Equital Ltd. — Net Asset Value 2026

Feb 25, 2026

{0}------------------------------------------------

אקויטל בע"מ ("החברה")

2026 בפברואר 2026

לכבוד הבורסה לניירות ערך בתל- אביב בעיימ באמצעות המאייה לכבוד רשות ניירות ערך באמצעות המגנייא

א.ג.נ.,

הנדון: דוח עתודות ונתוני תזרים מהוון מעודכנים בחזקת תמר

החברה מתכבדת בזאת ליתן דוח עתודות בפרויקט תמר ליום 31.12.2025, הכולל את מאגרי תמר ו- תמר South- West (להלן: "ממר להלן: "ממר ממר", שבשטח חזקת 1/12 תמר (להלן: "מר", בפרויקט מהוון נכון ליום 31.12.2025 ביחס לחלקה של החברה בפרויקט תמר¹, כמפורט להלו.

.1 רקע

ביום 7.12.2022 קיבלו השותפים בפרויקט תמר (להלן: "שותפי תמר") החלטת השקעה סופית (Investment Decision - FID בשלב הראשון של פרויקט דו שלבי לשימור, פיתוח והרחבת יכולת ההפקה של פרויקט תמר ולשדרוג מערכות ההולכה לייצוא (להלן: "פרויקט ההרחבה" ו- "השלב הראשון של פרויקט ההרחבה"). השלב הראשון של פרויקט ההרחבה כולל השקעה בצינור הולכה שלישי מהבארות לפלטפורמת הטיפול וההפקה (להלן: "האסדה") בתשתיות הימיות, באסדה ובמתקן הקבלה באשדוד. ביום לפלטפורמת הטיפול וההפקה (להלן: "האסדה") בתשתיות הימיות, באסדה ובמתקן של פרויקט פרויקט ההרחבה. העלות הכוללת של השלב הראשון של פרויקט ההרחבה צפויה להסתכם בכ- 643 מיליון דולר (100% מהפרויקט), (חלק ישראמקו נגב 2 כ- 185 מיליון דולר). פכון למועד הדוח, יכולת אספקת הגז המירבית הנוכחית מפרויקט תמר למערכת ההולכה של חברת נתיבי גז טבעי לישראל בע"מ (להלן: "נתג"ז"), עומדת על כ- 11.5 BCF ליום.

ביום 16.2.2024 קיבלו שותפי תמר החלטת השקעה נוספת לשדרוג המדחסים במתקן הקבלה באשדוד (להלן: "שדרוג המדחסים"), (חלק ישראמקו נגב 2 כ- 2 מיליון דולר (100% מהפרויקט), (חלק ישראמקו נגב 2 כ- 7 מיליון דולר). 2 נכון למועד דוח זה, טרם הושלם שדרוג המדחסים, אשר ביחד עם השלב הראשון של פרויקט ההרחבה צפוי להביא לגידול ביכולת ההפקה היומית המירבית מפרויקט תמר לעד כ- 1.6 BCF ליום. להערכת Chevron Mediterranean Limited, המפעילה בפרויקט תמר (להלן: "המפעילה" או "שברון"), שדרוג המדחסים צפוי להסתיים בשבועות הקרובים.

לצורך ייצוא כמויות גז נוספות משמעותיות מפרויקט תמר, נדרש שדרוג של מערכות ההולכה לייצוא, באמצעות השתתפות במימון ושימוש בקיבולות מערכות ההולכה הבאות (להלן: "שדרוג מערכות ההולכה לייצוא"):

¹ למועד דוח זה, החברה מחזיקה (באמצעות י.ו.א.ל ירושלים אויל אקספלוריישין בע"מ) בכ-88.36% מההון המונפק וזכויות ההצבעה בנפטא חברה ישראלית לנפט בע"מ (להלן:"נפטא"). נפטא (לרבות באמצעות חברות מוחזקות) מחזיקה בכ-18.38% מישראמקו נגב 2. ישראמקו נגב 2 מחזיקה בכ-20.5 מוגבלת (להלן: "ישראמקו נגב 2 מחזיקה החברה באופן ישיר בשיעור של 3.82% מישראמקו נגב 2. ישראמקו נגב 2 מחזיקה בכ-28.75% מזכויות ההשתתפות בחזקת תמר. לפרטים נוספים בקשר עם התמלוגים להם זכאית החברה ראה סעיף 9.2.2.10 לפרק אי - תיאור עסקי התאגיד לדוח התקופתי של החברה לשנת 2024, כפי שפורסם ביום 31.3.2025 (מסי אסמכתא 2025-01-2026) (להלן: "הדוח התקופתי"), הכלול בזאת על דרך ההפניה.

לפרטים נוספים ראו דוח מיידי של החברה מיום 18.2.2024 (מסי אסמכתא: 2024-01-014470).

{1}------------------------------------------------

• (א) תחנת דחיסה בירדן (הקמה ותפעול על ידי חברת הולכת הגז שם) (להלן: "פרויקט שדרוג מערכת החנת דחיסה בירדן (הקמה ותפעול על ידי חברת הולכה מחוץ לישראל"). יצוין, כי ביום 19.9.2024 נחתמה מערכת הסכמים בקשר עם השתתפות במימון שדרוג מערכת ההולכה מחוץ לישראל והולכת הגז. 3 על- פי מערכת ההסכמים האמורה חלקם של שותפי תמר בהשתתפות במימון הפרויקט האמור (50%) צפוי להסתכם בכ- 176.5 מיליון דולר (חלק ישראמקו נגב 2 כ- 51 מיליון דולר). המועד המשוער להשלמת פרויקט שדרוג מערכת ההולכה מחוץ לישראל הינו במחצית השנייה של שנת 2026.
• (ב) תחנת דחיסה באזור רמת חובב יחד עם הנחת צינור יבשתי מתחנה זו עד בסמוך למעבר ניצנה (הקמה ותפעול על ידי נתג"ז) (להלן: "פרויקט ניצנה"). יצוין, כי בחודש אוקטובר 2025 נחתמה מערכת הסכמים בקשר עם הקמת פרויקט ניצנה והולכת הגז⁴. על פי מערכת ההסכמים האמורה, חלקם של שותפי תמר בהשתתפות במימון פרויקט ניצנה מוערך בכ- 286 מיליון דולר (חלק ישראמקו נגב 2 כ- 82 מיליון דולר). חלקם של שותפי תמר בהולכה בצינור ניצנה יעמוד על 41.8%. המועד המשוער להשלמת פרויקט ניצנה הינו במחצית השנייה של שנת 2028.

לאור כל האמור לעיל, התזרים המהוון ליום 31.12.2025 להלן מביא בחשבון את הגידול ביכולת ההפקה היומית המרבית לכ- BCF 1.6 במהלך הרבעון השני של שנת 2026, וכן את השלמת שדרוג מערכות ההולכה לייצוא כמפורט לעיל, אשר יאפשרו גידול הדרגתי בכמויות הגז הנמכרות בעיקר לייצוא.

אזהרה בגין מידע צופה פני עתיד - המידע המובא בדוח זה בדבר צפי לסיום שדרוג המדחסים, עלויות מוערכות לסיום השלב הראשון של פרויקט ההרחבה ושדרוג המדחסים, המועד המוערך לגידול ביכולת ההפקה המירבית של פרויקט תמר, והמועדים המוערכים להשלמת שדרוג מערכות ההולכה לייצוא ועלויותיהן, מהווה "מידע צופה פני עתיד", כהגדרת המונח בחוק ניירות ערך, התשכ"ח- 1968 (להלן: "מידע צופה פני עתיד"), המתבסס, בין היתר, על הערכות ואומדני המפעילה ותוכניותיה נכון למועד זה לרבות בנוגע לזמינות ציוד ושירותים, עלויות ולוחות זמנים, קבלת אישורים רגולטוריים, ותכנון הנדסי של מערכות ההפקה של המאגר. אין כל ודאות כי ההערכות דלעיל תתממשנה, כולן או חלקן, והן עשויות להתממש במועדים שונים ו/או באופן שונה מהותית, וזאת עקב גורמים שונים שאינם תלויים בחברה, לרבות שינויים בתוכניות המפעילה, שינויים בזמינות ציוד ו/או נותני שירותים ובעלות חומרי הגלם, התפתחויות במצב הבטחוני בישראל, אי קבלת אישורים רגולטוריים בידי שותפי תמר, ביצוע בפועל של מערכות ההפקה השונה מהתכנון, וכן ממכלול גורמים שונים הקשורים בפרויקטים מהסוגים האמורים, שלא ניתן לצפות אותם במועד זה ואשר לחברה אין שליטה לגביהם לרבות התקיימות איזה מגורמי המפורטים בסעיף 29.0 לפרק א' לדוח התקופתי, אשר המידע האמור בו מובא על דרך ההפניה.

³ יצוין, כי התקשרותם של שותפי תמר במערכת ההסכמים האמורה, היוותה החלטת השקעה סופית (FID) בפרויקט שדרוג מערכת ההולכה מחוץ לישראל. לפרטים אודות מערכת ההסכמים האמורה ראו דוח מיידי של החברה מיום 19.9.2024 (מס' אסמכתא: 1604-604541), אשר הפרטים האמורים בו נכללים בזאת על דרד ההפניה.

לפרטים אודות מערכת ההסכמים האמורה ראו דוח מיידי מיום 26.10.2025 (מס׳ אסמכתא 2025-01-079845), אשר הפרטים האמורים בו נכללים בזאת על דרך ההפניה.

{2}------------------------------------------------

להלן טבלת סיכום נתוני התזרים המהוון (חלק החברה) (באלפי דולר, לאחר היטל ומס) 5, 6, 7;

