Sundance Energy Australia Ltd
Annual Report 2013

Plain-text annual report

Sundance 2013 AR Cover 4/21/14 1:12 PM Page 1 Sundance 2013 AR Cover 4/21/14 1:12 PM Page 1 www.s undanceener gy.net www.s undanc eener gy.net www.sundanceenergy.com.au www.sundanceenergy.com.au Sundance 2013 AR Cover 4/21/14 1:12 PM Page 2 Sundance 2013 AR Cover 4/21/14 1:12 PM Page 2 Contents Contents Abbreviations & Definitions Abbreviations & Definitions C O R P O R AT E D I R E C T O R Y C O R P O R AT E D I R E C T O R Y Corporate Overview and Strategy ......................................1 Corporate Overview and Strategy ......................................1 1P Reserves — proved reserves which have at least a 1P Reserves — proved reserves which have at least a FY 2013 Highlights ............................................................1 FY 2013 Highlights ............................................................1 Chairman’s Letter ...............................................................2 Chairman’s Letter ...............................................................2 90% probability that the quantities actually recovered 90% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate will equal or exceed the estimate 2P Reserves — proved plus probable reserves which 2P Reserves — proved plus probable reserves which Managing Director & CEO’s Report...................................4 Managing Director & CEO’s Report...................................4 have at least a 50% probability that the quantities actually have at least a 50% probability that the quantities actually Financial Overview ............................................................6 Financial Overview ............................................................6 Operations Overview .........................................................8 Operations Overview .........................................................8 recovered will equal or exceed the estimate recovered will equal or exceed the estimate 3P Reserves — proved plus probable plus possible 3P Reserves — proved plus probable plus possible reserves which have at least a 10% probability that the reserves which have at least a 10% probability that the Eagle Ford ........................................................................10 Eagle Ford ........................................................................10 quantities actually recovered will equal or exceed quantities actually recovered will equal or exceed Greater Anadarko.............................................................12 Greater Anadarko.............................................................12 the estimate the estimate Adjusted EBITDAX — Earnings before interest expense, Adjusted EBITDAX — Earnings before interest expense, Denver–Julesburg ............................................................14 Denver–Julesburg ............................................................14 income taxes, depreciation, depletion and amortization, income taxes, depreciation, depletion and amortization, Directors’ Report ..............................................................17 Directors’ Report ..............................................................17 Auditor’s Independence Declaration ................................30 Auditor’s Independence Declaration ................................30 property impairments, gain/(loss) on sale of non-current property impairments, gain/(loss) on sale of non-current assets, exploration expense, share-based compensation assets, exploration expense, share-based compensation and income and gains/(losses) on commodity hedging, and income and gains/(losses) on commodity hedging, Corporate Governance .....................................................31 Corporate Governance .....................................................31 net of settlements on commodity hedging net of settlements on commodity hedging Financial Information ......................................................40 Financial Information ......................................................40 Directors’ Declaration ......................................................88 Directors’ Declaration ......................................................88 PV10 — discounted cash flows of the Company’s reserves PV10 — discounted cash flows of the Company’s reserves using a 10% discount factor using a 10% discount factor Bbl — one barrel of oil Bbl — one barrel of oil Auditor’s Report ...............................................................89 Auditor’s Report ...............................................................89 BCF — one billion cubic feet of natural gas BCF — one billion cubic feet of natural gas Additional Information ....................................................91 Additional Information ....................................................91 Corporate Directory .........................................................95 Corporate Directory .........................................................95 Forward-Looking Statements This Annual Report includes forward-looking statements. These statements relate to Sundance’s expectations, beliefs, intentions or strategies regarding the future. These statements can be identified by the use of words like “anticipate”, “believe”, “intend”, “estimate”, “expect”, “may”, “plan”, “project”, “will”, “should”, “seek” and similar words or expressions containing same. The forward-looking state- ments reflect the Company’s views and assumptions with respect to future events as of the date of this presentation and are subject to a variety of unpredictable risks, uncer- tainties, and other unknowns. Actual and future results and trends could differ materially from those set forth in such statements due to various factors, many of which are beyond our ability to control or predict. Given these uncertainties, no one should place undue reliance on any forward-looking statements attributable to Sundance, or any of its affiliates or persons acting on its behalf. Although every effort has been made to ensure this report sets forth a fair and accurate view, we do not undertake any obligation to update or revise any forward-looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise. Forward-Looking Statements This Annual Report includes forward-looking statements. These statements relate to Sundance’s expectations, beliefs, intentions or strategies regarding the future. These statements can be identified by the use of words like “anticipate”, “believe”, “intend”, “estimate”, “expect”, “may”, “plan”, “project”, “will”, “should”, “seek” and similar words or expressions containing same. The forward-looking state- ments reflect the Company’s views and assumptions with respect to future events as of the date of this presentation and are subject to a variety of unpredictable risks, uncer- tainties, and other unknowns. Actual and future results and trends could differ materially from those set forth in such statements due to various factors, many of which are beyond our ability to control or predict. Given these uncertainties, no one should place undue reliance on any forward-looking statements attributable to Sundance, or any of its affiliates or persons acting on its behalf. Although every effort has been made to ensure this report sets forth a fair and accurate view, we do not undertake any obligation to update or revise any forward-looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise. Competent Persons Statement This report contains information on Sundance Energy’s reserves and resources which has been reviewed by David Ramsden-Wood, Professional Engineer, who is licensed in Alberta, Canada and is qualified in accordance with ASX Listing Rule 5.11 and has consented to the inclusion of this information in the form and context in which it appears. Competent Persons Statement This report contains information on Sundance Energy’s reserves and resources which has been reviewed by David Ramsden-Wood, Professional Engineer, who is licensed in Alberta, Canada and is qualified in accordance with ASX Listing Rule 5.11 and has consented to the inclusion of this information in the form and context in which it appears. BOE — a barrel of oil equivalent, using the ratio of six BOE — a barrel of oil equivalent, using the ratio of six Mcf of natural gas to one Bbl of crude oil Mcf of natural gas to one Bbl of crude oil BOEPD — barrels of oil equivalent per day BOEPD — barrels of oil equivalent per day Constant Case — the reserve report case using first of Constant Case — the reserve report case using first of month average pricing for the trailing 12 months held month average pricing for the trailing 12 months held constant throughout the life of the reserves constant throughout the life of the reserves MBOE — a thousand barrels of oil equivalent MBOE — a thousand barrels of oil equivalent MBbl — a thousand barrels of crude oil MBbl — a thousand barrels of crude oil Mcf — one thousand cubic feet of natural gas Mcf — one thousand cubic feet of natural gas MMBOE — a million barrels of oil equivalent MMBOE — a million barrels of oil equivalent MMcf — one million cubic feet of natural gas MMcf — one million cubic feet of natural gas M — when used with $ equals millions M — when used with $ equals millions Net Acres — gross acres multiplied by the Company’s Net Acres — gross acres multiplied by the Company’s working interest working interest Net Wells — gross wells multiplied by the Company’s Net Wells — gross wells multiplied by the Company’s working interest working interest PDP — proved developed producing reserves PDP — proved developed producing reserves PDNP — proved developed nonproducing reserves PDNP — proved developed nonproducing reserves PUD — proved undeveloped reserves PUD — proved undeveloped reserves PV/I — increase in PV10 of proved reserves divided by PV/I — increase in PV10 of proved reserves divided by the capital spent to generate that growth during the the capital spent to generate that growth during the period excluding acquisitions and dispositions period excluding acquisitions and dispositions One barrel of oil is the energy equivalent of six Mcf of natural gas. One barrel of oil is the energy equivalent of six Mcf of natural gas. All oil and gas quantity and revenue amounts pre- sented in this report are net of royalties. All oil and gas quantity and revenue amounts pre- sented in this report are net of royalties. All currency amounts presented in this report are shown in US dollars except ordinary share amounts which are presented in Australian dollars. All currency amounts presented in this report are shown in US dollars except ordinary share amounts which are presented in Australian dollars. Sundance Energy Australia Limited Sundance Energy Australia Limited ABN 76 112 202 883 ABN 76 112 202 883 Directors Directors Michael D. Hannell – Chairman Michael D. Hannell – Chairman Eric McCrady –Managing Director and CEO Eric McCrady –Managing Director and CEO Damien A. Hannes –Non-Executive Director Damien A. Hannes –Non-Executive Director Neville W. Martin – Non-Executive Director Neville W. Martin – Non-Executive Director Weldon Holcombe –Non-Executive Director Weldon Holcombe –Non-Executive Director Company Secretary Company Secretary Damien Connor Damien Connor Registered Office Registered Office 32 Beulah Road 32 Beulah Road Norwood SA 5067 Norwood SA 5067 Phone: (61 8) 8363 0388 Phone: (61 8) 8363 0388 Fax: (61 8) 8132 0766 Fax: (61 8) 8132 0766 Corporate Headquarters Corporate Headquarters Sundance Energy, Inc. Sundance Energy, Inc. 633 17th Street, Suite 1950 633 17th Street, Suite 1950 Denver, CO 80202 USA Denver, CO 80202 USA Phone: (303) 543-5700 Phone: (303) 543-5700 Fax: (303) 543-5701 Fax: (303) 543-5701 Website: www.sundanceenergy.net Website: www.sundanceenergy.net Auditors Auditors Ernst & Young Ernst & Young Ernst & Young Centre Ernst & Young Centre 680 George Street 680 George Street Sydney NSW 2000 Sydney NSW 2000 Australian Legal Advisors Australian Legal Advisors Baker & McKenzie Baker & McKenzie Level 27, AMP Centre Level 27, AMP Centre 50 Bridge Street 50 Bridge Street Sydney, NSW 2000 Sydney, NSW 2000 Australia Australia Bankers Bankers National Australia Bank Limited – Australia National Australia Bank Limited – Australia Wells Fargo – United States Wells Fargo – United States Share Registry Share Registry Level 5, 115 Grenfell Street Level 5, 115 Grenfell Street Adelaide SA 5000 Adelaide SA 5000 Securities Exchange Listing Securities Exchange Listing Australian Securities Exchange (ASX) Australian Securities Exchange (ASX) ASX Code: SEA ASX Code: SEA Website: www.sundanceenergy.com.au Website: www.sundanceenergy.com.au Computershare Investor Services Pty Ltd Computershare Investor Services Pty Ltd DESIGN BY: DESIGN BY: Mark Mulvany Graphic Design (Denver, CO) Mark Mulvany Graphic Design (Denver, CO) PHOTOGRAPHY BY: PHOTOGRAPHY BY: Michael McConnell Photography (Denver, CO) Michael McConnell Photography (Denver, CO) C O R P O R AT E O V E R V I E W A N D S T R AT E G Y Sundance Energy Australia Limited (ASX: SEA) is an onshore oil and natural gas company focused on the explo- ration, development and production of large, repeatable resource plays in North America. The Company’s oil and natural gas properties are located in premier U.S. oil and natural gas basins, and its current operational activities are focused in the Eagle Ford formation in South Texas, the Mississippian and Woodford formations in Oklahoma and the Wattenberg field in Colorado. The Company utilises its U.S.-based management and technical team to execute on its strategy of generating cash flow from its existing produc- tion base, developing assets where it is the operator and has high working interests, exploring for additional resources within its existing basins and pursuing strategic merger and acquisition opportunities. 2013 HIGHLIGHTS Acquisitions and Divestitures • Completed the merger with Texon Petroleum Limited on 8 March 2013 which gave Sundance its initial Eagle Ford position of approximately 7,300 net acres. By year-end, this position had grown to approximately 8,100 net acres and in early 2014 the Company completed the acquisition of approximately 4,800 additional net acres. • Expanded Sundance’s acreage position in Oklahoma from approximately 38,000 net acres at 31 December 2012 to approximately 45,900 net acres by the end of 2013. • Continued executing on the plan to divest of non-core assets with the Phoenix prospect disposition which resulted in net proceeds of approximately $38 million. Operations • Production averaged 2,956 boepd for the year, an increase of 128 percent from the six-month period ended 31 December 2012. • December 2013 production of 5,028 boepd set a Company record and exceeded the exit rate production guidance for the year of 4,000 – 4,800 boepd. • Production from Sundance-operated wells accounted for 77 percent of production in 2013 compared to 26 percent for the six-month period ended 31 December 2012. • Drilled and completed 73 gross (41.1 net) wells, increas- ing the Company’s producing well count to 213 gross (99.9 net) wells. At year-end, 29 gross (17.5 net) wells were in progress. • Increased the PV10 of Proved Reserves (1P) to $337 million and the PV10 of Proved and Probable Reserves (2P) to $476 million as at 31 December 2013. This represents a 149 percent increase in 1P and a 153 percent increase in 2P reserves as compared to 31 December 2012. Year-end PV-10 of 3P reserves increased 169 percent to $829.3 million. Financial • Reported after-tax profit of $15.9 million. • Generated Adjusted EBITDAX of $53 million on oil and natural gas revenue of $85.3 million. • Completed a successful capital raise of approximately A$48 million during 2013 and an additional raise of approximately A$80 million in early 2014. • Ended the year in a strong financial position with $96.9 million of cash, total debt outstanding of $30 million and $33 million of undrawn borrowing capacity. Note: During 2012, the Company changed its financial yearend from 30 June to 31 December which resulted in a six-month financial year for the period ended 31 December 2012. 1 C H A I R M A N ’ S L E T T E R Dear Fellow Shareholders, I am pleased to present Sundance Energy Australia Limited’s Annual Report for the year ended 31 December 2013. It has been another year of significant progress for Sundance across our diversified portfolio of oil and gas assets in premier US liquids-rich basins, and in partic- ular from our Eagle Ford, Mississippian/Woodford and Wattenberg assets. The Company’s strategic focus on growing production, cash flows and reserves from large, repeatable resource plays in North America is delivering positive results, financially and strategically. The operational performance and focused, value-adding transactions during the past year have positioned the Company for strong additional growth in production and cash flows in 2014. We are looking forward to a year of increased activity in our high interest, Company-operated assets with a priority focus on our Eagle Ford assets. As we advance towards becoming a leading mid-tier oil and gas producer and explorer, I am confident that Sundance will deliver signifi- cant long-term value from our assets for our shareholders. A year of growing production, cash flow and reserves Sundance has recorded significant growth in production during the financial year, with 99.9 net wells in production as at 31 December 2013, driven by an increase in the number of producing wells in the Eagle Ford. We currently have a four-rig horizontal drilling program in progress, focused on the Eagle Ford and Mississippian/Woodford. The Company achieved the 2013 production guidance of 4,000 – 4,800 boepd with an exit rate of 5,028 boepd in December 2013 and 4,415 boepd in Q4 2013. High value oil comprised approximately 77 percent of our 2013 total annual production and production from Sundance-operated projects accounted for 77 percent of total production for the year. Strong production cash flows have contributed to the Company’s financial capacity and flexibility to carry out our focused strategy for growth. Corresponding with the growth in annual production, the Company’s full year revenues in- creased to $85 million and we generated Adjusted EBITDAX of $53 million. The Company’s total Reserves also continued to grow during the year with the Company’s most recent update as at 31 December 2013 delivering increases across all categories. Sundance’s 1P Reserves increased by 142 percent and are esti- mated currently at 20.7 mmboe, 2P Reserves at 34.6 mmboe and 3P Reserves at 92.8 mmboe; forming a solid foundation for short-to-medium term production growth. This Reserves growth has been a result of growth from the drill bit in the Eagle Ford and Mississippian/Woodford as well as the addition of resource rich acreage in the Eagle Ford. Reserves from these developments have more than replaced the Reserves from the $38 million sale of the Phoenix prospect in our non-core Bakken acreage during the year. The Eagle Ford – driving value and production growth Today, through additional Eagle Ford acreage acquisitions since our initial position, Sundance holds approximately 13,000 net mineral acres in the Eagle Ford which includes the acquisition of approximately 4,800 net acres in 2014. Our growing presence in this prolific oil and gas region has been driving significant value for the Company and our shareholders, and forms our priority focus for development activity in the coming years. At yearend (excluding the 2014 acreage acquisition), we had 117 gross drilling locations across our Eagle Ford acreage where we continue to pursue operational and drilling efficien- cies; evaluating optimisation and other opportunities to drive efficiencies and reduce costs while improving oil recoveries. This includes the recent switch to pad drilling and the potential for 60 acre spacing, which could indicate significant upside in production. Partly as a result of our increasing scale of operations in low-risk, producing assets in the Eagle Ford, we have set 2014 production guidance at 6,700 – 7,500 boepd with exit rate guidance of 8,000 – 9,000 boepd. This is a significant increase from the previous year but a target that we believe is achievable given our demonstrated abilities and growing footprint in the Eagle Ford. There is additional Reserves upside potential from both the Eagle Ford and Mississippian/ Woodford assets, with substantial development drilling schedules in place in the current year in these areas. Safety and Environment Sundance has a strong culture throughout the organisa- tion of ensuring that high standards of safety are maintained and that our operations are conducted in an environmentally responsible way. During 2013 a comprehensive safety pro- gram was developed and implemented for all employees, contractors and vendors throughout the Company’s various field locations. Further improvements will be a strong focus throughout 2014. A strong financial position Sundance is well placed to accelerate the pace of devel- opment activity in the Eagle Ford following the recent capital raising. The Company is in a very strong financial position following capital raisings totalling more than A$128 million in the past 12 months. Our sound financial management strategy has seen the Company well supported by both new and existing investors in Australia and internationally. Sundance has significant financial flexibility and capacity 2 to grow organically and through further lease acquisitions or bolt-on acquisitions in our core focus areas, particularly in high interest, Company-operated oil and gas assets. For a mid-sized oil and gas company, Sundance is in the enviable position of having a very strong balance sheet with diverse sources of funding; allowing the Company to accelerate development activity and advance the Company’s strategic priorities in a prudent and sustainable manner. Positive outlook for 2014 Sundance’s medium-to-long term growth trajectory looks extremely positive, especially in light of the robust long-term oil price outlook and the strong pipeline of activity we have planned for 2014. The Company is poised for continued growth in production, cash flow and reserves across our portfolio, with a particular focus on our Eagle Ford acreage. We have a multi-year drilling inventory for both Eagle Ford and Mississippian/Woodford assets, designed to drive a significant uplift in Reserves to support future growth. Our inclusion to the S&P/ASX All Australian 200 Index as of 21 March 2014 is a testament to the Company’s growth, and the increasing interest and support from institutional and retail investors. The outlook for the current year looks increasingly promising and we look forward to achieving our objectives from both investment and operational perspectives. 3 Thank you for your support We have had a busy year at Sundance and I would like to recognise the efforts and valued contribution of the Board of Directors, management team and all staff and contractors of the Company in helping us achieve our strategic goals. I am confident that we have the right team and excellent assets in place to execute our clear and focused strategy, to deliver significant value for our shareholders and grow the Company into a leading mid-tier oil and gas company. On behalf of the Board and Company, I would like to thank our shareholders for your strong support of the Com- pany throughout the year. We are committed to delivering long-term value for our shareholders and I look forward to reporting to our shareholders over the coming year on the continued growth of Sundance. Yours sincerely, MIKE HANNELL Chairman M A N A G I N G D I R E C T O R & C E O ’ S R E P O R T Dear Fellow Shareholders, Over the past year our Company has undergone a significant transformation designed to improve our ability to capitalise on rising oil prices with new technologies. While this has generated fast and profitable growth, we must continue to improve the Company to keep winning in a dynamic, competitive landscape. Our core business goals have not changed: we will drive production, cash flow and reserve growth through the development and acquisition of high-interest, Company operated assets. However, the next step for our Company is to move from successful execution to optimisation. To optimise performance, we must continue to improve results through the application of better technology, ration- alise our portfolio to focus on the highest return and highest growth projects, and utilise our existing capital resources to fund the next leg of the Company’s growth. Achievement of these objectives will result in a highly focused and efficient company that is well-funded to capitalise on its high-return growth opportunities. Targeting Capital-Efficient Growth During 2013 the Company built a team capable of successfully running a multi-rig horizontal drilling program across our core focus areas. We drilled and completed 73 gross (41.1 net) wells which drove full year production to 2,956 boepd and the December 2013 production exit rate to 5,028 boepd; a significant 287 percent increase on the prior year. This growth was accomplished amidst a push to drive down well costs, particularly in the Eagle Ford, where prior to our acquisition of Texon wells were being drilled for approximately $11.4 million per well to an average of $7.9 million per well by yearend 2013 with Sundance as operator. Our successful drilling results coupled with substantial cost savings improved production per debt-adjusted share to .00241 boe; a 62 percent increase as compared to the annu- alised 2012 period. Additionally, the cost savings of about $3.5 million per well will significantly improve project eco- nomics across our 83.9 net well drilling inventory in the Eagle Ford, resulting in forecast total cost savings of $294 million over the life of the current Eagle Ford projects. Executing a multi-rig horizontal program while optimis- ing well costs has generated fast and profitable growth for the Company, and the next step now is to optimise the production performance of our wells. During 2014 we expect our tech- nical team will make great strides in advancing completion techniques to increase reserves per well. This is expected to come from both a shift to pad drilling, which commenced in the Eagle Ford in the third quarter of 2013, and changes to the fluid system, perforation spacing, and proppant program in our fracture stimulations. We anticipate initial results from these operational improvements to start flowing through to production rates in the second quarter of 2014. The Company’s production growth in 2013 translated to growth in Adjusted EBITDAX with the Company generating $52.6 million in Adjusted EBITDAX or 62 percent of revenue (“Adjusted EBITDAX margin”); a 10 percentage point increase compared to 2012. Along the theme of optimising our business in 2014, there are a number of initiatives we 4 have undertaken to improve our Adjusted EBITDAX margin during the year. The successful execution of these initiatives is expected to increase our Adjusted EBITDAX margin by approximately five percentage points for the full year of 2014, assuming oil prices remain constant; generating significant cash flow for the Company to invest into future growth. First of these initiatives, we have shifted our operations to a lower production tax jurisdiction and anticipate a reduction in production taxes to less than 6 percent of revenue in 2014, assuming oil prices remain constant, from approxi- mately 7.3 percent of revenue in 2013. Secondly, our general and administrative costs (“G&A”) reflect a full year of costs associated with a team capable of running a four rig hori- zontal drilling program but only six months of revenue from that program. We anticipate G&A per BOE will decrease as production and revenue continue to grow from the positive results of the development program. We expect G&A as a percent of revenue to be between 10 and 12 percent for 2014. Thirdly, we have implemented several changes in our field operations to drive down lease operating costs per barrel to an expected $7 – $8 per boe in 2014 from $11.24 boe in 2013. Finally, the Company achieved significant reserves growth during the year with a 149 percent increase in the proved PV10 and 153 percent increase in the 2P PV10 of its reserves compared to 1 January 2013, as calculated by independent consultant Netherland, Sewell and Associates, Inc. This growth was driven by drilling success in the Eagle Ford and Mississippian. We evaluate the quality of our reserves growth through the PV/I ratio: the increase in PV10 of proved reserves divided by the capital spent to generate that growth. During 2013 our PV/I was 1.3 meaning that for every dollar we spent in capital, we created $1.30 in value. This demonstrates strong results and value creation from our drilling program, and we anticipate improving our PV/I further in 2014 through optimisation programs. We aim to achieve this improvement by increasing reserves per well through enhanced completion designs, maintaining a strong culture of cost control, and continuing to efficiently add to our drilling inventory by proving new reserves through our drilling program and acquiring new projects that can quickly increase proved PV10. Near-Future Growth and Outlook The Company’s future growth hinges on our ability to acquire new projects to grow reserves and build out drilling inventory for the medium- to longer-term. In 2014 we antic- ipate doubling our Eagle Ford acreage to over 16,000 net mineral acres, from approximately 8,100 net mineral acres as at the end of 2013. These new projects will be acquired through field leasing or small acquisitions where we have clear visibility on adding value to the project. We expect some of these projects will add to proved reserves growth in 2014. As we increase our drilling inventory in core areas, we also expect to continue optimising our portfolio by divesting non-core assets. Not only do these divestitures simplify our asset portfolio but they provide capital which contributes to our forward growth in higher-return areas. Furthermore, streamlining our portfolio allows our technical team to focus on generating better results in our core areas and provides enhanced visibility of the intrinsic value of the Company to our current shareholders and new potential investors. Strong Balance Sheet and Funding Position The execution of our strategy in 2013 has resulted in a strong balance sheet, providing substantial funding capability and flexibility to continue our growth trajectory. We antic- ipate that our growth in 2014 and into 2015 will be funded from our current cash reserves, cash flows from operations, debt and proceeds from asset sales. This balanced funding position is an important milestone that the Company has reached where we do not require additional equity capital for our next leg of growth, providing the potential to generate significant increases in net asset value per share. Thank You Over the past year our shareholders have been tremen- dously supportive of the Company and its strategy — thank you for your support. We look forward to delivering increased value in 2014. Finally, our Board of Directors and employees have worked tirelessly to continue transforming Sundance into a leading mid-tier oil and gas company, and to generate supe- rior returns for our shareholders. Thank you for your hard work and the sacrifices you have made to execute our focused strategy and achieve the results of the past year. I am excited for the year ahead and look forward to reporting to all our stakeholders on the Company’s successes in 2014 and beyond. Sincerely, ERIC MCCRADY Managing Director & CEO 5 F I N A N C I A L O V E R V I E W Primarily as a result of the Company’s record oil and natural gas production for the year, its revenue increased to $85.3 million for the year ended 31 December 2013. Oil rev- enue increased to $79.4 million due to increased production and improved pricing and natural gas revenue increased to $5.9 million primarily as the result of increased production. The Company’s average realised oil sales price increased by 12 percent to $95.92 per Bbl, and its average realised natural gas price increased 10 percent to $3.96 per Mcf as compared to the six-months ended 31 December 2012. The Company reported profit before income tax for the year of $21.5 million, which was primarily comprised of a profit from operations of $15.4 million and a gain of $7.3 million from the sale of the Company’s Phoenix prospect. In the six-month period ended 31 December 2012, which was the Company’s previous annual reporting period due to its fiscal year-end change, the Company reported profit before income taxes of $122.8 million, comprised of profit from operations of $1.7 million and a gain of $122.3 million from the sale of the Company’s South Antelope prospect. This FINANCIAL SUMMARY Year Ended Six-Months Ended (US$000s except volumes and per unit prices) 31 Dec 2013 31 Dec 2012 Income Statement Oil and gas sales Net profit after tax Adjusted EBITDAX Balance Sheet Cash Total assets Debt, net Shareholders’ Equity Cash Flow 85,345 15,942 52,555 96,871 625,060 29,141 347,241 17,724 76,210 9,223 154,110 291,435 29,570 151,816 Net cash provided by operating activities 62,646 9,386 Net cash (used in) provided by investing activities (164,355) Net cash provided by financing activities 44,455 Production and Commodity Prices Oil production, MBbls Natural gas production, MMcf Production, MBoe Production, boepd Oil price per barrel Natural gas price per mcf 827 1,509 1,079 2,956 $ 95.92 $ 3.96 114,571 14,846 195 260 239 1,298 $ 85.88 $ 3.59 6 $13.7 million increase in profit from operations was primarily driven by its increased production and revenue from the Company’s successful drilling and development program. The Company’s Adjusted EBITDAX increased to $52.6 million for the year ended 31 December 2013 compared to $9.2 million for the six-months ended 31 December 2012. The increase in Adjusted EBITDAX is primarily due to an increase in production and related revenue. The $57.2 million decrease in the Company’s cash bal- ances was primarily the result of development and exploration expenditures of $174.7 million and net cash paid in the Texon merger of $26.3 million. These cash outflows were offset by cash provided by operating activities of $62.6 million, proceeds from the sale of the Company’s Phoenix prospect of $39 million and proceeds from the issuance of ordinary shares of $45.6 million. Outstanding debt as at 31 December 2013 of $30 million was unchanged from the prior year-end. As at 31 December 2013, the Company had $33 million of undrawn borrowing base capacity. 