ShaMaran Petroleum Corp.
Annual Report 2020

Plain-text annual report

2020 Annual Report For the year ended December 31, 2020 Contents MANAGEMENT DISCUSSION AND ANALYSIS INTRODUCTION.......................................................................................................................................................................... 1 2020 HIGHLIGHTS and 2021 Guidance ......................................................................................................................................... 2 Operational .................................................................................................................................................................................... 2 Financial ......................................................................................................................................................................................... 2 Guidance ......................................................................................................................................................................................... 2 OPERATIONS REVIEW .................................................................................................................................................................. 3 Business Overview .......................................................................................................................................................................... 3 Operations Overview ...................................................................................................................................................................... 4 FINANCIAL REVIEW ..................................................................................................................................................................... 6 Financial results .............................................................................................................................................................................. 6 Capital Expenditure ....................................................................................................................................................................... 12 Financial position and Liquidity .................................................................................................................................................... 13 Off Balance Sheet Arrangements .................................................................................................................................................. 15 Transactions with Related Parties ................................................................................................................................................. 15 Outstanding Share Data and Stock Options .................................................................................................................................. 16 Contractual Obligations and Commitments .................................................................................................................................. 17 Critical Accounting Policies and Estimates .................................................................................................................................... 17 RESERVES AND RESOURCES ESTIMATES …………………………………………………………………………………………………………………….…………… 19 FINANCIAL INSTRUMENTS ......................................................................................................................................................... 20 RISKS AND UNCERTAINTIES ....................................................................................................................................................... 22 FORWARD LOOKING INFORMATION ………………………………………………………………………………………………………………………………………. 27 RESERVES AND RESOURCES ADVISORY …………………………………………………………………………………………………………………………………….27 ADDITIONAL INFORMATION ...................................................................................................................................................... 27 SUPPLEMENTARY INFORMATION .............................................................................................................................................. 28 PWC AUDIT REPORT ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………29 FINANCIAL STATEMENTS CONSOLIDATED STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME ...................................................................................................... 33 CONSOLIDATED BALANCE SHEET .............................................................................................................................................. 34 CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOW ............................................................................................................................ 35 CONSOLIDATED STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY ............................................................................................................... 36 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS .......................................................................................................... 35 Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  INTRODUCTION  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 3, 2021 and is intended to provide an overview  of  the  Company’s  operations,  financial  performance  and  current  and  future  business  opportunities.    The  MD&A  should  be  read  in  conjunction with the audited consolidated financial statements for the year ended December 31, 2020, together with the accompanying  notes (“Financial Statements”).  Company Overview  ShaMaran is in the business of developing and producing oil and gas.  The Company has a 27.6% ownership interest in the Atrush Block,  Kurdistan Region of Iraq through its wholly owned subsidiary General Exploration Partners, Inc. (“GEP”).  The Company’s common shares are listed on the TSX Venture Exchange in Canada and the NASDAQ First North Growth Market in Sweden.   The  Company  is  incorporated  and  domiciled  in  British  Columbia,  Canada  under  the  Business  Corporations  Act.    The  address  of  its  registered office is 25th Floor 666 Burrard Street Vancouver, BC Canada V6C 2X8 and its business address is Suite 2000, 885 West Georgia  Street, Vancouver, BC Canada V6C 3E8.  Basis of Preparation  The MD&A and the Financial Statements have been prepared in accordance with International Financial Reporting Standards (“IFRS”) as  issued by the International Accounting Standards Board (“IASB”).   Unless otherwise stated herein all currency amounts indicated as “$” in this MD&A are expressed in thousands of United States dollars  (“USD”).  1                            Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  2020 HIGHLIGHTS  2020 has been a challenging year, due to the global coronavirus pandemic (“COVID‐19”)1 and the collapse of crude oil prices. Despite the  turmoil Atrush has continued to meet production targets while reducing lifting costs and has also been able to sustain replaced produced  volumes in the Atrush block despite the significantly reduced 2020 development program.  The Company also during the year successfully  completed measures that resolved the liquidity shortfall and strengthened the Company’s financial position enabling it to meet its bond  interest obligations.  2020 Operational Highlights          2020 oil production increase of 39% (2020 vs 2019);  Cumulative production of 40 million barrels achieved on January 4, 2021 despite a significantly reduced 2020 development  program due to the global pandemic and the first quarter 2020 collapse of crude oil prices;  Average production of approximately 40,800 barrels of oil per day (“bopd”) for the fourth quarter of 2020; lower than the year’s  average due deferral of capital development wells, and operational interventions aggregated in this quarter;  Full year 2020 average production of approximately 45,100 bopd in line with 2020 guidance;  Full year 2020 lifting costs per barrel of $5.08 in line with 2020 guidance and a 31% decrease vs. 2019 lifting costs;  Full year 2020 capital expenditure of $34 million ($9.4 million net to ShaMaran) in line with the capex program as revised in  April 2020 in response to the global pandemic and collapse of oil prices;  Progression of Atrush subsurface de‐risking continued in 2020 with latest revisions of static and dynamic modelling resulting in  joint venture alignment to progress an Atrush “integrated oil column” development approach;  Atrush  Property gross 2P reserves2 increased to 109.9 MMbbls as at December  31,  2020 from 108.5 in 2019 being a 108%  reserves replacement and Company’s gross 2P reserves from 29.9 MMbbls to 30.3 MMbbls;  2020 Financial Highlights  USD Thousands  Revenue  Gross margin on oil sales  Net result  Cash flow from operations  EBITDA  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  14,081  10,253  (1,785)  5,350  6,614  24,345  10,274  1,586  1,882  14,833  56,673  7,106  70,291  20,032  (144,425)  (13,397)  12,860  20,052  14,629  36,378      Liquidity shortfall successfully resolved and strengthened Company financial position;  Consistent oil sales and entitlement payments from the KRG for the months March to December 2020;  Full year 2020 operating cash flow of $12.9 million and $5.4 million for the fourth quarter 2020; and  Full year 2020 net result of ($144 million) and ($2 million) for the fourth quarter 2020 including a non‐cash impairment charge  of $116 million made to oil and gas assets in the first quarter of 2020.  2021 Guidance       Resumption of suspended 2020 capital program including drilling and completion of one highly deviated production well;  2021 average net production guidance of 39,000 to 44,000 bopd;  2021 lifting costs guidance per barrel at $4.70 to $5.70;  Full year 2021 Atrush capital expenditure budget of $53.2 million ($14.7 million net to ShaMaran), an increase of 55% vs. 2020;  and  Full year 2021 corporate budget of $5.6 million, a reduction of 30% over 2020, including staff reductions and a continuation of  prudent corporate management.  1In March 2020 the World Health Organization declared a global pandemic following the emergence and rapid spread of a novel strain of COVID‐19. The outbreak and subsequent  measures intended to limit the pandemic contributed to significant declines and volatility in financial markets. The pandemic adversely impacted global commercial activity,  including significantly reducing worldwide demand for crude oil.   The full extent of the impact of COVID‐19 on the Company’s operations and future financial performance is currently unknown. It will depend on future developments that are  uncertain and unpredictable, including the duration and spread of COVID‐19, its continued impact on capital and financial markets on a macro‐scale and any new information  that may emerge concerning the severity of the virus. These uncertainties may persist beyond when it is determined how to contain the virus or treat its impact.   The outbreak presents uncertainty and risk with respect to the Company, its performance, and estimates and assumptions used by management in the preparation of its financial  results.  2Reserves estimates, contingent resource estimates and estimates of future net revenue in respect of ShaMaran’s oil and gas assets in the Atrush Block are effective as at  December 31, 2020, and are included in the report prepared by McDaniel & Associates Consultants Ltd. (McDaniel), an independent qualified reserves evaluator, in accordance  with National Instrument 51‐101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (NI 51‐101) and the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (the COGE Handbook) and  using McDaniel's January 1, 2021 price forecasts. Certain abbreviations and technical terms used in this MD&A are defined or described under the heading “Other Supplementary  Information”.  2                                                                                                    Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  OPERATIONS REVIEW   Business Overview  2020 was a challenging year for the oil industry in Kurdistan and other parts of the world due to the collapse in world oil prices in the  early part of the year which was then compounded by the COVID‐19 global pandemic and its adverse effect on world demand for oil.   However,  ShaMaran  together  with  its  partner  in  the  Atrush  Block  was  able  to  weather  those  challenges  by  drastically  reducing  expenditures with a deferral of scheduled capital expenditure projects until such time as oil prices rebound.  As the early days of 2021  have seen a rebound in world oil prices and with an increase in the roll‐out globally of vaccinations against the COVID‐19 virus, ShaMaran  is cautiously optimistic that worldwide demand for oil will continue to grow so that capital expenditures can be revived in Atrush Block.  The  Company  sees  sustainable  2021  production  in  the  Atrush  field  and  progressing  plans  which  meet  the  Company’s  commitment  towards the environment.  As cited in the Company’s guidance for 2021, provided in its news release of February 15, 2021, the Company  expects 2021 will again be a year of cash flow harvest and measured capital deployment to continue to give shareholders a clear and  socially responsible path to sustained production and reserves maturation.  However, the timing and execution  of the Atrush capital expenditure program may also be affected by the availability  of third party  contractor services in Kurdistan should there be a continuation of COVID‐19 related travel, quarantine and other related restrictions.   Since first oil occurred in July 2017, Atrush oil production has been consistently delivered to the KRG at the Atrush Block boundary and  transported by pipeline for the KRG’s onward sale in the international market from Ceyhan, Turkey.  ShaMaran is not aware of the official  allocation to the KRG of export pipeline capacity to Ceyhan but management expects no change in 2021 on the KRG’s ability to access of  export  pipeline  capacity  in  Turkey.  However,  due  to  possible  unforeseen  political  developments  in  Iraq,  Turkey  and/or  Kurdistan  arrangements currently in place to export oil produced from the Atrush Block may not continue to be in effect.  Also, there remains an  on‐going risk that any renewed tensions in the regional political and security situation could have a material adverse effect on the financial  performance of ShaMaran.  ShaMaran in 2020 faced a liquidity problem but management successfully negotiated terms with our bondholders that have resulted in  a stronger financial position for the Company.  ShaMaran will continue to implement prudent management of its cashflow in 2021 with  an annual corporate budget of $5.6 million, a 30% reduction in spending over 2020.  Following the amendment of the ShaMaran bond terms in January 2021 the Company intends to use its free cash flow to buy its bonds  should commercially attractive rates be available in the market and as a result will be reducing its debt burden over the coming year, the  Company will update the market of such activity on a quarterly basis.  With the appointment in January 2021 of a new Minister for the Ministry of Natural Resources (“MNR”) of the KRG there are expectations  for the coming  year for continued stewardship  of the Kurdistan oil industry by  the MNR and  continued collegiality with the MNR to  address industry issues as they may arise.  With  the  exception  of  the  items  set  forth  above  together  with  the  risks  disclosed  in  the  Company’s  Annual  Information  Form  dated  March 3, 2021, management has not identified other trends or events that are expected to have a material adverse effect on the financial  performance of the Company.  For additional background and history on the Company’s Atrush ownership, please refer to the Company’s Annual Information Form for  the year ended December 31, 2020 , which is available for viewing both on the Company’s website at www.shamaranpetroleum.com and  on SEDAR at www.sedar.com, under the Company’s profile.  3              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Operations Overview  COVID‐19 Response  With the objectives of ensuring operations personnel safety and wellbeing as well as assuring business continuity, a COVID‐19 action plan  was implemented in February 2020. These policies and procedures initially looked to reduce exposure potential through;   Minimization and deferment of non‐critical field activities to reduce exposure potential;    Reduction to minimum staff levels with demobilization of non production‐critical staff; and  Extension of rotations due to curfews, closure of airports and governments‐imposed quarantines.  These initial actions enabled a secure foundation for ramping up field operations during Q3 and Q4 of 2020 with a view towards returning  to normal operational levels during 2021 with the resumption of the deferred capital programs through;   Quarantine procedures and testing implementation for all rotating staff, local nationals and expats;     Special measures taken to ensure staff wellbeing during extended rotations;  Field activities prepared with the consideration and minimization of exposure points as a primary concern; and   Preparation of a COVID‐19 compliant 2021 Work Plan & Budget (“WP&B”).  Reserves and Resources  Subsequent to year end, on February 15, 2021, the Company reported estimated reserves and contingent resources for the Atrush field  as at December 31, 2020, as reported by the Company’s independent reserves and resources evaluator, McDaniel.  Total field proven plus probable (“2P”) reserves on a Company gross basis for Atrush increased from 29.9 million barrels reported as at  December 31, 2019, to 30.3 million barrels as at December 31, 2020.  Total field unrisked best estimate contingent oil resources (“2C”)3 on a Company gross basis for Atrush decreased from the 2019 estimate  of 67.2 million barrels to 60.6 million barrels as at December 31, 2020.  Total discovered oil in place in the Atrush block is a low estimate of 1.7 billion barrels, a best estimate of 2.0 billion barrels and a high  estimate of 2.3 billion barrels.  For more information on reserves and resources, please reference our Form 51‐101 F1 Statement of Reserves Data and Other Oil and  Gas Information as at December 31, 2020 and available in the Company’s profile on SEDAR at www.sedar.com.  Production  Atrush average daily oil production – gross 100% field (Mbopd)  Atrush oil sales – gross 100% field (Mbbl)  ShaMaran’s entitlement in Atrush oil sales (Mbbl)  Atrush production for the year was up 39% over 2019 due to:  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  40.8  3,752  498  2019  41.7  3,832  508  2020  45.1  2019  32.4  16,508  11,823  2,158  1,450   Additional  production  from  new  wells  Chiya  Khere‐6,  Chiya  Khere‐10,  Chiya  Khere‐11,  Chiya  Khere‐12,  Chiya  Khere‐13  and  Chiya  Khere‐15;   Debottlenecking of the Atrush production facility; and   Expansion of the Early Production Facility (“EPF”).  Due  to  the  suspension  of  most  of  the  capital  programs  in  2020,  Atrush  was  unable  to  maintain  the  quarter‐on‐quarter  growth  in  production volumes achieved since field startup in 2017. Therefore, the Atrush production remained relatively flat Q4 2020 compared to  Q4 2019.  ShaMaran’s entitlement in oil sales, year on year, was up 49% from 2019 to 2020, due to the increased production capacity, mentioned  above and also the larger Atrush interest (27.6% vs 20.1%) from June 2019 onwards.  3 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. 4                                                                                 Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Field Development Planning   Progression of Atrush subsurface de‐risking continued in 2020 with latest revisions of static and  dynamic modelling  resulting in  joint  venture alignment to progress an Atrush “integrated oil column” development approach.  This approach anticipates full recovery of the  2P  oil  volumes,  full  recovery  of  the  2C  medium  oil  volumes  as  well  as  a  significant  recovery  of  the  2C  heavy  oil  volumes  through  a  continuation of the current conventional field development program.  Complete recovery of the 2C heavy oil volumes would likely be  associated with an Enhanced Oil Recovery (“EOR”) project, which will require future de‐risking to define the oil price environment at  which an EOR project becomes commercially viable in Atrush Block.   Due to the unprecedented volatility in oil prices during 2020, the planned amendment to the Atrush Field Development Plan (“FDP”) has  been deferred in order to allow oil prices to stabilize and to ensure all elements of the plan amendment that will be proposed will be  operationally and commercially optimized.  Operational Outlook  With improving oil prices in 2021 the Company anticipate a continuation of strong operating cash flow that will be supported with prudent  capital deployment in the coming year. The Company reiterates the guidance for 2021 provided in its news release of February 15, 2021,  as follows:   Resumption  of  suspended  2020  capital  program  with  Atrush  capital  expenditures  for  2021  planned  at  $53.2  million  ($14.7 million net to ShaMaran). This capital program includes:   Drilling and completion of one highly deviated production well (P‐117) with targeted offtake rates of over 4,000 bopd.  The P‐117 well will be drilled West‐South‐West from the Chamanke A pad and is expected to recover over 9MM stb  from the upper Jurassic reservoir; and  initiation  of  the  gas  solution  project  which  will  significantly  reduce  emissions  by  using  existing  infrastructure  to  generate  electrical  power  from  produced  gas.  As  the  Atrush  field  is  currently  dependant  on  rented  diesel‐fuelled  generators for all electrical power, this project will also therefore greatly enhance operating costs.      Resumption  of  deferred  drilling  and  completion  spending  in  2021  is  expected  to  generate  quarter‐on‐quarter  production  growth and Atrush field gross average daily production is therefore expected to range from 39,000 barrels of oil per day ("bopd")  to 44,000 bopd;  Atrush operating expenditure is forecast to be $80 million ($22 million net to ShaMaran) for 2021, in line with 2020 actual  operating costs; and  Atrush average lifting costs per barrel are estimated to range from $4.70 to $5.70. Atrush lifting costs are mainly fixed costs and  dollar‐per‐barrel estimates should decrease with increasing levels of production and operational efficiencies.  