Pareto Offshoreinvest AS - 2011 Kvartal 1 - Pareto Project Finance

paretoprojectfinance.no

Pareto Offshoreinvest AS - 2011 Kvartal 1 - Pareto Project Finance

Pareto Offshoreinvest AS

2011 Kvartal 1

Lenke: www.paretoprojectfinance.no/Avdelinger/Forvaltning/Offshorefond


Forvaltningsteamet

Per-Christian Nicolaisen Richard Jansen Johan Anker-Rasch Patrick Kartevoll

Ansvarlig Forvalter Ansvarlig Forvalter Forvalter Forvalter/Forretningsfører

Eiendom Shipping/Offshore Eiendom/Shipping/Offshore Shipping/Offshore

Tlf: + 47 22 01 58 08 Tlf: + 47 22 01 58 96 Tlf: + 47 22 01 58 73 Tlf: + 47 22 01 58 79

E-post: nico@pareto.no E-post: richard.jansen@pareto.no E-post: jar@pareto.no E-post: patrick@pareto.no

Jonathan Andreas Barfod Jannicke Rustad Nilssen (permisjon) Hans Gunnar Martinsen Fredrik Jansen Sommernes

Forvalter Forvalter Forretningsfører Forretningsfører

Eiendom/Shipping/Offshore Shipping/Offshore Eiendom Eiendom

Tlf: + 47 22 01 58 46 Tlf: + 47 22 01 58 72 Tlf: + 47 22 01 58 88 Tlf: + 47 22 01 58 06

E-post: jab@pareto.no E-post: jannicke.nilssen@pareto.no E-post: hgm@pareto.no E-post: fjs@pareto.no

Dronning Mauds Gate 3, P.O. Box 1396 Vika, NO-0114 Oslo, Norway, Tlf: 22 87 87 00, www.pareto.no


Pareto er en uavhengig og ledende aktør i

det norske markedet for finansielle tjenester.

Selskapet har kontorer i Oslo, Stavanger, Bergen,

Trondheim, Kristiansand, Bryne, Singapore

og New York. Pareto ble stiftet i 1986, og har

utviklet seg til å bli et konsern med et omfattende

produktspekter. Selskapet har cirka 450 ansatte.

Den sterke utviklingen er muliggjort gjennom

dedikerte og dyktige medarbeidere, skarpt

fokus på å utvikle gode produkter, kontrollert

vekst og ikke minst ved at våre kunder og

forretningsforbindelser har vist oss tillit.

Pareto Project Finance AS

Pareto Business Management AS

Pareto Securities AS

Pareto Forvaltning AS

Pareto Bassøe Shipbrokers AS

Pareto Bank ASA

Pareto Wealth Management AS

Pareto Offshore AS

Pareto Dry Cargo AS

Pareto PPN AS

JGO Shipbrokers AS

Pareto Forsikringsmegling AS


«Oljeselskapene investerer tre ganger så mye

som for 10 år siden, uten å gjøre flere funn»

Forvalters kommentar

Markedsutsiktene fortsetter å styrke seg for POI. I skrivende

stund er oljeprisen rundt USD 120/fat – en økning

på ca 30 % siden nyttår. Oljeselskapene oppjusterer sine

investeringsbudsjetter ytterligere og en vekst på 15–20 % er

nå ventet for inneværende år, mot 10–12 % vekst for bare et

par måneder siden. Disse investeringsbudsjettene er fortsatt

basert på en svært konservativ oljepris på USD 76/fat.

Riggselskapenes optimisme har vist en tilsvarende utvikling.

Siden i fjor høst har det blitt bestilt 47 nye rigger til

en verdi på USD 18 mrd. Dette innebærer store veddemål

på en sterk markedsutvikling og det eneste som gjenstår

for å bekrefte dette er stigende rater og økende utnyttelsesgrad

for eksisterende enheter. Vi har allerede begynt å se

tegn til dette, spesielt innenfor jack-ups og supply skip.

Forvalter tror det neste tiåret vil by på svært interessante

muligheter innenfor offshore og en positiv markedsutvikling.

Utfordringene for oljeselskapene i å finne og utvikle

nye reserver for å holde tritt med stigende etterspørsel etter

olje og gass vil fortsette å øke.

Markedet har vist en akselererende veksttakt de siste 20

årene og vi tror dette vil fortsette.

