UK Oil & Gas Plc
Annual Report 2016

Plain-text annual report

Company Registration No:  05299925  UK Oil & Gas Investments PLC  Annual Report and Accounts  For the year ended 30 September 2016  Company Registration No:  05299925   13          CONTENTS  STRATEGIC REPORT .................................................................................................................................................................... 1  DIRECTORS .................................................................................................................................................................................. 10  REPORT OF THE DIRECTORS .................................................................................................................................................... 11  REPORT OF THE INDEPENDENT AUDITOR TO THE MEMBERS OF UK OIL & GAS INVESTMENTS PLC ........................... 14  FINANCIAL STATEMENTS ........................................................................................................................................................... 15  CONSOLIDATED STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME FOR YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2015 ...................... 15  CONSOLIDATED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION AS AT 30 SEPTEMBER 2015 ....................................................... 16  COMPANY STATEMENT OF FINANCIAL POSITION AS AT 30 SEPTEMBER 2015 ................................................................. 17  CONSOLDATED STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2015 .......................... 18  COMPANY STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2015 .................................... 19  CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOW FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2015 ......................................... 20  COMPANY STATEMENT OF CASH FLOW FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2015 ................................................... 22  NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS ............................................................................................................................... 23  COMPANY INFORMATION ........................................................................................................................................................... 51        STRATEGIC REPORT FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  STATEMENT FROM THE CHAIRMAN  UK Oil & Gas Investments PLC (“Group”, “Company” or “UKOG”) is an oil and gas investment company which  specialises in finding and producing oil from previously unrecognised naturally‐fractured rocks in the Weald Basin  of southern England. Our prime focus is upon a new type of oil deposit within Kimmeridge Limestone rocks which  we are pushing towards commercial production.  In the three years since UKOG re‐listed on AIM, chiefly boosted by the success of our Kimmeridge Limestone oil  results  at  Horse  Hill,  we  have  become  one  of  the  most  recognised  and  significant  players  in  the  UK  onshore  sector.  Listed on London’s Alternative Investment Market (AIM) and NEX Exchange Growth Market (formerly the ISDX  Growth Market), we have a portfolio of direct and indirect investments in 12 UK onshore exploration, appraisal,  development and production assets. We are the largest acreage holder in the south‐east of England, with assets  covering  942  gross  km²  in  the  Weald  and  Purbeck‐Wight  Basins.  Our  portfolio  includes  five  undeveloped  conventional oil fields that we are moving towards near‐term production. We generate investment cash from  our interests in two producing oil fields in the region, Horndean and Avington.   At the heart of all that we do is minimising the impact of our activities on local communities and having total  respect for the environment in which we live. We are determined to provide energy for Britain while preserving  the way of life and rural beauty of our licence areas.  We believe that fully understanding our assets is fundamental to our success. That is why we engage with global  experts,  such  as  Nutech,  Schlumberger  and  Xodus  Group,  together  with  internationally  recognised  academic  institutions such as Imperial College, London, to provide us with the best advice to help turn our innovative ideas  and oil discoveries into economic reality.  Our interests in the new Kimmeridge Limestone oil play have the potential for exceptional growth in the near  and foreseeable future. Our portfolio also provides a solid underpinning of undeveloped oil discoveries, which  along with our Kimmeridge Limestone projects, are economically robust at current Brent crude prices. We have  a  clear  business  plan,  and  the  technical  and  operational  expertise  to  make  UKOG  into  a  significant  onshore  producing oil company by end 2018.  The key highlights of 2016 include:   The Horse Hill‐1 (“HH‐1”) oil discovery was the first ever to flow substantial oil from the Kimmeridge  Limestones (“KL”). It achieved an aggregate stabilised natural flow rate of 1,365 barrels of oil per day  (“bopd”) from two KL reservoirs (KL3 and KL4), a record rate for any UK onshore discovery well.   Additionally, the HH‐1 Portland reservoir flowed at a stabilised pumped rate of 323 bopd, the highest  rate recorded from any UK Portland well. This rate was constrained by the pump’s capacity.   Via two acquistions, UKOG became the largest licence holder in the south‐east of the UK, holding 942  gross km², a 113% increase from the previous reporting period.    Acquisition of the 300 km² PEDL234 licence made UKOG the largest acreage holder within the KL play,  with 672 gross km² licenced within the basin’s “sweet spot”.   UKOG’s  acreage  interests  are  independently  calculated  to  contain  approximately  20%  of  the  Kimmeridge oil in place (“OIP”)  over the entire Weald Basin, with a gross P50 Kimmeridge OIP within  Company licences of  17.12 billion barrels   We  acquired  regulatory  permissions  to  drill  two  new  KL  wells  in  2017,  Broadford  Bridge‐1  and  Holmwood‐1. Both are HH‐1 geological look‐alikes.    UKOG consolidated and increased its interests in Horse Hill (PEDL137/246) and Holmwood (PEDL143)    We submitted planning applications for two extensive appraisal and development projects at Horse Hill  and Markwells Wood.   Contingent Resources from our conventional portfolio increased to over 14 million barrels (“MMbbl”)  recoverable (excludes any recoverable resources in the KL and the PEDL234 Godley Bridge Portland gas  discovery). UKOG’s net resources have scope for significant growth via future inclusion of the KL.  The  past  year’s  activities  and  results  are  part  of  our  goal  to  deliver,  by  the  end  of  2018,  at  least  one,  but  potentially three, producing wells from the KL, plus production from the Horse Hill Portland. The forward plan  also  aims  to  deliver,  by  the  end  of  2019,  oil  production  from  Markwells  Wood  and  Arreton,  plus  KL  oil  and  Company Registration No:  05299925  1          Portland  natural  gas  from  the  Godley  Bridge  discovery.    If  successful,  the  Company  is  therefore  poised  to  generate significant cash flow in the short to medium‐term.  Sadly,  there  was  one  event  that  marred  UKOG’s  past  year.  In  November  2016,  Jason  Berry,  our  Commercial  Director,  died  suddenly.  He  was  only  47.  Jason  was  instrumental  in  securing  the  solid  financial  footing  that  enabled us to deliver such a positive performance. He was heavily involved in the Company’s £4 million share  placing (May 2016). He will be missed. The most fitting tribute we can pay to him is to build further upon the  momentum and success he helped to achieve. Our thoughts remain with his family.   Strategy  UKOG’s overall exploration and appraisal strategy is geared towards oil extraction from previously unrecognised  naturally‐fractured rocks within the Weald and the Purbeck‐Wight Basins of southern England. We have built a  portfolio that has the potential to generate significant returns for the Company and its shareholders. It includes  low‐risk oil & gas production, appraisal and development assets as well as high upside exploration assets.  The  key  to  this  strategy  is  the  Kimmeridge  Limestone  oil  play,  which  will  continue  to  be  our  flagship  for  the  foreseeable future. Our aim is to demonstrate that the play can generate economic returns and is repeatable  over the entirety of our 672 gross km² licence holding in the basin’s “sweet spot”. Whilst it is still early days, our  goals are simple, and we aim to:   Demonstrate commercial production from one, possibly two, wells at Horse Hill by end 2018   Demonstrate that Horse Hill results can be replicated in three other locations across the Weald Basin  (two wells in 2017: Broadford Bridge‐1, Holmwood‐1, one further in the first half of 2018)   Deliver production from each well as early as permitting allows   Further consolidate our holdings, where possible, and acquire further prospective acreage  Planning permissions are in place for the two 2017 wells, and we expect to receive the necessary consents for  the planned Horse Hill production testing and drilling activities by the end of July. We are firmly on track to meet  our end 2018 first production oil target.  OPERATIONAL REVIEW AND OUTLOOK  Horse Hill   Onshore licences PEDL137 (99.3 km², net interest 31.2%) and PEDL246 (43.6 km², net interest 31.2%) contain the  Horse Hill Portland and KL light oil discoveries. Long term production testing is planned for 2017, to be followed  by two further appraisal/development wells in 2018.  Much of the Company’s effort over the past year was focused on the highly successful well tests at HH‐1, and  numerous follow‐up analyses. Although we had expected to encounter moveable light oil in the Kimmeridge, the  overall stabilised flow rate from the two uppermost limestones (KL3 and KL4), which aggregated 1,365 bopd of  40 API gravity dry oil, were beyond our highest expectations. These rates undeniably proved that the limestones  could produce at initial commercial rates. No evidence of depletion was indicated from the test data analyses.  We followed up the flow tests with the acquisition of Angus Energy’s and Flowermay Limited’s interests in the  licences and the submission of an extensive planning application to undertake long‐term production testing and  drill further wells at Horse Hill. By agreement with Surrey County Council, the determination of the planning  application will take place by the end of July following Surrey’s May 4th local council elections. The timing is in  line with our expectations to commence testing in 2017 and our future projected first‐oil target. The testing will  last for approximately six months.  The planned production tests are specifically designed to prove access to a commercial volume of oil in place  (“OIP”). Consequently, we expect to be able to make a declaration of commerciality for the Kimmeridge and  Portland following these test results.   Analysis of the HH flow test data clearly demonstrates that natural fracturing is the key parameter that enabled  high natural flow rates. We have learnt a great deal about the origin and pattern of this natural fracture system  and plan to collect core and image log data from our new wells to help further this understanding.   Company Registration No:  05299925  2                               The  HH‐1  well  test  data  also  indicate  that  the  fractures  in  KL3  and  KL4  could  be  vertically  connected.  Consequently, we believe that the well may have connected to a much larger fractured‐reservoir “tank” than the  the two individual limestones tested. It is, therefore, possible that natural fractures within the shale may also  have directly contributed to measured oil flow.  This observation has important and positive implications for the  quantity  of  oil  that  could  be  recovered  from  a  Kimmeridge  well.  We  will,  of  course,  know  more  after  the  upcoming long‐term tests.  Following the production tests, we plan to drill a further deviated KL wellbore, HH‐1z, from the existing HH‐1  wellbore, and then a new well, HH‐2, designed to access the Portland in both the Horse Hill and Collendean Farm  fault blocks. We may use the opportunity to drill a HH‐2 pilot hole down through the Kimmeridge to take key  core and image log data. These wells are designed to be completed as future permanent oil producers, with first  oil  planned  towards  the  end  of  2018,  subject  to  the  necessary  regulatory  approvals  and  field  development  consent.  We also note with interest that, after the period, the nearby Brockham field re‐entry well, BR‐X1z (UKOG indirect  interest 1.41%) recorded oil and gas shows throughout the Kimmeridge section. The same observations were  made throughout the Kimmeridge at HH‐1.   Should the BR‐X1z well encounter natural‐fracturing and flow oil from the Kimmeridge at commercial rates, it  will provide further support that the Horse Hill results can be replicated elsewhere, and that the Horse Hill oil  deposit likely extends to the north across the 99.3 km² of PEDL137 to Brockham (PL235 8.9 km²). Furthermore,  a good Kimmeridge result would have strong positive implications for our Holmwood well, only 8 km west of HH‐ 1. UKOG, with its extensive 672 km² acreage holding in the Weald’s “sweet‐spot”, is well‐positioned to exploit  this wider oil deposit.  The HH‐1 Portland oil discovery’s importance was  further boosted by Xodus’ report which determined that the  P50 OIP had increased to 32 MMbbl, an increase of 53% from the 21 MMbbl reported prior to 2016 flow testing.  Gross Contingent Resources rose to 1.5 MMbbl (0.5 MMbbl net to UKOG) with a further 1.7–6.6 MMbbl gross  recoverable ( 0.5‐2.1 MMbbl net UKOG) being possible via implementation of a water re‐injection scheme.  Other Horse Hill‐related Activity Highlights   Xodus’ conceptual Weald Kimmeridge Limestone oil development study, pubished in October 2015, showed  a  low  visual  impact  site  could  be  achieved  via  wellheads  and  pumps  below  ground  level.  Controlled  production could minimise HGV impact on local road infrastructure.   Nutech calculated a total Horse Hill licence Kimmeridge P50 OIP of 5,198 MMbbl, of which 960 MMbbl is    contained in the KL2, KL3 and KL4 (October 2015).  EY’s report, published in April 2016, assessed the potential impact of a Weald‐wide KL oil production success  case on the UK economy. The report concludes that KL oil production could provide up to 27% of future UK  daily oil demand, a gross value‐add to the UK economy of up to £53 billion and generate significant jobs.   The Oil and Gas Authority granted licence extensions to PEDL137 and PEDL246 via the creation of “Retention  Areas” over the entirety of both licences.  Broadford Bridge  Onshore licence PEDL234 (300 km², net interest 100%) contains multiple look‐alike geological features to the  Horse Hill KL oil discoveries. The licence also contains an eastern extension of the Godley Bridge‐1 Portland gas  discovery. The Broadford Bridge‐1 well is planned for 2017.  During the period, utilising the knowledge gained from the HH‐1 flow tests, UKOG acquired PEDL234, significantly  increasing  its  acreage  holding  within  the  KL  play’s  prime  prospective  area,  or  “sweet  spot”.  The  licence  is  operated by Kimmeridge Oil & Gas Limited (“KOGL”), a wholly‐owned subsidiary of UKOG.  The licence is one of the UK’s largest, covering 300 km², three times the size of our Horse Hill licence PEDL137. It  straddles both the northern and southern flanks of the Weald Basin and, more crucially, the basin centre, where  the  Kimmeridge  is  interpreted  to  contain  significant  volumes  of  in‐situ  generated  oil.  Nutech’s  calculated  Kimmeridge P50 OIP figures of 7,100 MMbbl within PEDL234, of which 1,700 MMbbl lie within the limestones,  gives comfort to this viewpoint.  Company Registration No:  05299925  3                          The KL are shown by legacy wells and seismic to be well developed over the entire licence, as are multiple areas  likely to contain natural fracturing within the Kimmeridge, similar to that seen at Horse Hill.   Importantly, the licence acquisition included the existing Broadford Bridge well pad, planning permission and EA  consent to drill the Broadford Bridge‐1 (“BB‐1”) exploratory well.    The  BB‐1  well,  planned  for  Q2  2017,  will  be  a  deviated  or  “slant”  well,  designed  to  penetrate  the  entire  Kimmeridge section, targeting the four naturally‐fractured Kimmeridge Limestones (KL1‐KL4) to confirm that KL  oil is contained within a resource or continuous oil deposit. The well will test the southern edge of the basin  within a mirror‐image of the Horse Hill fault block. The Kimmeridge section is planned to be drilled at an angle  of  approximately  45  degrees  to  vertical  and  approximately  orthogonal  to  the  predicted  direction  of  open  fractures within the Kimmeridge.   Operations  will  include  the  acquisition  of  an  extensive  coring,  electric  log  and  borehole  imaging  data  set  to  provide  further  key  information  on  the  limestone  reservoirs  and  natural  fracturing. All  pre‐drill  tenders have  been  issued  and  a  drilling  rig  chosen.  We  expect  that  the  well  will  provide  UKOG  with  a  quantum  leap  in  knowledge of these unique KL reservoirs.  Our  planning  permission  also  includes  the  ability  to  flow  test  the  well  for  up  to  14  weeks.  If  successful,  and  provided the tests are encouraging, KOGL would aim to apply for permanent production status from BB‐1 by the  end of 2018.   Due to our 100% ownership, if BB‐1 is a discovery of similar nature to HH‐1, it could result in three times the  overall net oil production impact to the Company compared to Horse Hill. Furthermore, should BB‐1 ultimately  prove our hypothesis that KL oil lies within a wider resource deposit, the licence’s 300 km² area could hold around  three times the recoverable resources of the Horse Hill licences.    