5              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  FINANCIAL REVIEW   Financial Results  Selected Quarterly Financial Information  The following is a summary of selected quarterly financial information for the Company:    USD Thousands   (except per share data)  Continuing operations:  Revenue  Cost of goods sold  Q4  2020  Q3  2020  Q2  2020  Q1  2020  Q4  2019  Q3  2019  Q2  2019  Q1  2019  14,081  15,358  7,393  19,841  24,345  18,804  15,071  12,071  (3,828)  (11,406)  (13,562)  (20,771)  (14,071)  (13,648)  (12,233)  (10,307)  General and admin expense  (2,115)  (1,678)  (2,512)  (1,876)  (2,975)  (1,881)  (1,996)  (1,580)  Share based payments  Depreciation and amortization  Impairment loss  Impairment loss – Trade  receivables  Finance cost   Finance income  Net gain on Atrush acquisition  Income tax expense  (258)  (54)  ‐  (3,201)  (283)  (52)  ‐  ‐  (406)  (50)  ‐  ‐  (716)  (49)  (116,164)  ‐  (205)  (46)  ‐  ‐  (339)  (52)  ‐  ‐  (400)  (3)  ‐  ‐  ‐  (2)  ‐  ‐  (6,441)  (4,654)  (5,469)  (5,479)  (5,507)  (5,402)  (5,449)  (9,067)  2  ‐  29  ‐  ‐  1  ‐  (18)  (26)  34  ‐  (31)  71  ‐  (26)  112  ‐  (14)  235  750  (43)  408  ‐  (18)  Net (loss)/Income  (1,785)  (2,733)  (14,631)  (125,211)  1,586  (2,420)  (4,068)  (8,495)  EBITDAX  6,614  8,707  (1,882)  6,613  14,833  9,424  6,536  5,585   Basic and diluted net inc /  (loss) in $ per share  (0.001)  (0.001)  (0.007)  (0.058)  0.001  (0.001)  (0.002)  (0.004)  Earnings before  interest, tax, depreciation, amortisation, and exploration expense (“EBITDAX”)4 is calculated as the net result before  financial items, taxes, depletion of oil and gas properties, impairment costs, depreciation and exploration expenses and adjusted for non‐ recurring profit/loss on sale of assets and other income. Explanations of the significant variances between periods are provided in the  following sections.  Summary of Principal Changes in the Fourth Quarter Financial Information  The  $1.8  million  net  loss  in  Q4  2020  was  primarily  driven  by  the  $3.2  million  provision  made  against  the  long‐term  receivables  and  financing costs of $6.4 million which relate mainly to the Company’s bonds. These costs were partly offset by a positive adjustment made  to the cumulative depletion costs in the quarter, due to the new reserves report figures.  The Company generated a strong $6.6 million of EBITDAX in the quarter, as explained in the following section, underlining the capacity  of the Company to generate positive operational cash in a lower oil price environment.  The income and expenses in the fourth quarter are explained in more detail along with the annual financial information in the following  sections.  4 Non‐IFRS measures do not have any standardized meaning prescribed by IFRS and are therefore unlikely to be comparable to similar measures presented  by other public companies. Non‐IFRS measures should not be considered in isolation or as a substitute for measures prepared in accordance with IFRS.  The Corporation uses non‐IFRS measures to provide investors with supplemental measures 6                                                                                                       Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Selected Annual Financial Information  The following is a summary of selected annual financial information for the Company:    USD Thousands   (except per share data)  Revenues  Cost of goods sold  General and administrative expense  Share based payments expense  Depreciation and amortisation expense  Impairment  Impairment loss – Trade receivables  Finance income  Finance cost   Net gain on Atrush acquisition  Income tax expense  (Loss) / income for the year  For the year ended December 31,  2020  2019  2018  56,673  (49,567)  (8,181)  (1,663)  (205)  (116,164)  (3,201)  5  (22,076)  ‐  (46)  (144,425)  70,291  (50,259)  (8,432)  (944)  (103)  ‐  ‐  790  (25,389)  750  (101)  (13,397)  69,600  (42,072)  (4,564)  ‐  (8)  ‐  ‐  2,091  (23,114)  ‐  (64)  1,869  Basic and diluted loss in $ per share:  (0.07)  (0.01)  ‐  Financial position – net book value of principal items  Property plant & equipment   Loans and receivables    Exploration and evaluation assets   Cash and other assets  Right of use asset  Total assets  Borrowings  Other liabilities  Shareholders’ equity  2020  146,046  68,069  70  28,989  199  243,373  (188,416)  (51,290)  3,667  As at December 31,  2019  207,903  77,317  67,649  15,837  309  369,015  (189,546)  (37,333)  142,136  2018  195,908  61,283  67,829  94,756  ‐  419,776  (236,717)  (28,860)  154,199  Common shares outstanding (x 1,000)  2,173,365  2,160,632  2,158,632  Summary of Principal Changes in Annual Financial Information  The net loss in 2020 of $144.4 million is attributable to a number of key drivers, several of which are no longer relevant going forward.   Oil sales at a significantly lower average annual oil price tightened the gross margin. An adjustment to the cumulative depletion costs,  due to the new reserves report figures, helped offset this negative. Significant higher management and consulting fees were incurred in  2020 related to the Company reviewing strategic and financial options to address the liquidity risk at the start of the year. An impairment  was made to oil and gas assets in the first quarter of 2020 due to the significant decline in world oil prices. At the end of 2020 a provision  was made against long‐term receivables in line with IFRS accounting, however, the full amount is expected to be recovered.   The income and expenses detail and the principal changes in annual financial information are further explained in the sections below.  7                                           Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  EBITDAX ‐ Non‐IFRS Measures  USD Thousands  Revenues  Lifting costs  Other costs of production  General and administrative expense  Share based payments  EBITDAX  Gross margin on oil sales   USD Thousands  Revenue from Atrush oil sales  Lifting costs  Other costs of production  Depletion costs  Cost of goods sold  Gross margin on oil sales  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  14,081  (5,279)  185  (2,115)  (258)  6,614  24,345  (5,624)  (708)  (2,975)  (205)  14,833  56,673  70,291  (23,154)  (21,640)  (3,623)  (8,181)  (1,663)  20,052  (2,897)  (8,432)  (944)  36,378  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  14,081  (5,279)  185  1,266  (3,828)  10,253  2019  2020  2019  24,345  (5,624)  (708)  (7,739)  (14,071)  10,274  56,673  70,291  (23,154)  (21,640)  (3,623)  (2,897)  (22,790)  (25,722)  (49,567)  (50,259)  7,106  20,032  Revenue from Atrush oil sales relates to the Company’s entitlement share of oil sales from the Atrush Block. The decrease in revenues  between  the  years  2020  and  2019  were  driven  by  lower  average  net  oil  prices  but  were  somewhat  offset  by  higher  average  daily  production (45.1 Mbopd vs 32.4 Mbopd). 2020 production was sold at an average net oil price of $26.26 per barrel after deducting $15.78  per barrel average discount for oil quality and transportation costs which compares, respectively, to $48.48 and $15.43 for oil sales made  in the year of 2019. The higher Atrush production resulted in increased revenues of $34.3 million (39%) which was offset by $47.9 million  of negative impact on revenues due to sales of oil at a lower average price by $22.22 per barrel. The significant decrease between the Q4  revenues was mainly due to the lower average net oil price by $19.65 per barrel, resulting in $9.8 million of the decrease.  Lifting costs are comprised of the Company’s share of expenses related to the production of oil from the Atrush Block including operation  and maintenance of wells and production facilities, insurance, and the Operator’s related support costs. The average lifting cost per barrel  of Atrush oil produced was $5.10 per barrel in Q4 2020 (Q4 2019: $5.32 per barrel). The decrease per barrel related to lower total lifting  costs which in Q4 2019 included additional costs to manage salt issues, water handling and well workovers.   For the year 2020 there was an 7% increase in total lifting costs over 2019 relating mainly to a full year at the higher working interest,  partially offset by reductions in production costs which were as a result of revised 2020 spending and less well workover costs in 2020.  Lifting costs averaged $5.08 per barrel over the year 2020 compared to $7.33 per barrel in the year 2019 and were within the 2020  updated guidance range which was $4.50 per barrel to $5.10 per barrel.  Other costs of production include the Company’s share of production bonuses paid to the KRG and other costs prescribed under the  Atrush PSC. Other costs of production in the year 2020 included $3.7 million due to the KRG for the Company’s share of the production  bonus related to cumulative oil production from Atrush of 25 million barrels which was reached in February 2020. 2019 other costs of  production mostly consisted of costs related to heavy oil extended well testing.  Depletion costs per entitlement barrel in Q4 2020 was negative $2.54 (Q4 2019: $15.23). The credit in the quarter is due to an increase  in reserves determined in the 2020 year‐end reserves report which spread depletion cost over more barrels and adjusted the cumulative  depletion cost.   Over the year 2020 the depletion cost per entitlement barrel averaged $10.56 per barrel compared to $17.74 per barrel in the year 2019.  The decrease is mainly due to the increase in reserves and the decrease of the asset base due to the quarter one impairment.   Gross margin on oil sales was similar in Q4 both years, however in Q4 2020 the lower revenues related to lower oil prices was offset by  the lower depletion costs due to the reserves adjustment mentioned above.   The gross margin was lower in 2020 by $12.9 million mainly because of the lower revenue driven by lower average net oil prices, offset  to an extent by the higher production in the year.   8                                      Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  General and administrative expense  USD Thousands  Salaries and benefits  Management and consulting fees  Legal, accounting and audit fees  General and other office expenses  Listing costs and investor relations  Travel expenses  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  1,266  1,645  449  177  128  89  6  684  216  172  43  215  3,671  2,700  894  463  341  112  4,244  2,269  793  441  277  408  General and administrative expense  2,115  2,975  8,181  8,432  The lower general and administrative expense incurred in the quarter and the year 2020 compared to the same period of 2019 was  principally due to reduced costs for personnel, salaries and benefits, and low travel costs due to COVID‐19. During the year 2020 the  Company incurred significant one‐off legal and consulting fees related to the Company reviewing strategic and financial options to address  the liquidity risk.   Share based payments expense  USD Thousands  Option expense  RSU expense  DSU expense / (recovery)  Total share‐based payments  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  199  132  (73)  258  141  61  3  205  1,269  347  47  1,663  653  92  199  944  The share‐based payments expense relates to the vesting of stock options, granted deferred share units (“DSUs”) and restricted share  units  (“RSUs”).  At  December  31,  2020  there  was  in  total  60,610,000  outstanding  stock  options  (December  31,  2019:  47,070,000),  28,693,333 RSUs (December  31, 2019:  11,660,000) granted to certain  senior officers and other  eligible persons  of the Company and  7,346,877 DSUs (December 31, 2019: 2,880,212) granted to ShaMaran’s non‐executive directors. Also refer to the discussion under the  “Outstanding share data, share units and stock options” section below.  Depreciation and amortization expense  USD Thousands  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  Depreciation and amortization expense  54  46  205  103  Depreciation and amortization expense correspond to cost of use of the office, furniture and IT equipment at the Company’s technical  and administrative offices located in Switzerland and Kurdistan. The increase from 2019 to 2020 in the year is due to the purchase of new  furniture and IT equipment in the newly leased Geneva office, during the second half of 2019, and the treatment of the Swiss office lease  under the new 2019 accounting standard IFRS 16 Leases. A right‐of‐use asset for the lease has been recognized on the balance sheet and  is depreciated over the term of the lease.  9                                                            Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Impairment loss  USD Thousands  Impairment loss  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  ‐  ‐  116,164  ‐  Due to the significant decline in world oil prices at the end of the first quarter of 2020 IFRS required that the Company undertake an  impairment assessment of the recoverability of the net book value of its oil and gas assets. Accordingly, in the first quarter the Company  recorded a $48.5 million impairment loss on the book value of PP&E relating to the Company’s Atrush 2P reserves base and a $67.6  million impairment loss on the book value of intangible exploration and evaluation costs relate to the Company’s Atrush 2C resource  base.  Refer to the “Capital Expenditures on Property, Plant & Equipment” and “Capital Expenditures on Intangible Assets” sections below  for additional information.  Impairment loss on trade receivables  USD Thousands  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  Impairment loss on trade receivables  3,201  ‐  3,201  ‐  At the end of 2020 a provision of $3.2 million was made against the long‐term receivables that represent the $41.7 million owed to the  Company  by  the  KRG  for  $34  million  of  deliveries  from  November  2019  to  February  2020  and  an  additional  $7.7  million  of  Atrush  Exploration Costs receivable invoiced over the same period. The provision reflects counterparty discounting and credit risk in order for  the receivables to be a reasonable approximation of their fair value in line with IFRS accounting, however the full amount is expected to  be recovered.  Finance income  USD Thousands  Interest on deposits  Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan   Interest on Atrush Development Cost Loan   Total finance income  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  2  ‐  ‐  2  66  4  1  71  5  ‐  ‐  5  375  173  242  790  Both the Atrush Development Cost Loan and the Atrush Feeder Pipeline Cost Loan were fully repaid in 2019.  Interest on deposits represents bank interest earned on cash, investments and restricted cash held in interest bearing funds. The decrease  in interest income reported to date in 2020 relative to the amount reported in 2019 is due to a higher level of interest‐bearing funds held  in 2019.  10                                Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Finance cost  USD Thousands  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  Interest charges on bonds at coupon rate  5,763  5,764  22,800  23,417  Amortization of the related party loan  Amortization of bond transaction costs  Bond remeasurement  Total borrowing costs  Foreign exchange loss  Lease – interest expense  Unwinding discount on decommissioning provision  Total finance costs before borrowing costs capitalized  Borrowing costs capitalized  Finance cost  590  159  ‐  ‐  33  ‐  6,512  5,797  106  4  (4)  6,618  (177)  6,441  91  1  (15)  5,874  (367)  5,507  1,132  375  (1,505)  22,802  171  12  (1)  22,984  (908)  22,076  ‐  848  2,131  26,396  55  2  (14)  26,439  (1,050)  25,389  Borrowing costs are capitalized where they are directly attributable to the acquisition of, and preparation for their intended use, Atrush  development assets. The significant decrease in capitalized borrowing costs in 2020, compared to 2019, is due to a significant number of  development projects having been completed for their intended use. All other borrowing costs are recognized in profit or loss in the  period in which they are incurred. For further information on the Company’s borrowings refer to the discussions in the section below  entitled “Borrowings” and “Loan from related party”.   Income tax expense  USD Thousands  Income tax expense  Three months ended Dec 31  Year ended Dec 31  2020  2019  2020  2019  (29)  26  46  101  Income tax expense relates to provisions for income taxes on service income generated in Switzerland which is based on costs incurred  in procuring the services. The decrease in tax expense reported 2020 compared to 2019 is primarily due to a reduction in the effective  tax rate in the Switzerland jurisdiction from 24% in 2019 to 13.7% in 2020. This correction was made in Q4 of 2020.   11                            Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Capital Expenditure  Capital Expenditures on Property, Plant & Equipment (“PP&E”)  The net book value of PP&E is principally comprised of development costs related to the Company’s share of Atrush PSC proved and  probable reserves as estimated by McDaniel. The movements in PP&E are explained as follows:  Year ended December 31, 2020  Year ended December 31, 2019  USD Thousands  Oil and gas  assets  Office  equipment  Total  Oil and gas  assets  Office  equipment  Total  Opening net book value  207,695  208  207,903  Additions   Atrush acquisition  9,520  ‐  2  ‐  9,522  ‐  195,897  25,971  11,549  11  195,908  224  26,195  ‐  11,549  Depletion and depreciation expense  (22,790)  (39)  (22,829)  (25,722)  (27)  (25,749)  Impairment  Net book value  (48,550)  145,875  ‐  (48,550)  ‐  ‐  ‐  171  146,046  207,695  208  207,903  During  the  12  months  of  2020  movements  in  PP&E  were  comprised  of  Atrush  block  development  cost  additions  of  $9.5  million  (2019: $37.7 million), which included capitalized borrowing costs of $908 thousand (2019: $1.0 million), net of depletion of $22.8 million  (2019: $25.7 million) and an impairment of $48.6 million (2019: $nil) which resulted in a net decrease to PP&E assets of $61.9 million.  Due to a significant decline in world oil prices in the first quarter of 2020 the Company conducted an impairment test as at March 31, 2020  to assess if the net book value of its oil and gas assets was fully recoverable. This led to a non‐cash impairment charge of $48.6 million  which is included in the statement of comprehensive income for the year ended December 31, 2020.  Capital Expenditures on Intangible Assets   The net book value of intangible assets at December 31, 2020 relates to computer software. The net book value at December 31, 2019  was principally comprised of exploration and evaluation (“E&E”) assets which represented the Atrush Block exploration and appraisal  costs related to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by McDaniel. The movements in Intangible assets  are explained as follows:  Year ended December 31, 2020  Year ended December 31, 2019  USD Thousands  Opening net book value  Addition / (reversal)  Amortization expense  Impairment loss  Net book value  E&E assets  67,616  ‐  ‐  (67,616)  ‐  Software &  Licences  33  51  (14)  ‐  70  Total  67,649  51  (14)  (67,616)  67,825  (209)  ‐  ‐  70  67,616  E&E assets  Software &  Licences  Total  67,829  (170)  (10)  ‐  67,649  4  39  (10)  ‐  33  During the year 2020 movements in E&E assets related to an impairment loss.   Due to a significant decline in world oil prices in the first quarter of 2020 the Company conducted an impairment test as at March 31, 2020  to assess if the net book value of its E&E assets was recoverable.  This led to a non‐cash impairment charge of $67.6 million which is  included in the statement of comprehensive income for the year ended December 31, 2020.  12                                            Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Financial Position and Liquidity  Loans and receivables  In November 2016 the Company entered into certain agreements with the KRG and other Atrush contractors for the reimbursement by  the KRG to the Non‐Government Contractors of certain costs incurred by KRG in the years 2013 through 2017 which were funded by the  Atrush Non‐Government Contractors.  The Atrush Exploration Costs receivable, which relates to a share of the KRG’s development costs  paid for on behalf of the KRG by ShaMaran prior to the year 2016 which, for the purposes of repayment, are governed under the Atrush  PSC and the related Facilitation Agreement and deemed to be Exploration Costs repaid through an accelerated petroleum cost recovery  arrangement based on an agreed amount of the KRG’s share of oil sales for each month’s deliveries.  At December 31, 2020, the Company had loans and receivables outstanding as follows:  USD Thousands  Accounts receivable on Atrush oil sales  Atrush Exploration Costs receivable  Provision for impairment  Total loans and receivables  For the year ended December 31  2019  2020  38,584  32,686  (3,201)  68,069  35,535  41,782  ‐  77,317  In the period from the balance sheet date up to the date of this MD&A the Company received $6.5 million in total payments for receivables  balances outstanding at December 31, 2020, comprised of $5.4 million in total payments for its entitlement share of oil sales for the  month of December 31, 2020 and $1.1 million in reimbursements of the Atrush Exploration Costs receivable.  The  KRG  has  committed  to  a  repayment  mechanism  for  the  $41.7  million  owed  to  the  Company  for  $34  million  of  deliveries  from  November 2019 to February 2020 and an additional $7.7 million of Atrush Exploration Costs receivable invoiced over the same period.  The Company remains  actively  engaged with  the  KRG  to improve the terms of  the repayment  mechanism. However,  since definitive  repayment terms have not yet been established, and the amount is dependent on the Brent oil price, this amount is presented net of a  provision  of  $3.2  million  to  reflect  discounting  and  credit  risk  and  is  a  reasonable  approximation  of  their  fair  value  in  line  with  IFRS  accounting, however the full amount is expected to be recovered.   Borrowings   The ShaMaran bonds have one amortization and carry 12% fixed semi‐annual coupon and mature on July 5, 2023. At December 31, 2020  there were $190 million of ShaMaran bonds outstanding.  On July 5, 2020, the Company and the Bond Trustee on behalf of the Bondholders executed an amendment and restatement agreement  as well as related supporting documentation which provided for principal changes to previously agreed bond terms as follows:   Full and final discharge of the liquidity guarantee given by Nemesia S.