Sodu

 

Stramw

 

GSpr

D

olid cashflow geuring H1 2017 

tella field produamped up – focmaximising uptimwell performanc

SA developmenrogressing to pl

elek takeover c

eneration  

uction us now on me and e 

 

nt activities lan 

 

completed  

2017 HA

Averagfrom 9

Averag

Unit  o2016 

Cashflo

Earnin

Comm18 mo

Net de

 

Stella and pr

Daily pon  opprodu

Full yeramp‐shutdo

 

SwitchSepte

Harriecompl

Vorlicprepa

Additi 

Takeoowned

IthacaJune 2

Delek on the

 

(1) Uninvestm

ALF YEAR

ge production o9,337 boepd in t

ge realised hyd

operating  expen

ow from operat

gs of $24 millio

modity price hednths to 31 Dece

ebt of $596 mill

field started uproduction ramp

portfolio produptimising  Stellaction rates 

ear 2017 produ‐up  period  in  Howns across the

h  from  oil  tanmber 2017 – re

er  field  developletion in third q

h developmentration for subm

onal 25% intere

ver  by  Delek Gd subsidiary of 

a’s admission to2017 and the sh

is Israel’s leade Tel Aviv stock 

nit costs and cashment in associate

R HIGHLIG

of 11,603 boepthe first quarte

rocarbon price 

nditure(1)  redu

tions(1) of $66 m

on (H1 2016: $6

dging protectioember 2018  

lion at 30 June

p mid‐Februaryped up 

uction potentiala  uptime  and 

uction is forecasH1  2017  and  re portfolio 

nker  loading  toeducing fixed op

pment  programquarter of 2017

t planning on‐gmission of a field

est in the Ithac

Group  LimitedDelek 

o trading on thhares delisted f

ing integrated k exchange 

hflows from oper

M

HTS

pd  in H1 2017 er to 13,844 in t

of $55/boe inc

ced  to  $19/bo

million (H1 201

6 million) 

n extended ‐ 5

2017 

y 2017 ‐ commi

l now over 20,0well  performa

st to average arevised  produc

o  pipeline  expperating costs a

mme  progressi7 and start‐up o

going  ‐  identificd development

a‐operated Aus

(“Delek”)  com

he AIM market rom the Toront

energy compa

rations are stated

MANAGEMENT QUAR

(H1 2016: 9,37the second qua

cluding hedging

e,  down  from 

6: $82 million) 

,300 bopd at a

ssioning of FPF

000 boepd net tnce  to  mitigat

pproximately 1tion  forecast, 

ort  for  the  Grand enhancing 

ng  to  plan  ‐  df production in

cation of the ot plan 

sten discovery a

mpleted  in  June

of the Londonto Stock Exchan

ny – an approx

d net of Stella rel

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

78 boepd) – refarter 

g gains 

$23/boe  annu

n average floo

F‐1 processing f

to Ithaca with Ste  lower  than 

15,000 boepd, ras well  as  pla

reater  Stella  Aoperational up

drilling  programn the second ha

optimal develop

acquired from 

e  2017  –  Ithac

n Stock Exchangnge 

ximately $3 bill

lated revenues a

& ANALYSIS JUNE 2017

flecting an  incr

ual  average  rat

r of $49/bbl for

facilities compl

Stella online – fforecast  initia

reflecting the Snned mainten

Area  scheduledptime 

mme  scheduledlf of 2018 

pment solution

Premier Oil 

ca  is  now  a wh

ge was cancelle

ion company li

and expenditures

1 

rease 

te  in 

r the 

eted 

focus al  oil 

Stella ance 

d  for 

d  for 

 and 

holly 

ed  in 

isted 

from

SUMMA

Average Prod

Average Rea

Revenue(2)

Hedging Cas

Revenue(2) (A

Opex(3)

Other

G&A - under

G&A – Delek

Foreign Exch

Cashflow fro

DD&A

Non-Cash He

Finance Cos

Other Non-C

Taxation

Earnings

Cashflow Pe

Earnings Per

(1) Average(2) Revenu(3) Figures (4) Foreign

SUMMA

ARY STATE

duction

alised Oil Price(1)

sh Gain

After Hedging)

lying

k transaction cos

hange(4)

om Operations

edging (Loss)

ts

ash Costs

r Share

r Share

e realised price bee net of stock movshown net of Steexchange net of

ARY BALA

M$

Cash & E

Other Cur

PP&E

Deferred

Other Non

Total Ass

Current L

Borrowing

Asset Ret

Other Non

Total Lia

Net Asse

Share Ca

Other Res

Surplus

Sharehol

EMENT O

k

ts

efore hedging ovements ella related returnsrelated realised h

ANCE SHE

Equivalents

rrent Assets

Tax Asset

n-Current Assets

sets

Liabilities

gs

tirement Obligati

n-Current Liabilit

bilities

ets

apital

serves

lders’ Equity

M

F INCOME

3-Mon

201

kboe/d

$/bbl

M$ 5

M$

M$ 6

M$ (2

M$ (

M$ (

M$ (

M$

M$ 3

M$ (2

M$ (

M$ (1

M$ (

M$ 2

M$

$/Sh. 0

$/Sh. 0

s and costs from inedging gains & lo

ET

s

ons

ties

MANAGEMENT QUAR

E

nths Ended 30 J

17 201

13.8

50

56.0 4

7.9 1

63.9 6

23.6) (2

(0.5)

(0.7) (

(5.3)

1.3 (0

35.2 3

28.2) (19

(3.0) (5

0.4) (9

(1.0) (0

20.5 3

13.1 (11

0.08 0

0.03 (0

nvestment in assosses

30 Jun. 2017

23

193

1,112

411

212

1,951

(255)

(599)

(210)

(117)

(1,181)

770

635

-

135

770

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

June 6-Mont

16 2017

9.8 1

46

41.8 9

18.8 1

60.6 11

1.8) (40

- (0

1.3) (1

- (6

0.3)

37.2 6

9.8) (42

1.6) (5

9.3) (19

0.6) (2

32.6 2

1.5) 2

0.09 0

.03) 0

ociate

7 31 Dec. 2016

27

198

1,112

384

210

1,931

(245)

(619)

(207)

(116)

(1,187)

744

619

25

100

744

& ANALYSIS JUNE 2017

ths Ended 30 Ju

7 2016

1.6 9

51

96.1 68

5.8 58

1.9 126

0.9) (42

0.6)

1.5) (3

6.1)

3.0 (0

65.8 81

2.7) (37

5.2) (85

9.0) (18

2.1) (1

27.0 66

23.8 6

0.15 0.

0.06 0.

6

2 

une

6

9.4

40

8.8

8.0

6.8

2.0)

-

3.0)

-

0.2)

1.6

7.4)

5.2)

8.5)

.1)

6.8

6.2

.20

.02

 Din

 MprupFe 

elek takeover cn June 2017 

Material increasroduction drivep of the Stella february 2017 

completed 

 

e in n by start‐field in 

 

CORPO

Ithaca  Energdelivery of lothe exploitat Execution of

Maxim

Delivediscov

Continappra

Maintcost d

Ithaca is a wleading integ

CORPO

DELEK TAKEOn  6  Februagreement wto be issuedaffiliate of Dthe  initial  shconcluded inExchange wnow a wholl BOARD CHAIn August 20service.  

PRODUC

PRODUCTIOProduction increase from24%  increasStella  field  dnatural decli  Following  stconstrained commissioniproduction fmeans  that production, be  replacedrequired to e With  the  fuactivities onoptimising pproduction  fattributable leads to an i

RATE STR

gy  Inc.  (“Ithacaower risk growttion of its existi

f the Company’

mising cashflow

ery of  lower risveries 

nuing to grow aisal assets thro

aining  capital debt leverage 

wholly owned sugrated energy c

RATE ACT

OVER uary  2017  it  wwith Delek Gro common shareDelek and Ithachare  tenderingn June 2017 andas cancelled any owned subsid

ANGES 017 Mr Ron Bre

CTION & O

ON & OPERATIOin  the  first  ham 9,337 boepde on productioduring  the  perine on the Dons

tart‐up  of  the rates  in ordering programmefrom the field tonly  four  of although this i  during  the  plenable the swit

ull  oil  and  gas  the vessel hasproduction fromfrom  the  field to a higher dencrease in the 

RATEGY

a”  or  the  “Comth through the ing UK producin

’s strategy is foc

w and productio

sk,  long term d

and diversify thugh targeted a

discipline,  fina

ubsidiary of thecompany. 

TIVITIES

was  announcedup Ltd ("Delekes of Ithaca noca's largest shag  period  and  sd the Companynd  the  shares diary of Delek.

enneman, Non‐

OPERATIO

ONS alf  of  2017  aved in the first quaon  in H1 2016, riod,  coupled ws Area fields. 

Stella  field  inr  to minimise ge.   Commissionto be ramped uthe  five  Stellais sufficient to lanned  shutdotch from shuttle

processing  cas moved on to m the wells.  Fohas been  at  loegree of  liquidproducing gas‐

M

mpany”)  is  a  Nappraisal and dng asset portfo

cused on the fo

on from the exis

evelopment  le

he cashflow bascquisitions and

ncial  strength 

e Tel Aviv stock 

d  that  the  Co") on the termst currently ownreholder prior ubsequent  comy’s admission todelisted  from  t

‐Executive Dire

ONS

eraged  11,603 arter to 13,844predominantly

with  increases 

n  mid‐Februarygas  flaring durining of  these  fup to peak gas e  development fill the FPF‐1 gwn  of  the  FPFe tanker to pipe

apacity  of  the managing the fllowing compleower  rates  thas drop out  in  t‐oil ratio.   It is 

MANAGEMENT QUAR

North  Sea  oil  adevelopment olio. 

ollowing core ac

sting asset base

d growth throu

se by securing  licence round 

and a  clean ba

exchange listed

mpany  had  ens of a cash takened by DKL Inveto the announcmpulsory  acquio trading on thethe Toronto St

ctor, retired fro

boepd  (H1  20boepd in the sey driven by thein  Pierce  and 

y  2017,  producng  completion facilities was  coexport rates.  Awells  have  beas processing cF‐1  in  Septembeline exports.   

FPF‐1  now  avfacilities to maxetion of productan originally  fothe  reservoir  testimated by m

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

and  gas  operatof UK undevelop

ctivities: 

e 

ugh the apprai

new producingparticipation 

alance  sheet,  s

d Delek Group 

ntered  into  a eover bid for aestments Limitecement.  Followisition,  the  take AIM market otock Exchange. 

om the board f

016:  9,378  boecond quarter.e ramp‐up  in pCook  producti

ction  was  initiof  the FPF‐1 pompleted  in  JuA fault on a subeen  available  fcapacity.  The cber  2017  to  co

vailable,  the  foximising uptimtion ramp‐up oorecast.    It  is bthan had been management th

& ANALYSIS JUNE 2017

tor  focused  onped discoveries

sal of undevelo

g, development

supported by  lo

Limited, Israel’s

definitive  supll of the issueded (the “Offer”wing completiokeover  process of the London S As such,  Itha

following 8 yea

epd),  reflecting This representroduction  fromon  rates  offse

ially  maintaineprocessing  faciune  2017,  enabsea control mofor  the  step  ucontrol moduleomplete  the w

ocus  of  operatie performanceoperations, initielieved  that  thanticipated, w

hat this could re

3 

n  the s and 

oped 

t and 

ower 

s 

pport d and ”), an on of was 

Stock ca  is 

rs of 

g  an ted a m the tting 

ed  at lities bling odule up  in e will works 

ional e and al oil his  is which esult 

GSst  

 Swpiforecolo

 Hdrbeth 

 Voplgo

 Adacop

SA “hub and sptrategy 

witch from oil tipeline export sor September 20educing fixed oposts and increasong term value o

arrier field deverilling progressieginning the buhe GSA producti

orlich developmlanning activitieoing 

dditional interecquired in the Itperated Austen

poke”   

anker to cheduled 017 – perating sing the of the GSA 

 

elopment ing to plan, uild out of ion hub 

 

ment es on‐

 

est thaca‐n discovery 

 

in  a  reductioequivalent nend of 2016to complete Taking  into schedule  foforecast to b  

GREATE

Ithaca’s  focuportfolio of has establishwhere initiawells to be din order to m GSA OIL EXPGood progreenable the cis  now  scheproduction  finstalled  pipconnections The opportuthe Norpipeconnection facilities andby the FPF‐1 Norpipe  runNorwegian Cfields export HARRIER DEIn  line with programme for drilling obeen progresuspended infrastructur7.5 kilometrprocessing osecond half  VORLICH DEFollowing thin  the  BP‐onegotiationsthis work wAuthority fo 

LICENC

AUSTEN LICEIn May 2017UK  Limited operated Au

on  in proven  anet to  Ithaca.   T.  Further analythis assessmen

account  year r  planned  mabe approximate

ER STELL

us on  the Greaundeveloped dhed a new prodl oil and gas prdrilled and tiedmaximise produ

PORT PIPELINEess has been mchange from oileduled  for  thefrom  the  FPF‐1peline  export  p on the spurline

unity to switch system was seto  the  systemd enhance oper1 production hu

ns  approximateContinental Sheting into the sys

EVELOPMENT the Company’scommenced  in

of a multilateraessing to plan aby  the  ENSCOre that is schedre pipe  to an eof production oof 2018. 

