million of costs related to the Atrush 2P reserves have been transferred from intangible  assets to PP&E. Refer also to Notes 9, 12, 16, and 23.  14. Loans and receivables  On  November  7,  2016  the  4th  PSC  Amendment  and  Atrush  Facilitation  Agreement  were  concluded  between  the  Non‐Government Contractors and the KRG.  On the same day TAQA entered into an Engineering, Procurement and  Construction (“EPC”) contract with KAR Company for the construction of the feeder pipeline from the Atrush block  boundary to the tie‐in point with the main Kurdistan export pipeline (the “Feeder Pipeline”).   Under the terms of the 4th PSC Amendment and Atrush Facilitation Agreement:   The  KRG  acquires  a  25%  interest  in  the  Atrush  PSC  effective  November  7,  2012,  the  date  of  declaration  of  commerciality  (“DOC  date”).  As  a  consequence  the  respective  participating  interests  in  the  Atrush  PSC  are  TAQA at 39.9%, the KRG at 25%, GEP at 20.1% and MOKDV at 15%;  48                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________   All Atrush petroleum costs from the DOC date through the commencement of oil exports from Atrush will be  paid  by  the  Non‐Government  Contractors  and  a  defined  portion  of  the  KRG’s  share  of  these  costs  will  be  deemed  Exploration  Costs  as  defined  in  the  Atrush  PSC  and  repaid  through  an  accelerated  petroleum  cost  recovery arrangement from the sale of future oil production from Atrush. This arrangement has resulted in the  Atrush Exploration Cost receivable at year end as reported in the table below; and   The Non‐Government Contractors will fund the cost of constructing the Feeder Pipeline which will be novated  to the KRG following the commencement of oil exports from Atrush. The Feeder Pipeline costs and the balance  of the Atrush petroleum costs incurred by the Non‐Government Contractors on behalf of the KRG excluding the  portion deemed as Exploration Costs will be repaid with interest at 7% per annum by the KRG within 2 years  from  the  commencement  of  oil  exports  from  Atrush  (respectively,  the  “Atrush  Feeder  Cost  Loan”  and  the  “Atrush Development Cost Loan”). These arrangements have resulted in loan balances at year end as reported  in the table below.                                             As at December 31,  2016  2015 Atrush Exploration Costs receivable  Atrush Development Cost Loan  Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total loans and receivables  ‐ Current portion  ‐ Non‐current portion  Refer also to Notes 8, 12 and 23.  15. Accounts payable and accrued expenses  Payables to joint operations partner  Trade payables  Accrued expenses  Total accounts payable and accrued expenses  16. Borrowings   37,475  12,857  3,034  53,366  7,252  46,114                                             As at December 31,  2016  6,146  170  118  6,434  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2015 8,970 317 273 9,560 At December 31, 2016 General Exploration Partners, Inc. had outstanding $148.7 million of senior secured bonds  (“Senior Bonds”) and  $18.1  million of super senior secured  bonds  (“Super Senior  Bonds”). The Senior  Bonds  are  listed on the Oslo Børs in Norway under the symbol “GEP01”, have a five year maturity from their issuance date of  November  13,  2013  and  carry  an  11.5%  fixed  semi‐annual  coupon  and  were  used  to  fund  capital  expenditures  related to the development of the Atrush Block. The Super Senior Bonds also mature on November 13, 2018, carry  an 11.5% fixed semi‐annual coupon and were used to fund capital expenditures related to the development of the  Atrush Block.    49                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Movements in borrowings are explained as follows:  Opening balance  Interest charges at coupon rate  Bonds issued as interest payments  Super Senior Bonds issued – net of transaction costs  Amortisation of bond transaction costs  Interest payments to bondholders  Senior Bonds exchanged for ShaMaran common shares  Ending balance  ‐ Current portion: accrued bond interest expense ‐ Non‐current portion: borrowings                                             For the year ended December 31, 2015 2016 150,515 17,951 17,700 16,223 943 (17,700) (18,000) 167,632 2,503 165,129 149,909 17,250 ‐ ‐ 606 (17,250) ‐ 150,515 2,252 148,263 The remaining contractual obligations comprising of repayment of principal and interest expense under the bond  agreements, based on undiscounted cash flows at payment date and assuming all interest in 2017 is paid by issuing  new bonds and the bonds are not redeemed early, are as follows:  Less than one year  Between one and two years  