à.r.l. (“Nemesia”), a company controlled by a trust settled by  the estate of the late Adolf H. Lundin, agreed in favour of the Bond Trustee (for the benefit of the Bondholders) in consideration for  Nemesia making a payment of $22.8 million to the Company's Debt Service Retention Account ("DSRA");    $11.4 million of the amounts credited to the DSRA were used by the Company to pay the interest on the Bonds due on the interest  payment date in July 2020, the residual $11.4 million will remain in the DSRA as restricted cash to provide credit support for any  future  payment  obligations  of  the  Company  under  the  Bond  Terms.  These  funds  were  used  to  pay  coupon  interest  due  on  January 5, 2021;     The  Company's  obligations  to  make  the  $15  million  amortization  payment  due  on  July  5,  2020  has  been  deferred  until  December 5, 2021, and substituted with a cash sweep mechanism whereby the Company, on each interest payment date, will use  any amount exceeding a free cash amount of $15 million in repayment of the Bonds, and any amount of free cash so used to redeem  Bonds will correspondingly reduce the deferred amortization payment amount;  Temporary waiver until July 5, 2021 granted with respect to the existing breach of the financial covenant relating to the equity ratio;  and  In conjunction with the temporary waivers of the amortization payment requirement and financial covenant breach, the Bond Terms  were amended to provide for a put option in favour of the Bondholders to require that the Company purchase the Bonds (at par  plus accrued interest and the existing call premium) at any time on ten (10) business days' notice subject to the affirmative vote by  holders of 50.01% of the Bonds.  The amendments to the ShaMaran bonds agreement in July 2020, most notably the deferral of the $15 million amortization payment,  has resulted in changes to expected future cashflows related to the bonds and requires the Company, in accordance with IFRS 9 Financial  Instruments, to re‐measure the carrying value of the bond debt. The value of the ShaMaran bonds has been determined based on the  net present value of future cash flows, discounted at the original effective interest rate resulting in a gain of $1.5 million which has been  included as an offset to finance cost in the statement of comprehensive income in 2020.  As the put option is outside of management’s  control all of the borrowings have been classified as current.  13                Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  The movements in borrowings are explained as follows:  Opening balance  Interest charges at coupon rate  Amortization of bond transaction costs  Bond transaction costs  Bonds retired  Bond remeasurement  Payments to Bondholders – interest and call premiums  Ending balance  Current portion: borrowings  Current portion: accrued bond interest expense  Non‐current portion: borrowings  For the year ended December 31,  2020  2019  200,693  22,800  375  ‐  ‐  (1,505)  (22,802)  199,561  188,416  11,145  ‐  250,797  23,417  848  (150)  (50,000)  2,131  (26,350)  200,693  15,000  11,147  174,546  Loan from related party  On July 2, 2020 the Company announced full drawdown of the $22.8 million of funds from Nemesia for a full and final discharge of the  liquidity guarantee provided to the Bond Trustee on behalf of the bondholders by Nemesia on behalf of the Company to secure the  Company’s obligations under the ShaMaran bond agreement.  On July 5, 2020. $11.4 million of the funds were used to pay the July 2020  bond coupon interest payment of the same amount with the remaining $11.4 million deposited in the DSRA as restricted cash. These  funds were then used to pay bond coupon interest due on January 5, 2021.  In exchange for the drawdown of funds the Company has  agreed with Nemesia to repay the drawdown amount by July 2023, plus 5% interest and to issue common shares of the Company which  has resulted in a non‐current liability at the balance sheet date measured in accordance with IFRS as explained hereafter.   The Company is required to issue to Nemesia 50,000 shares of ShaMaran for each $500 thousand drawn down per month until the drawn  amount is repaid (the “Loan Shares”).  At the current full $22.8 million level of draw down the Company is required to issue to Nemesia  2,280,000 ShaMaran shares per month.  In addition, the Company is required to accrue interest on the amount due to Nemesia at an  annual rate of 5%. Repayment of the accrued interest and principal by the Company to Nemesia is payable on or before July 5, 2023 and  such claim for repayment is subordinated to all obligations under the Company's bond agreement.     In accordance with IFRS 9 Financial Instruments the liquidity guarantee is a compound financial instrument which has two parts: a liability  component and an equity component.  IAS 32 Financial Instruments Presentation requires that the component parts be accounted for  and presented separately.  The split is made at issuance and will not be revised for subsequent changes in market interest rates or share  prices.  The fair value of the liability component of $18.1 million at initial drawdown has been determined based on the net present value  of future cash flows, is amortized over the three‐year term using the effective interest rate of 13.19% and is presented on the balance  sheet as “loan from related party”.  The fair value of the equity component at initial drawdown of $4.7 million is presented on the balance  sheet as “loan share reserve”.  As Nemesia are issued the Company shares each month the Loan Share reserve value is transferred into  share capital on a straight‐line basis. During 2020 $655 thousand has been transferred into share capital.  The 2020 movements in the liquidity guarantee loan balance are explained as follows:  USD Thousands  For the year ended December 31, 2020  Opening balance  Cash received: full amount of the liquidity guarantee  FV of the equity component  Amortization of the liability component  Ending balance  Non‐current liability: loan from related party  ‐  22,800,000  (4,717,855)  1,132,450  19,214,595  19,214,595  14                    Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Liquidity and Capital Resources  USD Thousands  Selected liquidity indicators   Cash flow from operations   Cash in bank  Positive working capital  For the year ended December 31  2020  12,860  28,418  17,254  2019  14,629  15,530  36,822  Cash flow from operations of $12.9 million for the year ended December 31, 2020 is down by $1.8 million from $14.6 million reported  in the year 2019 principally due to $47.9 million relating to reduced margins on significantly lower oil prices (average netback price per  entitlement barrel $26.27 v $48.48) which has more than offset the $34.3 million of positive cash flow effects relating to higher production  (average daily production 45.1 Mbopd v 32.4 Mbopd).   Working capital at December 31, 2020 was positive $17.3 million compared to positive $36.8 at December 31, 2019.  The decrease in  working capital since December 31, 2019 is principally due to the delay in payments for November 2019 through February 2020 oil sales.  The overall cash position of the Company increased by $12.9 million during the twelve months of 2020, compared with a decrease of  $76.9 million during the same period of 2019. The decrease in 2019 is principally due to the repayment of $50 million of ShaMaran Bonds  in February 2019 and the total cash out of $27.2 million on the acquisition of an additional interest in Atrush completed in May 2019. The  main components of the movement in funds in 2020 were as follows:   The  operating  activities  of  the  Company  in  2020  resulted  in  an  increase  of  $12.9  million  in  the  cash  position  (2019:  increase  of  $14.6 million). The change in cash from operations is explained by the net loss of $144.4 million less $157.3 million of net positive  cash adjustments from working capital items, net borrowing costs and non‐cash expenses including the $116 million net loss on the  asset impairment and the $3.2 million net loss in the trade receivables impairment.   Net cash inflows to investing activities in 2020 were $0.2 million (2019: outflows of $15.1 million). Cash outflows from investing  activities in the year 2020 were comprised of $8.9 million for the investments in the Atrush Block development work program net of  cash inflows of $9.1 million in payments by the KRG of Atrush loans and receivables.   Net cash outflows from financing activities in the year were $0.1 million (2019: cash outflows of $76.4 million) and comprised of the  $22.8 million of cash inflows of the Nemesia guarantee drawdown, offset by $22.9 million of cash outflows, mainly the semi‐annual  interest payments to ShaMaran bondholders in January 2020 and July 2020.  The consolidated financial statements were prepared on the going concern basis which assumes that the Company will be able to realize  into the foreseeable future its assets and liabilities in the normal course of business as they come due. Refer also to the discussion in the  section below on “Risks and Uncertainties”.  Off Balance Sheet Arrangements  The Company has no off‐balance sheet arrangements.  Transactions with Related Parties   Nemesia, a company controlled by a trust settled by the estate of the late Adolf H. Lundin and a shareholder of the Company, funded its  $22.8 million liquidity guarantee on behalf of the Company in July 2020 and monthly thereafter receives 2,280,000 common shares of  the Company until such loan is repaid in full with 5% interest in July 2023.  Namdo  Management  Services  Ltd.,  a  private  corporation  affiliated  with  a  shareholder  of  the  Company,  has  charged  the  Company  $46 thousand in 2020 for corporate administrative support and investor relations services.  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.  15                              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Outstanding Share Data, Share Units and Stock options  Common shares   The  Company  had  2,175,868,201  outstanding  shares  at  December  31,  2020,  2,272,518,411  outstanding  shares  after  dilution  and  2,182,708,201 outstanding shares at the date of this MD&A.   Details of share issuance in 2020 and since December 31, 2020 are as follows:   11,400,000  common  shares  were  issued  in  2020  to  Nemesia  [in  accordance  with  the  loan  repayment  terms  between  the  Company and Nemesia]. The carrying value of the shares has been determined based on the total loan share reserve value and  is amortized over the three‐year life of the loan.  See “loan from related party”;   On August 12, 2020, 3,836,667 Restricted Share Units (“RSUs”) vested in accordance with the Company’s Share Unit Plan and  were issued to grantees of the 2019 RSU grant on September 25, 2020 (the “RSU Shares”). The carrying value of the RSU Shares  has been determined based on the Company’s average closing share price over the 5‐day period prior to the vesting date; and  6,840,000 common shares have been issued in quarter one 2021 to Nemesia.   Share units and Stock options  The Company has established share unit plan and a stock 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. Under the share unit plan the  Company may grant performance share units (“PSU”), and restricted share units (“RSU”). As at December 31, 2020 and the date of this  MD&A there are no PSUs outstanding.  A deferred share unit (“DSU”) plan exists for non‐executive directors of the Company.  On March 3, 2020, the Company granted  (i) (ii) (iii) 21,250,000  RSUs  to  certain  senior  officers  and  other  eligible  persons  of  the  Company  at  a  grant  date  share  price  of  CAD 0.06.  In  2020  a  total  of  380,000  RSU’s  were  cancelled  due  to  the  end  of  service  of  a  plan  participant,  a  total  of  3,836,667 RSUs vested and the same quantity of shares were issued to plan participants. The Statement of Comprehensive  Income includes RSU related charges of $347 thousand (2019: $92 thousand) for the year 2020 relating to 2020 and 2019  RSU grants;  4,466,665  of  DSUs  to  non‐executive  directors.    In  2019  a  total  of  3,600,265  DSUs  were  granted.  The  total  DSU  grants  resulted in charges to the Statement of Comprehensive Income of $47 thousand for the year 2020 (2019: $199 thousand).  The carrying amount of the DSU liability at December 31, 2020 is $202 thousand.   35,840,000 stock options to certain senior officers and other eligible persons of the Company.  In 2020 a total of 22,000,000  stock options expired and 300,00 were cancelled due to the end of service of a grantee.   At December 31, 2020 there were 60,610,000 stock options outstanding under the Company’s employee incentive stock option plan.  No  stock options were exercised in 2020 (year 2019: nil).  The Company has no warrants outstanding.  Movements in the Company’s outstanding options and share units in the year are explained as follows:   At December 31, 2019  Granted in the period  Expired/cancelled in the period  RSU Shares issued in the period  At December 31, 2020  Quantities vested and unexercised:    At December 31, 2019   At December 31, 2020  Number of  share options   outstanding  Number of  RSUs  outstanding  Number of  DSUs  outstanding  47,070,000  35,840,000  (22,300,000)  ‐  60,610,000  30,356,662  28,950,000  11,660,000  21,250,000  (380,000)  (3,836,667)  28,693,333  ‐  ‐  2,880,212  4,466,665  ‐  ‐  7,346,877  2,880,212  7,346,877  16                Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Contractual Obligations and Commitments   Atrush Block Production Sharing Contract  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, 2020, the outstanding commitments of the Company were as follows:  For the year ended December 31,  USD Thousands  Atrush Block development   Corporate office and other  Total commitments  2021  36,793  146  36,939  2022  2023  Thereafter  166  57  223  166  ‐  166  1,490  ‐  1,490  Total  38,615  203  38,818  Amounts relating to Atrush Block development represent the Company’s unfunded paying interest share of the approved 2021 work  program and other obligations under the Atrush PSC.   Under  the  terms  of  the  Atrush  PSC  the  Company  will  owe  a  share  of  production  bonuses  payable  to  the  KRG  when  cumulative  oil  production  from  Atrush  reaches  production  milestones  defined  in  the  Atrush  PSC.  The  remaining  production  bonus  payable  is  $23.3  million at the 50 million barrel milestone (ShaMaran share: $6.43 million) and will not be cash settled but is to be treated as an offset  against amounts owed to ShaMaran currently by the KRG under the proposed repayment mechanism. This final production milestone is  expected to be achieved during the second half of 2021.  Critical Accounting Policies and 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 at the date of the  financial statements and affect the reported amounts of revenues and expenses during the period. Specifically, estimates are utilized in  calculating depletion, asset retirement obligations, fair values of assets on acquisition of control, share‐based payments, amortization  and impairment write‐downs as required. Actual results could differ from these estimates and differences could be material.   Significant Accounting Policies  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January 1, 2020 that would  have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  New Accounting Standards Issued but not yet applied  There are no new accounting standards which will come into effect for annual periods beginning on or after January 1, 2021, that would  be expected to have a material impact on the entity in the current or future reporting periods and on foreseeable future transactions.  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 capitalized and subject to annual impairment assessment.  Exploration well costs are initially capitalized 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 capitalized if sufficient progress is being made to assess  the reserves and economic viability of the well or related project.   Capitalized 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 amortized 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;  17                  Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020   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; and   A significant downwards revision in estimated volumes or an upward revision in future development costs.  For 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.  In 2020, all of the Company’s development activities are conducted jointly with others.  18        Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  RESERVES AND RESOURCE ESTIMATES   The  Company  engaged  McDaniel  to  evaluate  100%  of  the  Company’s  reserves  and  resource  data  as  at  December  31,  2020.  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 COGEH.  The Company’s crude oil reserves as at December 31, 2020 were, based on the Company’s working interest of 27.6 % in the Atrush Block,  estimated to be as follows:  Company estimated reserves (diluted)  As at December 31, 2020  Proved  Developed  Proved  Undeveloped  Total  Proved  Probable  Total  Proved &  Probable  Total Proved,  Probable &  Possible  Possible  Light/Medium Oil (Mbbl)(1)  Gross (2)  Net (3)  Heavy Oil (Mbbl) (1)  Gross (2)  Net (3)  9,254  5,089  1,823  1,003  4,929  2,654  957  515  14,184  7,743  9,982  5,341  24,165  13,084  10,142  4,819  34,307  17,904  2,780  1,518  3,382  1,819  6,162  3,337  3,253  1,577  9,416  4,914  Notes:  (1) The Atrush Field contains crude oil of variable density. Fluid type is classified according to COGEH: Light/Medium Oil is based on density less than 920 kg/m3  and Heavy Oil is between 920 and 1000 kg/m3.  (2) Company gross reserves are based on the Company’s 27.6 % 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 at December 31, 2020, were estimated to be as follows:  Company estimated contingent resources (diluted) (1) (2)(4)(5)  As at December 31, 2020  Light/Medium Oil (Mbbl) (3)  Gross (Development On Hold)  Gross (Development Not Viable)  Heavy Oil (Mbbl) (3)  Gross (Development On Hold)  Gross (Development Not Viable)  Gross Total  Natural Gas (MMcf)  Gross  Low Estimate  (1C)  Best Estimate  (2C)  High Estimate  (3C)  Risked Best     Estimate  3,407  0  5,965  21,822  27,787  8,300  0  11,510  40,832  52,342  11,559  0  27,282  46,994  74,276  5,810  0  12,140  5,393  10,127  14,393  506  Notes:  (1) Company gross interest resources are based on a 27.6 % 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 contingent resources.      (3) The Atrush Field contains crude oil of variable density. Fluid type is classified according to COGEH: Light/Medium Oil is based on a density less than 920 kg/m3  and Heavy Oil is between 920 and 1000 kg/m3.  (4) The “Risked Best Estimate” contingent resources account for 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  70 %  for  the  Light/Medium  and  Heavy  Crude  Oil  Development  On  Hold  contingent  resources,  10  %  for  the  Heavy  Oil  Crude  Oil  Development  Not  Viable  contingent resources and 5 % for the Natural Gas.  (5) The contingent resources are sub‐classified as “development unclarified” with an “undetermined” economic status.  The  contingent  resources  represent  the  likely  recoverable  volumes  associated  with  further  phases  of  development  during  Phase  1  (“Development  On  Hold”)  which  differ  from  reserves  mainly  due  to  the  uncertainty  over  the  future  development  plan  which  will  be  associated with an increase in the oil price from 2020 levels (“Development Not Viable”).  Prospective resources have not been re‐evaluated since December 31, 2013.  19                                              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Risks in estimating resources  There are 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  after 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  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 early production stage and, as such, additional information must be obtained by further 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 capitalization.   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, related party loan, 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 at Amortized Cost – Assets that are held for collection of contractual cash flows where those cash flows represent  solely payments of principal and interest. This includes the Company’s loans and receivables which consist of fixed or determined  cash flows related solely to principal and interest amounts or contractual sales of oil. The Company’s intent is to hold these receivables  until cash flows are collected. Financial assets at amortized cost are recognized initially at fair value, net of any transaction costs  incurred and subsequently measured at amortized cost using the effective interest method. The Company recognizes a loss allowance  for any expected credit losses on a financial asset that is measured at amortized cost.   Financial Assets at Fair Value through Profit or Loss (“FVTPL”) – Financial assets measured at FVTPL are assets which do not qualify as  financial assets at amortized cost or at fair value through other comprehensive income. The Company does not currently have any  financial assets measured at FVTPL.   Financial Liabilities at Amortized Cost – Financial liabilities are measured at amortized cost using the effective interest method, unless  they are required to be measured at FVTPL, or the Company has opted to measure them at FVTPL. Borrowings and accounts payable  are recognized initially at fair value, net of any transaction costs incurred, and subsequently at amortized cost using the effective  interest method.    Financial Liabilities at FVTPL – Financial liabilities measured at FVTPL are liabilities which include embedded derivatives and cannot  be classified as amortized cost. The Company does not currently have any financial liabilities measured at FVTPL.  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.  20              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  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 is a risk as 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 characterized 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 Dated 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.   The Company does not hedge against commodity price risk.  Foreign currency risk is a risk due to the substantial portion of the Company’s operations require purchases denominated in USD, which  is the functional and reporting currency of the Company and 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.  Interest rate risk is a risk due to a fluctuation in short‐term interest rates as the Company earns interest income at variable rates on its  cash and cash equivalents.  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.  