		שווי נוכחי	שווי נוכחי	שווי נוכחי	שווי נוכחי	שווי נוכחי	שווי נוכחי
קטגוריה/רגישות		בהיוון של	בהיוון של	בהיוון של	בהיוון של	בהיוון של	בהיוון של
		0%	5%	8 7.5%	10%	15%	20%
	חלקה של החברה בסך התזרים המהוון של	616,083	434,691	372,524	323,028	250,564	201,344
	ישראמקו נגב 2 (20.06%), אחרי היטל ומס	020,003	151,072	3, 2,32,	323,020	230,301	202,311
עתודות מוכחות 1P (Proved Reserves)	חלקה של החברה בסך התזרים מתמלוגים	403,609	283,038	242,441	210,398	163,925	132,626
VI TOVCU RESCIVES/	שיתקבלו מפרויקט תמר, אחרי היטל ומס	103,007	205,050	2,2,,,2	220,370	105,725	132,020
	סה״כ	1,019,692	717,729	614,965	533,426	414,490	333,970
	חלקה של החברה בסך התזרים המהוון של	296,283	137,379	96,239	68,614	36,634	20,775
עתודות צפויות	ישראמקו נגב 2 (20.06%), אחרי היטל ומס	270,203	131,317	70,237	00,014	30,034	20,773
Probable)	חלקה של החברה בסך התזרים מתמלוגים	178,952	80,236	55,301	38,782	19,981	10,865
(Reserves	שיתקבלו מפרויקט תמר, אחרי היטל ומס	2,0,752	00,230	33,301	30,702	27,702	10,003
	סה״כ	475,234	217,615	151,540	107,396	56,615	31,640
	חלקה של החברה בסך התזרים המהוון של	912,365	572,070	468,762	391,642	287,199	222,119
סה"כ עתודות מסוג	ישראמקו נגב 2 (20.06%), אחרי היטל ומס	, 12,505	3,2,0,0	100,702	372,012	207,277
- 2P Proved+Probable )	חלקה של החברה בסך התזרים מתמלוגים	582,561	363,273	297,743	249,180	183,906	143,491
(Reserves	שיתקבלו מפרויקט תמר, אחרי היטל ומס	552,552	200,270	277,77	2,7,200	200,700
	סה״כ	1,494,926	935,344	766,505	640,822	471,105	365,610
	חלקה של החברה בסך התזרים המהוון של	254,184	90,893	56,754	36,404	16,147	7,844
	ישראמקו נגב 2 (20.06%), אחרי היטל ומס	251,201	70,075	30,131	30,101	10,111	,,011
עתודות אפשריות (Possible Reserves)	חלקה של החברה בסך התזרים מתמלוגים	153,958	52,774	32,320	20,335	8,648	3,988
VI OSSIDIC IXESCI VES/	שיתקבלו מפרויקט תמר, אחרי היטל ומס	200,700	,,	,	20,200	5,5,5	2,755
	סה"כ	408,142	143,667	89,074	56,739	24,795	11,832
סה"כ עתודות מסוג	חלקה של החברה בסך התזרים המהוון של	1,166,549	662,963	525,516	428,046	303,345	229,963
3P	ישראמקו נגב 2 (20.06%), אחרי היטל ומס	2,200,21,	002,702	223,220	120,010	202,212	227,703
Proved+Probable)	חלקה של החברה בסך התזרים מתמלוגים	736,519	416,048	330,063	269,515	192,555	147,479
+Possible	שיתקבלו מפרויקט תמר, אחרי היטל ומס	,,	, _ = , , = , =	,	==,,==	= / = / = /
(Reserves	סה"כ	1,903,068	1,079,011	855,579	697,561	495,900	377,442

לפרטים מלאים אודות נתוני התזרים המהוון, ההנחות בבסיס התזרים וניתוחי הרגישות ראו נספח א' לדוח זה.

⁵ נתוני התזרים המהוון של החברה מחושבים לפי שיעור האחזקות למועד דוח זה, כמפורט בהייש 1 לעיל, כן לוקחים את חלק נפטא (100%) בתמלוגים שמקבלת ישראמקו אינק כמפורט בהייש 11 להלן, וכן לוקחים בחשבון את חלק החברה (100%) בתמלוג העל לו זכאית י.ו.א.ל. ירושלים אויל אקספלוריישין בעיימ, כמפרט בסעיף ב(8) להלן.

⁶ לצורך הנוחיות ופישוט הבנת ניתוח הרגישות על נתוני התזרים המהוון של החברה מפרויקט תמר - כל אחת מקטגוריות העתודות השונות פוצלה לשתי שורות נפרדות.

^. הסכומים בטבלאות המובאות בדוח זה עשויים שלא להסתכם עקב הפרשי עיגול.

^. שיעור היוון נוסף בשיעור של 7.5% בוצע על-ידי החברה בדוח זה לצרכים חישוביים וככלי עזר למשקיע

{3}------------------------------------------------

נספח א'

דוח עתודות ונתוני תזרים מהוון מעודכנים בחזקת תמר נכון ליום 31.12.2025

א. נתוני עתודות

על- פי דוח שקיבלה ישראמקו נגב 2 מ- .Netherland, Sewell & Associates Inc. (להלן: "NSAI" או שקיבלה ישראמקו נגב 2 מ- "NSAI", ומעריד העתודות"), ואשר הוכן בהתאם לכללי המערכת לניהול משאבי פטרוליום (SPE- PRMS), נכון ליום 31.12.2025 (להלן: "דוח העתודות"), עתודות הגז הטבעי והקונדנסט שבפרויקט תמר (הכולל כאמור את מאגרי תמר ותמר SW°), הינן כמפורט להלן¹⁰:

העתודות המצוינות בטבלה המיוחסות למאגר תמר SW כוללות את העתודות המצויות בשטח חזקת תמר (78%) ו-76% מהעתודות הגולשות אל מחוץ לשטח חזקת תמר והמצויות בשטח רישיון 55% "ערן" שפקע (אשר הינן 22% מסך העתודות במאגר תמר SW), המיוחסות למדינת ישראל בהתאם להסדר גישור בין מדינת ישראל לבין שותפי רישיון ערן (לפרטים ראו סעיף 9.2.27 לפרק אי לדוח התקופתי). הכללת העתודות כאמור נעשתה בהמשך להסכם שנחתם בחודש אוגוסט 2025 בין שותפי תמר לבין מדינת ישראל, אשר הסדיר את הזכויות העתודות כאמור נעשתה בהמשך להסכם שנחתם בחודש אוגוסט 2025 בין שותפי תמר לבין מדינת ישראל, אשר הסדיר את הזכויות הכלכליות מסחריות של מדינת ישראל במאגר תמר SW (לפרטים נוספים ראו ביאור 7.2.7 לדוחות הכספיים של החברה ליום 2025-20. הכללולים בדוח בעון שלישי לשנת 2025 שפורסם ביום 30.11.2025 (מסי אסמכתא 67 אסול בתודות במאגר תמר WS שנכללו בדוח המיידי בדבר עתודות ונתוני תזרים מהוון ליום 2024-31.12 שפורסם ביום 6.3.2025 (מסי אסמכתא 1519) (להלן: "דוח העתודות הממור המיימים שותפי תמר מור"מ עם יתר בעלי הזכויות ברישיון "ערן" שפקע (24% מהזכויות ברישיון האמור) בוגע להסדרת זכויות הם הכלכליות מסחריות במאגר תמר SW.

¹⁰ הנתונים המובאים בטבלה להלן ביחס לעתודות הגז הטבעי והקונדנסט, עוגלו עד ספרה אחת אחרי הנקודה העשרונית. הסכומים בטבלאות המובאות בדוח זה עשויים שלא להסתכם עקב עיגול מספרים.

{4}------------------------------------------------

טה"כ השיעור המשויך למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה (Net) בקונדנסט Million Barrels	סה״כ השיעור המשויך למחזיקי הזכויות החוניות של החברה בגז טבעי BCF	שה"כ (100%) בנכט הנפט (Gross) שה"כ (מאגרי תמר (SW מחמר (SW) קונדנטט Million Barrels	סה"כ (100%) בנכט הנפט (Gross) סה"כ (מאגרי תמר (SW תמר גז טבעי BCF	טה"כ (100%) בנכט הנפט (Gross) מאגר תמר SW קונדנטט Million Barrels	סה"כ (100%) בנכס הנפט (Gross) מאגר תמר SW גז טבעי BCF	טה"כ (100%) בנכט הנפט (Gross) מאגר תמר קונדנטט Million Barrels	סה"כ (100%) בנכס הנפט (Gross) מאגר תמר גז טבעי BCF	קטגוריית עתודות
0.6	481.8	9.0	6,917.5	0.7	574.1	8.2	6,343.4	עתודות מוכחות 1P (Proved Reserves)
0.2	185.7	3.5	2,666.3	0.3	220.4	3.2	2,445.9	עתודות צפויות (Probable Reserves)
0.9	667.5	12.5	9,583.9	1.0	794.5	11.4	8,789.3	סהייכ עתודות מסוג 2P (Proved+Probable Reserves)
0.2	158.4	3.0	2,274.4	0.3	261.1	2.6	2,013.3	עתודות אפשריות (Possible Reserves)
1.1	825.9	15.4	11,858.3	1.4	1,055.7	14.0	10,802.6	סהייכ עתודות מסוג 3P (Proved+Probable+Possible Reserves)

אזהרה - עתודות אפשריות (Possible Reserves) הן העתודות הנוספות אשר אינן צפויות להיות מופקות באותה מידה כמו העתודות הצפויות (Proved Reserves), נשנו סיכוי של 10% שהכמויות שיופקו בפועל יהיו שוות או גבוהות מכמות העתודות המוכחות (Proved Reserves), בצירוף כמות העתודות הצפויות (Probable Reserves) ובצירוף כמות העתודות האפשריות (Possible Reserves).

¹¹ חלק החברה בטבלה לעיל משקלל הן את האחזקה הישירה של החברה בישראמקו נגב 2 והן את אחזקת החברה בישראמקו נגב 2 בעקיפין באמצעות נפטא, אשר מחושב לפי שיעור האחזקות למועד דוח זה, כמפורט בהייש 1 לעיל, והינו לאחר תשלום תמלוגים למדינה ולצד קשור, ומאידך את חלקה בתמלוגים מצדדים קשורים. התמלוגים האמורים נלקחו לפי שיעור ש ל 5.9% מהכנסות ישראמקו נגב 2, ממדינה - תמלוג לפי חוק הנפט בשיעור 12.5% מסך הכנסות ישראמקו נגב 2 מפרויקט תמר, וכן תמלוג בנוסף שיעור של 5.9% מהכנסות ישראמקו נגב 2 מהגז המופק ממאגר מסך הכנסות ישראמקו נגב 2, למדינה - תמלוג לפי חוק הנפט בשיעור 12.5% מסך הכנסות ישראמקו נגב 2, מדינה (פרטים ראו ביאור 7.א.9 לדוחות הכספיים של החברה ליום 30.9.2025 הכלולים בדוח רבעון שלישי 2025). להערכת ישראמקו נגב 2, השיעור האפקטיבי שהונח בגין התמלוגים האמורים (לאחר התאמה בפועל של שווי השוק בפי הבאר) הינו כ-5% לישראמקו אינק. (התמלוג לאחר מועד החזר השקעה), ולמדינה כ-5% מרטים נוספים בקשר עם תמלוגי העל להם זכאיות חברות קבוצת אקויטל ראו סעיף 9.2.1.10 לפרטים נוספים בקשר עם תמלוגי העל להם זכאיות חברות קבוצת אקויטל ראו סעיף 1.2.10 לפרטים נוספים בקשר עם תמלוגי העל להם זכאיות חברות קבוצת אקויטל ראו סעיף 1.2.20 לישראמקו מצר ממר בשר מוצד התופף ממאגר תמר SW. לפרטים נוספים בקשר עם תמלוגי העל להם זכאיות חברות קבוצת אקויטל ראו סעיף 1.2.20 לישראמקו מצר מצר מצר מצר מצר מצר ממצר ממר בשר מוצד התופף ממאגר תמר SW.

{5}------------------------------------------------

בדוח העתודות ציינה NSAI, כי שלב הבשלות של הפרויקט אליו משתייכות העתודות הינו בהפקה )production on). כן ציינה NSAI בדוח העתודות, בין היתר, מספר הנחות והסתייגויות ובכללן כי: )א( ההערכות, כמקובל בהערכת עתודות על- פי כללי המערכת לניהול משאבי פטרוליום ) -SPE PRMS), אינן מותאמות לשקף סיכונים; )ב( NSAI לא ביקרה בשדה הנפט ולא בדקה את התפעול המכני של המתקנים והבארות או את מצבם; )ג( NSAI לא בחנה חשיפה אפשרית הנובעת מענייני איכות הסביבה. יחד עם זאת, ציינה NSAI כי נכון למועד דוח העתודות לא ידוע לה על חבות אפשרית בנוגע לענייני איכות הסביבה העלולה להשפיע באופן מהותי על כמות העתודות המוערכת בדוח העתודות או על מסחריותן ועל כן לא כללה בדוח העתודות עלויות שעלולות לנבוע מחבות כאמור; )ד( NSAI הניחה כי המאגרים יפותחו בהתאם לתוכניות הפיתוח, שיתופעלו באופן סביר, שלא תינקט רגולציה אשר תשפיע על יכולת בעל זכויות הנפט להפיק את העתודות ושתחזיותיה בנוגע להפקה עתידית תהיינה דומות לתפקוד המאגרים בפועל.