Consequently,  it  is  our  viewpoint  that  a  successful  outcome  from  the  BB‐1  programme  could  have  a  highly  material and transformational impact upon the Company.   Godley Bridge  Godley Bridge lies within onshore licence PEDL234, as per Broadford Bridge.  Technical  studies  by  Xodus  and  UKOG  show  that  the  Godley  Bridge‐1  (“GB‐1”)  Portland  gas  discovery  likely  extends  into  the  north  of  PEDL234.  More  importantly,  Nutech’s  petrophysical  analysis  of  the  GB‐1  well  also  indicates that significant oil potential lies within the Kimmeridge underlying the Portland gas accumulation.   The  Kimmeridge  section  encountered  by  the  GB‐1  well  is  thicker  and more  deeply  buried  than  at Horse  Hill,  indicating the possibility for greater oil generation per unit volume of Kimmeridge shale than at Horse Hill. The  Godley Bridge discovery also lies along a pronounced east‐west faulted structural flexure, some 15 km in extent,  and which is a prime candidate for the development of an associated significant fracture‐network within both  limestones and shales. Wet gas and oil shows were recorded throughout the Kimmeridge in GB‐1 as is the case  at the HH‐1 discovery.  KOGL has started work on the selection of a well site and an associated planning application to drill a well in the  first half of 2018. The well would both further appraise the Portland gas discovery and test the deeper KL1 ‐KL4.   Holmwood  Onshore licence PEDL143 (91.8 km², net interest 30%, operator Europa Oil & Gas (Holdings) plc) contains the  Holmwood prospect, which is a look‐alike feature to the HH‐1 Portland and Kimmeridge oil discoveries, 8 km to  the east. Planning permission is in place to drill the Holmwood‐1 well to test the Portland and the Kimmeridge  in 2017.  In  November  2015,  UKOG  further  increased  its  interest  in  the  Holmwood  PEDL143  licence  and  now  holds  a  material 30% stake, being the largest single participant in the joint venture.   Company Registration No:  05299925  4                                     The Holmwood‐1 well is an important part of our Kimmeridge oil strategy. It is one of our three planned new  wells designed to demonstrate that the results of Horse Hill can be replicated across the Weald and that the  Kimmeridge  contains  a  laterally  extensive  oil  deposit.  The  planned  deviated  well  will  also  test  a  shallower  Portland sandstone objective in a look‐alike geological setting to the Horse Hill and Collendean Farm Portland  discovery.   Markwells Wood  Onshore licence PEDL126 (11.2 km², net interest 100%) contains the Markwells Wood‐1 oil discovery.  In  September  2016  UKOG  submitted  a  planning  application  to  the  South  Downs  National  Park  Authority  to  further appraise and develop the Markwells Wood‐1 oil discovery. The planned two‐phase programme would  see  four  horizontal  wells  drilled  within  the  conventional  Great  Oolite  limestone  reservoir.  The  discovery  is  a  geological  look‐alike  to  the  neighbouring  Horndean  producing  oil  field  (UKOG  net  interest  10%).  A  planning  decision is expected in Q2 2017.   As part of the Markwells Wood planning application, UKOG has worked with hydrogeology specialists Envireau  Water, the Environment Agency and Portsmouth Water to arrive at a greatly improved understanding of the  chalk aquifer that lies adjacent to the site. Future planned drilling will utilise biodegradable natural drilling fluids  to present zero hazard to the area’s chalk groundwater acquifer.  Isle of Wight  Onshore licence PEDL331 (200 km², net interest 65%) and offshore licence P1916 (46.7 km², net interest 100%. PEDL331 contains the Arreton‐1 and Arreton‐2 oil discovery.  These  licences  contain  the  same  geology  as  our  Weald  Basin  licences.  Our  focus  is  on  fracture‐enhanced  conventional limestone and sandstone reservoirs that have been missed by previous operators.   The  PEDL331  licence  was  formally  granted  to  UKOG  by  the  Oil  and  Gas  Authority  in  the  Summer.  We  have  selected a well site and are currently compiling a planning application to drill a deviated appraisal well in the  Arreton‐2 oil discovery, again with a view to achieving early oil production in the event of success.  An analysis by Xodus Group Ltd (“Xodus”) of the Arreton‐2 oil discovery (“Arreton Main”) and the adjacent low‐ risk  Arreton  North  and  South  Prospects  (“Arreton  Prospects”)  calculated  an  aggregate  gross  P50  OIP  of  219  MMbbl and net P50 Contingent Resources of 10.2 MMbbl and 6.8 MMbbl for Arreton Main, and the Arreton  Prospects respectively.  Baxters Copse  Onshore licence PEDL233 (89.6 km², net interest 50%, Operator IGas Energy plc) contains the Baxters Copse‐1 oil  discovery – an appraisal well is planned for 2018‐2019.  Horndean  Onshore licence PL211 (27.3 km², net interest 10%, operator IGas Energy plc). Horndean continued stable oil  production throughout the period averaging 144 gross bopd.  Avington  Onshore  licence  PL070  (18.3  km²,  net  interest  5%,  operator  IGas  Energy  plc)  Avington  continued  stable  oil  production throughout the period averaging 47 gross bopd.  Brockham  The Brockham field lies in onshore licence PL235 (8.9 km², indirect net interest 1.41%, operator Angus Energy  plc) and is the closest similar Portland sandstone producing oil field to the HH‐1 Portland discovery.   Company Registration No:  05299925  5                                        After the reporting period, the operator conducted a well intervention programme on the Brockham discovery  well  BR‐X1,  encountering  oil  and  gas  shows  in  the  Portland,  Kimmeridge  and  Corallian.  We  understand  that  electric logs have been acquired and are under interpretation. We await further news of planned flow testing.  As previously described, a successful Kimmeridge test would be a very positive outcome for UKOG’s Horse Hll  and Holmwood interests and the overall Kimmeridge Limestone play.  Portland production has been shut in pending completion of site improvements and the BR‐X1 re‐entry.  A the time of writing, due to Angus Energy’s Initial Public Offering in November 2016 and other share issues,  UKOG’s share ownership was diluted from 6% to 2.56%.  Lidsey  The Lidsey field lies in onshore licence PL241 (5.3 km², indirect net interest 1.28%, Operator Angus Energy plc)  produces from the same Great Oolite limestone as UKOG’s Horndean and Avington oil fields and our Markwells  Wood and Baxter’s Copse oil discoveries. UKOG’s interest is via our minority shareholding in Angus Energy. Lidsey  production is shut‐in pending an infill well in 2017.  Reserves, Resources and Oil in Place  UKOG  has  estimated net  attributable  P50 reserves  of  89,983  barrels  of  oil  (see  Table  1  below).  This  figure  is  largely unchanged from last year, despite continuing production and several issues of shares by Angus Energy,  diluting UKOG’s net attributable interest in Brockham and Lidsey.  At the time of writing, UKOG also has 22.2 MMbbl of net attributable P50 Contingent and Prospective Resources  (see  Table  2  below).  Table  2  includes  the  recently  announced  net  Contingent  Resources  for  the  Horse  Hill  Portland reservoir. However, Table 2 does not include net Contingent Resources for the PEDL234 Godley Bridge  gas discovery or Prospective Resources for the Isle of Wight P1916/PEDL331 M prospect.  Gross unrisked OIP for UKOG’s licence interests are shown in Table 3. These OIP volumes are dominated by the  Kimmeridge OIP estimated for the Horse Hill and Broadford Bridge/Godley Bridge licences.  Table 1: UKOG’s Producing Fields, Gross and Net Reserves  Asset  Horndean  Avington  Lidsey  Brockham  TOTALS  UKOG  Interest  10%  5%  1.28%  1.41%  Gross Reserves (bbl)  Net Reserves (bbl)   Source, Date  P10  P10  P90  P50  P50  36,000  P90  774,000  1,180,000  1,425,000  71,700  85,600  114,300  IGas, July 2016  IGas, July 2016  900  18,000  Angus, Nov  2016  Angus, Nov  2016  63,000  82,000  92,000  69,000  6,250  3,150  6,000  6,000  6,000  1,297  1,156  973  77  77  77  73,650  89,983  121,924  Company Registration No:  05299925  6                                                               Table 2: UKOG’s Unrisked Gross and Net Resources for Four Oil Discoveries and Three Exploration Prospects  Asset  Licence  UKOG's  Interest  10%  5%  Horndean 2  PEDL126  Avington 2  PEDL070  Markwells Wood 2  PEDL126  100%  Holmwood 3  30%  PEDL143  Baxters Copse 2,4  50%  PEDL233  Horse Hill Portland  PEDL137  31.2%  Arreton Main 2  65%  PEDL331  Arreton Prospects 3  PEDL331  65%  Lidsey 2,5  1.02%  Brockham 2  1.41%  TOTALS  PL241  PL235  Gross Resources  (MMbbl)  Net Resources  (MMbbl) 1  P90  P50  P10  P90  P50  P10  0.1  0.6  0.3  0.1  0.03  0.04  0.05  0.5  2.7  1.3  0.6  0.6  3.8  1.0  0.2  0.8  2.3  1.3  2.7  3.4  1.1  0.5  0.2  0.6  10.2  15.7  6.4  9.9  2.6  4.0  14.0  6.8  0.00  0.01  0.01  0.3  0.00  0.00  0.01  0.1  11.5  22.2  41.0  1.3  2.7  0.7  1.0  1.3  2.7  3.4  12.5  4.6  6.7  3.6  1.5  15.7  24.1  10.5  21.6  0.7  0.6  0.3  0.2  Source, Date  IGas/DeGMcN, July 2016  IGas/DeGMcN, July 2016  Xodus, September 2015  Europa/ERCE, June 2012  IGas/DeGMcN, July 2016  Xodus, January 2017  Xodus, January 2016  Xodus, January 2016  Angus/Xodus, Nov 2016  Angus/Xodus, Nov 2016  Notes:  1. UKOG net share.  2. Contingent Resources.  3. Prospective Resources.  4. Contingent Resources are in barrels of oil equivalent, as they include gas.  5. Angus Energy’s rights in any future new Lidsey well are reduced by 20%, due to a transaction with Doriemus Plc.  Table 3: UKOG Unrisked Gross OIP  Asset  Licence  UKOG's  Interest  OIP (MMbbl) or GIIP (bcf)  High    Best  P10  P50  Low  P90  Source & Date  P1916  100%  P1916  PEDL331  PEDL126  PEDL143  PL211  PEDL070  PEDL233  PEDL137  PEDL137/246  PEDL137/246  100%  65%  100%  30%  10%  5%  50%  31.2%  31.2%  31.2%  37  57  144  33  4  27  25  N/A  22  3,131  N/A  107  239  UKOG, March 2015  184  426  UKOG, March 2015  219  46  15  56  59  52  32  9,245  10,993  322  Xodus, January 2016  62  Xodus, September 2015  Europa/ERCE, June 2012  55  110  Northern/RPS, Feb 2010  IGas/Senergy, July 2014  110  IGas/Senergy, July 2014  N/A  Xodus, January 2017  47  17,519  Nutech, June 2015  N/A  Schlumberger, August 2015  PEDL234  100.0%  3,158  7,120  13,717  Nutech, December 2016  PL241  PL235  1.28%  1.41%  6  2  10  3  15  4  Angus/Xodus Nov 2016  Angus/Xodus Nov 2016  Offshore Isle of Wight  M Prospect Oil  Offshore Isle of Wight  M Prospect Gas 1  Onshore Isle of Wight  Markwells Wood  Holmwood  Horndean  Avington  Baxters Copse  Horse Hill Portland  Horse Hill Oil  Horse Hill Oil  Broadford Bridge/  Godley Bridge Oil  Lidsey  Brockham  Notes:  1. GIIP figures.  FINANCIAL REVIEW  Income Statement  In 2016, production continued from Horndean and Avington generating revenues of £0.15 million. The operating  loss increased in 2016 to £2.89 million compared to the £1.60 million loss in 2015. This increase is due to higher  uncapitalised consultant, legal and due diligence costs associated with the acquisition and development of our  asset portfolio. Loss for the year was £1.97 million an increase from the £1.69 million loss in 2015. The narrowing  Company Registration No:  05299925  7                      of  the  loss,  compared  to  the  operating  loss  for  the  year  was  due  to  the  £1.02  million  credit  to  the  Income  statement as a result of the negative goodwill associated with the acquisition of Broadford Bridge (PEDL234).  Cash Flow / Financing  The Group raised £4.41 million during the year, which was primarily utilised to increase our exposure to the  onshore  oil  assets  within  the  Weald  Basin  in  England.  We  acquired  100%  of  Celtique  Energie  Weald  Limited  (PEDL234) for £3.5 million, of which we paid £1.25 million in cash. In addition we increased our investment in  Horse Hill from 20% to 48% over the year for £2.8 million, of which we paid £1.15 million in cash. We also loaned  Horse Hill Developments Ltd a further £1.21 million to fund the drilling and testing activities carried out during  the year at HH‐1. Our net cash out flow from operating activites was £1.86 million (2015: £1.05 million).  Balance Sheet  During 2016, non‐current assets increased by £7.87 million primarily as a result of the acquisition of Broadford  Bridge. At the end of the period the Group had £2.44 million (2015: £4.59 million) in cash and cash equivalents.  Along  with  its non‐current  and  other current  assets the consolidated  total  assets  were  £18.51  million  (2015:  £11.58 million). Total liabilities increased to £0.59 million (2015: £0.44 million).  INVESTING POLICY  The  Company’s  Investing  Policy  is  to  invest  in  and/or  acquire  companies  and/or  projects  within  the  natural  resources sector with potential for growth.  The Company will also consider opportunities in other sectors as they arise if the Board considers that there is  an opportunity to generate potential value for Shareholders. Where appropriate, the Board may seek to invest  in  businesses  where  it  may  add  its  expertise  to  the  management  of  the  business  and  utilise  its  industry  relationships.  The  geographical  focus  will  primarily  be  in  regions  in  the  world  where  the  Board  considers  that  valuable  opportunities  exist  and  potential  returns  can  be  achieved.  The  Board  has  identified  United  Kingdom  as  the  current Company’s focus.  The  Company’s  interests  in  an  investment  and/or  acquisition  may  range  from  a  minority  position  to  full  ownership and may comprise one investment or multiple investments. The investments may be in either quoted  or unquoted companies; be made by direct acquisitions or farm‐ins; and may be in companies, partnerships,  earn‐in joint ventures, debt or other loan structures, joint ventures or direct or indirect interests in assets or  projects. The Board may focus on investments where intrinsic value may be achieved from the restructuring of  investments or merger of complementary businesses.  The  Board  expects  that  investments  will  typically be  held  for  the  medium  to  long  term,  although  short  term  disposal of assets cannot be ruled out if there is an opportunity to generate a potentially attractive return for  Shareholders. The Board will place no minimum or maximum limit on the length of time that any investment  may  be  held.  The  Company  may  be  both  an  active  and  a  passive  investor  depending  on  the  nature  of  the  individual investment.  There  is  no  limit  on  the  number  of  projects  in  which  the  Company  may  invest,  and  the  Company’s  financial  resources may be invested in a number of propositions or in just one investment, which may be deemed to be a  reverse  takeover  under  the  AIM  Rules.  The  Board  intends  to  mitigate  risk  by  appropriate  due  diligence  and  transaction  analysis.  Any  transaction  constituting  a  reverse  takeover  under  the  AIM  Rules  will  also  require  Shareholder  approval.  The  Board  considers  that  as  investments  are  made,  and  new  promising  investment  opportunities arise, further funding of the Company may also be required.  Where the Company builds a portfolio of related assets it is possible that there may be cross holdings between  such  assets.  Investments  in  early  stage  assets  are  expected  to  be  mainly  in  the  form  of  equity,  with  debt  potentially being raised later to fund the development of such assets. Investments in later stage assets are more  likely to include an element of debt to equity gearing. The Board may also offer New Ordinary Shares by way of  consideration  as  well  as  cash,  thereby  helping  to  preserve  the  Company’s  cash  for  working  capital  and  as  a  reserve  against  unforeseen  contingencies  including,  for  example,  delays  in  collecting  accounts  receivable,  unexpected changes in the economic environment and operational problems.  Company Registration No:  05299925  8                          Investments  may  be  made  in  all  types  of  assets  and  there  will  be  no  investment  restrictions  on  the  type  of  investment that the Company might make nor the type of opportunity that may be considered.  The Company may consider possible opportunities anywhere in the world.  The Board will conduct initial due diligence appraisals of potential business or projects and, where they believe  further investigation is warranted, intend to appoint appropriately qualified persons to assist. The Board believes  its expertise will enable it to determine quickly which opportunities could be viable and so progress quickly to  formal due diligence. The Company will not have a separate investment manager.  The initial focus of the Company will be the achievement of capital growth for Shareholders and therefore the  Company will only consider the payment of dividends as and when it is appropriate to do so. As such, it is not  possible at this stage to give an indication of the likely level or timing of any future dividends. To the extent that  any dividends are paid they will be paid in accordance with any applicable laws and the regulations to which the  Company is subject. The amount of the dividends paid to Shareholders will fluctuate according to the levels of  profits earned by the Company and will be dependent on sufficient distributable reserves being available to the  Company.  CORPORATE SOCIAL RESPONSIBILITY  UKOG’s Environmental Initiatives  I  am  pleased  to  report  that  to  further  enhance  our  environmental  credentials,  we  have  agreed  a  long‐term  alliance with a British‐based company to use its natural, biodegradable drilling fluid. This zero‐hazard drilling fluid  (or “mud”) will be used in all of UKOG’s oil exploration and development drilling activities across the Weald Basin.  The use of this mud will ensure that there can be zero contamination of any groundwater via the drilling process.   The  drilling  fluid,  also  used  by  water  well  drilling  companies  in  the  UK,  is  registered  with  the  Centre  for  Environment, Fisheries and Aquaculture Science (Cefas). It is also the only drilling fluid to be formally approved  by the Department for the Environment, Food and Rural Affairs for use in the public water supply.  