2013 Production Ratio 2013 Revenue Ratio 23% 7% ■ Oil ■ Natural Gas 77% 93% Revenue ($M) and Production (boepd), net of Royalties ■ Realised Gas Price/Mcf ■ Henry Hub Price/Mcf 35 30 25 20 15 10 5 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2012 2013 Revenue BOEPD Adjusted EBITDAX Trend 20 15 10 5 0 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 100 80 60 40 20 0 4.00 3.00 2.00 1.00 0 2012 2013 ■ Realised Oil Price/Bbl ■ WTI Price/Bbl 100.00 95.00 90.00 85.00 80.00 75.00 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 2012 2013 2012 2013 Adjusted EBITDAX ($M) Adjusted EBITDAX % of Revenue 7 O P E R AT I O N S O V E R V I E W All of Sundance’s exploration, development and produc- tion assets and activities are located onshore in the U.S. Activity for 2013 was focused primarily in the Eagle Ford in south Texas, the Mississippian and Woodford formations in Oklahoma and the Wattenberg field in Colorado’s Denver- Julesburg (DJ) Basin. During 2012 and 2013, the Company divested of two of its three non-operated prospects in the Williston Basin of North Dakota and expects to divest of the remaining prospect during 2014. Production for the year totaled 1,078,953 BOE or 2,956 BOEPD, a 128 percent increase over the six-months ended 31 December 2012. The December 2013 exit rate was 5,028 BOEPD, which included 348 BOEPD of flared gas from wells waiting on hook-up to pipelines. This increase was driven by the Company’s focus on developing Sundance-operated high working interest wells and by production from wells acquired in the merger with Texon in March 2013, which were producing approximately 700 BOEPD at the time of the merger. Production from Sundance-operated wells accounted for 77 percent of production for the year, up from 26 percent in the six-months ended 31 December 2012. During 2013, the Company brought a total of 73 gross (41.1 net) wells onto production and acquired 13 gross (11.9 net) wells. As at 31 December 2013, the Company owned an interest in 213 gross (99.9 net) producing wells. The yearend well counts are net of 59 gross (3.3 net) wells sold in connection with the disposition of the Company’s interest in the Phoenix prospect in late 2013. At yearend, 29 gross (17.5 net) wells were drilling, waiting on completion or production testing. Sundance invested $219.1 million in drilling and completing wells during 2013. During the year, Sundance added approximately 16,900 net acres to its portfolio. Exploration and evaluation expen- ditures, which are primarily related to acreage acquisitions, totaled $14.8 million for the year. Exploration and Development PV10 of 3P Reserves 3P Reserves — 92.8 MMBOE Capital — $233.9M 2.4 11.5 $7.2 $14.2 $829.3M $14.3 40.7 $142.4 $70.1 $465.5 38.2 $157.7 $191.8 ■ EAGLE FORD ■ WILLISTON BASIN ■ DJ BASIN ■ ANADARKO BASIN Daily Production 2,956 BOEPD 1,371 576 503 506 E&E Capital Invested ($000s) D&P Capital Invested ($000s) Production (BOEPD) Wells Drilled Gross Net Wells in Progress Gross Net Net Acres Reserves (MBOE) Proved Reserves % Oil 3P Reserves % Oil Reserves (PV10) ($000s) Proved Reserves 3P Reserves 2013 14,770 219,121 2,956 73 41.1 29 17.5 72,072 20,747 62% 92,781 56% 336,984 829,277 9 E A G L E F O R D In March 2013, Sundance merged with Texon Petroleum Ltd, an Australian corporation with oil and natural gas assets in the Eagle Ford. At the time of the merger, Texon held approximately 7,300 net acres in the Eagle Ford and had 7 gross (6.1 net) producing wells. During 2013, Sundance acquired an additional 800 net acres and in April 2014 closed on the acquisition of an additional 4,800 net acres bringing the Company’s Eagle Ford acreage position to approximately 13,000 net acres. Sundance has a high working interest and operatorship in its Eagle Ford acreage which is located in McMullen County, Texas. Subsequent to the merger, the Company drilled and completed an additional 16 gross (13.8 net) Sundance- operated wells with an average working interest of 86 percent. At year-end, the Company was operating a two-rig horizontal drilling program on its Eagle Ford acreage. There were 8 gross (6.2 net) wells, with an average working interest of 78 percent, in progress at year-end. Capital expenditures for drilling and completing wells totaled $133.6 million for the year. Eagle Ford production for the year totaled 500,290 BOE or 1,371 BOEPD and represents 46 percent of the Company’s total production. Excluding the pre-merger period, average daily production was 1,673 BOE. Eagle Ford December 2013 exit rate was 2,566 BOEPD, and represents 51 percent of the Company’s total December production. All of the 2013 Eagle Ford production was from Sundance-operated wells. 10 EAGLE FORD E&E Capital Invested ($000s) D&P Capital Invested ($000s) Production (BOEPD) Wells Drilled Gross Net Wells in Progress Gross Net Net Acres Reserves (MBOE) Proved Reserves % Oil 3P Reserves % Oil Reserves (PV10) ($000s) Proved Reserves 3P Reserves 2013 8,776 133,616 1,371 16 13.8 8 6.2 8,101 10,271 67% 40,661 50% 192,024 465,509 T E X A S McMULLEN 11 G R E AT E R A N A D A R K O The Company added over 8,000 net acres to its Missis- sippian/Woodford holdings during the year, increasing its total net acreage position to approximately 45,900 net acres. Most of Sundance’s acreage (30,800 net acres) and develop- ment activity are in Logan County, Oklahoma. During 2013, the Company drilled and completed 23 gross (9.9 net) wells in order to continue its appraisal of its Mississippian/Woodford position. At year-end 9 gross (4.8 net) were in progress. Capital expenditures for drilling and completing wells totaled $64.3 million for the year. Mississippian/Woodford production for the year totaled 183,699 BOE or 503 BOEPD and represented 17 percent of the Company’s total production. Mississippian/Woodford December 2013 exit rate was 1,135 BOEPD, and represents 23 percent of the Company’s total December production. Of the 2013 Mississippian/Woodford production, 89 percent was from Sundance-operated wells. ALFALFA GARFIELD NOBLE LOGAN OKLAHOMA O K L A H O M A ANADARKO BASIN E&E Capital Invested ($000s) D&P Capital Invested ($000s) Production (BOEPD) Wells Drilled Gross Net Wells in Progress Gross Net Net Acres Reserves (MBOE) Proved Reserves % Oil 3P Reserves % Oil Reserves (PV10) ($000s) Proved Reserves 3P Reserves 2013 5,859 64,291 503 23 9.9 9 4.8 45,913 4,404 56% 38,176 60% 66,730 191,790 13 D E N V E R – J U L E S B U R G The Company drilled and completed 22 gross (16.4 net) wells in the DJ Basin of Colorado during 2013. There were 12 gross (6.5 net) DJ wells in progress at year-end. DJ Basin capital expenditures for drilling and completing wells totaled $14.1 million for the year. DJ Basin production for the year totaled 184,735 BOE or 506 BOEPD and represents 17 percent of the Company’s total production. DJ Basin December 2013 exit rate was 837 BOEPD, and represents 17 percent of the Company’s total December production. Of the 2013 DJ Basin production, 88 percent was from Sundance-operated wells. The Company added over 500 net acres to its holdings in the Wattenberg Field of the DJ Basin during the year, increasing total net acreage holdings to approximately 5,000 net acres in the Wattenberg Field of the DJ plus an addi- tional 9,900 net acres located in the greater DJ Basin outside the Wattenberg Field. 14 W Y O M I N G DJ BASIN E&E Capital Invested ($000s) D&P Capital Invested ($000s) Production (BOEPD) Wells Drilled Gross Net Wells in Progress Gross Net Net Acres Reserves (MBOE) Proved Reserves % Oil 3P Reserves % Oil Reserves (PV10) ($000s) Proved Reserves 3P Reserves 2013 90 14,064 506 22 16.4 12 6.5 14,892 4,670 54% 11,535 62% 66,480 157,677 LARAMIE LARIMER WELD BOULDER ADAMS C O L O R A D O 15 16 S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Directors’ Report  Your Directors present this report on the Company and its consolidated entities (“Group,” the “Company” or “Consolidated Group”)  for the financial year ended 31 December 2013.  Directors  The names of Directors in office at any time during or since the end of the year are:   Michael D Hannell   Damien A Hannes   Neville W Martin   Eric P McCrady    H. Weldon Holcombe   These Directors have been in office since the start of the financial period to the date of this report, unless otherwise stated.  Company Secretary  The following person held the position of Company Secretary at the end of the financial period:  Mr  Damien Connor was appointed effective 23 August 2013 upon the resignation of Mr. Craig Gooden who had served as Company  Secretary since April 2005. Mr. Connor has been a member of the Institute of Chartered Accountants in Australia since 2002 and is a  graduate of the Australian Institute of Company Directors.  He  is also Chief Financial Officer and Company Secretary of ASX‐listed  UraniumSA Limited.  Principal Activities  The principal activities of the Group during the financial year were:  • • the exploration for and development and production of oil and natural gas in the United States of America; and,  the continued expansion of its mineral acreage portfolio in the United States of America.  No significant changes in the nature of the activities of the Group occurred during the year.  Operating Results  The profit of the Group, after providing for income tax of $5.6 million, amounted to $15.9 million for the year ended 31 December  2013.   Dividends  No dividends were declared or paid during the financial year. No recommendation for payment of dividends has been made.  Company Performance   During 2013 the Company made significant progress in executing its strategic plan while delivering strong operating and financial  results, including the following:          Increased production to an average of 2,956 boepd for the year ended 31 December 2013 compared to 1,298 boepd for the  six‐month period ended 31 December 2012 (an increase of 128 percent).  For the month of December 2013, the Company  achieved record production of 5,028 boepd, which included 348 boepd of flared gas from wells waiting on hook‐up to pipelines.  Production from Sundance‐operated wells accounted for 77 percent of production during the year ended 31 December 2013,  up from 27 percent of production during the six‐month period ended 31 December 2012.  Increased oil and natural gas revenue to $85.3 million up from $17.7 million in the six month period ended 31 December 2012;  Increased EBITDAX to $52.6 million for the year ended 31 December 2013 from $9.2 million in the six‐month period ended 31  December 2012;  Increased Net operating cash flow to $62.6 million for the year ended 31 December 2013 from $9.4 million in the six‐month  period ended 31 December 2012;  Drilled and completed 73 gross (41.1 net) wells, which increased the Company’s producing well count to 213 gross (99.9 net)  wells.  At year‐end, 29 gross (17.5 net) wells were in progress.  Increased the PV10 of Proved Reserves (1P) to $337 million and the PV10 of Proved and Probable Reserves (2P) to $475.8  million.  This represents a $177.5 million (111 percent) increases in 1P reserves and a $189.7 million (66 percent) increase in  2P reserves as compared to 31 December 2012.  Reduced Eagle Ford well costs by reducing drilling and completion time per well.  ‐ 17 ‐                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Significant Changes in State of Affairs  Following is a summary of significant changes in the state of affairs of the Group during the year ended 31 December 2013:      Implemented  the  acquisition  scheme  with  Texon  Petroleum  Limited  effective  8  March  2013,  giving  Sundance  a  significant  acreage position (approximately 7,336 net acres) in the Eagle Ford, a leading U.S. resource play.    Continued  executing  on  strategic  divestitures  of  primarily  low‐interest,  non‐operated  non‐core  assets  with  the  Phoenix  prospect disposition, which resulted in net proceeds of approximately $39 million, bringing net proceeds from non‐core, non‐ operated asset sales to approximately $213 million for 2012 and 2013;  Completed successful capital raise of A$48.1 million during the year with proceeds being used primarily to accelerate pace of  the Company’s drilling program in the Eagle Ford.  Ended the year in a strong financial position with $96.9 million of cash, total debt outstanding of $30 million and $33 million  of unused borrowing capacity under the Company’s credit facilities.  There were no other material changes in the state of affairs of the Company.  Matters Subsequent to the End of the Financial Year     In January 2014, the Company entered into a lease acquisition agreement to acquire approximately 10,300 net acres in the  Mississippian/Woodford for a purchase price of approximately $6.3 million.  This acreage is contiguous with the Company’s  current acreage in Logan County, Oklahoma.  In February 2014, the Company entered into a lease acquisition agreement to acquire approximately 4,800 net acres in the  Eagle  Ford  for  an  initial  purchase  price  of  approximately  $10.5  million  and  two  separate  earn  out  payments  due  upon  commencement of drilling ($7.7 million) and payout of the first six wells drilled on the acreage ($7.7 million).  The term of the  agreement  is  two  years  and  provides  a  one  year  extension  for  $500  per  acre  extended.   This   acreage  is  adjacent  to  the  Company’s current acreage in McMullen County, Texas.  In February 2014, the Company completed a placement of 84.2 million ordinary shares at A$0.95 per share, raising A$80.0  million.  The first tranche of 63.7 million shares were issued in March 2014 and the second tranche of 20.5 million shares is  subject to shareholder approval at an extraordinary general meeting scheduled for 4 April 2014.  Future Developments, Prospects and Business Strategies  The Group’s business strategies and prospects for growth in future financial years are presently concentrated on development of the  Group’s current resource plays and the acquisition of further plays which comport with the underlying development model. Further  information on likely development in the operations of the Group and expected results of operations has not been included because  the Directors believe it would result in unreasonable prejudice to the Group.  Environmental Issues  The Group’s operations are subject to significant environmental regulation under laws of  the United States of America. No notice of  any breach has been received and the Directors believe no breach of any environment regulations has occurred.  Safety  The Company’s corporate objective is to ensure that we maintain a safe work environment in all of our operations.  During 2013, a  comprehensive  safety  program  was  developed  and  implemented  throughout  the  Company’s  various  field  locations.   In  addition,  subcontractors and vendors coming onto Sundance operated locations are required to comply with the Company’s safety procedures.  Information on Directors  Michael Damer Hannell  Chairman, BSc Eng (Hons), FIEAust  Experience – Mike has been a director of Sundance since March 2006 and chairman of our board of directors since December 2008.  He  is  also  the  chairman  of  our  Remuneration  and  Nominations  Committee  and  a  member  of  our  Audit  and  Risk  Management  Committee. Mr. Hannell has over 45 years of experience in the oil and gas industry, initially in the downstream sector and subsequently  in the upstream sector. His extensive experience has been in a wide range of engineering, operations, exploration and development,  commercial,  financial  and  corporate  areas  in  the  United  States,  United  Kingdom,  continental  Europe  and  Australia  at  the  senior  executive level with Mobil Oil (now Exxon)  and Santos Ltd. Mr. Hannell recently finished his term as the chairman of Rees Operations  Pty  Ltd  (doing  business  as  Milford  Industries  Pty  Ltd),  an  Australian  automotive  components  and  transportation  container  manufacturer and supplier. He has also held a number of other board appointments including, until recently, the chairman of Sydac  Pty Ltd, a designer and producer of simulation training products for industry. Mr. Hannell has also served on a number of not‐for‐ profit boards, with appointments as president of the Adelaide‐based Chamber of Mines and Energy, president of Business SA (formerly  the South Australian Chamber of Commerce and Industry), chairman of the Investigator Science and Technology Centre, chairman of  the Adelaide Graduate School of Business, and a member of the South Australian Legal Practitioners Conduct Board. Mr. Hannell holds  a Bachelor of Science degree in Engineering (with Honors) from the University of London and is a Fellow of the Institution of Engineers  Australia.  ‐ 18 ‐            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Interest in Shares:  937,442 ordinary shares in Sundance Energy Australia Limited.  Special  Responsibilities:   Member  of  the  Audit  and  Risk  Management  Committee  and  the  Chairman  of  the  Remuneration  and  Nominations Committee.  Other Directorships:  Nil  Eric P. McCrady  Director, BS in Business Administration   Experience ‐ Eric has been our Chief Executive Officer since April 2011 and Managing Director of our board of directors since November  2011. He also served as our Chief Financial Officer from June 2010 until becoming Chief Executive Officer in 2011. Mr. McCrady has  served in numerous positions in the energy, private investment and retail industries. From 2004 to 2010, Mr. McCrady was employed  by The Broe Group, a private investment firm, in various financial and executive management positions across a variety of industry  investment platforms, including energy, transportation and real estate. From 1997 to 2003, Mr. McCrady was employed by American  Coin Merchandising, Inc. in various corporate finance roles. Mr. McCrady holds a degree in Business Administration from the University  of Colorado, Boulder.  Interest in Shares, Restricted Share Units and Options: 1,353,076 Ordinary Shares in Sundance Energy Australia Limited and 555,078  Restricted Share Units.  Special Responsibilities:  Managing Director and Chief Executive Officer of the Company.  Other Directorships: Nil  Damien Ashley Hannes  Director, CA, BBs  Experience ‐ Damien has been a Director since 2009 and is the chairman of our Audit and Risk Management Committee and a member  of our Remuneration and Nominations Committee. Mr. Hannes has over 25 years of finance experience. He has served over 15 years  as a managing director and a member of the operating committee, among other senior management positions, for Credit Suisse’s  listed derivatives business in equities, commodities and fixed income in its Asia and Pacific region. From 1986 to 1993, Mr. Hannes  was a director for Fay Richwhite Australia, a New Zealand merchant bank. Prior to his tenure with Fay Richwhite, Mr. Hannes was the  director  of  operations  and  chief  financial  officer  of  Donaldson,  Lufkin  and  Jenrette  Futures  Ltd,  a  U.S.  investment  bank.  He  has  successfully  raised  capital  and  developed  and  managed  mining,  commodities  trading  and  manufacturing  businesses  in  the  global  market. Mr. Hannes also serves as the chairman of the board of directors of Australia Gold Corporation Ltd, a gold mining company  with operations in Peru and South America and as a director of Quill Stationery Manufacturers Limited, a paper products business  with operations in China. He holds a Bachelor of Business degree from the NSW University of Technology in Australia.  Mr. Hannes is  a qualified chartered accountant.  Interest in Shares: 5,681,561 Ordinary Shares in Sundance Energy Australia Limited.  Special Responsibilities: Chairman of the Audit and Risk Management Committee and a member of the Remuneration and Nominations  Committee.   Other Directorships: He is the Chairman/Director of Australia Gold Corporation Ltd and Goldsmith Resources SAC.  He is also a Director  of Quill Stationery Manufacturers Limited.  Neville Wayne Martin  Director, LLB  Experience ‐ Neville has been a Director since January 2012 and is a member of our Audit and Risk Management Committee. Prior to  his election, he was an alternate director on our board of directors. Mr. Martin has over 40 years of experience as a lawyer specializing  in corporate law and mining, oil and gas law. He is currently a consultant to the Australian law firm, Minter Ellison. Mr. Martin has  served  as  a  director  on  the  boards  of  several  Australian  companies  listed  on  the  Australian  Securities  Exchange,  including  Stuart  Petroleum Ltd from 1999 to 2002, Austin Exploration Ltd. from 2005 to 2008 and Adelaide Energy Ltd from 2005 to 2011. Mr. Martin  is the former state president of the Australian Mining and Petroleum Law Association. Mr. Martin holds a Bachelor of Laws degree  from Adelaide University.  Interest in Shares: 270,300 Ordinary Shares in Sundance Energy Australia Limited.  Special Responsibilities:  Member of the Audit and Risk Management Committee.  Other  Directorships:  He  is  a  Director  of  Island  Sky  Australia  Limited  (ASX  listed).  He  is  also  a  Chairman/Director  of  unlisted  public  companies Newklar Asset Management Ltd, Anglo Russian Energy Ltd. and Woomera Exploration Ltd. He was a director of Adelaide  Energy Ltd. until November 2011.  ‐ 19 ‐                S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 H. Weldon Holcombe  Director, BS in Civil Engineering  Experience ‐ Weldon has been a director and a member of our Remuneration and Nominations Committee since December 2012. Mr.  Holcombe has over 30 years of onshore and offshore U.S. oil and gas industry experience, including technology, reservoir engineering,  drilling and completions, production operations, construction, field development and optimization, Health, Safety and Environmental  (‘‘HSE’’), and management of office, field and contract personnel. Most recently, Mr. Holcombe served as the Executive Vice President,  Mid‐Continental Region, for Petrohawk Energy Corporation from 2006 until its acquisition by BHP Billiton in 2011, after which Mr.  Holcombe served as Vice President of New Technology Development for BHP Billiton. In his capacity as Executive Vice President for  Petrohawk  Energy  Corporation,  Mr.  Holcombe  managed  development  of  leading  unconventional  resource  plays,  including  the  Haynesville, Fayetteville and Permian areas. In addition,  Mr. Holcombe served as President of Big Hawk LLC, a subsidiary of Petrohawk  Energy Corporation, a provider of basic oil and gas construction, logistics and rental services. Mr. Holcombe also served as corporate  HSE officer for Petrohawk and joint chairperson of the steering committee that managed construction and operation of a gathering  system  in  Petrohawk’s  Haynesville  field  with  one  billion  cubic  feet  of  natural  gas  of  production  per  day.  Prior  to  Petrohawk,  Mr.  Holcombe served in a variety of senior‐level management, operations and engineering roles for KCS Energy and Exxon. Mr. Holcombe  holds a Bachelor of Science degree in civil engineering from the University of Auburn.  Interest in Shares: 220,000 Ordinary Shares in Sundance Energy Australia Limited.  Special Responsibilities: Member of the Remuneration and Nominations Committee.   Other Directorships:  Nil  Remuneration Report (Audited)  Executive Summary  Remuneration Practices and Policies  Our board of directors recognizes that the attraction and retention of high‐calibre directors and executives with appropriate incentives  is critical to generating shareholder value. We have designed our remuneration program to provide rewards for individual performance  and corporate results and to encourage an ownership mentality among our executives and other key employees.   Sundance stock is traded on the Australian Stock Exchange (ASX), and all of our management team and operations are located in the  United  States.  In  order  to  retain  our  current  talent  and  continue  to  attract  highly  skilled  talent  in  the  U.S.,  we  have  adopted  remuneration programs that align with best practices and competitive design in the U.S. marketplace while also meeting ASX listing  requirements.          Pay for Performance: Long‐term and short‐term incentive remuneration is tied to company performance.  Benchmarking Process: Remuneration levels and design are benchmarked against a peer group of similarly‐sized ASX and U.S.‐ listed oil and gas exploration and production companies.  Independent  Remuneration  Consultant:  In  late  2013,  the  Remuneration  and  Nominations  Committee  engaged  Meridian  Compensation  Partners,  LLC  as  its  independent  consultant.   Meridian   performs  no  other  services  to  the  Company  or  the  Committee aside from advising on executive remuneration and corporate governance matters.  Stock  Ownership  Requirements:  In  2013,  the  Company  adopted  robust  stock  ownership  requirements  for  executives  and  independent directors.    Remuneration Recoupment (“Clawback”) Policy: The Board may clawback incentive compensation.  Equity Grant Practices: The Company does not backdate or re‐price equity awards retroactively.  Remuneration Philosophy  In order to maximize shareholder value, our remuneration philosophy is to attract, motivate and retain high‐calibre executives.  In  assessing total remuneration, our objective is to be competitive with industry remuneration while considering individual and company  performance. The majority of each executive's remuneration is performance based and "at risk." We believe that equity ownership is  an important element of remuneration and that, over time, more of the executives' remuneration should be equity‐based rather than  cash‐based so as to better align executive remuneration with shareholder return. The targeted "at risk" remuneration for the six‐ month period ended 31 December 2012 is set forth in the table below:  Fixed Pay  Name  McCrady  Anderson  Base Salary  32.2%  40.0%  Annual Cash  Incentive (STI)  19.4%  20.0%  At Risk Pay  Long‐Term  Equity Based  Incentive (LTI)  48.4%  40.0%  Total At‐Risk  67.8%  60.0%  ‐ 20 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 U. S. Remuneration Basic Principles   While our stock is traded on the Australian Stock Exchange (ASX), all of our management team and operations are located in the United  States.  