De siste ti årene har ikke oljeindustrien funnet mer

reserver enn den gjorde på 90-tallet, til tross for at det er

brukt 2,5 ganger så mye i leting og utvikling (!). Utfordringene

det neste tiåret vil kunne bli enda større. Vi har

akselererende nedgang i produksjon fra eksisterende reserver,

etterspørselsvekst på 0,5–1,0 % pr år og nye reserver

som ligger vanskeligere til og er dyrere å finne, utvikle og

produsere. Olje og gass vil antakelig bli en enda knappere

ressurs enn det er i dag og de som vil tjene mest på dette er

oljeservice industrien, spesielt offshore.

Den positive utviklingen i underliggende verdier i POI

bør således fortsette. Forvalter vil prioritere å reinvestere

så mye som mulig siden vi fortsatt er på et tidlig stadium i

en oppgangsfase. Det er nå mulighetene for verdiøkning er

størst. Fokus vil være på moderne enheter.

Viktige hendelser i POI’s investeringer i

løpet av første kvartal

Middle East Jack-up Ltd

Levering av riggen er fortsatt estimert til ultimo juni 2011.

Dog er det noe usikkerhet knyttet til dette, noe som også

betyr at en mulig 3 års kontrakt for enheten kan glippe.

På den annen side finnes det gode alternativer for riggen,

samtidig som ratebildet generelt styrker seg. Den bortimot

endeløse rekken med nykontraheringer av jack-ups tyder

også på at aktørene forventer betydelig bedre markeder

fremover, og stigende verdier. Obligasjonslånet som har

sikkerhet i byggeprosjektet synes derfor å være av god kvalitet

og handler godt over pari kurs i annenhåndsmarkedet.

Selskapet betaler kupongrente som avtalt.

Master & Commander IS

Ocean Phoenix (ex Geowave Master) er nå ferdig på verft

etter ombygging og har startet på sitt nye 8 års bareboat

certeparti med CGG Veritas. Ombyggingen foregikk uten

at det ble nødvendig å kalle inn ytterligere kapital fra deltagerne.

Vestland Seismic IS

Underliggende befrakter RXT leverte gode 1. kvartalsresultater

og ser bedre skikket ut til å klare seg finansielt i tiden

fremover. Hyre betales punktlig.

Asian Offshore I IS

Driften går som planlagt og det er annonsert et utbytte i

andre kvartal som vil tilføre POI NOK 0,3m, etter at det

ble betalt ut et utbytte på NOK 0,5m i fjerde kvartal.

Emisjon

POI gjennomførte en emisjon i april 2011 som tilførte selskapet

NOK 15,4 millioner i ny investeringskapital. Emisjonen

ble gjort til kurs NOK 109 per aksje, tilsvarende

VEK pr 31.12.2010. Selskapet vil fortsette å hente inn ny

kapital for å bygge porteføljen videre til det beste for eksisterende

aksjonærer.

Fallende US dollar

Dollarsvekkelsen har fortsatt gjennom kvartalet og er i

skrivende stund ca 9 % lavere enn ved årsskiftet. Selv om

dette ikke har betydning for den underliggende utvikling i

POI sine investeringer har det en omregningseffekt på verdijustert

egenkapital i norske kroner, siden 50 % av investeringene

er i US dollar. På den annen side er en svak dollar

positivt for oljeprisen som er den reelle, underliggende

driver for POI sine investeringer. Dessuten vil eventuelle

realiseringer kunne reinvesteres i US dollar slik at effekten

blir relativt nøytral.


«Siste verdijusterte egenkapital er

NOK 109 per aksje»

Verdi- og kapitalutvikling

Kursutvikling

Kursutviklingen som rapporteres for POI er basert på verdijustert

egenkapital («VEK»). Verdivurderingen av POI

sine investeringer er basert på innhentede markedsverdier

fra megler(e)/tilrettelegger(e) hvor anerkjente verdivurderingsprinsipper

og bransjemessige standarder blir lagt til

grunn. Siste kurs basert på verdijustert egenkapital ble fastsatt

31. desember 2010, og er NOK 109 per aksje (valutakurs

USD/NOK på rapporteringstidspunktet var 5,8564).

POI gjør halvårlige verdivurderinger av de underliggende

prosjektene, og rapporterer således VEK to ganger

per år. Følgelig vil neste offisielle VEK foreligge per

30.06.2011 og rapporteres til investorene i kvartalsrapport

for andre kvartal 2011.