UKOG has also commissioned a company to construct and operate an enclosed flare for its upcoming Horse Hill  appraisal  and  well  testing  programme.  The  enclosed  flare,  commonly  used  at  landfill  sites,  is  clean  burning,  without odour and produces low emissions. The enclosed flare will be a first in the UK onshore oil & gas industry.  Oil Price Environment  We note the welcome recovery in the Brent oil price to around $55 per barrel at the time of writing. While neither  OPEC  or  Russia  have  likely  achieved  their  full  promised  production  cuts,  US  shale  production  has  also  not  recovered as quickly as some forecast. US stockpiles have also remained below expectations. Therefore, we see  cuts broadly balancing increased US shale production and Brent crude remaining broadly stable in 2017 at or  around current prices. At this price level, our Kimmeridge and other projects remain very robust. As the bulk of  UKOG’s costs are incurred in Sterling, the corresponding fall of around 20% in the US dollar to Sterling exchange  rate post‐Brexit acts as a further economic boost to UKOG’s near term projects.   Your Board of Directors will continue to seek out further attractive investments in line with UKOG’s investment  strategy.  The Board would like to take this opportunity to thank our shareholders for their continued support, and I look  forward to reporting further progress over the next period and beyond.  Stephen Sanderson  Executive Chairman & Chief Executive Officer  27 February 2017  Company Registration No:  05299925  9                                          DIRECTORS  FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016   Stephen Sanderson, Executive Chairman and Chief Executive Officer  Stephen  Sanderson  joined  UK  Oil  &  Gas  Investments  PLC  in  September  2014  and  was  appointed  Executive  Chairman and Chief Executive in July 2015. A highly‐experienced petroleum geologist, oil industry veteran and  upstream energy business leader, with over 30 years operating experience, Stephen is a proven oil finder and  was  instrumental  in  the  discovery of  more  than  13  commercial  fields  to  date,  including  the  giant  Norwegian  Smorbuk‐Midgaard  field  complex.  Stephen  held  a  variety  of  senior  management  roles  for  ARCO  (which  was  acquired by BP in 2000), Wintershall AG (a subsidiary of German chemical giant BASF) and three junior start‐ups.  He created and ran successful new exploration businesses in Africa, Europe and South America. He has significant  technical and commercial expertise in the petroleum systems of Africa, the North Sea, Norway, onshore UK &  Europe, South America, the South Atlantic, Middle East, Asia, India, Australia and the USA. He is a graduate and  Associate of the Royal School of Mines, Imperial College, London, a Fellow of the Geological Society of London  and a member of the American Association of Petroleum Geologists. He served for four years in the British Army  and TAVR as a platoon commander, serving in the UK and Berlin.  Kiran Morzaria, Finance Director (appointed 23 October 2015)  Mr Morzaria holds a Bachelor of Engineering (Industrial Geology) from the Camborne School of Mines and an  MBA (Finance) from CASS Business School. He has extensive experience in the mineral resource industry working  in both operational and management roles. Mr. Morzaria spent the first four years of his career in exploration,  mining and civil engineering.  He then obtained his MBA and became the Finance Director of Vatukoula Gold  Mines Plc for seven years. He has served as a director of a number of public companies in both an executive and  non‐executive capacity, he is a non‐executive director of European Metals Holdings Ltd and the Chief Executive  Officer for Rare Earth Minerals plc.  Jason Berry, Executive Director (ceased as a director 16 November 2016)  Jason  Berry  joined  UK Oil  &  Gas  Investments  PLC  as  an  Executive  Director  in  August 2014.  He  had extensive  experience  operating  in  global  public  markets  having  spent  approximately  20  years  working  in  the  financial  services sector in London. He was experienced in raising capital for listed companies and sales trading. Jason was  Director of Dawnay Day Investment Banking Limited and was involved in the successful buy out of the business  which now trades as Hobart Capital Markets Limited. Subsequent to the year end Jason died unexpectedly from  a short illness and ceased to be a director on 16 November 2016.   Company Registration No:  05299925  10              REPORT OF THE DIRECTORS  The Directors present their annual report together with the audited consolidated financial statements of the  Group for the Year Ended 30 September 2016.  Principal Activity and Business Review  The  principal  activity  of  the  Group  and  the  Company  is  that  of  an  investment  holding  company  to  acquire  a  diverse portfolio of direct and indirect interests in exploration, development and production oil and gas assets  which are based in the UK.  Results and Dividends  Loss on ordinary activities of the Group after taxation amounted to £1,972,000 (2015: Loss £1,695,000).  The  Directors  do  not  recommend  the  payment  of  a  dividend  (2015:  £nil).  The  Company  has  no  plans  to  adopt  a  dividend policy in the immediate future.   Principal Risks and Uncertainties  The principal risks and uncertainties facing the Group involve the ability to secure funding in order to finance the  acquisition and exploitation of oil and gas assets and fluctuating commodity prices.  In addition, the amount and quality of the Group’s oil and gas resources and the related costs of extraction and  production represent a significant risk to the Group.  Financial Risk Management Objectives and Policies  The Group’s principal financial instruments are available for sale assets, trade receivables, trade payables and  cash at bank, and borrowings.  The main purpose of these financial instruments is to fund the Group's operations.  It is, and has been throughout the period under review, the Group’s policy that no trading in financial instruments  shall be undertaken. The main risk arising from the Group’s financial instruments is liquidity risk.  The Board  reviews and agrees policies for managing this risk and this is summarised below.  Liquidity Risk  The Group's objective is to maintain a balance between continuity of funding and flexibility through the use of  equity and its cash resources. Further details of this are provided in the principal accounting policies, headed  'going concern'.  Key Performance Indicators  Due to the current status of the Group, the Board has not identified any performance indicators as key.  Future Developments  Future developments are outlined in the Chairman’s Statement and Strategic Report.  Going Concern  The Directors note the substantial losses that the Group has made for the year ended 30 September 2016.  The  Directors have prepared cash flow forecasts for the period ending 28 February 2018 which take account of the  current cost and operational structure of the Group.   The cost structure of the Group comprises a high proportion of discretionary spend and therefore in the event  that  cash  flows  become constrained,  costs  can be  quickly  reduced  to  enable  the  Group  to operate within  its  available funding.  These forecasts demonstrate that the Group has sufficient cash funds available to allow it to continue in business  for a period of at least twelve months from the date of approval of these financial statements.  Accordingly, the  financial statements have been prepared on a going concern basis.  Events After the Reporting Period  Events after the Reporting Period are outlined in Note 25 to the Financial Statements.  Company Registration No:  05299925  11                                      REPORT OF THE DIRECTORS (CONTINUED)  Corporate Governance  Audit  and  Remuneration  Committees  have  been  established  and  in  each  case  comprises  Directors  Stephen  Sanderson and Kiran Morzaria, with Kiran Morzaria as Chairman.  The role of the Remuneration Committee is to review the performance of the executive Directors and to set the  scale and structure of their remuneration, including bonus arrangements.  The Remuneration Committee also  administers  and  establishes  performance  targets  for  the  Group’s  employee  share  schemes  and  executive  incentive schemes for key management.  In exercising this role, the terms of reference of the Remuneration  Committee require it to comply with the Code of Best Practice published in the Combined Code.  The  Audit  Committee  is  responsible  for  making  recommendations  to  the  Board  on  the  appointment  of  the  auditors and the audit fee, and receives and reviews reports from management and the Company’s auditors on  the internal control systems in use throughout the Group and its accounting policies.  Suppliers’ Payment Policy  The  Group’s  policy  is  to  agree  terms  and  conditions  with  suppliers  in  advance;  payment  is  then  made  in  accordance with the agreement provided the supplier has met the terms and conditions. Suppliers are typically  paid within 30 days of issue of invoice.  Charitable Contributions  During the year the Group made charitable donations amounting to £Nil (2015 ‐ £Nil).  Substantial Shareholdings  As at 11 February 2016, the Company had been notified of the following substantial shareholdings in the ordinary  share capital:  Number of Ordinary Shares  Holding %  TD Direct Investing Nominees (Europe) Ltd  Barclayshare Nominees Ltd  HSDL Nominees Ltd  Hargreaves Lansdown (Nominees) Ltd  HSBC Client Holdings Nominee (UK) Ltd  Hargreaves Lansdown (Nominees) Ltd  Hargreaves Lansdown (Nominees) Ltd  HSDL Nominees Ltd  Vidacos Nominees Ltd  TD Direct Investing Nominees (Europe) Ltd  191,838,833  178,210,748  160,723,350  151,766,218  112,843,780  95,366,579  94,076,594  85,750,035  76,997,918  69,957,786  9.45  8.78  7.92  7.48  5.56  4.70  4.63  4.22  3.79  3.45  Directors  The Directors who held office during the year and up to the date of this report are given below:  Current Board  Stephen Sanderson (Executive Chairman)  Kiran Morzaria (Finance Director) (appointed 23 October 2015)  Previous Directors  Donald Strang (resigned 23 October 2015)   Jason Berry (ceased 16 November 2016)  Stephen Sanderson, holds fully vested options over 35,000,000 ordinary shares (total options held by directors  is 35,000,000) which are exercisable at 0.4p and 1.82p each up until 31 December 2017, and 28 September 2019,  respectively. Kiran Morzaria holds no options.  Company Registration No:  05299925  12                                      REPORT OF THE DIRECTORS (CONTINUED)  Auditor  A resolution to reappoint Chapman Davis LLP as auditor will be proposed at the forthcoming Annual General  Meeting (“AGM”).  Annual General Meeting  Notice of the forthcoming Annual General Meeting will be enclosed separately.  Statement of Directors’ Responsibilities  The  Directors  are  responsible  for  preparing  the  annual  report  and  financial  statements  in  accordance  with  applicable law and regulations.  Company law requires the directors to prepare consolidated financial statements for each financial year. The  Directors  have  prepared  the  consolidated  accounts  in  accordance  with  International  Financial  Reporting  Standards as adopted by the EU ("adopted IFRS"). The consolidated financial statements are required by law to  give a true and fair view of the state of affairs of the Group and Company and of the profit or loss for that period.  In preparing these financial statements, the Directors are required to:  Select suitable accounting policies and then apply them consistently;    Make judgements and estimates that are reasonable and prudent;   State whether applicable IFRS’s have been followed, subject to any material departures disclosed and  explained in the financial statements; and  Prepare the consolidated financial statements on the going concern basis unless it is inappropriate to  presume that the Group will continue in business.   The Directors are responsible for keeping adequate accounting records, which disclose with reasonable accuracy  at any time the financial position of the Group and to enable them to ensure that the consolidated financial  statements comply with the Companies Act 2006.  They are also responsible for safeguarding the assets of the  Group and hence for taking reasonable steps for the prevention and detection of fraud and other irregularities.  The  Directors  are  responsible  for  the  maintenance  and  integrity  of  the  corporate  and  financial  information  included on the Company’s website. The Company’s website is maintained in accordance with AIM Rule 26.  Legislation  in  the  United  Kingdom  governing  the  preparation  and  dissemination  of  consolidated  financial  statements may differ from legislation in other jurisdictions.  Statement as to Disclosure of Information to the Auditor  As at the date of this report the serving directors confirm that:    So far as each director is aware, there is no relevant audit information of which the Group’s auditors are  unaware, and  they have taken all the steps that they ought to have taken as directors’ in order to make themselves aware  of any relevant audit information and to establish that the Group’s auditor are aware of that information.  ON BEHALF OF THE BOARD  Stephen Sanderson  Director  27 February 2017  Company Registration No:  05299925  13                                      REPORT OF THE INDEPENDENT AUDITOR TO THE MEMBERS OF UK OIL & GAS INVESTMENTS PLC  We have audited the Group and Parent Company financial statements of UK Oil & Gas Investments PLC for the  year  ended  30  September  2016,  which  comprise  the  Consolidated  Statement  of  Comprehensive  Income,  the  Consolidate  Statement  of  Financial  Position,  the  Company  Statement  of  Financial  Position  the  Consolidated  Statement of Cash Flows, Company Statement of Cash Flows, the Consolidated Statement of Changes in Equity,  the Company Statement of Changes in Equity and the related notes. The financial reporting framework that has  been applied in their preparation is applicable law and International Financial Reporting Standards as adopted  by the EU ("adopted IFRS").  This report is made solely to the Company’s members, as a body, in accordance with Chapter 3 of Part 16 of the  Companies Act 2006. Our audit work has been undertaken so that we might state to the Company’s members  those matters we are required to state to them in an auditor’s report and for no other purpose. To the fullest  extent permitted by law, we do not accept or assume responsibility to anyone other than the Company and the  Company’s members as a body, for our audit work, for this report, or for the opinions we have formed.  Respective Responsibilities of Directors and Auditors  As  explained  more  fully  in  the  Directors’  Responsibilities  Statement,  the  directors  are  responsible  for  the  preparation  of  the  financial  statements  and  for  being  satisfied  that  they  give  a  true  and  fair  view.    Our  responsibility is to audit and express an opinion on the financial statements in accordance with applicable law  and International Standards on Auditing (UK and Ireland). Those standards require us to comply with the Auditing  Practices Board’s (APB’s) Ethical Standards for Auditors.  Scope of the Audit of the Financial Statements  A  description  of  the  scope  of  an  audit  of  financial  statements  is  provided  on  the  APB's  website  at  www.frc.org.uk/apb/scope/private.cfm.  Opinion on the Financial Statements  In our opinion the financial statements:   Give a true and fair view of the state of the Group and Company's affairs as at 30 September 2016 and  of the Group’s loss for the year then ended;    Have  been  properly  prepared  in  accordance  with  International  Financial  Reporting  Standards  as  adopted by the EU; and   Have been prepared in accordance with the requirements of the Companies Act 2006.  Opinion on Other Matter Prescribed by the Companies Act 2006  In  our  opinion  the  information  given  in  the  Directors'  Report  for  the  financial  year  for  which  the  financial  statements are prepared is consistent with the financial statements.  Matters on Which We are Required to Report by Exception  We have nothing to report in respect of the following matters where the Companies Act 2006 requires us to  report to you if, in our opinion:   Adequate  accounting  records  have  not  been  kept,  or  returns  adequate  for  our  audit  have  not  been  received from branches not visited by us; or  The financial statements are not in agreement with the accounting records and returns; or    Certain disclosures of directors’ remuneration specified by law are not made; or   We have not received all the information and explanations we require for our audit.  Keith Fulton  Senior Statutory Auditor  for and on behalf of Chapman Davis LLP  Statutory Auditor, Chartered Accountants  London  27 February 2017  Company Registration No:  05299925   13                              FINANCIAL STATEMENTS  CONSOLIDATED STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME   FOR YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  Revenue  Cost of sales   Gross (loss)/profit  Operating expenses  Administrative expenses  Foreign exchange gains  Depletion & impairment expense   Share based payments expense  Operating (loss)  Gain on settlements of derivative financial instrument  Share of associate loss  Finance costs  Negative Goodwill  (Loss) before taxation  Taxation  Notes  3  2016  £’000   151   (204)  2015  £’000   240   (146)  (53)   94   (2,062)  (20)  (78)  (682)  (1,192)  (49)  (82)  (378)  10  22  4  (2,895)  (1,607)  12  6  2   ‐   (106)   ‐    1,029    62   (69)  (81)   ‐   (1,972)  (1,695)  7   ‐    ‐   (Loss) for the year attributable to equity holders of the parent  (1,972)  (1,695)  Other comprehensive income  Transfer to income statement  Other comprehensive income net of taxation   ‐    ‐   (44)  (44)  Total comprehensive loss attributable to equity holders of the  parent  (1,972)  (1,739)  (Loss) per share  Basic and diluted   Pence    Pence   8  (0.09)  (0.10)  The accompanying accounting policies and notes form an integral part of these financial statements.   