EVELOPMENT he various transoperated  Vorlics  required  to  idwill enable a  fier formal approv

E PORTFO

ENCE  7 the Companyto  acquire  its usten discovery

and probable  (This equates toysis is requirednt. 

to  date  prodintenance  shuely 15,000 boep

LA AREA D

ater Stella Areadiscoveries locaduction hub serrocessing is undd back to the FPuction and cash

made during th tanker loadinge  third  quarter1  is planned  fopumps  on  the e that has been

from tanker loecured through.    This move wrational uptimeub. 

ely  350  kilomeelf to a dedicatstem via a spur

s strategy for bn April 2017 wl well into the nd is expected 

O  122  at  the  eduled for installexisting  slot onon the FPF‐1.   T

sactions complech  discovery,  wdentify  the opteld developmenval in 2018. 

OLIO ACT

y entered  into 25%  interest 

y, for a nomina

M

"2P")  Stella  reo approximatelas additional p

uction,  Stella tdowns  acrosspd (75% oil). 

DEVELOP

a  (“GSA”)  is driated in the arearviced by the Itdertaken for onPF‐1 on the widhflow from the a

e  first half of tg to pipeline exr  of  the  year. or  September 2vessel  and  fo

n laid between 

oading to pipeli execution of awill  significantlye and enable im

etres  from  theed oil processinrline. 

building out thehen the ENSCOtwo Harrier reto be complet

end  of  the  proation in summen  the Stella maThe start‐up of

eted in 2016 towork  is  progretimal developmnt plan  to be p

TIVITIES

a sales and puin  licence  P18

al consideration

MANAGEMENT QUAR

serves of  appry 5% of the Co

production data

initial  product  the  portfolio,

PMENT

ven by monetia.  With start‐uhaca‐operated ward export toder GSA satellitarea. 

the year on theports via the No  An  approxim

2017  to  compleor  Technip  to the FPF‐1 and t

ne export was a fast‐track offsy  reduce  the  f

mproved reserve

e  Ekofisk  offshng facility at Te

e GSA productioO 122 heavy duservoir formatied in the third ogramme,  reader 2018.  The Hin drill  centre f production  fr

o acquire an appessing  on  the ment  solution  fprepared and  s

rchase agreem823  (Block  30/n.   The transact

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

roximately 4 mompany's totala becomes avai

tion  performan,  average  prod

isation of  the p of the Stella  FPF‐1 floating o market.  It is te portfolio ove

e FPF‐1 modificorpipe system mately  three  wete  the  final  tiundertake  thethe Norpipe sys

 secured in 201shore work profixed  operatinges recovery fro

hore  productioeesside in the U

on hub, the Hauty  jack‐up rig aions.  The drilliquarter of 201dy  for  connectHarrier well is tomanifold  for orom the  field  is

proximately 33various  studiefor  the discovesubmitted  to  t

ment (“SPA”) wi13b), which  cotion was comp

& ANALYSIS JUNE 2017

million barrels o2P reserves atlable from the 

nce  and  the  laduction  in  201

Company’s exisfield, the Compproduction facplanned for furer the coming y

cations requireand the switchoweek  shutdownie‐ins of  the ne  necessary  substem. 

16, when accesgramme to mag  costs  of  the m the fields se

n  facilities  on UK, with various

arrier developmarrived on  locang programme17.  The well wiion  to  the  subo be tied back vonward export s anticipated  in

3% working intees  and  commeery.   Completiohe UK Oil and 

th Premier Oil ontains  the  Ithleted  in June 2

4 

of oil t the field 

atest 17  is 

sting pany cility, rther years 

ed to over n  of ewly bsea 

ss to ake a GSA rved 

the s UK 

ment ation e has ll be bsea via a and 

n the 

erest ercial n of Gas 

E&P haca‐2017, 

 

 

Adplpr5,20

NHfofo

20be

dditional hedgilace – commodrotection estab300 boepd to D018 

et unit operatin1 2017 of $19/borecast to fall toor the full year 

017 capex estime approximatel

 

ing put in dity price lished for December 

 

ng costs for /boe – o ~$18/boe 

mated to ly $70M 

resulting in t The Austen Jurassic  oil  /recent beingE&P UK  Limadvance the Based  on  tInternationa101 – Standmillion barre NON‐CORE LAn SPA was (All)  and  23minimal con 

COMMO

As part of  tmaintain  a Company, w In H1  2017,million, equon valuationvalued at $2 In August 202018  oil  proCompany’s at an averaupside expobeen retaine

OPERAT

Net unit operelated reveon  the averafield product Forecast 201the benefit o 

CAPITA

Capital expemillion was Harrier deveand Vorlich f 

the Company b

discovery is loc/  gas‐condensag appraisal welmited.    Further  preparation of

the  results  ofal Limited in accards of Reserveels of oil equiva

LICENCE DIVESTexecuted with 3/11d  (All),  consideration. 

ODITY HED

he  financial anbalanced  comm

with no minimu

,  the  Companyating to an addns relative to th2.0 million. 

017 the Compaoduction  usingexisting positioge  floor price osure has been ed on a further

TING EXP

erating expendenues and expeage rate of $23tion into the po

17 net unit opeof the start‐up o

AL EXPEND

enditure  in 201incurred  in H1elopment activfield developm

becoming the so

cated approximate  accumulatill 30/1b‐10Z thsubsurface  anf a Field Develo

f  the  end‐201cordance with es Disclosure foalent to the Com

TMENT Zennor North Sntaining  the  n

DGING

nd  risk managemodity  hedginm requirement

y  benefitted  froditional $10 of he respective o

any entered intog  swaps with  aon at the end oof $49/bbl  forretained on 45

r 35% of the hed

PENDITUR

diture for H1 20enditure from it3/boe delivereortfolio and con

erating expendof production f

DITURE

17  is forecast to1 2017.   The mvities plus  compent planning ac

M

ole owner of th

mately 30 kilomon  on which  aat was drilled nd  developmenopment Plan for

16  independenCanadian Oil aor Oil and Gas Ampany’s proven

Sea Limited in Jon‐core  “Bank

ement strategyg  position.   Ants stipulated in 

om  realised  corevenue per sa

oil and gas forw

o additional hea  floor  price  ofof the quarter, t  the 18 month5% of the volumdged volumes.

RE

017 was $19/bts investment id  in 2016, resuntinued downw

iture is expectefrom the Stella 

o total approximajority of  this pletion of  the ctivities. 

MANAGEMENT QUAR

e licence. 

metres south‐eaa  number  of win 2012 by thent  engineering r approval prior

nt  reserves  evnd Gas EvaluatActivities, the an and probable 

June 2017 to dis  /  Esperanza”

of  the businesny  hedging  is  ethe Company’s

ommodity  hedgales barrel of oward curves as o

edging contractsf  $53/bbl.    Incthe Company hhs  to 31 Decemmes hedged an  

oe; this unit con associate.  Thulting  from  theward pressure o

ed to average afield during the

mately $70 milexpenditure  reGSA oil export

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

ast of the GSA hwells  have  beee previous  licenstudies  are  onr to January 20

valuation  comption Handbookacquisition addsreserves base.

ivest licence P2”  undeveloped

ss,  the Companexecuted  at  ths debt finance f

ging  gains  in  toil equivalent inof 1 July 2017, 

s for 1 million corporating  thishas 5,300 bopdmber 2018.   Fund upside expos

ost  is net of thhis represents e  introduction oon operating co

approximately e year. 

llion, of which elates  to  the Gt pipeline  inves

& ANALYSIS JUNE 2017

hub.  It is an Un  drilled,  the mnce operator ENn‐going  in  orde19.  

pleted  by  Sprpursuant to Ns approximately

2182 (Blocks 22d  discoveries,  f

ny actively seeke  discretion  offacilities.  

he  period  of  $n the period. Bthese hedges w

barrels of 2017s  hedging withd (100% oil) hedll  commodity psure to $60/bb

e Company’s Sa further reducof  lower cost Ssts.  

$18/boe, reflec

approximatelySA, primarily bstment program

5 

pper most NGIE er  to 

roule I 51‐y 2.5 

/15a for  a 

ks  to f  the 

$15.8 ased were 

7 and h  the dged price l has 

Stella ction Stella 

cting 

y $35 being mme 

Re

 

evenue 

TRADIN

COMMOD 

Average

 Although thCompany’s that period.

FOREIGN 

GBP : US

GBP : US

 Volatility in had a positisterling vers Prior  to  thederived fromsterling.    Gexchange ra

Q2 2017

REVENUE

 

Average R

Oil Pre-He

Oil Post-H

THREE MONRevenue incvolumes cou Production  vaddition of Soffset by natthe first Stel The realisedwith the incand gas hedgain being re While the reBrent price differing  timBrent.   

NG ENVIRO

DITY PRICES

Brent Price

e increase in Brresults in H1 20 

N EXCHANG

SD average

SD period end s

exchanges rateve impact on thsus the US dolla

  introduction om US dollar denGoing  forward, ate exposure. 

7 RESULTS

E

Realised Price

edging

Hedging

NTHS ENDED 30creased to $37.upled with a mo

volumes  increaStella productiotural decline inla oil lifting tak

d oil price for threase in Brent dging gains of $eported throug

ealised oil pricepattern, with s

mescales  for pri

ONMENT

S

$/bbl

rent has had a 016 were more

GE RATES

spot

es resulting fromhe financial resar.  

of gas sales  fronominated oil sgas  sales  in 

S OF OPE

$/bbl

$/bbl

0 JUNE 2017 9 million in Q2odest increase 

ased  by  42%  inon coupled wit the Dons Areaking place in the

he quarter  incrfor the compa$9 per sales bagh Foreign Exch

es for each of tsome fields soldicing,  the avera

M

3-Months En

2017

50

positive impactmaterially enh

3-Months En

2017

1.28

1.30

m the UK’s decsults as a conse

om  the Stella  fisales, while appounds  sterlin

ERATIONS

3-Months E

2017

50

56

 2017 (Q2 2016in realised price

n Q2  2017  comth increased pra. Sales volumee quarter.  

reased from $4rative periods. rrel of oil equiange and Finan

the fields  in thd at a discountage  realised pr

MANAGEMENT QUAR

nded 30 June

2016

46

t on revenues ianced by highe

nded 30 June

2016

1.43

1.34

ision during 20equence of the 

eld  the majoritproximately 80g  is  expected 

S

Ended 30 June

2016

46

65

6: $24.5 millione, prior to takin

mpared  to Q2 oduction on ths were increase

46/bbl  in Q2 20 This price wavalent  in the qncial Instrumen

e Company’s pt or premium torice  for all  the 

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

6-Months

2017

52

n H1 2017 relater priced oil hed

6-Months

2017

1.26

1.30

016 to exit the Eensuing devalu

ty of  the Comp0% of costs are to  significantl

6-Months

2017

51

57

n) primarily dueng account of h

2016,  predomhe Pierce and Ced further (a 56

016 to $50/bbl s further improquarter, resultints (see below).

portfolio do noo Brent and unfields  trades b

& ANALYSIS JUNE 2017

Ended 30 June

2016

40

tive to H1 2016dges in place du

Ended 30 June

2016

1.43

1.34

European Unionuation of the po

pany’s revenueincurred in poy  reduce  GBP

Ended 30 June

2016

40

63

e to increased sedging. 

minantly  due  toCook fields, part6% increase) du

in Q2 2017,  inoved by realiseng  in a $7.9 mi 

t strictly follownder contracts broadly  in  line 

6 

e

6, the uring 

e

n has ound 

e was ounds :USD 

e

sales 

o  the tially ue to 

n  line ed oil illion 

w the with with 

O

D

perating Expen

D&A

nditure

SIX MONTHSRevenue  incincrease wasthe pre‐hedg As noted abStella field, cthe Dons Artiming of lift 

In terms of a2016. The avfor H1 2016sales barrel 

COST OF

$’000

Operating

DD&A

Movemen

Other

Total

THREE MONCost of saleswas primarilamortisation OPERATING Reported opThese opera1 Limited.   Tare receivedcost average2017 as Stel DD&A The unit DD&DD&A expendue primaril

MOVEMENTAn oil and gcredit of $17schedules oBrent from t SIX MONTHSCost of salesoperating co OPERATING Operating coincreased pryear  due  tocontribution DD&A DD&A for thwas primaril

S ENDED 30 JUNcreased  by  $17s driven by an ging realised oi

ove, productiocoupled with inea.  The increatings on the Pie

average realiseverage Brent pr.  The increaseof oil equivalen

SALES

g Expenditure

nt in Oil & Gas I

NTHS ENDED 30s increased in Qly attributable tn (“DD&A”) par

EXPENDITUREperating  costsating costs incluThe net unit opd by  Ithaca  throed $19 per boela production r

&A rate for thense  for  the pery to the ramp u

T IN INVENTORYas inventory m7.3 million). Thn Cook and Piethe year end. 