As such, we have adopted the following objectives for managing executive remuneration:    Recognition that Sundance Energy is a publicly listed Australian company, with mainly Australian shareholders;  Recognition that remuneration must be competitive within the local working environment in order to attract and to retain the  necessary people to grow the company according to the Board approved strategy;  The scheme must achieve the appropriate balance between shareholder interests and management motivation;  Due recognition and observance of the ASX listing rules and the Corporations Act must be made;     Must be endorsed by an appropriate independent industry expert;   The scheme to include three basic elements:   o o o Base salaries (which will be reviewed at the end of each financial year);   Annual  cash  bonuses  based  on  predetermined  targets  recommended  by  the  Remuneration  and  Nominations  Committee and approved by the Board;   Long term incentives in the form of equity based on predetermined targets recommended by the Remuneration and  Nominations Committee and approved by the Board   The  scheme  is  to  include  a  discretionary  component,  which  allows  the  Remuneration  and  Nominations  Committee  to  recommend  to  the  Board  the  awarding  of  bonuses  to  executives  where  the  Remuneration  and  Nominations  Committee  believes they are warranted based on strong individual performance and meeting predetermined Company objectives.  Overview of Remuneration Practices and Processes  The Remuneration and Nominations Committee  The Remuneration and Nominations Committee makes recommendations to our board of directors in relation to total remuneration  of directors and executives and reviews their remuneration annually. The Committee members are all independent directors, and  independent external advice is sought when required.   Remuneration Consultant  Given the unique structure of being traded on the ASX but having a U.S.‐based management team and operations, the Remuneration  and Nominations Committee retained Meridian Compensation Partners, LLC (Meridian) as its independent remuneration consultant  for  the  coming  fiscal  year.  Meridian  has  been  retained  to  provide  executive  and  director  remuneration  consulting  services  to  the  Committee, including advice regarding the design and implementation of remuneration programs that are competitive and common  among the U.S. oil and gas exploration and production industry, competitive market information, regulatory updates and analyses and  trends on executive base salary, short‐term incentives, long‐term incentives, benefits and perquisites.  Meridian does not provide any  other services to the Company. There were no consultants utilized for remuneration decisions in determining 2013 remuneration,  although the basic structure plan remained unchanged from that recommended by the Hay Group in the US during 2011.  Elements of Remuneration  Cash  Remuneration  Component  Base Salary  Short‐Term Incentives  Equity  Remuneration  Long‐Term Incentives  Other Benefits  Health and Welfare  Benefit Plans  Description  Competitive pay to attract and retain talented executives.  Annual incentive plan designed to provide executives with an opportunity to  earn an annual cash incentive based on Company financial and operational  performance.  Restricted share awards that are tied to achievement of specific performance  metrics, intended to reward strong, sustained underlying share value, reward  increasing shareholder value. Equity awards further align the interests of our  executives with those of our shareholders.  Executives are eligible to participate in health and welfare benefit plans  generally available to other employees.  Base Salary  Base salaries for executives recognize their qualifications, experience and responsibilities as well as their unique value and historical  contributions to Sundance. In addition to being important to attracting and retaining executives, setting base salaries at appropriate  levels  motivates  employees  to  aspire  to  and  accept  enlarged  opportunities.  We  do  not  consider  base  salaries  to  be  part  of  performance‐based remuneration.  In setting the amount, the individuals' performance is considered.  Name  E. McCrady  C. Anderson  Title  MD/CEO  CFO  2013 Salary  $275,000  $225,000  2012 Salary  $275,000  $225,000  % Change  0 %  0 %  ‐ 21 ‐                S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Incentive Remuneration  We  have  an  incentive  remuneration  program,  comprised  of  short  and  long‐term  components,  to  incentivize  key  executives  and  employees of Sundance and its subsidiaries. The goal of the incentive remuneration program is to motivate management and senior  employees to achieve short and long‐term goals to improve shareholder value. This plan represents the performance‐based, at risk  component  of  each  executive's  total  remuneration.  The  incentive  remuneration  program  is  designed  to:  align  management  and  shareholder interests; and attract and retain management and senior employees to execute strategic business plans to grow Sundance  as approved by our board of directors.  It is the intention of the Remuneration and Nominations Committee to carefully monitor the  incentive remuneration program to ensure its ongoing effectiveness.   The incentive remuneration program has provisions for an annual cash and equity bonus in addition to the base salary levels. The  annual  cash  bonus  Short‐Term  Incentive  ("STI")  is  established  to  reward  short‐term  performance  towards  our  goal  of  increasing  shareholder value. The equity component Long‐Term Incentive ("LTI") is intended to reward progress towards our long‐term goals and  to motivate and retain management to make decisions benefiting long‐term value creation.   The available bonus pool for both STI and LTI is based on a percentage of each employee’s annual base salary. On an annual basis,  targets are established and agreed by the Remuneration and Nominations Committee, subject to approval by our board of directors.  The  targets  are  used  to  determine  the  bonus  pool,  but  both  the  STI  and  LTI  bonuses  for  the  Key  Management  Personnel  require  approval by the Remuneration and Nominations Committee and are fully discretionary. Bonuses earned under the STI will be paid in  cash and those under the LTI by means of awarding Restricted Share Units (RSUs) under the RSU Plan.   The Committee has put in place a ceiling on annual and long‐term incentive awards with specific metrics that are aligned with the  interests  of  shareholders.   Annual   incentive  payouts  should  not  exceed  10%  of  Net  Operating  Cash  Flow  (defined  as  Net  Income  adjusted for changes in Working Capital and Non‐Cash Operating Expenses) without Committee approval.  LTI grants should not exceed  5% of the increase in the Company’s market capitalization for the fiscal year without Committee approval.  Annual Incentives  The Company’s annual incentive plan has two components: a short‐term incentive (STI) that is paid in cash and a long‐term incentive  (LTI) comprised of the grant of restricted share units (RSUs).  The annual STI and LTI awards are made at the full discretion of the  Board.  For the year ended December 31, 2013, the following metrics were adopted as targets:        production of oil and natural gas per debt‐adjusted share (15% weighting);   return on capital employed (20% weighting);   net asset value per debt‐adjusted share (20% weighting);   cash margin (15% weighting); and  an assessment of the  performance of senior executives and managers (30% weighting).  The table below contains the payout leverage for performance achievement as a percent of target.  Level  Threshold  Target  Maximum  Performance Achievement  90%  Payout Earned  50%  Every 1% increase in performance above threshold yields a 5% increase in payout up to target.  100%  100%  Every 1% increase in performance above target yields a 2% increase in payout up to maximum.  125%  150%  Based on an assessment of the overall management team, a bonus pool is formed for allocating awards relative to the individual  performance category.  The Managing Director recommends to the Remuneration and Nominations Committee the allocation of such  awards for Key Management Personnel other than himself.  The Remuneration and Nominations Committee determines the allocation  of  the  Managing  Director’s  individual  performance  bonus,  along  with  any  adjustments  (either  positive  or  negative)  to  the  recommendations made by the Managing Director for other Key Management Personnel.    ‐ 22 ‐              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Bonus Targets, Performance and Results  The bonus targets, performance and results along with the resulting payouts were related to performance during the six months ended  31 December 2012 and paid during 2013 and year ended 30 June 2012 and paid during the six‐month period ended 31 December  2012.  Financial Performance Metric   (% Weight)   PRODUCTION    ROCE    NAV/SHARE    CASH MARGIN    DISCRETIONARY    TOTAL WEIGHTED ACHIEVEMENTS   Six Months Ended 31 December 2012  Actual   Outcome  % of   Target  Target  Goal  Year Ended 30 June 2012  Actual   Outcome  % of   Target  Target  Goal  15.0%  20.0%  20.0%  15.0%  30.0%  7.7%  30.0%  14.9%  17.0%  15.0%  51.6%  150.0%  74.3%  113.3%  50.0%  84.6%  15.0%  20.0%  20.0%  15.0%  30.0%  10.2%  10.6%  20.3%  15.4%  27.0%  68.0%  53.0%  101.5%  102.7%  90.0%  83.5%  Resulting Payouts for the six months ended 31 December 2012:  Name  STI Target   (% of Salary)  McCrady  Anderson  60.0%  50.0%  Achievement of  Financial Goals   (% of Target)  84.6%  84.6%  Total STI Payout ($)  $69,777  $47,575  The amount of any STI and LTI bonuses relative to the year ended 31 December 2013 will be determined subsequent to the filing of  this report and included in reported remuneration in next year’s Directors’ Report.    Long‐Term Incentives  We have two active equity incentive plans under the LTI component of the incentive remuneration program. These are the Sundance  Employee Option Plan ("ESOP") and the Sundance Energy Australia Limited Restricted Share Units available only to our U.S. employees  under the Incentive Remuneration Plan (the "RSU Plan"). Any grants made to employees that also serve as a director are subject to  shareholder approval prior to issuance.    ESOP Plan  The ESOP provides for the issuance of stock options at an exercise price determined at the time of the issue by a committee designated  by  the  board  (the  "Plan  Committee").  Options  under  the  ESOP  may  be  granted  to  eligible  employees,  as  determined  by  the  Plan  Committee, and typically include our executive officers, directors and key employees.   Historically,  the  Plan  Committee  has  granted  options  in  connection  with  attracting  new  employees,  which  grant  is  made  once  employment has commenced. It is within the discretion of the Plan Committee, however, to authorize additional option grants during  the tenure of employment. Generally, an option vests 20 percent on the 90th day following the grant date, with an additional 20  percent vesting on the first, second, third and fourth anniversaries thereof. Options are valued using the Black‐Scholes methodology  and recognized as remuneration in accordance with their vesting conditions. In the event of a voluntary winding up of the Company,  unvested stock options vest immediately. We may amend the ESOP or any portion thereof, or waive or modify the application of the  ESOP rules in relation to a participant, at any time. Certain amendments to the ESOP may require the approval of the option holders.   No stock options were granted to any officers or directors during 2013.  RSU Plan  The RSU Plan provides for the issuance of restricted share units ("RSUs") to our U.S. employees. The purpose of issuing RSUs is to  reward senior executives and employees for achievement of financial and operational performance targets established by our board.  The RSU Plan is administered by our board. RSUs may be granted to eligible employees from a bonus pool established at the sole  discretion of our board. The bonus pool is subject to board and management review of performance metrics with respect to both our  and the individual employee's performance over a measured period determined by the Remuneration and Nominations Committee  and the board. The RSUs may be settled in cash or shares at the discretion of our board.   ‐ 23 ‐                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Under the RSU Plan, 25% of the RSUs vest upon satisfaction of the performance criteria and share award determination, and 25% vest  on each of next three anniversaries. The RSUs are based on performance targets established and approved by our board.  The number  of RSUs awarded is calculated by dividing the value of the LTI award by the closing price of the Company’s shares at the end of the  fiscal year for which the award is granted. Below is an illustration of the vesting schedule:   Year 1:  Performance in year 1  determines award  size; 25% vest at end  of period. Year 2:  Year 3:  Year 4:  25% of shares vest 25% of shares vest 25% of shares vest Earned LTI Awards for 2013  The Earned LTI Awards for 2013 were related to performance during the six months ended 31 December 2012 and granted during  2013.  Name  E. McCrady  C. Anderson  LTI Target   (% of Salary)  150%  100%  Percent of Target  RSUs Earned  84.6%  84.6%  # of RSUs granted   in 2013  190,377  103,842  Grant Date Value of  RSU Award  $147,542  $80,477  We may amend, suspend or terminate the RSU Plan or any portion thereof at any time. Certain amendments to the RSU Plan may  require approval of the holders of the RSUs who will be affected by the amendment.  In the event of a corporate take‐over or change  in control (as defined in the RSU Plan), our board in its discretion may cause all unvested RSUs to vest and be satisfied by the issue of  one ordinary share each or provide for the cancellation of outstanding RSUs and a cash payment equal to the then‐fair market value  of the RSUs .  Other Discretionary Bonuses  During 2013, the Board paid a discretionary bonus to reward the executive team for substantial progress in achieving the Company’s  strategic goals and generating total shareholder returns in the top 10% of its peer group.  The achievements spanned the second half  of 2012 and the first quarter of 2013 related to the South Antelope sale, Wells Fargo credit facility, Wattenberg acquisition, and the  Texon Scheme of Arrangement.  The discretionary bonus was paid out 70% in cash and 30% in RSUs.  Name  Cash Award  E. McCrady  C. Anderson  $332,500  $262,500  Grant Date Value of  RSU Award  $142,500  $112,500  # of RSUs Awarded  183,871  145,161  Retirement and Other Benefits  Executive management participates in the same benefit plans and on the same basis as other employees.  Those plans include health,  dental and vision insurance (for which a premium contribution is required by the participant) and a 401(k) retirement plan under which  the Company makes an annual contribution equal to 3 percent of the participant’s eligible compensation.  Post‐Termination and Change In Control Benefits  The Managing Director’s employment contract provides for payment of his base salary through the end of the contract term in the  event he is terminated as a result of a change in control event.  Additionally, in the event of a corporate take‐over or change in control  (as defined in the RSU Plan), our board in its discretion may cause all unvested RSUs to vest and be satisfied by the issue of one share  each or provide for the cancellation of outstanding RSUs and a cash payment equal to the then‐fair market value of the RSUs .  Corporate Governance Practices  Stock Ownership Guidelines  We recently adopted stock ownership guidelines for certain key executive officers. Our Chief Executive Officer is required to hold  ordinary shares with a value equal to five times the amount of his annual base salary. The remaining executive officers are required  to hold ordinary shares with a value equal to 2.5 times their respective annual base salaries. The applicable level of ownership is  required to be achieved within five years of the later of the date these guidelines were adopted or the date the person first became  an executive officer. The net shares acquired through incentive compensation plans (through the exercise of stock options, or the  vesting of RSUs or performance shares) must be retained if the executive has not satisfied his or her targeted ownership. An executive’s  failure to meet the stock ownership guidelines may influence an executive’s future mix of cash and non‐cash compensation awarded  by the Committee. Executives are not permitted to pledge their shares or invest in derivatives involving Company shares. Ownership  is reviewed at least annually when compensation decisions are made. ‐ 24 ‐              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Claw Back Provisions  The Board, in its sole discretion, shall reserve the right to claw back any incentive awards issued if any of the following conditions  apply:   The Company’s financial statements are required to be restated due to material non‐compliance with any financial reporting  requirements under the federal securities laws (other than a restatement due to a change in accounting rules);  As a result of such restatement, a performance measure which was a material factor in determining the award is restated, and  In  the  discretion of  the  Board, a lower  payment  would have been  made to the executive officer based  upon the  restated  financial results;  Should it subsequently be found that the information or assumptions are materially erroneous;  In the event that there is evidence of fraud by any employee;  In the event that there is a material adverse change in the circumstances of the Company.       Remuneration of Non‐Executive Directors  The  non‐executive  directors  receive  a  basic  annual  fee  for  board  membership  and  annual  fees  for  committee  service  and  chairmanships. For the Australian non‐executive directors this includes the superannuation guarantee contribution required by the  Australian government, which was 9.25%  as of 1 July 2013. In  accordance with ASX corporate governance principles, they  do not  receive any other retirement benefits or any performance‐related incentive payments by means of cash or equity. Some individuals,  however, have chosen to contribute part of their salary to superannuation in order to access the available favourable tax advantage  of doing so (“Salary sacrifice”). To align directors' interests with shareholder interests, the directors are required to hold our ordinary  shares equal to three times their base board fees.  Each Non‐Executive Director has five years from their appointment to achieve this  shareholding requirement.  All remuneration paid to directors and executives is valued in accordance with applicable IFRS accounting  rules.   Summary of Non‐Executive Director Pay Elements  Remuneration Element  Board Service  Cash Board Retainer for Board Members  Cash Board Retainer for Board Chair (Additional)  Committee Service  Remuneration and Nominations Committee Member  Remuneration and Nominating Committee Chair (Additional)  Audit and Risk Management Committee Member  Audit and Risk Management Committee Chair (Additional)  Amount  $50,000  $25,000  $10,000  $5,000  $10,000  $7,500  (Note: The above amounts are paid to the Australian non‐executive directors in Australian dollars. For the US based non‐executive director the  same nominal amounts were paid in US dollars.)  During the period, on the recommendation of the Managing Director, an additional amount of A$85,000 was paid to each of the three  Australian non‐executive directors for the additional work carried out and additional time required during the second half of 2012 and  the first quarter of 2013 related to the South Antelope sale, Wells Fargo Credit Facility, Wattenberg acquisition, and the Texon Scheme  of Arrangement.  Also during the period, an amount of US$80,000 was paid to the US‐based non‐executive director upon joining the  Board of Directors as an incentive to attract high calibre talent to the Board.  Voting and Comments made at the Company’s Six‐Month Period Ended 31 December 2012 Annual General Meeting  The Company received more than 97% of ‘yes’ votes on its remuneration report for the financial six‐month period ended 31 December  2012.  The Company did not receive any specific feedback at the annual general meeting or throughout the reporting period on its  remuneration practices.  Service Contracts  Eric McCrady ‐ Managing Director and CEO  Mr. McCrady’s employment contract has a three year term commencing 1 January 2014 and base remuneration of US$275,000 per  year  which  is  reviewed  annually  by  the  Remuneration  and  Nominations  Committee.  He  is  eligible  to  participate  in  the  Incentive  Compensation Plan.  Unless terminated for good cause, Mr. McCrady is entitled to the specified remuneration and benefits through  the term of the agreement.  No other directors and no key management personnel have employment contracts  . ‐ 25 ‐                      S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Details of remuneration paid during the year ended 31 December 2013  Incentive compensation (STI and LTI) paid during 2013 relates to performance for the six‐month period ended 31 December 2012.   Details of the remuneration of each Director and Key Management Personnel of Sundance Energy Australia Limited are set out below  for year ended 31 December 2013:    Director  E McCrady  M Hannell  D Hannes  N Martin  W Holcombe  Salary and Fees  $     275,000      163,985  144,031       128,510  140,000  $      851,526  Key Management Personnel   Fixed Based Remuneration  Non‐monetary  Benefits  $     15,165  ‐  ‐  ‐  ‐  $   15,165  Post‐employment  Benefits  $         7,650  ‐  ‐  ‐  $          7,650   Superannuation  $                      ‐  15,058  13,237  11,821  ‐   $           40,116  Share Based  Payments‐ Options  $                ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  $                 ‐  Performance Based   STI‐Cash  Bonus  $      402,277  ‐  ‐  ‐  $   402,277  LTI – Share  Based  Total     $       371,113  $    1,071,205  179,043  157,268  140,331  140,000  $  1,687,847  $     371,113  ‐  ‐  ‐  C Anderson  C Gooden*  $      225,000  106,518  331,518  $   1,183,044  $     12,693  ‐  12,693  $   27,858  $         7,650  ‐  7,650  $       15,300  $                      ‐  ‐  ‐  $           40,116  $      44,532  ‐        44,532  $    44,532  $   310,075  ‐  310,075  $    712,352  $     209,516  ‐  209,516  $     580,629  $    809,466  106,518    915,984    $  2,603,831  * C Gooden resigned as Company Secretary on 23 August 2013.  Details of the remuneration of each Director and Key Management Personnel of Sundance Energy Australia Limited are set out  below for the six month period ended 31 December 2012:  Director  E McCrady  A M Hunter III*  M Hannell  D Hannes  N Martin  W Holcombe**  Salary and Fees  $      137,500      22,466       42,878  32,158       23,821  1,644  $      260,468  Fixed Based Remuneration  Non‐monetary  Benefits  $     3,523  89  ‐  ‐  ‐  ‐  $     3,612  Post‐employment  Benefits  $         4,375  337  ‐  ‐  ‐  ‐  $         4,712  Superannuation  $                     ‐  ‐  3,859  2,894  2,144  ‐   $             8,897  Share Based  Payments‐ Options  $       11,904  459  ‐  ‐  ‐  ‐  $       12,363  Performance Based   STI‐Cash  Bonus  $    175,000  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  $   175,000  LTI – Share  Based  $      141,332  (1,074)  ‐  ‐  ‐  ‐  $      140,258  Total    $     473,635  22,278  46,737  35,052  25,965    1,644  $     605,311       * AM Hunter III resigned as a director 13 July 2012       **W Holcombe appointed as a director 19 December 2012  Key Management Personnel   C Anderson  C Gooden  $      2,462  ‐  2,462  $      6,074  *AM Hunter III resigned as a director 13 July 2012  **W Holcombe appointed as director 19 December 2012  $      112,500  36,046  148,546  $      409,013  $         3,091  ‐  3,091  $         7,803  $                      ‐  ‐  ‐  $           8,897  $       39,804  ‐  39,804  $       52,167  $   105,000  ‐  105,000  $   280,000  $       70,162  ‐  70,162  $     210,420  $     333,020  36,046     369,065     $     974,377  Number of Shares held by Key Management Personnel  Key Management  Personnel  M Hannell  D Hannes  N Martin  W Holcombe  E McCrady  C Anderson  C Gooden*  Total  Balance  31.12.2012  872,898  5,581,561  157,858  ‐  165,000  ‐  143,970  6,921,287  Exercised  Share Options  ‐  ‐  ‐  ‐  1,500,000  ‐  ‐  1,500,000  RSUs converted   to ordinary shares  ‐  ‐  ‐  ‐  514,955  196,180  ‐  711,135  Net Other   Changes (1)   64,544  100,000  112,442  220,000  (826,879)  (69,955)  (143,970)  (542,818)  Balance  31.12.2013  937,442  5,681,561  270,300  220,000  1,353,076  126,225  ‐  8,588,604  (1) Includes market purchases and sales of shares to cover tax withholding liability related to option exercises and shares issued upon vesting of RSUs.  * C Gooden resigned as Company Secretary on 23 August 2013.  ‐ 26 ‐                                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Number of Options held by Key Management Personnel  Key Management  Personnel  E McCrady  C Anderson  Total  Balance  31.12.2012  1,500,000  1,000,000  2,500,000  Options  Exercised  (1,500,000)  ‐  (1,500,000)  Options  Cancelled/Lapsed  ‐  ‐  ‐  Balance  31.12.2013  ‐  1,000,000  1,000,000  Total  Vested  31.12.2013  ‐  400,000  400,000  Total  Unvested  31.12.2013  ‐  600,000  600,000  Nil options were issued as part of remuneration to Directors’ or Key Management Personnel for the year or six month period ended  31 December 2013 and 2012.  Number of Restricted Shares Units held by Key Management Personnel  Key Management  Personnel  E McCrady(2)  C Anderson  Total  Balance  31.12.2012  695,785  267,857  963,642  Issued as  Compensation   374,248  249,003  623,251  Forfeited  RSUs  ‐  ‐  ‐  RSUs converted to  ordinary shares  (514,955)  (196,180)  (711,135)  Balance at  31.12.2013  555,078  320,680  875,758  (2) Mr. McCrady’s RSUs were approved by the shareholders at the Annual General Meeting held on 28 May, 2013.  Company Performance and Shareholder Wealth  The following table sets out the Company’s performance during the year ended and six month period ended 31 December 2013,  2012 and the preceding three years ended 30 June in respect of several key financial indicators (in thousands, except per share  information):  Metric  Net profit (loss) after tax  Earnings per share**  Dividends or other returns on capital  Share price  31 December  2013  US $15,942  US $0.04  Nil  A $1.00  31 December  2012*  US $76,210  US $0.27  Nil  A $0.77  30 June  2012  US $6,012  US $0.02  Nil  A $0.56  30 June  2011  US $7,029  US $0.03  Nil  A $0.83  30 June  2010  A $(1,611)  A $(0.01)  Nil  A $0.17  * Six month period ended (all other periods shown are for full year periods)  ** Basic and diluted   Meetings of Directors  During the year ended 31 December 2013, a total of seven meetings of the Board of Directors, five meetings of the Audit and Risk  Management Committee and eight meetings of the Remuneration and Nominations Committee were held.  The table below shows  the number of meetings held during each Director’s tenure and the attendance by each Director and respective members of the  Committees.  Board of Directors  Meetings  Held  7  7  7  7  7  Attended  7  7  7  7  7  Audit and Risk  Management Committee  Attended  5  ‐  4  5  ‐  Held  5  ‐  5  5  ‐  Remuneration and  Nominations Committee  Attended  8  ‐  8  ‐  8  Held  8  ‐  8  ‐  8  M Hannell  E McCrady  D Hannes  N Martin  W Holcombe  The  Audit  and  Risk  Management  and  the  Remuneration  and  Nominations  Committees  both  have  charters  approved  by  the  Committees and, subsequently, the Board, which sets out the Committees’ objectives, composition, meeting frequency, access,  duties and responsibilities.  Minutes are kept of all meetings and are tabled for adoption at the following Committee meetings.  These minutes are subsequently provided to the Board for information and any discussion that may be necessary.  The Audit and  Risk Management Committee meets with the external auditor at least twice a year.  Indemnifying Officers   The Company has paid premiums to insure each of the directors, officers and consultants against liabilities for costs and expenses  incurred by them in defending any legal proceedings arising out of their conduct while acting in the capacity of director or executive  of the Company, other than conduct involving a willful breach of duty in relation to the Company. The policy does not specify the  individual premium for each officer covered and the amount paid is confidential.  ‐ 27 ‐                                                                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 During or since the end of the reporting period, the Company has given an indemnity or entered into an agreement to indemnify,  paid or agreed to pay insurance premiums as follows:   Michael  Hannell   Eric McCrady   Neville  Martin   Craig Gooden   Damien  A Hannes   Weldon Holcombe   Cathy L. Anderson   Damien Connor  Unlisted Options  At the date of this report, the options listed below are unexercised:  Grant Date  2 December 2010  2 March 2011  6 June 2011  3 June 2011  6 September 2011  5 December 2011  1 November 2012  3 December 2012  1 April 2013  24 September 2013  Option Type  2015 Ordinary  2014 Ordinary  2015 Ordinary  2016 Ordinary  2018 Ordinary  2019 Ordinary  2020 Ordinary  2020 Ordinary  2020 Ordinary  2020 Ordinary   Number of  Shares Subject  to Options Listed                  291,666                    30,000                    30,000                 500,000              1,200,000              1,000,000                 350,000                 350,000                 350,000                 950,000   Exercise Price  A$0.37   A$0.95   A$0.95   A$0.65   A$0.95   A$0.95   A$1.15  A$1.15  A$1.25  A$1.40  Expiry Date  1 December 2015  30 June 2014  1 September 2015  15 January 2016  31 December 2018  5 March 2019  1 February 2020  3 March 2020  1 July 2020  23 December 2020  No person, or entity entitled to exercise the option had or has any right by virtue of the option to participate in any share issue of  any other body corporate.  Unlisted Restricted Share Units  At the date of this report, 1,704,307 unlisted restricted share units remain unvested and will vest over the next two years.  Upon  vesting, RSUs will be converted to ordinary shares.  