Annenhåndsomsetning

Det er utstedt totalt 519.170 aksjer i POI etter siste

emisjon. Siste omsatte aksjekurs er NOK 105 (omsatt

06.04.2011). Pareto Project Finance AS («PPF») legger til

rette for aktiv annenhåndsomsetning av aksjer. Investorer

som ønsker å kjøpe eller selge sine aksjer kan ta kontakt

med sin rådgiver.

Direkteavkastning

Utbetaling av kapital til investorene skjer innenfor aksjelovens

regler. POI vil tilstrebe en årlig utbetaling til aksjonærene

på 5–12 % av innbetalt kapital fra det tidspunkt POI

er tilnærmet fullt investert. Utbetaling til aksjonærene kan

skje i form av utdeling av utbytte eller ved nedsettelse av

selskapskapitalen.

Investeringstakt og kapitalutvikling

Kommittert kapital i POI var opprinnelig NOK 31,7 millioner.

Etter den siste emisjonen er det kommittert kapital

NOK 53,4 millioner. POI er nå investert i 7 prosjekter

med tilknytning til totalt 12 enheter, som innebærer en

total kommittering på NOK 37 millioner. Det er holdt av

NOK 4 millioner til arbeidskapital og sikkerhet for gjennomførte

investeringer, mens provenyet fra siste emisjon

vil søkes investert i nye eller eksisterende prosjekter så

snart det er praktisk mulig.


Kursutvikling Pareto Offshoreinvest AS*

NOK

120

110

100

90

80

Emisjon I (23.03.09)

Emisjon II (28.02.10)

VEK (30.06.10)

(USD/NOK 6,50)

VEK (30.09.10)

(USD/NOK 5,84)

VEK (31.12.10)

(USD/NOK 5,86)

* Omfatter ikke omsetning i annenhåndsmarkedet.

Kapitalutvikling (Mill. NOK)

MNOK

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Kommittert kapital VEK Fond Utbetalt

Fri investeringskapital VEK prosjekter* Avsatt kapital

* korrigert for latent skatt/skattefordel

** inkluderer ikke innhentet kapital fra emisjonen i april 2011


Certeparti- og segmentfordeling (basert på VEK 31. desember 2010)

Obligasjonslån 15 %

Spot/Asset Play 14 %

Jack-up Rig 15 %

Enkle PSV/AHTS Asia 10 %

Timecharter 9 %

Semi Submersible Rig 9 %

PSV/AHTS Europe 36 %

Bareboat 62 %

Seismic 30 %

Offshoreporteføljen

POI har som nevnt investert i andeler med tilknytning til

12 enheter fordelt på segmentene forsyningsskip, slepe- og

ankerhåndteringsfartøy, seismikkfartøy og jackup-rigg.

Med unntak av den siste investeringen i PSV Invest II,

genererer samtlige prosjekter underliggende kontantstrøm

og vektet certepartilengde på hele porteføljen er ca. 5,1 år.

Valuta/valutarisiko

Som presisert i prospektet (og Informasjonsmemorandum)

er investeringer som gjøres i valuta utsatt for svingninger

mellom den underliggende valutaen og NOK. POI foretar

ingen valutasikring, og dette innebærer at endringer i

valutakurser påvirker den verdijusterte egenkapitalen i de

underliggende investeringene. 50 % av verdijustert egenkapital

i POI er eksponert mot USD.

POI’s transaksjoner i løpet av første kvartal:

Kjøp

POI har siden forrige kvartalsrapport gjort en investering

på totalt NOK 5,0 millioner.

PSV Invest II IS

POI har kommittert NOK 5,0 mill til PSV Invest II IS,

hvilket tilsvarer en eierandel på 6 %. Dette selskapet har

bestilt en PSV som bygges på verft i Norge, med forventet

levering i juli 2012. Skipet er uten beskjeftigelse og bygges

på spekulasjon i troen på et sterkere marked for supply skip

frem til levering. I forhold til historiske nybyggingspriser og

annenhåndsverdier anses prosjektkostnaden som attraktiv.

Utbetalinger fra underliggende prosjekter

POI har ikke mottatt noe utbytte fra de underliggende

investeringene i løpet av første kvartal 2011, men mottok

kupongrente fra obligasjonslån på NOK 0,4 millioner

som avtalt.