Company Registration No:  05299925  15                                                                                                                                                                                                                           CONSOLIDATED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION  AS AT 30 SEPTEMBER 2016  Assets  Non‐current assets  Exploration & evaluation assets  Oil & gas properties  Property, plant & equipment  Investment in associate  Available for sale investments  Total non‐current assets    Current assets  Inventory  Trade and other receivables  Derivative financial instrument  Cash and cash equivalents  Total current assets    Total Assets  Current liabilities  Trade and other payables  Borrowings  Total current liabilities  Non‐current liabilities  Provisions  Total non‐current liabilities  Total liabilities  Net Assets  Shareholders’ equity  Share capital  Share premium account  Share based payment reserve  Accumulated losses  Total shareholders' equity   Notes  2016  £’000  2015  £’000  9  10  10  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21   6,187    1,500   370    4,757    368    1,309    1,566    ‐    2,063    368    13,182    5,306    3    2,890    ‐    2,444    2    1,683    ‐    4,590    5,337    6,275    18,519    11,581   (591)   ‐   (591)  (359)  (359)  (950)  (329)  (111)  (440)  (359)  (359)  (799)   17,569    10,782    11,842    39,644    1,224   (35,141)   11,787    31,622    659   (33,286)   17,569    10,782   These financial statements were approved by the Board of Directors on 27 February 2017 and are signed on its  behalf by:  Stephen Sanderson  Director    Kiran Morzaria  Director  The accompanying accounting policies and notes form an integral part of these financial statements. Company Registration No:  05299925  16                                                                                                                                                                                                                 COMPANY STATEMENT OF FINANCIAL POSITION  AS AT 30 SEPTEMBER 2016  Assets  Non‐current assets  Exploration & evaluation assets  Investment in subsidiary companies  Investment in associate  Available for sale investments  Total non‐current assets    Current assets  Trade and other receivables  Derivative financial instrument  Cash and cash equivalents  Total current assets    Total Assets  Current liabilities  Trade and other payables    Borrowings  Total Current liabilities  Total liabilities  Net Assets  Shareholders’ equity  Share capital  Share premium account  Share Based Payment Reserve  Accumulated losses  Total shareholders' equity   Notes  2016  £’000  2015  £’000  9  11  12  13  15  16  17  18  19  21   742    5,019    4,757    368             662    1,512    2,063    368    10,886    4,605    3,672    ‐    2,371    2,120    ‐    4,461    6,043    6,581    16,929    11,186   (299)   ‐   (299)  (299)  (313)  (111)  (424)  (424)   16,630    10,762    11,842    39,644    1,224   (36,080)   11,787    31,622    659   (33,306)   16,630    10,762   These financial statements were approved by the Board of Directors on 27 February 2017 and are signed on its  behalf by:  Stephen Sanderson  Director    Kiran Morzaria  Director  The accompanying accounting policies and notes form an integral part of these financial statements.  Company Registration No:  05299925  17                                                                                                                                                                                                    CONSOLDATED STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY  FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  Balance at  1 October 2014  Loss  for the year  Other comprehensive income  ‐ Transfer to income statement  Total comprehensive income  Issue of shares  Cost of share issue  Share option exercised  Share based payments  Total contributions by and distributions to owners of the  Company  Balance at 30 September 2015  Loss  for the year  Total comprehensive income  Issue of shares  Cost of share issue  Share options exercised  Share based payments  Total contributions by and distributions to owners of the  Company  Share capital   £’000    11,726    ‐   Share  premium   £’000    23,192    ‐   Share based  payment  reserve   £’000    351    ‐   Revaluation  reserve   £’000    44    ‐   Accumulated  losses    £’000   (31,661)  (1,695)   ‐    ‐    61    ‐    ‐    ‐   61   11,787    ‐    ‐    55    ‐    ‐    ‐   55   ‐    ‐    8,922   (492)   ‐    ‐   8,430   31,622    ‐    ‐    8,262   (240)   ‐    ‐   8,022   ‐    ‐    ‐    ‐   (70)   378   308   659    ‐    ‐    ‐    ‐   (117)   682   565  Total   £’000    3,652   (1,695)  (44)  (1,739)   8,983   (492)   ‐    378    ‐   (1,695)   ‐    ‐    70    ‐   70  8,869  (33,286)  (1,972)  (1,972)   ‐    ‐    117    ‐    10,782   (1,972)  (1,972)   8,317   (240)   ‐    682   117  8,759  (35,141)   17,569   (44)  (44)   ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐   ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐   Balance at 30 September 2016   11,842    39,644    1,224   Company Registration No:  05299925  18                             COMPANY STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY  FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  Balance at  1 October 2014  Loss  for the year  Other comprehensive income  ‐ Transfer to income statement  Total comprehensive income  Issue of shares  Cost of share issue  Share option exercised  Share based payments  Total contributions by and distributions to owners of the  Company  Balance at 30 September 2015  Loss  for the year  Total comprehensive income  Issue of shares  Cost of share issue  Share options exercised  Share based payments  Total contributions by and distributions to owners of the  Company  Share capital   £’000    11,726    ‐   Share  premium   £’000    23,192    ‐   Share based  payment  reserve   £’000    351    ‐   Revaluation  reserve   £’000    44    ‐   Accumulated  losses    £’000   (31,661)  (1,715)   ‐    ‐    61    ‐    ‐    ‐   61   11,787    ‐    ‐    55    ‐    ‐    ‐   55   ‐    ‐    8,922   (492)   ‐    ‐   8,430   31,622    ‐    ‐    8,262   (240)   ‐    ‐   8,022   ‐    ‐    ‐    ‐   (70)   378   308   659    ‐    ‐    ‐    ‐   (117)   682   565  Total   £’000    3,652   (1,715)  (44)  (1,759)   8,983   (492)   ‐    378    ‐   (1,715)   ‐    ‐    70    ‐   70  8,869  (33,306)  (2,891)  (2,891)   ‐    ‐    117    ‐    10,762   (2,891)  (2,891)   8,317   (240)   ‐    682   117  8,759  (36,080)   16,630   (44)  (44)   ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐   Balance at 30 September 2016   11,842    39,644    1,224   Company Registration No:  05299925  19                         CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOW  FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  Cash flow from operating activities  Loss from operations  Foreign currency losses  Other non‐cash income & expenses  Depletion & impairment  Share based payment charge  (Increase) in inventories  Decrease in trade and other receivables  Increase/(decrease) in trade and other payables  Net cash (outflow) from operating activities   Cash flows from investing activities  Expenditures on exploration & evaluation assets  Expenditures on oil & gas properties & PPE  Payments for acquisition of associate  Payments to acquire available for sale investments  Loans advanced to investee companies  Acquisition of subsidiaries, net of cash acquired  Net cash (outflow) from investing activities  Cash flows from financing activities  Proceeds from issue of share capital  Share issue costs  Proceeds from loan & borrowings  Repayments of loan & borrowings  Finance costs paid  Receipts from settlements of financial instrument  Net cash inflow from financing activities  Net change in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents at beginning of period  Cash and cash equivalents at end of period  Year ended  30 September   2016  £'000  Year ended  30 September   2015  £'000  (2,895)  20  (19)  78  682  (1)  9  262  (1,864)  (458)  (266)  (1,150)  ‐  (1,216)  (1,257)  (4,347)  4,416  (240)  ‐  (111)  ‐  ‐  4,065  (2,146)  4,590  2,444  (1,607)  48  (52)  82  378  (2)  262  (167)  (1,058)  (1,013)  (40)  ‐  (580)  (531)  (1,493)  (3,657)  8,630  (492)  622  (557)  (81)  201  8,323  3,608  982  4,590  Company Registration No:  05299925  20                                                                                                                                      COMPANY STATEMENT OF CASH FLOW  FOR THE YEAR ENDED 30 SEPTEMBER 2016  Cash flow from operating activities  (Loss) from operations  Foreign currency losses  Share based payment charge  Decrease in trade and other receivables  (Decrease) in trade and other payables  Net cash (outflow) from operating activities   Cash flows from investing activities  Expenditures on exploration & evaluation assets  Payments for acquisition of subsidiaries  Payments for acquisition of associate  Payments to acquire available for sale investments  Loans advanced to investee companies  Loan advanced to subsidiary  Net cash (outflow) from investing activities  Cash flows from financing activities  Proceeds from issue of share capital  Share issue costs  Proceeds from loan & borrowings  Repayments of loan & borrowings  Finance costs paid  Receipts from settlements of financial instrument  Net cash inflow from financing activities  Net change in cash and cash equivalents  Cash and cash equivalents at beginning of period  Cash and cash equivalents at end of period  Year ended  30 September   2016  £'000  Year ended  30 September   2015  £'000  (2,785)  1  682  76  (14)  (2,040)  (80)  (1,257)  (1,150)  ‐  (1,216)  (412)  (4,115)  4,416  (240)  ‐  (111)  ‐  ‐  4,065  (2,090)  4,461  2,371  (1,627)  48  378  277  (183)  (1,107)  (662)  (1,512)  ‐  (580)  (531)  (452)  (3,737)  8,630  (492)  622  (557)  (81)  201  8,323  3,479  982  4,461  Company Registration No:  05299925  21                                                                                                                                NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS  1. Principal Accounting Policies  Basis of Preparation  UK Oil and Gas Investments PLC is a company incorporated in the United Kingdom. The Company's shares are  listed on the AIM market of the London Stock Exchange.   The Consolidated Financial Statements are for the year ended 30 September 2016 and have been prepared under  the historical cost convention and in accordance with International Financial Reporting Standards as adopted by  the  EU  ("adopted  IFRS").    These  Consolidated  Financial  Statements  (the  "Financial  Statements")  have  been  prepared and approved by the Directors on 27 February 2017 and signed on their behalf by Stephen Sanderson  and Kiran Morzaria.  The  accounting  policies  have  been  applied  consistently  throughout  the  preparation  of  these  Financial  Statements, and the financial report is presented in Pound Sterling (£) and all values are rounded to the nearest  thousand pounds (£‘000) unless otherwise stated.  New standards, amendments and interpretations adopted by the Company  No new and/or revised Standards and Interpretations have been required to be adopted, and/or are applicable  in the current year by/to the Group and/or Company, as standards, amendments and interpretations which are  effective for the financial year beginning on 1 October 2015 are not material to the Company.  New standards, amendments and interpretations not yet adopted  At the date of authorisation of these financial statements, the following Standards and Interpretations which  have not been applied in these financial statements, were in issue but not yet effective for the year presented:   ‐ IFRS 9 in respect of Financial Instruments which will be effective for the accounting periods beginning on or  after 1 January 2018.   ‐ IFRS 14 in respect of Regulatory Deferral Accounts which will be effective for accounting periods beginning on  or after 1 January 2016.   ‐ IFRS 15 in respect of Revenue from Contracts with Customers which will be effective for accounting periods  beginning on or after 1 January 2018.   ‐ IFRS 16 in respect of Leases which will be effective for accounting periods beginning on or after 1 January 2019.   ‐ Amendments to IFRS 10, IFRS 12 and IAS 28 in respect of the application of the consolidation exemption to  investment entities which will be effective for accounting periods beginning on or after 1 January 2016.   ‐ Amendments to IFRS 10 and IAS 28 in respect of the treatment of a Sale or Contribution of Assets between an  Investor and its Associate or Joint Venture which will be effective for accounting periods beginning on or after 1  January 2016.   ‐ Amendments to IFRS 11 in respect of Accounting for Acquisitions of Interest in Joint Operations which will be  effective for accounting periods beginning on or after 1 January 2016.   ‐ Amendments to IAS 1 in respect of determining what information to disclose in annual financial statements  which will be effective for accounting periods beginning on or after 1 January 2016.   ‐  Amendments  to  IAS  16  and  IAS  38  in  respect  of  Clarification  of  Acceptable  Methods  of  Depreciation  and  Amortisation which will be effective for accounting periods beginning on or after 1 January 2016.   Company Registration No:  05299925  22                                    NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1. Principal Accounting Policies (continued)  New standards, amendments and interpretations not yet adopted (continued)  ‐ Amendments to IAS 16 and IAS 41 in respect of Bearer Plants which will be effective for accounting periods  beginning on or after 1 January 2016.   ‐ Amendments to IAS 27 to allow entities to use the equity method to account for investments in subsidiaries,  joint ventures and associates which will be effective for accounting periods beginning 1 January 2016.   ‐ Annual improvements to IFRS's which will be effective for accounting periods beginning on or after 1 January  2016 as follows:   o o o o o IFRS 5 – Changes in methods of disposal   IFRS 7 – Servicing contracts   IFRS 7 – Applicability of the amendments to IFRS 7 to condensed interim financial statements   IAS 19 – Discount rate: Regional market issue   IAS 34 – Disclosure of information “elsewhere in the interim financial report”   There are no other IFRSs or IFRIC interpretations that are not yet effective that would be expected to have a  material impact on the Group and/or Company.  Basis of consolidation  The consolidated financial information incorporates the financial statements of the Company and its subsidiaries  (the  “Group”).  Control  is  achieved  where  the  Group  is  exposed,  or  has  rights,  to  variable  returns  from  its  involvement with the investee and has the ability to affect those returns through its power over the investee.  Inter‐company  transactions,  balances  and  unrealised  gains  on  transactions  between  Group  companies  are  eliminated; unrealised losses are also eliminated unless the transaction provides evidence of an impairment of  the asset transferred.  Where  necessary,  adjustments  are  made  to  the  financial  statements  of  subsidiaries  to  bring  the  accounting  policies used in line with those used by the Group.  Business combinations  Business  combinations  are  accounted  for  using  the  acquisition  method.  The  consideration  for  acquisition  is  measured at the fair values of assets given, liabilities incurred or assumed, and equity instruments issued by the  Company in order to obtain control of the acquiree (at the date of exchange). Costs incurred in connection with  the acquisition are recognised in profit or loss as incurred. Where a business combination is achieved in stages,  previously held interests in the acquiree are re‐measured to fair value at the acquisition date (date the Group  obtains control) and the resulting gain or loss, is recognised in profit or loss. Adjustments are made to fair values  to  bring  the accounting policies  of acquired  businesses  into  alignment with  those  of the  Group.  The  costs of  integrating  and  reorganising  acquired  businesses  are  charged  to  the  post  acquisition  profit  or  loss  where  applicable.  Revenue  Revenue is measured by reference to the fair value of consideration received or receivable by the Group for  services provided, excluding VAT and trade discounts. Revenue is credited to the Income Statement in the period  it is deemed to be earned.  Revenue from the sale of oil and petroleum products is recognised when the significant risks and rewards of  ownership have been transferred, which is considered to occur when title passes to the customer. This generally  occurs when the product is physically transferred into a vessel, pipe or other delivery mechanism.  Revenue from the production of oil, in which the Group has an interest with other producers, is recognised based  on the Group’s working interest and the terms of the relevant production sharing contracts. Differences between  oil lifted and sold and the Group’s share of production are not significant.   Company Registration No:  05299925  23                              NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Finance Income and Costs  Finance income and costs are reported on an accruals basis.  Oil & Gas properties (“OGP”), Exploration & Evaluation assets  Oil and natural gas exploration, evaluation and development expenditure is accounted for using the successful  efforts method of accounting.  (i) Pre‐licence costs  Pre‐licence costs are expensed in the period in which they are incurred.  (ii) Licence and property acquisition costs  Exploration licence and leasehold property acquisition costs are capitalised in intangible assets. Licence costs  paid in connection with a right to explore in an existing exploration area are capitalised and amortised over the  term of the permit.  