Total  Financing Arrangement – May 2016                                             As at December 31,  2016  2015 19,722  188,138  207,860  17,250 182,763 200,013 In early May 2016 the Company completed a financing arrangement (the “Financing Arrangement”) with holders  of GEP’s Senior Bonds (the “Existing Bondholders”) which provided the Company with additional liquidity in 2016  of approximately $33 million. The principal terms of the Financing Arrangement are:  1. On May 3, 2016 GEP issued new $17 million Super Senior Bonds resulting in $16.2 million in proceeds net of  transaction costs. The Super Senior Bonds are based on the same agreement as the  Senior Bonds with the  same maturity date of November 13, 2018 and an 11.5% coupon interest payable semi‐annually. GEP has the  option to pay the coupon interest on the Super Senior Bonds in cash or in kind by issuing new bonds (“PIK  Bonds”).  ShaMaran’s  major  shareholders,  Lorito  Holdings  SARL  and  Zebra  Holdings  and  Investments  SARL,  companies  owned  by  the  Lundin  Family  Trust,  subscribed  for  $15.3  million  of  the  Super  Senior  Bonds  in  accordance with the terms of their agreement with GEP to underwrite the Super Senior Bonds.   3. 2. On May 12, 2016 ShaMaran completed the issue of a total of 218,863,000 of its common shares to Existing  Bondholders who elected to convert to shares a total of $18 million of Senior Bonds at face value.  The shares  were  issued  at  CAD  0.105  which  was  closing  share  price  on  the  TSX  Venture  exchange  on  the  day  prior  to  when the Existing Bondholders approved the offer on April 19, 2016.  The bond agreement for the Senior Bonds was amended so that (a) the 2016 coupon interest ($17.3 million  before considering the conversion in 2 above) was settled by issuing new PIK Bonds; (b) GEP has the option to  pay in cash or in kind (by issuing new PIK Bonds) the post 2016 coupon interest; and (c) certain waivers and  amendments  were  made  to  the  terms  of  the  Senior  Bonds  including  the  subordination  of  Senior  Bonds’  security  to  the  Super  Senior  Bonds’  security  and  the  replacement  of  the  book  equity  ratio  maintenance  covenant with certain debt incurrence tests described below.  50                         SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Debt Incurrence Tests  In accordance with the amended terms of GEP’s Senior  Bonds and Super Senior Bonds agreements ShaMaran is  required to be in compliance with certain debt incurrence tests as follows:   1. upon incurrence  of any  new  financial  indebtedness,  other than certain  permitted  financial indebtedness  as  described  in  the  Super  Senior  Bonds  agreement,  then  ShaMaran’s  Book  Equity  Ratio,  which  is  defined  as  shareholders’ equity divided by total assets, shall be minimum 30% immediately thereafter, and   ShaMaran and any of its subsidiaries (together the “Group”) other than GEP, which is not allowed to do so,  may  not  enter  into  an  agreement  to  make  any  acquisitions,  merger  or  any  other  transactions  involving  another  party  being  consolidated  into  the  Group’s  accounts,  unless  such  other  party  has  a  minimum  30%  Book Equity Ratio prior to such transaction taking place.  2. Security  Following the amendment to the Senior Bonds agreement the security previously held for the Senior Bonds is joint  security with the new Super Senior Bonds on first rank and the Senior Bonds on second rank until the Super Senior  Bonds are repaid in full.   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.  Under the terms of both bond agreements 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  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 $4.4 million of total cash and  cash equivalents at December 31, 2016 (2015: $31.9 million) $nil was held in accounts pledged to the bond trustee  (December 31, 2015: $1.5 million).  During the year 2016 PIK Bonds of $16.7 million and $1.0 million were issued as coupon interest payments under  the respective Senior Bonds and Super Senior Bonds agreements.  Refer also to Notes 2, 9, 12, 13 and 21.  17. Provisions  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.  Opening balance  Changes in discount and inflation rates  Unwinding discount on decommissioning provision  Changes in estimates and obligations incurred  Total decommissioning and site restoration provisions  8,080  1,840  68  (1,119)  8,869                                             As at December 31,  2016 2015 1,846 100 36 6,098 8,080 51                   SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  2.31% (2015: 2.15%) and an inflation rate of 2.08% (2015: 0.73%).  