S ENDED 30 JUNs decreased maosts and DD&A

EXPENDITUREosts increased roduction, parto  the  aforemen. 

he period  increy due to the ra

UNE 2017 7.4 million  in  H8% increase in l price associat

on volumes incrncreased produase in sales voluerce, Cook and W

ed oil prices, thrice for the six e in realised oil nt in the period

Inventory

0 JUNE 2017 Q2 2017 by appto production drtially mitigated

increased by  2ude tariff paymperating cost oough  its 49% oe  in Q2 2017  ($amps up. 

e quarter remariod of $28.2 mup of productio

Y movement of $1his credit aroseerce  in  the qua

UNE 2017 arginally in H1 2being offset by

in the period ttially offset by ntioned  opera

ased to $42.7amp up of prod

M

H1  2017  to  $7sales volumes ed with the up

reased by 24% uction on the Piumes of 8% waWytch Farm fie

ere was an incmonths ended price was supp. 

3-Months En

2017

27,745

28,190

(18,082)

481

38,334

proximately 58%driven increased by an increase

27%  in  the quaents made to af the business ownership  in  th$25/boe  in Q2

ined steady atmillion  (Q2 201on on the Stella

18.1 million wa primarily as a arter, partially 

2017 to $68.2 my the movemen

o $45.9 milliona reduction  in ting  costs  red

million (H1 201uction on the S

MANAGEMENT QUAR

75.2 million  (Hcoupled with aswing of Brent 

in H1 2017 prierce and Cook s significantly llds. 

rease to $51/b30 June 2017 wplemented by a

nded 30 June

2016

21,848

19,776

(17,314)

-

24,310

% to $38.3 millis in operating ce in the value of

arter  to  $27.7 a 49% owned asis calculated byhe associated c2016), and  is 

$22/boe (Q2 26: $19.8 milliofield. 

s credited to cresult of  increoffset by a  red

million (H1 201t in oil and gas 

 (H1 2016: $42net unit cost fuctions  and  lo

16: $37.4 milliotella field.  

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

1  2016:  $57.8 an increase of $during the per

imarily due to tfields, offset bless than this p

bbl in H1 2017 fwas $52/bbl coa realised hedg

6-Months E

2017

45,863

42,663

(20,878)

596

68,244

ion (Q2 2016: $costs, depletioof oil and gas inv

million  (Q2  20ssociated compby netting off thcompany.   Thisforecast  to  fur

2016: $22/boe),on).   This  increa

cost of sales in eased stock volduction  in valu

16: $68.4 millioinventory.  

2.0 million) primfrom $25/boe tower  cost  Stel

on). As noted a

& ANALYSIS JUNE 2017

million).  This$11/bbl (or 27%iod. 

the ramp up ofby natural declinprimarily due to

from $40/bbl iompared to $40ging gain of $10

Ended 30 June

2016

42,033

37,384

(10,990

-

68,427

$24.3 million).  n, depreciationventory. 

016:  $21.8 millpany of Ithaca, he payments wnet unit opera

rther reduce du

, resulting in a ase  in expense 

Q2 2017 (Q2 2umes due to  lie due  to  the  fa

n) with increas

marily as a resuto $19/boe yeala  field  produc

above, this  incr

7 

30% %) in 

f the ne in o the 

n H1 0/bbl 0 per 

3

4

0)

-

7

This n and 

ion). FPF‐

which ating uring 

total was 

2016: fting all  in 

es in 

ult of ar on ction 

rease 

 

Adleon

dministration eevels maintainedn‐going monito

expense d through oring

MOVEMENTAn oil and gcredit of $1kbbls), mainassociated b

ADMINIST

$’000

General &

Share Bas

Non-recur

Total Adm

Exploratio

 THREE MONADMINISTRATotal  undermillion).   Unsavings that costs of $5.3 E&E EXPENSA minor writ SIX MONTHSTotal underlprimarily duabove, H1 20 

T IN INVENTORYas inventory m1.0 million).  Innly due  to  the  tbuild‐up in inven

Movement in Oil & Gas Inv

Opening inven

Production

Liftings/sales

Closing volum

TRATION EX

& Administration

sed Payments (

rring Delek trans

ministration Expe

on & Evaluation

NTHS ENDED 30ATION EXPENSElying  administrnderlying G&A can be secured3 million were i

SES te off of E&E as

S ENDED 30 JUNying administrae to the cost s017 includes no

Y movement of $2n H1 2017 mortiming of Cookntory, generati

Operating ventory

ntory

mes

XPENSES A

n (“G&A”)

(“SBP”)

saction costs

enses

(“E&E”) write o

0 JUNE 2017 ES rative  expensecosts are  tightd in the currentncurred specifi

ssets was made

UNE 2017 ative expenses saving drive initon‐recurring De

M

20.9 million ware barrels of oik and Pierce  fieng a credit to t

O

kb

(

AND EXPLOR

3-Months

2017

745

229

5,282

6,256

ff 56

es  were  reducetly managed, wt commodity prcally relating to

e at the period e

decreased in ttiated as a resuelek takeover tr

MANAGEMENT QUAR

as credited to cl were produceeld  liftings, resuhe income stat

Oil

bls

Gas/

kb

384

1,784

1,334)

834

RATION & E

Ended 30 June

2016

1,302

220

-

1,522

399

ed  to  $1.0 milwith  the businesrice environmeo the Delek take

end relating to 

he period to $1ult of the lowerransaction costs

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

cost of sales in ed  (1,784 kbblulting  in an untement.  

/NGL

boe

To

kb

(3)

316 2

(316) (1,

(3)

EVALUATIO

e 6-Months

2017

1,541

294

6,066

7,901

801

llion  in  Q2  20ss continuing  tent.  Additional eover transacti

non‐commerci

1.8 million (H1 r oil price envirs. 

& ANALYSIS JUNE 2017

H1 2017 (H1 2s)  than  sold  (1derlift position

otal

boe

381

2100

,650)

831

ON EXPENSE

Ended 30 Jun

2016

2,960

331

-

3,291

819

17  (Q2  2016: to benefit  fromnon‐recurring on. 

al prospects. 

2016: $3.3 milronment.  As n

8 

2016: 1,334  and 

ES

e

$1.5 m  the G&A 

llion) oted 

  Gex

BP:US$ month xchange rate

end 

 

FOREIGN

$’000

Gain on For

Total Gain o

Revaluation

Revaluation

Revaluation

Total Revalu

Realised (Lo

Realised Ga

Realised (Lo

Total Realis

Total Foreig

 THREE MONFOREIGN EXWhile the mincurred  in Consequentexchange ga In Q2 2017, primarily dri FINANCIAL INThe CompanJune 2017 (Q A $7.9 milliomaturing duof $50/bbl) average NBP$3.0 million  The $3.0 milgas volumesoffset by an forward curv SIX MONTHSFOREIGN EXA foreign exdue  to  volatperiod and a FINANCIAL INThe Companended 30 Ju A $15.8 milloil hedges a Offsetting  tinstruments hedges of $1instruments longer still h

N EXCHANG

eign Exchange

on Foreign Exch

Forex Forward

of Interest Rate

of Commodity

uation (Loss)

oss) on Forex C

ain on Commod

oss) on Interest

ed Gain

n Exchange & F

NTHS ENDED 30XCHANGE ajority of the Cpounds  sterl

ly, general volaains and losses.

a foreign exchaven by timing d

NSTRUMENTSny recorded an Q2 2016: $33.5

on  realised gairing the quarteand a $3.8 miP price of 38p/negative revalu

llion negative rs during the quupward revaluve. 

S ENDED 30 JUNXCHANGE xchange gain oftility  in  the GBa closing rate of

NSTRUMENTSny recorded anne 2017 (H1 20

ion gain was rend $6.6 million 

he  realised  gastill held at qu1.6 million andwas primarily 

held at the peri

GE & FINANC

hange

d Contracts

e Swaps

Hedges

Contracts

ity Hedges

Rate swaps

Financial Instrum

0 JUNE 2017 

Company’s reveling  (some  USatility  in the GB

ange gain of $1differences on t

overall gain ofmillion loss).  

in was made  iner (at an averagllion gain on g/therm). The  touation of instru

revaluation of cuarter (i.e. the uation of the re

UNE 2017 

f $3.0 million wBP:USD  exchanf 1.30 on 30 Jun

n overall $10.6016: $28.3 millio

ecorded in resp on gas hedges

ain  was  the  rearter end.  Thisd a negative revdue  to  the  reod end), partia

M

CIAL INSTRU

ments

enue is US dollaS  dollar  and BP:USD exchan

1.3 million was the settlement 

f $4.9 million o

n Q2 2017.   Thge exercise pricas hedges  (at aotal  realised gauments as at 30

commodity hedtransfer of preemaining hedge

was recorded  innge  rate, with  fne 2017.  

million gain onon loss).   

pect of realised maturing durin

evaluation  of  is $5.2 million revaluation of gasalisation of  theally offset by an

MANAGEMENT QUAR

UMENTS

3-Months EnJune

2017

1,338

1,338

-

-

(3,007)

(3,007)

-

7,920

-

7,920

6,251

ar denominatedEuro  denomin

nge rate  is the 

recorded (Q2 2of pounds ster

n financial instr

his  comprised ae of $56/bbl coan average pricain of $7.9 mill June 2017.   

dges was due toeviously unrealies at 30 June 20

n H1 2017 (H1 fluctuations  be

n financial  instr

d commodity heng the period.   

nstruments  as evaluation relats hedges of $3.e amounts noten increase in va

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

nded 30 e

6-

2016 2

405

405

(4,058)

52

(47,582) (

(51,588) (

(532)

18,824 1

(157)

18,135 1

(33,048) 1

d, expendituresnated  costs  aprimary  factor

2016: $0.4 millrling invoices.  

ruments for th

a $4.1 million ompared to an ace of 58p/therlion  in  the peri

o the realisatioised gains to re017 due to a w

2016: $0.9 miletween  1.20  an

ruments for th

edges, compris 

  at  30  June  2ted to a negativ.6 million. The ed above  (i.e. alue of the rem

& ANALYSIS JUNE 2017

Months EndedJune

2017 201

3,046

3,046

(17) (5,2

-

(5,182) (79,9

(5,199) (85,1

- (9

15,818 57,

- (1

15,818 56,

13,665 (27,3

s are predominaare  also  incurunderlying  for

ion gain).  This

e quarter ende

gain on oil heaverage Brent prm compared  tiod was offset 

n of hedged oilealised gain), pweakening of th

llion gain) primnd  1.30  during

e six month pe

sing $9.2 millio

2017,  which  vave revaluation oloss on commowhere  they araining swaps b

9 

d 30

16

906

906

278)

43

918)

153)

951)

987

157)

879

368)

antly red). reign 

s was 

ed 30 

dges price o an by a 

l and artly he oil 

marily g  the 

eriod 

n on 

alues of oil odity e no ased 

 

 Reprde

 Nbe5 

educing total firofile driven by ecreasing net d

o UK tax anticipe payable withiyears 

inance cost 

debt

pated to in the next 

on the move As of 1  July relative to th

FINANCE

 

$’000

Bank inte

Senior n

Finance

Non-ope

Prepaym

Loan fee

Accretion

Total Fin

 THREE MONFinance costmillion).   Ththe Stella destable quartreduction in SIX MONTHSFinance costmillion).  As Again,  total debt. 