אזהרה בגין מידע צופה פני עתיד - הערכות NSAI בדבר כמויות עתודות הגז הטבעי והקונדנסט במאגרי תמר ותמר SW הינן מידע צופה פני עתיד. ההערכות לעיל מבוססות, בין היתר, על מידע גיאולוגי, גיאופיסי, הנדסי ואחר, שנתקבל על ידי ישראמקו נגב ,2 בין היתר, מהמפעילה, והינן בגדר הערכות והשערות בלבד של NSAI אשר לגביהן לא קיימת כל ודאות. כמויות הגז הטבעי ו/או הקונדנסט שיופקו בפועל עשויות להיות שונות מההערכות וההשערות הנ"ל, בין היתר, כתוצאה מתנאים תפעוליים וטכניים ו/או משינויים רגולטוריים ו/או מתנאי היצע וביקוש בשוק הגז הטבעי ו/או הקונדנסט ו/או מתנאים מסחריים ו/או משינויים גיאופוליטיים ו/או כתוצאה מהביצועים בפועל של המאגרים. ההערכות וההשערות הנ"ל עשויות להתעדכן ככל שיצטבר מידע נוסף ו/או כתוצאה ממכלול של גורמים הקשורים בפרויקטים של נפט וגז טבעי, לרבות כתוצאה מנתוני ההפקה מפרויקט תמר בפועל.

ב. נתוני תזרים מהוון

להלן מובאים נתוני תזרים מהוון, המבוססים על הערכות והנחות שונות שסיפקה ישראמקו נגב 2 ל- NSAI, שעיקריהן מפורטים להלן:

)1( כמויות המכירה החזויות: ההנחות בתזרים המהוון לגבי כמויות הגז הטבעי והקונדנסט שתימכרנה על- ידי ישראמקו נגב 2 מפרויקט תמר מבוססות על: )1( כושר ההפקה הנוכחי של פרויקט תמר וכן כושר ההפקה החזוי בהתחשב, בין היתר, בהשלמת פרויקט ההרחבה בהתאם למועדים הצפויים כאמור לעיל. יצוין כי, קצב ההפקה בפועל עבור כל אחת מקטגוריות העתודות בתזרים עשוי להיות נמוך או גבוה מקצב ההפקה שהונח בתזרים. כמו כן, NSAI לא ערכה ניתוח רגישות ביחס לקצב ההפקה של הבארות; )2( הנחות ישראמקו נגב 2 לגבי כמויות גז טבעי והקונדנסט שתימכרנה ללקוחות תחת ההסכמים הקיימים שישראמקו נגב 2 הינה צד להם, לרבות הסכם הייצוא למצרים, כפי שתוקן בחודש פברואר ,2024 בהתחשב, בין היתר, בתחזיות בהן עשתה ישראמקו נגב 2 שימוש לגבי מחיר חבית נפט מסוג ברנט )Brent( )להלן: " מחיר הברנט"( לאור , ולרבות ההסכם עם חברת החשמל לישראל השפעתו האפשרית על הכמויות הנמכרות ל- BOE¹²

¹² לפרטים בדבר הסכם הייצוא למצרים, ראו סעיף 9.4.5)ב()1( לפרק א' לדוח התקופתי .

{6}------------------------------------------------

בע"מ (להלן: "חברת החשמל") ¹³ בהתחשב, בין היתר, בתחזית הביקושים לגז טבעי בשוק המקומי בע"מ (להלן: "חברת החשמל") ¹³ בהתחשב, בין היתר, בתחזית שוניים (BDO Consulting Group, להלן: בישראל שהוכנה עבור ישראמקו (גב 2 על ידי יועצים חיצוניים (BDO" ו- "BDO", בהתאמה) ¹⁴; (3) כמויות נוספות של גז טבעי אשר להערכת ישראמקו נגב 2 תימכרנה בשוק המקומי בישראל, זאת בהתבסס, בין היתר, על תחזית BDO ובהתייחס לאומדן ההיצע הצפוי ממקורות אחרים בשוק המקומי בעיקר מחזקות לוויתן ¹⁵, כריש ותנין; (4) כמויות נוספות של גז טבעי, אשר להערכת ישראמקו נגב 2 תימכרנה בשווקים האזוריים וזאת בהתבסס, בין היתר, על הגדלת כמויות הייצוא למצרים, וכן על תחזיות ההיצע והביקוש בשווקים אלה ¹⁶; ו- (5) צפי להשלמת שדרוג מערכות ההולכה לייצוא כאמור לעיל.

(2) מחירי המכירה של גז טבעי וקונדנסט: ההנחות בתזרים לגבי מחיר הגז הטבעי שיימכר מפרויקט תמר מבוססות, בין היתר, על ממוצע משוקלל של מחירי הגז הטבעי הנקובים בהסכמים קיימים (בהתחשב גם בהתחייבויות מינימאליות לצריכה ובנוסחאות מחיר הקבועות בהסכמים כאמור), וכן על הנחות ישראמקו נגב 2 לגבי מחירים ובסיסי הצמדה שייקבעו בהסכמים עתידיים (בהתבסס, בין היתר, על כמויות מכירה מוערכות בשוק המקומי ולייצוא (המושפעות כאמור לעיל מביקושים חזויים והיצע צפוי), ועל סביבת המחירים ובסיסי ההצמדה המוערכים בשוק באותו מועד).

מרבית ההסכמים הקיימים כוללים נוסחאות מחיר וחלקם כוללים מחירים קבועים. נוסחאות המחיר הקבועות בהסכמים קיימים, כוללות, בין היתר, הצמדה למחיר הברנט, לתעריפים במשק החשמל לרבות תעריף ייצור החשמל¹⁸ ולמדד המחירים לצרכן האמריקאי (U.S CPI).

ההנחות לגבי מרכיבי ההצמדה מבוססות על נתונים ותחזיות שסופקו לישראמקו נגב 2 על ידי BDO להלו:

(א) מחיר הברנט - מתבסס על ממוצע תחזיות ארוכות טווח של שבעת הגופים הבאים 20: הבנק העולמי, משרד האנרגיה האמריקאי, וחמש חברות ייעוץ בינלאומיות מובילות בתחום העולמי, משרד האנרגיה: GLJ ,Sproule ,Wood Mackenzie ,S&P Global ו- האנרגיה: של כך הונח בתזרים מחיר (נומינלי) של כ- 63 דולר לחבית ברנט בשנת 2026, כ- 68 דולר בשנת 2020, עולה בהדרגתיות לכ- 79 דולר לחבית בשנת 2030 ולכ- 98 דולר בשנת 2040, מחיר שנשאר קבוע עד לתום תקופת התזרים.

¹³ לפרטים בדבר הסכם אספקת גז לחברת החשמל, ראו סעיף 9.4.4.3 לפרק אי לדוח התקופתי.

¹⁴ תחזית הביקושים לגז טבעי בישראל בשנים הקרובות עליה התבססה ישראמקו (גב 2 הינה כדלקמן (BCM): 2026 – כ- 17.0 – 2027. תחזית הביקושים האמורה מבוססת בעיקר על תחזית ביקושים לחשמל המושפעת, 17.0 – 20.3 ו-20.9 – 20.3 ו-20.9 – 20.9 – 17.0 תחזית הביקושים האמורה מבוססת בעיקר על תחזית ביקושים לחשמל המושפעת, בין השאר, מתחזיות הצמיחה בישראל, וכן על תמהיל מקורות האנרגיה שישמשו בייצור החשמל המושפע מקצב יישום מדיניות הממשלה בעניין הפחתת השימוש בפחם כמקור בייצור החשמל עד להפסקתו המוחלטת ובעניין שימוש באנרגיות מתחדשות כמקור לייצור חשמל. תחזית הביקושים מהווה מידע צופה פני עתיד, אשר אין כל ודאות כי תתממש, כולה או חלקה, והיא עשויה הפסקת השימוש בפחם כמקור וזאת עקב גורמים שונים, בין היתר, התפתחות הגידול בכלכלה הישראלית, תנאי האקלים בישראל, קצב הפסקת השימוש בפחם כמקור בייצור החשמל, קצב הכניסה של אנרגיות מתחדשות כמקור בייצור חשמל, קצב כניסת רכבים ואוטובוסים חשמליים לשוק הישראלי ומדיניות הממשלה בתחומים נוספים הנוגעים, במישרין או בעקיפין, לגידול הביקוש לחשמל ולגז טבעי. בנוסף, להתפתחויות בלתי צפויות במצב הבטחוני עשויה להיות השפעה על הביקוש לחשמל בישראל וברשות הפלסטינית, וכן על קצב מימוש פרויקטים להקמת כושר ייצור בתחום החשמל בישראל, לרבות קצב ההסבה מפחם לגז של תחנות הכוח של חברת החשמל באשקלון ובחדרה.

^. בהנחה כי שלב 1בי של פיתוח מאגר לוויתן להגדלת יכולת ההפקה לכ- BCF 2.1 ליום ימומש.

¹⁶ הונח כי גם לאחר סיום אספקת הגז בהתאם לכמות החוזית בהסכמי הייצוא הקיימים, תמכרנה כמויות גז נוספות בשיעורים דומים ליחס שבין הכמויות בהסכמים הקיימים בשוק המקומי לכמויות הסכמי הייצוא, תחת מגבלת כמויות הייצוא של מאגר תמר.

¹⁷ הונחה הצמדה לתעו"ז ולברנט.

¹⁸ תעריף ייצור החשמל הינו תעריף המפוקח על-ידי רשות החשמל, ומשקף את עלויות מקטע ייצור החשמל של חברת החשמל, ובכלל זה עלות הדלקים של חברת החשמל, עלויות הון ותפעול המשויכות למקטע הייצור ועלות רכישת חשמל מיצרני חשמל פרטיים.

יוו לקים של חברוניו השפול, על יווניוון הונבעול המשרכות למקטע הייבור העוור. 19. כלל ההצמדות בתזרים. הו לגבי ההכנסות והו לגבי ההוצאות. הינו עד לשנת 2040.

²⁰ למיטב ידיעת החברה, תדירות עדכון תחזית מחירי הברנט על-ידי שבעת הגופים האמורים הינה לרוב כדלקמן: הבנק העולמי – פעמיים בשנה; משרד האנרגיה האמריקאי – כל חודש; S&P Global – כל חודש; Sproule – כל חודש; McDaniel – כל חודש. – כל חודש. – כל חודש.