ShaMaran  is  leveraged  through  bond  financing  at  the  corporate  level.   However,   the  Company  is  not  exposed  to  interest  rate  risks  associated with its bonds as the interest rate is fixed until July 2023.  Credit risk is a 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, loans and 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 recognized bond rating service.  The  carrying  amounts  of  the  Company’s  financial  assets  recorded  in  the  consolidated  financial  statements  represent  the  Company’s  maximum exposure to credit risk.  Liquidity risk is a risk that the Company will have difficulties meeting its financial obligations as they become due. In common with many  oil and gas companies, the Company raises financing for its development activities in discrete tranches 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 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  authorizations  for  expenditure  on  both  operating  and  non‐operating  projects  to  further  manage  capital  expenditures.  21          Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  RISK AND UNCERTAINTIES   ShaMaran is engaged in the 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.  Additional  risks  and  uncertainties  not  presently  known  to  the  management of the Company or that management of the Company presently deem to be immaterial may also impair the business and  operations of the Company and cause the price of the shares in the Company to decline.  If any of the risks described below materialize  the effect on the Company’s business, financial condition or operating results could be materially adverse.  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”, “Financial Instruments” and “Cautionary Statement Regarding Forward‐Looking Information” sections of this MD&A, as  well as to the “Risk Factors” section of the Company’s 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.  Impact of COVID‐19  The Covid‐19 virus and the restrictions and disruptions related to it have had a drastic adverse effect on the world demand for, and prices  of, oil and gas as well as the market price of the shares of oil and gas companies generally, including ShaMaran’s common shares.  There  can be no assurance that these adverse effects will not continue or that commodity prices will not decrease or remain volatile in the  future.  These factors are beyond the control of the Company and it is difficult to assess how these, and other factors, will continue to  affect ShaMaran and the market price of ShaMaran’s common shares.  In light of the current situation, as at the date of this MD&A, the  Company continues to review and assess its business plans and assumptions regarding the business environment, as well as its estimates  of future production, cash flows, operating costs and capital expenditures.  The  current  and  any  future  Covid‐19  outbreaks  may  increase  ShaMaran’s  exposure  to,  and  magnitude  of,  each  of  the  risks  and  uncertainties identified below that result from a reduction in demand for oil and gas consumption and/or lower commodity prices and/or  reliance on third parties.  The extent to which Covid‐19 impacts ShaMaran’s business, results of operations and financial condition will  depend on future developments, which are highly uncertain and are difficult to predict, including, but not limited to, the duration and  spread of the current and any future Covid‐19 outbreaks, their severity, the actions taken to contain such outbreaks or treat their impact,  and how quickly and to what extent normal economic and operating conditions resume and their impacts to ShaMaran’s business, results  of operations and financial condition which could be more significant in upcoming periods as compared with  previous periods.  Even  after the Covid‐19 outbreaks have subsided, ShaMaran may continue to experience materially adverse impacts to its’ business as a result  of the global economic impact.  As a result of these developments ShaMaran announced revised 2020 Atrush spending plans in April 2020 and actual 2020 spending was  in line with the revised plans.  ShaMaran will continue to monitor this situation and work to adapt its business to further developments  as determined necessary or appropriate.  Political and Regional Risks  International  operations  of  oil  and  gas  companies  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,  nationalization,  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 KRG’s ability to export oil,  and  the  imposition  of  currency  controls.  The  materialization  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 in Kurdistan and Iraq where ShaMaran’s assets and operations are located. While Kurdistan is a federally recognized  semi‐autonomous  political  region  in  Iraq,  ShaMaran’s  business  in  Kurdistan  may  be  influenced  by  political  developments  between  Kurdistan and the Iraq Federal Government, as well as political developments of neighbouring states within the 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.   There  is  a  risk  that  levels  of  authority  of  the  KRG,  and  corresponding  systems  in  place,  could  be  transferred  to  the  Iraq  Federal  Government.  Changes to the incumbent political regime could result in delays in operations and additional costs 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. Refer also to the discussion in the section below under “Risks associated with petroleum contracts in  Kurdistan.”  International boundary disputes involving Kurdistan even though it is recognized 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 Iraq Federal Government and the  KRG.  There have been unresolved differences between the KRG and the Iraq Federal Government regarding certain areas which are  commonly  known  as  “disputed  territories”.    The  Company  believes  that  its  current  area  of  operation  is  not  within  the  “disputed  territories”.  22                      Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Industry and Market Risks   Exploration, development and production risks are inherent in ShaMaran’s business and also the 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, blow‐outs, 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 clean‐up, 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 in 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  COVID‐19’s  adverse  effect  on  global  supply  and  demand  balances,  actions  taken  (or  not  taken)  by  the  Organization of the Petroleum Exporting Countries Plus, and ongoing global credit and liquidity concerns. This volatility may affect the  Company's ability to obtain equity or debt financing on acceptable terms.  Competition in the petroleum industry is intense 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 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 to continue ShaMaran’s success depends in large measure on certain key personnel, officers 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 its business.  Business Risks  Risks associated with petroleum contracts in Kurdistan stem from the Iraq oil ministry’s historical disputes over 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 asset.  The KRG has consistently  disputed such claims and has maintained that the Kurdistan PSCs are compliant with the Iraq constitution.  There is currently 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 enforceable remedies.  The Company believes that it has valid title to its oil and gas  asset in Kurdistan and the right to develop and produce oil and gas from such asset 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 the asset held, and or increasing the  obligations required, under the Atrush PSC.   Government  regulations,  licenses  and  permits  may  affect  the  Company  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.  However, the Company has no reason to believe at this time that the fiscal stability clause set forth in Article  42 of the Atrush PSC would not be honored by the KRG in the future.  Marketing, markets and transportation for the export of oil and gas deliveries from Kurdistan remains subject to uncertainties which  could negatively impact on ShaMaran’s ability to deliver Atrush oil for export by the KRG and to receive payments from the KRG relating  to such deliveries for export.  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 sell Atrush oil  and receive full payment for all deliveries of Atrush oil.   23              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Payments to IOCs for oil deliveries to the KRG for export have since 2Q 2020 and beyond been consistent.  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.  KRG paying interest in Atrush Block commenced with the exercise by the KRG of its back‐in right under the terms of the Atrush PSC.  The  KRG  has,  since  the  commencement  of  oil  production  exports  from  Atrush  Block,  paid  for  its  share  of  project  development  costs  in  connection with the payment cycle for oil deliveries except for the four‐month period of November 2019 to February 2020.  While a  mechanism exists for the recovery of such unpaid cash calls, expected to be satisfied in April 2021, there is a risk that the Non‐Government  Contractors in Atrush may again be exposed to funding the KRG 25% share of future Atrush costs.  Default under the Atrush PSC and Atrush JOA if the Company fails to meet its obligations under the Atrush PSC and/or Atrush Block joint  operating agreement (“Atrush JOA”) which could result in adverse effects to the Company’s business including, but not limited to, a loss  of  the  Company’s  rights  and  interests  in  Atrush  Block,  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’s legal system is a less developed legal system than that found in many more established oil producing areas in the world.  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 enforcement 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 Kurdistan government  authority of an agreement in which ShaMaran holds an interest.   Enforcement of judgments in foreign jurisdictions since 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 to be conducted in England.  However, the enforcement of any judgments thereunder against a losing counterparty will be a matter of the laws of the jurisdictions  where such losing counterparty is domiciled.  Change of control in respect of the Atrush PSC includes if a change of voting majority in the Contractor, or in a parent company occurs,  provided the value of the interest in the Atrush Block represents more than 50% of the market value of assets in the party.  Due to the  limited  amount of other assets held by the Company  this will  apply to a  change of control  in GEP or to ShaMaran as its  sole parent  company.  A Change of control requires the consent of the KRG or it will trigger a default under the Atrush PSC and potential termination  of GEP’s interest in Atrush PSC if not remedied in the cure period of time specified.   Project and Operational Risks   Shared ownership and dependency on partners as ShaMaran’s operations are conducted together with the Atrush Operator and the  KRG in accordance with the terms of the Atrush PSC, Atrush JOA and the Atrush Facilitation Agreement (entered into in November 2016).  As a result, ShaMaran has limited ability to exercise a veto over most Atrush operations or their associated costs and this could adversely  affect ShaMaran’s financial performance.  If the Atrush Operator or the KRG fail to perform, ShaMaran may, among other things, risk  losing rights or revenues or incur additional obligations or costs to itself perform in place of its partners.  If a dispute would arise with the  Atrush Operator or the KRG such dispute may have significant negative effects on the Company’s financial performance.   Security  risks  in  Kurdistan  and  other  parts  of  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 Atrush  operations and ultimately result in significant losses to the Company.  In 2020 there have been no significant security incidents in the  Atrush Block.   Risks relating to infrastructure may occur as the Company is dependent on access to available and functioning infrastructure (including  third party services in Kurdistan) relating to the Atrush Block, 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 Atrush joint venture, the  Atrush operations may be significantly hampered which could result in lower production and sales and or higher costs.  Environmental regulation and liabilities regarding 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  Kurdistan.  During the times the Company had exploration operations it implemented health, safety and environment policies since its  incorporation, complied with industry environmental practices and guidelines for its operations wherever located and, to its knowledge  and belief, the Atrush operations in Kurdistan is currently in compliance with these obligations in all material aspects.  Environmental  protection requirements have not, to date, had a significant effect on the capital expenditures and competitive position of ShaMaran.   Future changes in environmental or health and safety laws, regulations or community expectations governing the Company’s operations  could result in adverse effects to the Company’s business including, but not limited to, increased monitoring, compliance and remediation  costs and or costs associated with penalties or other sanctions imposed on the Company for non‐compliance or breach of environmental  regulations.   Risk relating to community relations / labor disruptions as the Company’s operations may be in or near communities that may regard  operations as detrimental to their environmental, economic or social circumstances.  Negative community reactions and any related labor  disruptions or disputes could increase operational costs and result in delays in the execution of projects.   24            Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Petroleum Costs and cost recovery are defined under the terms of the Atrush PSC which provide the KRG the right to conduct an audit  to verify the validity of incurred petroleum costs which the Atrush 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 yet taken place regarding  the Atrush Petroleum Costs.  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  may  cause  the  Company  to  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.   Uninsured  losses  and  liabilities  may  occur  even  though  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 third party services are crucial for progressing Atrush development activities, such as drilling and related  equipment and qualified staff in the areas where such activities are or will be conducted.  Shortages of such equipment or staff may affect  the availability of such equipment for Atrush operations and may delay and or increase the cost of the Atrush development activities.   Financial and Other Risks   Financial statements prepared on a going concern basis under which an entity is able to realize its assets and satisfy its liabilities in the  ordinary course of business.  Management has made assumptions regarding projected oil sale volumes and pricing, and the timing and  extent of capital, operating, and general and administrative expenditures.  Should production be materially less than anticipated or in  case there are extended delays to the forecasted receipt of cash from the sale of oil exports or in the magnitude of those cash receipts,  which are under the control of the KRG, and the Company was unable to defer certain planned cost activities, the Company could require  additional liquidity to fund the forecasted Atrush operating and development costs and its commitments under the bond agreement in  the next 12 months.  The Company’s future operations may be dependent upon certain factors such as the identification and successful  completion of additional equity or debt financing or the re‐financing or restructuring of the Company’s current debt and the continued  achievement of profitable operations. There can be no assurances that the Company will be successful in completing additional debt or  equity financing or re‐financing  or achieving continued 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 in the future for the development and production of oil and gas in Atrush Block.  ShaMaran’s results  could impact its access to the capital necessary to participate in 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.  Dilution may occur if the Company makes future acquisitions or enters into financings or other transactions involving the issuance of  additional 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.   Changes in tax legislation or tax practices applicable to the Company due to its entities incorporated and resident for tax purposes in  Canada, the Cayman Islands, the Kurdistan Region of Iraq, Switzerland and the United States of America 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 its existing business 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 may impact the Company’s future ability to secure financing to grow its business. The uncertainty which  periodically affects financial markets 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 may result ascertain 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 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 thereto.   25              Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  Risks Related to the Company’s Bonds   Possible termination of Atrush PSC / bond agreements in event of default scenario should ShaMaran default its obligations under the  bond agreement ShaMaran 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 the prescribed benefits to ShaMaran limited.  In addition, should ShaMaran default its obligations  under the Atrush PSC and/or Atrush JOA, with the effect that the rights of ShaMaran under these contracts may be terminated or limited,  ShaMaran may also default in respect of its obligations under the bond agreement.  Either default scenario could result in the cessation  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 bond indebtedness or to refinance its obligations under the bond agreement will depend on ShaMaran’s financial and  operating performance which, in turn, will be subject to prevailing economic and competitive conditions beyond ShaMaran’s control.  It  is possible that ShaMaran’s activities will not generate sufficient funds to make the required interest payments which could, among other  things, result in an event of default under the bond agreement.  Significant operating and financial restrictions are set out in the terms and conditions of the bond agreement regarding ShaMaran’s and  the Guarantors’ activities which restrictions may prevent ShaMaran and the Guarantors from taking actions that it believes would be in  the best interest of ShaMaran’s business and may make it difficult for ShaMaran 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 ShaMaran is unable to comply with the terms of the bond agreement.  A breach of any of the covenants  and restrictions could result in an event of default under the bond agreement.  Mandatory prepayment events are set out in the terms of the bond agreements on the occurrence of certain specified events, including  if (i) the ownership in the Atrush Block is reduced to below 27.6% or (ii) an event of default occurs under the bond agreement or (iii) the  affirmative vote of 50.1% of the bondholders exercise the put option.  Following an early redemption after the occurrence of a mandatory  prepayment event, it is possible that ShaMaran 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 agreement.  DISCLOSURE CONTROLS AND INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING  Disclosure controls and procedures have been designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed by  the  Corporation  in  its  annual  filings,  interim  filings  or  other  reports  filed  or  submitted  by  it  under  securities  legislation  is  recorded,  processed, summarized and reported within the time periods specified in the securities legislation. Management, under the supervision  of  the  Chief  Executive  Officer  and  the  Chief  Financial  Officer,  is  responsible  for  the  design  and  operation  of  disclosure  controls  and  procedures.  Design of internal controls over financial reporting is the responsibility of Management to provide reasonable assurance regarding the  reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with IFRS. However, due  to inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect all misstatements and fraud. There have been  no  material  changes  to  the  Company’s  internal  control  over  financial  reporting  during  the  three  and  twelve  month  periods  ended  December  31,  2020,  that  have  materially  affected,  or  are  reasonably  likely  to  materially  affect,  the  Company’s  internal  control  over  financial reporting.  26                Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  CAUTIONARY STATEMENT REGARDING FORWARD LOOKING INFOMATION  This report contains statements and information about expected or anticipated future events and financial results that are forward‐ looking in nature and, as a result, are subject to certain risks and uncertainties, such as legal and political risk, civil unrest, general  economic,  market  and  business  conditions,  the  regulatory  process  and  actions,  technical  issues,  new  legislation,  competitive  and  general  economic  factors  and  conditions,  the  uncertainties  resulting  from  potential  delays  or  changes  in  plans,  the  occurrence  of  unexpected events and management’s capacity to execute and implement its future plans.   The Covid‐19 virus and the restrictions and disruptions related to it have had a drastic adverse effect on the world demand for, and prices  of, oil and gas as well as the market price of the shares of oil and gas companies generally, including the Company’s common shares.  There  can be no assurance that these adverse effects will not continue or that commodity prices will not decrease or remain volatile in the future.   These factors are beyond the control  of  ShaMaran and it is  difficult to  assess how  these,  and other factors,  will  continue to affect the  Company and the market price of ShaMaran’s common shares.  In light of the current situation, as at the date of this news release, the  Company continues to review and assess its business plans and assumptions regarding the business environment, as well as its estimates of  future production, cash flows, operating costs and capital expenditures.  Any statements  that are  contained  in this report  that  are  not  statements  of  historical  fact  may  be  deemed  to  be  forward‐looking  information.  