POIs prosjekter

Kjøpsdato Prosjekt / selskap Antall enh. Segment Byggeår (oppgradert) Certeparti slutt

19-05-10 Vestland Seismic IS 1 Seismic 1995 / 2008 14-11-18

19-05-10 Asian Offshore IS 4 Enkle PSV/AHTS Asia 2008/2009 31-10-18

25-06-10 Havila PSV IS 2 PSV/AHTS Europe 2010 08-11-18

09-11-10 Master and Commander IS 2 Seismic 1998/2000 Oppgradert

06–07 og 11

28-05-16

29-09-10 Middle East Jackup Ltd (obligasjonslån) 1 Jack-up Rig 2011

26-01-11 Deep Sea Bergen Invest AS 1 Semi Submersible Rig 1983. Oppgradert '05 01-06-16

28-01-11 PSV Invest II IS 1 PSV/AHTS Europe 2012

Total 12 5,1

*VEK på de underliggende prosjektene er presentert før eventuell latent skatt.


Type kontrakt Befrakter Disponent Eierandel VEK'

Bareboat Albatross Shipping (RXT) Klaveness Corporate Services AS 4% 2 968 024

Bareboat Robert Knutzen Shipholdings Ltd. Klaveness Corporate Services AS 3% 3 435 671

Bareboat Havila Shipping ASA Havila AS 4% 7 769 372

Bareboat Wavefield Inseis ASA / CGG Veritas DOF Management AS 5% 7 320 500

Obligasjonslån N/A Swicorp 2% 5 310 144

Timecharter Statoil Odfjell Rig AS 1% 3 056 940

Spot/Asset play DOF ASA 6% 1 500 000

31 360 651


Markedskommentar Offshore Kilde:

Things are heating up in the oil service markets with

industry players making huge bets on a long term

improvement in business conditions. The rig ordering

spree continues unabated with 47 rigs worth USD 18bn

having been ordered so far in the cycle. Drilling is the

backbone of the oil services markets, so this is a powerful

indication that the industry expects significantly

improved market conditions a few years down the road.

Rising asset utilization and dayrates are required to confirm

this development and we have started to see the first

signs of this, primarily in the jack-up market and for supply

vessels.

The oil price has gone from strength to strength, partly

driven by strong demand growth from emerging markets,

a weaker USD, expectations of longer term difficulties in

renewing the global reserve base for hydrocarbons, as well

as political turmoil.

With the oil price now having risen to around USD

120/bbl, expectations of global growth in E&P spending

have increased and the most recent forecasts point to

Pareto Project Finance AS

15 %–20 % growth in 2011, compared to estimates four

months ago of about 10 %–12 %. The original forecasts

were based on an oil price assumption of USD 76/bbl for

2011. It doesn’t take a rocket scientist to realize that the big

jump in the oil price will have significant impact on the

oil industry’s ability and willingness to spend.

E&P spending history and forecast

Source: Citigroup, UBS, Pareto Project Finance


As mentioned above, the long term challenge is to replace

the current reserve base with new discoveries and ready

these for production in time. By 2020, the world will need

40–45mbbl/day of production from reserves that are yet

to be found and/or developed – a formidable task. In the

past decade, the oil industry spent USD 2.8 trillion on

exploration and production of oil & gas – 2.5 times the

level spent in the 90s (!), without finding more reserves

than the preceding decade. We expect that we will see

much of the same development in the coming decade,

which can only mean two things: a rising oil price and

strong market growth for oil services. The new reserves

will be more difficult and costly to find and produce,

which means only one thing: a higher oil service intensity

behind every barrel found and produced.

to have bottomed out just above 75 %. Visible demand

in the market indicates that the separation of fortunes

will continue.

The newbuilding activity has continued with force.

In the past nine months, 34 new jack-ups have been

ordered for a total of about USD 8bn. There are options

for another 24 units. The trend continues towards larger

and more capable units. The typical rig currently ordered

has 400 ft water depth, harsh environment capability and

more powerful drilling equipment. The newbuilding activity

is not only driven by demand expectations, but also by

the need to replace an ageing fleet. By 2012, more than

40 % of the global jack-up fleet will be more than 30 years

old (208 rigs). In the context of this, the global order book

for 60 new high-spec jack-ups, equaling 15 % of the fleet,

is rather on the small side.