{7}------------------------------------------------

• (ב) תעריף ייצור החשמל תחזית המבוססת על מתודולוגיית עדכון תעריפי הייצור של רשות החשמל, המושפעים בין היתר, מתחזית מחירי הדלקים לייצור חשמל לרבות גז טבעי (הלוקחת בחשבון, בין היתר, השפעות בגין הטלת מס פחמן), מעלויות ההון המוכרות לחברת החשמל, משער החליפין של ש״ח לדולר, האינפלציה והריבית.
• (ג) מדד המחירים לצרכן האמריקאי (U.S CPI) הנחת החל של כ- 2.5% לשנה החל משנת 2.5%:
• (ד) תעריף עומס וזמן (להלן: "תעו"ז") תחזית המשקפת את עלות החשמל המסופק לצרכני התעו"ז של חברת החשמל, על בסיס מתודולוגיית התעריפים של רשות החשמל. תעריף התעו"ז משקלל את כלל עלויות החשמל, כולל עלויות ייצור, הולכה, חלוקה, תעריף מערכתי ותעריף אספקה. תעריפים אלה מושפעים, בין היתר, מתחזית תעריף הייצור, וכן מתוכניות פיתוח הרשת, מעלויות ההון והתפעול המוכרות לחברת החשמל, משער החליפין של ש"ח לדולר, האינפלציה והריבית, ומעלויות כלל- מערכתיות, הכוללות, בין היתר עלות שילוב אנרגיות מתחדשות, עלות שירותי גיבוי, עלויות אדמיניסטרטיביות וכדי.

יצוין, כי שינויים במחירים עלולים להיווצר, בין היתר, עקב שינויים במדדים עליהם מבוססות ההצמדות בהסכמי אספקת הגז כאמור לעיל, עקב שיקולים רגולטוריים²¹, מסחריים ותחרותיים, ועקב מנגנוני התאמת מחירים כפי שנקבעו, בין היתר, בהסכם עם חברת החשמל²² ובהסכם הייצוא למצרים²²

ההנחות בתזרים לגבי מחירי המכירה של קונדנסט מבוססות על מחירי הברנט, המותאמים להבדלי איכות, עלויות הובלה ופערי שוק.²⁴

• (3) עלויות התפעול שנלקחו בחשבון הינן עלויות שסופקו ל- NSAI על ידי ישראמקו נגב 2 בהתבסס, בין היתר, על מידע שסופק מהמפעילה. עלויות אלו כוללות עלויות ישירות ברמת הפרויקט, עלויות ביטוח, עלויות תחזוקת בארות הפקה, עלויות ההולכה המוערכות בגין הייצוא למצרים ביטוח, עלויות תקורה, הנהלה וכלליות משוערות של המפעילה, המיוחסות לעלויות ההפעלה של פרויקט תמר. עלויות התפעול בתזרים מתואמות לשינויי אינפלציה בארה"ב לפי שיעורים שסופקו לישראמקו נגב 2 על- ידי BDO עד לתום שנת 2040, ולאחר מכן נשארות קבועות. PSAI אישרה כי עלויות התפעול שסופקו על- ידי ישראמקו נגב 2 הן סבירות, בהתבסס, בין היתר על הידע שיש לה מפרויקטים דומים;
• (4) ההוצאות ההוניות שנלקחו בחשבון בתזרים כוללות הן הוצאות שאושרו על- ידי שותפי תמר, והן אומדן של הוצאות הוניות עתידיות שטרם אושרו, אשר יש צפי כי יוצאו למטרת שימור והגדלת כושר ההפקה, ובכלל זאת, בין היתר, קדיחת, פיתוח וחיבור בארות חדשות, הנחת תשתית נוספת, שדרוג המדחסים, הוצאות לעבודות הנדסיות, ועלויות עקיפות המשולמות למפעילה, וכן למטרת

²¹ יצוין, כי למיטב ידיעת החברה, במסגרת קבלת היתר הייצוא של מאגר לוויתן, התחייבו שותפי לוויתן להציע לכלל הצרכנים במשק המקומי להתקשר בהסכמים מחייבים ועל בסיס מזדמן לתקופות ובתנאים המפורטים בהתחייבות כאמור.

²² בתזרים המהוון הונחו התאמות מחיר בהתאם למנגנונים הקבועים בהסכם עם חברת החשמל. לפרטים בדבר הסכם אספקת גז לחברת החשמל, ראו סעיף 9.4.4.3 לפרק אי לדוח התקופתי. נכון למועד הדוח, חברת החשמל ושותפי תמר מנהלים הליך בוררות בנוגע לשיעור התאמת מחיר הגז של הכמות המינימלית לחיוב הקבועה בהסכם שיהא בתוקף מיום 31.12.2024, זאת לאחר שהצדדים לא הגיעו להסכמה על שיעור התאמת המחיר כאמור.

²³ בתזרים המהוון לא הונח כי תבוצע התאמת מחיר בהסכם הייצוא למצרים. לפרטים נוספים ראו סעיף 9.4.5(ב) לפרק אי לדוח התקופתי.

²⁴ לפרטים אודות הסכם לאספקת קונדנסט מפרויקט תמר, ראו סעיף 9.4.6 לפרק אי לדוח התקופתי.

²⁵ עלויות אלה כוללות דמי הולכה ועלויות שוטפות בקשר עם השימוש במערכות ההולכה לייצוא. בתזרים המהוון הונחה הפחתת עלות דמי ההולכה בהתאם לכמויות צריכה חזויות לפי המנגנון הקבוע במערכת ההסכמים שנחתמה בקשר עם שדרוג מערכת ההולכה מחוץ לישראל.

{8}------------------------------------------------

הולכת גז טבעי לייצוא לרבות שדרוג מערכות ההולכה לייצוא. ההוצאות ההוניות האמורות בתזרים אינן מתואמות לשינויי אינפלציה. בהתבסס, בין היתר, על ניסיון העבר, נלקחו בתחזית גם הוצאות הוניות בגין השקעות נוספות בלתי צפויות החל משנת 2028, המתואמות לשינויי האינפלציה עד למועד הוצאתן או עד לתום שנת 2040. NSAI אישרה כי ההוצאות ההוניות שסופקו על- ידי ישראמקו נגב 2 הן סבירות, בהתבסס, בין היתר, על תוכניות הפיתוח בפרויקט תמר ועל הידע שיש לה מפרויקטים דומים;

• עלויות נטישה שנלקחו בחשבון בתזרים הינן עלויות שסופקו ל- NSAI על- ידי ישראמקו נגב 2 בהתאם להערכותיה בהתבסס, בין היתר, על הרגולציה הקיימת בנושא ועל מומחים חיצוניים בהתאם להערכותיה בהצרות, הפלטפורמה ומתקני ההפקה. עלויות אלה אינן לוקחות בחשבון את ערך השייר (Salvage Value) של חזקת תמר והמתקנים בפרויקט תמר ואינן מותאמות לשינוי אינפלציה:26
• (6) חישובי המס לצורך התזרים נעשו על- פי הוראות הדין החל על החברה לפי מיטב הבנתה ופרשנותה של החברה לסוגיות מס, בהתבסס, בין היתר, על יועציה המשפטיים. אין כל בטחון כי פרשנות החברה לסוגיות המס תהיה זהה לזו שתאמצנה רשויות המס ו/או לזו שיקבע בית המשפט ככל והסוגיות יגיעו לפתחו. נלקח בחשבון מס חברות בשיעור של 23%.
• (7) בתזרים המהוון הונח שער דולר של 3.19 שייח, בהתבסס על שער החליפין ליום 31.12.2025
• (8) בחישוב התזרים המהוון הונחו התמלוגים המשולמים בשיעורים האפקטיביים לפי שווי השוק בפי הבאר, היינו: לאחר ניכוי הוצאות בגין מערכות ההולכה והטיפול בגז מפי הבאר ועד לנקודת מסירת הגז בחוף. לכן, השיעור האפקטיבי של תמלוגי המדינה לפי חוק הנפט יעמוד על 11.06% מכלל הכנסות ישראמקו נגב 2, ובהתאם השיעור האפקטיבי המשוקלל של התמלוגים שישולמו מישראמקו נגב 2 לישראמקו אינק. מכלל הכנסות ישראמקו נגב 2 יעמוד על כ- 9% (ביחס לאחזקותיה הישירות של ישראמקו נגב 2 בפרויקט תמר), והשיעור האפקטיבי של התמלוגים שישולמו למדינה מישראמקו נגב 2 מהכנסות מאגר תמר SW יעמוד על 25.22. עוד נלקח בחשבון תמלוג העל לו זכאית י.ו.א.ל. ירושלים אויל אקספלוריישין בע"מ, חברה בת פרטית בשליטה מלאה של החברה, מצדדי ג' בשיעור של כ- 0.07% מהכנסות מאגר תמר (100%).
• (9) בחישוב התזרים המהוון נלקח בחשבון היטל רווחי הנפט (להלן: "ההיטל") אשר משולם בהתאם להוראות חוק מיסוי רווחים ממשאבי טבע, התשע"א- 2011 (להלן בסעיף זה: "החוק"). חישובי ההיטל נעשו בהתאם להוראות המעבר הקבועות בחוק בכל הנוגע למיזם שמועד תחילת ההפקה המסחרית חל לגביו מיום תחילת החוק ועד ליום 1.1.2014. כמו כן, החישוב בוצע באופן דולרי בהתאם לבחירת המיזם לפי סעיף 13(ב) לחוק.

בהמשך לאמור בביאור 35.א.3 לדוחות הכספיים ליום 31.12.2024 הכלולים בדוח התקופתי בדבר מחלוקות שיש למיזם תמר עם רשות המיסים ביחס לדוחות ההיטל של מיזם תמר לשנים 2013-2023, הנדונות בין הצדדים במסגרת הליכי ערעור המתנהלים בבית המשפט המחוזי בת"א, וכן בדבר שומות היטל לפי מיטב השפיטה שהוציאה רשות המיסים למיזם תמר לשנים 2021-2022 נחתם הסכם (להלן: "שנות המחלוקת") והשגות שהוגשו כנגד שומות אלו, ביום 22 בפברואר 2026 נחתם הסכם

²⁶ יצוין, כי ביום 2.5.2023 פורסמה על ידי משרד האנרגיה טיוטת מסמך מדיניות בנושא הוצאה מכלל שימוש של תשתיות חיפוש והפקה של נפט וגז טבעי בים. לפרטים נוספים ראו ביאור 3..12.8 לדוחות הכספיים ליום 31.12.2024 הכלולים בדוח התקופתי.

²⁷ שיעור התמלוג שנקבע כמקדמות לשנים 2023-2026. יובהר, כי שיעור התמלוג המדויק לכל שנה ושנה יקבע לאחר גמר ביקורת סופית של משרד האנרגיה. על כן, שיעור התמלוג האמור לעיל אינו סופי ועשוי להשתנות. לפרטים נוספים בנושא התמלוג למדינה ראו סעיפים 9.2.2.10 ו- 9.1.2.9 לדוח התקופתי

{9}------------------------------------------------

ביו רשות המיסים לביו שברוו (המשמשת כמפעילת המיזם והשותף המדווח של המיזם על פי החוק) בשם כל השותפים בפרויקט תמר ביחס לשנות המס 2013- 2022 (להלן: "שנות ההסכם הכולליי) ועל הסכמה לתיקון דוחות ההיטל לשנים 2023- 2024 (להלן: יישנות ההסכמה לתיקוןיי), לפיו הוסדרו כלל המחלוקות לשנות ההסכם הכולל וכו הגיעו להסכמות על אותו סוגיות שנכללו ביחס לשנות ההסכם הכולל ואשר רלוונטיות גם ביחס לשנות ההסכמה לתיקון (להלן: "הסכם הפשרה"י). להערכת החברה, סכום התשלום הנוסף בגין שנות ההסכם הכולל ושנות ההסכמה לתיקון אשר על הקבוצה לשלם הינו כ- 79 מיליון ש״ח כולל הפרשי הצמדה וריבית עד למועד הדוח (מתוך הסכום האמור חלקה של ישראמקו נגב 2 מסתכם לסך של כ- 69 מיליון שייח). להערכת החברה. בדוחות הרבעון השלישי לשנת 2025 ישנה הפרשה מספקת בגין הסכום האמור.