Forward‐ looking information typically contains statements with words such as "may", "will", "should", "expect", "intend",  "plan", "anticipate", "believe", "estimate", "projects", "potential", "scheduled", "forecast", "outlook", "budget" or the negative of those  terms or similar words suggesting future outcomes.  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.  Actual results may differ materially from those projected by management.  Further, any forward‐looking information is made only as of  a certain date and the Company undertakes no obligation to update any forward‐looking information or statements to reflect events  or circumstances after the date on which such statement is made or reflect the occurrence of unanticipated events, except as may be  required by applicable securities laws.  New factors emerge from time to time, and it is not possible for management of the Company to  predict all of these factors and to assess in advance the impact of each such factor on the Company’s business or the extent to which  any  factor,  or  combination  of  factors,  may  cause  actual  results  to  differ  materially  from  those  contained  in  any  forward‐looking  information.  RESERVES AND RESOURCE ADVISORY   ShaMaran's reserve and contingent resource estimates are as at December 31, 2020 and have been prepared and audited in accordance  with  National  Instrument  51‐101  Standards  of  Disclosure  for  Oil  and  Gas  Activities  ("NI  51‐101")  and  the  COGE  Handbook.   Unless   otherwise stated, all reserves estimates contained herein are the aggregate of "proved reserves" and "probable reserves", together also  known as "2P reserves".  Possible reserves are those additional reserves that are less certain to be recovered than probable reserves.  There is  a 10%  probability that the  quantities  actually recovered will equal or exceed the sum of proved plus probable plus possible  reserves.  Contingent  resources  are  those  quantities  of  petroleum  estimated,  as  at  a  given  date,  to  be  potentially  recoverable  from  known  accumulations  using  established  technology  or  technology  under  development  but  are  not  currently  considered  to  be  commercially  recoverable due to one or more contingencies. Contingencies may include factors such as economic, legal, environmental, political and  regulatory matters or a lack of markets. There is no certainty that it will be commercially viable for the Company to produce any portion  of the contingent resources.  BOEs may be misleading, particularly if used in isolation.  A BOE conversion ratio of 6 Mcf per 1 Bbl is based on an energy equivalency  conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead.  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.  The Company plans to publish on May 6, 2021 its financial statements for the three months ended March 31, 2021.  27                        Management’s Discussion and Analysis  For the three months ended and year ended December 31, 2020  OTHER SUPPLEMENTARY INFORMATION  Abbreviations  CAD  CHF  EUR  USD  Canadian dollar  Swiss Franc  Euro  US dollar  Oil related terms and measurements  bbl  boe  boepd  bopd  Mbbl  MMbbl  Mboe  Mboepd  Mbopd  MMboe  Barrel (1 barrel = 159 litres)  Barrels of oil  equivalents  Barrels of oil equivalents per  day  Barrels of oil per  day  Thousand barrels  Million barrels  Thousand barrels of oil equivalents   Thousand barrels of oil equivalents per day  Thousand barrels of oil per day  Million barrels of oil equivalents  28                      Independent auditor’s report To the Shareholders of ShaMaran Petroleum Corp. Our opinion In our opinion, the accompanying consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of ShaMaran Petroleum Corp. and its subsidiaries (together, the Company) as at December 31, 2020 and 2019, and its financial performance and its cash flows for the years then ended in accordance with International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board (IFRS). What we have audited The Company’s consolidated financial statements comprise: (cid:120) (cid:120) (cid:120) (cid:120) (cid:120) the consolidated statement of comprehensive income for the years ended December 31, 2020 and 2019; the consolidated balance sheet as at December 31, 2020 and 2019; the consolidated statement of cash flows for the years then ended; the consolidated statement of changes in equity for the years then ended; and the notes to the consolidated financial statements, which include significant accounting policies and other explanatory information. Basis for opinion We conducted our audit in accordance with Canadian generally accepted auditing standards. Our responsibilities under those standards are further described in the Auditor’s responsibilities for the audit of the consolidated financial statements section of our report. We believe that the audit evidence we have obtained is sufficient and appropriate to provide a basis for our opinion. Independence We are independent of the Company in accordance with the ethical requirements that are relevant to our audit of the consolidated financial statements in Canada. We have fulfilled our other ethical responsibilities in accordance with these requirements. 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Material uncertainty related to going concern We draw attention to Note 2 in the consolidated financial statements, which describes events or conditions that indicate the existence of a material uncertainty that may cast significant doubt about the Company’s ability to continue as a going concern. Our opinion is not modified in respect of this matter. Other information Management is responsible for the other information. The other information comprises the Management’s Discussion and Analysis and the information, other than the consolidated financial statements and our auditor’s report thereon, included in the annual report. Our opinion on the consolidated financial statements does not cover the other information and we do not express any form of assurance conclusion thereon. In connection with our audit of the consolidated financial statements, our responsibility is to read the other information identified above and, in doing so, consider whether the other information is materially inconsistent with the consolidated financial statements or our knowledge obtained in the audit, or otherwise appears to be materially misstated. If, based on the work we have performed, we conclude that there is a material misstatement of this other information, we are required to report that fact. We have nothing to report in this regard. Responsibilities of management and those charged with governance for the consolidated financial statements Management is responsible for the preparation and fair presentation of the consolidated financial statements in accordance with IFRS, 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. In preparing the consolidated financial statements, management is responsible for assessing the Company’s ability to continue as a going concern, disclosing, as applicable, matters related to going concern and using the going concern basis of accounting unless management either intends to liquidate the Company or to cease operations, or has no realistic alternative but to do so. Those charged with governance are responsible for overseeing the Company’s financial reporting process. 30Auditor’s responsibilities for the audit of the consolidated financial statements Our objectives are to obtain reasonable assurance about whether the consolidated financial statements as a whole are free from material misstatement, whether due to fraud or error, and to issue an auditor’s report that includes our opinion. Reasonable assurance is a high level of assurance, but is not a guarantee that an audit conducted in accordance with Canadian generally accepted auditing standards will always detect a material misstatement when it exists. Misstatements can arise from fraud or error and are considered material if, individually or in the aggregate, they could reasonably be expected to influence the economic decisions of users taken on the basis of these consolidated financial statements. As part of an audit in accordance with Canadian generally accepted auditing standards, we exercise professional judgment and maintain professional skepticism throughout the audit. We also: (cid:120) Identify and assess the risks of material misstatement of the consolidated financial statements, whether due to fraud or error, design and perform audit procedures responsive to those risks, and obtain audit evidence that is sufficient and appropriate to provide a basis for our opinion. The risk of not detecting a material misstatement resulting from fraud is higher than for one resulting from error, as fraud may involve collusion, forgery, intentional omissions, misrepresentations, or the override of internal control. (cid:120) Obtain an understanding of internal control relevant to the audit 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 Company’s internal control. (cid:120) Evaluate the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates and related disclosures made by management. (cid:120) Conclude on the appropriateness of management’s use of the going concern basis of accounting and, based on the audit evidence obtained, whether a material uncertainty exists related to events or conditions that may cast significant doubt on the Company’s ability to continue as a going concern. If we conclude that a material uncertainty exists, we are required to draw attention in our auditor’s report to the related disclosures in the consolidated financial statements or, if such disclosures are inadequate, to modify our opinion. Our conclusions are based on the audit evidence obtained up to the date of our auditor’s report. However, future events or conditions may cause the Company to cease to continue as a going concern. (cid:120) Evaluate the overall presentation, structure and content of the consolidated financial statements, including the disclosures, and whether the consolidated financial statements represent the underlying transactions and events in a manner that achieves fair presentation. (cid:120) Obtain sufficient appropriate audit evidence regarding the financial information of the entities or business activities within the Company to express an opinion on the consolidated financial statements. We are responsible for the direction, supervision and performance of the group audit. We remain solely responsible for our audit opinion. 31We communicate with those charged with governance regarding, among other matters, the planned scope and timing of the audit and significant audit findings, including any significant deficiencies in internal control that we identify during our audit. We also provide those charged with governance with a statement that we have complied with relevant ethical requirements regarding independence, and to communicate with them all relationships and other matters that may reasonably be thought to bear on our independence, and where applicable, related safeguards. The engagement partner on the audit resulting in this independent auditor’s report is Luc Schulthess. PricewaterhouseCoopers SA LuLuLuLuLuc ccccccccccccc cccccccccccccccccccccc ccccccc cccccccccccccccccccccc ScScScScScScScSccScScScSScSScScSScScScSSScSScccScScSScScSScScScScccccScScccScScScScSSSScScccccccSccccScScScSSScccccccccSccScScScSScSccccccScScScScScScSSSSSSScSccScScSccScScSSSSSSccScScSccSccSSSSSSSSSSScSccccccSSSSSScScSSSSSSSSSScccSccccSSSSSSSSSSSSSSccSSSSSSSSScccSSSSSSScccccccSSSScccSSSSSSSSSSSSSScSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSS huhuhuhuhhhhuhuhhuuhuhuhuhuhuhuhuhuhhhhuuuhhuhuhuhuhuhuhuhuhuhhhhhhuhuhuhuhuhhuhuhhhhuhhhhhhhhhuhuhuuhuhuhhuhhhhhhhuhuhhuuuhuhhhuhhhhhuhhhhuhuhuhuhuhuhhhuhhhhhuhuhuhuhuhhhuhhhuhuuhuhhhhhhuhuhuuhuuhuhhhhuuhuhuuhuhhhhuuhuhhhuhhuuuhuhuuuhhhhhhhhhuhhhhuhuhhuuuhuhhuhhhhuuuhhuhhhhhhhhhhhhhhhhhuhhhhhuhhhuuhhuhhhhuuhhhuuuhhuuuuuuuuuuuuuhuuuuuultltlltltltttltlttltltltttttlttltttltttltttttltlttltllttttttltlttttttlttttttttttttlttttltlltttttltttttltttttttttttttttttttttttttltttltllttlltltttlltltltttltttlltttttlltttttltttttlttthhehehehehehehhehhehehehehehehhhhhhhehehehehehehhhhhehhhehhehehehhhhhehhehehhehhhhhhhehhhhhhhhhhhehehhhehehhhehehhhhhehehehhehhehhhhehehehehhhhhhhehhhhhheeehehhhehheheheheheheehehehhhheehhhhhehhhhhhehhheehhhehhheeehhhhheeeehhheeeeeehhhhhhhhhheeeehhhhhheeehhhhhhhheeeeeeehhhhhhheeeeeeeehhhhheeeeeeeeehhhheeehhhhhhh ssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssssss Colin Johnhhhhhh son Luc Schulthess Colin Johnson MaMaMaMaMarcrcrcrcrchhhhh 33333,,,, 20202020202121212121 March 3, 2021 32Consolidated Statement of Comprehensive Income  For the year ended December 31,   Expressed in thousands of United States dollars  Note  2020  2019  For the year ended December 31,  Revenues  Cost of goods sold:     Lifting costs     Other costs of production     Depletion  Gross margin on oil sales  Depreciation and amortization expense  Share based payments expense  Impairment loss on trade receivables  General and administrative expense  Impairment loss  (Loss)/Income from operating activities  Finance income  Finance cost  Net finance cost  Bargain purchase gain  Acquisition related costs  Net gain on Atrush acquisition  Loss before income tax expense   Income tax expense   Loss for the year  Other comprehensive income  Items that may be reclassified to profit or loss:    Currency translation differences  Items that will not be reclassified to profit or loss:    Re‐measurements on defined pension plan  Total other comprehensive (loss)/income  6  7  7  7  23  9  8  14,15  10  11  12  13  56,673  70,291  (23,154)  (3,623)  (22,790)  7,106  (205)  (1,663)  (3,201)  (8,181)  (116,164)  (122,308)  5  (22,076)  (22,071)  ‐  ‐  ‐  (144,379)  (46)  (144,425)  33  (411)  (378)  (21,640)  (2,897)  (25,722)  20,032  (103)  (944)  ‐  (8,432)  ‐  10,553  790  (25,389)  (24,599)  9,500  (8,750)  750  (13,296)  (101)  (13,397)  29  409  438  Total comprehensive loss for the year  (144,803)  (12,959)  Loss in dollars per share:  Basic and diluted  (0.07)  (0.01)  The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.   33                                                                                                             Consolidated Balance Sheet  As at December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  Note  2020  2019  ASSETS  Non‐current assets  Property, plant and equipment  Loans and receivables  Right‐of‐use asset  Intangible assets  Current assets  Loans and receivables  Cash and cash equivalents, unrestricted  Cash and cash equivalents, restricted  Other current assets  TOTAL ASSETS  LIABILITIES  Non‐current liabilities  Borrowings  Loan from related party  Provisions  Pension liability  Cash‐settled deferred share units  Lease liability  Current liabilities  Borrowings  Accrued interest expense on bonds  Accounts payable and accrued expenses  Lease liability  Current tax liabilities  EQUITY   Share capital  Share based payments reserve  Loan Share reserve  Cumulative translation adjustment  Accumulated deficit  TOTAL EQUITY AND LIABILITIES  14  17  16  15  17  20  19  20  21  24  23  16  19  19  18  16  22  20  146,046  49,941  199  70  196,256  18,128  16,967  11,451  571  47,117  207,903  21,386  309  67,649  297,247  55,931  15,480  50  307  71,768  243,373  369,015  ‐  19,215  15,479  1,477  202  54  36,427  188,416  11,145  3,578  134  6  203,279  638,434  8,766  4,063  50  (647,646)  3,667  243,373  174,546  ‐  15,715  969  155  171  191,556  15,000  11,147  9,002  132  42  35,323  637,688  7,241  ‐  17  (502,810)  142,136  369,015  The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  Signed on behalf of the Board of Directors  /s/Terry L. Allen  Terry L. Allen, Director  /s/Chris Bruijnzeels  Chris Bruijnzeels, Director  34                                                                                                    Consolidated Statement of Cash Flow  For the year ended December 31,  Expressed in thousands of United States dollars  Note  2020  2019  For the year ended December 31,  Operating activities     Loss for the year    Adjustments for:  Impairment loss  Depreciation, depletion and amortization expense  Borrowing costs – net of amount capitalized  Share based payment expense  Foreign exchange loss  Bargain purchase gain  Unwinding discount on decommissioning provision  Interest income  Re‐measurements on defined pension plan  Changes in pension liability  Changes in accounts receivables on Atrush oil sales  Changes in current tax liabilities  Changes in other current assets  Changes in accounts payable and accrued expenses   Net cash inflows from operating activities  Investing activities  Loans and receivables – payments received  Interest received on cash deposits  Purchase of additional interest in Atrush  (Purchases)/credits of intangible assets  Purchase of property, plant and equipment  Net cash inflows from/ (outflows to) investing activities  Financing activities  Proceeds on loan from related party  Bonds retired  Principal element of lease payments  Payments to bondholders ‐ interest  Net cash outflows to financing activities  Effect of exchange rate changes on cash and cash equivalents   Change in cash and cash equivalents   Cash and cash equivalents, beginning of the year   Cash and cash equivalents, end of the year*  14,15  11  12  10  17  10  12  20  19  19  *Inclusive of restricted cash  The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  (144,425)  116,164  22,995  21,894  1,663  171  ‐  (1)  (5)  (411)  387  152  (36)  (264)  (5,424)  12,860  9,096  5  ‐  (51)  (8,849)  201  22,800  ‐  (145)  (22,802)  (147)  (26)  12,888  15,530  28,418  11,451  (13,397) ‐ 25,825 25,346 944 55 (9,500) (14) (790) 409 (377) (21,004) 26 1,979 5,127 14,629 21,735 375 (18,431) 176 (18,975) (15,120) ‐ (50,000) (81) (26,350) (76,431) (18) (76,940) 92,470 15,530 50  35                                                                                              Consolidated Statement of Changes in Equity  For the year ended December 31,  Expressed in thousands of United States  dollars  Share  capital  Share based  payments  reserve  Loan  Share  reserve  Cumulative  translation  adjustment  Accumulated  deficit  Total  Balance at January 1, 2019  637,538  6,495  Total comprehensive loss for the year:      Loss for the year    Other comprehensive income      Transactions with owners in their capacity as owners:    Bond transaction costs    Share based payments expense   ‐  ‐  150  ‐  150  ‐  ‐  ‐  746  746  Balance at December 31, 2019  637,688  7,241  Total comprehensive (loss) / income for the year:      Loss for the period      Other comprehensive gain / (loss)  ‐  ‐  Transactions with owners in their capacity as owners:      Share based payments expense  (excluding DSU, Note 23)      Reserve for Loan Shares to be issued  (Note 20)      Loan Shares issued      RSU Shares issued  ‐  ‐  655  91  746  ‐  ‐  1,525  ‐  ‐  ‐  1,525  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  4,063  ‐  ‐  4,063  Balance at December 31, 2020  638,434  8,766  4,063  The accompanying Notes are an integral part of these consolidated financial statements.  (12)  (489,822)  154,199  ‐  29  ‐  ‐  29  17  ‐  33  ‐  ‐  ‐  ‐  33  50  (13,397)  409  (13,397)  438  ‐  ‐  (12,988)  150  746  (12,063)  (502,810)  142,136  (144,425)  (411)  (144,425)  (378)  ‐  1,525  ‐  ‐  ‐  (144,836)  4,063  655  91  (138,469)  (647,646)  3,667  36                                                                Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  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 25th Floor, 666 Burrard Street,  Vancouver, British Columbia V6C 2X8. The Company’s shares trade on the TSX Venture Exchange and NASDAQ First North  Growth Market (Sweden) under the symbol “SNM”.  The Company is engaged in the business of oil and gas exploration and development and holds an interest in the Atrush  Block production sharing contract (“Atrush PSC”) related to a petroleum property located in the Kurdistan Region of Iraq  (“Kurdistan”). The Atrush Block is currently in the eighth year of a twenty‐year development period with an automatic right  to  a  five‐year  extension  and  the  possibility  to  extend  for  an  additional  five  years.  Oil  production  on  the  Atrush  Block  commenced in July 2017.  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. The  significant accounting policies of the Company have been applied consistently throughout the year. The policies applied in  these consolidated financial statements are based on IFRS which were outstanding and effective as of March 3, 2021, the  date  these  consolidated  financial  statements  were  approved  and  authorized  for  issuance  by  the  Company’s  board  of  directors (“the Board”).  b. Going concern  These consolidated financial statements have been prepared on the going concern basis which assumes that the Company  will be able to realize its assets and liabilities in the normal course of business as they come due in the foreseeable future.   Should there be delays to the forecasted receipt of cash from the sale of oil exports or in the magnitude of those cash  receipts, which are under the control of the Kurdistan Regional Government (“KRG”), and the Company was unable to defer  certain planned cost activities, the Company could require additional liquidity in the next 12 months to fund the forecasted  Atrush operating and development costs thereafter. Failure to meet development commitments could put the Atrush PSC  and the Company’s bond agreements at risk of forfeiture. Further, as per Note 19, the Bond Terms were amended to provide  for a put option in favour of the Bondholders to require that the Company purchase the Bonds (at par plus accrued interest  and the existing call premium) at any time on ten (10) business days' notice subject to the affirmative vote by holders of  50.01% of the Bonds. Exercise of this put option would require immediate and significant additional liquidity. The Bond  Terms were also amended with a temporary waiver until July 5, 2021 granted with respect to the existing breach of the  financial covenant relating to the equity ratio. Although there may be the possibility that the Company could be in breach  of this covenant at July 5, 2021, management thinks there is a very low likelihood of this occurring given the current global  context with improved oil prices and sustained oil production.   In case the Company could not secure external financing in sufficient amount and in time 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  existing 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  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 the  Company is unable to finance the maturing bonds and coupon interest payment when they come due and or there are any  unforeseen delays in 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. Therefore, the Company might be unable to realize its assets and  discharge  its  liabilities  in  the  normal  course  of  business.  