Dayrates new > 300 ft JU

Source: Petrobras, Wood Mackenzie

Drilling

The drilling industry appears to be brimming with optimism,

as evidenced by the USD 18bn of newbuild orders

that have been placed since last summer. This is a response

to clients’ needs for modern and more capable units, as

well as to the general fundamental outlook for the oil markets.

Fresh price quotes from the yards indicate that newbuilding

prices have already risen by 15 %–20 % since the

ordering activity and with delivery slots now having stretched

towards the end of 2013 and into 2014. The wheels

are thus in motion for another long upcycle for the drillers.

Jack-ups

Global jack-up utilization and dayrates have started to

recover, but most of the action continues to be confined

to the market for premium units. In the past two

months, fixtures for modern 350–400 ft units have averaged

just above USD 130k/d with an average duration of

1.6 years, continuing to build on the development seen

towards the end of last year. Utilization is above 90 %

globally – a healthy level for dayrates. For older units, no

such rate increase has been noted, but utilization appears

Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata

Floaters

A few ultra deepwater fixtures have been seen with

medium term durations and dayrates of around USD

450k. The newbuilding orders have stolen the attention

with 16 rigs worth USD 10bn having been ordered since

last autumn (with options for 11 more). A steady stream

of new drilling contractors are targeting listing at the Oslo

Stock Exchange and appear to have no problem raising the

required capital to fund the new rigs. In short, the industry

and capital markets alike are excited about the future

for deepwater drilling.

In the midwater market the going is a bit slower, with

Norway being the exception. Here, several older 3G/4G

semis have been fixed for up to 5 years at stable dayrates

as Statoil has a continuous need to drill additional production

wells on existing fields. Elsewhere, there are early

signs of some recovery in utilization and dayrates, but it

appears unlikely that there will be a significant upward

movement until next year.


Dayrates floaters

Source: Pareto Securities, ODS-Petrodata

Supply market

The North Sea spot market has risen significantly in the

recent weeks and several observers are out forecasting a

very tight summer market, which could turn out even

stronger last year. The main driver behind this shift in fortunes

has been a substantial number of ships being fixed

on term contracts, reducing the available spot market fleet.

The term rates have also improved meaningfully, rising

somewhat above the owners full break-even costs.

As before, the long term market is robust with plenty of

longer term opportunities available. On the demand side,

a general rise in global E&P spending provides a positive

back drop. More specifically, a rising rig count will require

more capacity. The requirements for rig support alone may

be sufficient to absorb the current order book. In addition,

planned offshore field developments and pipelines will

require substantial capacity both for construction support

and pipe carrying. Brazil is a good exemplification of what

rising exploration and production spending can imply,

where Petrobras expects to double the fleet of supply vessels

by 2020 (equals 250 additional vessels)

The supply side also gives reason to be more optimistic.

The bifurcation noted in the drilling markets is very

much present in the supply vessel market too. Older units

are out of favour. Utilization for modern vessels is about

10 %-points higher than for older vessels and the spot

market is dominated by lesser vessels unable to secure

acceptable long term contracts. According to ODS-Petrodata,

245 vessels were laid up towards the end of Q1’11 and

two thirds of these were older than 20 years.

In the next two years, the average age of the global fleet

will increase, despite the 370 new vessels on order. By

2013, approximately 25 % of the global fleet will be more

than 30 years old, making the case for fleet rejuvenation

an obvious one.

With a 10 % increase in the floating rig fleet by 2013,

a 40 % jump in subsea vessel demand by 2012 and Brazil’s

aggressive expansion plans (250 new supply vessels

by 2020) it is hard to get bearish on this market in the

long run.

Subsea

The subsea vessel market appears to be on the brink of

a turnaround. 2011 is the last year with any meaningful

influx of new deliveries, with net fleet growth dropping

sharply from 2012 and onwards. At the same time, the

field development and pipelaying activity looks set for a

significant rise next year as the oil companies upstream

and downstream projects get underway as planned.

Thus, while 2011 doesn’t look too exciting in terms of

vessel utilization and dayrates, there is definitely more

reason for excitement when looking into 2012. Judging

by the field development plans in key regions such as

Brazil, West Africa, GoM and Australia, the subsea industry

looks set to enjoy a strong run in the next 5–10 years.