יש להדגיש כי חישובי ההיטל לצורך התזרים נעשו, ביו היתר, על- פי ההגדרות. הנוסחאות והמנגנונים המוגדרים בחוק לפי מיטב הבנתה ופרשנותה של החברה בהתבסס, בין היתר, על יועציה המשפטיים. יחד עם זאת, לאור חדשנות החוק ומורכבות נוסחאות החישוב והמנגנונים השונים המוגדרים בו, אין כל בטחון כי פרשנות זו של אופן חישוב ההיטל תהיה זהה לזו שתאמצנה רשויות המס ו/או זהה לפרשנות החוק כפי שייקבע על- ידי בית המשפט. מובהר, כי בתזרים המהוון לא נכללים תשלומי היטל בגין שנים קודמות, לרבות בקשר עם הסכם הפשרה כאמור לעיל.

• (10) הוצאות תפעול והשקעות אשר שולמו ואשר צפויות להיות משולמות על ידי ישראמקו נגב 2 החל מיום 1.1.2026 נלקחו בחשבוו לפי המועד הצפוי לתשלומו.
• (11) הכנסות ממכירות גז טבעי וקונדנסט המיוחסות לשנה מסוימת נלקחו בחשבון באותה שנה, ללא תלות במועד התקבול בפועל. כמו כן, הכנסות ו/או התאמות להכנסות ממכירות שבוצעו לפני 1.1.2026 לא נלקחו בחשבוו בתזרים המהווו.

ג. העדכונים העיקריים בתזרים המהוון הנוכחי לעומת התזרים המהוון ליום 31.12.2024 :

העדכונים העיקריים בתזרים המהווו הנוכחי לעומת התזרים המהווו בדוח העתודות והתזרים הקודם. הינם: (1) קיטון בהכנסות בעיקר בשל ירידה במחירי הברנט החזויים כמפורט בסעיף ב.2.א לעיל וכן בשל דחיה בעיתוי הגידול בכמויות הנמכרות כתוצאה מדחיית המועדים הצפויים להשלמת פרויקט ההרחבה כמפורט בסעיף 1 לעיל; (2) עדכון השקעות הוניות לרבות בגין ביצוע קידוחי הפיתוח ייתמר 12: $^{\circ}$ ויי וייתמר $^{\circ}$ וי (והקדמת עיתויו) $^{\circ}$ ובגין פרויקט ניצנה (גידול באומדן העלויות ובחלק שותפי תמר).

בהתאם להנחות שונות שהעיקריות שבהן מפורטות לעיל, להלן הערכת התזרים המהוון, נכון ליום שבפרויקט העתודות שבפרויקט המיוחס לחלק החברה $^{29}$ , מן העתודות שבפרויקט מוליקט באלפי דולר (לאחר היטל ומס הכנסה), תמר, לכל אחת מקטגוריות העתודות המפורטות לעיל:

29 נתוני התזרים המהוון של החברה מחושבים לפי שיעור האחזקות למועד דוח זה, כמפורט בהייש 1 לעיל.

^{(2025-01-104854} מסי(2070-01-104854) בפרטים אודות הקידוחים האמורים ראו דוח מיידי מיום (2025-01-104854).

{10}------------------------------------------------

סה"כ תזרים מהוון מעתודות מוכחות (Proved Reserves) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר ביחס לחלקה של החברה)

סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 20%	טה"כ תזרים מס מס מהוון ב- מס 15%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 10%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 7.5%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 5%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מס מהוון ב- 0%	מס הכנסה	היטל	סה"כ תזרים לפני היטל ומס הכנסה (מהוון ב- (0%	עלויות נטישה ושיקום	עלויות פיתוח	עלויות הפעלה	תמלוגים שיתקבלו	תמלוגים שישולמו	הכנסות	כמות מכירות ( BCM ) 100%) מנכט	במות מכירת קונדנסט (אלפי חביות) (1000 מנכס הנפט)	עד ליום
42,257	43,166	44,136	44,646	45,175	46,290	15,241	49,177	110,708	-	15,713	15,443	37,696	14,080	118,248	12.10	555	31.12.2026
42,748	45,566	48,708	50,417	52,228	56,194	16,200	63,685	136,079	-	13,592	18,510	44,740	16,901	140,342	13.73	630	31.12.2027
38,959	43,332	48,426	51,290	54,398	61,455	16,962	68,983	147,401	-	12,617	19,012	47,585	17,822	149,267	14.08	646	31.12.2028
39,380	45,705	53,399	57,873	62,841	74,543	19,856	83,043	177,442	-	2,415	18,954	52,788	19,564	165,587	15.07	692	31.12.2029
33,257	40,277	49,196	54,558	60,652	75,544	20,134	84,168	179,846	-	3,786	17,403	53,351	19,668	167,353	15.10	693	31.12.2030
28,109	35,523	45,361	51,475	58,587	76,620	20,492	85,430	182,542	-	19,660	20,451	59,050	21,628	185,231	15.10	693	31.12.2031
24,791	32,692	43,644	50,678	59,054	81,092	21,849	90,557	193,497	-	13,469	19,858	59,961	21,224	188,088	15.10	693	31.12.2032
22,389	30,808	42,999	51,090	60,951	87,882	24,060	98,476	210,418	-	329	20,503	61,409	22,790	192,631	15.10	693	31.12.2033
18,986	27,261	39,777	48,361	59,069	89,426	24,686	100,385	214,497	-	338	22,085	62,602	22,054	196,372	15.10	693	31.12.2034
14,534	21,777	33,219	41,328	51,680	82,153	23,924	93,316	199,393	-	346	21,090	58,268	20,215	182,777	13.86	636	31.12.2035
9,261	14,479	23,091	29,395	37,634	62,815	18,620	71,638	153,073	-	355	17,841	45,191	15,678	141,757	10.56	485	31.12.2036
6,480	10,572	17,627	22,961	30,096	52,746	15,717	60,227	128,690	-	364	16,310	38,355	13,307	120,315	8.83	405	31.12.2037
4,490	7,643	13,322	17,757	23,830	43,852	13,087	50,089	107,027	-	373	16,056	32,575	11,301	102,183	7.38	339	31.12.2038
3,106	5,517	10,053	13,711	18,838	36,399	10,866	41,579	88,845	-	382	16,022	27,771	9,635	87,113	6.17	283	31.12.2039
2,133	3,953	7,531	10,510	14,784	29,994	8,946	34,255	73,195	-	392	16,052	23,652	8,206	74,192	5.16	237	31.12.2040
1,429	2,763	5,503	7,859	11,318	24,111	7,169	27,517	58,798	-	392	15,758	19,776	6,861	62,033	4.31	198	31.12.2041
826	1,666	3,470	5,071	7,476	16,723	5,178	19,266	41,167	5,878	392	15,225	16,534	5,736	51,865	3.61	166	31.12.2042
520	1,095	2,383	3,563	5,379	12,633	3,908	14,551	31,093	5,878	392	15,031	13,824	4,796	43,365	3.02	138	31.12.2043
316	695	1,581	2,419	3,738	9,219	2,781	10,556	22,556	5,878	392	14,869	11,529	4,000	36,166	2.51	115	31.12.2044
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2045
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2046
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2047
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2048

{11}------------------------------------------------

333,970	414,490	533,426	614,965	717,729	1,019,692	289,676	1,146,898	2,456,266	17,635	85,697	336,476	766,656	275,466	2,404,883	195.88	8,993	סה"כ
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2060
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2059
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2058
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2057
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2056
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2055
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2054
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2053
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2052
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2051
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2050
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2049

{12}------------------------------------------------

סה"כ תזרים מהוון מעתודות צפויות (Probable Reserves) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר ביחס לחלקה של החברה)

טה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 20%	טה"כ תזרים מס מהוון ב- מהוון ב- 15%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 10%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מס מהוון ב- מהוון ב- 7.5%	טה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 5%	טה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 0%	מס הכנסה	היטל	טה"כ תזרים לפני היטל ומס הכנסה (מהוון ב- (0%)	עלויות נטישה ושיקום	עלויות פיתוח 30	עלויות הפעלה	תמלוגים שיתקבלו	תמלוגים שישולמו	הכנסות	כמות מכירות ( BCM ) 100%) מנכט מנכט	במות מכירת קונדנסט (אלפי חביות) (1000 מנכס הנפט)	עד ליום
(31)	(32)	(32)	(33)	(33)	(34)	(10)	(35)	(79)	-	-	-	-	79	-	-	-	31.12.2026
(43)	(46)	(49)	(51)	(52)	(56)	(17)	(65)	(138)	-	-	-	-	138	-	-	-	31.12.2027
(38)	(42)	(47)	(50)	(53)	(60)	(18)	(68)	(146)	-	-	-	-	146	-	-	-	31.12.2028
(33)	(38)	(45)	(49)	(53)	(63)	(19)	(72)	(153)	-	-	-	-	153	-	-	-	31.12.2029
595	720	880	976	1,085	1,351	404	1,544	3,299	-	(3,453)	-	-	155	-	-	-	31.12.2030
2,876	3,635	4,642	5,267	5,995	7,840	2,342	8,957	19,139	-	(19,347)	-	-	207	-	-	-	31.12.2031
1,540	2,031	2,712	3,149	3,669	5,038	1,505	5,756	12,299	-	(13,148)	-	-	849	-	-	-	31.12.2032
(1,429)	(1,966)	(2,744)	(3,261)	(3,890)	(5,609)	(1,675)	(6,408)	(13,692)	-	14,521	-	-	(829)	-	-	-	31.12.2033
(1,618)	(2,323)	(3,390)	(4,121)	(5,034)	(7,621)	(2,276)	(8,706)	(18,604)	-	17,974	-	-	630	-	-	-	31.12.2034
982	1,472	2,245	2,794	3,493	5,553	1,659	6,344	13,556	-	3,453	965	5,201	3,539	16,313	1.24	57	31.12.2035
4,123	6,446	10,280	13,086	16,754	27,964	8,354	31,949	68,267	-	-	4,611	19,451	7,588	61,015	4.54	209	31.12.2036
4,870	7,945	13,247	17,256	22,618	39,640	11,844	45,291	96,775	-	-	6,549	27,263	9,458	85,520	6.27	288	31.12.2037
4,566	7,772	13,547	18,057	24,232	44,592	13,328	50,952	108,872	-	-	6,278	30,383	10,541	95,308	6.88	316	31.12.2038
3,293	5,850	10,660	14,539	19,975	38,597	11,545	44,109	94,251	-	-	4,128	25,958	9,006	81,427	5.77	265	31.12.2039
2,671	4,951	9,433	13,164	18,517	37,568	11,249	42,945	91,762	-	-	3,027	25,011	8,677	78,455	5.46	250	31.12.2040
2,100	4,063	8,092	11,556	16,642	35,451	10,634	40,541	86,626	-	-	2,409	23,493	8,150	73,693	5.12	235	31.12.2041
1,767	3,567	7,428	10,854	16,003	35,795	10,517	40,741	87,054	(5,878)	-	1,968	21,938	7,611	68,816	4.79	220	31.12.2042
1,374	2,895	6,301	9,422	14,223	33,405	9,847	38,049	81,301	(5,878)	-	1,825	20,383	7,071	63,937	4.45	204	31.12.2043
1,065	2,340	5,326	8,149	12,594	31,056	9,246	35,454	75,756	(5,878)	-	1,697	18,885	6,552	59,241	4.12	189	31.12.2044
1,004	2,303	5,480	8,580	13,576	35,153	10,487	40,150	85,790	-	392	16,310	27,043	9,382	84,831	5.90	271	31.12.2045
729	1,744	4,337	6,948	11,256	30,602	9,115	34,939	74,656	-	392	16,082	24,045	8,342	75,426	5.24	241	31.12.2046
527	1,316	3,422	5,610	9,304	26,561	7,889	30,306	64,756	-	392	15,880	21,380	7,417	67,065	4.66	214	31.12.2047
341	888	2,416	4,052	6,880	20,623	6,333	23,713	50,669	5,878	392	14,664	18,893	6,555	59,265	4.15	190	31.12.2048