While total estimated decommissioning and site  restoration costs on the Atrush Block have increased over the prior year due to the development cost incurred in  the  year,  the  reduction  from  26.8%  to  20.1%  in  the  Company’s  participating  interest  in  the  Atrush  Block  has  resulted in a net decrease to estimates and obligations incurred in 2016. Refer also to Note 23.  18. Pension liability  The Company operates a pension plan in Switzerland that is managed through a private pension plan. As of January  1, 2016 the Company adopted accounting for its pension plan in accordance with IAS 19 which has resulted in a $1.7  million adjustment to opening retained earnings to record the pension liability on that date. The amount recognized  in the balance sheet associated with the Swiss pension plan is as follows:  Present value of defined benefit obligation  Fair value of plan assets  Pension liability  As at December 31, 2016 7,304 (5,634) 1,670 The movement in the defined benefit obligation over the year is as follows:   For the year ended December 31, 2016 Opening balance  Current service cost  Additional contributions paid by employees  Ordinary contributions paid by employees   Interest expense on defined benefit obligation  Actuarial loss on defined benefit obligation  Administration costs  Benefits paid from plan assets  Foreign exchange gain  Defined benefit obligation, ending balance  7,062 184 183 113 54 23 5 (158) (162) 7,304 The weighted average duration of the defined benefit obligation is 17.5 years. There is no maturity profile since the  average remaining life before active employees reach final age according to the plan is 10.2 years.  The movement in the fair value of the plan assets over the year is as follows:   For the year ended December 31, 2016 Opening balance  Additional contributions paid by employees  Ordinary contributions paid by employer  Ordinary contributions paid by employees  Interest income on plan assets  Return on plan assets excluding interest income  Foreign exchange loss  Benefits paid from plan assets Fair value of plan assets, ending balance  5,374 183 169 113 41 38 (126) (158) 5,634 The plan assets are under an insurance contract comprised entirely of free funds and reserves, such as fluctuation  reserves and employer contribution reserves, for which there is no quoted price in an active market.  52                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  The amount recognized in the income statement associated with the Company’s pension plan is as follows:  For the year ended December 31, 2016 Current service cost  Interest expense on defined benefit obligation  Administration costs  Interest income on plan assets  Total expense recognised  184 54 5 (41) 202 The  expense  associated  with  the  Company’s  pension  plan  of  $0.2  million  was  included  within  general  and  administrative expenses.  Refer also to Note 7.  The Company also recognised in other comprehensive income a $15  thousand net actuarial gain on defined benefit obligations and pension plan assets.   The principal actuarial assumptions used to estimate the Company’s pension obligation are as follows:   For the year ended December 31, 2016 Discount rate  Inflation rate  Future salary increases  Future pension increases  Retirement ages, male (‘M’) and female (‘F’)  0.65% 1.00% 1.00% 0.00% M65/F64 Assumptions  regarding  future  mortality  are  set  based  on  actuarial  advice  in  accordance  with  the  BVG  2015  GT  generational published statistics and experience in Switzerland. The discount rate is determined by reference to the  yield on high‐quality corporate bonds. The rate of inflation is based on the expected value of future annual inflation  adjustments in Switzerland. The rate for future salary increases is based on the average increase in the salaries paid  by the Company, and the rate of pension increases is based on the annual increase in risk, retirement and survivors’  benefits. Contributions to the Company’s pension plan during 2017 are expected to total $0.3 million.   The sensitivity of the defined benefit obligation to changes in the weighted principal assumptions is:  Discount rate  Salary growth rate  Life expectancy  Change in assumption 0.50% 0.50% One year Increase in assumption Decrease by 8.1% Increase by 0.3% Increase by 2.0% Decrease in assumption Increase by 9.3% Decrease by 0.3% Decrease by 2.1% The  above  sensitivity  analyses  are  based  on  a  change  in  an  assumption  while  holding  all  other  assumptions  constant. In practice, this is unlikely to  occur, and changes in some of  the assumptions may be correlated. When  calculating the sensitivity  of the defined benefit obligation to significant actuarial assumptions, the  same method  has been applied as when calculating the pension liability recognized within the consolidated balance sheet.   