Proceedings on Behalf of Company  No person has applied to the Court for leave to bring proceedings on behalf of the Company or to intervene in any proceedings to  which  the  Company  is  a  party  for  the  purpose  of  taking  responsibility  on  behalf  of  the  Company  for  all  or  any  part  of  those  proceedings. The Company was not a party to any such proceedings during the year.    Non‐Audit Services  The Board of Directors is satisfied that the provision of non‐audit services during the reporting period is compatible with the general  standard of independence for auditors imposed by the Corporations Act 2001. The Directors are satisfied that the services disclosed  below did not compromise the external auditor’s independence for the following reasons:  •  all non‐audit services are reviewed and approved by the Board prior to commencement to ensure they do not adversely  affect the integrity and objectivity of the auditor; and  the  nature  of  the  services  provided  do  not  compromise  the  general  principles  relating  to  auditor  independence  in  accordance with APES 10 : Code of Ethics for Professional Accountants set by the Accounting Professional Ethics Standards  Board.  •  The following fees for non‐audit services were incurred related to services performed by the external auditors during the year ended  31 December 2013:     Due diligence related to the Texon Acquisition ‐ $77,000  Taxation services ‐ $48,000  Auditing and consenting procedures performed related to the US IPO – $430,000  ‐ 28 ‐                                           S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Auditor’s Declaration  The auditor’s independence declaration for the year ended 31 December 2013 has been received and can be found on page 30 of  this report.  Signed in accordance with a resolution of the Board of Directors.  Michael  Hannell  Chairman  Adelaide  Dated  this 28 t h day of  March 2014  ‐ 29 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Auditor’s Independence Declaration  ‐ 30 ‐        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Corporate Governance         S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Corporate Governance  Approach to Corporate Governance  The  Board  of  Sundance  Energy  Australia  Limited  (“Sundance”  or  “the  Company”)  is  committed  to  the  Principles  and  Recommendations underpinning best practices in corporate governance as specified by the Australian Securities Exchange (the  “ASX”)  Corporate  Governance  Council’s  2nd  Edition  of  Corporate  Governance  Principles  and  Recommendations  with  2010  Amendments.  Sundance’s Board has taken, and will continue to take, all necessary actions to adopt the amended Principles in  each instance where that is appropriate, or to design policies and procedures to adopt them in a fashion modified appropriately  to the Company’s particular circumstances.    Sundance’s Board has carefully reviewed the Corporate Governance Principles and Recommendations.  As is set forth below, the  vast  majority  of  these  have  already  been  achieved  in  total  accordance  with  the  Principles  and  Recommendations.  In  a  few  instances,  the  Company  has  adopted  hybrid  methodologies  of  compliance  deemed  appropriate  to  its  size,  structure  and  situation.  The Board is comfortable that its practices are satisfactory for an entity of its structure and size. In some instances  disclosures recommended by the ASX have been made in other areas of the Annual Report, namely the Directors’ Report, and  therefore will not be restated under this section.  The Board has regularly convened an Audit and Risk Management Committee and a Remuneration and Nominations Committee,  each of which also complies with the Best Practice Principles. The Board meets as a committee of the whole to deal with each  of  those  other  matters  that  the  recommendations  indicate  would,  for  larger  organisations,  be  appropriately  dealt  with  by  separately constituted committees.  Where particular Directors may be affected by a Board or committee decision, they may  attend related meetings but not be a member of the relevant committee or Board vote. In addition, the Board has a process  whereby a Director will be absent from a discussion and decision where there either is, or could be, a conflict of interest.    Details of the Company’s corporate governance practices are listed below.  Principle 1: Lay Solid Foundations for Management and Oversight  Companies should establish and disclose the respective roles and responsibilities of board and management.  ASX  Recommendation  1.1:  Companies  should  establish  the  functions  reserved  to  the  board  and  those  delegated  to  senior  executives and disclose those functions.  Responsibilities of the board include –   Overseeing the company, including its control and accountability systems;   Appointing and removing the chief executive officer, or equivalent;   Where appropriate, ratifying the appointment and the removal of senior executives;   Providing  input  into  and  final  approval  of  management’s  development  of  corporate  strategy  and  performance  objectives;  Reviewing, ratifying and monitoring  systems  of  risk management  and  internal  control,  codes  of  conduct,  and legal  compliance;    Monitoring senior executives’ performance and implementation of strategy;    Ensuring appropriate resources are available to senior executives;  Approving  and  monitoring  the  progress  of  major  capital  expenditure,  capital  management,  and  acquisitions  and  divestitures; and,  Approving and monitoring financial and other reporting.   Sundance complies fully with the above Recommendation.  The Board has delegated responsibility to the Managing Director (“MD”) and the executive management team to manage the  day‐to‐day operations and administration of the Company. In carrying out this delegation, the MD, supported by the senior  executives, routinely reports to the Board regarding Sundance’s progress on achieving both the short and long‐term plans for  the Company. The MD is accountable to the Board for the authority that is delegated by the Board.  The Board has included a “Board Charter and Role of Management” document which is posted on the Company website.  ‐ 32 ‐                                  S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  ASX Recommendation 1.2: Companies should disclose the process for evaluating the performance of senior executives.  Sundance’s Chairman, with Non Executive Director input, is responsible for providing feedback to the MD on his performance.  The MD, with Chairman and Non Executive Directors input, is responsible for providing feedback to senior executives on their  performance.  An evaluation of senior executives was completed in line with the Company’s incentive compensation policy as well as periodic  one on one discussions carried out by the MD. Appropriate induction procedures are in place to allow new senior executives to  participate fully and actively in management decision making at the earliest opportunity.   ASX Recommendation 1.3: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 1.  Guide to reporting on Principle 1 –  An explanation of any departure from Recommendations 1.1, 1.2 or 1.3; and,    Whether a performance evaluation for senior executives has taken place in the reporting period and whether it was in  accordance with the process disclosed.  Sundance complies with these recommendations.  Principle 2: Structure the Board to Add Value  Companies should have a board of an effective composition, size and commitment to adequately discharge its responsibilities  and duties.  ASX Recommendation 2.1: A majority of the board should be independent directors.  Sundance’s Board of Directors currently consists of one Managing Director based in the US, three Non Executive Directors based  in  Australia,  and  one  Non  Executive  Director  based  in  the  US.  All  of  the  Directors  are  shareholders  of  the  Company.  It  is  considered  that  all  four  of  the  Non  Executive  Directors  are  classified  as  independent.  Therefore,  Sundance  believes  that  it  complies  with  this  recommendation,  and  that  its  current  Board  composition  is  appropriate  at  this  time  in  the  Company’s  evolution. Sundance will continue to address the appropriate structure and composition of the Board over time. The names of  the four independent Non Executive Directors are M D Hannell, N Martin, D Hannes and W Holcombe and the Managing Director  is E McCrady.   Directors can have access, in appropriate circumstances, to independent professional advice at the Company’s expense. It is the  continuing  practice  for  the  four  Non  Executive  Directors  to  confer  from  time  to  time  without  the  Executive  Director  being  present.  ASX Recommendation 2.2: The chair should be an Independent Director.  Sundance’s Chairman has always been, and is currently, an Independent Director.  ASX Recommendation 2.3: The roles of chair and chief executive officer should not be exercised by the same individual.  Sundance has always complied with this Recommendation and maintains a bright line division of responsibility between the  Chairman and the MD. This is clearly specified in the fore mentioned Board Charter and Role of Management document.  ASX Recommendation 2.4: The board should establish a nomination committee.  The nomination committee should be structured so that it:  Consists of a majority of Independent Directors;  Is chaired by an Independent Director; and,     Has at least three members.  The responsibilities of the committee should include recommendations to the board about:      The necessary and desirable competencies of Directors;  Review of board succession plans;   The development of a process for evaluation of the performance of the board, its committees and Directors; and,  The appointment and re‐election of Directors.  ‐ 33 ‐                                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  The combined Remuneration and Nominations Committee consisting of three Non Executive Directors is in place, and reports  its recommendations to the Board for approval. The names of the members of this committee are M D Hannell (Chairman), D  Hannes and W Holcombe. This conforms to the recommendation to have a majority of independent directors, chaired by an  independent director, and has at least three members. A Remuneration and Nominations Committee charter is published on the  Company’s website.  The  Board  reviews  the  composition  and  skill  sets  of  the  Committee  on  a  regular  basis,  and  considers  that  the  current  composition, size and skills of the Committee meets the requirements of this recommendation.  ASX Recommendation 2.5: Companies should disclose the process for evaluating the performance of the board, its committees  and individual directors.  Sundance’s Board regularly meets both formally and informally to discuss Board matters and to ensure that the Board acts in an  effective way. The previously referred to external consultant review contributed effectively to this process. The Board is provided  with information that allows it to discharge its duties effectively, and Non Executive Directors can and do request additional  information as necessary to make informed decisions.   The Company Secretary is D Connor. He is accountable to the Board through the Chairman and accessible to all Directors. The  appointment and removal of the Company Secretary is a matter for decision by the Board as a whole.  ASX Recommendation 2.6: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 2.  Guide to reporting on Principle 2 ‐      The skills, experience and expertise relevant to the position of Director held by each director in office at the date of  the annual report;   The names of the directors considered by the board to constitute Independent Directors and the company’s materiality  thresholds;   The existence of any of the relationships listed in Box 2.1 and an explanation of why the board considers a director to  be independent, notwithstanding the existence of those relationships;  A statement as to whether there is a procedure agreed by the Board for Directors to take independent professional  advice at the expense of the company;   A statement as to the mix of skills and diversity for which the board of directors is looking to achieve in membership  of the board;  The period of office held by each director in office at the date of the annual report;   The names of members of the nomination committee and their attendance at meetings of the committee, or where a  company does not have a nomination committee, how the functions of a nomination committee are carried out;   Whether a performance evaluation for the board, its committees and Directors has taken place in the reporting period     and whether it was in accordance with the process disclosed; and,  An explanation of any departure from Recommendations 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5 or 2.6.   The following material should be made publicly available, ideally by posting it to the company’s website in a clearly marked  corporate governance section:     A description of the procedure for the selection and appointment of new Directors and the re‐election of incumbent  Directors;  The  charter  of  the  nomination  committee  or  summary  of  the  role,  rights,  responsibilities  and  membership  requirements for that committee; and,   The board’s policy for the nomination and appointment of directors.  Currently  no  formal  description  of  the  procedure  for  the  selection  and  appointment  of  new  directors  or  the  re‐election  of  incumbent directors exists as it is considered that due to the size of the Company that this process is effectively managed by the  Board. However the need for this will be reviewed in the future.  A Remuneration and Nominations Committee charter is published on the Company’s website.. The members of this committee  are listed under recommendation 2.4.  ‐ 34 ‐                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  No formal process exists for Directors to access continuing education, as this is not considered practicable for the size of the  Company and the financial resources available. However the four Non Executive Directors have wide experience of directors’  duties  and  are  involved  in  a  variety  of  outside  business  and  professional  activities  that  add  to  their  knowledge  and  professionalism.  Principle 3: Promote Ethical and Responsible Decision‐making  Companies should actively promote ethical and responsible decision making.  ASX Recommendation 3.1: Companies should establish a code of conduct and disclose the code or a summary of the code as to:      The practices necessary to maintain confidence in the company’s integrity;  The  practices  necessary  to  take  into  account  their  legal  obligations  and  the  reasonable  expectations  of  their  stakeholders; and,  The responsibility and accountability of individuals for reporting and investigating reports of unethical practices.  The Company has a Code of Conduct and Ethics which  establishes  the practices  that  Directors,  management  and  staff must  follow in order to comply with the law, meet shareholder expectations, maintain public confidence in the Company’s integrity,  and provide a process for reporting and investigating unethical practices.  ASX Recommendation 3.2: Companies should establish a policy concerning diversity and disclose the policy or a summary of  that  policy.  The  policy  should  include  requirements  for  the  board  to  establish  measurable  objectives  for  achieving  gender  diversity for the board to assess annually both the objectives and progress in achieving them.  Sundance management practice is to implement an inclusive workplace that attracts the best employees to support its growth  profile, and needs people with a diverse range of skills in terms of gender, age and ethnicity. Sundance has published a Diversity  policy on the Company’s website.  ASX Recommendation 3.3: Companies should disclose in each annual report the measurable objectives for achieving gender  diversity set by the board in accordance with the diversity policy and progress towards achieving them.  The Company has published a diversity policy on the Company’s website.  ASX Recommendation 3.4: Companies should disclose in each annual report the proportion of women employees in the whole  organisation, women in senior executive positions and women on the board.  The Company has disclosed this information in the following table.  As at 31 December 2013          Males  Females      Total  Board   Senior Management  Other Employees  Total             5               ‐                5   2              2              4            22             21           43             29            23            52   56%  44%  ASX Recommendation 3.5: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on principal 3.  Guide to reporting on Principle 3 ‐  The following material should be made publicly available, ideally by posting it to the company’s website in a clearly marked  corporate governance section:    Any applicable code of conduct or a summary; and,  The diversity policy or summary of its main provisions.  The  Board  has  published  both  the  Code  of  Conduct  and  Ethics  and  the  Company’s  Securities  Trading  Policy  on  Sundance’s  website. The Company has published a Diversity Policy on Sundance’s website.   ‐ 35 ‐                                     S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  Principle 4: Safeguard Integrity in Financial Reporting  Companies should have a structure to independently verify and safeguard the integrity of their financial reporting.  ASX Recommendation 4.1: The board should establish an audit committee.  An Audit and Risk Management Committee has been established.   ASX Recommendation 4.2: The audit committee should be structured so that it:      Consists only of Non Executive Directors;  Consists of a majority of Independent Directors;  Is chaired by an independent chair, who is not chair of the board; and,  Has at least three members.  The Company has an Audit and Risk Management Committee which has met during the financial period on five occasions. The  committee keeps minutes of meetings, which are submitted to the full Board for review.  ASX Recommendation 4.3: The audit committee should have a formal charter.  Sundance’s Audit and Risk Management Committee has a formal charter.  ASX Recommendation 4.4: Companies should provide the information indicated in the guide to reporting on Principle 4.  The Audit and Risk Management Committee has three members, M D Hannell, D Hannes and N Martin, all three of whom are  independent  Non  Executive  Directors;  The  Chairman  of  the  Committee  is  currently  D  Hannes,  an  Independent  Director;  E  P  McCrady and C Anderson are non‐voting management representatives who advise the committee as appropriate.  Guide to reporting on Principle 4 ‐  The following material should be included in the annual corporate governance statement in the annual report:     The  names  and  qualifications  of  those  appointed  to  the  audit  committee  and  their  attendance  at  meetings  of  the  committee, or, where a company does not have an audit committee, how the functions of an audit committee are  carried out; and,  The number of meetings of the audit committee; and,  Explanation of any departures from Recommendations 4.1, 4.2, 4.3 or 4.4.  The following material should be made publicly available, ideally by posting it to the company’s website in a clearly marked  corporate governance section:     The audit committee charter; and,  Information on procedures for the selection and appointment of the external auditor, and for the rotation of external  audit engagement partners.  The  Audit  and  Risk  Management  Committee’s  charter  and  information  on  the  selection  and  appointment  of  the  Company’s  external auditor has been published on the Company’s website. Information regarding qualifications and meeting attendance  can be found in the Directors’ Report of this Annual Report.  Principle 5: Make Timely and Balanced Disclosure  Companies should promote timely and balanced disclosure of all material matters concerning the company.  ASX Recommendation 5.1: Companies should establish written policies designed to ensure compliance with ASX Listing Rule  disclosure requirements and to ensure accountability at a senior executive level for that compliance and disclose those policies  or a summary of those policies.  The  Company  has  issued  a  written  Market  Disclosure  Policy  in  accordance  with  this  recommendation  and  considers  that  it  complies with best practice recommendations. The full Board reviews and authorises all such disclosures before they are formally  issued. D Connor, as Company Secretary, has been nominated as the person primarily responsible for communications with the  Australian  Securities  Exchange  (ASX).  All  material  information  concerning  the  Company,  including  its  financial  situation,  performance, ownership and governance is posted on the Company’s web site to ensure all investors have equal and timely  access.  ‐ 36 ‐                                  S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  ASX Recommendation 5.2: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 5.  Guide to reporting on Principle 5 ‐    An explanation of any departure from Recommendations 5.1 or 5.2 should be included in the corporate governance  statement in the annual report; and,  The policies or a summary of those policies designed to guide compliance with Listing Rule disclosure requirements  should be made publicly available, ideally by posting them to the company’s website in a clearly marked corporate  governance section.  The Market Disclosure Policy has been published on the Company’s website.  Principle 6: Respect the Rights of Shareholders  Companies should respect the rights of shareholders and facilitate the effective exercise of those rights.  ASX  Recommendation  6.1:  Companies  should  design  a  communications  policy  for  promoting  effective  communication  with  shareholders and encouraging their participation at general meetings and disclose their policy or a summary of that policy.  The Board fully recognises its responsibility to ensure that its shareholders are informed of all major developments affecting the  Company. All shareholders who have elected to do so receive a copy of the Company’s Annual Report and the Annual, Half Yearly  and Quarterly Reports are prepared and posted on the Company’s website in accordance with the ASX Listing Rules. Regular  updates on operations are made via ASX releases. All information disclosed to the ASX is posted on Sundance’s website as soon  as possible after it is disclosed to the ASX. When analysts are briefed on aspects of the Company’s operation, the material used  in the presentation is immediately released to the ASX and posted on the Company’s website.  The  Company’s  external  auditor  is  requested  to  attend  the  annual  general  meeting  and  be  available  to  answer  shareholder  questions about the conduct of the audit and the preparation and content of the audit report.  ASX Recommendation 6.2: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 6.  Guide to reporting on Principle 6 ‐    An explanation of any departure from Recommendations 6.1 or 6.2 should be included in the corporate governance  statement in the annual report; and,  The  company  should  describe  how  it  will  communicate  with  its  shareholders  publicly,  ideally  by  posting  this  information on the company’s website in a clearly marked corporate governance section.  The Shareholder Communications Policy has been published on the Company’s website.  Principle 7: Recognise and Manage Risk  Companies should establish a sound system of risk oversight and management and internal control.  ASX Recommendation 7.1: Companies should establish policies for the oversight and management of material business risks  and disclose a summary of those policies.  The Audit and Risk Management Committee is responsible for approving and monitoring the overall financial and operational  business risk profile of the Company, and reporting its findings to the full Board. In addition, by the nature of the upstream oil  and gas business this topic is intrinsically covered during each Board meeting.   A  formal  Risk  Management  Policy  has  been  prepared  and  places  the  responsibility  of  adhering  to  this  policy  within  the  responsibilities of the Audit and Risk Management Committee.  ASX Recommendation 7.2: The board should require management to design and implement the risk management and internal  control system to manage the company’s material business risks and report to it on whether those risks are being managed  effectively. The board should disclose that management has reported to it as to the effectiveness of the company’s management  of its material business risks.  The Audit and Risk Management Committee has identified and regularly reviews the key financial and operational risk areas.  These have been agreed by the full Board for management attention.  ‐ 37 ‐                                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  ASX Recommendation 7.3: The board should disclose whether it has received assurance from the chief executive officer (or  equivalent) and the chief financial officer (or equivalent) that the declaration provided in accordance with section 295A of the  Corporations  Act  is  founded  on  a  sound  system  of  risk  management  and  internal  control  and  that  the  system  is  operating  effectively in all material respects in relation to financial reporting risks.  Assurances to this effect have been received, and referenced in this report as part of the Directors’ Declaration.   ASX Recommendation 7.4: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 7.  Guide to reporting on Principle 7 ‐  Explanation of any departures from Recommendations 7.1, 7.2, 7.3 or 7.4;     Whether the board has received the report from management under Recommendation 7.2; and,   Whether the board has received assurance from the chief executive officer (or equivalent) under Recommendation  7.3.  The following material should be made publicly available, ideally by posting it to the company’s website in a clearly marked  corporate governance section:    A summary of the company’s policies on risk oversight and management of material business risks.  The Company’s Risk Management Policy has been published on the Company’s website; this policy contains a summary of risks.  Principle 8: Remunerate Fairly and Responsibly  Companies should ensure that the level and composition of remuneration is sufficient and reasonable and that its relationship  to performance is clear.  ASX Recommendation 8.1: The board should establish a remuneration committee.  A combined Remuneration and Nominations Committee consisting of three Non Executive Directors is in place, and reports its  recommendations to the Board for approval. The Committee determines remuneration levels of senior staff on an individual  basis.   ASX Recommendation 8.2: The remuneration committee should be structured so that it:     Consists of a majority of independent directors;  Is chaired by an independent chair; and,  Has at least three members.  This recommendation has been complied with.  ASX Recommendation 8.3: Companies should clearly distinguish the structure of Non Executive directors’ remuneration from  the executive directors and senior executives.  This Recommendation has been complied with.  ASX Recommendation 8.4: Companies should provide the information indicated in the Guide to reporting on Principle 8.  Guide to reporting on Principle 8 –  The following material or a clear cross‐reference to the location of the material should be included in the corporate governance  statement in the annual report.      The names of the members of the remuneration committee and their attendance at meetings of the committee, or  where a company does not have a remuneration committee, how the functions of a remuneration committee are  carried out;   The  existence  and  terms  of  any  schemes  for  retirement  benefits,  other  than  superannuation,  for  Non  Executive  directors; and,  An explanation of any departures from Recommendations 8.1, 8.2, 8.3 or 8.4.  ‐ 38 ‐                                   S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  The following material should be made publicly available, ideally by posting it to the company’s website in a clearly marked  corporate governance section:     The  charter  of  the  remuneration  committee  or  summary  of  the  role,  rights,  responsibilities  and  membership  requirements for that committee; and,  A  summary  of  the  company’s  policy  on  prohibiting  entering  into  transactions  in  associated  products  that  limit  the  economic risk of participating in unvested entitlements under any equity‐based remuneration schemes.  The Company considers that it complies with these Recommendations.  ‐ 39 ‐             S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Financial Information  ‐ 40 ‐              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  CONSOLIDATED STATEMENT OF PROFIT OR LOSS AND OTHER COMPREHENSIVE INCOME  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  Oil and natural gas revenue  Lease operating and production tax expense  Depreciation and amortisation expense  General and administrative expense  Finance costs  Gain on sale of non‐current assets  (Loss)/gain on commodity hedging  Other (loss)/income  Profit before income tax  Income tax expense  Note  3  4  17, 19  5  6  7  Year ended  31 December 2013  US$’000   Six months ended  31 December 2012  US$’000  $    85,345  (18,383)  (36,225)  (15,297)  232  7,335  (554)        (944)  $    17,724  (4,082)  (6,116)  (5,810)  (593)  122,327  (639)  _____ _15  21,509  122,826     (5,567)     (46,616)  Profit attributable to owners of the Company  15,942  76,210  Other comprehensive income   Items that may be reclassified subsequently to  profit or loss:  Exchange differences arising on translation     of foreign operations (no income tax effect)  Other comprehensive income  Total comprehensive income     attributable to owners of the Company  Earnings per share (cents)   Basic earnings   Diluted earnings          (421)         (421)          (154)          (154)  $    15,521   $   76,056  10  10  3.9 ₵  3.8 ₵  27.5 ₵  27.2 ₵  The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements  ‐ 41 ‐                                                                                                                                                             S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 CONSOLIDATED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION  AS AT 31 DECEMBER 2013              Note  31 December 2013  US$’000  31 December 2012  US$’000  CURRENT ASSETS  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Derivative financial instruments   Other current assets  CURRENT ASSETS  Assets held for sale  TOTAL CURRENT ASSETS  NON‐CURRENT ASSETS  Development and production assets  Exploration and evaluation expenditure  Property and equipment  Derivative financial instruments  Deferred tax assets  Other non‐current assets  TOTAL NON‐CURRENT ASSETS  TOTAL ASSETS  CURRENT LIABILITIES  Trade and other payables  Accrued expenses  Derivative financial instruments  TOTAL CURRENT LIABILITIES  NON‐CURRENT LIABILITIES  Derivative financial instruments  Credit facilities, net of deferred financing fees  Restoration provision  Deferred tax liabilities   TOTAL NON‐CURRENT LIABILITIES  TOTAL LIABILITIES  NET ASSETS  EQUITY  Issued capital  Share option reserve  Foreign currency translation  Retained earnings  TOTAL EQUITY  11  12  13  15  16  17  18  19  13  24  20  21  21  13  13  22  23  24  25  26  26  $  96,871  28,748  ‐          4,038  129,657        11,484  141,141  312,230  166,144  1,047  176  2,303           2,019       483,919  $  154,110  15,672  617         5,025     175,424                  ‐  175,424  79,729  33,439  423  ‐  ‐          2,420                 116,011  $  625,060  $  291,435  62,811  77,716              335      140,862  31  29,141  5,074      102,711      136,957  38,770        13,072                   ‐        51,842  ‐  29,570  1,228        56,979        87,777  $  277,819  $  139,619  $  347,241  $  151,816  $  237,008    5,635  (1,516)       106,114  $  347,241  $    58,694  4,045  (1,095)        90,172  $  151,816  The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements ‐ 42 ‐                                                                                                                              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 CONSOLIDATED STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  Issued  Capital  US$’000  Share  Option  Reserve  US$’000  Foreign  Currency  Translation  Reserve  US$’000  Retained  Earnings  US$’000  Total  US$’000  Balance at 30 June 2012  $  57,978  $     3,205  $         (941)  $    13,962  $   74,204  Profit attributable to owners of the Company  ‐  ‐  ‐  76,210  76,210  Other comprehensive loss for the period                  ‐                  ‐           (154)              ‐        (154)  Total comprehensive income  Shares issued during the period  ‐  716  ‐  ‐  (154)  76,210  76,056  ‐  ‐  716  Share based payments                  ‐             840                       ‐                    ‐               840  Balance at 31 December 2012      58,694          4,045         (1,095)       90,172      151,816  Profit attributable to owners of the Company  ‐  ‐  ‐  15,942  15,942  Other comprehensive loss for the year                  ‐                  ‐           (421)              ‐        (421)  Total comprehensive income  ‐  Shares issued in connection with:  a) Merger with Texon  b) Private placement  c) Exercise of stock options  Cost of capital raising, net of tax  132,092  47,398  813  (1,989)  ‐  ‐  ‐  ‐  (421)  15,942  15,521  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  132,092  47,398  813  (1,989)  Share based payments                  ‐          1,590                       ‐                  ‐           1,590  Balance at 31 December 2013  $237,008  $5,635  $(1,516)  $106,114  $347,241  The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements  ‐ 43 ‐                                                                                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOWS  FOR THE PERIOD ENDED 31 DECEMBER 2013  Note  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended   31 December 2012  US$’000  CASH FLOWS FROM OPERATING ACTIVITIES  Receipts from sales  Payments to suppliers and employees  Interest received  Derivative proceeds, net  Income taxes paid  NET CASH PROVIDED BY OPERATING ACTIVITIES  30  CASH FLOWS FROM INVESTING ACTIVITIES  Payments for development expenditure  Payments for exploration expenditure  Payments for acquisition of oil and gas properties  Sale of non‐current assets  Transaction costs related to sale of non‐current assets  Payments to establish escrow related to acquisition  Cash acquired from merger  Cash received from escrow account  Payments for plant and equipment  NET CASH (USED IN) PROVIDED BY INVESTING ACTIVITIES  CASH FLOWS FROM FINANCING ACTIVITIES  Proceeds from the issuance of shares  Payments for costs of capital raisings  Payments for acquisition related costs  Borrowing costs paid  Proceeds from borrowings  Repayments from borrowings  NET CASH PROVIDED BY FINANCING ACTIVITIES  $     84,703  (21,765)  126  253              (671)           62,646  (154,700)  (20,006)  (141,963)  37,848  (161)  ‐  114,690  837              (900)      (164,355)  48,211  (2,654)  (533)  (569)  15,000        (15,000)           44,455  $     11,648  (2,886)  16  608                      ‐             9,386  (32,551)  (8,031)  (11,470)  173,822  (862)  (6,230)  ‐  ‐              (107)         114,571  716  ‐  (192)  (678)  45,000        (30,000)           14,846  Net (decrease)/increase in cash held  (57,254)  138,803  Cash at beginning of period  Effect of exchange rates on cash   CASH AT END OF PERIOD  154,110                  15  $      96,871  15,328                (21)  $     154,110  11  The accompanying notes are an integral part of these consolidated financial statements  ‐ 44 ‐                                                                                                                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR  ENDED 31 DECEMBER 2013   NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES  The  consolidated  financial  report  of  Sundance  Energy  Australia  Limited  (“SEAL”)  and  its  wholly  owned  subsidiaries,  (collectively,  the  “Company”,  “Consolidated  Group”  or  “Group”),  for  the  year  ended  31  December 2013 was authorised for issuance in accordance with a resolution of the Board of Directors on 28  March 2014.  The nature of the operations and principal activities of the Group are described in the Directors’ Report.  Change in reporting period  Effective 1 July 2012, the Company changed its financial reporting year end from 30 June to 31 December in  order to be more comparable to the Company’s peer group in the US market.  This change resulted in the  comparative reporting period being a six month period.  The six month period ended 31 December 2012,  which is the previous reporting period shown in these financial statements, is a shorter reporting period  than  that  of  the  year  ended  31  December  2013,  therefore,  the  amounts  presented  in  the  financial  statements are not entirely comparable.   Basis of Preparation  The consolidated financial report is a general purpose financial report that has been prepared in accordance  with  Australian  Accounting  Standards,  Australian  Accounting  Interpretations,  other  authoritative  pronouncements of the Australian Accounting Standards Board (“AASB”) and the Corporations Act 2001.   These consolidated financial statements comply with International Financial Reporting Standards (“IFRS”) as  issued by the International Accounting Standards Board (“IASB”). Material accounting policies adopted in  the preparation of this financial report are presented below. They have been consistently applied unless  otherwise stated.  The  consolidated  financial  statements  have  been  prepared  on  a  historical  basis,  except  for  derivative  financial  instruments  that  have  been  measured  at  fair  value.   The   consolidated  financial  statements  are  presented in US dollars and all values are rounded to the nearest thousand (US$’000), except where stated  otherwise.  Principles of Consolidation  A  controlled  entity  is  any  entity  over  which  SEAL  is  exposed,  or  has  rights  to  variable  returns  from  its  involvement with the entity and has the ability to affect those returns through its power over the entity.   The consolidated financial statements incorporate the assets and liabilities of all entities controlled by SEAL  as at 31 December 2013 and the results of all controlled entities for the year then ended.  All inter‐group balances and transactions between entities in the Group, including any recognised profits or  losses, are eliminated on consolidation.   Income Tax  a) The income tax expense for the period comprises current income tax expense/(income) and deferred tax  expense/(income).  Current income tax expense charged to the statement of profit or loss is the tax payable on taxable income  calculated  using  applicable  income  tax  rates  enacted,  or  substantially  enacted,  as  at  the  reporting  date.  Current tax liabilities/(assets) are therefore measured at the amounts expected to be paid to/(recovered  from) the relevant taxation authority. ‐ 45 ‐                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  Deferred income tax expense reflects movements in deferred tax asset and deferred tax liability balances  during the period as well as unused tax losses. Current and deferred income tax expense/(income) is charged  or credited directly to equity instead of the statement of profit or loss when the tax relates to items that are  credited or charged directly to equity.  Deferred tax assets and liabilities are ascertained based on temporary differences arising between the tax  bases of assets and liabilities and their carrying amounts in the financial statements. Deferred tax assets also  result where amounts have been fully expensed but future tax deductions are available. No deferred income  tax will be recognised from the initial recognition of an asset or liability, excluding a business combination,  where there is no effect on accounting or taxable profit or loss.  Deferred tax assets and liabilities are calculated at the tax rates that are expected to apply to the period  when the asset recognised or the liability is settled, based on tax rates enacted or substantively enacted at  the reporting date. Their measurement also reflects the manner in which management expects to recover  or settle the carrying amount of the related asset or liability.  Deferred tax assets relating to temporary differences and unused tax losses are recognised only to the extent  that it is probable that future taxable profit will be available against which the benefits of the deferred tax  asset can be utilised.  Where temporary differences exist in relation to investments in subsidiaries, branches, associates, and joint  ventures,  deferred  tax  assets  and  liabilities  are  not  recognised  where  the  timing  of  the  reversal  of  the  temporary difference can be controlled and it is not probable that the reversal will occur in the foreseeable  future.  Current tax assets and liabilities are offset where a legally enforceable right of set‐off exists and it is intended  that net settlement or simultaneous realisation and settlement of the respective asset and liability will occur.  Deferred tax assets and liabilities are offset where a legally enforceable right of set‐off exists, the deferred  tax assets and liabilities relate to income taxes levied by the same taxation authority on either the same  taxable  entity  or  different  taxable  entities  where  it  is  intended  that  net  settlement  or  simultaneous  realisation and settlement of the respective asset and liability will occur in future periods in which significant  amounts of deferred tax assets or liabilities are expected to be recovered or settled.  b) Exploration and Evaluation Expenditure  Exploration  and  evaluation  expenditure  incurred  is  accumulated  in  respect  of  each  identifiable  area  of  interest.   These   costs  are  capitalised  to  the  extent  that  they  are  expected  to  be  recouped  through  the  successful development of the area or where activities in the area have not yet reached a stage that permits  reasonable  assessment  of  the  existence  of  economically  recoverable  reserves.  The  costs  of  assets  constructed  within  the  Group  includes  the  leasehold  cost,  geological  and  geophysical  costs  and  an  appropriate  proportion  of  fixed  and  variable  overheads  directly  attributable  to  the  exploration  and  acquisition of undeveloped oil and gas properties.  Accumulated costs in relation to an abandoned area are written off in full against profit in the year in which  the decision to abandon the area is made.  ‐ 46 ‐                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  When production commences, the accumulated costs for the relevant area of interest are transferred to  production  assets  and  amortised  over  the  life  of  the  area  according  to  the  rate  of  depletion  of  the  economically recoverable reserves.  A regular review is undertaken of each area of interest to determine the appropriateness of continuing to  carry forward costs in relation to that area of interest.  c) Development and Production Assets and Property and Equipment  Development assets, property and equipment are carried at cost less, where applicable, any accumulated  depreciation, amortisation and impairment losses. The costs of assets constructed within the Group includes  the  cost  of  materials,  direct  labor,  borrowing  costs  and  an  appropriate  proportion  of  fixed  and  variable  overheads  directly  attributable  to  the  acquisition  or  development  of  oil  and  gas  properties  and  facilities  necessary for the extraction of resources.  The  carrying  amount  of  development  and  production  assets  and  property  and  equipment  are  reviewed  semi‐annually  to  ensure  that  they  are  not  in  excess  of  the  recoverable  amount  from  these  assets.  The  recoverable amount is assessed on the basis of the expected net cash flows that will be received from the  assets employment and subsequent disposal. The expected net cash flows have been discounted to their  present values in determining recoverable amounts.  Subsequent  costs  are  included  in  the  asset’s  carrying  amount  or  recognised  as  a  separate  asset,  as  appropriate, only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the  group and the cost of the item can be measured reliably. All other repairs and maintenance are charged to  the statement of profit or loss during the financial period in which are they are incurred.  Depreciation / Amortisation  Property and equipment are depreciated on a straight‐line basis over their useful lives from the time the  asset  is  held  and  ready  for  use.  Leasehold  improvements  are  depreciated  over  the  shorter  of  either  the  unexpired period of the lease or the estimated useful life of the improvement.  The depreciation rates used for each class of depreciable assets are:  Class of Non‐Current                       Asset Depreciation                          Rate Basis of Depreciation  Plant and Equipment                       10 – 33%                                             Straight Line  The  Group  uses  the  units‐of‐production  method  to  amortise  costs  carried  forward  in  relation  to  its  development assets.  For  this approach, the calculation is based upon economically recoverable reserves,  being proved developed reserves and probable developed reserves, over the life of an asset or group of  assets.  The assets’ residual values and useful lives are reviewed, and adjusted if appropriate, at the end of each  reporting period.  An asset’s carrying amount is written down immediately to its recoverable amount if the  asset’s carrying amount is greater than its estimated recoverable amount.  Gains and losses on disposals are determined by comparing proceeds with the carrying amount.  These gains  and losses are included in the statement of profit or loss.  ‐ 47 ‐                               S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  d) Leases  The  determination  of  whether  an  arrangement  is,  or  contains,  a  lease  is  based  on  the  substance  of  the  arrangement  at  date  of  inception.   The   arrangement  is  assessed  to  determine  whether  its  fulfillment  is  dependent on the use of a specific asset or assets and whether the arrangement conveys a right to use the  asset, even if that right is not explicitly specified in an arrangement.  Leases are classified as finance leases when the terms of the lease transfer substantially all the risks and  benefits incidental to the ownership of the asset, but not the legal ownership to the entities in the Group.   All other leases are classified as operating leases.  Finance leases are capitalised by recording an asset and a liability at the lower of the amounts equal to the  fair  value  of  the  leased  property  or  the  present  value  of  the  minimum  lease  payments,  including  any  guaranteed residual values. Lease payments are allocated between the reduction of the lease liability and  the lease interest expense for the period.   Assets under financing leases are depreciated on a straight‐line basis over the shorter of their estimated  useful lives or the lease term. Lease payments for operating leases, where substantially all the risks and  benefits remain with the lessor, are charged as expenses in the periods in which they are incurred.  Lease incentives under operating leases are recognised as a liability and amortised on a straight‐line basis  over the life of the lease term.  e) Financial Instruments  Recognition and Initial Measurement  Financial instruments, incorporating financial assets and financial liabilities, are recognised when the entity  becomes  a  party  to  the  contractual  provisions  of  the  instrument.  Trade  date  accounting  is  adopted  for  financial assets that are delivered within timeframes established by marketplace convention.  Financial instruments are initially measured at fair value plus transactions costs where the instrument is not  classified at fair value through profit or loss. Transaction costs related to instruments classified at fair value  through profit or loss are expensed to profit or loss immediately. Financial instruments are classified and  measured as set out below.  Derivative  Financial Instruments  The  Group  uses  derivative  financial  instruments  to  economically  hedge  its  exposure  to  changes  in  commodity prices arising in the normal course of business. The principal derivatives that may be used are  commodity crude oil price swap, option and costless collar contracts and interest rate swaps. Their use is  subject  to  policies  and  procedures  as  approved  by  the  Board  of  Directors.  The  Group  does  not  trade  in  derivative financial instruments for speculative purposes.   Derivative financial instruments are initially recognised at cost, which approximates fair value. Subsequent  to  initial  recognition,  derivate  financial  instruments  are  recognised  at  fair  value.    The  fair  value  of  these  derivative financial instruments is the estimated amount that the Group would receive or pay to terminate  the  contracts  at  the  reporting  date,  taking  into  account  current  market  prices  and  the  current  creditworthiness of the contract counterparties.  The derivatives are valued on a mark to market valuation  and the gain or loss on re‐measurement to fair value is recognised through the statement of profit or loss  and other comprehensive income. ‐ 48 ‐                              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  Derecognition  Financial assets are derecognised when the contractual right to receipt of cash flows expires or the asset is  transferred to another party whereby the entity no longer has any significant continuing involvement in the  risks  and  benefits  associated  with  the  asset.  Financial  liabilities  are  derecognised  when  the  related  obligations  are  either  discharged,  cancelled  or  expire.  The  difference  between  the  carrying  value  of  the  financial  liability  extinguished  or  transferred  to  another  party  and  the  fair  value  of  consideration  paid,  including the transfer of non‐cash assets or liabilities assumed, is recognised in profit or loss.  i) Financial assets at fair value through profit or loss  Financial  assets  are  classified  at  fair  value  through  profit  or  loss  when  they  are  held  for  trading  for  the  purpose of short term profit taking, when they are derivatives not held for hedging purposes, or designated  as such to avoid an accounting mismatch or to enable performance evaluation where a group of financial  assets is managed by key management personnel on a fair value basis in accordance with a documented risk  management or investment strategy.  Realised and unrealised gains and losses arising from changes in fair  value are included in profit or loss in the period in which they arise.  ii) Loans and receivables  Loans and receivables are non‐derivative financial assets with fixed or determinable payments that are not  quoted in an active market and are subsequently measured at amortised cost using the effective interest  rate method.  iii) Held‐to‐maturity investments  Held‐to‐maturity  investments  are  non‐derivative  financial  assets  that  have  fixed  maturities  and  fixed  or  determinable  payments,  and  it  is  the  Group’s  intention  to  hold  these  investments  to  maturity.  They  are  subsequently measured at amortised cost using the effective interest rate method.  iv) Available‐for‐sale financial assets  Available‐for‐sale financial assets are non‐derivative financial assets that are either designated as such or  that  are  not  classified  in  any  of  the  other  categories.  They  comprise  investments  in  the  equity  of  other  entities where there is neither a fixed maturity nor fixed determinable payments.  v) Financial liabilities  Non‐derivative financial liabilities (excluding financial guarantees) are subsequently measured at amortised  cost using the effective interest rate method.  Impairment of Non‐Financial Assets  f) At  each  reporting  date,  the  group  reviews  the  carrying  values  of  its  tangible  and  intangible  assets  to  determine whether there is any indication that those assets have been impaired.  If such an indication exists,  the recoverable amount of the asset, being the higher of the asset’s fair value less costs to sell and value in  use, is compared to the asset’s carrying value. Any excess of the asset’s carrying value over its recoverable  amount is expensed to the statement of comprehensive income.  Impairment testing is performed annually for intangible assets with indefinite lives.  Where it is not possible to estimate the recoverable amount of an individual asset, the Group estimates the  recoverable amount of the cash‐generating unit to which the asset belongs.  ‐ 49 ‐                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  g) Foreign Currency Transactions and Balances  Functional  and presentation  currency  The  functional  currency  of  each  of  the  Group’s  entities  is  measured  using  the  currency  of  the  primary  economic environment in which that entity operates. The consolidated financial statements are presented  in US dollars.  Transactions and Balances  Foreign currency transactions are translated into functional currency using the exchange rates prevailing at  the date of the transaction. Foreign currency monetary items are translated at the year‐end exchange rate.  Non‐monetary items measured at historical cost continue to be carried at the exchange rate at the date of  the transaction. Non‐monetary items measured at fair value are reported at the exchange rate at the date  when fair values were determined.  Exchange differences arising on the translation of non‐monetary items are recognised directly in equity to  the  extent  that  the  gain  or  loss  is  directly  recognised  in  equity,  otherwise  the  exchange  difference  is  recognised in the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income.  Group Companies  The  financial  results  and  position  of  foreign  operations  whose  functional  currency  is  different  from  the  Group’s presentation currency are translated as follows:  - - - assets and liabilities are translated at year‐end exchange rates prevailing at that reporting date;  income and expenses are translated at average exchange rates for the period; and  retained profits are translated at the exchange rates prevailing at the date of the transaction.  Exchange  differences  arising  on  translation  of  foreign  operations  are  transferred  directly  to  the  Group’s  foreign currency translation reserve. These differences are recognised in the statement of profit or loss and  comprehensive income upon disposal of the foreign operation.  h) Employee Benefits  A  provision  is  made  for  the  Group’s  liability  for  employee  benefits  arising  from  services  rendered  by  employees to balance date. Employee benefits that are expected to be settled within one year have been  measured at the amounts expected to be paid when the liability is settled, plus related on‐costs. Employee  benefits payable later than one year have been measured at the present value of the estimated future cash  outflows to be made for these benefits. Those cash flows are discounted using market yields on national  government bonds with terms to maturity that match the expected timing of cash flows.  Equity  ‐ Settled Compensation  The Group has an incentive compensation plan where employees may be issued shares and/or options. The  fair value of the equity to which employees become entitled is measured at grant date and recognized as an  expense over the vesting period with a corresponding increase in equity.  The fair value of shares issued is  determined with reference to the latest ASX share price.  Options are valued using an appropriate valuation  technique which takes into account the vesting conditions.  ‐ 50 ‐                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  Restricted Share Unit Plan  The  group  has  a  restricted  share  unit  (“RSU”)  plan  to  motivate  management  and  employees  to  make  decisions  benefiting  long‐term  value  creation,  retain  management  and  employees  and  reward  the  achievement of the Group’s long‐term goals.   The target RSUs are based on goals established and approved  by the Board.  The actual RSUs, awarded annually, are modified according to actual results and vest in four  equal tranches beginning on the grant date and each of the first three subsequent anniversaries.  i) Provisions  Provisions are recognised when the group has a legal or constructive obligation, as a result of past events,  for which it is probable that an outflow of economic benefits will result and that outflow can be reliably  measured.  j) Cash and Cash Equivalents  Cash and cash equivalents include cash on hand, deposits held at call with banks, other short‐term highly  liquid  investments  with  original  maturities  of  three  months  or  less,  unrestricted  escrow  accounts  that  management expects to be used to settle current liabilities, capital or operating expenditures, or complete  acquisitions and bank overdrafts.   k) Revenue  Revenue from the sale of goods is recognised upon the delivery of goods to the customer.  Revenue from  the rendering of a service is recognised upon the delivery of the service to the customers. All revenue is  stated net of the amount of goods and services tax (“GST”).  l) Borrowing Costs  Borrowing costs, including interest, directly attributable to the acquisition, construction or production of  assets that necessarily take a substantial period of time to prepare for their intended use or sale are added  to the cost of those assets until such time as the assets are substantially ready for their intended use or sale.  Borrowings  are  recognised  initially  at  fair  value,  net  of  transaction  costs  incurred.  Subsequent  to  initial  recognition,  borrowings  are  stated  as  amortised  cost  with  any  difference  between  cost  and  redemption  being recognised in the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income over the  period of the borrowings on an effective interest basis.  The Company capitalised borrowing costs at 100  percent equal to $1.3 million and nil for the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012,  respectively.    All other borrowing costs are recognised in income in the period in which they are incurred.  m) Goods and Services Tax  Revenues, expenses and assets are recognised net of the amount of GST, except where the amount of GST  incurred is not recoverable from the Australian Tax Office. In these circumstances the GST is recognised as  part of the cost of acquisition of the asset or as part of an item of the expense. Receivables and payables in  the statement of financial position are shown inclusive of GST.  Cash flows are presented in the consolidated statement of cash flows  on a gross basis except for the GST  component of investing and financing activities, which are disclosed as operating cash flows.  ‐ 51 ‐                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  n) Business Combinations  A business combination is a transaction in which an acquirer obtains control of one or more businesses.  The  acquisition method of accounting is used to account for all business combinations regardless of whether  equity  instruments  or  other  assets  are  acquired.    The  acquisition  method  is  only  applied  to  a  business  combination when control over the business is obtained.  Subsequent changes in interests in a business  where control already exists are accounted for as transactions between owners.  The cost of the business  combination is measured at fair value of the assets given, shares issued and liabilities incurred or assumed  at the date of acquisition.  Costs directly attributable to the business combination are expensed as incurred,  except those directly and incrementally attributable to equity issuance.  