TAXATIO 

$’000

UK & Nexcluding

Impact of

Total Taxa

 THREE MONA tax credit credit).  SignExpenditurecredit  in  resincurred by (“SPA”), Ithathese allowabenefit  IthaPetrofac 5 ythe prevailinexpected to $100 millionexpected fut SIX MONTHSA  tax  creditmillion credRing Fence E

ement in the fo

2017  the Comhe respective o

COSTS

erest and charg

otes interest

lease interest

erated asset fina

ment interest

e amortisation

n

nance Costs

NTHS ENDED 30ts charged  to  tis  increase  is pevelopment nower on quarter.net debt. 

S ENDED 30 JUNts charged to tnoted above, tfinance  costs 

N

Norway CorporRate Changes

Change in Tax

ation

NTHS ENDED 30of $20.5 millionificant compon  Supplement; spect  of  the  adIthaca but paidaca receives theances continue ca  receives  froyears after legang  tax  rate appbe around $25n. A  related deture benefit of 

S ENDED 30 JUN of $27.0 milliit). Significant Expenditure Su

orward curve fro

mpany’s  commooil forward curv

ges

ance fees

0 JUNE 2017 the  income staprimarily attribw that the fieldTotal finance c

UNE 2017 the  income statthis increase pr(both  capitalis

ration Tax –

Rates

0 JUNE 2017 on was recognisnents of the cra  $3.8 milliondditional  capitad by Petrofac. e right to claim  to be receivedom  the  additiol completion oplied  to  the  re50 million and imeferred  tax assethese additiona

UNE 2017 on was  recogncomponents oupplement; a $

M

om the start of 

odity hedges wes, and related

3-Mon

2017

(1,731

(4,854

(237

(45

(702

(1,040

(2,084

(10,423

atement  increasutable  to  the cd is producing. costs (both cap

tement  increasimarily reflectssed  and  expens

3-Months E

2017

20,485

-

20,485

sed in the quarredit include a $credit  relatingal  allowances  r    In accordanca tax benefit fod by Ithaca as tonal  capital  allof the SPA, in aclevant capital amplies, assuminet  is  recorded al capital allow

nised  in  the  sixof  the credit  inc3.8 million cre

MANAGEMENT QUAR

the year to the

were valued at in entirety to o

nths Ended 30 June

2016

) (1,131)

4) (3,830)

7) (250)

5) (7)

2) (782)

0) (1,040)

4) (2,294)

3) (9,334)

sed  to $10.4 mcessation of ca All other finanitalised and ex

sed to $19.0 mthe cessation osed) have  redu

nded 30 June

2016

32,614

-

32,614

rter ended 30 J$9.7 million cre  to  stock optiorecognised  in  rce with  the Steor these capitalhe expenditureowances a  paymccordance withallowances. Thng current tax rat 30  June 201ances. 

x months  endeclude an $18.9dit relating to s

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

e end of the rep

$2.0 million boil hedges. 

6-Mont

2017

) (2,486)

) (8,414)

) (476)

) (56)

) (1,379)

) (2,081)

) (4,154)

) (19,047)

million  in Q2 20pitalisation of nce costs have xpensed) have r

million  in H1 20of interest capiuced due  to  th

6-Months

2017

27,002

-

27,002

une 2017 (Q2 edit relating toons  exercised, relation  to  Steella Sale and Pul allowances ane is incurred. Inment  is  expecth its terms, of ae  relevant  caprates, a paymen17 of $96.3 m

ed  30  June  2019 million  credit stock options e

& ANALYSIS JUNE 2017

porting period.

ased on valuat

ths Ended 30 June

2016

(2,283)

(7,659)

(504)

(12)

(1,404)

(2,080)

(4,567)

(18,507)

017  (Q2 2016: interest relatinremained relatreduced due to

16 (H1 2016: $italisation on Sthe  reduction  in

Ended 30 June

2016

42,693

24,155

66,848

2016: $32.6 mi the UK Ring Feand  a  $2.8 milla  for  expendurchase Agreemnd the tax benefn recognition ofted  to  be mada sum calculatepital allowancesnt of approximaillion  reflecting

17  (H1  2016:  $relating  to  theexercised, and 

10 

 

tions 

$9.3 ng  to ively o the 

$18.5 tella. n net 

e

illion ence illion iture ment fit of f the de  to ed at s are ately g  the 

$66.8 e UK $1.3 

 

20prfode

 

017 capital inverogramme primocused on GSA evelopment act

estment marily 

tivities

million  in  reincurred by  It  was  annoeffectively  aCompany's fand therefocredit of $24 It was also (“SCT”)  rateJanuary  201reduction in2016 compa 

CAPITA

 

 Excluding  cawhich mainl

WORKIN

$’000

Cash &

Trade

Invent

Other

Trade

Net W

*Worki

As  at  30  Juunrestrictedreceivable  areceivable bthe collectio Working capin any givenand co‐ventu Net workingfrom operat 

espect  of  addIthaca but paid

ounced  in  the abolished  fromfuture PRT tax cre the deferred4.2 million.  

announced  in payable by oi

16.    This  reduc the SCT rate wratives. 

AL INVEST

$’0

Dev

Exp

Oth

Tot

apitalised  intery related to act

NG CAPIT

& Cash Equival

& Other Receiv

tory

Current Assets

& Other Payab

Working Capital*

ng capital being t

une  2017  Ithac  cash  balance are  current,  bealances outstaon of accounts r

pital movementn period. A signurers in the oil 

g capital has deions offset by c

itional  capital d by Petrofac as

UK  Budget  onm  1  January  20charge from 1 Jd PRT provision

the UK Budgetl and gas prodces  the  Compawas not enacte

TMENTS

000

velopment & Pr

ploration & Eva

her Fixed Asset

tal

rest  costs,  capitivities on the G

TAL

lents

vables

bles

total current asse

ca  had  a  net  wof  $22.5 millieing  defined  anding in excessreceivable.  

ts are driven bynificant proportand gas indust

ecreased overcapital expendit

M

allowances  res explained abo

n  16 March  2016  with  the  iJanuary 2016. Tn was fully relea

t on 16 Marchucers would bany's  future  SCd until Septem

roduction (“D&P

luation (“E&E”)

s

tal  expenditureGSA, predomina

30 Ju

2

14

4

(23

(2

ets less trade and

working  capitaon  held with as  less  than  9s of 90 days. No

y the timing of tion of  Ithaca’sry and is subjec

the period  to ture and repay

MANAGEMENT QUAR

ecognised  in  reve. 

016  that  Petrontroduction  ofThe PRT rate chased through th

2016  that  thee  reduced  fromCT  charge  accober 2016, mea

AH

P”)

e  in  the periodantly well opera

un. 2017 31

2,535

1,898

3,908

7,306

9,879) (

4,232)

d other payables 

l  credit  balancBNP  Paribas.   0  days.    The o credit loss ha

receipts and pas accounts recect to normal joi

30  June 2017 ament of borrow

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

elation  to  Stel

oleum  Revenuf  a  0%  rate.  Thange was enache H1 2016 res

e  Supplementam 20%  to 10% ordingly.  The  ining there is no

Additions H1 2017

41,552

2,654

32

44,238

d was  approximations on the H

Dec. 2016

27,199

158,579

27,729

7,183

(236,928)

(16,238)

ce  of  $24.2 mSubstantially  aCompany  reg

as historically b

ayments of balaeivable balancent venture/ind

as a  result of awings in the qua

& ANALYSIS JUNE 2017

la  for  expend

e  Tax  ("PRT") This  eliminatedcted in March 2sults giving rise

ry Corporationwith effect  frompact  of  the o impact on th

mately  $35 milHarrier field.  

Increase / (Decrease)

(4,664)

(16,681)

16,179

123

(2,951)

(7,994)

illion,  includingall  of  the  accoularly  monitoreen experience

ances and flucte  is with customustry credit risk

a positive casharter. 

11 

iture 

was d  the 2016  to a 

n Tax om 1 10% e H1 

llion, 

g  an ounts rs  all ed in 

tuate mers ks. 

hflow 

 Reuncoac

efinancing opponder review follompletion of thcquisition  

ortunities lowing e Delek 

NET DE

NET DEBT Net debt at start‐up of Sin resumptio With the resrespectively,managemen

 D

R

Se

D

To

U

Ne

Notcap

DEBT FACILIIthaca has exparent comp As at 30 Junmillion juniothese facilitiplace a $30 combined w$618 million Both RBL facof which havCompany’s  $maintenance The  Companquarter. TheSEDAR profi

A corporfunds for

The ratiofields to 

The ratioto the am

 

BT & CAP

30 June 2017 wStella productioon of the downw

serves based le, the Company nt of our financi

EBT SUMMARY

BL Facility

enior Notes

elek Term Loan

otal Debt

K Cash and Cas

et Drawn Debt

te this table showspitalised RBL and

TIES xisting availablepany loan. 

ne 2017 the baor RBL), both wies was over $3million unsecu

with the $300 mn and cash in th

cilities are basedve historic finan$300  million  see financial coven

ny was  in  come key covenantsle at www.seda

rate cashflow pr the later of th

o of the net prthe amount dra

o of the net premount drawn u

PITAL RES

was materially on, the increaseward trend in n

ending facilitiesy is assessing itsial position and

Y (M$)

sh Equivalents

s debt repayable senior note costs

e debt facilities

ank debt facilitiith a maturity o300 million. In ured parent  comillion senior une bank of $22.6

d on conventioncial covenant enior  unsecurenant tests. 

mpliance with s in the senior ar.com, are: 

projection showhe following 12 

resent value of awn under the 

esent value of cnder the facilit

M

SOURCES

unchanged froed operating canet debt that w

s and senior nos options to refd with the supp

as opposed to the

s of over $630 m

es total $535 mof September 2addition, followompany  term  lonsecured notes6 million. 

onal oil and gas tests, and are ded  notes  nor  t

all  its  relevantand junior RBL

wing total sourmonths or unt

cashflows secufacility must no

cashflows secuy must not fall 

MANAGEMENT QUAR

S

om the end of tashflows of theas established 

tes having matfinance these mort of the Delek

30 Ju

3

3

6

(

5

e reported balance

million, compris

million ($475 m018. As at the swing the takeovoan with a ma, due July 2019

industry borrowdue to mature the  term  loan 

t  financial  and L facilities, whic

ces of  funds mil forecast first 

ured under theot fall below 1.

red under the Rbelow 1.05:1.  

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

the year at $59e business are in 2016. 

turities in late 2maturities as pak Group. 

un. 2017 31 D

303.1

300.0

15.0

618.1

(22.6)

595.5

e sheet debt which

sing bank debt,

million senior Rsame date, thever by Delek, taturity of Septe9, the Company

wing base finanin  late 2018. Sifrom  Delek  ha

  operating  covch are available

must exceed totoil from the Ste

e RBL for the e15:1.  

RBL for the life

& ANALYSIS JUNE 2017

96 million. Withscheduled to re

2018 and mid‐2art of our proac

Dec. 2016

324.9

300.0

-

624.9

(27.2)

597.7

h nets off

, senior notes a

RBL Facility ande debt availabilihe Company hember 2018. Wy has drawn de

ncing terms, neimilarly, neitherave  any  histori

venants  duringe on the Compa

tal  forecast useella field. 

conomic  life of

e of the debt fa

12 

h the esult 

2019 ctive 

and a 

 $60 ty of as in 

When bt of 

ither r the ic  or 

g  the any’s 

es of 

f the 

cility 

Wca

Working capital ash outflow in t

driven the quarter 

H1 2017 CASDuring  the  sfinancing  acfollowing gra 

 Cashflow froCash generaassets were from the hed Cashflow froCash used  inthe RBL debt Cashflow froCash used inon the GSA d

COMMIT

The Companother on‐goHarrier deve With the Steare forecast 

In addition tin  respect  orespect of  fyears after fup to $34 mThis  further three and a 

SHFLOW MOVEsix months  endctivities of  appraph. 

om operationsated  from operbolstered by tdging programm

om financing acn  financing actt facility during

om investing acn investing activdevelopment (i

TMENTS

ny’s  commitmeing operationaelopment drillin

ella field now into be funded f

$’000

Office Leases

Licence Fees

Engineering

Rig Commitme

Total

to the amountsof  the  FPF‐1  Floinal payment oully ramped up

million was initiapayment was half years after

EMENTS ded  30  June  2roximately  $4.7

rating activitiesthe start‐up of me in place and

ctivities ivities was $28g the period, pa

ctivities vities was $48.ncluding capita

ents  relate priml commitmentsng campaign.  

n production, tfrom the operat

ents

s shown in the oating  Producton  variations  tp production is ally to be maderevised  to $17r fully ramped u

M

2017  there was7 million  (H1  2

s was $61.7 miproduction frod reduced unit 

8.0 million, beinrtly offset by th

4 million, primalised interest).

marily  to  capitas across the po

the Company’s ting cashflows o

1 Y

20

4

25

table, in 2015 tion  facility who  the  contractachieved from e by Ithaca dep7 million  in Q3 up production i

MANAGEMENT QUAR

s  a  cash  outflo2016  inflow of 

llion. Revenuesom the Stella fieoperating costs

ng  interest chahe receipt of a t

arily associated 

al  investment rtfolio.  Rig com

overall commiof the business

Year 2-5 Y

162

488

0,398

4,395

5,443

Ithaca enteredhereby  Ithaca w, with paymenthe Stella fieldpendent on the2016.  This pas achieved from

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

ow  from  operaf  $14.3 million)

s  from  the proeld, combined s.  

arges coupled wterm loan from

d with further 

activities on  thmmitments rela

itments are rels. 