53                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  19. 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, 2015  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  Shares issued to holders of GEP’s Senior Bonds  At December 31, 2016  810,983,860 754,214,990 14,569,684 ‐ 1,579,768,534 218,863,000 1,798,631,534 534,068 59,111 1,346 (1,346) 593,179 18,000 611,179 218,863,000  ShaMaran  common  shares  were  issued  to  holders  of  GEP’s  Senior  Bonds  in  early  May  2016  in  exchange for settling $18 million of GEP’s Senior Bonds.  At the date these financial statements were approved the  Company had 2,158,631,534 common shares outstanding.  Refer also to Notes 16 and 25.  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, 2015 2016  (9,155,000)  1,722,479,202  (0.01)  ‐  1,722,479,202  ‐  (252,916,000) 1,493,132,481 (0.17) 33,000 1,493,132,481 ‐ (9,155,000)  1,722,479,202  (252,883,000) 1,493,132,481 (0.01)  (0.17) 20. 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.  54                     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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, 2015  Granted in the year 2015  Expired in the year 2015  At December 31, 2015  Expired in the year 2016  At December 31, 2016  Share options exercisable:   At December 31, 2015  At December 31, 2016  Number of share options outstanding Weighted average  exercise price CAD 6,755,000 26,000,000 (4,565,000) 28,190,000 (25,000) 28,165,000 10,856,667 19,498,333 0.38 0.12 0.39 0.13 0.80 0.13 0.17 0.14 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.  There were no options granted during the year 2016.  The weighted average fair value of options granted during  the year 2015 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, 2015 2016  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  0% 1.07% 74.01% 5.00 CAD 0.07 Share based payments expense for the year ended December 31, 2016 was $0.2 million (2015: $1.2 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.  55               SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  21. Financial instruments  Financial assets  The financial assets of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Loans and receivables ²  Cash and cash equivalents, unrestricted ²  Cash and cash equivalents, restricted ²  Other receivables ²  Total financial assets            Carrying and fair values ¹  At December 31, 2016  At December 31, 2015 53,366  4,416  ‐  77  57,859  ‐ 30,409 1,512 29 31,950 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  Provisions for decommissioning costs  Accounts payable and accrued expenses ²  Accrued interest on bonds  Pension liability  Current tax liabilities ²  Total financial liabilities  Fair value  hierarchy ⁴  Level 2             Carrying values   At December 31, 2016  At December 31, 2015 165,129  8,869  6,434  2,503  1,670  ‐  184,605  148,263 8,080 9,560 2,252 ‐ 31 168,186 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, correspond to payment terms fixed by contract or, due to the short term nature,  are readily convertible to or settled with cash and cash equivalents.  ³ The fair value of the Company’s borrowings is $63.1 million (2015: $102.2 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.   56                                                             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (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 $167.6 million as at December 31, 2016 (2015: $150.5 million). Refer also to Notes 16 and 25.  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.  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.  A  decline  in  the  price  of  ICE  Brent  Crude  oil,  a  reference  in  determining  the  price  at  which  the  Company  can  sell  future  oil  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 12.  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  (“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.  57     SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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, 2016 2015    58 185 54 228    Liabilities      December 31, 2015 2016 37 107 46 192 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  Liabilities  2016 2015    2016 2015 ‐ 2 ‐   2   ‐ (1) ‐ (2) 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 $166.7 million of bonds which have been issued since November 2013. However,  the Company is not exposed to interest rate risks associated with the bonds as the interest rate is fixed.  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.  