{13}------------------------------------------------

31,640	56,615	107,396	151,540	217,615	475,234	141,953	542,943	1,160,130	-	2,350	124,513	340,666	122,291	1,068,618	75.50	3,466	סה"כ
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2060
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2059
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2058
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2057
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2056
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2055
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2054
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2053
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2052
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2051
165	468	1,390	2,442	4,346	14,363	4,310	16,427	35,100	5,878	392	14,060	14,626	5,074	45,879	3.23	148	31.12.2050
241	656	1,866	3,203	5,567	17,523	5,360	20,130	43,012	5,878	392	14,060	16,713	5,798	52,427	3.69	169	31.12.2049

³⁰ מאחר שרמת הודאות הנדרשת להפקת העתודות הצפויות (50%) נמוכה מרמת הודאות הנדרשת להפקת העתודות המוכחות (90%), נדחה מועד ביצוע ההשקעות ההוניות הנדרשות להפקת העתודות הצפויות ביחס למועד ביצוע ההשקעות ההוניות הנדרשות להפקת העתודות המוכחות, בהתאם לפרופיל ההפקה. כך, עלויות פיתוח המצוינות כשליליות בשנים מסוימות בטבלת נתוני תזרים מהוון מעתודות מוכחות (1P) + עתודות צפויות). באותה הטבלה, וזאת ביחס לעלויות הפיתוח בטבלת נתוני תזרים מהוון מעתודות מוכחות. לפרטים אודות סך ההשקעות ההוניות הנדרשות, ראו טבלת נתוני תזרים מהוון מעתודות מוכחות. לפרטים אודות סך ההשקעות ההוניות הנדרשות, ראו טבלת נתוני תזרים מהוון מעתודות מוכחות. לפרטים אודות סך ההשקעות ההוניות הנדרשות, ראו טבלת נתוני תזרים מהוון מעתודות מוכחות (1P)

{14}------------------------------------------------

סה"כ תזרים מהוון מעתודות מסוג (Proved Reserve+Probable Reserves) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר ביחס לחלקה של החברה)

סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 20%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 15%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 10%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 7.5%	טה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 5%	טה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 0%	מס הכנסה	היטל	שה"כ תזרים לפני היטל ומס הכנסה (מהוון ב- (0%	עלויות נטישה ושיקום	עלויות פיתוח	עלויות הפעלה	תמלוגים שיתקבלו	תמלוגים שישולמו	הכנסות	כמות מכירות ( BCM) 100%) מנכס הנפט)	במות מכירת קונדנטט (אלפי חביות) (1000 מנכט הנפט)	עד ליום
42,226	43,134	44,104	44,614	45,142	46,256	15,231	49,142	110,629	-	15,713	15,443	37,696	14,160	118,248	12.10	555	31.12.2026
42,705	45,520	48,659	50,366	52,176	56,138	16,183	63,620	135,941	-	13,592	18,510	44,740	17,038	140,342	13.73	630	31.12.2027
38,921	43,290	48,379	51,241	54,345	61,395	16,944	68,915	147,255	-	12,617	19,012	47,585	17,968	149,267	14.08	646	31.12.2028
39,347	45,667	53,354	57,825	62,789	74,481	19,837	82,971	177,289	-	2,415	18,954	52,788	19,717	165,587	15.07	692	31.12.2029
33,852	40,998	50,076	55,534	61,737	76,895	20,538	85,712	183,145	-	333	17,403	53,351	19,822	167,353	15.10	693	31.12.2030
30,985	39,158	50,003	56,742	64,582	84,461	22,834	94,387	201,681	-	314	20,451	59,050	21,835	185,231	15.10	693	31.12.2031
26,331	34,723	46,355	53,827	62,722	86,130	23,354	96,313	205,796	-	321	19,858	59,961	22,073	188,088	15.10	693	31.12.2032
20,960	28,842	40,254	47,829	57,061	82,273	22,385	92,068	196,726	-	14,850	20,503	61,409	21,961	192,631	15.10	693	31.12.2033
17,368	24,937	36,387	44,240	54,035	81,806	22,410	91,678	195,893	-	18,311	22,085	62,602	22,684	196,372	15.10	693	31.12.2034
15,517	23,249	35,465	44,121	55,173	87,706	25,583	99,660	212,949	-	3,799	22,055	63,468	23,754	199,090	15.10	693	31.12.2035
13,384	20,925	33,371	42,481	54,388	90,779	26,974	103,587	221,340	-	355	22,453	64,642	23,266	202,772	15.10	693	31.12.2036
11,351	18,517	30,874	40,217	52,715	92,386	27,561	105,518	225,465	-	364	22,859	65,618	22,765	205,835	15.10	693	31.12.2037
9,055	15,415	26,869	35,815	48,062	88,444	26,415	101,041	215,900	-	373	22,334	62,958	21,842	197,491	14.26	655	31.12.2038
6,399	11,366	20,713	28,250	38,813	74,996	22,411	85,689	183,096	-	382	20,151	53,729	18,640	168,540	11.94	548	31.12.2039
4,804	8,904	16,963	23,674	33,301	67,562	20,195	77,200	164,956	-	392	19,079	48,663	16,883	152,647	10.61	487	31.12.2040
3,529	6,826	13,595	19,415	27,960	59,562	17,803	68,059	145,424	-	392	18,167	43,268	15,011	135,726	9.44	433	31.12.2041
2,593	5,234	10,898	15,925	23,479	52,518	15,696	60,007	128,221	-	392	17,193	38,472	13,347	120,681	8.39	385	31.12.2042
1,894	3,989	8,685	12,986	19,602	46,038	13,755	52,600	112,394	-	392	16,856	34,207	11,868	107,302	7.46	343	31.12.2043
1,381	3,035	6,907	10,568	16,332	40,275	12,027	46,010	98,312	-	392	16,566	30,415	10,552	95,407	6.63	305	31.12.2044
1,004	2,303	5,480	8,580	13,576	35,153	10,487	40,150	85,790	-	392	16,310	27,043	9,382	84,831	5.90	271	31.12.2045
729	1,744	4,337	6,948	11,256	30,602	9,115	34,939	74,656	-	392	16,082	24,045	8,342	75,426	5.24	241	31.12.2046
527	1,316	3,422	5,610	9,304	26,561	7,889	30,306	64,756	-	392	15,880	21,380	7,417	67,065	4.66	214	31.12.2047
341	888	2,416	4,052	6,880	20,623	6,333	23,713	50,669	5,878	392	14,664	18,893	6,555	59,265	4.15	190	31.12.2048

{15}------------------------------------------------

241	656	1,866	3,203	5,567	17,523	5,360	20,130	43,012	5,878	392	14,060	16,713	5,798	52,427	3.69	169	31.12.2049
165	468	1,390	2,442	4,346	14,363	4,310	16,427	35,100	5,878	392	14,060	14,626	5,074	45,879	3.23	148	31.12.2050
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2051
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2052
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2053
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2054
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2055
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2056
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2057
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2058
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2059
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2060
365,610	471,105	640,822	766,505	935,344	1,494,926	431,629	1,689,841	3,616,396	17,635	88,047	460,988	1,107,323	397,757	3,473,501	271.38	12,459	סה"כ

{16}------------------------------------------------

סה"כ תזרים מהוון מעתודות אפשריות (Possible Reserves) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר ביחס לחלקה של החברה)

סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 20%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 15%	סה״כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 10%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 7.5%	טה״כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 5%	שה״כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 0%	מט הכנטה	היטל	שה"ב תזרים לפני היטל ומס הכנסה (מהוון ב- (0%	עלויות נטישה ושיקום	עלויות פיתוח	עלויות הפעלה	תמלוגים שיתקבלו	תמלוגים שישולמו	הכנסות	במות מכירות (BCM) (מנכט הנפט) מנכט הנפט	כמות קונדנסט (אלפי חביות) (2000 מנכט הנפט)	עד ליום
(31)	(32)	(32)	(33)	(33)	(34)	(10)	(35)	(79)	-	-	-	-	79	-	-	-	31.12.2026
(43)	(46)	(49)	(51)	(52)	(56)	(17)	(65)	(138)	-	-	-	-	138	-	-	-	31.12.2027
(32)	(36)	(40)	(43)	(45)	(51)	(15)	(58)	(125)	-	-	-	-	125	-	-	-	31.12.2028
(24)	(28)	(33)	(36)	(39)	(46)	(14)	(53)	(112)	-	-	-	-	112	-	-	-	31.12.2029
(18)	(21)	(26)	(29)	(32)	(40)	(12)	(46)	(98)	-	-	-	-	98	-	-	-	31.12.2030
(14)	(18)	(23)	(26)	(29)	(38)	(11)	(44)	(93)	-	-	-	-	93	-	-	-	31.12.2031
(10)	(13)	(18)	(21)	(24)	(33)	(10)	(38)	(81)	-	-	-	-	81	-	-	-	31.12.2032
1,451	1,996	2,786	3,310	3,949	5,694	1,701	6,505	13,899	-	(14,521)	-	-	621	-	-	-	31.12.2033
1,542	2,215	3,232	3,929	4,799	7,265	2,170	8,301	17,736	-	(17,974)	-	-	238	-	-	-	31.12.2034
(476)	(713)	(1,087)	(1,352)	(1,691)	(2,688)	(803)	(3,071)	(6,563)	-	7,614	-	-	(1,051)	-	-	-	31.12.2035
(1,518)	(2,373)	(3,784)	(4,817)	(6,168)	(10,294)	(3,075)	(11,761)	(25,130)	-	24,880	-	-	250	-	-	-	31.12.2036
(102)	(166)	(277)	(361)	(473)	(828)	(247)	(946)	(2,022)	-	-	-	-	2,022	-	-	-	31.12.2037
469	799	1,392	1,856	2,490	4,583	1,369	5,235	11,187	-	-	942	3,694	3,154	11,588	0.84	38	31.12.2038
1,746	3,102	5,652	7,709	10,592	20,466	6,113	23,382	49,962	-	-	3,552	14,232	5,362	44,643	3.16	145	31.12.2039
1,509	2,797	5,329	7,437	10,461	21,223	6,339	24,246	51,808	-	-	4,028	14,733	5,111	46,215	3.21	148	31.12.2040
1,272	2,461	4,901	6,999	10,079	21,471	6,414	24,530	52,415	-	-	3,627	14,787	5,130	46,385	3.23	148	31.12.2041
1,057	2,134	4,444	6,494	9,575	21,417	6,399	24,470	52,285	-	-	3,401	14,693	5,098	46,091	3.21	147	31.12.2042
880	1,854	4,036	6,035	9,110	21,395	6,395	24,447	52,238	-	-	2,640	14,480	5,024	45,421	3.16	145	31.12.2043
752	1,652	3,759	5,751	8,889	21,920	6,557	25,051	53,527	-	-	179	14,171	4,916	44,452	3.09	142	31.12.2044
638	1,462	3,479	5,446	8,617	22,313	6,682	25,506	54,501	-	-	(2,250)	13,787	4,783	43,247	3.01	138	31.12.2045
513	1,226	3,051	4,887	7,917	21,525	6,458	24,617	52,601	-	-	(2,022)	13,346	4,630	41,863	2.91	134	31.12.2046
410	1,024	2,664	4,367	7,243	20,678	6,223	23,664	50,564	-	-	(1,820)	12,862	4,462	40,345	2.81	129	31.12.2047