Licence and property acquisition costs are reviewed at each reporting date to confirm that there is no indication  that  the  carrying  amount  exceeds  the  recoverable  amount.  This  review  includes  confirming  that  exploration  drilling is still under way or firmly planned, or that it has been determined, or work is under way to determine  that the discovery is economically viable based on a range of technical and commercial considerations and that  sufficient progress is being made on establishing development plans and timing.  If  no  future  activity  is  planned  or  the  licence  has  been  relinquished  or  has  expired,  the  carrying  value  of  the  licence  and  property  acquisition  costs  are  written  off  through  the  statement  of  profit  or  loss  and  other  comprehensive  income.  Upon  recognition  of  proved  reserves  and  internal  approval  for  development,  the  relevant expenditure is transferred to oil and gas properties.  (iii) Exploration and evaluation costs  Exploration and evaluation activity involves the search for hydrocarbon resources, the determination of technical  feasibility and the assessment of commercial viability of an identified resource.  Once  the  legal  right  to  explore  has  been  acquired,  costs  directly  associated  with  an  exploration  well  are  capitalised as exploration and evaluation intangible assets until the drilling of the well is complete and the results  have been evaluated. These costs include directly attributable employee remuneration, materials and fuel used,  rig costs and payments made to contractors.  If  no  potentially  commercial  hydrocarbons  are  discovered,  the  exploration  asset  is  written  off  through  the  statement of profit or loss and other comprehensive income as a dry hole. If extractable hydrocarbons are found  and, subject to further appraisal activity (e.g., the drilling  of additional wells), it is probable that they can be  commercially  developed,  the  costs  continue  to  be  carried  as  an  intangible  asset  while  sufficient/continued  progress is made in assessing the commerciality of the hydrocarbons. Costs directly associated with appraisal  activity undertaken to determine the size, characteristics and commercial potential of a reservoir following the  initial discovery of hydrocarbons, including the costs of appraisal wells where hydrocarbons were not found, are  initially capitalised as an intangible asset.  All such capitalised costs are subject to technical, commercial and management review, as well as review for  indicators of impairment at least once a year. This is to confirm the continued intent to develop or otherwise  extract value from the discovery. When this is no longer the case, the costs are written off through the statement  of profit or loss and other comprehensive income.  When proved reserves of oil and natural gas are identified and development is sanctioned by management, the  relevant  capitalised  expenditure  is  first  assessed  for  impairment  and  (if  required)  any  impairment  loss  is  recognised,  then  the  remaining  balance  is  transferred  to  oil  and  gas  properties.  Other  than  licence  costs,  no  amortisation is charged during the exploration and evaluation phase.  Company Registration No:  05299925  24                                NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  (iv) Development costs  Expenditure on the construction, installation or completion of infrastructure facilities such as platforms, pipelines  and the drilling of development wells, including unsuccessful development or delineation wells, is capitalised  within oil and gas properties.  Oil and gas properties and other property, plant and equipment  (i) Initial recognition  Oil and gas properties and other property, plant and equipment are stated at cost, less accumulated depreciation  and accumulated impairment losses.  The initial cost of an asset comprises its purchase price or construction cost, any costs directly attributable to  bringing the asset into operation, the initial estimate of the decommissioning obligation and, for qualifying assets  (where relevant), borrowing costs. The purchase price or construction cost is the aggregate amount paid and the  fair value of any other consideration given to acquire the asset. The capitalised value of a finance lease is also  included within property, plant and equipment.  When  a  development  project  moves  the  capitalisation  of  certain  construction/development  costs  ceases,  and  costs  are  either  regarded  as  part  of  the  cost  of  inventory  or  expensed,  except  for  costs  which  qualify  for  capitalisation  relating  to  oil  and  gas  property  asset  additions,  improvements or new developments.  the  production  stage,  into  (ii) Depreciation/amortisation  Oil and gas properties are depreciated/amortised on a unit‐of‐production basis over the total proved developed  and undeveloped reserves of the field concerned, except in the case of assets whose useful life is shorter than  the lifetime of the field, in which case the straight‐line method is applied. Rights and concessions are depleted  on the unit‐of‐production basis over the total proved developed and undeveloped reserves of the relevant area.  The unit‐of‐production rate calculation for the depreciation/amortisation of field development costs takes into  account  expenditures  incurred  to  date,  together  with  sanctioned  future  development  expenditure.  Other  property, plant and equipment are generally depreciated on a straight‐line basis over their estimated useful lives,  which is generally 20 years for refineries, and major inspection costs are amortised over three to five years, which  represents the estimated period before the next planned major inspection. Property, plant and equipment held  under  finance  leases  are  depreciated  over  the  shorter  of  lease  term  and  estimated  useful  life.  An  item  of  property, plant and equipment and any significant part initially recognised is derecognised upon disposal or when  no future economic benefits are expected from its use or disposal. Any gain or loss arising on derecognition of  the asset (calculated as the difference between the net disposal proceeds and the carrying amount of the asset)  is included in the statement of profit or loss and other comprehensive income when the asset is derecognised.  The asset’s residual values, useful lives and methods of depreciation/amortisation are reviewed at each reporting  period and adjusted prospectively, if appropriate.  (ii) Major maintenance, inspection and repairs  Expenditure on major maintenance refits, inspections or repairs comprises the cost of replacement assets or  parts  of  assets,  inspection  costs  and  overhaul  costs. Where  an asset,  or part  of  an  asset  that  was  separately  depreciated and is now written off is replaced and it is probable that future economic benefits associated with  the  item  will  flow  to  the  Group,  the  expenditure  is  capitalised.  Where  part  of  the  asset  replaced  was  not  separately considered as a component and therefore not depreciated separately, the replacement value is used  to  estimate  the  carrying  amount  of  the  replaced  asset(s)  and  is  immediately  written  off.  Inspection  costs  associated  with  major  maintenance  programmes  are  capitalised  and  amortised  over  the  period  to  the  next  inspection. All other day‐to‐day repairs and maintenance costs are expensed as incurred.  Company Registration No:  05299925  25                              NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Provision for rehabilitation / Decommissioning Liability  The Group recognises a decommissioning liability where it has a present legal or constructive obligation as a  result of past events, and it is probable that an outflow of resources will be required to settle the obligation, and  a reliable estimate of the amount of obligation can be made.  Provision for rehabilitation / Decommissioning Liability (continued)  The obligation generally arises when the asset is installed or the ground/environment is disturbed at the field  location.  When  the  liability  is  initially  recognised,  the  present  value  of  the  estimated  costs  is  capitalised  by  increasing  the  carrying  amount  of  the  related  oil  and  gas  assets  to  the  extent  that  it  was  incurred  by  the  development/construction of the field. Any decommissioning obligations that arise through the production of  inventory are expensed when the inventory item is recognised in cost of goods sold.  Changes  in  the  estimated  timing  or  cost  of  decommissioning  are  dealt  with  prospectively  by  recording  an  adjustment to the provision and a corresponding adjustment to oil and gas assets.  Any reduction in the decommissioning liability and, therefore, any deduction from the asset to which it relates,  may  not  exceed  the  carrying  amount  of  that  asset.  If  it  does,  any  excess  over  the  carrying  value  is  taken  immediately to the statement of profit or loss and other comprehensive income.  If the change in estimate results in an increase in the decommissioning liability and, therefore, an addition to the  carrying value of the asset, the Group considers whether this is an indication of impairment of the asset as a  whole, and if so, tests for impairment. If, for mature fields, the estimate for the revised value of oil and gas assets  net of decommissioning provisions exceeds the recoverable value, that portion of the increase is charged directly  to expense. Over time, the discounted liability is increased for the change in present value based on the discount  rate that reflects current market assessments and the risks specific to the liability. The periodic unwinding of the  discount is recognised in the statement of profit or loss and other comprehensive income as a finance cost. The  Company  recognises  neither  the  deferred  tax  asset  in  respect  of  the  temporary  difference  on  the  decommissioning liability nor the corresponding deferred tax liability in respect of the temporary difference on  a decommissioning asset.  Taxation  Current tax is the tax currently payable based on taxable profit for the year.  Deferred  income  taxes  are  calculated  using  the  liability  method  on  temporary  differences.  Deferred  tax  is  generally provided on the difference between the carrying amounts of assets and liabilities and their tax bases.   However, deferred tax is not provided on the initial recognition of goodwill, nor on the initial recognition of an  asset  or  liability  unless  the  related  transaction  is  a  business  combination  or  affects  tax  or  accounting  profit.   Deferred tax on temporary differences associated with shares in subsidiaries and joint ventures is not provided  if reversal of these temporary differences can be controlled by the Company and it is probable that reversal will  not occur in the foreseeable future.  In addition, tax losses available to be carried forward as well as other income  tax credits to the Company are assessed for recognition as deferred tax assets.  Deferred tax liabilities are provided in full, with no discounting. Deferred tax assets are recognised to the extent  that it is probable that the underlying deductible temporary differences will be able to be offset against future  taxable income. Current and deferred tax assets and liabilities are calculated at tax rates that are expected to  apply to their respective period of realisation, provided they are enacted or substantively enacted at the balance  sheet date.  Changes  in  deferred  tax  assets  or  liabilities  are  recognised  as  a  component  of  tax  expense  in  the  income  statement, except where they relate to items that are charged or credited directly to equity in which case the  related deferred tax is also charged or credited directly to equity.  Company Registration No:  05299925  26                              NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Financial Assets  Financial assets are divided into the following categories: loans and receivables and available‐for‐sale financial  assets. Financial assets are assigned to the different categories by management on initial recognition, depending  on the purpose for which they were acquired, and are recognised when the Group becomes party to contractual  arrangements. Both loans and receivables and available for sale financial assets are initially recorded at fair value.  Loans  and  receivables  are  non‐derivative  financial  assets  with  fixed  or  determinable  payments  that  are  not  quoted in an active market. Trade, most other receivables and cash and cash equivalents fall into this category  of financial assets. Loans and receivables are measured subsequent to initial recognition at amortised cost using  the effective interest method, less provision for impairment. Any change in their value through impairment or  reversal of impairment is recognised in the income statement.  Provision against trade receivables is made when there is objective evidence that the Group will not be able to  collect all amounts due to it in accordance with the original terms of those receivables. The amount of the write‐ down is determined as the difference between the asset's carrying amount and the present value of estimated  future cash flows.  A financial asset is derecognised only where the contractual rights to the cash flows from the asset expire or the  financial asset is transferred and that transfer qualifies for derecognition. A financial asset is transferred if the  contractual  rights  to  receive  the  cash  flows  of  the  asset  have  been  transferred  or  the  Group  retains  the  contractual rights to receive the cash flows of the asset but assumes a contractual obligation to pay the cash  flows  to  one  or  more  recipients.  A  financial  asset  that  is  transferred  qualifies  for  derecognition  if  the  Group  transfers substantially all the risks and rewards of ownership of the asset, or if the Group neither retains nor  transfers substantially all the risks and rewards of ownership but does transfer control of that asset.   Derivative instruments are recorded at cost, and adjust for their market value as applicable.  They are assessed  for any equity and debt component which is subsequently accounted for in accordance with IFRS’s. The Group’s  and Company’s only derivative is considered to be the Equity Swap Arrangement as detailed in Note 16, which is  accounted  for  on  a  fair  value  basis  in  accordance  with  the  terms  of  the  agreement,  being  based  around  the  Company’s share price as traded on AIM.  Financial Liabilities  Financial  liabilities  are  obligations  to  pay  cash  or  other  financial  assets  and  are  recognised  when  the  Group  becomes a party to the contractual provisions of the instrument.    All financial liabilities initially recognised at fair value less transaction costs and thereafter carried at amortised  cost using the effective interest method, with interest‐related charges recognised as an expense in finance cost  in the income statement.  A financial liability is derecognised only when the obligation is extinguished, that is,  when the obligation is discharged or cancelled or expires.  Borrowing costs  Where  funds  are  borrowed  specifically  to  finance  a  project,  the  amount  capitalised  represents  the  actual  borrowing costs incurred. Where surplus funds are available for a short term from funds borrowed specifically  to finance a project, the income generated from the temporary investment of such amounts is also capitalised  and deducted from the total capitalised borrowing costs. Where the funds used to finance a project form part of  general borrowings, the amount capitalised is calculated using a weighted average of rates applicable to relevant  general borrowings of the Group during the period. All other borrowing costs are recognised in the statement of  profit or loss and other comprehensive income in the period in which they are incurred.  Even though exploration and evaluation assets can be qualifying assets, generally, they do not meet the ’probable  economic benefits’ test and also are rarely debt funded. Any related borrowing costs incurred during this phase  are generally recognised in the statement of profit or loss and other comprehensive income in the period in  which they are incurred.  Company Registration No:  05299925  27                          NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)   1. Principal Accounting Policies (continued)  Inventories  Inventories are stated at the lower of cost and net realisable value. The cost of materials is the purchase cost,  determined on first‐in, first‐out basis. The cost of crude oil and refined products is the purchase cost, the cost of  refining, including the appropriate proportion of depreciation, depletion and amortisation and overheads based  on normal operating capacity, determined on a weighted average basis. The net realisable value of crude oil and  refined products is based on the estimated selling price in the ordinary course of business, less the estimated  costs of completion and the estimated costs necessary to make the sale.  Cash and Cash Equivalents  Cash and cash equivalents comprise cash on hand and demand deposits, together with other short‐term, highly  liquid  investments  that  are  readily  convertible  into  known  amounts  of  cash  and  which  are  subject  to  an  insignificant risk of changes in value.  Share‐Based Payments   The  Group  operates  a  number  of  equity‐settled,  share‐based  compensation  plans,  under  which  the  entity  receives services from employees as consideration for equity instruments (options) of the Company. The fair  value of the employee services received in exchange for the grant of the options is recognised as an expense.   The total amount to be expensed is determined by reference to the fair value of the options granted:     Including any market performance conditions;  Excluding  the  impact  of  any  service  and  non‐market  performance  vesting  conditions  (for  example,  profitability or sales growth targets, or remaining an employee of the entity over a specified time period;  and  Including  the  impact  of  any  non‐vesting  conditions  (for  example,  the  requirement  for  employees  to  save).  