Years 5+ Y

-

-

-

-

-

d into an agreewill  pay  Petrofnt deferred unt. A further payme timing of sail‐ayment will alsom the Stella fiel

& ANALYSIS JUNE 2017

ating,  investing );  as  set out  in

oducing portfolwith realised g

with repaymenm Delek. 

capital expend

he GSA,  along ate to the on‐g

atively modest

Years

-

-

-

-

-

ment with Petrac  $13.7 milliotil  three  and  a ment to Petrofa‐away of the FPo be deferred d. 

13 

and n  the 

io of gains 

ts of 

iture 

with going 

t and 

rofac on  in half ac of PF‐1. until 

FINANC

All  financialmeasuremeeach financi 

FinanciaCategor

Held-for-

Held-to-m

Loans an

Other fin

 The classifica COMMODITThe followin

Derivati

Oil Puts

Oil Colla

* Hedged 

 In August 202018 oil pro IncorporatinCompany ha31 Decembe

1

1

2  

 

CIAL INSTR

l  instruments nt of the  finanal instrument in

al Instrument ry

-trading

maturity

nd Receivables

nancial liabilities

ation of all fina

TIES  ng table summa

ve

ars

with an average 

017 the Compaduction using s

ng  the  new  heas 5,300 boepder 2018. This to

1,800 bopd of sw

1,100 bopd of co

2,400 bopd of p

RUMENTS

are  initially  mcial  instrumentnto one of thes

Ithaca

Cash, casrestrictedderivativehedges, lo

-

Accounts

s Accountsoperatingaccrued l

ncial instrumen

arises the comm

Term

July 2017 –

July 2017 –

floor price of $47

ny entered intoswaps with a flo

dging with  thed (100% oil) hedtal is comprised

wap contracts a

ollars with a  flo

ut options with

M

S

measured  in  tts  is based on se categories: 

a Classification

sh equivalents, cash,

es, commodity ong-term liabilit

receivable

payable, bank loans, iabilities

nts is the same 

modity hedges i

June 2018

June 2018

7.50/bbl and a ce

o additional heoor price of $53

e  Company’s  edged at an aved of: 

at an average p

oor price of $47

h a floor price o

MANAGEMENT QUAR

he  balance  shtheir classificat

Sub

y

Fair Valuenet incom

Amortisedrate meth Transactito acquisasset/liabvalue initicosts areeffective recorded

at inception an

n place at 30 Ju

Vo

1,

elling price of $60

dging contracts3/bbl.  

xisting  positionrage floor price

price of $53/bbl

7/bbl and a ceil

of $54/bbl 

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

heet  at  fair  vtion.   The Com

bsequent Meas

e with changesme

d cost using effhod.

ion costs (directsition or issue ofbility) are adjustially recognised

e also expensedinterest rate mewithin interest e

nd at 30 June 2

une 2017. 

olume bbl

A

325,500

575,004

0/bbl. 

s for 1 million b

n  at  the  end  oe of $49/bbl fo

l 

ling price of $60

& ANALYSIS JUNE 2017

alue.    Subseqmpany has class

surement

recognised in

fective interest

tly attributable f financial ed to fair

d. These d using the ethod and expense.

017.  

Average Price$/bbl

54

47 -60*

barrels of 2017

of  the  quarter,or the 18 month

0/bbl 

14 

uent sified 

7 and 

,  the hs to 

QUARTE

$’000

Revenue

(Loss)/Profit Before Tax

Profit/(Loss) ATax

Earnings per share “EPS” –Basic1

EPS – Diluted

Common soutstanding (

1 Based on we

The most sigare  fluctuatihas utilised prices  and  bfactors. Howand  losses  dreduction in2015.  The ta 

OUTSTA

On 5  June 2takeover,  thCompany’s Canada and  As at 30 Junthe issued aexercised  ancommon sha  

ERLY RES

30 Jun2017

37,943

(7,397

After 13,088

– 0.03

d1 0.03

hares 000)

425,339

ighted average n

gnificant factorions  in underlycommodity andbeneficial  exchwever,  these codue  to movem underlying comax charge/cred

ANDING S

2017,  followinghe Company becommon  sharethe Alternative

ne 2017, follownd outstandingnd  tendered  toares of the Com

SULTS SU

n 31 Mar 2017

3 37,239

7) 4,175

8 10,691

3 0.03

3 0.02

9 415,886

number of shares

rs to have affecying commodityd foreign exchahange  rates  anontracts can caments  in  commmmodity pricesit can also be v

SHARE INF

g completion ofecame  a wholles were  subseqe Investment M

wing the exercisg common sharo  the Offer wempany totalled 4

M

UMMARY

31 Dec 2016

30 20

41,346 44

(16,256) (6

10,648 (70

0.26 (

0.25 (

413,099 41

cted the Compay prices and mange hedging cod  reduce  its  eause volatility  imodity  prices  ans over the periovolatile, for exam

FORMATIO

f  the notice of y‐owned  subsiquently  deliste

Market (“AIM”) i

se of share optres of the Compere  surrendere425,338,568 as

MANAGEMENT QUAR

Sep 016

30 Jun2016

4,585 24,51

6,798) (44,081

0,694) (11,466

(0.17) (0.03

(0.17) (0.03

1,784 411,78

any's profit befomovement  in prontracts to takexposure  to  voln profit after  tnd  exchange  raod has resultedmple due to the

ON

compulsory acdiary of Delek ed  from  the  Ton the United Ki

tions  in accordapany totalled 4d  and  cancelles of 30 June 201

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

n 31 Mar 2016

11 33,250

1) (16,521)

6) 17,712

3) 0.04

3) 0.04

84 411,384

fore tax during roduction volume advantage oflatility  associattax as a  result ates.    In  additd in impairmente timing of reco

cquisition  in reGroup  Ltd. On

oronto  Stock  Eingdom.   

ance with the 425,338,568.  Aed.   Accordingl17.  

& ANALYSIS JUNE 2017

31 Dec 2015

30 S20

35,340 42

(363,562)

55

(177,625)

42

(0.35)

(0.35)

411,384 329

the above quames. The Compf higher commoted with  theseof unrealised gtion,  the  signifit write downs iognition of loss

lation  to  the Dn 7  June 2017,xchange  (“TSX

terms of the Oll share optionsy,  the  fully  dil

15 

Sep 015

2,108

5,540

2,812

0.13

0.13

9,519

rters pany odity e  key gains icant n Q4 es. 

Delek ,  the ”)  in 

Offer, s not uted 

CONSO

The  consolimanagemen The consolidlisted below Wholly owne

Ithaca En

Ithaca En

Ithaca M

Ithaca En

Ithaca Pe

Ithaca Ca

Ithaca Ex

Ithaca Al

Ithaca Ga

Ithaca Ep

Ithaca De

Ithaca No

Ithaca Pe

Ithaca Pe

Ithaca Te

Ithaca AS

Ithaca Pe

Ithaca SP

Ithaca SP

Ithaca Do

Ithaca Pi All  inter‐comportion  of  tconsolidated * Following been diveste 

LIDATION

dated  financiant’s discussion a

dated financial , and its associa

ed subsidiaries

nergy (Holdings

nergy (UK) Limit

Minerals North S

nergy Holdings 

etroleum Limite

auseway Limite

xploration Limit

lpha (NI) Limite

amma Limited 

psilon Limited 

elta Limited  

orth Sea Limite

etroleum Norge

etroleum Holdin

echnology AS 

S  

etroleum EHF 

PL Limited  

P UK Limited  

orset Limited 

peline Limited 

mpany  transacthe  Company’sd financial state

the sale of the ed and as of Q3

N

al  statements and analysis (“M

statements incates FPU Servic

: 

s) Limited  

ted  

Sea Limited  

(UK) Limited  

ed  

ed  

ted  

ed  

 

ed  

e AS* 

ngs AS  

 

ctions  and  bals  North  Sea  oements reflect o

Company’s No3 2015, no long

M

of  the  CompaMD&A”) are pre

clude the accouces Limited (“FP

ances  have  beil  and  gas  actionly the Compa

orwegian operater features in t

MANAGEMENT QUAR

any  and  the  fepared in accor

unts of Ithaca aPU”) and FPF‐1 

een  eliminatedivities  are  carrany’s proportio

tions in Q2 201he financial res

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

financial  data rdance with IFR

and its wholly‐oLimited (“FPF‐1

d  on  consolidaried  out  jointlyonate interest in

15, Ithaca Petrosults of the Com

& ANALYSIS JUNE 2017

contained  in RS. 

owned subsidia1”). 

ation.  A  signifiy  with  others. n such activities

oleum Norge ASmpany.  

16 

this 

aries, 

icant The s.  

S has 

 

 

CRITICA

Certain accoformulation revenues  anreader  in asmaterially demergence estimated am The followinexhaustive. standards pr Capitalised estimated  fudepreciated adjusted for A review  is cD&P and E&carried out oCompany’s Cnot  always, carrying valuas the highefrom estimais charged to Goodwill is tmay be at ramount of ethan  its  carlosses relatin Recognition estimated coliability  and settlement othe abandonthe  unit  of production a All  financial financial  insaccrued  liabdependent o In  order  to options granunderlying s The determicomplex lawof  consideraestimated an The  accrualrevenues, pmust estimaactual costs  

AL ACCOU

ounting policiesof  estimates 

nd  expenses.    Tssessing  the criifferent results of new  informmounts that dif

ng assessment o  The  Companromulgated, fro

costs  relating uture capital exon a unit‐of‐pproduction.  

carried out eac&E assets may bon the Cash GeCGUs are thosesingle  develop

ue with the recr of its fair valuted future net o the Statemen

tested annuallyisk of being  imeach CGU  to wrying  amount, ng to goodwill c

of  decommissosts discountedassociated  assof the obligationment and  recproduction  m

assets. Actual c

instruments  astruments  consbilities,  contingon the classifica

recognise  sharnted using assuecurity and exp

ination of the Cws and regulatioable  time.  Accnd recorded on

  method  of  aroduction  costate capital expehave not been 

UNTING E

s  require  that and  assumptiThese  accounttical accountin being reportedation and chanffer materially f

of significant any  might  realizom time to time

to  the  explorxpenditures  reproduction basi

ch reporting dabe impaired. Foenerating Unit (e assets which pments  or  prooverable valueue less costs of cash flows.  Annt of Income. 

y for impairmenmpaired.  Impairwhich  the goodwan  impairmencannot be reve

sioning  liabilitid based on the set  are  adjusteons. The liabilityclamation. The method,  in  acccosts to retire ta

are  initially  recsist  of  cash,  agent  consideratation of the res

re  based  paymumptions relatepected dividend

Company’s  incoons. Tax filings cordingly,  the n the financial s

accounting  wils  and other  coenditures on careceived as of 

M

STIMATES

management mions  that  affecting  policies  arg policies and d. Ithaca's mannged circumstafrom current es

ccounting policze  different  ree, by various ru

ation  and  devequired  in ordeis, by asset, us

ate for any  indir assets where (“CGU”).  Each generate largeoduction  areas. of an asset. Thdisposal and vay additional de

nt and also wherment  is determwill relates. Whnt  loss  is  recogrsed in future p

ies  associated estimated life oed  for  any  chany is accreted ucarrying amoucordance  with angible assets a

cognised  at  faiaccounts  receivtion  and  borropective financia

ment  expense, ed to interest rad yields. These 

ome and otherare subject to actual  income statements. 

l  require  manosts  as  at  a  sppital projects tthe reporting d

MANAGEMENT QUAR

S

make appropriact  the  reportee  discussed  bepractices of  thagement reviewances may  resustimates.  

cies and associasults  from  thele‐making bodi

velopment  of  or  to develop ping estimated 

cation that thethere are such CGU is identifiely independent  The  impairm

he recoverable alue in use, wheepreciation resu

en circumstancemined  for goodhere  the recovenised  in  the  Stperiods. 

with  oil  and of the asset. In nges  in  the estp to the actualnts of  the assothe  depreciatare deducted fr

ir  value  on  thevable,  depositsowings. Measural instrument. 

the  Company ates, expected assumptions m

 tax  liabilities /audit and potetax  liability  m

nagement  to  iecific  reportinghat are in progdate. 