The excess of the consideration transferred, the amount of any non‐controlling interest in the acquiree and  the acquisition‐date fair value of any previous equity interest in the acquire over the fair value of the Group’s  share of the net identifiable asset acquired, if any, is recorded as goodwill.  If those amounts are less than  the fair value of the net identifiable assets of the subsidiary acquired and the measurement of all amounts  has been reviewed, the difference is recognised directly in the income statement as a bargain purchase.   Adjustments to the purchase price and excess on consideration transferred may be made up to one year  from the acquisition date.  o) Assets Held for Sale  The Company classifies property as held for sale when management commits to a plan to sell the property,  the plan has appropriate approvals, the sale of the property is probable within the next twelve months, and  certain other criteria are met. At such time, the respective assets and liabilities are presented separately on  the Company’s consolidated statement of financial position and amortisation is no longer recognized. Assets  held for sale are reported at the lower of their carrying amount or their estimated fair value, less the costs  to sell the assets. The Company recognizes an impairment loss if the current net book value of the property  exceeds its fair value, less selling costs. As at 31 December 2013 and 2012, all of the Company’s Williston  properties and nil properties were classified as held for sale, respectively.  p) Critical Accounting Estimates and Judgements  The Directors evaluate estimates and judgements incorporated into the financial report based on historical  knowledge and best available current information. Estimates assume a reasonable expectation of future  events and are based on current trends and economic data obtained both externally and within the Group.   Revisions to accounting estimates are recognised in the period in which the estimate is revised if the revision  affects only that period, or in the period of the of the revision and future periods if the revision affects both  current and future periods.  Management has made the following judgements, which have the most significant effect on the amounts  recognised in the consolidated financial statements.  ‐ 52 ‐                  S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  Estimates of reserve quantities  The estimated quantities of hydrocarbon reserves reported by the Group are integral to the calculation of  amortisation (depletion) and to assessments of possible impairment of assets. Estimated reserve quantities  are  based  upon  interpretations  of  geological  and  geophysical  models  and  assessment  of  the  technical  feasibility  and  commercial  viability  of  producing  the  reserves.  Management  prepares  reserve  estimates  which conform to guidelines prepared by the Society of Petroleum Engineers. These assessments require  assumptions to be made regarding future development and production costs, commodity prices, exchange  rates  and  fiscal  regimes.  The  estimates  of  reserves  may  change  from  period  to  period  as  the  economic  assumptions used to estimate the reserves can change from period to period, and as additional geological  data is generated during the course of operations.  Impairment of Non‐Financial Assets  The Group assesses impairment at each reporting date by evaluating conditions specific to the Group that  may lead to impairment of assets. Where an indicator of impairment exists, the recoverable amount of the  asset is determined. Value‐in‐use calculations performed in assessing recoverable amounts incorporate a  number of key estimates including projections of cash flows, prices of products, production costs, reserve  estimates and capitalised amounts.     Exploration and Evaluation  The Company’s policy for exploration and evaluation is discussed in Note 1 (b). The application of this policy  requires the Company to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances.  Any such estimates and assumptions may change as new information becomes available. If, after having  capitalised  exploration  and  evaluation  expenditure,  management  concludes  that  the  capitalised  expenditure is unlikely to be recovered by future sale or exploitation, then the relevant capitalised amount  will be written off through the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income.  Restoration Provision  A provision for rehabilitation and restoration is provided by the Group to meet all future obligations for the  restoration and rehabilitation of oil and gas producing areas when oil and gas reserves are exhausted and  the oil and gas fields are abandoned. Restoration liabilities are discounted to present value and capitalised  as a component part of capitalised development expenditure. The capitalised costs are amortised over the  units  of  production  and  the  provision  is  revised  at  each  balance  sheet  date  through  the  consolidated  statement of profit or loss and other comprehensive income as the discounting of the liability unwinds.    In most instances, the removal of the assets associated with these oil and gas producing areas will occur  many years in the future.  The estimate of future removal costs therefore requires management to make  significant judgements regarding removal date or well lives, the extent of restoration activities required,  discount and inflation rates.   Units of Production Depreciation  Oil and gas properties are depreciated using the units of production method over economically recoverable  reserves  representing  total  proved  developed  and  probable  developed  reserves.   This  results  in  a  depreciation or amortisation charge proportional to the depletion of the anticipated remaining production  from the area of interest.  ‐ 53 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  The life of each item has regard to both its physical life limitations and present assessments of economically  recoverable  reserves  of  the  field  at  which  the  asset  is  located.   Economically  recoverable  reserves  are  defined  as  proved  developed  and  probable  developed  reserves.    These  calculations  require  the  use  of  estimates and assumptions, including the amount of recoverable reserves and estimates of future capital  expenditure.   The   calculation  of  the  units  of  production  rate  of  depreciation  or  amortisation  could  be  impacted to the extent that actual production in the future is different from current forecast production  based on total economically recoverable reserves, or future capital expenditure estimates change.  Changes  to  economically  recoverable  reserves  could  arise  due  to  change  in  the  factors  or  assumptions  used  in  estimating  reserves,  including  the  effect  on  economically  recoverable  reserves  of  differences  between  actual commodity prices and commodity price assumptions and unforeseen operational issues.  Changes in  estimates are accounted for prospectively.  Stock Based Compensation  The Group’s policy for stock based compensation is discussed in Note 1 (h).  The application of this policy  requires management to make certain estimates and assumptions as to future events and circumstances.   Stock based compensation related to stock options use estimates for expected volatility of the Company’s  share price and expected term, including a forfeiture rate, if appropriate.  q) Change in Accounting Estimate  Effective  1  July  2013,  the  Company  had  a  change  in  accounting  estimate  related  to  the  economically  recoverable  reserves  in  its  Eagle  Ford  formation  used  in  the  units‐of‐production  depletion  calculation.   Subsequent  to  the  change,  the  Company  began  to  include  management's  best  estimate  of  economically  recoverable  reserves  associated  with  developed  properties,  which  include  both  proved  developed  and  probable developed reserves.  Prior  to the change, the Company used economically recoverable reserves  associated only with proved developed reserves as probable developed reserves were not significant.  The  amount of the effect of this change in accounting estimate in future periods is not practically estimable.  r) Reclassifications  Certain reclassifications have been made to the prior year consolidated financial statements and associated  notes to the financial statements to conform to the current year presentation. Employee benefits expense  has been reclassified to be presented with General and administrate expense and Interest received has been  reclassified to be presented with Other (loss)/income on the consolidated statement of profit or loss and  other comprehensive income.  These reclassifications did not impact Profit attributable to owners of the  Company.    s) Rounding of Amounts  The company is of a kind referred to in Class Order 98/100 issued by the Australian Securities and Investment  Commission, relating to rounding of amounts in the financial statements. Amounts have been rounded to  the nearest thousand.  t) Parent Entity Financial Information  The  financial  information  for  the  parent  entity,  SEAL  (“Parent  Company”),  also  the  ultimate  parent,  discussed  in  Note  34,  has  been  prepared  on  the  same  basis,  using  the  same  accounting  policies  as  the  consolidated financial statements.  ‐ 54 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  u) Earnings Per Share  The group presents basic and diluted earnings per share for its ordinary shares. Basic earnings per share is  calculated  by  dividing  the  profit  or  loss  attributable  to  ordinary  shareholders  of  the  Company  by  the  weighted  average  number  of  ordinary  shares  outstanding  during  the  year.  Diluted  earnings  per  share  is  determined by adjusting the profit or loss attributable to ordinary shareholders and the weighted average  number of ordinary shares for the dilutive effect, if any, of outstanding share rights and share options which  have been issued to employees.  v)  Change in Accounting Policy  Effective  1  July  2013,  the  Group  retrospectively  changed  its  general  and  administrative  overhead  policy  (“capitalised  overhead  policy”)  from  expensing  overhead  costs  directly  attributable  to  the  exploration,  acquisition and development of oil and gas properties such as salaries, wages, benefits and consultant fees,  to capitalizing these costs using an appropriate allocation method in accordance with AASB 6 ‐ Exploration  and Evaluation Assets and AASB 116 ‐ Property and Equipment.  This new policy provides reliable and more  relevant  information  as  the  Company  has  shifted  its  focus  from  non‐operated  properties  to  operated  properties and this policy better aligns costs with revenues.    The Group adopted the capitalised overhead policy subsequent to the issuance of the Company’s report for  the half year ended 30 June 2013 and retrospectively applied the policy for the year ended 31 December  2013.  As a result, the half year ended 30 June 2013 is not entirely comparable to the Company’s year ended  31  December  2013.   Included  in  the  Company’s  year  ended  31  December  2013  capitalised  overhead  amounts  are  retrospectively  applied  for  pre‐effective  1  July  2012  capitalised  overhead  amounts,  which  would have increased the Company’s non‐current assets and decreased general and administrative expense,  of approximately $1.2 million as at 30 June 2013 and for the half year then ended.  These overhead amounts  capitalised  to  development  and  production  assets  would  have  been  subject  to  the  Company’s  units‐of‐ production depletion calculation, which would have been immaterial for the period.  The related increase in  the  Company’s  profit  attributable  to  owners  and  retained  earnings  of  the  Company  would  have  been  approximately $0.7 million for the half year ended 30 June 2013.  The Company determined the capitalized  overhead amounts for periods ended on or before 31 December 2012 are immaterial.  w)  Adoption of New  and Revised Accounting Standards  During the current reporting period the Group adopted all of the new and revised Australian Accounting  Standards  and  Interpretations  applicable  to  its  operations  which  became  mandatory.    The  nature  and  effect of each new standard and amendment on the Group’s consolidated financial report are described  below.  AASB 10 ‐ Consolidated Financial Statements/IFRS 10 – Consolidated Financial Statements  The Group adopted AASB 10 Consolidated Financial Statements/IFRS 10 Consolidated Financial Statements,  which replaces the guidance on control and consolidation in AASB 127 ‐ Consolidated and Separate Financial  Statements/IAS 27 Consolidated and Separate Financial Statements and Interpretation 12 ‐ Consolidation –  Special Purpose Entities. AASB 10/IFRS 10 includes a new definition of control that focuses on the need to  have both power and rights or exposure to variable returns.   As all of the Group’s subsidiaries are owned  100%, AASB 10/IFRS 10 did not have an impact on the Group’s consolidated financial statements.    ‐ 55 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 1 ‐ STATEMENT  OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES continued  AASB 11 ‐ Joint Arrangements/IFRS 11 – Joint Arrangements  AASB 11/IFRS 11 replaces AASB 131 Interests in Joint Ventures and removes the option to account for jointly  controlled  entities  using  proportionate  consolidation.    Instead,  jointly  controlled  entities  that  meet  the  definition  of  a  joint  venture  under  AASB  11/IFRS  11  must  be  accounted  for  using  the  equity  method  of  accounting.  The adoption of this standard did not have an impact on the Group’s consolidated financial  statements.  AASB 13 ‐ Fair Value Measurement/IFRS 13 – Fair Value Measurement and AASB 2011‐8 Amendments to  Australian Accounting Standards arising from AASB 13  AASB 13/IFRS 13 establishes a single source of guidance for fair value measurements and disclosures. The  standard defines fair value, establishes a framework for measuring fair value, and requires more extensive  disclosures than current standards. Additional disclosures, where required, are provided in the individual  notes relating to the assets and liabilities whose fair values were determined.  Recently issued accounting standards to be applied in future reporting periods:  The following Standards and Interpretations are effective for annual periods beginning on or after 1 January  2014  and  have  not  been  applied  in  preparing  these  consolidated  financial  statements.  The  Group’s  assessment of the impact of these new standards, amendments to standards, and interpretations is set out  below.  AASB 9 ‐ Financial Instruments/IFRS 9 – Financial Instruments and AASB 2010‐7 Amendments to Australian  Accounting Standards arriving from AASB 9  AASB  9/IFRS  9  introduces  new  requirements  for  the  classification,  measurement,  and  derecognition  of  financial assets and financial liabilities. In November 2013 the effective date was removed from AASB 9/IFRS  9.  A new effective date will be provided when the entire standard is closer to completion.  The Group will  quantify the effect of the application of AASB 9/IFRS 9 when the final standard is issued, however, the impact  from adopting this standard is not expected to have a material impact on the Group’s consolidated financial  statements.  AASB 2011‐4 ‐ Amendments to Australian Accounting Standards to Remove Individual Key Management  Personnel Disclosure   This standard removes the requirements to include individual key management personnel disclosures in the  notes  to  and  forming  part  of  the  Financial  Report.  The  Group  will  include  detailed  key  management  personnel  disclosures  in  the  Group’s  Remuneration  Report  for  the  year  beginning  on  1  January  2014  incorporating changes from this standard.  ‐ 56 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 2 – BUSINESS COMBINATIONS  Texon Acquisition  On 8 March 2013, the Company acquired 100% of the outstanding shares of Texon Petroleum Ltd ("Texon", whose  name was changed to Armadillo Petroleum Ltd), an Australian corporation with oil and gas assets in the Eagle Ford  formation in the United States. The Company acquired Texon to gain access to its existing production and drilling  inventory in the Eagle Ford formation. As consideration for substantially all of the net assets of Texon, the Company  issued 122.7 million ordinary shares (approximately 30.6% of the total outstanding shares immediately subsequent  to the acquisition), which had a fair value of $132.1 million on the acquisition date and net cash consideration of  $26.3 million for a total purchase price of $158.4 million. The net cash consideration includes a $141.0 million pre‐ merger purchase by the Company of certain Texon oil and gas properties, offset by $114.7 million of cash acquired  at the time of the merger. The current income tax liability, included in accrued expenses, and deferred tax liability  of $33.4 million and $16.9 million, respectively, are comprised of tax liabilities assumed as at the acquisition date  and an increase in the tax liability related to the incremental acquisition date fair value of the acquired development  and production and exploration and evaluation assets as compared to Texon's historical basis.   The following table reflects the final adjusted assets acquired and the liabilities assumed at their fair value or  otherwise where specified by AASB 3/IFRS 3 – Business Combinations (in thousands):  $      5,604  456  53,937  150,474  3,027  213,498  119  37,816  277  16,884  55,096  $ 158,402  $   26,310  132,092  $ 158,402  Fair value of assets acquired: Trade and other receivables  Other current assets  Development and production assets  Exploration and evaluation assets  Prepaid drilling and completion costs  Amount attributable to assets acquired  Fair value of liabilities assumed:  Trade and other payables  Accrued expenses  Restoration provision  Deferred tax liabilities  Amount attributable to liabilities assumed  Net assets acquired  Purchase price:  Cash and cash equivalents, net of cash acquired  Issued capital  Total consideration paid  ‐ 57 ‐                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 2 – BUSINESS COMBINATIONS continued  Since the acquisition date of 8 March 2013 through 31 December 2013, the Company has earned revenue of $42.3  million and generated net income of $12.6 million. The following reflects the acquisition’s contribution to the Group  as if the merger had occurred on 1 January 2013 instead of the closing date of 8 March 2013 (in thousands, except  per share information):  Oil and natural gas revenue  Lease operating and production expenses  Depreciation and amortization expense   General and administrative expense   Finance costs  Profit before income tax  Income tax expense  Proforma profit attributable to the period 1 January to 7 March 2013  Profit attributable to owners of the Company for the year    Adjusted profit attributable to the owners of the Company for the year  Adjusted basic earnings per ordinary share  Adjusted diluted earnings per ordinary share  Year ended   31 December 2013  $                     5,163  (1,150)  (1,882)  (667)                            (35)  1,429                          (542)  887                       15,942  $                   16,829                          4.1 ₵                          4.0 ₵  The Company incurred $0.5 million and $0.7 million for the year and six month period ended 31 December 2013  2012,  respectively,  in  acquisition  related  costs  primarily  for  professional  fees  and  services.    These  amounts  are  included in general and administrative expense and financing activities in the consolidated statements of profit or  loss and other comprehensive income and the consolidated statement of cash flows, respectively.  NOTE 3 – REVENUE                                                                                       Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended   31 December 2012  US$’000  Oil revenue  Natural gas revenue  Total oil and natural gas revenue (net of transportation)  $  79,365        5,980  $  85,345  $  16,790           934  $  17,724  ‐ 58 ‐                                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 4 – LEASE OPERATING AND PRODUCTION TAX EXPENSE  Lease operating expense  Workover expense  Production tax expense  Total lease operating and production tax expense  NOTE 5 – GENERAL AND ADMINISTRATIVE EXPENSES  Employee benefits expense, including salaries and wages,  net of capitalised overhead  Professional fees  Abandoned US IPO transaction costs (1)  Travel  Director fees  Acquisition and merger related fees  Accounting and company secretarial  Insurance  Rent  Share registry and listing fees  Audit fees  Other expenses  Total general and administrative expenses  Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended   31 December 2012  US$’000  $  (11,378)  (743)        (6,262)  $  (18,383)  $   (1,908)  (287)       (1,887)  $   (4,082)  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  $     (6,143)  (2,892)  (2,081)  (791)  (617)  (533)   (415)  (264)  (234)  (232)  (139)          (956)  $ (15,297)  $    (2,801)  (929)  ‐  (280)  (132)  (713)         (150)  (130)  (181)  (75)  (145)           (274)  $   (5,810)  (1) See Note 36– Events After the Balance Sheet Date for further discussion.  ‐ 59 ‐                                                                                                                                                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 6 – GAIN ON SALE OF NON‐CURRENT ASSETS  In the fourth quarter of 2013 and the third quarter of 2012, the Company sold all of its interests in the Phoenix  prospect and South Antelope prospect, both located in the Williston Basin, for gross proceeds of $39.8 million and  $172.4 million, respectively.  Prior to the dispositions, the Phoenix and South Antelope development and production  properties were part of the Williston Basin depletion base.  To determine the carrying costs of the sold properties,  the Company used the relative fair value of the prospect’s proved developed reserves as compared to the Company’s  total proved developed reserves in the Williston Basin.  As a result, it was determined that approximately $26.0  million and $49.4 million of the Company’s carrying costs related to its Phoenix and South Antelope development  and production properties, respectively, at the time of the disposal. In addition to the South Antelope development  and production properties, the Purchaser acquired approximately $3.9 million of assets and assumed approximately  $3.8 million of liabilities, which were removed from the Company’s consolidated statement of financial position at  the  time  of  the  sale.   The   Company  incurred  approximately  $0.9  million  and  $0.9  million  of  legal  and  other  transaction related costs related to the Phoenix and South Antelope sale, respectively.  The sales resulted in a pre‐ tax gain of $8.2 million and $122.5 million, respectively, which is included in the net gain (loss) on sale of non‐current  assets in the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income for the year and six month  period ended 31 December 2013 and 2012, respectively.   In early 2013, the Company finalised the adjustments to  the purchase price for the South Antelope sale, resulting in a net reduction of $0.9 million, which is included in the  net gain (loss) on sale of non‐current assets in the consolidated statement of profit or loss and other comprehensive  income for the year ended 31 December 2013.  During the six months ended 31 December 2012, the Company also  sold all of its properties in the Pawnee prospect for $0.9 million of proceeds, which resulted in a loss of $0.2 million.    For both the Phoenix and South Antelope prospect sales proceeds, the Company elected to apply Section 1031 “like‐ kind exchange” treatment under the US tax rules, which allow deferral of the gain if the proceeds are used to acquire  “like‐kind property” within six months of the closing date of the transaction.  In addition, the US tax rules allow the  deduction of all intangible drilling costs (“IDCs”) in the  period incurred.  As at 31 December 2013,  the Company  expects  to defer  the  majority  of  the  taxable gain  on  the  sale  of  the  Phoenix development  by  acquiring qualified  replacement  properties  or  utilizing  IDCs  from  its  development  program.    These  proceeds  are  included  in  the  Company’s cash balance.  See Note 11 – Cash and Cash Equivalents.  In  January  and  February  2014,  the  Company  entered  into  lease  acquisition  agreements  to  acquire  oil  and  gas  properties in the Mississippian/Woodford Basin and the Eagle Ford Basin – see Events After the Balance Sheet Date  in Note 36 for further discussion.  Management believes the properties that the Company plans to acquire will qualify  as “like‐kind property” under Section 1031.  In  March  2013,  the  Company  completed  a  transaction  in  which  the majority  of  the  funds  remaining  in  its South  Antelope Section 1031 escrow accounts were used to acquire oil and gas properties in connection with the Texon  Scheme of Arrangement transaction – see Business Combinations in Note 2 for further discussion.  ‐ 60 ‐                  S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE  CONSOLIDATED FINANCIAL  STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER  2013  NOTE 7 – INCOME TAX EXPENSE  a) The components of income tax expense comprise:   Current tax benefit/(expense)   Deferred tax expense  b) The prima facie tax on income from ordinary activities  before income tax is reconciled to the income tax  as follows:  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  $       21,398         (26,965)  $       (5,567)  $            (11)        (46,605)  $    (46,616)  Profit before income tax  $       21,509  $    122,826  Prima facie tax expense at the Group’s statutory   income tax rate of 30% (2012:30%)  $         6,453  $      36,848  Tax effect of amounts which are non‐deductible/(non‐  taxable) in calculating taxable income:  - Difference of tax rate in US controlled entities  - Employee options  - Other allowable items  - - Tax adjustments relating to prior years  Change in apportioned state tax rates in US  controlled entities (1)  Acquisition related costs   Recognition of previously unrecognized tax losses  - - 1,607  ‐  144  (984)  (1,448)  ‐              (205)  9,417  44  93  ‐  ‐  214                    ‐  Income tax attributable to entity  $          5,567  $     46,616  c) Unused tax losses and temporary differences for which  no deferred tax asset has been recognised at 30%  $             170     $          375  d) Deferred tax charged directly to equity:  ‐         Equity raising costs  $             665  $               ‐  (1) The change in apportioned state tax rates in US controlled entities is a result of the Company disposing of  its property in North Dakota (income tax rate of 4.53%) through a tax deferred sale and reinvesting the  property in Texas (margin tax rate of 1%).  As the Texas margin tax computation is similar in nature to an  income tax computation, it is treated as an income tax for financial reporting purposes.  ‐ 61 ‐                                                                                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 8 – KEY MANAGEMENT PERSONNEL COMPENSATION  a) Names and positions held of Consolidated Group key management personnel in office at any time during  Chairman Non‐executive  the financial period are:  Mr M Hannell  Mr E McCrady  Chief Executive Officer and Managing Director  Director – Non‐executive  Mr D Hannes  Mr N Martin  Director – Non‐executive   Mr W Holcombe Director – Non‐executive   Ms C Anderson  Chief Financial Officer  Mr C Gooden  Company Secretary (resigned on 23 August 2013)  Other than Directors and Officers of the Company listed above, there are no additional key management                 personnel.  b) Key Management Personnel Compensation  The total of remuneration paid to Key Management Personnel (“KMP”) of the Group during the year is as  follows:                Short term wages and benefits  Equity settled‐options based  payments  Post‐employment benefit  Year ended  31 December 2013  US$ ‘000        $    1,923  625              56  $    2,604  Six months ended  31 December 2012  US$ ‘000     $       695  262              17     $       974  c) Options Granted as Compensation   Options granted as compensation were zero ($nil fair value) during each of the year and six month period  ended 31 December 2013 and 2012 to KMP from the Sundance Energy Employee Stock Option Plan. Options  generally vest in five equal tranches of 20% on the grant date and each of the four subsequent anniversaries  of the grant date.  d) Restricted Share Units  Granted as Compensation  RSUs awarded as compensation were 623,251 ($0.6 million fair value) and 669,642 ($0.5 million fair value)  during the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, respectively, to KMP from the  Sundance Energy Long Term Incentive Plan. RSUs generally vest in four equal tranches of 25% on the grant  date and each of the three subsequent anniversaries of the grant date.  ‐ 62 ‐                                                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 9 – AUDITORS’ REMUNERATION  Remuneration of the auditor for:  Auditing or review of the financial report  Professional services related US IPO  Non‐audit services related to Texon acquisition  Taxation services provided by the practice of auditor  Total remuneration of the auditor  NOTE 10 – EARNINGS PER SHARE (EPS)  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012   US$’000  $           91  430  77               48  $         646  $        131  ‐       148              14  $        293  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  Profit for periods used to calculate basic and diluted EPS  $   15,942  $   76,210  ‐Weighted average number of ordinary shares outstanding       during the period used in calculation of basic EPS  413,872,184  277,244,883  ‐Incremental shares related to options and restricted share  units  ‐Weighted average number of ordinary shares outstanding      2,685,150         2,896,496       during the period used in calculation of diluted EPS   416,557,334  280,141,379  Number   of shares  Number  of shares  NOTE 11 – CASH AND CASH EQUIVALENTS  Cash at bank and on hand  Cash equivalents in escrow accounts        Total cash and cash equivalents  31 December 2013  US$’000   $   59,918       36,953  $   96,871  31 December 2012  US$’000   $    12,747      141,363  $  154,110  As at 31 December 2013 and 2012, the Company had approximately $37.0 million and $141.4 million, respectively,  in  Section  1031  escrow  accounts  which  are  not  limited  in  use,  except  that  the  timing  of  tax  payments  will  be  accelerated if not used on qualified “like‐kind property.”  