Non‐market vesting conditions are included in assumptions about the number of options that are expected to  vest. The total expense is recognised over the vesting period, which is the period over which all of the specified  vesting conditions are to be satisfied.    In addition, in some circumstances, employees may provide services in advance of the grant date, and therefore  the grant‐date fair value is estimated for the purposes of recognising the expense during the period between  service commencement period and grant date.  At the end of each reporting period, the entity revises its estimates of the number of options that are expected  to vest based on the non‐market vesting conditions. It recognises the impact of the revision to original estimates,  if any, in profit or loss, with a corresponding adjustment to equity.  When the options are exercised, the Company issues new shares. The proceeds received, net of any directly  attributable transaction costs, are credited to share capital (nominal value) and share premium.  Equity Equity comprises the following:  "Share capital" representing the nominal value of equity shares.  "Share premium" representing the excess over nominal value of the fair value of consideration received for  equity shares, net of expenses of the share issue.  “Share based payment reserve” represents the value of equity benefits provided to employees and directors as  part of their remuneration and provided to consultants and advisors hired by the Group from time to time as  part of the consideration paid.  “Revaluation reserve” represents the unrealised gain or loss on fair/market value movement on available for  sale investments, derivative financial instruments and other assets which are valued at their fair value at the  balance sheet date.  "Retained earnings" represents retained profits and (losses).  Company Registration No:  05299925  28                           NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1. Principal Accounting Policies (continued)  Foreign Currencies  Transactions  in  foreign  currencies  are  translated  at  the  exchange  rate  ruling  at  the  date  of  the  transaction.  Monetary assets and liabilities in foreign currencies are translated at the rates of exchange ruling at the balance  sheet date. Non‐monetary items that are measured at historical cost in a foreign currency are translated at the  exchange rate at the date of the transaction.  Non‐monetary items that are measured at fair value in a foreign  currency are translated using the exchange rates at the date when the fair value was determined. Any exchange  differences arising on the settlement of monetary items or on translating monetary items at rates different from  those at which they were initially recorded are recognised in the profit or loss in the period in which they arise.  Exchange differences on non‐monetary items are recognised in other comprehensive income to the extent that  they relate to a gain or loss on that non‐monetary item taken to other comprehensive income, otherwise such  gains and losses are recognised in the income statement.  The Group and Company's functional currency and presentational currency is Sterling.  Significant accounting judgements, estimates and assumptions   The preparation of the Group’s consolidated financial statements requires management to make judgements,  estimates and assumptions that affect the reported amounts of revenues, expenses, assets and liabilities, and  the accompanying disclosures, and the disclosure of contingent liabilities at the date of the consolidated financial  statements. Estimates and assumptions are continuously evaluated and are based on management’s experience  and  other  factors,  including  expectations  of  future  events  that  are  believed  to  be  reasonable  under  the  circumstances.  Uncertainty  about  these  assumptions  and  estimates  could  result  in  outcomes  that  require  a  material adjustment to the carrying amount of assets or liabilities affected in future periods.  In  particular,  the  Group  has  identified  the  following  areas  where  significant  judgements,  estimates  and  assumptions  are  required.  Further  information  on  each  of  these  areas  and  how  they  impact  the  various  accounting policies are described below and also in the relevant notes to the financial statements.  Changes in estimates are accounted for prospectively.  Judgements  (i) In the process of applying the Group’s accounting policies, management has made the following judgements,  which have the most significant effect on the amounts recognised in the consolidated financial statements:  (a) Contingencies  Contingent  liabilities  may  arise  from  the  ordinary  course  of  business  in  relation  to  claims  against  the  Group,  including  legal,  contractor,  land  access  and  other claims.  By  their  nature,  contingencies  will  be  resolved  only  when one or more uncertain future events occur or fail to occur. The assessment of the existence, and potential  quantum, of contingencies inherently involves the exercise of significant judgement and the use of estimates  regarding the outcome of future events.  Estimates and assumptions  (ii) The key assumptions concerning the future and other key sources of estimation uncertainty at the reporting date  that have a significant risk of causing a material adjustment to the carrying amounts of assets and liabilities within  the next  financial  year,  are described  below.  The  Group based  its assumptions  and estimates  on parameters  available when the consolidated financial statements were prepared. Existing circumstances and assumptions  about future developments, however, may change due to market change or circumstances arising beyond the  control of the Group. Such changes are reflected in the assumptions when they occur.  Company Registration No:  05299925  29                          NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Significant accounting judgements, estimates and assumptions (continued)  (a) Hydrocarbon reserve and resource estimates   Hydrocarbon  reserves  are  estimates  of  the  amount  of  hydrocarbons  that  can  be  economically  and  legally  extracted from the Group’s oil and gas properties. The Group estimates its commercial reserves and resources  based on information compiled by appropriately qualified persons relating to the geological and technical data  on the size, depth, shape and grade of the hydrocarbon body and suitable production techniques and recovery  rates. Commercial reserves are determined using estimates of oil and gas in place, recovery factors and future  commodity prices, the latter having an impact on the total amount of recoverable reserves and the proportion  of the gross reserves which are attributable to the host government under the terms of the Production‐Sharing  Agreements. Future development costs are estimated using assumptions as to the number of wells required to  produce the commercial reserves, the cost of such wells and associated production facilities, and other capital  costs.  The  current  long‐term  Brent  oil  price  assumption  used  in  the  estimation  of  commercial  reserves  is  US$80/bbl.  The  carrying  amount  of  oil  and  gas development  and  production  assets  at  30  September  2016  is  shown in Note 10.  The Group estimates and reports hydrocarbon reserves in line with the principles contained in the SPE Petroleum  Resources Management Reporting System (PRMS) framework. As the economic assumptions used may change  and as additional geological information is obtained during the operation of a field, estimates of recoverable  reserves  may  change.  Such  changes  may  impact  the  Group’s  reported  financial  position  and  results,  which  include:   The  carrying  value  of  exploration  and  evaluation  assets;  oil  and  gas  properties;  property,  plant  and  equipment; and goodwill may be affected due to changes in estimated future cash flows    Depreciation  and  amortisation  charges  in  the  statement  of  profit  or  loss  and  other  comprehensive  income may change where such charges are determined using the Units of Production (UOP) method,  or where the useful life of the related assets change   Provisions for decommissioning may require revision — where changes to the reserve estimates affect  expectations about when such activities will occur and the associated cost of these activities  The recognition and carrying value of deferred tax assets may change due to changes in the judgements  regarding the existence of such assets and in estimates of the likely recovery of such assets   (b) Exploration and evaluation expenditures  The application of the Group’s accounting policy for exploration and evaluation expenditure requires judgement  to determine whether future economic benefits are likely, from future either exploitation or sale, or whether  activities have not reached a stage which permits a reasonable assessment of the existence of reserves. The  determination  of  reserves  and  resources  is  itself  an  estimation  process  that  involves  varying  degrees  of  uncertainty depending  on  how  the  resources  are  classified.  These estimates  directly  impact  when  the  Group  defers  exploration  and  evaluation  expenditure.  The  deferral  policy  requires  management  to  make  certain  estimates and assumptions about future events and circumstances, in particular, whether an economically viable  extraction operation can be established. Any such estimates and assumptions may change as new information  becomes  available.  If,  after  expenditure  is  capitalised,  information  becomes  available  suggesting  that  the  recovery of the expenditure is unlikely, the relevant capitalised amount is written off in the statement of profit  or loss and other comprehensive income in the period when the new information becomes available.  (c) Units of production (UOP) depreciation of oil and gas assets   Oil and gas properties are depreciated using the UOP method over total proved developed and undeveloped  hydrocarbon reserves. This results in a depreciation/amortisation charge proportional to the depletion of the  anticipated remaining production from the field.  Company Registration No:  05299925  30                      NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Significant accounting judgements, estimates and assumptions (continued)  (c)  Units of production (UOP) depreciation of oil and gas assets  The life of each item, which is assessed at least annually, has regard to both its physical life limitations and present  assessments of economically recoverable reserves of the field at which the asset is located. 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 UOP rate of depreciation/amortisation will be impacted to the  extent that actual production in the future is different from current forecast production based on total proved  reserves, or future capital expenditure estimates change. Changes to proved reserves could arise due to changes  in the factors or assumptions used in estimating reserves, including:   The effect on proved reserves of differences between actual commodity prices and commodity price  assumptions   Unforeseen operational issues  (d) Recoverability of oil and gas assets  The Group assesses each asset or cash generating unit (CGU) (excluding goodwill, which is assessed annually  regardless of indicators) each reporting period to determine whether any indication of impairment exists. Where  an indicator of impairment exists, a formal estimate of the recoverable amount is made, which is considered to  be the higher of the fair value less costs of disposal (FVLCD) and value in use (VIU). The assessments require the  use of estimates and assumptions such as long‐term oil prices (considering current and historical prices, price  trends and related factors), discount rates, operating costs, future capital requirements, decommissioning costs,  exploration  potential,  reserves  (see  (a)  Hydrocarbon  reserves  and  resource  estimates  above)  and  operating  performance (which includes production and sales volumes). These estimates and assumptions are subject to  risk and uncertainty. Therefore, there is a possibility that changes in circumstances will impact these projections,  which may impact the recoverable amount of assets and/or CGUs.  Information on how fair value is determined by the Group follows.  (e) Decommissioning costs  Decommissioning costs will be incurred by the Group at the end of the operating life of some of the Group’s  facilities and properties. The Group assesses its decommissioning provision at each reporting date. The ultimate  decommissioning costs are uncertain and cost estimates can vary in response to many factors, including changes  to relevant legal requirements, the emergence of new restoration techniques or experience at other production  sites. The expected timing, extent and amount of expenditure may also change — for example, in response to  changes in reserves or changes in laws and regulations or their interpretation.  Therefore, significant estimates and assumptions are made in determining the provision for decommissioning.  As  a  result,  there  could  be  significant  adjustments  to  the  provisions  established  which  would  affect  future  financial results.  External valuers may be used to assist with the assessment of future decommissioning costs. The involvement of  external valuers is determined on a case by case basis, taking into account factors such as the expected gross  cost or timing of abandonment, and is approved by the Company’s Audit Committee. Selection criteria include  market knowledge, reputation, independence and whether professional standards are maintained. The provision  at reporting date represents management’s best estimate of the present value of the future decommissioning  costs required  Company Registration No:  05299925  31                        NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  1.  Principal Accounting Policies (continued)  Significant accounting judgements, estimates and assumptions (continued)  (f) Fair value measurement  The Group measures financial instruments, such as derivatives, at fair value at each balance sheet date. From  time to time, the fair values of non‐financial assets and liabilities are required to be determined, e.g., when the  entity acquires a business, or where an entity measures the recoverable amount of an asset or cash‐generating  unit (CGU) at FVLCD.  Fair value is the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly transaction  between market participants at the measurement date.  The fair value of an asset or a liability is measured using the assumptions that market participants would use  when pricing the asset or liability, assuming that market participants act in their economic best interest.  A fair value measurement of a non‐financial asset takes into account a market participant's ability to generate  economic benefits by using the asset in its highest and best use or by selling it to another market participant that  would use the asset in its highest and best use.  The Group uses valuation techniques that are appropriate in the circumstances and for which sufficient data are  available  to  measure  fair  value,  maximising  the  use  of  relevant  observable  inputs  and  minimising  the  use  of  unobservable inputs. From time to time external valuers are used to assess FVLCD of the Group’s non‐financial  assets. Involvement of external valuers is decided upon by the valuation committee after discussion with and  approval  by  the  Company’s  Audit  Committee.  Selection  criteria  include  market  knowledge,  reputation,  independence and  whether professional  standards  are  maintained.  Valuers  are  normally  rotated  every  three  years.  The  valuation committee  decides,  after  discussions  with  the  Group’s external valuers,  which  valuation  techniques and inputs to use for each case.  Changes in estimates and assumptions about these inputs could affect the reported fair value.  Going Concern  The Directors noted the losses that the Group has made for the Year Ended 30 September 2016.  The Directors  have prepared cash flow forecasts for the period ending 28 February 2018 which take account of the current cost  and operational structure of the Group.   The cost structure of the Group comprises a high proportion of discretionary spend and therefore in the event  that  cash  flows  become constrained,  costs  can be  quickly  reduced  to  enable  the  Group  to operate within  its  available funding.  These forecasts demonstrate that the Group has sufficient cash funds available to allow it to continue in business  for a period of at least twelve months from the date of approval of these financial statements.  Accordingly, the  financial statements have been prepared on a going concern basis.  It is the prime responsibility of the Board to ensure the Group remains a going concern. At 30 September 2016  the Company had cash and cash equivalents of £2,444,000 and borrowings of £nil. The Company has minimal  contractual  expenditure  commitments  and  the  Board  considers  the  present  funds  sufficient  to  maintain  the  working capital of the Company for a period of at least 12 months from the date of signing the Annual Report  and Financial Statements. For these reasons the Directors adopt the going concern basis in the preparation of  the Financial Statements.  Company Registration No:  05299925  32                                  NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  2. Business Combinations  Acquisition of Celtique Energie Weald Limited  On 13 June 2016 through UK Oil and Gas Investments PLC, the Group announced the acquisition of 100 per cent  of the entire issued share capital of Celtique Energie Weald Limited. The company was re‐named Kimmeridge Oil  & Gas Limited.  The  total  consideration  of  £3.5  million  comprised  £1.25  million  in  cash  and  £2.25  million  in  the  form  of  142,648,831 UKOG ordinary shares. The acquisition was completed and shares issued on 5 August 2016.  