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

ate decisions wed  amounts  ofelow  and  are  ihe Company anws these estimult  in actual  res

ated estimates e  application  oies. 

oil  and  gas  reproved and proproved and pr

e carrying value indications, aned in accordanct cash flows anment  test  involamount of an aere the value inulting from the 

es indicate thadwill by assessiverable amounttatement  of  In

gas  wells  are periods followtimated  amounl expected cashociated assets ion  policy  for rom the liability

e  balance  shees,  derivatives, rement  in  sub

estimates  the life of the opti

may vary over ti

/ assets requireential reassessmmay  differ  sign

ncorporate  ceg date.  In addigress or recentl

& ANALYSIS JUNE 2017

with  respect  tof  assets,  liabilncluded  to  aidnd  the  likelihoomates regularly. sults or change

is not meant tof  new  accoun

serves,  along obable  reservesrobable  reserve

e of the Compan impairment tece with IAS 36. d are normallyves  comparingasset is determn use is determimpairment tes

t the carrying vng  the recovert of  the CGU  isncome.  Impairm

determined  uing recognitionnt or  timing ofh outlay to perfare depleted udevelopment 

y as incurred. 

et.  The  Compaaccounts  payasequent  period

fair  value  of  son, volatility ofme.  

es  interpretatioment after the lnificantly  from 

rtain  estimateition,  the Compy completed w

17 

o  the ities, d  the od of  The es  to 

to be nting 

with s are es as 

any’s est is  The , but g  the mined mined sting 

value rable s  less ment 

using , the f  the form using and 

any’s able, ds  is 

stock f the 

on of apse that 

es  of pany 

where 

 

 

 

 

CONTRO

The  Chief  Exdisclosure coprocedures annual filingprocessed, ssuch  informcertifying off The  Chief  Econtrols overegarding thexternal pur (a)  pertain  ttransactions (b) are desigpreparation Company arCompany; an (c)  are  desunauthorisethe annual f The Chief Exfinancial repFramework (“COSO”), aweaknesses  Based  on  thfinancial repeffective  capresentation

As of 30  Junthat occurrelikely to mat  

CHANG

New and amissued after effective  forCompany.  

OL ENVIR

xecutive Officeontrols and proare  effective  tgs, interim filingsummarised anmation  is  accumficers, as appro

xecutive Officeer financial repohe reliability of frposes in accord

to  the maintens and dispositio

gned to provideof financial stare being made nd  

signed  to  provd acquisition, uinancial statem

xecutive Officerporting as at 30(2013)  issued bnd  concluded identified. 

heir  inherent porting may non provide  onlyn. 

ne 2017,  there ed during the qterially affect, o

ES IN ACC

mended standatheir effectiver  the  first  time

RONMENT

er  and  Chief  Fiocedures as at to  ensure  that gs and other rend reported witmulated  and  copriate to allow

er  and  Chief  Forting to be desfinancial reportdance with IFRS

nance  of  recorns of the Comp

e reasonable asatements  in aconly  in accord

vide  reasonabuse or dispositioments or interim

r and Chief Fina0 June 2017, baby the Committhat  internal 

limitations,  dist prevent or dey  reasonable  as

were no chanquarter endedour internal con

COUNTING

ards and  interpe date  (or date e  for  this  perio

M

nancial Officer30 June 2017, information  reports filed or suthin the time pcommunicated w timely decisio

inancial Officesigned under thting and prepaS including thos

rds  that  in  reapany’s assets; 

ssurance that tcordance with ance with auth

ble  assurance on of the Compm financial state

ancial Officer pased on the critttee of Sponsorcontrol  over  fi

sclosure  controetect misstatemssurance with 

ges  in  the Com30 June 2017 tntrol over finan

G POLICIE

retations needof early adopt

od  that would 

MANAGEMENT QUAR

r  evaluated  theand concluded equired  to  be ubmitted underperiods specifieto  the  Compans regarding re

r  have  designeheir supervisionration of the Cose policies and 

sonable  detail 

ransactions areIFRS, and that horisations of m

regarding  prepany’s assets thements. 

erformed an asteria establishering Organizatioinancial  report

ols  and  procedments and evenrespect  to  fina

mpany’s  internathat have matecial reporting. 

ES

  to be adoptedtion). There arebe  expected  to

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

e  effectiveness that such discdisclosed  by  tr securities legied  in the securiany’s  managemequired disclosu

ed,  or  have  can, to provide reompany’s finanprocedures tha

  accurately  an

e recorded as nt receipts and emanagement a

evention  or  timhat could have a

ssessment of ined in Internal Cons of the Treting  is  effective

dures  and  inten those optionsancial  stateme

al control over erially affected

d  in  the  first  fie no new  IFRSso  have  a mate

& ANALYSIS JUNE 2017

s  of  the  Compalosure controlsthe  Company  iislation is recorities  legislationment,  includingures. 

used  such  inteasonable assurncial statementat:  

d  fairly  reflect

necessary to peexpenditures ofnd directors of

mely  detectiona material effec

nternal control Control – Integradway Commise with  no mat

ernal  controls s determined tnt  preparation 

financial  repo, or are reason

nancial statems of  IFRICs  thaterial  impact  on

18 

any's s and n  its rded,  and g  its 

ernal ance ts for 

t  the 

ermit f the f  the 

n  of ct on 

over rated ssion terial 

over to be and 

rting nably 

ments t are n  the 

N

OfAr

Re

BO

Re

W

on‐IFRS Measu

ff Balance Sheerrangements 

elated Party Tra

OE Presentation

eserves  

Well Test Results

ures   

et   

ansactions   

n   

 

s   

ADDITIO

“Cashflow  fIFRS.  Theseunlikely to bmeasures  tofrom operatoperating  aoperations  tcash  necessoperations operating ac “Net workintotal currensimilarly  titcomparable "Net debt" measure  toCompany’s d

The Compancourse of optreated  as  eincidental toare recordeliabilities of 

A  director  oCompany.  T$0.0 millioncommercial  As at 30  Juassociates oand $0.1 mi

The calculatone barrel oconversion applicable aratio based energy equiindication o

The  estimatestimates of The  Compa“Licence  Poreserves evaHandbook mto time.   

Well  test  reindicative  otransient  anresults  contcompleted. 

ONAL INF

rom operation  non‐IFRS  finabe comparable o help evaluatetions should noactivities  as  deto be a key msary  to  fund  ois determined ctivities. 

ng capital” refent assets  less  trtled  measures  to measures u

referred to  in to  assess  its  findebt facilities a

ny has certain lperations, all oeither  operatino ownership lied on the balanc$29.3 million a

of  the  CompanThe amount of n).  These  transaterms with con

ne 2017  the Cof the Companyllion, respective

tion of boe is bof crude oil ("bratio  of  6  mct the burner tipon the current ivalency of 6 mf value. 

tes  of  reservef reserves for a

ny's  total  net ortfolio  Activitialuator, as of Dmaintained by t

esults  disclosedof  long‐term wend well  test  intained  in  the

ORMATIO

s” and “cashfloncial measuresto similar meae  its performaot be considereetermined  in  aeasure as  it deperations  and by adding bac

erred to  in this rade & other pof  other  com

used by other co

this MD&A  is nnancial  positionand senior note

ease agreemenof which are disng  leases  or  fine with the lessoce sheet.  As atare included on

ny  is  a  partnerfees paid to Buactions  are  in nsideration com

Company had  loy, for $58.7 milely) as a result 

based on a convbl").  The termcf:  1  bbl  is  bap and does notprice of crude 

mcf: 1 bbl, utilis

es  for  individuall properties, d

proved  and  pres”).  These  reDecember 31, the Society of 

d  in  the MD&Aell  performancterpretation  anMD&A  should

M

ON

ow per share”s  do  not  haveasures presentence. As an  inded as an alternaccordance  withemonstrates  thsupport  activik changes  in n

MD&A  is not payables. Net wmpanies,  and ompanies. 

not prescribed n.  Net  drawn es, less cash and

nts and rig comsclosed under tnance  leases  br or the lessee t 30 June 2017,the balance sh

r  of  Burstall Wurstall Winger Zthe normal  comparable to tho

oans  receivablellion and $0.0 mof the complet

version rate of  boe may be mased  on  an  en represent a vaoil as comparesing a conversio

al  properties  mue to the effect

robable  reserveeserves  were  i2016  in accordPetroleum Eng

A  represent  shce  or  ultimate nalyses may  nod  be  considere

MANAGEMENT QUAR

referred  to  in any  standardi

ed by other comicator of  the Cative to, or morh  IFRS.  The  Cohe Company’s uties  related  toon‐cash opera

prescribed by  Iworking capital accordingly  N

by IFRS. The Codebt  includes d cash equivale

mitments whicthe heading "Cased  on  the  exunder IAS 17.  W finance lease aheet. 

Winger  Zammit ammit LLP in Qourse of busineose charged by 

e  from  FPF‐1  Lmillion, respection of the GSA 

six thousand cmisleading, partergy  equivalenalue equivalencd to natural gaon ratio at 6 m

may  not  reflects of aggregatio

es  at  31 Decemndependently dance with  theineers (Calgary

ort‐term  resulthydrocarbon  rot  have  been ed  preliminary

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

this MD&A areised meaningsmpanies. The CCompany’s perfre meaningful tompany  considunderlying abilo  its major  assting working c

IFRS. Net workmay not be co

Net  working  ca

ompany uses namounts  outsnts.  

ch were enteredCommitments",xtent  to whichWhere appropassets of $27.7

LLP who  acts Q2 2017 was $0ess  and  are  cothird parties. 

Limited and  FPtively (30 June transactions. 

cubic feet of naticularly if usedncy  conversioncy at the wellhes is significantly

mcf: 1 bbl may b

ct  the  same  con. 

mber  2016 weassessed  by  S

e Canadian Oil y Chapter), as a

ts, which may recovery  therecompleted  andy  until  such  a

& ANALYSIS JUNE 2017

e not prescribeand  therefore

Company uses tformance,  cashthan, net cash ders  cashflow ity  to generateets.  Cashflow apital  to cash 

king capital  inclomparable  to oapital  may  no

net drawn debtstanding  under

d into in the no above.   Leaseh  risks  and  rewriate, finance le million and re

as  counsel  for.0 million (Q2 2nducted on no

U  Services  Lim2016: $60.2 m

atural gas ("mcf in isolation.  An  method  primead. Given the vy different frombe misleading a

confidence  leve

re  76 MMboe Sproule,  a  quaand Gas Evaluaamended from 

not  necessarilfrom.  Full  presd  as  such  flownalyses  have 

19 

ed by e  are these hflow from from e  the from from 

ludes other ot  be 

t as a r  the 

ormal s are wards eases lated 

r  the 2016: ormal 

mited, illion 

f") to A boe marily value m the as an 

el  as 

(see lified ation time 

ly  be ssure 

w  test been 

 

Co

Fo

In

D

Fi

ommodity Price

oreign Exchang

nterest Rate Ris

ebt Facility Risk

inancing Risk

 

e Volatility  

ge Risk  

k  

k  

 

RISKS A

The businesThere  is subreserves  in processing cproduction  For  additionInformation

RISK: The Coare primarily

MITIGATIONcommodity 

RISK: The Cvarious fore

MITIGATIONcurrencies exchange  racosts which 

RISK: The Coentered into

MITIGATIONassociated c

RISK:  The  C“Facilities”).Company mfunding  tesmodel of  thproduction forecast comthe Companthe future in

The  Facilitieadditional d

As  is  standapledged  as Limited defa

The  Facilitieresources – 

MITIGATIONthe period.  

The Companand liquidityas additiona

RISK: To theto  fund  Ithaadditional ficapital invesunder the Fa

A failure to meet any liqdelays to ex

AND UNCE

ss of exploring bstantial  risk  theconomic  qua

constraints, lacrates and oil pr

nal detail  regar Form for the y

ompany’s perfoy driven by sup

NS: To mitigateprice derivative

Company  is expeign exchange r

NS: Given the pother  than  thate  risk  on  comwill be repaid f

ompany is expoo. 