These  consolidated  financial  statements  do  not  include  the  adjustments that would result if the Company is unable to continue as a going concern.  Refer to Note 29 for additional information regarding the impact of COVID‐19.  37                    Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  3. Significant accounting policies  (a) Basis of consolidation  The consolidated financial statements incorporate the financial statements of the Company and its subsidiaries and 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 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 unrealized 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  recognized  in  the  financial  statements of the relevant company and classified according to their nature.   Liabilities and expenses incurred directly in respect of interests in jointly controlled operations are accounted for on an  accrual basis. Income from the sale or use of the Company’s share of the output of jointly controlled operations and its  share of the joint operations are recognized 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 recognized 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 recognized in the statement of comprehensive income.  (d) 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 recognized 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 recognized in the statement of comprehensive income during the period in which they arise.   (e) Exploration and evaluation costs and other intangible assets  38              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  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 capitalized 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  capitalized  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 joint venture’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 capitalized at cost and are subject to the impairment test set out below.   Other intangible assets  Other intangible assets are carried at measured cost less accumulated amortisation and any recognized impairment loss  and are amortised on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:    Computer software 3 years  (f) 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 capitalized 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  accounting  for  future  development  expenditures  necessary  to  bring  those  reserves  into  production. The reserves correspond to the Company’s entitlement to oil under the terms of the PSC.  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 recognized 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 derecognized 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 recognized in the statement of comprehensive  39          Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  income during the period.   Other  property,  plant  and  equipment  assets  are  carried  at  cost  less  accumulated  depreciation  and  any  recognized  impairment loss and are depreciated on a straight‐line basis over their expected useful economic lives as follows:   Furniture and office equipment     5 years   Computer equipment     3 years  (g) 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.   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 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.   (h) Financial instruments  Financial assets and liabilities are recognized in the Company’s balance sheet when the Company becomes a party to the  contractual provisions of the instrument. Financial assets are derecognized 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. Gains  and losses on derecognition are generally recognized in the consolidated statement of income. The Company derecognizes  financial  liabilities  when  the  Company’s  obligations  are  discharged,  cancelled  or  expelled.  The  difference  between  the  carrying amount of the financial liability derecognized and the consideration paid and payable, including any non‐cash assets  transferred or liabilities assumed, is recognized in the consolidated statement of income.  Classification and measurement   The Company classifies its financial assets and liabilities at initial recognition in the following categories:   Financial Assets at Amortized Cost – Assets that are held for collection of contractual cash flows where those cash flows  represent solely payments of principal and interest. This includes the Company’s loans and receivables which consist of  fixed or determined cash flows related solely to principal and interest amounts or contractual sales of oil. The Company’s  intent is to hold these receivables until cash flows are collected. Financial assets at amortised cost are recognized initially  at fair value, net of any transaction costs incurred and subsequently measured at amortized cost using the effective  interest method. The Company recognizes a loss allowance for any expected credit losses on a financial asset that is  measured at amortized cost.   Financial Assets at Fair Value through Profit or Loss (“FVTPL”) – Financial assets measured at FVTPL are assets which do  not qualify as financial assets at amortized cost or at fair value through other comprehensive income. The Company  does not currently have any financial assets measured at FVTPL.   Financial Liabilities at Amortized Cost – Financial liabilities are measured at amortized cost using the effective interest  method,  unless  they  are required  to  be  measured at  FVTPL,  or  the  Company  has  opted to  measure  them  at  FVTPL.  Borrowings  and  accounts  payable  are  recognized  initially  at  fair  value,  net  of  any  transaction  costs  incurred,  and  subsequently at amortized cost using the effective interest method.    Financial Liabilities at FVTPL – Financial liabilities measured at FVTPL are liabilities which include embedded derivatives  40            Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  and cannot be classified as amortized cost. The Company does not currently have any financial liabilities measured at  FVTPL.  Impairment of financial assets  The Company measures impairment of financial assets based on expected credit losses (“ECL”). Where financial assets have  a significant financing component they are assessed and a lifetime ECL is determined, measured and recognized at the date  of initial recognition of the loans and receivables. For its loans and receivables, the Company applies the simplified approach  to providing for ECLs. In estimating the lifetime ECL provision, the Company considers historical industry default rates as  well as the history of its customer.  (i) 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. Restricted  cash is cash held in a trust account for a specific purpose and is therefore not available for general business use. Additional  disclosure related to the Company’s restricted cash is included in Note 20.  (j) Borrowings  Borrowings are recognized initially at fair value, net of any transaction costs incurred. Borrowings are subsequently carried  at amortised cost using the effective interest rate method.   General  and  specific  borrowing  costs  directly  attributable  to  the  acquisition  or  construction  of  qualifying  assets  are  capitalized together with the qualifying assets. Once a qualified asset is fully prepared for its intended use and is producing  borrowing costs are no longer capitalized. All other borrowing costs are recognized in profit or loss in the period in which  they are incurred.  (k) 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 based on 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 recognized 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 recognized for all taxable temporary differences and deferred income  tax assets are recognized 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 recognized for taxable temporary differences arising on investments in subsidiaries and  associates and interests in joint ventures except where the Company can 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 realized. 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 recognized 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.   Income tax arising from the Company’s activities under production sharing contracts is settled by the KRG at no cost and on  behalf of the Company. However, the Company is not able to measure with sufficient accuracy the tax that has been paid  on its behalf and consequently revenue is not reported gross of income tax paid.  (l) Provisions  Provisions are recognized when the Company has a present obligation, legal or constructive, due to 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.  41              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  The amount recognized as a provision is the best estimate of the consideration required to settle the present obligation at  the balance sheet date, accounting for 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 recognized 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 recognized as the provision is included as part of the cost of the relevant  asset and is charged to the statement of comprehensive income in accordance with the Company’s policy for depreciation  and amortisation.  Changes in the estimated timing of decommissioning and site restoration cost estimates are dealt with prospectively by  recording an adjustment to the provision and a corresponding adjustment to the relevant asset.   (m) 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.  (n) 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.  (o) 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 recognized over vesting  period, which is the period over which all conditions to entitlement are to be satisfied. The cumulative expense recognized  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  recognized  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.  (p) Revenue recognition  Sales of oil production:  Revenue  for  sales  of  oil  is  recognized  when  the  significant  risks  and  rewards  of  ownership  are  deemed  to  have  been  transferred  to  the  KRG,  the  amount  can  be  measured  reliably,  and  it  is  assessed  as  probable  that  economic  benefit  associated  with  the  sale  will  flow  to  the  Company.  This  occurs  when  oil  reaches  the  delivery  point  at  the  Atrush  Block  boundary in route to the KRG’s main export pipeline.   Revenue is recognized at fair value which is comprised of the Company’s entitlement production due under the terms of  the  Atrush  Joint  Operating  Agreement  and  the  Atrush  PSC  which  has  two  principal  components:  cost  oil,  which  is  the  mechanism by which the Company recovers qualifying costs it has incurred in exploring and developing an asset, and profit  oil, which is the mechanism through which profits are shared between the Company, its partners and the KRG. The Company  pays capacity building payments on profit oil, which are due for payment once the Company has received the related profit  oil proceeds. Profit oil revenue is reported net of any related capacity building payments.   The Company’s oil sales are made to the KRG under the terms of a sales agreement which allows for Atrush oil volumes to  be  sold  to  the  KRG  at  the  Atrush  Block  boundary  at  a  discount  to  the  Dated  Brent  oil  price  for  estimated  oil  quality  adjustments  and  all  local  and  international  transportation  costs.  The  Company’s  single  performance  obligation  in  its  contract  with  its  customer  is  the  delivery  of  crude  oil  at  a  pre‐determined  netback  adjustment  to  Dated  Brent  and  the  42            Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  control is transferred to the buyer at the metering point when the revenue is recognized.  Interest income:  Interest income is recognized 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.  (q) Changes in accounting policies  There are no IFRS or interpretations that have been issued effective for financial years beginning on or after January 1, 2020  that would have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.  (r) Accounting standards issued but not yet applied  There are no new accounting standards which will come into effect for annual periods beginning on or after January 1, 2021,  that would be expected to have a material impact on the entity in the current or future reporting periods and on foreseeable  future transactions.  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.   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) Revenue Recognition  As  explained  in  Note  3(p)  the  Company  recognizes  revenues  when  oil  reaches  the  delivery  point  at  the  Atrush  Block  boundary on the basis that control is deemed to have passed to the buyer and that the transaction price has been agreed  upon. The conclusion that the economic benefits will flow to the Company at this point is significant judgment and is based  on management’s evaluation that it is probable that the Company will collect the consideration from the KRG in exchange  for their oil deliveries.  (b) 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  2021  the  Company  received  an  independent  reserves  and  resources  report  from  McDaniel  &  Associates  Consultants Ltd. (“McDaniel”) which estimates the Proven plus Probable Oil Reserves on a Company gross basis for the  Atrush  Block  as  of  December  31,  2020,  have  increased  from  29.9  million  barrels  reported  as  at  December  31, 2019,  to  30.3 million barrels as of December 31, 2020. Total unrisked best estimate contingent oil resources on a Company gross  basis for Atrush decreased from the 2019 estimate of 67.2 million barrels to 60.6 million barrels as of December 31, 2020.  (c) Loans and receivables  The Company has reported receivables of $68 million (2019 $77.3 million), $50 million non‐current and $18 million current  (2019  $21  million  and  $56  million  respectively),  comprised  of  the  Company’s  share  of  Atrush  oil  sales  and  the  Atrush  Exploration Costs receivables, which relate to a share of the KRG’s development costs carried by ShaMaran prior to the year  2016 and deemed to be exploration costs under the Atrush PSC, and which are repaid through an accelerated petroleum  cost recovery arrangement. The recovery of these amounts depends on several factors, including: the continued production  and exports of petroleum from the Atrush Block; oil price, and; the financial environment in Kurdistan and the financial  budget of the KRG. Up to the date these financial statements were approved, the Company has received payments from  the KRG for its entitlement revenues in respect of petroleum production up to December 2020 with the exception of the  deferred  payments  for  oil  deliveries  made  from  November 2019  to  February  2020.  Refer  to  Notes  9  and  17  for  more  43              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  information regarding these deferred payments.  In the year 2021 up to the date these financial statements were approved, the Company received a total of $6.5 million in  payments relating to the loans and receivables balances outstanding at December 31, 2020. Under the terms of the relevant  agreements the loans and receivable balances are recoverable in several ways including by cash settlement and or through  payment in kind of petroleum production.    (d) 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.   Due to a significant decline in world oil prices in the first quarter of 2020 the Company conducted an impairment test as at  March 31, 2020 to assess if the net book value of its Atrush assets was fully recoverable. The results of the assessment led  to a non‐cash impairment loss of the Company’s PP&E and E&E assets that was recognized and included in the statement  of comprehensive income for the quarter ended March 31, 2020. Refer to Notes 14 and 15 for additional information on  the impairment assessment.  As described in Notes 3(g) and 3(h) 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 factors which could impact the ability of the assets to generate future cash flows including the  following key items:   Reserves: there has been an increase, taking into account 2020 production, in the Company’s share of the latest  estimated proved and probable reserves for Atrush and the related production curve estimates as determined by  McDaniel.   NPV calculations: 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.   Oil price: improvement in the forecast Brent oil prices since the assessment performed as at March 31, 2020.   Costs  per  barrel:  the  forecasted  costs  per  barrel  required  to  recover  the  Atrush  oil  reserves  have  remained  consistent to last year;   Market: 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.  Independent valuations: the average fair value of the Atrush asset as published by an independent market broker,  support the carrying values of the Atrush oil and gas assets.  While the factors above support management’s determination that no impairment indicators existed at the balance sheet  date, management did not yet consider it appropriate to reverse impairment charges taken as at March 31, 2020 given the  period of time that has elapsed.  (e) Decommissioning and site restoration provisions  The Company recognizes a provision for decommissioning and site restoration costs expected to be incurred 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 21.  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 Region of Iraq. As a result, in accordance with IFRS 8: Operating Segments, the Company has presented  its financial information collectively for one operating segment.   6. Revenues  Revenues relate entirely to the Company’s entitlement share of oil from Atrush sold to the KRG during the year to date. The  Company held a 20.1% interest in Atrush up to May 30, 2019 when the Company increased its interest to 27.6%.  Production  from the Atrush field is delivered to the KRG’s Feeder Pipeline at the Atrush block boundary for onward export to Ceyhan,  Turkey.  Gross  exported  oil  volumes  from  Atrush  in  the  year  2020  were  16.50MMbbls  (2019:  11.8MMbbls)  and  the  44                Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  Company’s entitlement share was approximately 2.2MMbbls (2019: 1.5MMbbls) which were sold with an average netback  price of $26.26 per barrel (2019: $48.48). Export prices are based on Dated Brent oil price with a discount for estimated oil  quality adjustments and all local and international transportation costs. ShaMaran’s oil entitlement share is based on export  prices and on PSC terms covering allocation of profit oil, cost oil and capacity building bonuses owed to the KRG.   Refer also to Notes 17 and 25.  7. Cost of goods sold  Lifting  costs  are  comprised  of  the  Company’s  share  of  expenses  related  to  the  production  of  oil  from  the  Atrush  Block  including operation and maintenance of wells and production facilities, insurance, and the operator’s related support costs.   The slight increase in 2020 lifting costs over the amount in 2019 was due a full year of a higher working interest in Atrush,  offset by reductions in production costs, as a result of revised spending due to COVID‐19, and less well workover costs.  Other costs of production include the Company’s share of production bonuses paid to the KRG and its share of other costs  prescribed under the Atrush PSC. A production bonus of $3.7 million was incurred in the first quarter of 2020 (2019 nil).  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  accounting  for  future  development  expenditures  necessary  to  bring  those  reserves  into  production. Refer also to Notes 6, 14 and 29.  8. General and administrative expense  General  and  administrative  expenses  principally  include  the  Company’s  cost  of  technical  and  administrative  personnel,  travel,  office,  business  development  and  stock  exchange  listing  and  regulatory  related  costs.  The  lower  general  and  administrative expense in the year 2020 compared to the year 2019 was principally due to lower personnel costs and less  travel expenditure due to COVID‐19. Refer also to note 29.  9. Impairment loss on trade receivables  In December 2020 the KRG proposed a repayment mechanism for the $41.7 million owed to the Company for $34 million  of deliveries from November 2019 to February 2020 and an additional $7.7 million of Atrush Exploration Costs receivable  invoiced over the same period. This proposal states that a mechanism will be in place for repayment of amounts owed once  the Brent oil price is over $50 per barrel in any month and that various dues owed to the KRG will be offset against the  amounts owed from the KRG. The Company remains actively engaged with the KRG to improve the terms of the repayment  mechanism. Consequently, the Company compared the carrying value of the relevant trade receivables with the present  value of the estimated future cash flows based on the KRG’s initial proposal. Because timing and terms of recovery are likely  to be different from what has been proposed, the Company has considered additional reasonable scenarios using a range  of  parameters  that  would  impact  the  expected  recovery  and  has  weighted  the  expected  recovery  of  these  outcomes  according to the relative probability. A discount rate of 12% has been applied to reflect counterparty discounting and credit  risk to provide a reasonable approximation of the fair value of these trade receivables at December 31, 2020. The result of  the Company’s assessment under IFRS 9 is a $3.2 million adjustment to these trade receivables included in the statement  of comprehensive income for the year ended December 31, 2020.   Refer also to Note 17.  45                            Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  10. Finance income   Interest on deposits  Interest on Atrush Development Cost Loan  Interest on Atrush Feeder Pipeline Cost Loan  Total finance income  For the year ended December 31,  2020  5  ‐  ‐  5  Both the Atrush Development Cost Loan and the Atrush Feeder Pipeline Cost Loan were fully repaid in 2019.  11. Finance cost  For the year ended December 31,  Interest charges on bonds at coupon rate  Amortization of the related party loan  Amortization of bond transaction costs  Bond remeasurement  Total borrowing costs  Foreign exchange loss  Lease – interest expense  Unwinding discount on decommissioning provision  Total finance costs before borrowing costs capitalized  Borrowing costs capitalized  Total finance cost  2020  22,800  1,132  375  (1,505)  22,802  171  12  (1)  22,984  (908)  22,076  2019  375  242  173  790  2019  23,417  ‐  848  2,131  26,396  55  2  (14)  26,439  (1,050)  25,389  Refer to Notes 19 and 20 regarding the related party loan, bond transaction costs and bond remeasurement.  