Through the business combination the Group acquired the following assets:   Weald Basin licence, PEDL234, a 300 sq km area, more than doubling the Group’s net acreage holdings  in the prime Kimmeridge Limestone Oil province.  The assets and liabilities arising on the day of the acquisition are as follows:  Celtique  Energie   Weald  Limited   Fair Value  Fair Value  Adjustments  £’000  £’000  4,536  4,536  ‐  3,507  ‐  ‐  ‐  ‐  Total  Fair  Value  £’000  4,536   4,536   ‐  3,507  1,029  1,257  ‐  1,257  Intangible Assets: Exploration Costs  Net identifiable assets acquired at fair value  Total consideration  Negative goodwill on purchase  Total cash outflow on the acquisition is as follows:  Cash paid  Net cash acquired with the subsidiaries  Net consolidated cash flow  Company Registration No:  05299925  33                                                                                               NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  2. Business Combinations (continued)  Acquisition of Northern Petroleum Companies  On 19 October 2014 through UK Oil and Gas Investments PLC, the Group acquired 100 per cent of the entire  issued  share  capital  of  Northern  Petroleum  (GB)  Limited,  NP  Weald  Limited  and  NP  Solent  Limited.  The  companies were re‐named UKOG (GB) Limited, UKOG Weald Limited and UKOG Solent Limited.  Through the business combination the Group acquired the following assets:   The Horndean (UKOG 10%) and Avington (UKOG 5%) onshore producing oil fields, producing around 17  barrels of oil per day (“bopd”) net to UKOG; both fields are operated by IGas.   Offshore Isle of Wight exploration licence, P1916 (UKOG 100% and operator), containing the significant,  drill‐ready  M  prospect,  with  primary  targets  in  the  Jurassic  Upper  Portland  Limestone  and  Triassic  Sherwood Sandstone.  The Baxters Copse (UKOG 50%, IGas operator, PEDL233) and Markwells Wood (UK 100% and operator,  PEDL126) onshore oil discoveries.   The assets and liabilities arising on the day of the acquisition are as follows:  Northern  Petroleum   (GB) Limited  NP Weald  Limited  Fair Value  Fair  Value  £’000  £’000  NP  Solent  Limited  Fair  Value  £’000   ‐   1,609   19   78   1  (101)  (282)   1,324  ‐  1,324   264  ‐  ‐  1   ‐   ‐  (77)   188  ‐  188   32  ‐  ‐   14  ‐  (46)  ‐  ‐  ‐  ‐  Total  Fair  Value  £’000  296  1,609  19  93  1  (147)  (359)   1,512   ‐  1,512  1,512  (19)  1,493  Intangible Assets: Exploration Costs  Tangible Assets: Oil Properties  Cash and cash equivalents  Trade and other receivables  Other current assets  Trade and Other Payables  Provisions  Net identifiable assets/(liabilities) acquired at fair value  Goodwill on purchase  Total consideration  Total cash outflow on the acquisition is as follows:  Cash paid  Net cash acquired with the subsidiaries  Net consolidated cash flow  Company Registration No:  05299925  34                                                                                                                                                                                                                   NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  3. Segment Reporting  All  of  the  Group’s  assets  and  operations  are  located  in  the  United  Kingdom.  For  management  purposes,  the  Group is organised into business units based on the main types of activities and has three reportable segments,  as follows:   Oil exploration and production segment: includes producing business activities   Oil exploration and evaluation: includes non‐producing activities.   Head Office, corporate and administrative, including parent company activities.  The Board of Directors monitors the operating results of its business units separately for the purpose of making  decisions about resource allocation and performance assessment. Segment performance is evaluated based on  operating profit or loss and is measured consistently with operating profit or loss in the consolidated financial  statements. However, the Group’s financing (including finance costs and finance income) and income taxes are  managed on a Group basis and are not allocated to operating segments.  The accounting policies used by the Group in reporting segments internally are the same as those used in the  financial statements.  Subject to further acquisitions and/or disposals, the Group expects to further review its segmental information  during the forthcoming financial year, as it begins to see the full impact of its acquisitions and/or disposals.  Group  Year ended 30 September 2016  Revenue  External Customers  Total revenue  Results  Depletion & impairment  Share of associates loss  (Loss) before& after taxation  Segment assets  Segment liabilities  Other disclosures:  Investment in associate  Capital expenditure (1)  Oil production  & exploration  £’000  Oil  exploration  & evaluation  £’000  Corporate &  Administrative  Consolidated  £’000  £’000  151  151  (78)   ‐   (35)   ‐    ‐    ‐   (106)  (106)   ‐    ‐    ‐    ‐   (1,831)  151  151  (78)  (106)  (1,972)  2,162  10,052  6,305  18,519  (310)  (341)  (299)  (950)   ‐   320  2,800  4,940   ‐    ‐   2,800  5,260  (1) Capital  expenditure  consists  of  capitalised  exploration  expenditure,  development  expenditure,  additions to oil & gas properties and to other intangible assets including expenditure on assets from  the acquisition of subsidiaries.  Company Registration No:  05299925  35                                                                                             NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  3. Segment Reporting (continued)  Group  Year ended 30 September 2015  Revenue  External Customers  Total revenue  Results  Depletion & impairment  Share of associates loss  Profit/(loss) before& after taxation  Segment assets  Segment liabilities  Oil production  & exploration  £’000  Oil  exploration  & evaluation  £’000  Corporate &  Administrative  Consolidated  £’000  £’000  240  240  (82)   ‐   37   ‐    ‐    ‐   (69)  (84)   ‐    ‐    ‐    ‐   (1,648)  240  240  (82)  (69)  (1,695)  1,907  4,078  5,596  11,581  (297)  (78)  (424)  (799)  Other disclosures:  Investment in associate  Investment in available for sale investments  Capital expenditure (1)   ‐    ‐   251  352  580  802   ‐    ‐    ‐   352  580  1,053  (1) Capital  expenditure  consists  of  capitalised  exploration  expenditure,  development  expenditure,  additions to oil & gas properties and to other intangible assets including expenditure on assets from  the acquisition of subsidiaries.  4. Operating Loss  Group  Operating (loss) is stated after charging:  – Directors remuneration  – Auditors’ remuneration;         Audit‐related assurance services          Other compliance services         Tax compliance  – Depletion & impairment of oil & gas properties  2016  £'000  2015  £'000   489    628    20    ‐    ‐   78   25    ‐    ‐   82  Company Registration No:  05299925  36                                                                                                                                                                                               2016  £'000  2015  £'000  NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  5. Directors and Employees  The Company employed the services of 3 Directors (2015: 3).  Remuneration in respect of these executive and non‐executive Directors was:  Group  Employment costs, including Directors, during the year:  Wages and salaries  Consultancy fees  Share based payments  Average number of persons, including executive Directors employed  Administration  Directors’ remuneration  Emoluments  Number of Directors in money purchase pension  schemes   413    76    577    1,066   No.   3    3   £'000   1,066   No.   ‐   The amounts set out above include remuneration in respect of the directors’ are as follows:  David Lenigas  (resigned 8 July 2015)  Donald Strang  (resigned 23 October 2015)  Jason Berry  Stephen Sanderson  Kiran Morzaria  (appointed 23 October 2015)  Total Directors Emoluments  2016  £'000  ‐  1  366  607  92  1,066   34    594    ‐    628   No.   3    3   £'000   628   No.   ‐   2015  £'000   170    245    162    51    ‐    628   Company Registration No:  05299925  37                                                                                                                                                                                                                                      NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  6. Finance costs  Group  Loan interest  Loan arrangement fee  Total finance costs  7. Income Tax  2016  £’000  ‐  ‐  ‐  2015  £’000  35  46  81  There is no tax credit on the loss for the current or prior year.  The tax assessed for the year differs from the  standard rate of corporation tax in the UK as follows:  Group  Loss for the year before tax  Tax rate  Expected tax credit  Differences between capital allowances and  depreciation  Expenses not deductible for tax purposes  Future income tax benefit not brought to account  Actual tax expense  2016  £'000  (1972)  20%  (394)  ‐  136  258   ‐  2015  £'000  (1,695)  20/21%  (348)  ‐  78  270   ‐  No deferred tax asset has been recognised because there is uncertainty of the timing of suitable future profits  against which they can be recovered.  8. Loss per Share  The calculation of the basic loss per share is calculated by dividing the consolidated loss attributable to the  equity holders of the Company by the weighted average number of ordinary shares in issue during the year.  Group  (Loss) attributable to ordinary shareholders  Weighted average number of ordinary shares for   calculating basic loss per share  Basic and diluted loss per share  2016  £’000  (1,972)  2015  £’000  (1,695)  Number  Number  2,177,913,909     1,770,767,449  Pence  (0.09)  Pence  (0.10)  As  inclusion  of  the  potential  ordinary  shares  would  result  in  a  decrease  in  the  earnings  per  share  they  are  considered to be anti‐dilutive, as such, a diluted earnings per share is not included..  Company Registration No:  05299925  38                                                                                                                                                                                      NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  9. Exploration & evaluation assets  Cost & Net Book Value  As at 1 October 2014  Acquired through Business Combinations  Additions  As at 30 September 2015  Acquired through Business Combinations  Additions  As at 30 September 2016  Group  £’000  Company  £’000   ‐   296  1,013  1,309  4,420  458  6,187   ‐    ‐    662    662    ‐    80    742   During the year, there has been no impairment charged, or considered there required to be. The Directors have  assessed the fair value of the exploration & evaluation assets as at 30 September 2016, and have concluded at  this time there is no requirement to impair and reduce the carrying value whilst they continue to explore and  assess these licence areas, further to the detail below.  Exploration  and  evaluation  activity  involves  the  search  for  hydrocarbon  resources,  the  determination  of  technical feasibility and the assessment of commercial viability of an identified resource. The additions during  the year reflect the multiple acquisitions and associated exploration and evaluation activities. As this point the  Company is still assessing the potential of these assets, and will continue to develop and evaluate these assets  in the coming year. Since the acquisition date there has been no material changes to the Licence areas. The  directors therefore consider that no impairment is required at 30 September 2016.  10. Oil & gas properties  Group  Cost  As at 1 October  Acquired through Business Combinations  Additions  As at 30 September  Depletion & impairment  As at 1 October  Depletion charge  As at 30 September  Carrying value  As at 30 September  Oil & gas  properties  2016  £’000  Property,  plant &  equipment  2016  £’000   1,648    ‐    12    1,660   (82)  (78)  (160)   ‐    116    254    370   ‐  ‐  ‐  Oil & gas  Properties  Total  2015  £’000   1,608    40    ‐    1,648    ‐   (82)  (82)  Total  2016  £’000   1,648    116    266    2,030   (82)  (78)  (160)   1,500    370    1,870    1,566   Impairment review  The  Directors  have  carried  out  an  impairment  review  as  at  30  September  2016,  and  determined  that  an  impairment charge is not currently required. The Directors based this assessment ongoing production from  Hordean  and  in  the  case  of  Avington  the  operational  optimisation  that  is  ongoing  to  improve  operational  efficiencies.  Company Registration No:  05299925  39                                                                                                                                                                                         NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  11. Investment in Subsidiaries  Company  Cost and net book amount  At 1 October  Additions in the year  At 30 September  2016  £’000   1,512    3,507    5,019   2015  £’000   ‐    1,512    1,512   The Company holds more than 50 per cent of the share capital of the following companies as at 30 September  2016:  Country  of  Registration  Proportion  held  Functional  Currency  Nature of business  UK  UK  UK  UK  100%  100%  100%  100%  GB£  GB£  GB£  GB£  Oil production  Oil exploration  Oil exploration  Oil exploration  Company  UKOG (GB) Limited  UKOG Solent Limited  UKOG Weald Limited  Kimmeridge Oil & Gas Limited  12. Investment in Associate  Group & Company  Carrying Value as at 1 October  Re‐classification from available for sale investments  Equity additions at cost  Share of associates loss for the year  Carrying Value as at 30 September  2016  £’000   2,063    ‐    2,800   (106)   4,757   2015  £’000   ‐    1,780    352   (69)   2,063   On 6 March 2015, the Company acquired a further 8% interest in Horse Hill Developments Ltd (“Horse Hill”) for  a cash consideration of £580,000, thus increasing the Company’s holding to 28%. At this point the interest was  deemed to qualify as that of an associate company and the investment re‐classified from this date. A further  2% holding was acquired on 12 March 2015, for £352,000 payable by the issue of 44million Ordinary Shares in  UK Oil & Gas Investments PLC, at a price of 0.8p per share. This acquisition took the Company’s interest in  Horse Hill to a 30% shareholding.  On  15  April  2016,  the  Company  acquired  a  further  12%  interest  in  Horse  Hill  for  a  total  consideration  of  £1,800,000, payable as £1,000,000 in cash and £800,000 by the issue of 43,886,116 Ordinary Shares in UK Oil  & Gas Investments PLC, at a price of 1.82p per share. A further 6% interest was acquired on 21 July 2016, for  total  consideration  of  £1,000,000,  payable  as  £150,000  in  cash  and  £850,000  by  the  issue  of  50,981,799  Ordinary Shares in UK Oil & Gas  Investments PLC at a price of 1.57p per share. These acquisitions took the  Company’s interest in Horse Hill to a 48% shareholding at 30 September 2016.  Company Registration No:  05299925  40                                                                                                      NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  12. Investment in Associate (continued)  Details of the Group & Company’s associate at 30 September 2016 are as follows:  Name  Place of  Incorporation  Proportion  held  Date associate  interest  acquired  Reporting  Date of  associate  Principal  activities  Horse Hill  Developments Ltd  UK  48.0%  06/03/15  31/12/16  Oil exploration  Summarised financial information for the Group & Company’s associate, where made publicly available, as  at 30 September 2016 is given below:  For the period ended 30 September 2016  Revenue  £’000  (Loss)  £’000  Total other  comprehensive  income  £’000  As at 30 September  2016  Assets  £’000  Liabilities  £’000  Horse Hill Developments  Ltd  ‐  13. Available for Sale Investments  (340)  ‐  9,668  (6,858)  Group & Company  Investment in unlisted securities  Valuation at 1 October  Additions at cost  Re‐classification of investment to associate  Valuation at 30 September  2016  £’000   368    ‐    ‐   368  2015  £’000   1,568    580   (1,780)   368   On 16 May 2014, the Company completed the acquisition of a strategic 6% shareholding in Angus Energy Plc,  a company incorporated in Scotland and resident in the UK, for a consideration of £368,000, payable by the  issue of 46 million shares in the Company.  Angus  Energy  Plc  completed  a  listing  on  the  AIM  Market  on  14  November  2016.  The  Market  value  of  the  Company’s shareholding as at 21 February 2017 was £810,000. Company Registration No:  05299925  41                                                    NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  14. Inventory  Group  Inventories ‐ Crude Oil  Total  15. Trade and Other Receivables  2016  £’000   3    3   Trade debtors  Other debtors  Loans to related parties (see Note 26)  Loans to subsidiary companies  Prepayments and accrued income  Total  Group  Company  2016  £’000   160    594    2,117    ‐    19   2,890  2015  £’000   26    609    901    ‐    147   1,683  2016  £’000   145    546    2,117    864    ‐   3,672  2015  £’000   2    2   2015  £’000   26    609    901    452    132   2,120  The directors consider that the carrying amount of trade and other receivables approximates to their fair value.  16. Derivative Financial Instrument  Group & Company  Equity Swap Agreement  Fair value at 1 October  Cost of equity swap arrangement  Settled during the year  Gain/(loss) on settled instalments  Transfer to income statement  Fair value adjustment at 30 September  Fair value carried forward at 30 September  2016  £’000   ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐   2015  £’000  184   ‐   (201)   61   (44)   ‐    ‐   The Company agreed to close out the equity swap agreement on 27 October 2014, for a single final payment  of £201,250, resulting in a gain above the benchmark price of £61,250. No further equity swap arrangements  were made during the year to 30 September 2016.  