NS:  To  mitigatcost exposure a

Company  is  ex.  The  availablemeeting  certaints.  The  availabhe Company anprofiles  are  kmmodity pricesny’s ability to bn order to have

es  include  covebt or dispose 

ard  to  a  creditcollateral  and aults on the Fac

es  are  availableDebt Facilities”

NS: The financi 

ny routinely proy tests of the Faal commodity h

e extent cashfloaca's  cash  requinancing, or accstments to maiacilities may be

access adequaquidity shortfalxisting developm

ERTAINTI

for, developinghat  the manpoantities.  Thereck of pipeline carice to fund the

rding  the Comyear ended 31 D

ormance is signpply and deman

e the risk of flues, as a means 

posed  to  financrates. 

proportion of de  US  Dollar,  tmmitted  expenfrom surplus st

osed to fluctuat

te  the  fluctuaand periodically

xposed  to  bore  debt  capacityn  covenants  inble  debt  capacnd  forward  lookey  componens can  thereforeborrow. There ce access to adeq

venants  which of assets.  

t  facility,  the  Care  subject  tocilities. 

e on  the Comp” herein. 

ial tests necess

oduces detailedacilities and maedging.  

ow from operatuirements, extecess on unfavontain or expane impaired. 

ate capital to cols through the sment programs

M

ES

g and producinwer and capitae  is  a  risk  thatapacity or lack e current develo

pany’s  risks  anDecember 2016

nificantly impacnd as well as ec

ctuations in oiof establishing 

cial  risks  includ

evelopment cathe  Company nditure  and/or terling generate

tion in interest 

ations  in  intery executes hedg

rrowing  risks  ry  and  ability  tcluding  coveracity  is  redetermking assumptionts.  Movemente have a significan be no assuquate Facilities.

restrict,  amon

Company's  ando  foreclosure  in

pany’s  SEDAR p

sary to draw do

d cashflow foreaintain the abili

tions and the Faernal  financing ourable terms, d its current bu

ontinue its expselected divests. 

MANAGEMENT QUAR

ng oil and natural employed wt  the  sale  of of markets. Thopment program

nd uncertaintie6, (the “AIF”) fil

ted by prevailinonomic and po

l and gas pricesa floor in realis

ding  financial m

apital expendituroutinely  execdraws  debt  ined revenues de

rates, particula

est  rates,  the ges to lock in in

elating  to  drato  drawdown age  ratio  tests,mined  semi‐annons of which  futs  in  any  comcant  impact onrance that the . 

ng  other  things

d  Ithaca  Energyn  the  event  th

profile  at www

own upon the 

ecasts to monitoty to execute p

acilities’ resourmay be  requircould  limit Ithausiness and to m

enditure programent of all or a

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

ral gas reserveill not  result  inreserves  may e Company is dm. 

es,  refer  to  theled on SEDAR a

ng oil and natuolitical factors. 

s, the Compansed prices. 

market volatilit

ure and operatcutes  hedges n  pounds  sterlirived from gas 

arly in relation 

  Company  routerest rates. 

awdown  of  its on  the  Faciliti,  liquidity  testnually,  using  auture oil and gmponent,  includn available debe Company will 

s,  the  Compan

y  (UK)  Limited’he  Company  or

w.sedar.com. A

Facilities need

or its complianproactive debt p

rces are ever dered.  Lack of  timaca's ability to make necessary

am may requira portion of its 

& ANALYSIS JUNE 2017

s  is  inherently n  the  finding ofbe  delayed  ddependent upo

e Company’s At www.sedar.co

ral gas prices, w

y routinely exe

y and  fluctuati

ing costs incurrto  mitigate  fong  to  settle  stsales. 

to the debt fac

utinely  review

debt  facilitieses  is  based  ots  and  developa  detailed  econgas prices, costding  movemenbt capacity andsatisfy such te

ny’s  ability  to 

’s  assets  have r  Ithaca  Energy

lso  refer  to  “C

ed were met d

ce with the finapositive actions

eemed not adeqmely access  tomake the necey principal paym

re that the Comportfolio or res

20 

risky. f new ue  to on the 

nnual om. 

which 

ecutes 

ion  in 

red in oreign erling 

cilities 

s  the 

s  (the n  the pment nomic ts and nts  in d  limit ests  in 

incur 

been y  (UK) 

apital 

during 

ancial s such 

quate o  such essary ments 

mpany sult in 

 

Th

Pr

O

D

hird Party Credi

roperty Risk

perational Risk

evelopment Ris

 

it Risk  

 

k  

sk   

MITIGATIONforecasts an

The  Compadivestmentsrelating to t

RISK: The Coarrangemenand other p

The Companof  any  receaffecting suc

MITIGATIONof anticipate

The majoritysold throughhas historica

RISK: The Cregulatory  cmaintenanclimitations wotherwise wother  third regulatory abe  no  assuAlthough ththe case mathe terms ofhave a mate

MITIGATIONbody  and  tallows  all  pensures the 

RISK: The Coenvironmenoffshore on the facilitiesrisk associatoperate  somlimited abilisuccess and

There are nestimating t

MITIGATIONoperated  inCompany  tenvironmenprogramme

The Companreserves on 

RISK: The Cprojects  areinvolves  an things, are epartners anthese develtiming of ca

 

NS: The Compand liquidity requ

ny  believes  ths, significant vahe Facilities. 

ompany is and nts with  its currarties.  

ny extends unseivables  may  bch parties. 

NS: Where apped capital expe

y of the Compah contracts witally demonstrat

ompany’s propconsents  ("Aute  of  appropriawhich, if not mewithdrawn.   Alsparties  over w

authority if the rance  that  anyhe Company beay be), there caf such renewalserial adverse eff

NS: The Compahe Departmenarties  to  an  ACompany rema

ompany is subjntal risks associthe United Kins are  located oted with weathme of  the assety to exercise  timing of these

umerous uncethe magnitude a

NS:  The  Compterests  in assetakes  out  marntal  risks.  The s.  

ny uses the seran annual basi

ompany is exece  long  term,  caarray of  compexposed to thed co‐venturersopment  activitsh flow and the

any has establisuirements to en

hat  there  are alue destroying 

may in the futrent and future

secured credit tbe  affected  by

propriate, a casnditure thereb

any’s oil produch Shell UK Ltd. ted their ability

perties will be gthorisations"). ate  Authorisatet, will result inso,  in  the majowhich  it  has  nother interest‐y  of  the  obligelieves that then be no assuras or grants. Theffect on the Com

any has  routint  of  Business, 

Authorisation  toains updated re

ect to the risksiated with air, ngdom Contineonshore  in the sher delays that ets  in which  theinfluence over e activities may

rtainties  in estand timing of f

pany  acts  at  alts where the drket  insuranceCompany  use

rvices of Sprous. 

cuting developapital  intensiveplex and  lengthe volatility of os  reduce  the abties.   Delays  ine achievement 

M

shed a businessnsure it will con

no  circumstandelays to exist

ture be exposede  joint venture

to these and cey  changes  in  t

h call process iy reducing any 

ction is sold to and Esso Exploy to pay amoun

generally held The  Company’tions,  which  mn the terminatiority of  its  licenno  control.  An ‐holder is no logations  requiree Authorisationsnce that such ae termination ompany’s results

e ongoing  comEnergy &  Induo  be  fully  inforegarding fulfilm

 associated witland and waterntal Shelf, withsouth of Englancan result in a e Company hasthe operationsy be outside the

imating the Couture productio

l  times  as  a  rdesignated ope  to  mitigate es  experienced

le Internationa

ment projects e  developmenthy  activities.     il and gas pricebility of  the Con  the  achievemof short‐term t

MANAGEMENT QUAR

 plan and routintinue to be ful

ces  that  exist ing programs o

d to third partypartners, mark

ertain other pathe  economic 

s implementedthird party cred

Shell Trading Ioration & Produts owing to Itha

in the form of ’s  activities  aremay  not  be  gron or withdrawnces,  the CompAuthorisation nger deemed td  to  maintain s will be renewauthorisations wr expiration of s of operations 

mmunications wustrial  Strategyrmed  as  to  thement of any app

h owning oil anr. All of the Comh the exceptionnd, and as suchmaterial delay s  interests.   Ass of these assee Company's co

mpany’s reservon, revenue, ex

reasonable  andrator  is requiremany  of  thesservice  provid

l Limited to ind

to produce rests.  DevelopmeAs  a  consequees and costs.    Iompany  to  fullyent of producttargets of produ

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

nely monitors ly funded. 

at  present  wor will likely lea

y credit risk thrketers of  its pe

arties, and therenvironment 

d with partnersdit risk. 

nternational Ltuction UK Ltd. Eaca.  

licences, concee  dependent  uranted;  may  bwal of the Authpany  is a  joint may  be  revok

to be financially  each  Authoriwed following ewill be renewedthe Company’sand business. 

with  the UK oily  (“BEIS”).  Rege  status  of  anyplicable require

nd natural gas pmpany's operan of the Wytch h,  Ithaca  is expin project execs a  result,  the ets and their asontrol. 

ve base due toxpenses and ca

d  prudent  opeed to act  in these  operationaders  for  the  c

dependently as

serves in offshont  of  these  hyence,  these pron addition, proy mitigate all  rtion  start‐up muction growth. 

& ANALYSIS JUNE 2017

its detailed cas

hich  require  fad to critical de

rough its contraetroleum produ

efore, the colleor  other  cond

 to cover high 

td. Gas productEach of these p

essions, permitupon  the  grantbe  made  subjeorisation; or minterest‐holderked  by  the  rely credible. Thersation  will  be expiry or granted or granted ors Authorisations

l and gas  reguular  communicy  Authorisationments. 

properties, incltions are condFarm field for wposed to operatcution.  Third pCompany may ssociated costs

o the complexitpital.   

erator  and  has e same mannerl,  constructioncompletion  of 

ssess the Comp

ore locations.  Tydrocarbon  resojects,  among ojects executedisks associatedmay  adversely  a  

21 

hflow 

orced faults 

actual uction 

ection itions 

levels 

tion is arties 

ts and t  and ect  to may be r with evant re can met. 

ed (as r as to s may 

latory cation n  and 

uding ucted whjch tional arties have .   The 

ties  in 

non‐r. The n  and work 

pany’s 

These serves other d with d with affect 

 

Co

W

Re

ompetition Risk

Weather Risk 

eputation Risk 

 

k   

 

 

MITIGATIONsuppliers, suseeks  to  obcontracts wexposure to

RISK:  In all technical an

MITIGATIONresources an

RISK:  In  conCompany  isresult  from becoming u

MITIGATIONconsideratioestimates of

RISK: In theinterest, the

MITIGATIONstandards  aIthaca  reguprocedures.

NS:  The  Compubcontractors abtain  optimal  cwhere appropriao the risks assoc

areas of  the Cnd financial reso

NS: The Compand sufficient fin

nnection with s  especially  vuextreme weatneconomic. 