{17}------------------------------------------------

11,832	24,795	56,739	89,074	143,667	408,142	121,912	466,292	996,346	-	2,741	106,580	293,086	106,785	919,366	64.40	2,957	סה"כ
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2060
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2059
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2058
33	125	506	1,045	2,192	10,194	3,065	11,664	24,924	5,878	392	10,545	11,013	3,821	34,547	2.43	112	31.12.2057
59	217	841	1,695	3,474	15,385	4,721	17,687	37,792	5,878	392	14,060	15,336	5,321	48,107	3.38	155	31.12.2056
81	284	1,054	2,077	4,158	17,538	5,411	20,188	43,137	5,878	392	14,060	16,746	5,810	52,531	3.69	170	31.12.2055
125	419	1,488	2,865	5,603	22,506	6,676	25,672	54,854	-	392	14,060	18,287	6,344	57,363	4.03	185	31.12.2054
167	538	1,826	3,436	6,562	25,105	7,470	28,656	61,230	-	392	14,060	19,969	6,928	62,641	4.40	202	31.12.2053
223	688	2,236	4,112	7,671	27,948	8,331	31,914	68,193	-	392	14,060	21,806	7,565	68,403	4.81	221	31.12.2052
297	880	2,733	4,912	8,950	31,056	9,267	35,472	75,795	-	392	14,060	23,812	8,261	74,696	5.25	241	31.12.2051
231	654	1,945	3,416	6,079	20,089	5,976	22,930	48,996	)5,878(	-	-	11,377	3,947	35,687	2.51	115	31.12.2050
284	773	2,198	3,772	6,558	20,641	6,039	23,470	50,149	)5,878(	-	-	11,681	4,053	36,642	2.58	118	31.12.2049
361	941	2,558	4,291	7,286	21,840	6,352	24,801	52,993	)5,878(	-	)604(	12,272	4,258	38,496	2.69	124	31.12.2048

{18}------------------------------------------------

סה"כ תזרים מהוון מעתודות מסוג Proved Reserves+Probable Reserves+Possible Reserves) 3P) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר ביחס לחלקה של החברה) רכיבי התזרים

שה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 20%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- 15%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 10%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 7.5%	סה"כ תזרים מהוון אחרי מס מהוון ב- מהוון ב- 5%	שה"כ תזרים מהוון אחרי מט מהוון ב- מהוון ב- 0%	מס הכנטה	היטל	שה"כ תזרים לפני היטל ומס הכנסה (מהוון ב- (0%	עלויות נטישה ושיקום	עלויות פיתוח	עלויות הפעלה	תמלוגים שיתקבלו	תמלוגים שישולמו	הכנסות	במות מכירות (BCM) (מנכס הנפט) מנכס הנפט	כמות קונדנסט (אלפי חביות) (2000 מנכט הנפט)	עד ליום
42,195	43,103	44,072	44,581	45,109	46,223	15,221	49,106	110,550	-	15,713	15,443	37,696	14,239	118,248	12.10	555	31.12.2026
42,662	45,475	48,610	50,316	52,123	56,081	16,166	63,556	135,803	-	13,592	18,510	44,740	17,176	140,342	13.73	630	31.12.2027
38,888	43,254	48,338	51,198	54,300	61,344	16,929	68,857	147,130	-	12,617	19,012	47,585	18,093	149,267	14.08	646	31.12.2028
39,322	45,639	53,321	57,789	62,750	74,435	19,823	82,919	177,177	-	2,415	18,954	52,788	19,829	165,587	15.07	692	31.12.2029
33,834	40,976	50,050	55,505	61,705	76,855	20,526	85,666	183,046	-	333	17,403	53,351	19,920	167,353	15.10	693	31.12.2030
30,971	39,140	49,980	56,717	64,553	84,422	22,822	94,343	201,588	-	314	20,451	59,050	21,928	185,231	15.10	693	31.12.2031
26,321	34,710	46,338	53,806	62,698	86,096	23,344	96,275	205,715	-	321	19,858	59,961	22,154	188,088	15.10	693	31.12.2032
22,411	30,838	43,040	51,139	61,010	87,967	24,086	98,573	210,625	-	329	20,503	61,409	22,583	192,631	15.10	693	31.12.2033
18,910	27,152	39,619	48,169	58,834	89,071	24,580	99,979	213,629	-	338	22,085	62,602	22,921	196,372	15.10	693	31.12.2034
15,041	22,536	34,378	42,769	53,482	85,018	24,780	96,589	206,386	-	11,413	22,055	63,468	22,703	199,090	15.10	693	31.12.2035
11,866	18,552	29,586	37,664	48,220	80,485	23,899	91,826	196,210	-	25,235	22,453	64,642	23,516	202,772	15.10	693	31.12.2036
11,249	18,351	30,597	39,856	52,242	91,558	27,314	104,571	223,443	-	364	22,859	65,618	24,787	205,835	15.10	693	31.12.2037
9,524	16,214	28,262	37,670	50,552	93,026	27,784	106,277	227,087	-	373	23,276	66,653	24,996	209,079	15.10	693	31.12.2038
8,145	14,468	26,365	35,960	49,406	95,462	28,524	109,071	233,057	-	382	23,703	67,961	24,002	213,183	15.10	693	31.12.2039
6,313	11,701	22,292	31,111	43,762	88,785	26,534	101,446	216,765	-	392	23,107	63,396	21,994	198,862	13.83	635	31.12.2040
4,801	9,286	18,496	26,414	38,039	81,034	24,217	92,589	197,840	-	392	21,793	58,055	20,141	182,111	12.66	581	31.12.2041
3,651	7,368	15,342	22,419	33,054	73,935	22,094	84,477	180,506	-	392	20,594	53,165	18,445	166,772	11.60	532	31.12.2042
2,775	5,843	12,721	19,021	28,712	67,434	20,150	77,048	164,632	-	392	19,496	48,687	16,891	152,723	10.62	488	31.12.2043
2,133	4,686	10,666	16,319	25,221	62,195	18,583	71,061	151,839	-	392	16,745	44,586	15,468	139,859	9.72	446	31.12.2044
1,642	3,765	8,959	14,026	22,193	57,466	17,169	65,656	140,291	-	392	14,060	40,830	14,165	128,078	8.91	409	31.12.2045
1,241	2,970	7,388	11,836	19,173	52,127	15,573	59,556	127,257	-	392	14,060	37,391	12,972	117,290	8.16	374	31.12.2046
937	2,340	6,086	9,977	16,547	47,238	14,112	53,970	115,320	-	392	14,060	34,241	11,880	107,410	7.47	343	31.12.2047

{19}------------------------------------------------

377,442	495,900	697,561	855,579	1,079,011	1,903,068	553,541	2,156,132	4,612,742	17,635	90,788	567,568	1,400,409	504,542	4,392,866	335.79	15,416	סה"כ
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2060
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2059
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	31.12.2058
33	125	506	1,045	2,192	10,194	3,065	11,664	24,924	5,878	392	10,545	11,013	3,821	34,547	2.43	112	31.12.2057
59	217	841	1,695	3,474	15,385	4,721	17,687	37,792	5,878	392	14,060	15,336	5,321	48,107	3.38	155	31.12.2056
81	284	1,054	2,077	4,158	17,538	5,411	20,188	43,137	5,878	392	14,060	16,746	5,810	52,531	3.69	170	31.12.2055
125	419	1,488	2,865	5,603	22,506	6,676	25,672	54,854	-	392	14,060	18,287	6,344	57,363	4.03	185	31.12.2054
167	538	1,826	3,436	6,562	25,105	7,470	28,656	61,230	-	392	14,060	19,969	6,928	62,641	4.40	202	31.12.2053
223	688	2,236	4,112	7,671	27,948	8,331	31,914	68,193	-	392	14,060	21,806	7,565	68,403	4.81	221	31.12.2052
297	880	2,733	4,912	8,950	31,056	9,267	35,472	75,795	-	392	14,060	23,812	8,261	74,696	5.25	241	31.12.2051
396	1,122	3,335	5,857	10,425	34,452	10,287	39,357	84,096	-	392	14,060	26,003	9,021	81,566	5.74	263	31.12.2050
526	1,430	4,064	6,975	12,125	38,163	11,398	43,599	93,161	-	392	14,060	28,395	9,851	89,069	6.26	288	31.12.2049
702	1,829	4,974	8,343	14,166	42,463	12,685	48,514	103,662	-	392	14,060	31,165	10,812	97,761	6.84	314	31.12.2048

אזהרה - יובהר כי נתוני תזרים מהוונים, בין אם חושבו בשיעור היוון מסוים או ללא שיעור היוון מייצגים ערך נוכחי אך לאו דווקא מייצגים שווי הוגן.

אזהרה בגין מידע צופה פני עתיד - נתוני התזרימים המהוונים כאמור לעיל הינם מידע צופה פני עתיד כמשמעו בחוק ניירות ערך. הנתונים לעיל מבוססים על הנחות והערכות שונות, בין היתר ביחס לכמויות הגז והקונדנסט שיופקו, תחזית הביקושים לגז טבעי בשוק המקומי ובשווקי הייצוא, קצב ומשך מכירות הגז הטבעי מהפרויקט, עלויות תפעוליות, הוצאות הוניות, הוצאות נטישה, שיעורי תמלוגים, מחירי מכירה )לרבות לעניין התאמות המחיר לפי ההסכם עם חברת החשמל, והסכם הייצוא למצרים(, השלמת פרויקט ההרחבה, וכן שדרוג מערכות ההולכה לייצוא, אשר לגביהם אין ודאות כי יתממשו במועדם, כולם או חלקם. יצוין, כי כמויות הגז הטבעי ו/או הקונדנסט, שיופקו בפועל, ההוצאות האמורות וההכנסות האמורות עשויות להיות שונות מהותית מההנחות וההערכות הנ"ל, בין היתר, כתוצאה מתנאי התחרות שישררו בשוק ו/או מ תנאים תפעוליים וטכניים ו/או משינויים רגולטוריים ו/או מתנאי היצע וביקוש בשוק המקומי ו/או בשווקי הייצוא של הגז הטבעי ו/או הקונדנסט ו/או מהביצועים בפועל של הפרויקט ו/או כתוצאה ממחירי המכירה בפועל ו/או כתוצאה משינויים גיאופוליטיים שיחולו; החלטת גורמים רגולטוריים, התקשרות בהסכמים עם צדדים שלישיים, שינויים בתוכניות המפעילה, שינויים בזמינות נותני שירותים ובעלות חומרי הגלם, וכן ממכלול גורמים שונים הקשורים בפרויקטים מסוג זה לרבות התקיימות איזה מגורמי הסיכון המפורטים בסעיף 9.20 לפרק א' לדוח התקופתי.