Company Registration No:  05299925  42                                                                                                                               NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  17. Cash and Cash Equivalents  Cash at bank and in hand  Total  18. Trade and Other Payables  Current trade and other payables  Trade creditors  Accruals and deferred income  Total  Group  Company  2016  £’000   2,444    2,444   2015  £’000   4,590    4,590   2016  £’000   2,371    2,371   2015  £’000   4,461    4,461   Group  Company  2016  £’000   536    55    591   2015  £’000   117    212    329   2016  £’000  244   55    299   2015  £’000   101    212    313   The directors consider that the carrying amount of trade and other payables approximates to their fair value.  19. Borrowings  YAGM Debt facility  Total  Group  2016  £’000  ‐  ‐  2015  £’000  111  111  Company  2016  £’000  ‐  ‐  2015  £’000  111  111  The Company entered into an unsecured US$10 million debt facility to be provided by YA Global Master SPV  Ltd ("YAGM") on 28 October 2014 to fund further investment in the UK oil and gas sector in accordance with  the Company's investing policy (the "YAGM Facility") The facility is available to the Company for three years  from the date of the agreement. Any drawdowns by the Company under the YAGM Facility were to be repaid  in twelve equal monthly amounts ("Monthly Repayment Amount") and carry an annual interest rate of 10 per  cent.   UKOG was entitled to pay the Monthly Repayments Amounts either in cash, or at the Company's sole election,  by  means  of  conversion  of  the  Monthly  Repayment  Amount  into  new  ordinary  shares,  to  be  issued  at  a  conversion price equal to 95% of the average of the lowest 5 daily volume weighted average prices ("VWAP")  during the 15 trading days prior to the scheduled repayment date. All drawdowns under the YAGM Facility  were subject to the prior approval of YAGM.   The Company drew down US$1 million under the YAGM Facility on signing the agreement, which was repayable  at  the  rate  of  US$83,333  per  month  on  or  before  1  November  2015,  together  with  accrued  interest.  This  drawdown was repaid in full on 2 November 2015, and no further drawdowns were made.  Company Registration No:  05299925  43                                                                                                       NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  20. Provisions ‐ Decommissioning  Group  As at 1 October  Acquired on acquisition of subsidiaries  Additions  As at 30 September  2016  £’000   359    ‐    ‐    359   2015  £’000   ‐    359    ‐    359   The amount provided at 30 September 2016 represents the Group’s share of decommissioning liabilities in  respect of the producing Horndean and Avington fields, and the Markwells Wood and Havant drilling sites.   The Company makes full provision for the future cost of decommissioning oil production facilities and pipelines  on  a  discounted  basis  on  the  installation  of  those  facilities.  The  decommissioning  provision  represents  the  present value of decommissioning costs relating to oil and gas properties. At this point in time it is uncertain as  to  when  some  of  these  decommissioning  costs  will  occur  given  current  plans  by  the  Company  which  may  change  when  operations  cease.  Therefore  the  Directors  have  taken  a  conservative  approach  and  not  discounted  these  values.  These  provisions  have  been  created  based  on  the  Company’s  internal  estimates.  Assumptions based on the current economic environment have been made, which management believes are  a reasonable basis upon which to estimate the future liability. These estimates are reviewed regularly to take  into account any material changes to the assumptions. However, actual decommissioning costs will ultimately  depend upon future market prices for the necessary decommissioning works required that will reflect market  conditions at the relevant time. Furthermore, the timing of decommissioning is likely to depend on when the  fields cease to produce at economically viable rates. This, in turn, will depend upon future oil and gas prices,  which are inherently uncertain.  Company Registration No:  05299925  44                                                  NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  21.  Share Capital  Ordinary Shares  Issued at 30 September 2014  On 15 October 2014, placing for cash at 1.2p per share  On 28 November 2014, warrants exercised at 0.35p pere share  On 13 March 2015, issue of shares at 0.8p per share for  acquisition  On 17 April 2015, exercise of warrants and options at 0.4p, &  1.48p per share  On 10 June 2015, placing for cash at 2.25p per share  Issued at 30 September 2015  On 01 March 16, warrants exercised at at 2.25p per share  On 10 March 16, warrants exercised at at 2.25p per share  On 15 April 16, for non‐cash on acquisition at at 1.82p per share  On 25 May 16, placing for cash at at 1.5p per share  On 05 August 16, for non‐cash on acquisition at at 1.58p per share  On 11 September 16, for non‐cash on acquisition at at 1.67p per  share  On 22 September 16, for options exercised at at 0.4p per share  Issued at 30 September 2016  Number of  ordinary  shares  1,423,063,508  166,666,667  59,333,334  Nominal  Value  £  0.0001  0.0001  0.0001  Total  Value  £’000  142  17  6  44,000,000  0.0001  70,553,844  266,666,667  2,030,284,020  10,666,666  2,500,000  43,886,116  266,666,667  142,648,831  50,981,799  30,000,000  2,577,634,099  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  0.0001  4  7  27  203  1  ‐  5  27  14  5  3  258  Deferred shares  The  Company  has  in  existence  at  30  September  2015  and  at  30  September  2016,  1,158,385,229  deferred  shares of 0.001p. These deferred shares do not carry voting rights.  Total Ordinary and Deferred Shares  The issued share capital as at 30 September 2016 is as follows:  Number   of shares  Nominal Value  £  Total Value  £’000  Ordinary shares  Deferred shares  2,577,634,099  1,158,385,352,229  0.0001  0.00001  258  11,584  11,842  Company Registration No:  05299925  45                                                    NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  21.  Share Capital (continued)  Share Options  During the year 65 million options were granted (2015: 100 million).  As at 30 September 2016 the options in issue were:  Exercise price  0.4p  0.4p  1.15p  1.82p  Expiry date  Options in issue  30 September 2016  31 December 2017  28 November 2020  22 August 2019  28 September 2019  90,000,000  22,500,000  10,000,000  65,000,000  187,500,000  30 million options were exercised and no options were cancelled during the year (2015: 17.5 million exercised).  No options lapsed during the year (2015: nil).  Warrants  As at 30 September 2016, 13,500,001 warrants were in issue, all of these warrants are exercisable up to 10 June  2018, at 2.25p per share. No warrants lapsed during the year (2015: nil). 13,166,666 warrants were exercised  during the year (2015: 112,387,178 exercised).  Employee Benefit Trust  The Company established on 29 September 2014 an employee benefit trust called the UK Oil & Gas Employee  Benefit  Trust  ("EBT")  to  implement  the  use  of  the  Company's  existing  share  incentive  plan  over  10%  of  the  Company's issued share capital from time to time in as efficient a manner as possible for the beneficiaries of that  plan. The EBT is a discretionary trust for the benefit of directors, employees and consultants of the Company.  Accordingly,  the  trustees  of  the  EBT  subscribed  for  129,000,000  new  ordinary  shares  of  0.01p  each  in  the  Company, at par value per share at an aggregate cost to the Company of £12,900, such shares representing 9.07%  of the existing issued share capital of the Company (at that date). The shares held in the EBT are intended to be  used  to  satisfy  future  awards  made  by  the  Company's  Remuneration  Committee  under  the  share  incentive  scheme.  No further issue of ordinary shares was made to the EBT during the year ended 30 September 2016.  Company Registration No:  05299925  46                                              NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  22. Share‐Based Payments  Details of share options and warrants granted during the year to Directors & consultants over the ordinary  shares are as follows: At   1  October  2015  No.  millions  Issued  during  the year  No.  Exercised  during  the year  No.  million  millions  At   30  September  2016  No.  millions  Exercise  price  £  Date from  which  exercisable  Expiry date   10    10    10    ‐    25    ‐    55    22.5    75    ‐    152.5    ‐    ‐    ‐    20    ‐    35    55    ‐    ‐    10    65.0    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    ‐    (20)    (10)   ‐   (30)    10    10    10    20   0.0040  28/11/2013  0.0040  28/11/2013  0.0115  22/08/2014  0.0182  28/09/2016  28/11/2020  28/11/2020  22/08/2019  28/09/2019   25   0.0040  21/01/2015  31/12/2017   35    110    2.5    65    10    187.5   0.0182  28/09/2016  28/09/2019  0.0040  28/11/2013  0.0040  21/01/2015  0.0182  28/09/2016  28/11/2020  31/12/2017  28/09/2019  Share options  Donald Strang  David Lenigas  Jason Berry  Jason Berry  Stephen  Sanderson  Stephen  Sanderson  Consultants  Consultants  Consultants  The share price range during the year was £0.0088 to £0.0298 (2015 ‐ £0. 0035 to £0. 0310).  The  disclosure  of  Weighted  Average  Exercise  Prices,  and  Weighted  Average  Contractual  Life  analysis  is  not  viewed  as  informative  because  of  the  minimal  variation  of  options  currently  in  issue,  and  therefore  has  accordingly not been disclosed.  For those options granted where IFRS 2 "Share‐Based Payment" is applicable, the fair values were calculated  using the Black‐Scholes model.  The inputs into the model were as follows:  21 January 2015  28 September 2016  Risk free rate  2.3%  2.5%  Share price  volatility  251.4%  90.1%  Expected life  2.95 years  3. years  Share price at  date of grant  £0.0039  £0.0180  Expected volatility was determined by calculating the historical volatility of the Company's share price for 12  months  prior  to  the  date  of  grant.  The  expected  life  used  in  the  model  has  been  adjusted,  based  on  management's  best  estimate,  for  the  effects  of  non‐transferability,  exercise  restrictions  and  behavioural  considerations.  The  Company recognised  total  expenses  of  £682,000  (2015:  £378,000) relating  to  equity‐settled  share‐based  payment  transactions  during  the  year,  and  £117,000  (2015:  £70,000)  was  transferred  via  equity  to  retained  earnings on the exercising or lapse of options during the year.  Company Registration No:  05299925  47                                                                          NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  23. Financial Instruments and Risk Analysis  Financial Assets by Category  The IAS 39 categories of financial asset included in the balance sheet and the headings in which they are included  are as follows:  Current assets  ‐ Group  Inventory  Loans and receivables  Cash and cash equivalents  2016  £’000   3    2,890   2,444   5,337   2015  £’000   2    1,683    4,590    6,275   Financial Liabilities by Category  The  IAS  39  categories  of  financial  liability  included  in  the  balance  sheet  and  the  headings  in  which  they  are  included are as follows:  Current liabilities – Group  Financial liabilities measured at amortised cost  591  440  The Group is exposed to market risk through its use of financial instruments and specifically to credit risk, and  liquidity  risk  which  result  from  both  its  operating  and  investing  activities.  The  Group's  risk  management  is  coordinated at its head office, in close co‐operation with the board of Directors, and focuses on actively securing  the  Group's  short  to  medium  term  cash  flows  by  minimising  the  exposure  to  financial  markets.  Long  term  financial investments are managed to generate lasting returns. The Group does not actively engage in the trading  of financial assets for speculative purposes nor does it write options. The most significant financial risks to which  the Group is exposed to are described below.  Interest Rate Sensitivity  The Group is not substantially exposed to interest rate sensitivity, other than in relation to interest bearing bank  accounts.    Credit Risk Analysis  The Group's exposure to credit risk is limited to the carrying amount of trade receivables. The Group continuously  monitors  defaults  of  customers  and  other  counterparties,  identified  either  individually  or  by  Company,  and  incorporates  this  information  into  its  credit  risk  controls.  Where  available  at  reasonable  cost,  external  credit  ratings and/or reports on customers and other counterparties are obtained and used. Group's policy is to deal  only  with  creditworthy  counterparties.  Group  management  considers  that  trade  receivables  that  are  not  impaired for each of the reporting dates under review are of good credit quality, including those that are past  due. None of the Group's financial assets are secured by collateral or other credit enhancements. The credit risk  for  liquid  funds  and  other  short‐term  financial  assets  is  considered  negligible,  since  the  counterparties  are  reputable banks with high quality external credit ratings.  Liquidity risk analysis  The Group’s continued future operations depend on the ability to raise sufficient working capital through the  issue of equity share capital. The Directors are confident that adequate funding will be forthcoming with which  to finance operations. Controls over expenditure are carefully managed.    Company Registration No:  05299925  48                                                                  NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  23. Financial Instruments and Risk Analysis (continued)  Capital Management Policies  The Group's capital management objectives are to:    Ensure the Group's ability to continue as a going concern; and  Provide a return to shareholders  The Group monitors capital on the basis of the carrying amount of equity less cash and cash equivalents.  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 produces. The Group’s policy is to manage these risks through the use of contract‐based prices with  customers.  Commodity price sensitivity  The table below summarises the impact on profit before tax for changes in commodity prices. The analysis is  based  on  the  assumption  that  the  crude  oil  price  moves  10%  resulting  in  a  change  of  US$4.35/bbl  (2015:  US$4.50/bbl), with all other variables held constant. Reasonably possible movements in commodity prices were  determined based on a review of the last two years’ historical prices and economic forecasters’ expectations.  Increase/decrease in crude oil prices  Increase US$4.35/bbl (2015: US$4.50/bbl)  Decrease US$4.35/bbl (2015: US$4.50/bbl)   24. Commitments & Contingent Liabilities  Effect on profit before tax  for the year ended 30  September 2016  Increase/(Decrease)  Effect on profit before  tax for the year ended  30 September 2015  Increase/(Decrease)  £’000  16  (16)  £’000  20  (20)  As at 30 September 2016, the Group had the following material commitments;  Ongoing exploration expenditure is required to maintain title to the Group’s exploration permits. No provision  has been made in the financial statements for these amounts as the expenditure is expected to be fulfilled in the  normal course of the operations of the Group.  There were no contingent liabilities at 30 September 2016.  Company Registration No:  05299925  49                                        NOTES TO THE FINANCIAL STATEMENTS (CONTINUED)  25. Events after the Reporting Date  On 21 November 2016, the Company announced the death of Jason Berry, an Executive Director of the Company,  following a short illness.  On 8 December 2016, the Company announced that it had issued 20 million new ordinary shares in the Company,  on the exercising of share options at 0.4p per share for cash consideration of £80,000.  26. Related Party Transactions   The company had the following amounts outstanding from its investee companies at 30 September:  Horse Hill Developments Ltd (“Horse Hill”)  2016  £’000  2015  £’000   2,117    2,117   901  901  The above loans outstanding are included within trade and other receivables, Note 15.  The loan to Horse Hill  has been made in accordance with the terms of the investment agreement whereby it accrues interest daily at  the Bank of England base rate and is repayable out of future cashflows.    Remuneration of Key Management Personnel  The remuneration of the directors, and other key management personnel of the Company, is set out below  in aggregate for each of the categories specified in IAS24 Related party Disclosures  Short‐term employee benefits  Share‐based payments  27. Ultimate Controlling Party  In the opinion of the directors there is no controlling party.  28. Profit and loss account of the parent company  2016  £’000  678  682  1,360  2015  £’000  728  132  860  As permitted by section 408 of the Companies Act 2006, the profit and loss account of the parent company has  not been separately presented in these accounts. The parent company loss for the year was £2,891,000 (2015:  loss £1,715,000).  Company Registration No:  05299925  50                                                            COMPANY INFORMATION  Company registration number  05299925  Registered office  Directors  Secretary  Auditors  Nominated Adviser  Solicitors   Registrars  Suite 3B  38 Jermyn Street  London  SW1Y 6DN  Stephen Sanderson  Kiran Morzaria  Kiran Morzaria  Chapman Davis LLP  Chartered Accountants  Registered Auditor  2 Chapel Court  London, SE1 1HH  WH Ireland Limited  24 Martin Lane  London, EC4R 0DR  Kerman and Co. LLP  200 Strand,  London, WC2R 1DJ  Share Registrars Limited  Suite E, First Floor,  9 Lion and Lamb Yard,  Farnham,  Surrey, GU9 7LL  Company Registration No:  05299925  51                                                                            

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