NS:  The  Compon  in preparingf costs, which c

 event a majore Company's re

NS: The Compaand  procedureslarly  audits  its 

any  places  emand partners tocontractual  agrate, when undeciated with proj

Company’s busiources.   

any places apprnancial resource

the  Company’lnerable  to  exther  can  result 

pany  takes  potg budgets  and could be advers

r incident wereputation could 

any's operations, which  are  ths  operations  to

M

mphasis  on  enso enable it to acreements,  incluertaking majorject execution.

iness,  there  is 

ropriate emphaes to enable it t

’s  offshore  opetreme weathein  cost overru

tential  delays  aforecasts  and sely affected by

 to occur in resbe severely ha

al activities arehen  passed  ono  ensure  comp

MANAGEMENT QUAR

suring  it  attracchieve successfuding  using  tuproject develo

competition w

sis on ensuringto maintain its 

erations  being r  conditions.  Duns, delays and

as  a  result  of seeks  to  inclu

y weather. 

spect of a proprmed 

 conducted in an  to  the  Comppliance  with  es

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

cts  and  engageful project execurnkey  and  lumopments so as 

with entities  tha

g it attracts andcompetitive po

conducted  in Delays  and  addd, ultimately,  in

adverse  weatde  an  appropr

perty in which t

accordance witpany's  subcontstablished  poli

& ANALYSIS JUNE 2017

es with  high  qcution. The Commp  sum  incentto  limit  its  fina

at may have gr

d retains high qosition. 

the  North  Seaditional  costs wn  certain opera

ther  conditionsriate buffer  in 

the Company h

th approved poractors.  In  addcies,  standards

22 

uality mpany ivised ancial 

reater 

uality 

a,  the which ations 

s  into its  all 

has an 

olicies, dition, s  and 

FoIn

orward‐Lookingnformation Advi

g isories 

FORWA

This  MD&Astatements estimates,  pincluding,  afuture acqupreparation"anticipate""could",  “scstatements performancactual resultinformationand  informassumptionstatements herein shouas of  the dadoes  not  uinformation

In  particulaforward‐loo

The q

Oil, na

Comm

Capita

Future

The  sparty 

Suppl

The C

The co

The scomm

Expec

The a

The Ctherew

The re

The a

The re

The a

Expec

Statem

Develplans 

Antici

Antici

Poten

The C

Sched

The C

The a

Treatmlaws; 

ARD-LOOK

A  and  any  docand forward‐loprojections,  asmong  other  thisitions and dis of such  inform,  "continue", cheduled”,  “taand  forward‐e  and  involve ts or events to .  The Companyation  are  reass  underlying  tand  informati

uld not be unduate of  this MDndertake  any , except as req

ar,  this  MD&A king statement

uality of and fu

atural gas liquid

modity prices, fo

al expenditure 

e operating cos

ale,  farming  inresources;  

y and demand 

ompany’s abilit

ontinued availa

ufficiency of thmitments; 

cted future net 

nticipated Stell

Company’s acquwith and the be

ealisation of an

nticipated effec

emaining work 

nticipated timin

cted future pay

ments related t

opment  plans and the anticip

pated benefits 

pated cost to d

ntial investment

ompany’s abilit

dules and timing

ompany’s futur

bility of the Com

ment under go 

KING INFO

cuments  incorpooking  informassumptions  andhings,  assumptpositions and cmation may pro"estimate",  "eargeted”  and  s‐looking  informknown  and  undiffer materialy believes that sonable  but  nthese  expectaion  included  inuly relied uponD&A and any doobligation  to uired by applic

A  and  any  docts and informat

uture net reven

ds ("NGLs") and

oreign currency

programs and o

sts;  

n,  farming  out 

for oil, NGLs an

ty to raise capit

ability of the Fa

he Facilities, ca

debt and conti

la post start‐up

uisition and disenefits to be de

nticipated benef

cts of securing 

activities in res

ng for completi

ments associat

to reserves and

associated  wipated timing th

 of developmen

develop portfol

t opportunities

ty to continuall

g of certain pro

re operating an

mpany to optim

overnmental an

M

ORMATION

porated  by  refation which ared  beliefs  as  attions with  respcash flow.  The ove  to be  incoexpect",  "may"similar  expressmation.    Thesnknown  risks, ly from those athe expectatio

no  assurance  cations,  will  pron  this MD&A  a.  Such forwardocuments  incopublicly  updatable laws. 

cuments  incorption pertaining 

ues from the C

d natural gas pr

y exchange rate

other expendit

or  developme

nd natural gas; 

tal and the pote

cilities; 

sh balances an

nued deleverag

p commissioning

sposition  strateerived therefro

fits from acquis

access to the G

spect of the GSA

ion of licence a

ed with licence

d resources othe

ith  pending  licereof; 

nt programmes

io investment o

s and the expec

ly add to reserv

ojects and the C

nd financial resu

mise operations

nd other  regula

MANAGEMENT QUAR

N

ference  hereine based on the t  the  date  of pect  to  producreader is cautiorrect.   The use,  "will",  "projesions  are  intense  statements uncertainties  anticipated in suns reflected in can  be  given ove  to  be  coand  any  documd‐looking statemrporated by  ree  or  revise  an

porated  by  refto the followin

ompany’s reser

roduction levels

es and interest 

ures; 

nt  of  certain  e

ential sources t

nd forecast cash

ging; 

g operations an

egy,  the  criterim;  

sitions and disp

GSA oil export p

A oil export pip

cquisitions; 

e acquisitions; 

er than reserve

cence  acquisitio

s; 

opportunities;  

ted developme

ves;  

Company’s strat

ults;  

s and reduce op

atory  regimes a

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

n  contain  certaCompany's  intsuch  statemen

ction,  future  caoned that assue of any of  theect",  "plan",  "nded  to  idents  are  not  guaand  other  factouch forward‐loothose forward‐that  these  ex

orrect  and  sucments  incorpoments and infoeference hereinny  forward‐loo

ference  hereinng:  

rves;  

s;  

rates;  

exploration  pro

thereof; 

h flow to cove

nd production r

ia  to be  consid

positions; 

pipeline; 

peline and the t

es; 

ons,  including 

ent costs thereo

tegy for growth

perational expe

and  tax, enviro

& ANALYSIS JUNE 2017

ain  forward‐looternal expectatnts  or  informaapital  expenditmptions used in words “foreca"should",  "belieify  forward‐looarantees  of  fuors  that may  coking statemen‐looking statemxpectations,  orch  forward‐loorated  by  referormation speakn and  the Comking  statement

n,  contains  spe

operties  using 

r anticipated fu

ramp up timing

dered  in  conne

timing thereof;

field  developm

of; 

h;  

enditures;  

onmental and o

23 

oking tions, ation, ures, n the asts”, eve", oking uture cause nts or ments r  the oking rence  only pany ts  or 

ecific 

third 

uture 

s; 

ction 

ment 

other 

Produ

The a

Targe

Timin

Estimprojec

Estim

The ti

The e

The C

Expec

Antici

 With respecby reference

Ithacarequir

Accesexpec

FDP  abusine

Ithacaacquis

The C

The mpursu

The C

The ti

Reser

Ability

Revenincrea

Futurefrom t

The le

Ithacaacces

The cohas pr

Ithacaand, 

The st The Compastatements unknown risthe AIF and 

Risks  asNorth Se

Risks assthe unav

Operatio

Volatility

The abilof such f

Risks ass

uction rates; 

bility of the Com

ted production

g and cost of th

ates  of  products; 

ated decommis

ming and effec

xpected impact

ompany's expe

cted effects of f

pated cost exp

ct to  forward‐loe herein, the Co

a’s  ability  to  ored;  

s  to  third partcted timeframe

approval  and  oess partners, is 

a’s  ability  to sitions and disp

ompany’s deve

market for potee opportunities

ompany’s abilit

ming of anticip

ves volumes as

y to recover res

nues  do  not  dase significantly

e oil, NGLs and the sales of suc

evel of future ca

a’s  ability  to  os the Facilities;

ontinued abilityrovided credit t

a’s reliance on 

tate of the debt

ny’s  actual  resand  informatisks, including ththe documents

sociated with ea; 

sociated with ovailability of tra

onal risks and li

y in market pric

ity of the Compfunding;  

sociated with e

mpany to conti

n levels;  

he developmen

uction  volumes

ssioning liabiliti

cts of planned m

t on the Compa

ected tax horizo

fluctuations in f

posure resulting

ooking statemeompany has ma

obtain  addition

ty hosts and ase; 

operational  cos obtained with

receive  necespositions; 

elopment plan f

ntial opportunis; 

ty to keep oper

pated shutdown

ssigned to Ithac

serves volumes

decrease  signify above anticipa

 natural gas proch production; 

apital expendit

btain  financing

y of the Compato; 

partners and t

t and equity ma

sults  could diffon  as  a  resulthe risk factors s incorporated 

the  exploratio

offshore develoansport facilitie

iabilities that ar

ces for oil, NGL

pany to fund its

ensuring title to

M

inue operating 

nt of the Compa

s  and  reserves

ies; 

maintenance sh

any's financial s

on;  

foreign currenc

g from third par

ents contained ade assumption

nal  drilling  rigs 

ssociated pipeli

onstruction  andin expected tim

ssary  regulator

for its propertie

ities from time 

rating during pe

ns; 

ca’s properties;

s assigned to Ith

icantly  below ated levels;  

oduction levels

ure required to

g  on  acceptabl

any to collect a

their ability to 

arkets in the cu

er materially  ft  of  assumptioset forth in thiby reference he

n  for  and deve

pment and proes;  

re not covered 

s and natural g

s substantial ca

 the Company’s

MANAGEMENT QUAR

in the face of in

any’s reserves a

s  in  connectio

hutdowns; 

statements resu

cy exchange rat

rty circumstanc

in this MD&A ns regarding, am

and  other  eq

ines can be ne

d  developmentmeframes; 

ry  and  partne

es will be imple

to time and the

eriods of harsh 

 

haca’s propertie

anticipated  lev

 from Ithaca’s p

o exploit and de

e  terms,  in  pa

mounts receiva

meet commitm

urrent economi

rom  those  antns  proving  inas MD&A and uerein, and thos

elopment  of  oi

oduction includi

by insurance; 

as;  

pital requireme

s properties;  

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

nclement weat

and resources o

on  with  acquis

ulting from cha

tes; and, 

ces. 

and any docummong other thi

quipment  in  a 

egotiated and a

t,  both  by  the

er  approvals  in

emented as pla

e Company's ab

weather; 

es;  

vels  and  oper

properties and 

evelop reserves

articular,  the  C

able from third

ments under re

c environment

ticipated  in  theaccurate  and  onder the headise set forth belo

il  and  natural 

ing risks of incl

ents and opera

& ANALYSIS JUNE 2017

her; 

other than rese

sitions  and  ce

nges in tax rate

ments  incorporngs: 

timely manne

accessed within

e  Company  an

n  connection 

nned; 

bility to success

ating  costs  do

the prices obta

s;  

ompany’s  abili

d parties who It

elevant agreem

. 

ese  forward‐looof  both  knowning "Risk Factorow: 

gas  reserves  in

ement weather

tions and the t

24 

rves; 

ertain 

es;  

rated 

er,  as 

n  the 

d  its 

with 

sfully 

o  not 

ained 

ty  to 

thaca 

ents; 

oking   and rs" in 

n  the 

r and 

erms 

AdAd

dditional Readedvisories 

  

er   

Changesoperatiosafety an

The accuthe Com

The Comresource

Risks ass

Risks ass

Risks rel

The Com

The abil

Competundevel

ChangesKingdom

Actions tax  lawsincrease

Adverse

Risks ass 

The  informacompared twith the Cowith  the ac2016.   Thesthe Compan

s  in  environmeons, and the Cond other laws; 

uracy of oil andmpany’s explora

mpany’s  succeses other than re

sociated with sa

sociated with re

ated to change

mpany’s reliance

ity of the Comp

ition  for,  amooped lands and

s in general ecom, Europe and w

by governments,  royalty  ratese in UK taxes;  

 regulatory or c

sociated with th

ation  in  this Mo the results ompany’s unaudcompanying noe documents, ny’s website (ww

ental,  health  aompany’s ability

d gas reserve esation and develo

ss  at  acquisitioeserves; 

atisfying condit

ealisation of an

es to governme

e on key opera

pany to obtain a

ong  other  thd skilled person

onomic, marketworldwide;  

tal or regulators  and  incentive

court rulings, o

he nature of th

MD&A  is  providof the comparadited consolidaotes and Annuand additional ww.ithacaener

M

and  safety  or y to comply wi

stimates and esopment drilling

n, exploration,

tions to closing 

nticipated bene

nt policy with r

tional and man

and maintain a

ings,  capital, nnel;  

t and business 

ry authorities ine  programs  rel

rders and decis

e common sha

ded  as  of  14  Ative period  in 2ated financial stual  Informationinformation re

rgy.com) or SED

MANAGEMENT QUAR

other  legislatith current and 

timated producg and estimated

, exploitation  a

acquisitions an

fits of acquisitio

regard to offsho

nagement perso

ll of its required

drilling  equip

conditions in C

ncluding changeating  to  the  o

sions; and, 

res. 

August  2017.   2016. This MD&tatements as atForm  (“AIF”) 

egarding  IthacaDAR profile at w

T DISCUSSION &RTER ENDED 30 

ion  applicable  future environ

ction levels as td decline rates;

and developme

nd dispositions;

ons and dispos

ore drilling; 

onnel;  

d permits and l

pment,  acquisi

Canada, North A

es in income taxoil  and  gas  ind

The  Q2  2017&A should be t 30 June 2017for  the  year ea, are availablewww.sedar.com

& ANALYSIS JUNE 2017

to  the  Companmental, health

they are affecte  

ent of  reserves

; 

itions; 

icences;  

itions  of  rese

America, the Un

x laws or changustry  including

results  have read  in conjun7 and 2016 togended 31 Decemelectronically

m. 

25 

any’s h and 

ed by 

s and 

erves, 

nited 

ges in g  any 

been ction ether mber from