Borrowing costs directly attributable to the acquisition and preparation of Atrush development assets for their intended  use have been capitalized together with the related Atrush oil and gas assets. All other borrowing costs are recognized in  profit or loss in the period in which they are incurred.   Refer also to Note 16.  12. Increase of participating interest in the Atrush block   On May 30, 2019 ShaMaran completed its acquisition of an additional 7.5% participating interest in the Atrush block. Under  two separate sale and purchase agreements, done in contemplation of one another, (“SPA”s) ShaMaran’s wholly owned  subsidiary,  General  Exploration  Partners,  Inc.  (“GEP”),  acquired  directly  Marathon  Oil  KDV  B.V.’s  (“MOKDV”)  full  15%  participating  interest  in  the  Atrush  Block  and  immediately  thereafter  sold  a  7.5%  Atrush  participating  interest  to  TAQA  Atrush B.V. (“TAQA” and Operator of the Atrush Block), bringing the Company’s total interest in Atrush up to 27.6%. The  total consideration paid to complete the acquisition was $27.2 million, comprised of $17.4 million paid to Marathon, $1  million of PSC capacity building bonuses accounts payable paid to the KRG on direct behalf of MOKDV and in conjunction  with the payment to MODKV, and $8.8 million of net acquisition related costs. The $8.8 million of net acquisition related  costs were comprised of $9.5 million of PSC capacity building bonuses paid to the KRG and $750 thousand of payments  received from TAQA and were not considered part of the purchase price of the acquisition in line with IFRS 3 and have been  expensed as incurred within the Statement of Comprehensive Income in 2019. The fair value of the net identifiable assets  and liabilities acquired exceeded the $18.4 million purchase price paid resulting in a bargain purchase gain of $9.5 million  in the year 2019.   46                                                              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  13. Taxation  (a) Income tax expense  The current tax expense is incurred on the profits of the Swiss administrative company. The Company is not required to pay  any cash corporate income taxes on its activities in Kurdistan as disclosed in Note 3(k).    There were no deferred tax assets recognized for losses incurred during the period as it is currently not probable that they  will be recovered in subsequent years.  (b) Tax losses carried forward   The Company has tax losses and costs which are available to apply to future taxable income as follows:  For the year ended December 31,  Canadian losses from operations  Canadian exploration expenses  Canadian unamortised share issue costs  U.S. Federal losses from operations  U.S. Federal tax basis in excess of carrying values of properties  Total tax losses carried forward  2020  89,740 2,395 279 173,375 3,654 269,443 2019  65,218 2,427 492 173,327 3,654 245,118 The Canadian losses from operations may be used to offset future Canadian taxable income and will expire over the period  from 2027 to 2040. 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 2021 to 2023. The U.S.  Federal losses may be available to offset future taxable income in the United States through 2032.  The Company has not recognized any deferred tax assets amounting to approximately $72 million (2019: $66 million) as it  is not probable that these amounts will be realized.  47                              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  14. Property, plant and equipment  At January 1, 2019  Cost  Accumulated depletion and depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2019  Opening net book value  Additions   Acquisition of additional Atrush Interest  Depletion and depreciation expense  Net book value  At December 31, 2019  Cost  Accumulated depletion and depreciation  Net book value  For the year ended December 31, 2020  Opening net book value  Additions   Impairment  Depletion and depreciation expense  Net book value  At December 31, 2020  Cost  Accumulated depletion and depreciation  Net book value  Oil and gas assets Computer  equipment Furniture  and office  equipment  231,833 (35,936) 195,897 195,897 25,971 11,549 (25,722) 207,695 269,353 (61,658) 207,695 207,695 9,520 (48,550) (22,790) 145,875 230,325 (84,450) 145,875 274 (264) 10 10 43 ‐ (10) 43 317 (274) 43 43 4 ‐ (16) 31 75 (44) 31 156 (155) 1 1 181 ‐ (17) 165 337 (172) 165 165 (2) ‐ (23) 140 217 (77) 140 Total  232,263 (36,355) 195,908 195,908 26,195 11,549 (25,749) 207,903 270,007 (62,104) 207,903 207,903 9,522 (48,550) (22,829) 146,046 230,617 (84,571) 146,046 The net book value of property, plant and equipment (“PP&E”) is principally comprised of development costs related to the  Company’s  share  of  Atrush  PSC  proved  and  probable  reserves  as  estimated  by  the  Company’s  independent  qualified  reserves evaluator, McDaniel & Associates Consultants Ltd. (“McDaniel”). During the year 2020 movements in PP&E were  comprised of additions of $9.5 million (2019: $37.7 million), which included capitalized borrowing costs of $908 thousand  (2019: $1.0 million), net of depletion of $22.8 million (2019: $25.7 million) and an impairment of $48.6 million (2019: nil)  which resulted in a net decrease to PP&E assets of $61.9 million.   Due to a significant decline in world oil prices in the first quarter of 2020 the Company conducted an impairment test to  assess if the net book value of its oil and gas assets was fully recoverable. The impairment test was based on McDaniel’s  production and cost profiles related to proved and probable reserves and uses oil price forecasts as of March 31, 2020, the  revised 2020 operating budget, a future cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate of 15.5% to calculate the  net present value at March 31, 2020 of the Company’s projected share of future cash flows of the Atrush 2P reserves, and  was weighted with additional business continuity risk. This led to a non‐cash impairment charge of $48.6 million which is  included in the statement of comprehensive income for the year ended December 31, 2020.  The average Brent oil price assumptions used for the impairment assessment performed at March 31, 2020 were based on  a McDaniel forecast for the next four years and thereafter prices are inflated by 2% per year:  Year  Forecast $/bbl  2020  35.50  2021  46.41  2022  55.14  2023  61.55  A  sensitivity analysis  showed  that a $5/bbl  decrease in  the  oil  price  would  increase  the impairment  loss  by  $19  million  whereas a $5/bbl increase in the oil price would decrease the impairment loss by $15.5 million. Using a 1% increase in the  discount rate used to calculate the net present value would increase the impairment loss by $3.9 million while a 1% decrease  in the discount rate would decrease the impairment loss by $3.7 million.   Refer also to Notes 7 and 15.  48                  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  15. Intangible assets  Exploration and  evaluation assets Other intangible  assets At January 1, 2019  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2019  Opening net book value  (Credits)/additions  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2019  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  For the year ended December 31, 2020  Opening net book value  Additions  Impairment  Amortisation expense  Net book value  At December 31, 2020  Cost  Accumulated amortisation  Net book value  67,825 ‐ 67,825 67,825 (209) ‐ 67,616 67,616 ‐ 67,616 67,616 ‐ (67,616) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 307 (303) 4 4 39 (10) 33 346 (313) 33 33 51 ‐ (14) 70 92 (22) 70 Total 68,132 (303) 67,829 67,829 (170) (10) 67,649 67,962 (313) 67,649 67,649 51 (67,616) (14) 70 92 (22) 70 The  net  book  value  of  intangible  assets  at  December  31,  2020  relates  to  computer  software.  The  net  book  value  at  December 30, 2019 was principally comprised of exploration and evaluation (“E&E”) assets which represented the Atrush  Block exploration and appraisal costs related to the Company’s share of Atrush Block contingent resources as estimated by  McDaniel.   Due to a significant decline in world oil prices in the first quarter of 2020 the Company conducted an impairment test as at  March  31,  2020  to  assess  if  the  net  book  value  of  its  E&E  assets  was  recoverable.  The  impairment  test  was  based  on  management’s production and cost profiles related to the Atrush contingent oil resources (“2C”) and used oil price forecasts  as of March 31, 2020, the revised 2020 operating budget, a future cost inflation factor of 2% per annum and a discount rate  of 15.5% to calculate the net present value at March 31, 2020 of the Company’s projected share of future cash flows of the  Atrush 2C resources, and was weighted with additional business continuity risk  to determine a nil recoverable value. This  led to a non‐cash impairment charge of $67.6 million which is included in the statement of comprehensive income for the  year ended December 31, 2020.  The average Brent oil price assumptions used for the impairment assessment were consistent with the McDaniel forecast  provided in Note 14. A sensitivity analysis showed that a $5/bbl increase in the oil price would not result in a reduction to  the impairment loss nor would a 1% decrease in the discount rate.  Refer also to Note 14.  49                  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  16. Right‐of‐use asset and lease liability   The right‐of‐use asset relates to the three‐year office lease for the Company’s technical and administrative services office  in Vésenaz, Switzerland.  At December 31, 2020, the balance sheet shows a value of $199 thousand (2019: $309 thousand)  for  the  right‐of‐use  asset  with  depreciation  in the  year  2020 of  $110  thousand  (2019: $75  thousand),  and  a  total  lease  liability value of $188 thousand (2019: $303 thousand); split $134 thousand (2019: $132 thousand) as a current liability and  $54  thousand  (2019:  $171  thousand)  as  a  non‐current  liability.  The  income  statement  in  the  year  2020,  includes  the  depreciation  charge  of  the  right‐of‐use  asset  of  $110  thousand  (2019:  $75  thousand)  plus  an  interest  expense  of  $12  thousand (2019: $2 thousand) included in the finance cost.   Refer also to Note 11.  17. Loans and receivables  At December 31, 2020, the Company had loans and receivables outstanding as follows:  For the year ended December 31,  Accounts receivable on Atrush oil sales  Atrush Exploration Costs receivable  Provision for impairment  Total loans and receivables, net of provision  Current portion  Non‐current portion  2020  38,584  32,686  (3,201)  68,069  18,128  49,941  2019  35,535  41,782  ‐  77,317  55,931  21,386  At  December  31,  2020,  $41.7  million  of  non‐current  loans  and  receivables  relating  to  invoices  from  November  2019  to  February 2020 was overdue and has required impairment of $3.2 million. Explanation of the assumptions and estimates in  assessing the net present value of the deferred receivables are provided in Note 9.  The Company expects to recover the full  nominal value of $41.7 million receivables owed from the KRG. However, since the definitive repayment terms have not  been established and the amount is dependent on the future price of oil a provision for impairment of $3.2 million has been  applied to reflect discounting and credit risk.  In the year 2021 up to the date these financial statements were approved the Company received a total of $6.5 million in  payments relating to the loans and receivables balances outstanding at December 31, 2020. The KRG has in the following  month paid for oil deliveries from March 2020 to December 2020.   Refer also to Notes 6 and 9.  18. Accounts payable and accrued expenses  Payables to joint operations partner  Accrued expenses  Trade payables  Total accounts payable and accrued expenses  For the year ended December 31,  2020  2,067  983  528  3,578  2019  6,828  1,511  663  9,002  In the year 2020 the lower payables to joint operations partner were due to reduced spending in 2020 on the Atrush asset  and therefore lower payables due.  50                          Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  19. Borrowings   The  ShaMaran  bonds  have  one  amortization  and  carry  12%  fixed  semi‐annual  coupon  and  mature  on  July  5,  2023.  At  December 31, 2020 there were $190 million of ShaMaran bonds outstanding.  On July 5, 2020, the Company and the Bond Trustee on behalf of the Bondholders executed an amendment and restatement  agreement as well as related supporting documentation which provided for principal changes to previously agreed bond  terms as follows:   Full and final discharge of the liquidity guarantee given by Nemesia S.à.r.l. (“Nemesia”), a company controlled by a trust  settled by the estate of the late Adolf H. Lundin, agreed in favour of the Bond Trustee (for the benefit of the Bondholders)  in  consideration  for  Nemesia  making  a  payment  of  $22.8  million  to  the  Company's  Debt  Service  Retention  Account  ("DSRA");    $11.4 million of the amounts credited to the DSRA were used by the Company to pay the interest on the Bonds due on  the interest payment date in July 2020, the residual $11.4 million will remain in the DSRA as restricted cash to provide  credit support for any future payment obligations of the Company under the Bond Terms. These funds were used to pay  coupon interest due on January 5, 2021;   The Company's obligations to make the $15 million amortization payment due on July 5, 2020 has been deferred until  December 5, 2021, and substituted with a cash sweep mechanism whereby the Company, on each interest payment  date, will use any amount exceeding a free cash amount of $15 million in repayment of the Bonds, and any amount of  free cash so used to redeem Bonds will correspondingly reduce the deferred amortization payment amount;   Temporary waiver until July 5, 2021 granted with respect to the existing breach of the financial covenant relating to the  equity ratio; and   In conjunction with the temporary waivers of the amortization payment requirement and financial covenant breach, the  Bond  Terms  were  amended  to  provide  for  a  put  option  in  favour  of  the  Bondholders  to  require  that  the  Company  purchase the Bonds (at par plus accrued interest and the existing call premium) at any time on ten (10) business days'  notice subject to the affirmative vote by holders of 50.01% of the Bonds.  The amendments to the ShaMaran bonds agreement in July 2020, most notably the deferral of the $15 million amortization  payment,  has  resulted  in  changes  to  expected  future  cashflows  related  to  the  bonds  and  requires  the  Company,  in  accordance with IFRS 9 Financial Instruments, to re‐measure the carrying value of the bond debt. The value of the ShaMaran  bonds has been determined based on the net present value of future cash flows, discounted at the original effective interest  rate resulting in a gain of $1.5 million which has been included as an offset to finance cost in the statement of comprehensive  income in 2020. As the put option is outside of management’s control all of the borrowings have been classified as current.  For further information on liquidity payments refer to Note 25.  The movements in borrowings are explained as follows:  For the year ended December 31,  Opening balance  Interest charges at coupon rate  Amortization of bond transaction costs  Bond transaction costs  Bonds retired  Bond remeasurement  Payments to Bondholders – interest and call premiums  Ending balance  Current portion: borrowings  Current portion: accrued bond interest expense  Non‐current portion: borrowings  Refer also to Notes 11, 20 and 30.  2020  200,693  22,800  375  ‐  ‐  (1,505)  (22,802)  199,561  188,416  11,145  ‐  2019  250,797  23,417  848  (150)  (50,000)  2,131  (26,350)  200,693  15,000  11,147  174,546  51                  Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  20. Loan from related party  On July 2, 2020 the Company announced full drawdown  of the $22.8 million of funds from Nemesia for a full and final  discharge of the liquidity guarantee provided to the Bond Trustee on behalf of the bondholders by Nemesia on behalf of  the Company to secure the Company’s obligations under the ShaMaran bond agreement. On July 5, 2020 $11.4 million of  the funds were used to pay the July 2020 bond coupon interest payment of the same amount with the remaining $11.4  million deposited in the DSRA as restricted cash. These funds were then used to pay bond coupon interest due on January  5, 2021.  In exchange for the drawdown of funds the Company has agreed with Nemesia to repay the drawdown amount  by July 2023, plus 5% interest and to issue common shares of the Company which has resulted in a non‐current liability at  the balance sheet date measured in accordance with IFRS as explained hereafter.   The Company is required to issue to Nemesia 50,000 shares of ShaMaran for each $500 thousand drawn down per month  until the drawn amount is repaid (the “Loan Shares”). At the current full $22.8 million level of draw down the Company is  required to issue to Nemesia 2,280,000 ShaMaran shares per month.  In addition, the Company is required to accrue interest  on the amount due to Nemesia at an annual rate of 5%. Repayment of the accrued interest and principal by the Company  to Nemesia is payable on or before July 5, 2023 and such claim for repayment is subordinated to all obligations under the  Company's bond agreement.     In accordance with IFRS 9 Financial Instruments the liquidity guarantee is a compound financial instrument which has two  parts:  a  liability  component  and  an  equity  component.  IAS  32  Financial  Instruments  Presentation  requires  that  the  component  parts  be  accounted  for  and  presented  separately.  The  split  is  made  at  issuance  and  will  not  be  revised  for  subsequent changes in market interest rates or share prices. The fair value of the liability component of $18.1 million at  initial drawdown has been determined based on the net present value of future cash flows, is amortized over the three‐ year term using the effective interest rate of 13.19% and is presented on the balance sheet as “loan from related party”.   The fair value of the equity component at initial drawdown of $4.7 million is presented on the balance sheet as “Loan Share  reserve”. As Nemesia are issued the Company shares each month the Loan Share reserve value is transferred into share  capital on a straight‐line basis. During 2020 $655 thousand has been transferred into share capital.  The 2020 movements in the liquidity guarantee loan balance are explained as follows:  For the year ended December 31,  Opening balance  Cash received: full amount of the liquidity guarantee  FV of the equity component  Amortization of the liability component  Ending balance  Non‐current liability: loan from related party  Refer also to Notes 11, 19, 22, 23, 28 and 30.  21. Provisions  2020  ‐  22,800,000  (4,717,855)  1,132,450  19,214,595  19,214,595  2019  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  The  provision  relates  to  the  Company’s  share  of  future  decommissioning  and  site  restoration  costs  in  respect  of  the  Company’s 27.6% interest in the Atrush Block and assumes these works will commence in the year 2032.   The estimated costs have been discounted to net present value using a Bank of Canada long term bond yield rate of 1.21%  (2019 year‐end: 1.76%) and an inflation rate of 1.362% (2019 year‐end: 2.285%).   Opening balance  Changes in estimates and obligations incurred  Changes in discount and inflation rates  Unwinding discount on decommissioning provision  Total decommissioning and site restoration provisions  For the year ended December 31,  2020  15,715 460 (695) (1) 15,479 2019  9,559  4,830  1,340  (14)  15,715  The changes in estimates and obligations incurred in 2019 includes an increase of $4 million due to the acquisition of an  additional 7.5% participating interest in the Atrush block.  52                      Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  22. 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:  At January 1, 2019  Shares issued as borrowing cost  At December 31, 2019  Loan Shares issued  RSU Shares issued  At December 31, 2020  Number of shares  Share capital  2,158,631,534  2,000,000  2,160,631,534  11,400,000  3,836,667  2,175,868,201  637,538  150  637,688  655  91  638,434  As described in Note 20, the Company is required to issue to Nemesia 50,000 shares of ShaMaran for each $500 thousand  drawn down per month until the drawn amount is repaid, which resulted in a total of 11,400,000 Loan Shares being issued  during the year.  The carrying value of the shares has been determined based on the total Loan Share reserve value and is  amortized over the three‐year life of the loan.  On August 12, 2020 a quantity of 3,836,667 Restricted Share Units (“RSUs”) vested in accordance with the Company’s Share  Unit Plan and this quantity of the Company’s shares were issued to plan participants on September 25, 2020 (the “RSU  Shares”). The carrying value of the shares has been determined based on the Company’s closing share price on the vesting  date.  Refer to Notes 20, 23, 28 and 30.   Earnings per share  The earnings per share amounts were as follows:  For the year ended December 31,  2020  2019  Net loss, in dollars  Weighted average number of shares outstanding during the year  Weighted average diluted number of shares outstanding during the year  Basic and diluted income loss per share, in dollars  (144,425,000) 2,164,389,339 2,261,039,549 (0.07) (13,397,000)  2,160,505,507  2,222,115,719  (0.01)  23. Share based payments expense  The Company has established share unit plans and a 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 issuable under these plans at any specific time to any one recipient shall not exceed 5%  of  the  issued  and  outstanding  common  shares  of  the  Company.    Under  the  share  unit  plans  the  Company  may  grant  performance  share  units  (“PSU”),  restricted  share  units  (“RSU”)  or  deferred  share  units  (“DSU”).      PSU  grants  may  be  awarded annually to employees, directors or consultants (“Participants”) based on the fulfilment of defined Company and  individual performance parameters. RSU grants may be awarded to Participants annually based on the fulfilment of defined  Company  performance  parameters.   RSUs   and  PSUs  will  vest  based  on  the  conditions  described  in  the  relevant  grant  agreement and, in any case, no later than the end of the third calendar year following the date of the grant.  