As such, the balances have been included in the Company’s  cash and cash equivalents in the consolidated statement of financial position and consolidated statement of cash  flows as at 31 December 2013 and 2012 and for the year and six month period then ended, respectively.  ‐ 63 ‐                                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 12 – TRADE AND OTHER RECEIVABLES  Oil and natural gas sales  Trade receivables  Other              Total trade and other receivables  31 December 2013  31 December 2012  US$’000  $  11,376       4,185           111  $  15,672  US$’000  $  23,364  5,353              31  $  28,748  As at 31 December 2013 and 2012, the Group had receivable balances of $11.7 million and $8.6 million, respectively,  which were outside normal trading terms (the receivable was past due but not impaired). The receivable balance is  more than fully offset by the amount due to the same operator, which is also outside normal payment terms. See Note  21 for payable balance information.  Due to the short‐term nature of trade and other receivables, their carrying amounts are assumed to approximate fair  value.   NOTE 13 – DERIVATIVE FINANCIAL INSTRUMENTS  31 December 2013  US$’000  31 December 2012  US$’000  FINANCIAL ASSETS:  Current  Derivative financial instruments – commodity contracts  Non‐current  Derivative financial instruments – interest rate swaps  Total financial assets  FINANCIAL LIABILITIES:  Current  Derivative financial instruments – commodity contracts  Derivative financial instruments – interest rate swaps  Non‐current  Derivative financial instruments – commodity contracts  Total financial liabilities  $          ‐  $       617           176  $       176                 ‐  $       617  $     (188)        (147)          (31)  $    (366)  $             ‐  ‐                 ‐  $             ‐  NOTE 14 – FAIR VALUE MEASUREMENT  The  following  table  presents  financial  assets  and  liabilities  measured  at  fair  value  in  the  statement  of  financial  position in accordance with the fair value hierarchy.  This hierarchy groups financial assets and liabilities into three  levels based on the significance of inputs used in measuring the fair value of the financial assets and liabilities. The  fair value hierarchy has the following levels:  Level 1:  quoted prices (unadjusted) in active markets for identical assets or liabilities;  Level 2:  inputs  other  than  quoted prices included  within Level 1 that  are  observable  for  the  asset  or  liability, either  directly (i.e. as prices) or indirectly (i.e. derived from  prices); and  Level 3:  inputs for the asset or liability that are not based on observable market  data (unobservable  inputs).  ‐ 64 ‐                                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 14 – FAIR VALUE MEASUREMENT continued  The  Level  within  which  the  financial  asset  or  liability  is  classified  is  determined  based  on  the  lowest  level  of  significant input to the fair value measurement.  The financial assets and liabilities measured at fair value in the  statement of financial position are grouped into the fair value hierarchy as follows:  Consolidated 31 December 2013  Assets measured at fair value  Interest rate swap contracts  Liabilities measured at fair value  Derivative commodity contracts  Interest rate swap contracts  Level 1  Level 2  Level 3    Total  $              ‐  $       176  $              ‐  $        176  ‐                  ‐  (219)        (147)  ‐                  ‐  (219)           (147)  Net fair value  $              ‐    $    (190)  $              ‐    $       (190)    Consolidated 31 December 2012  Assets  Derivative financial instruments  Liabilities  Derivative financial instruments  Level 1  Level 2  Level 3    Total  $              ‐  $     617  $               ‐  $      617                  ‐                  ‐                   ‐                   ‐  Net fair value  $              ‐    $     617  $               ‐  $      617  During the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, respectively, there were no transfers  between level 1 and level 2 fair value measurements, and no transfer into or out of level 3 fair value measurements.  Measurement of Fair Value  a)   Derivatives  Derivatives entered into by the Company consist of commodity contracts and interest rate swaps.  The Company  utilises present value techniques and option‐pricing models for valuing its derivatives.  Inputs to these valuation  techniques include published forward prices, volatilities, and credit risk considerations, including the incorporation  of published interest rates and credit spreads.  All of the significant inputs are observable, either directly or indirectly;  therefore, the Company’s derivative instruments are included within the level 2 fair value hierarchy.   NOTE 15 – OTHER CURRENT ASSETS  Cash advances to other operators  Escrow accounts  Oil inventory on hand, at cost  Prepayments  Other          Total other current assets  31 December 2013  US$’000  $       685    1,498  1,088  753               14    $   4,038  31 December 2012  US$’000  $      625  3,830  69          501             ‐         $   5,025  ‐ 65 ‐                                                                                                                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3  NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 15 – OTHER CURRENT ASSETS continued  On 31 December 2012, the Company completed a transaction to acquire certain oil and natural gas properties in the  Wattenberg  field  of  the  Denver‐Julesburg  (“DJ”)  Basin  (the  “Wattenberg  Acquisition”).  In  connection  with  the  transaction, the Company transferred $3.0 million, $2.7 million and $0.5 million to escrow accounts related to a  drilling commitment, title defect and environmental remediation, respectively ($6.2 million collectively).  The use of  the Wattenberg Acquisition related escrow accounts are restricted or generally will not be used to settle short‐term  Company operating costs, as such they have been excluded from the Company’s cash and cash equivalents balance  in the consolidated statement of financial position and the consolidated statement of cash flows as at 31 December  2013 and 2012 and for the year and six month period then ended, respectively.  Of this $6.2 million escrow account  balance, $1.5 million and $3.8 million are classified as other current asset in the consolidated statement of financial  position as at 31 December 2013 and 2012, respectively, with $2.7 million being settled during the year ended 31  December 2013.      NOTE 16 – ASSETS HELD FOR SALE  As at 31 December 2013, all of the Company's Williston properties were held for sale. The expected proceeds, net  of selling costs, exceed the carrying amount. The following Williston assets and liabilities were included in assets  held for sale in the consolidated statement of financial position as at 31 December 2013 (in thousands):   Development and production assets  Exploration and evaluation expenditure  Restoration provision liability  Total assets held for sale, net of restoration provision liability  $  10,489 1,104      (109) $  11,484 ‐ 66 ‐                                         S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 17 – DEVELOPMENT AND PRODUCTION ASSETS   Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  Costs carried forward in respect of areas of interest in:  Development and production assets, at cost:     Producing assets     Wells‐in‐progress  Development and production assets, at cost:  Accumulated amortisation  Provision for impairment (1)  Total Development and Production Expenditure  a) Movements in carrying amounts:  Development expenditure  Balance at the beginning of the period  Amounts capitalised during the period  Amounts transferred from exploration phase  Fair value of assets acquired  Reclassifications to assets held for sale  Amortisation expense  Development and production assets, net of accumulated  amortization, sold during the period  Balance at end of period  $  297,469         55,636  353,105  (40,635)           (240)  $  312,230  $      79,729  219,121  31,999  54,258  (10,489)  (36,294)        (26,094)  $    312,230  $  70,470        26,193  96,663  (14,619)        (2,315)  $    79,729  $    87,274  46,963  527  986  ‐  (6,013)     (50,008)  $    79,729  (1) There was an impairment provision of $1.9 million associated with the Phoenix development and  production properties that were sold in 2013.  See Note 6 – Gain on sale of non‐current assets for  further discussion.  NOTE 18 – EXPLORATION AND EVALUATION EXPENDITURE  Costs carried forward in respect of areas of interest in:  Exploration and evaluation phase, at cost      Provision for impairment  Total Exploration and Evaluation Expenditure  a) Movements in carrying amounts:  Exploration and evaluation  Balance at the beginning of the period  Amounts capitalised during the period  Fair value of assets acquired  Reclassifications to assets held for sale  Amounts transferred to development phase  Exploration tenements sold during the period  Balance at end of period  Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  $   167,694        (1,550)  $   166,144  $   33,439  14,770  151,115  (1,104)  (31,999)              (77)  $   166,144  $   35,053      (1,614)  $   33,439  $   11,436  10,704  12,644  ‐  (527)          (818)  $   33,439  The ultimate recoupment of costs carried forward for exploration phase is dependent on the successful development  and commercial exploitation or sale of respective areas. ‐ 67 ‐                                                                      S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 19 – PROPERTY AND EQUIPMENT  Property and equipment, at cost      Accumulated depreciation  Total Property and Equipment  a) Movements in carrying amounts:  31 December 2013  US$’000  $     1,603         (556)  $    1,047  31 December 2012  US$’000  $        737         (314)  $        423  Balance at the beginning of the period  Amounts capitalised during the period  Depreciation expense  Balance at end of period  $       423  886        (262)  $    1,047  $        418  107         (102)  $        423  NOTE 20 – OTHER NON‐CURRENT ASSETS  Escrow accounts  Casing and tubulars at net realisable value      Total other non‐current assets  31 December 2013  US$’000  $   2,000            19  $   2,019  31 December 2012  US$’000  $   2,400            20  $   2,420  The $2.0 million and $2.4 million of escrow accounts as of 31 December 2013 and 2012, respectively, are the long‐ term portions related to the escrow accounts discussed in Note 15 – Other Current Assets.  NOTE 21 – TRADE AND OTHER PAYABLES AND ACCRUED EXPENSES   Oil and natural gas related   Administrative expenses, including salaries and wages  Total trade, other payables and accrued expenses  31 December 2013  US$’000  $  135,381          5,146  $  140,527  31 December 2012  US$’000  $  49,407         2,435  $  51,842  At 31 December 2013 and 2012, the Group had payable balances of $16.7 million and $15.7 million, respectively,  which were outside normal payment terms.  These payable balances are partially offset by receivable balances due  from the same operator and which are also outside normal paying terms.  See Note 12 – Trade and Other Receivables  for receivable balance information.  NOTE 22 – CREDIT FACILITIES   Senior Credit Facility  Junior Credit Facility  Total credit facilities  Deferred financing fees  Total credit facilities, net of deferred financing fees  31 December 2013  US$000  $   15,000       15,000   30,000          (859)  $   29,141  31 December 2012  US$000  $   30,000                  ‐  30,000          (430)  $   29,570  ‐ 68 ‐                                                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 22 – CREDIT FACILITIES continued  Junior Credit Facility  In August 2013, Sundance Energy, Inc. (“Sundance Energy”), a wholly owned subsidiary of the Company, entered  into a second lien credit agreement with Wells Fargo Energy Capital, Inc., as the administrative agent (the “Junior  Credit Facility”), which provides for term loans to be made in a series of draws up to $100 million. The Junior Credit  Facility matures in June 2018 and is secured by a second priority lien on substantially all of the Company’s assets.  Upon entering into the Junior Credit Facility, the Company immediately borrowed $15 million pursuant to the terms  of the Junior Credit Facility and paid down the outstanding principal of the Senior Credit Facility.   The  principal  amount  of  the  loans  borrowed  under  our  Junior  Credit  Facility  is  due  in  full  on  the  maturity  date.   Interest on the Junior Credit Facility accrues at a rate equal to the greater of (i) 8.50% or (ii) a base rate (being, at  our option, either (a) LIBOR for the applicable interest period (adjusted for Eurodollar Reserve Requirements) or (b)  the greatest of (x) the prime rate announced by Wells Fargo Bank, N.A., (y) the federal funds rate plus 0.50% and (z)  one‐month adjusted LIBOR plus 1.00%), plus a margin of either 6.5% or 7.5%, based on the base rate selected.  The Company is also required under our Junior Credit Facility to maintain the following financial ratios:     a current ratio, consisting of consolidated current assets including undrawn borrowing capacity to  consolidated current liabilities, of not less than 1.0 to 1.0 as of the last day of any fiscal quarter;  a maximum leverage ratio, consisting of consolidated debt to adjusted consolidated EBITDAX (as defined  in the Junior Credit Facility), of not greater than 4.5 to 1.0 as of the last day of any fiscal quarter  (beginning 30 September 2013); and  an asset coverage ratio, consisting of PV10 to consolidated debt, of not less than 1.5 to 1.0, as of certain  test dates.  For the year ended 31 December 2013, the Company capitalised $0.3 million of financing costs related to the Junior  Credit Facility, which offset the principal balance. As at 31 December 2013 there was $15 million outstanding under  the Company’s Junior Credit Facility.  As at 31 December 2013, the Company was in compliance with all restrictive  financial and other covenants under the Junior Credit Facility.  Senior Credit Facility  On 31 December 2012, Sundance Energy entered into a credit agreement with Wells Fargo Bank, N.A. (the “Senior  Credit Facility”), pursuant to which up to $300 million is available on a revolving basis.  The borrowing base under  the Senior Credit Facility is determined by reference to the value of the Company’s proved reserves.  The agreement  specifies  a  semi‐annual  borrowing  base  redetermination  and  the  Company  can  request  two  additional  redeterminations each year.  The initial borrowing base was set at $30 million and was subsequently increased to  $48 million based on March 2013 reserves.    ‐ 69 ‐                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 22 – CREDIT FACILITIES continued  Interest on borrowed funds accrue, at the Company’s option, of i) LIBOR plus a margin that ranges from 175 to 275  basis points or ii) the Base Rate, defined as a rate equal to the highest of (a) the Federal Funds Rate plus ½ of 1%, (b)  the Prime Rate, or (c) LIBOR plus a margin that ranges from 75 to 175 basis points. The applicable margin varies  depending on the amount drawn.  The Company also pays a commitment that ranges from 37.5 to 50 basis points  on the undrawn balance of the borrowing base.  The agreement has a five‐year term and contains both negative and  affirmative covenants, including minimum current ratio and maximum leverage ratio requirements consistent with  the Junior Credit Facility’s. Certain development and production assets are pledged as collateral and the facility is  guaranteed by the Parent Company.  On  31 December 2012, the Company drew $30 million on the Senior Credit  Facility’s borrowing base and used $15 million of the proceeds to repay and retire its outstanding loan with the Bank  of Oklahoma.  As a part of its Bank of Oklahoma debt extinguishment, the Company expensed approximately $0.3  million of unamortised deferred financing costs, which is included in financing costs in the consolidated statement  of profit or loss and other comprehensive income for the six month period ended 31 December 2012.   For the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, the Company capitalised $0.2 million and  $0.4 million, respectively, of financing costs related to the Senior Credit Facility, which offset the principal balance.  As at 31 December 2013 there was $15 million outstanding under the Company’s Senior Credit Facility.  As at 31  December 2013, the Company was in compliance with all restrictive financial and other covenants under the Senior  Credit Facility.  The Company capitalised $1.3 million and nil of interest expense during the year and six month period ended 31  December 2013 and 2012, respectively.  NOTE 23 – RESTORATION PROVISION  The  restoration  provision  represents  the  best  estimate  of  the  present  value  of  restoration  costs  relating  to  the  Company’s oil and natural gas interests, which are expected to be incurred up to 2043.  Assumptions, based on the  current economic environment, have been made which management believes are a reasonable basis upon which to  estimate  the  future  liability.   The   estimate  of  future  removal  costs  requires  management  to  make  significant  judgments regarding removal date or well lives, the extent of restoration activities required, discount and inflation  rates.  These  estimates  are  reviewed  regularly  to  take  into  account  any  material  changes  to  the  assumptions.   However, actual restoration costs will reflect market conditions at the relevant time.  Furthermore, the timing of  restoration is likely to depend on when the fields cease to produce at economically viable rates.  This  in turn will  depend on future oil and natural gas prices, which are inherently uncertain.  Balance at the beginning of the period  New provisions and changes in estimates  Dispositions  New provisions assumed from acquisition  Reclassified to assets held for sale  Unwinding of discount  Balance at end of period  Year ended   31 December 2013  US$’000  $       1,228  3,622  (146)  397  (109)               82  $      5,074  Six months ended  31 December 2012  US$’000  $       588  310  (192)  506  ‐             16  $   1,228  ‐ 70 ‐                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 24 – DEFERRED TAX ASSETS AND LIABILITIES       Deferred tax assets and liabilities are attributable to the following:  Net deferred tax assets:  Share issuance costs      Net operating loss carried forward  Unrecognized foreign currency gain (loss)  Total net deferred tax assets  Deferred tax liabilities:  Development and production expenditure  31 December 2013  US$’000  31 December 2012  US$’000  $         1,069  473                761  $         2,303  $                 ‐       ‐                     ‐  $                 ‐  $  (114,042)  $  (79,600)  Offset by deferred tax assets with legally enforceable right of  set‐off:  Net operating loss carried forward  Other  Total net deferred tax liabilities        10,373                 958  $  (102,711)         22,647              (26)  $  (56,979)  NOTE 25 – ISSUED CAPITAL  Total ordinary shares issued and outstanding at each period end are fully paid.  All shares issued are authorized.   Shares have no par value.  a) Ordinary Shares  Number of Shares  Total shares issued and outstanding at 30 June 2012  Shares issued during the period  Total shares issued and outstanding at 31 December 2012  Shares issued during the year  Total shares issued and outstanding at 31 December 2013  277,098,474       1,666,667   278,765,141  184,408,527  463,173,668  ‐ 71 ‐                                                                S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 25 – ISSUED CAPITAL continued  Ordinary shares participate in dividends and the proceeds on winding of the Parent Company in proportion to the  number of shares held. At shareholders’ meetings each ordinary share is entitled to one vote when a poll is called,  otherwise each shareholder has one vote on a show of hands.  b) Issued Capital  Beginning of the period  Shares issued in connection with:       Merger with Texon       Private placement       Exercise of stock options  Total shares issued during the period  Cost of capital raising during the period, net of tax  Closing balance at end of period        Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  $  58,694  $  57,978  132,092  47,398              813      180,303        (1,989)  $  237,008  ‐  ‐            716            716                 ‐  $  58,694  c) Options on Issue  Details of the share options outstanding as at the end of the period:  Grant Date  10 Sep 2010  10 Sep 2010  02 Dec 2010  02 Mar 2011  03 Jun 2011  03 Jun 2011  03 Jun 2011  06 Jun 2011  06 Sep 2011  05 Dec 2011  01 Nov 2012  03 Dec 2012  01 Apr 2013  24 Sept 2013  Total share options outstanding   Expiry Date  31 May 2013  31 May 2013  01 Dec 2015  30 Jun 2014  31 May 2013  15 Jan 2016  28 Jan 2016  01 Sep 2015  31 Dec 2018  05 Mar 2019  01 Feb 2020  03 Mar 2020  01 Jul 2020  23 Dec 2020  Exercise Price  A$0.20  A$0.30  A$0.37  A$0.95  A$0.35  A$0.65  A$0.50  A$0.95  A$0.95  A$0.95  A$1.15  A$1.15  A$1.25  A$1.40  31 December 2013  ‐  ‐  291,666  30,000  ‐  500,000  ‐  30,000  1,200,000    1,000,000  350,000  350,000  350,000       950,000    5,051,666  31 December 2012  1,000,000  500,000  1,166,666  30,000  100,000  500,000  250,000  30,000  1,200,000  1,000,000  ‐  ‐  ‐                  ‐  5,776,666  d) Restricted Share Units on Issue  Details of the restricted share units outstanding as at the end of the period:  Grant Date  05 Dec 2011  15 Oct 2012  19 April 2013  Total RSUs outstanding  31 December 2013  88,500  709,817                   905,990               1,704,307  31 December 2012  608,750    1,482,143                              ‐              2,090,893  ‐ 72 ‐                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 25 – ISSUED CAPITAL continued  e) Capital Management  Management  controls  the  capital  of  the  Group  in  order  to  maintain  an  appropriate  debt  to  equity  ratio,  provide  the  shareholders  with  adequate  returns  and  ensure  that  the  Group  can  fund  its  operations  and  continue as a going concern.  The Group’s debt and capital includes ordinary share capital and financial liabilities, supported by financial  assets.   Other   than  the  covenants  described  in  Note  22,  the  Group  has  no  externally  imposed  capital  requirements.  Management effectively manages the Group’s capital by assessing the Group’s financial risks and adjusting its  capital  structure  in  response  to  changes  in  these  risks  and  in  the  market.   These   responses  include  the  management of debt levels, distributions to shareholders and shareholder issues.  There have been no changes in the strategy adopted by management to control the capital of the Group since  the prior period.  The strategy is to ensure that the Group’s gearing ratio remains minimal.  As at 31 December  2013  and  2012,  the  Company  had  $29.1  million  and  $29.6  million  of  outstanding  debt,  net  of  deferred  financing fees, respectively.  NOTE 26 – RESERVES  a)   Share Option Reserve  The share option reserve records items recognised as expenses on valuation of employee and supplier  share options and restricted share units.  b)   Foreign Currency Translation Reserve  The foreign currency translation reserve records exchange differences arising on translation of the Parent  Company.  NOTE 27 – CAPITAL AND OTHER EXPENDITURE COMMITMENTS   Capital commitments relating to tenements   As at 31 December 2013, all of the Company’s exploration and evaluation and development and production assets  are located in the United States of America (“US”).  The mineral leases in the exploration prospects in the US have primary terms ranging from 3 years to 5 years and  generally  have  no  specific  capital  expenditure  requirements.    However,  mineral  leases  that  are  not  successfully  drilled and included within a spacing unit for a producing well within the primary term will expire at the end of the  primary term unless re‐leased.    ‐ 73 ‐                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 27 – CAPITAL AND OTHER EXPENDITURE COMMITMENTS continued  The following tables summarize the Group’s contractual commitments not provided for in the consolidated  financial statements:  Drilling rig commitments (1)  Drilling commitments (2)  Operating lease commitments (3)  Employment commitments (4)       Total expenditure commitments  Drilling commitments (2)  Operating lease commitments (3)  Employment commitments (4)       Total expenditure commitments  As At 31 December 2013  Less than 1  year  $    5,159  ‐  200  104  $    5,463  1 – 5 years              $            ‐  2,000  1,354  ‐  $    3,354  More than 5  years                $          ‐  ‐  306  ‐  $     306  As at 31 December 2012  Less than 1  year  $             ‐  162  275  1 – 5 years  $    3,000  81  104  More than 5  years  $          ‐  ‐  ‐  $       437  $    3,185  $          ‐  Total  $    5,159  2,000  1,860  104  $    9,123  Total  $    3,000  243  379  $    3,622  (1) As at 31 December 2013, the Company had 4 outstanding drilling rig contracts to explore and develop  the Company’s properties.  The contracts generally have terms of 6 to 12 months.  Amounts represent  minimum expenditure commitments should the Company elect to terminate these contracts prior to  term. Subsequent to year end, the Company entered into a drilling rig contract in which minimum  commitments due to early termination would be $2.1 million.  (2) On 31 December 2012, the Company entered into an agreement to acquire certain oil and natural gas  properties  located  in  the  Wattenberg  Field  and  to  drill  45  net  wells  by  31  December  2015  on  the  acquired properties (the “Drilling Commitment”).  As each qualifying well is drilled, approximately $67  thousand  is  paid  from  the  escrow  account  to  the  Company.  However,  for  each  required  net  commitment  well  not  completed  by  the  Company  during  that  prorated  commitment  year,  the  Company is to pay the seller of the properties approximately $67 thousand from the escrow account.   Certain clawback provisions allow the Company to recoup amounts paid to the sellers if the total 45  wells are drilled by 31 December 2015.  As at 31 December 2013, the Company has not yet drilled any  wells, as such, $1.0 million, equal to one third of the total commitment, was accrued and recognised  in other (expense) income in the consolidated statement of profit or loss and comprehensive income  and was released from the escrow account subsequent to the balance sheet date.  (3) Represents  commitments  for  minimum  lease  payments  in  relation  to  non‐cancellable  operating  leases for office space not provided for in the consolidated financial statements.  (4) Represents  commitments  for  the  payment  of  salaries  and  other  remuneration  under  long‐term  employment  and  consultant  contracts  not  provided  for  in  the  consolidated  financial  statements.  Details relating to the employment contracts are set out in the Company’s Remuneration Report.  ‐ 74 ‐                                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 28 – CONTINGENT ASSETS AND LIABILITIES  At  the  date  of  signing  this  report,  the  Group  is  not  aware  of  any  contingent  assets  or  liabilities  that  should  be  recognised or disclosed in accordance with AASB 137 – Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets / IFRS  37 ‐ Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets.  NOTE 29 – OPERATING SEGMENTS  The Company’s strategic focus is the exploration, development and production of large, repeatable onshore resource  plays  in  North  America,  which  is  the  Company’s  only  major  line  of  business  and  only  major  geographic  area  of  operations.  All  of  the  basins  and/or  formations  in  which  the  Company  operates  have  common  operational  characteristics, challenges and economic characteristics.  As such, Management has determined, based upon the  reports reviewed by the Chief Operating Decision Maker (“CODM”) and used to make strategic decisions, that the  Company has one reportable segment being oil and natural gas exploration and production in North America.  The  CODM  reviews  internal  management  reports  on  a  monthly  basis  that  are  consistent  with  the  information  provided in the statement of profit or loss and other comprehensive income, statement of financial position and  statement of cash flows.  As a result no reconciliation is required, because the information as presented is used by  the CODM to make strategic decisions.  Geographic Information  The operations of the Group are located in only one geographic location, the United States of America.  All revenue  is generated from sales to customers located in the US.  Revenue from four major customers exceeded 10 percent of Group consolidated revenue for the year ended 31  December 2013 and accounted for 47 percent, 15 percent, 10 percent and 10 percent (six month period ended 31  December 2012: four major customers accounted for 29 percent, 22 percent, 21 percent and 10 percent) of our  consolidated oil and natural gas revenues.  ‐ 75 ‐                            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 30 – CASH FLOW INFORMATION  a) Reconciliation of cash flows from operations with  income   from ordinary activities after income tax  Profit from ordinary activities after income tax  Non cash flow in operating income  Depreciation and amortisation expense  Share options expensed  Unrealised losses on derivatives   Net gain on sale of properties   Write‐off of Bank of Oklahoma deferred financing fees  Other  Changes in assets and liabilities:  ‐ Increase in current and deferred tax  ‐ Decrease (increase) in other assets, excluding investing  activities  ‐ Increase in trade and other receivables  ‐ Increase in trade and other payables   Net cash provided by operating activities  Year ended   31 December 2013  US$’000  Six months ended   31 December 2012  US$’000  $     15,942  $     76,210  36,225  1,590  837  (7,335)  ‐  (13)  5,812  2,155  (3,541)        10,974  $    62,646  6,116  733  1,190  (122,327)  349  ‐  46,616  (381)  (3,320)       4,200  $    9,386  b) Non Cash Financing and Investing Activities   ‐ During the year ended 31 December 2013 $132.1 million in shares were issued in connection with the  Texon acquisition.  ‐ 76 ‐                                       S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 31 – SHARE BASED PAYMENTS   During the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, a total of 2,000,000 and nil options were  granted  to  employees  pursuant  to  employment  agreements  and  a  total  of  2,725,000  and  1,666,667  previously  issued options were exercised, respectively.  There were 700,000 awarded options that the Company expected to  issue  in  early  2013  for  which  Company  employees  rendered  services  during  the  six  month  period  ended  31  December 2012.  Using the best estimate of fair value on the employees’ hire date, the Company began expensing  these awards during the six month period ended 31 December 2012.  The 700,000 options were issued in early  2013, but were excluded from the outstanding options summary below as at 31 December 2012:  Year ended   31 December 2013  Six months ended   31 December 2012  Number      of Options  5,776,666  2,000,000  ‐  (2,725,000)                       ‐      5,051,666      2,241,666  Weighted  Average   Exercise Price A$  0.59  1.29  ‐  0.31                    ‐              1.02              0.87  Number  of Options  7,443,333  ‐  ‐  (1,666,667)                       ‐      5,776,666      3,729,999  Weighted  Average   Exercise Price A$  0.55  ‐  ‐  0.41                    ‐              0.59              0.44  Outstanding at start of  period  Formally issued  Forfeited  Exercised   Expired  Outstanding at end of period  Exercisable at end of period  The following tables summarise the options issued and awarded and their related grant date, fair value and vesting  conditions for the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, respectively:  Options issued during the year ended 31 December 2013:  Grant Date  1 April 2013  24 September 2013  Total  Number of Options  350,000  950,000  1,300,000  Estimated Fair Value (US$’000)  $ 217  $ 475  $ 692  Vesting Conditions  20% issuance date, 20% first four anniversaries  20% issuance date, 20% first four anniversaries  Options awarded, but not yet issued during the six month period ended 31 December 2012:  Award Date (not issued)  1 November 2012  3 December 2012  Number of Options  350,000  350,000  700,000  Estimated Fair Value (US$’000)  $ 145  $ 157  $ 302  Vesting Conditions  20% issuance date, 20% first four anniversaries  20% issuance date, 20% first four anniversaries  Share based payments expense related to options is determined pursuant to AASB 2 ‐ Share Based Payments (“AASB  2”) / IFRS 2 – Share Based Payments (“IFRS 2”), and is recognised pursuant to the attached vesting conditions.  The  fair value of the options awarded ranged from A$0.53 to A$0.59 and A$0.42 to A$0.45 for the year and six month  period ended 31 December 2013 and 2012, respectively, which were calculated using a Black‐Sholes options pricing  model.  Expected volatilities are based upon the historical volatility of the ordinary shares.  Historical data is also  used  to  estimate  the  probability  of  option  exercise  and  potential  forfeitures.    Included  in  the  2,000,000  options  issued during the year ended 2013 were 700,000 options that were granted in the fourth quarter of 2012, which  began  being  expensed  during  the  six  month  period  ended  31  December  2012  according  to  the  relevant  service  periods.    ‐ 77 ‐                                  S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 31 – SHARE BASED PAYMENTS continued  The following table summarises the key assumptions used to calculate the estimated fair value awarded or granted  during the periods:  Share price:  Exercise price:  Expected volatility:  Option term:  Risk free interest rate:  Issued during   year ended 31 December 2013   A$ 1.06 – 1.10  A$ 1.25 – 1.40  60%  5.75 years  2.82% to 3.10%   A$  A$1.15  5.75  2.75% Issued in  early 2013 (1)   0.78 – A$0.82  65%   years  (1)  As at 31 December 2012, options were subject to formal issuance, but had been awarded and expensed  beginning on the employees’ hire date during the six month period ended 31 December 2012.  Restricted Share Units  During the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, the Board of Directors awarded 1,237,994  and  1,482,143  RSUs  to  certain  employees.   These   awards  were  made  in  accordance  with  the  long‐term  equity  component of the Company’s incentive compensation plan, the details of which are described in more detail in the  remuneration  section  of  the  Directors’  Report.  Share  based  payment  expense  for  RSUs  awarded  was  calculated  pursuant to AASB 2 / IFRS 2.  The fair values of RSUs were estimated at the date they were approved by the Board  of Directors, 19 April 2013 and 15 October 2012 (the measurement dates).  As at 30 June 2012, the 5 December 2011  awards had been approved but not yet issued. All unforfeited awards were issued to employees upon finalisation of  the plan documents, which occurred in December 2012. The value of the vested portion of these awards has been  recognised within the financial statements.  This information is summarised for the Group for the year and six month  period ended 31 December 2013 and 2012, respectively, below:  Outstanding at beginning of year  Issued   Converted to ordinary shares  Forfeited  Outstanding at end of year  Year ended 31 December 2013  Number        of RSUs  2,090,893  1,237,994  (1,511,511)       (113,069)      1,704,307  Weighted Average  Fair Value at  Measurement Date  A$0.59  A$0.91  A$0.76       A$0.76       A$0.83  ‐ 78 ‐                                                                                                              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 31 – SHARE BASED PAYMENTS continued  Awarded, but not yet issued (beginning of period)*  Forfeited prior to finalisation of plan*  Formally issued (in addition to unissued units at  beginning of period)  Forfeited subsequent to finalisation of plan  Converted to ordinary shares  Outstanding at end of period  Vested at end of period  Six months ended 31 December 2012  Weighted Average  Fair Value at  Measurement Date  Number        of RSUs  910,000  (301,250)  1,482,143                  ‐                  ‐  2,090,893     765,286  A$0.38  A$0.38  A$0.68                  ‐                   ‐       A$0.59       A$0.48  * RSUs awarded, but not yet issued at beginning of period were issued upon finalisation of the plan during the period  ended 31 December 2012 and are included in the total outstanding at end of period (net of forfeited units).  The following tables summarise the RSUs issued and their related grant date, fair value and vesting conditions for  the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, respectively:  RSUs awarded during the year ended 31 December 2013:  Grant Date  19 April 2013  28 May 2013  Number of RSUs  Estimated Fair Value (US$’000)  863,746  374,248  1,237,994  $ 789  $354  $ 1,143  Vesting Conditions  25% issuance date, 25% first three anniversaries  25% issuance date, 25% first three anniversaries  RSUs issued during the six month period ended 31 December 2012:  Grant Date   15 October 2012  29 November 2012  Number of RSUs  1,080,358  401,785  1,482,143  Estimated Fair Value (US$’000)  $ 809  $ 340  $ 1,149  Vesting Conditions  25% issuance date, 25% first three anniversaries  25% issuance date, 25% first three anniversaries  Upon vesting, and after a certain administrative period, the RSUs are converted to ordinary shares of the Company.   Once converted to ordinary shares, the RSUs are no longer restricted.  As the daily closing price of the Company’s  ordinary shares approximates its estimated fair value at that time, the Company used the grant date closing price to  estimate the fair value of the RSUs.  NOTE 32 – RELATED PARTY TRANSACTIONS  N Martin was previously a partner of Minter Ellison Lawyers and is now a consultant for Minter Ellison Lawyers as well  as a Director of the Company. Minter Ellison Lawyers were paid a total of $0.2 million and $0.1 million for legal services  for the year and six month period ended 31 December 2013 and 2012, respectively.  ‐ 79 ‐                                                S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 33 – FINANCIAL RISK MANAGEMENT   a)   Financial Risk Management Policies  The Group is exposed to a variety of financial market risks including interest rate, commodity prices, foreign  exchange  and  liquidity  risk.  The  Group’s  risk  management  strategy  focuses  on  the  volatility  of  commodity  markets and protecting cash flow in the event of declines in commodity pricing. The Group utilises derivative  financial instruments to hedge exposure to fluctuations in interest rates and commodity prices. The Group’s  financial  instruments  consist  mainly  of  deposits  with  banks,  short  term  investments,  accounts  receivable,  derivative  financial  instruments,  finance  facility,  and  payables.  The  main  purpose  of  non‐derivative  financial  instruments is to raise finance for the Group operations.  i)  Treasury Risk Management  Financial risk management is carried out by Management. The Board sets financial risk management policies  and procedures by which Management are to adhere. Management identifies and evaluates all financial risks  and enters into financial risk instruments to mitigate these risk exposures in accordance with the policies and  procedures outlined by the Board.  ii)  Financial Risk Exposure and Management  Interest rate risk is managed with a mixture of fixed and floating rate cash deposits. As at 31 December 2013  and 2012 approximately nil of Group deposits are fixed. It is the policy of the Group to keep surplus cash in  interest yielding deposits.  The Group’s interest rate risk arises from its borrowings.  Interest rate risk is the risk that the fair value of future  cash flows of a financial instrument will fluctuate because of changes in market interest rates.  The Group’s  exposure  to  the  risk  of  changes  in  market  interest  rates  relates  primarily  to  the  Group’s  long‐term  debt  obligations with floating interest rates.  During the year ended 31 December 2013, the Group entered into US dollar denominated interest rate swaps  which fix the interest rate associated with the credit facilities to protect against the floating LIBOR rates through  2017.   As at 31 December 2013 the Group had interest rate swaps with a notional contract amount of $15.0 million  (2012: nil).  The net fair value of interest rate swaps at 31 December 2013 was relatively immaterial, comprising long‐term  assets  of  $0.2  million  and  current  liabilities  of  $0.1  million.   These   amounts  were  recognised  as  fair  value  derivatives.  ‐ 80 ‐                              S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 33 – FINANCIAL RISK MANAGEMENT continued  iii)  Commodity Price Risk Exposure and Management  The Board actively reviews oil and gas hedging on a monthly basis. Reports providing detailed analysis of the  Group’s hedging activity are continually monitored against Group policy. The Group sells its oil on market using  Nymex  and  LLS  market  spot  rates  reduced  for  basis  differentials  in  the  basins  from  which  the  Company  produces.  Gas is sold using Henry Hub and Houston Ship Channel market spot prices.  Forward contracts are  used by the Group to manage its forward commodity price risk exposure. The Group’s policy is to hedge less  than 50% of anticipated future oil and gas production for up to 24 months. The Group may hedge over 50% or  beyond 24 months with approval of the Board. The Group has not elected to utilise hedge accounting treatment  and changes in fair value are recognised in the statement of profit or loss and other comprehensive income.  Commodity Hedge Contracts outstanding as at 31 December 2013  Contract Type  Collar  Collar  Collar  Swap  Collar  Collar  Collar  Collar  Collar  Collar  Collar  Swap  Swap  Swap  Swap  Collar  Counterparty  Shell Trading US  Wells Fargo  Wells Fargo  Wells Fargo  Wells Fargo  Wells Fargo  Wells Fargo  Shell Trading US  Shell Trading US  Shell Trading US  Shell Trading US  Wells Fargo  Wells Fargo  Wells Fargo  Shell Trading US  Shell Trading US  Basis  NYMEX  NYMEX  NYMEX  NYMEX  NYMEX  NYMEX  NYMEX  LLS  LLS  LLS  LLS  LLS  LLS  LLS  HH  HSC  Quantity/mo  2.500 BBL  3,000 BBL  3,000 BBL  2,000 BBL  2,000 BBL  2,000 BBL  2,000 BBL  2,000 BBL  3,000 BBL  2,000 BBL  3,000 BBL  3,000 BBL  3,000 BBL  3,000 BBL  20,000 MCF  10,000 MCF  Strike Price  $80.00/$98.25  $90.00/$99.75  $85.00/$94.75  $97.40  $75.00/$98.65  $90.00/$102.85  $80.00/$97.00  $90.00/$102.00  $90.00/$101.30  $85.00/$102.00  $85.00/$101.05  $101.75  $100.15  $102.30  $4.23  $3.75/$4.60  Term  1‐Jul‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jul‐13 – 30‐Jun‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐15 – 31‐Dec‐15  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐15 – 31‐Dec‐15  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jul‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐15 – 31‐Dec‐15  1‐Jul‐13 – 30‐Jun‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  1‐Jan‐14 – 31‐Dec‐14  b) Net Fair Value of Financial Assets and Liabilities  The net fair value of cash and cash equivalent and non‐interest bearing monetary financial assets and financial  liabilities of the consolidated entity approximate their carrying value.  The net fair value of other monetary financial assets and financial liabilities is based on discounting future  cash flows by the current interest rates for assets and liabilities with similar risk profiles.  The balances are not  materially different from those disclosed in the consolidated statement of financial position of the Group.  c) Credit Risk  Credit risk for the Group arises from investments in cash and cash equivalents, derivative financial instruments  and  deposits  with  banks  and  financial  institutions,  as  well  as  credit  exposures  to  customers  including  outstanding  receivables  and  committed  transactions,  and  represents  the  potential  financial  loss  if  counterparties  fail  to  perform  as  contracted.  The  Group  trades  only  with  recognised,  creditworthy  third  parties.  ‐ 81 ‐                                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 33 – FINANCIAL RISK MANAGEMENT continued  The maximum exposure to credit risk, excluding the value of any collateral or other security, at balance date  to recognise the financial assets, is the carrying amount, net of any impairment of those assets, as disclosed  in the balance sheet and notes to the financial statements.  The Group does not have any material credit risk exposure to any single debtor or group of debtors under  financial instruments entered into by the consolidated entity.  d) Liquidity Risk  Prudent  liquidity  risk  management  implies  maintaining  sufficient  cash  and  marketable  securities  and  the  availability of funding through an adequate committed credit facility. The Company aims to maintain flexibility  in  funding  to  meet  ongoing  operational  requirements  and  exploration  and  development  expenditures  by  keeping a committed credit facility available.    The  Company  has  the  following  commitments  related  to  its  non‐derivative  financial  liabilities  as  at  31  December 2013 (in 000s):  Trade and other payable  Accrued expenses  Credit facilities payments  Total  Total  $    62,811      77,716        37,037  $  177,564  Less than 1  year  1 – 5  years  $   62,811     77,716         1,600  $ 142,127        $            ‐              ‐     35,437  $ 35,437  More than  5 years           $            ‐              ‐                 ‐  $             ‐  The  Company  has  the  following  commitments  related  to  its  non‐derivative  financial  liabilities  as  at  31  December 2012 (in 000s):  Trade and other payable  Accrued expenses  Credit facilities payments  Total  e) Market Risk   Total  $    38,770      13,072        30,000  $    81,842  Less than 1  year  1 – 5  years  More than  5 years  $   38,770     13,072                  ‐  $   51,842        $            ‐              ‐     30,000  $ 30,000           $            ‐              ‐                ‐  $            ‐  Market risk is the risk that the fair value of future cash flows of a financial instrument will fluctuate because  of changes in market prices.  Market risk comprises three types of risk: commodity price risk, interest rate risk  and  foreign  currency  risk.    Financial  instruments  affected  by  market  risk  include  loans  and  borrowings,  deposits, trade receivables, trade payables, accrued liabilities and derivative financial instruments.  Commodity Price Risk  The Group is exposed to the risk of fluctuations in prevailing market commodity prices on the mix of oil and  gas products it produce.    ‐ 82 ‐                                    S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 33 – FINANCIAL RISK MANAGEMENT continued  Commodity Price Risk Sensitivity Analysis  The table below summarises the impact on profit before tax for changes in commodity prices on the fair value  of derivative financial instruments.  The  impact on equity is the same as the impact on profit before tax as  these derivative financial instruments have not been designated as hedges and are and therefore fair valued  through profit and loss.  The analysis assumes that the crude oil and natural gas price moves $10 per barrel  and $0.50 per mcf, with all other variables remaining constant, respectively.  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six months ended  31 December 2012  US$’000  Change in profit/(loss)                     Oil  - improvement in US$ oil price of $10 per barrel  - decline in US$ oil price of $10 per barrel  $     (2,351)  1,477  $     (702)  840  Gas  - improvement in US$ gas price of $0.50 per mcf  - decline in US$ gas price of $0.50 per mcf  $       (124)  $       (60)    180  60  Interest Rate Risk  Interest rate risk is the risk that the fair value of the future cash flows of a financial instrument will fluctuate  because of changes in market interest rates.  The Group’s exposure to the risk of changes in market interest  rates relates primarily to the Group’s long‐term debt obligations with floating interest rates.  Interest Rate Sensitivity Analysis  Based on the net debt position as at 31 December 2013, taking into account interest rate swaps, with all other  variables remaining constant, the following table represents the effect on income as a result of changes in the  interest rate.  The impact on equity is the same as the impact on profit before tax.  Year ended  31 December 2013  US$’000  Six month ended  31 December 2012  US$’000  Change in profit/(loss)  - - increase in interest rates + 2%  decrease in interest rates ‐ 2%  $  (177)  ‐  $      (157)  157  This assumes that the change in interest rates is effective from the beginning of the financial year and the  net debt position and fixed/floating mix is constant over the year.  However, interest rates and the debt  profile of the Group are unlikely to remain constant and therefore the above sensitivity analysis will be  subject to change.  ‐ 83 ‐                                   S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 33 – FINANCIAL RISK MANAGEMENT continued  Foreign Currency Risk   The Group is exposed to fluctuations in foreign currency arising from transactions in currencies other than  the Group’s functional currency (US$).  NOTE 34 – PARENT COMPANY INFORMATION  31 December 2013  US$’000  31 December 2012  US$’000  Parent Entity  Assets  Current assets  Investment in subsidiaries  Non‐current assets  Total assets  Liabilities  Current liabilities  Non‐current liabilities  Total Liabilities  Total net assets  Equity  Issued capital  Share options reserve  Foreign currency translation  Retained earnings (loss)  Total equity  Financial Performance  Profit/(loss) for the year  Other comprehensive income  Total profit or loss and other comprehensive  income   $         1,962        173,633          42,840  $    218,435  $            425                     ‐                425  $    218,010  237,008  386  (20,509)            1,125  $    218,010  $            275        (31,307)  $    (31,032)  $       1,490         134,094                    ‐  $     135,584  $          127                   ‐              127  $    135,457  58,694  386  925              75,452  $    135,457  $       (241)                   ‐  $       (241)  NOTE 35 – DEED OF CROSS GUARANTEE  Pursuant  to  Class  Order  98/1418,  the  wholly‐owned  subsidiary,  Armadillo  Petroleum  Limited  (“APL”),  is  relieved  from the Corporations Act 2001 requirements for preparation, audit and lodgement of its financial reports.   As a condition of the Class Order, SEAL and APL (“the Closed Group”) have entered into a Deed of Cross Guarantee  (“Deed”).  The effect of the Deed is that SEAL has guaranteed to pay any deficiency in the event of the winding up of  APL under certain provision of the Corporations Act 2001.  APL has also given a similar guarantee in the event that  SEAL is wound up.  The Closed Group was formed in 2013; therefore, there is no comparable information.  ‐ 84 ‐                                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 35 – DEED OF CROSS GUARANTEE continued  Set out below is a consolidated statement of profit or loss and other comprehensive income and retained earnings  for the year ended 31 December 2013 of the Closed Group:  Profit / (loss) before income tax  Income tax benefit  Profit attributable to members of SEAL  Year ended  31 December 2013  US$’000   $            (1,497)                  1,780  $                  283  Total comprehensive loss attributable to members of SEAL  $         (18,924)  Retained earnings at 1 January  Retained earnings at 31 December  $                  849  $              1,132  ‐ 85 ‐                                      S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 35 – DEED OF CROSS GUARANTEE continued  Set out below is a condensed consolidated statement of financial position as at 31 December 2013 of the Closed  Group:  Current assets  Cash and cash equivalents  Other current assets  Total current assets  Non‐current assets  Exploration and evaluation expenditure  Related party note receivable  Other non‐current assets  Total non‐current assets  Total assets  Current liabilities  Trade and other payables  Accrued expenses  Total current liabilities  Non‐current liabilities  Deferred tax liabilities   Total non‐current liabilities  Total liabilities  Net assets  Equity  Issued capital  Share option reserve  Foreign currency translation  Retained earnings  Total equity  31 December 2013  US$’000  $                1,558                   2,200                   3,758  170  40,537              174,240              214,947  $          218,705  176                     302                     478                         4                         4    $                482  $        218,223  $  237,008    386  (20,303)                1,132  $       218,223  ‐ 86 ‐                                                          S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS  FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2013  NOTE 36 – EVENTS AFTER THE BALANCE SHEET DATE  In January 2014, the Company entered into a lease acquisition agreement to acquire approximately 10,300 net acres  in the Mississippian/Woodford for a purchase price of approximately $6.3 million.  This acreage is contiguous with  the Company’s current acreage in Logan County, Oklahoma.  In February 2014, the Company entered into a lease acquisition agreement to acquire approximately 4,800 net acres  in the Eagle Ford for an initial purchase price of approximately $10.5 million and two separate earn out payments  due  upon  commencement  of  drilling  ($7.7  million)  and  payout  of  the  first  six  wells  drilled  on  the  acreage  ($7.7  million).  The term of the agreement is two years and provides a one year extension for $500 per acre extended.  This  acreage is adjacent to the Company’s current acreage in McMullen County, Texas.  In February 2014, the Company completed a placement of 84.2 million ordinary shares at A$0.95 per share, raising  A$80.0 million.  The first tranche of 63.7 million shares were issued in March 2014 and the second tranche of 20.5  million shares is subject to shareholder approval at an extraordinary general meeting expected to be held in April  2014.  The placement was undertaken after the Company chose not to proceed with its US initial public offering as  it did not meet the goals and objectives of the proposed issue.  As a result, the Company expensed all transaction  costs incurred on the initial public offering as at 31 December 2013 of $2.1 million.    After year‐end, there was a well site accident in which two employees of a sub‐contractor were injured.  One of  those employees subsequently passed away from their injuries.  Due to various available indemnities and applicable  insurance  coverage,  the  Company  believes  the  resolution  of  any  potential  claims  that  may  ultimately  name  the  Company as a defendant will not have a material adverse effect on its financial condition or results of operations.   ‐ 87 ‐                S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Directors’ Declaration  The Directors of the Group declare that:  1 2 3 the Financial Statements and Notes as set out on pages 40 to 87 are in accordance with the Corporations Act  2001 and:   a) comply with Australian Accounting Standards and the Corporations Regulations 2001 and International  Financial Reporting Standards as disclosed in Note 1; and  b) give a true and fair view of the consolidated entity’s financial position as at 31 December 2013 and of the  performance for the financial year ended on that date;   the Chief Executive Officer and Chief Financial Officer have declared that:  a) the financial records of the Group for the year ended have been properly maintained in accordance with  section 286 of the Corporations Act 2001;  the financial statements and notes for the financial period comply with the Accounting Standards; and  the financial statements and notes give a true and fair view;  b) c) in the Directors’ opinion there are reasonable grounds to believe that the Group will be able to pay its debts  as and when they become due and payable.  This declaration is made in accordance with a resolution of the Board of Directors.  Michael  Hannell  Chairman  Adelaide  Dated  this 28th day of  March 2014  ‐ 88 ‐                                                        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Auditor’s Report  ‐ 89 ‐            S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Auditor’s Report  ‐ 90 ‐        S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Additional Information           S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 Additional Information compiled as at 27 March 2014  Shareholding  Substantial Shareholders  The names of the substantial shareholders in the Company, the number of equity securities to which each  substantial  shareholder  and  substantial  holder’s  associates  have  a  relevant  interest,  as  disclosed  in  substantial holding notices given to the Company:  Name                        No of Ordinary Shares                        %_          IOOF HOLDINGS LIMITED  ACORN CAPITAL LIMITED  34,259,557  31,302,035  7.41  6.76  Distribution of Equity Securities  Size of Holding                          Range  1‐1,000    1,001‐5,000  5,001‐10,000  10,001‐100,000  100,001 and above  Total  Total Holders  642  1,315  803  1,669                 299              4,728                  Units  287,235  4,104,220  6,412,816  54,185,146     461,922,307     526,911,724  % Issued Capital    0.05  0.78  1.22  10.28              87.67            100.00  There are 356 shareholders with less than a marketable parcel of shares.                          Range  1‐1,000    1,001‐5,000  5,001‐10,000  10,001‐100,000  100,001 and above  Total  Unlisted Options  ‐  ‐  ‐  2                        8                      10  Unlisted RSUs  1  6  3  3                    5                  18  Voting Rights  Fully paid ordinary shares  At meetings of members or classes of members:  a) b) Each member entitled to vote may vote in person or by proxy, attorney or representative;  on a show of hands, every person present who is a member or proxy, attorney or representative of  a member has one vote; and,   ‐ 92 ‐                                      S U N DA N C E E N E R G Y A U S T R A L I A L I M I T E D A N D C O N S O L I DAT E D E N T I T I E S A B N 7 6 1 1 2 2 0 2 8 8 3 c) on a poll, every person present who is a member or a proxy, attorney or representative of a member  has:  i) for  each  fully  paid  share  held  by  him,  or  in  respect  of  which  he  is  appointed  a  proxy,  attorney or representative, one vote for the share; and,  for  each  partly  paid  share,  only  the  fraction  of  one  vote  which  the  amount  paid  (not  credited)  on  the  share  bears  to  the  total  amounts  paid  and  payable  on  the  share  (excluding amounts credited) subject to any rights or restrictions attached to any shares  or class or classes of shares.  ii) Unlisted options and unvested RSUs  No voting rights.  Twenty largest holders of fully paid Ordinary Shares  Rank  Name__                          ____________  1  NATIONAL NOMINEES LIMITED  2  HSBC CUSTODY NOMINEES (AUSTRALIA) LIMITED  3  J P MORGAN NOMINEES AUSTRALIA LIMITED  4  CITICORP NOMINEES PTY LIMITED  5  PROVIDENT MINERALS PTE LTD  6  ZERO NOMINEES PTY LTD  7  BNP PARIBAS NOMS PTY LTD   8  GAFFWICK PTY LTD  9  UBS NOMINEES PTY LTD  JP MORGAN NOMINEES AUSTRALIA LIMITED  10  CITICORP NOMINEES PTY LIMITED 

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