58                                      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  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  acquire  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 25.  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.  22. Commitments  As at December 31, 2016 the outstanding commitments of the Company were as follows:  Atrush Block development  Office and other  Total commitments           For the year ended December 31,  2017 46,428 38 46,466 2018 152 ‐ 152 2019 Thereafter 152 ‐ 152 2,276 ‐ 2,276 Total 49,008 38 49,046 Amounts  relating  to  Atrush  Block  development  represent  the  Company’s  unfunded  paying  interest  share  of  the  approved work program and other obligations under the Atrush PSC.   Refer also to Notes 2, 16 and 23.  23. Interests in joint operations and other entities  Interests in joint operations ‐ Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 20.1% direct interest in the Atrush PSC through GEP. TAQA Atrush B.V. is the Operator of the  Atrush  Block  with  a  39.9%  direct  interest,  the  KRG  holds  a  25%  direct  interest  and  MOKDV  holds  a  15%  direct  interest. TAQA, the KRG, GEP and MOKDV together are “the Contractors” to the Atrush PSC. Under the terms  of  the 4th PSC Amendment and the Facilitation Agreement, which became effective on November 7, 2016, the Non‐ Government  Contractors  have  agreed  to  pay  their  pro‐rata  share  of  the  Feeder  Pipeline  costs  and  of  the  KRG’s  share of Atrush development costs up to the commencement of oil exports from Atrush.  Thereafter these costs  will be reimbursed to the Non‐Government Contractors.  59             SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Under the terms of the Atrush 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  Atrush PSC. All modifications to the Atrush 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 Notes 14, 22 and 25.  Information about subsidiaries  The consolidated financial statements of the Company include:  Subsidiary  Principal activities Country of  Incorporation               % equity interest as at  31 Dec 2016 31 Dec 2015 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.  Inactive 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 24. Related party transactions  Transactions with corporate entities  Lundin Petroleum AB  Namdo Management Services Ltd.  McCullough O’Connor Irwin LLP  Total  Purchases of services during the year 2016 2015   Amounts owing at  December 31, 2015 2016 299 99 44 442 473 173 18 664 24 1 ‐ 25 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, 2016 of $299 (2015: $473) were  comprised of technical service costs of $3 (2015: $59), reimbursement for Company travel and related expenses of  $nil (2015: $23), investor relations services of $28 (2015: $29), office rental, administrative and building services of  $268 (2015: $362).  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.  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 16 and 25.  60                      SHAMARAN PETROLEUM CORP.  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2016  (Expressed in thousands of United States dollars unless otherwise stated)  ______________________________________________________________________________  Key management compensation  The  Company’s  key  management  was  comprised  of  its  directors  and  executive  officers  who  have  been  remunerated as follows:   Management’s salaries   Management’s short‐term and pension benefits  Management’s share based payments  Management’s termination benefits  Directors’ share based payments  Directors’ fees  Total  For the year ended December 31, 2015 2016 878 492 192 ‐ 58 79 1,699 884 340 906 495 279 83 2,987 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’.   25. Events after the reporting period  On January 30, 2017 the Company completed the issue of 360 million common shares of ShaMaran on a private  placement basis (the “Private Placement”) at a price per share of CAD 0.10 (equal to SEK 0.67) which resulted in  gross  proceeds to  the  Company  of  $27.3  million ($26.4 million  net of  transaction related costs).    Zebra Holdings  and  Investments  SARL,  Lorito  Holdings  SARL  and  Lundin  Petroleum  BV,  the  Company’s  major  shareholders,  subscribed for 43,463,618 shares, 16,984,621 shares and 17,800,000 shares, respectively, in the Private Placement.  61                                 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  Hong Kong  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  62                                                                                                     

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