DSU’s may be  awarded  annually  to  non‐employee  directors  of  the  Company  based  on  the  performance  of  the  Company  and  vest  immediately at the time of grant, however DSUs may not be redeemed until a minimum period of three months has passed  following the end of service as a director of the Company. The share unit plans provide for redemption of the share units  by way of payment in cash, shares or a combination of cash and shares. Under the option plan the term of any options  granted under the option 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.  On March 3, 2020, the Company granted a total of 35,840,000 stock options and 21,250,000 RSUs to certain senior officers  and other eligible persons of the Company. The options vest over a period of two years and are exercisable over a period  of five years at a strike price of CAD 0.06 per share.  In 2019 a total of 25,070,00 incentive stock options were granted. In  2020 a total of 22,000,000 stock options expired and 300,000 were cancelled due to the end of service of a plan participant.  53                    Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  The result of the option movements was a total charge to the Statement of Comprehensive Income of $1.3 million for the  year 2020 (2019: $653 thousand). The RSU grants were based on the grant date share price of CAD 0.06, vest over a period  of three years and are redeemable in cash or shares of the Company up to five years after the grant date. In 2020 a total of  380,000 RSU’s were cancelled due to the end of service of a plan participant, a total of 3,836,667 RSUs vested and the same  quantity of shares were issued to plan participants. The Statement of Comprehensive Income includes RSU related charges  of $346 thousand (2019: $92 thousand) for the year 2020 relating to 2020 and 2019 RSU grants.   On March 3, 2020, the Company granted a total of 4,466,665 of deferred share units (“DSU”) to non‐employee directors.  The fair value of the DSU’s are fully expensed in the period granted, based on the grant date share price of CAD 0.06, at  each quarter end the carrying value of the DSU liability is revalued based on the change in the share price, any gains or  losses are charged to the Income Statement. In 2019 a total of 3,600,265 DSUs were granted. The total DSU grants resulted  in  charges  to  the  Statement  of  Comprehensive  Income  of  $47  thousand  for  the  year  2020  (2019:  $199  thousand).  The  carrying  amount  of  the  DSU  liability  at  December  31,  2020  is  $202  thousand.  The  DSUs  may  not  be  redeemed  until  a  minimum period of three months has passed following the end of service as a director of the Company and are to be settled  in cash thereafter.  Movements in the Company’s outstanding options and share units in the year are explained as follows:   Number of   share options outstanding  Number of   RSUs   outstanding  Number of   DSUs   outstanding At December 31, 2019  Granted in the year  Expired/cancelled in the year  RSU Shares issued in the year  At December 31, 2020  Quantities vested and unexercised:    At December 31, 2019   At December 31, 2020  Weighted average remaining contractual life of  options:   At December 31, 2019   At December 31, 2020  47,070,000  35,840,000  (22,300,000)  ‐  60,610,000  30,356,662  28,950,000  11,660,000 21,250,000 (380,000) (3,836,667) 28,693,333 ‐ ‐ 1.28 years 3.79 years 2,880,212 4,466,665 ‐ ‐ 7,346,877 2,880,212 7,346,877 The Company recognizes 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 for  these options is calculated using the Black‐Scholes option pricing model.  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.  54                        Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  24. Pension liability   The Company operates a pension plan in Switzerland that is managed through a private pension plan and accounts for its  pension plan in accordance with IAS 19. 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  For the year ended December 31,  2020  3,539 (2,061) 1,478 The movement in the defined benefit obligation over the year is as follows:   For the year ended December 31,  Opening balance  Actuarial loss / (gain) on defined benefit obligation  Foreign exchange loss  Additional contributions paid by employees  Current service cost  Ordinary contributions paid by employees  Interest expense on defined benefit obligation  Administration costs  Past service cost  Benefits paid from plan assets  Defined benefit obligation, ending balance  2020  2,352 417 292 220 210 139 7 5 (34) (69) 3,539 2019  2,352  (1,383)  969  2019  7,376  (420)  26  ‐  169  102  62  4  ‐  (4,967)  2,352  The weighted average duration of the defined benefit obligation is 19.28 years. There is no maturity profile since the average  remaining life before active employees reach final age according to the plan is 10.10 years.  The movement in the fair value of the plan assets over the year is as follows:   For the year ended December 31,  Opening balance  Additional contributions paid by employees  Ordinary contributions paid by employer  Foreign exchange gain  Ordinary contributions paid by employees  Return on plan assets excluding interest income  Interest income on plan assets  Benefits paid from plan assets  Fair value of plan assets, ending balance  2020  1,383 220 209 170 139 5 4 (69) 2,061 2019  6,046  ‐  153  9  102  (11)  51  (4,967)  1,383  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.  The amount recognized in the income statement associated with the Company’s pension plan is as follows:  Current service cost  Interest expense on defined benefit obligation  Administration costs  Interest income on plan assets  Past service cost  Total expense recognized  For the year ended December 31,  2020  2019  210 7 5 (4) (34) 184 169  62  4  (51)  ‐  184  The expense associated with the Company’s pension plan of $184 thousand was included within general and administrative  55                    Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  expenses.  The Company also recognized in other comprehensive loss a $411 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:   Discount rate  Inflation rate  Future salary increases  Future pension increases  Retirement ages, male (‘M’) and female (‘F’)  For the year ended December 31,  2020  0.20%  1.00%  1.00%  0.00%  M65/F64  2019  0.30%  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 expected average increase in salaries to be 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 2021 are expected to total $0.4 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%  1 year  Increase in assumption  decrease by 9.1%  increase by 0.8%  increase by 1.9%  Decrease in assumption  increase by 10.5%  decrease by 0.7%  decrease by 1.9%  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.  There  have  been  no  changes  to  the  sensitivity analysis method this year.  56                    Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  25. Financial instruments  Financial assets  The financial assets of the Company on the balance sheet dates were as follows:  Loans and receivables ⁵  Cash and cash equivalents, unrestricted ²  Cash and cash equivalents, restricted ²  Other receivables ²  Total financial assets  Fair value  hierarchy ⁶  Level 3  Carrying and fair values ¹   At December 31, 2020  At December 31, 2019  68,069  16,967  11,451  354  96,841  35,535  15,480  50  78  51,143  Financial  assets  classified  as  other  receivables  are  initially  recognized  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 ⁶  Related party loan⁴  Accrued interest on bonds  Accounts payable and accrued expenses ²  Current tax liabilities  Total financial liabilities  Fair value  hierarchy ⁶  Level 2  Level 2  Carrying values   At December 31, 2020  188,416  19,215  11,145  3,578  6  222,360  At December 31, 2019  189,546  ‐  11,147  9,002  42  209,737  Financial  liabilities  are  initially  recognized  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 Company estimates the fair value of its borrowings at the balance sheet date is $171 million (December 31, 2019:  $190 million) based on recent trades of the Company’s bonds.  ⁴ The Company estimates the fair value of its related party loan at the balance sheet date is $22.8 million.  ⁵ An impairment has been made to the loans and receivables, see Note 9 for details.  ⁶Fair 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.  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  $218.8  million  as  at  December 31, 2020 (2019: $200.7 million). Refer also to Notes 19 and 20.  57                                                    Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  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 Notes  4(d) and 29.  The table below summarises the effect that a change in the Dated Brent oil price would have had on the net loss during the  year ended December 31, 2020:  Net loss reported in the financial statements  Possible shift ‐ (decrease) / increase in Dated Brent oil price in %  Total (increase) / decrease in the net loss  The Company does not hedge against commodity price risk.  Foreign currency risk   (144,425) (15%) (13,532) (144,425) 15% 13,840 The substantial portion of the Company’s operations require purchases denominated in USD, which is the functional and  reporting currency of the Company and the currency in which the Company maintains the substantial portion of its cash  and cash equivalents. Certain of its operations require the Company to make purchases denominated in foreign currencies,  which are currencies other than USD and correspond to the various countries in which the Company conducts its business,  most  notably,  Swiss  Francs  (“CHF”)  and  Canadian  dollars  (“CAD”).  As  a  result,  the  Company  holds  some  cash  and  cash  equivalents  in  foreign  currencies  and  is  therefore  exposed  to  foreign  currency  risk  due  to  exchange  rate  fluctuations  between the foreign currencies and the USD. The Company considers its foreign currency risk is limited because it holds  relatively insignificant amounts of foreign currencies at any point in time and since its volume of transactions in foreign  currencies is currently relatively low. The Company has elected not to hedge its exposure to the risk of changes in foreign  currency exchange rates.  The carrying amounts of the Company’s principal monetary assets, liabilities and equity denominated in foreign currency at  the reporting date are as follows:  Canadian dollars in thousands (“CAD 000”)  Swiss francs in thousands (“CHF 000”)  Assets  December 31,  2020 2019 14 632 71 353 Liabilities  December 31,  2020 259 948 2019 325 668    Equity     December 31,  2020 2019 225,801 ‐ 224,126 ‐ 58                Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  Foreign currency sensitivity analysis  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  10% against the USD in which the Company has assets, liabilities and equity at the end of respective period. A movement  of  10%  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 10% change in foreign currency rates.  A positive number in the table below indicates an increase in profit where USD weakens 10% against the CHF or CAD based  on the CHF and CAD assets, liabilities and equity held by the Company at the balance sheet dates. For a 10% 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  2020 2019 1 91 5 42 Liabilities  2020 (17) (137) 2019 (21) (79) Equity  2020 2019 (14,996) ‐ (14,217) ‐ 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 Company is highly leveraged though financing at the project level, for the continuation of Atrush project, and at the  corporate level due to the $190 million of bond which have been issued since July 2018. 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  1% in the interest rate would not have a material impact on the Company’s profit or loss for the year. An interest rate of  1% 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,  loans  and  receivables  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 recognized bond rating service.  The carrying amounts of the Company’s financial assets recorded in the consolidated financial statements represent the  Company’s maximum exposure to credit risk.  Liquidity risk   Liquidity  risk  is  the  risk  that  the  Company  will  have  difficulties  meeting its  financial  obligations as  they become  due.  In  common with many oil and gas exploration companies, the Company raises financing for its exploration and development  activities in discrete tranches 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.  The Company manages liquidity risk by maintaining adequate cash reserves and by continuously monitoring forecast and  59              Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  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 is indicated by their classification in the consolidated balance sheet  as “current” or “non‐current”.  The remaining maturities of financial liabilities are shown in the table below.  Borrowings reflect the classification of the  ShaMaran bonds as “less than one year” due to the put option described in Note 19 and thus does not include anticipated  interest  payments  of  $53.7  million  over  the  life  of  the  bonds.    The  Company  does  not  anticipate  the  put  option  to  be  exercised.  Borrowings  Loan from related party  Payables to joint operations partner  Trade payables and accrued  expenses  Total  Refer to Notes 18, 19 and 20.   Less than one year  201,145  ‐  2,067  1,511  204,723  From one to two years From three to four years  ‐  26,220  ‐  ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐  26,220  Total  201,145  26,220  2,067  1,511  230,943  26. Commitments and contingencies  As at December 31, 2020 the outstanding commitments of the Company were as follows:  Atrush Block development and PSC  Corporate office and other  Total commitments           For the year ended December 31,  2021  36,793  146  36,939  2022  166  57  223  2023  Thereafter  Total  166  ‐  166  1,490  ‐  1,490  38,615  203  38,818  Amounts relating to Atrush Block development represent the Company’s unfunded paying interest share of the approved  2021 work program and other obligations under the Atrush PSC.   Under  the  terms  of  the  Atrush  PSC  the  Company  will  owe  a  share  of  production  bonuses  payable  to  the  KRG  when  cumulative oil production from Atrush reaches production milestones defined in the Atrush PSC. The remaining production  bonus payable is $23.3 million at 50 million barrels (ShaMaran share: $6.43 million) and will not be cash settled but is to be  treated  as  an  offset  against  amounts  owed  currently  by  the  KRG  under  the  proposed  repayment  mechanism.  This  production milestone is expected to be achieved during the second half of 2021. The production bonuses represent an  outflow  of  Company  resources  as  an  economic  benefit  to  the  KRG,  rather  than  as  an  exchange  for  a  service,  and  are  therefore accounted for in accordance with IFRIC 21 Levies which requires that the obligation be recognized on the date at  which the production milestone is reached.  27. Interests in joint operations and other entities  Interests in joint operations ‐ Atrush Block Production Sharing Contract  ShaMaran holds a 27.6% interest in the Atrush PSC through GEP. TAQA Atrush B.V. is the Operator of the Atrush Block with  a 47.4% direct interest and the KRG holds a 25% direct interest. TAQA, the KRG and GEP together are “the Contractors” to  the Atrush PSC.   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 12, 17 and 26.  Information about subsidiaries  60                      Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  The consolidated financial statements of the Company include:  Subsidiary  General Exploration Partners, Inc.  ShaMaran Services S.A.  Bayou Bend Petroleum U.S.A. Ltd  0781756 B.C. Ltd  ShaMaran Ventures B.V.  ShaMaran Petroleum B.V.  Principal activities  Oil exploration and production  Technical and admin. services  Petroleum activities  Petroleum activities  Oil exploration and production  Oil exploration and production  Country of  Incorporation  Cayman Islands  Switzerland          United States          Canada  The Netherlands  The Netherlands                   % equity interest as at  31 Dec 2020 100 100 100 100 0 0 31 Dec 2019  100  100  100  100  100  100  During  the  year  2020  ShaMaran  Ventures  B.V.  and  ShaMaran  Petroleum  B.V.  were  liquidated  in  conjunction  with  the  Company’s initiative to eliminate redundancies in its legal structure.   28. Related party transactions  Transactions with corporate entities  Nemesia  Namdo Management Services Ltd  Total  Purchase of services  during the year  Amounts owing  at the balance sheet dates  2020  1,215  46  1,261  2019  ‐  50  50  2020  690  ‐  690  2019  ‐  ‐  ‐  Nemesia is a company controlled by a trust settled by the estate of the late Adolf H. Lundin and is a shareholder of the  Company. The Company has an obligation to issues shares each month to Nemesia based on the $22.8 million drawn down  on the liquidity guarantee and accrue 5% interest based on the principal balance outstanding.  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.  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 to Notes 11 ,19 and 20.  Key management compensation  The Company’s  key  management  was  comprised of  its directors  and  executive  officers  who  have been  remunerated  as  follows:   Management’s share‐based payments  Management’s salaries  Management’s short‐term benefits  Directors’ fees  Management’s pension benefits  Directors’ share‐based payments  Total  For the year ended December 31,  2020  2019  1,177 1,065 324 300 184 47 3,097 568 845 1,227 282 68 199 3,189 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’.  61                                Notes to the Consolidated Financial Statements  For the year ended December 31, 2020  Expressed in thousands of United States dollars  29. Impact of COVID‐19  In March 2020 the World Health Organization declared a global pandemic following the emergence and rapid spread of a  novel  strain  of  the  coronavirus  (“COVID‐19”).  The  outbreak  and  subsequent  measures  intended  to  limit  the  pandemic  contributed to significant declines and volatility in financial markets. The pandemic adversely impacted global commercial  activity,  including  significantly  reducing  worldwide  demand  for  crude  oil.  Since  the  onset  of  COVID‐19,  industry  led  production curtailment as well as government stimulus programs and other improvements in general economic conditions  have resulted in a strengthening of commodity prices, although still below levels existing prior to March 2020. The potential  for the COVID‐19 pandemic to continue creates an inherent level of uncertainty and may increase ShaMaran’s exposure to,  and magnitude of, the risks and uncertainties identified in ShaMaran’s 2020 Annual Information Form and previous financial  reports and management’s discussion and analysis that result from a reduction in demand for oil and gas consumption  and/or  lower  commodity  prices  and/or  reliance  on  third  parties.  The  extent  to  which  COVID‐19  impacts  ShaMaran’s  business, results of operations and financial condition will depend on future developments, which are highly uncertain and  are  difficult  to  predict,  including,  but  not  limited  to,  the  duration  and  spread  of  the  current  and  any  future  COVID‐19  outbreaks, their severity, the actions taken to contain such outbreaks or treat their impact, and how quickly and to what  extent normal economic and operating conditions resume and their impacts to ShaMaran’s business, results of operations  and financial condition which could be more significant in upcoming periods as compared to date. Even after the COVID‐19  outbreaks have subsided, ShaMaran may continue to experience materially adverse impacts to ShaMaran’s business as a  result of the global economic impact.  As a result of these developments ShaMaran announced revised 2020 Atrush spending plans in April 2020 and actual 2020  spending was in line with the revised plans. ShaMaran will continue to monitor this situation and work to adapt its business  to further developments as determined necessary or appropriate.  30. Subsequent events  On January 5, 2021, the Company paid in full the January 2021 interest payment due on its 12% senior unsecured bonds of  $11.4 million using the restricted cash in the DSRA.   A further 6,840,000 Loan Shares have been issued to Nemesia in accordance with the Company’s obligations.  On January 26, 2021, the Company announced that the Proposal had been approved by the affirmative vote of 100% of the  voting Bondholders which will permit the Company to use its “free cash” in excess of USD 15 million to buy back its Bonds  in the market to satisfy the cash sweep redemption requirement agreed in the July 2020 amendment and restatement of  the  Bond  Terms.    All  Bonds  so  re‐purchased  will  be  retired  by  the  Company.    Should  the  Company  not  be  able  to  buy  sufficient Bonds in the market at commercially attractive rates then any remaining amount of “free cash” shall be used to  redeem that principal amount of Bonds at par on a pro rata basis.  Refer to notes 19,20 and 22.  62                      DIRECTORS      CORPORATE OFFICE    Suite 2000 – 885 West Georgia Street Vancouver    British Columbia V6C 3E8 Canada  Telephone: +1 604 689 7842  Facsimile:  +1 604 689 4250    Website: www.shamaranpetroleum.com     OPERATIONS and ADMINISTRATIVE OFFICE  63 Route de Thonon  1222 Vésenaz  Switzerland  Telephone: +41 22 560 8600    REGISTERED AND RECORDS OFFICE    25th Floor ‐ 666 Burrard Street     Vancouver, British Columbia    V6C 2X8 Canada  INDEPENDENT AUDITORS  PricewaterhouseCoopers SA    Geneva, Switzerland  TRANSFER AGENT    Computershare Trust Company of Canada    Vancouver, Canada  STOCK EXCHANGE LISTINGS  TSX Venture Exchange and NASDAQ First North    Growth Market  Trading Symbol: SNM  Dr. Adel Chaouch    Director, President and Chief Executive Officer   Chris Bruijnzeels  Director, Chairman  Keith C. Hill    Director    Terry L. Allen  Director    Michael Ebsary   Director    William A.W Lundin  Director    OFFICERS  Dr. Adel Chaouch    Director, President and Chief Executive Officer   Brenden Johnstone  Chief Financial Officer   Alex Lengyel  Chief Commercial Officer and Corporate Secretary  Suzanne Ferguson  Assistant Corporate Secretary  CORPORATE DEVELOPMENT  Sophia Shane  INVESTOR RELATIONS  Robert Eriksson                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      ShaMaran Petroleum Corp.         

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