Overall, the demand for subsea vessel services looks set

to increase more than 40 % in the next two years. This

means that vessel shortage could remerge as an important

factor in the not too distant future. As with most other

segments, owners of modern high quality assets will be

well positioned. Moreover, it is likely that the recently

completed merger between Subsea7 and Acergy will provide

space in the market for new entrants. In turn, these

will likely be scouting for quality assets as a means to gain

market share.

Seismic market

Seismic acquisition demand was at record levels last year

and 8 % higher than the previous peak in 2008. The fact

that this happened despite the significant set-back from

the Macondo incident in the GoM and relatively modest

E&P spending growth is evidence of this industry’s importance

to the oil industry.

Although seismic is becoming more integrated into

the production investment cycle, it is predominantly an

exploration tool, which in turn has significant leverage to

a rising oil price. The oil price development in the past six

months is therefore very positive.

There are also structural factors that continue to influence

the popularity of seismic. With the sluggish reserve

replacement ratios as a backdrop, the five-fold surge in

exploration well costs in the past decade represents a significant

headache for the oil industry, which still only

manages to strike a discovery in one out of every four

exploration wells.

It is estimated that dry well costs amount to USD

15–20bn per year, so any technology – like seismic – that


can help improve the success ratios will have tremendous

value for the oil industry. This will only intensify now

that drilling rig rates appear to have embarked on another

uptrend.

The rising trend in dry well costs

for upward day rate movements. Scheduled deliveries of

new vessels should contribute to roughly 10 % increase in

capacity this year, slowing to 6 % in 2012, where demand

is likely to outstrip supply growth, marking a turn in

utilization and dayrates. As mentioned for the other segments,

there is an ongoing replacement and refinement

of the seismic fleet, with new vessels getting bigger and

more capable. There is a significant portion of the fleet

approaching 20 years of age – these are at risk of becoming

commercially unattractive.

Definisjoner

I denne kvartalsrapporten har nedenstående utrykk følgende

betydning, med mindre annet er direkte uttalt

eller fremgår av sammenheng. De nedenstående definisjonene

gjelder også for de foregående sidene i denne

kvartalsrapporten.

Source: Pareto Securities

Dayrates for seismic vessels stabilized during 2010 but the

inflow of new capacity has so far restricted the potential

Definisjoner:

PWWS Pareto World Wide Shipping AS

VEK Verdijustert egenkapital

PPF Pareto Project Finance AS

Kvartalsrapporten er utelukkende ment for informasjonsformål, og må ikke under noen omstendighet betraktes som et tilbud om eller en oppfordring til å

handle aksjer i Selskapet. Det gis ingen garantier og det aksepteres intet ansvar for tap, direkte eller indirekte, som oppstår som følge av at leseren agerer

på bakgrunn av informasjon, meninger eller estimater som finnes i dette dokumentet.

Informasjonen i dette dokumentet, herunder uttrykte oppfatninger eller prognoser, er innhentet fra eller basert på kilder som vi har vurdert som

pålitelige. Vi kan imidlertid ikke garantere for informasjonens nøyaktighet, tilstrekkelighet eller fullstendighet.

Noe av informasjonen i dokumentet kan inneholde prognoser eller fremoverskuende uttalelser vedrørende fremtidige hendelser eller fremtidige

resultater i markeder eller selskaper. Faktiske hendelser og resultater kan avvike substansielt fra dette. Pareto Project Finance AS aksepterer ikke ansvar for

tap som oppstår som følge av bruk av slik informasjon.

Det understrekes at den historiske kursutviklingen og de avkastningsmål det er referert til ikke innebærer noen garanti for framtidig avkastning.

Det understrekes også at avkastningen/kursutviklingen kan variere som følge av svingninger i valutakursene. Vi gjør oppmerksom på at i dagens urolige

marked er det stor usikkerhet knyttet til verdivurderingene da det er ingen eller veldig få transaksjoner som er gjennomført. Fremgangsmåten ved

beregning av VEK er nærmere beskrevet i Pareto Project Finance AS’ markedsrapport av november 2010. Risikofaktorer og kostnadsstruktur er nærmere

beskrevet i prospektet (Informasjonsmemorandum) utarbeidet i forbindelse med emisjoner i Selskapet.


Pareto Project Finance AS, Dronning Maudsgt. 3, P.O.Box 1396 Vika, 0114 Oslo

More magazines by this user
Similar magazines