{20}------------------------------------------------

31.12.2025 )באלפי דולר(, אשר בוצע על- ידי החברה: ³¹( ליום להלן ניתוח רגישות לפרמטרים העיקריים המרכיבים את התזרים המהוון )מחיר הגז וכמות מכירות הגז

ניתוח רגישות למחיר הגז

גידול במחיר הגז בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
372,552	462,283	594,907	1,138,137	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
34,806	62,461	118,776	527,955	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
407,357	524,744	713,683	1,666,091	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
12,972	27,297	62,668	453,434	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
420,329	552,041	776,351	2,119,526	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון במחיר הגז בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
295,439	366,752	472,008	901,326	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
28,474	50,769	96,015	422,513	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
323,913	417,522	568,023	1,323,840	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
10,692	22,294	50,810	362,849	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
334,605	439,815	618,833	1,686,688	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

³¹ רגישות לשינוי בכמות הגז הנמכרת. יודגש כי הניתוחים האמורים אינם לוקחים בחשבון שינויים בתוכנית ההשקעות העתידית, הן ביחס להגדלת הכמות או להקטנתה.

{21}------------------------------------------------

גידול במחיר הגז בשיעור של 15%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
391,859	486,196	625,664	1,197,377	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
36,388	65,384	124,467	554,315	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
428,247	551,580	750,131	1,751,692	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
13,542	28,547	65,633	476,081	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
441,789	580,128	815,764	2,227,773	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון במחיר הגז בשיעור של 15%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
276,188	342,901	441,319	842,171	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
26,891	47,846	90,324	396,153	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
303,079	390,747	531,643	1,238,323	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
10,122	21,043	47,845	340,202	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
313,201	411,790	579,488	1,578,526	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{22}------------------------------------------------

גידול במחיר הגז בשיעור של 20%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
411,176	510,120	656,433	1,256,629	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
37,971	68,307	130,157	580,675	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
449,148	578,427	786,589	1,837,304	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
14,112	29,798	68,597	498,727	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
463,259	608,225	855,187	2,336,031	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון במחיר הגז בשיעור של 20%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
256,948	319,063	410,646	783,036	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
25,308	44,923	84,633	369,792	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
282,256	363,986	495,279	1,152,828	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
9,552	19,792	44,880	317,555	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
291,808	383,778	540,159	1,470,384	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{23}------------------------------------------------

ניתוח רגישות למכירות הגז

גידול בכמות מכירות הגז בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
365,658	448,867	568,051	1,018,574	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
38,489	67,731	124,442	484,126	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
404,147	516,598	692,493	1,502,699	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
15,006	31,253	69,365	419,685	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
419,153	547,850	761,858	1,922,385	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון בכמות מכירות הגז בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
295,237	366,522	471,740	900,944	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
28,429	50,710	95,934	422,348	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
323,666	417,232	567,674	1,323,293	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
10,653	22,239	50,729	362,642	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
334,319	439,471	618,404	1,685,935	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{24}------------------------------------------------

גידול בכמות מכירות הגז בשיעור של 15%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
380,286	464,592	584,115	1,026,015	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
41,965	72,665	130,735	479,799	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
422,250	537,257	714,849	1,505,814	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
17,018	34,848	75,327	418,707	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
439,268	572,105	790,176	1,924,521	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון בכמות מכירות הגז בשיעור של 15%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
275,884	342,554	440,916	841,596	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
26,823	47,757	90,203	395,905	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
302,707	390,311	531,120	1,237,502	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
10,064	20,961	47,724	339,892	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
312,771	411,272	578,844	1,577,394	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{25}------------------------------------------------

גידול בכמות מכירות הגז בשיעור של 20%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
393,515	478,147	596,772	1,024,843	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
45,888	78,094	137,537	477,375	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
439,403	556,241	734,309	1,502,218	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
19,444	39,049	82,189	423,601	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
458,847	595,290	816,499	1,925,819	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון בכמות מכירות הגז בשיעור של 20%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
256,542	318,598	410,107	782,268	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
25,217	44,804	84,472	369,462	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
281,759	363,403	494,579	1,151,730	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
9,474	19,682	44,719	317,142	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
291,233	383,085	539,298	1,468,872	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{26}------------------------------------------------

להלן ניתוח רגישות למרכיבי ההצמדה העיקריים של מחיר הגז על- פי ההסכמים למכירת גז בהם התקשרו שותפי תמר (תעריף ייצור החשמל, מדד המחירים לצרכן האמריקאי (CPI) זו ברנט) ליום 31.12.2025 (באלפי דולר) אשר בוצע על- ידי החברה 3:

ניתוח רגישות לתחזית ה- CPI

נידול בתחזית ה- CPI בשיעור של 10%

שווי נוכחי בהוון של 20%	שווי נוכחי בהוון של 15%	שווי נוכחי בהוון של 10%	שווי נוכחי בהוון של 0%	קטגוריה
333,816	414,239	532,999	1,018,212	עתודות מוכחות Proved Reserves) 1P)
31,622	56,570	107,278	474,297	עתודות צפויות (Probable Reserves)
365,437	470,809	640,277	1,492,509	(Proved+Probable Reserves) אסהייכ עתודות מסוג 2P
11,826	24,774	56,667	407,087	עתודות אפשריות (Possible Reserves)
377,263	495,584	696,944	1,899,596	(Proved+Probable+Possible Reserves) אסהייכ עתודות מסוג P

קיטון בתחזית ה- CPI בשיעור של 10%

שווי נוכחי בהוון של 20%	שווי נוכחי בהוון של 15%	שווי נוכחי בהוון של 10%	שווי נוכחי בהוון של 0%	קטגוריה
334,123	414,736	533,846	1,021,143	עתודות מוכחות (Proved Reserves) אויין מוכחות
31,658	56,659	107,510	476,149	עתודות צפויות (Probable Reserves)
365,780	471,395	641,356	1,497,292	(Proved+Probable Reserves) אסהייכ עתודות מסוג 2P
11,839	24,816	56,810	409,172	עתודות אפשריות (Possible Reserves)
377,619	496,211	698,166	1,906,463	(Proved+Probable+Possible Reserves) ארייכ עתודות מסוג 3P)

^.CPI- עלויות התפעול בתזרים מותאמות אף הן ל

בס אף שתעריף ייצור החשמל מושפע, בין היתר, מה- CPI, בניתוח הרגישות שבטבלאות להלן, לא נלקחה בחשבון השפעה זו.

{27}------------------------------------------------

ניתוח רגישות לתחזית תעריף ייצור החשמל

גידול בתחזית תעריף ייצור החשמל בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
337,948	419,073	538,808	1,027,647	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
31,642	56,619	107,403	475,256	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
369,590	475,692	646,211	1,502,903	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
11,830	24,792	56,736	408,137	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
381,419	500,485	702,946	1,911,040	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון בתחזית תעריף ייצור החשמל בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
330,929	410,911	529,132	1,013,060	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
31,638	56,611	107,389	475,214	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
362,567	467,522	636,521	1,488,274	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
11,834	24,797	56,742	408,146	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
374,401	492,320	693,262	1,896,420	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{28}------------------------------------------------

ניתוח רגישות לתחזית מחיר הברנט

גידול בתחזית מחיר הברנט בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
346,504	429,770	552,742	1,055,549	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
32,552	58,311	110,727	491,088	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
379,056	488,081	663,469	1,546,637	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
12,181	25,580	58,659	423,994	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
391,236	513,661	722,128	1,970,631	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

קיטון בתחזית מחיר הברנט בשיעור של 10%

של 20% חי בהוון שווי נוכ	של 15% חי בהוון שווי נוכ	של 10% חי בהוון שווי נוכ	של 0% חי בהוון שווי נוכ	קטגוריה
318,892	395,896	509,765	976,111	)Proved Reserves( 1P מוכחות עתודות
30,757	54,990	104,252	461,009	) Probable Reserves צפויות ) עתודות
349,649	450,887	614,017	1,437,120	Proved ) + Probable Reserves וג P2 ( ודות מס סה"כ עת
11,532	24,152	55,265	397,961	) Possible Reserves ) אפשריות עתודות
361,181	475,039	669,282	1,835,082	)Proved+Probable+Possible Reserves ( 3P מסוג עתודות כ"סה

{29}------------------------------------------------

להלן ניתוח רגישות למכירת כמויות מעבר לכמויות המינימאליות לחיוב (Take or Pay) ולכמויות אותן התחייבו הלקוחות לצרוך ככל שכמויות אלו נחוצות להם במפעליהן (התחייבות תפעולית) (להלן ביחד: ״הכמויות המינימליות״) על- פי ההסכמים למכירת גז בהם התקשרו שותפי תמר ליום 31.12.2025 (באלפי דולר), אשר בוצע על- ידי החברה:

גידול בכמות מכירות הגז לגבי כמויות שהן מעבר לכמויות המינימליות, בשיעור של 10%

שווי נוכחי בהוון של 20%	שווי נוכחי בהוון של 15%	שווי נוכחי בהוון של 10%	שווי נוכחי בהוון של 0%	קטגוריה
346,532	429,479	550,547	1,027,943	עתודות מוכחות (Proved Reserves) אורודות מוכחות (Proved Reserves)
36,053	63,853	118,645	480,885	עתודות צפויות (Probable Reserves)
382,585	493,332	669,192	1,508,828	(Proved+Probable Reserves) אוייכ עתודות מסוג 2P סהייכ
14,125	29,539	66,261	419,854	עתודות אפשריות (Possible Reserves)
396,710	522,871	735,453	1,928,682	(Proved+Probable+Possible Reserves) אסהייכ עתודות מסוג P

קיטון בכמות מכירות הגז לגבי כמויות שהן מעבר לכמויות המינימליות, בשיעור של 10%

שווי נוכחי בהוון של 20%	שווי נוכחי בהוון של 15%	שווי נוכחי בהוון של 10%	שווי נוכחי בהוון של 0%	קטגוריה
318,201	393,068	502,963	946,959	עתודות מוכחות Proved Reserves) 1P)
28,431	50,714	95,941	422,375	עתודות צפויות (Probable Reserves)
346,632	443,782	598,904	1,369,333	(Proved+Probable Reserves) אורייכ עתודות מסוג 2P
10,653	22,238	50,726	362,623	עתודות אפשריות (Possible Reserves)
357,285	466,020	649,630	1,731,957	(Proved+Probable+Possible Reserves) ארייכ עתודות מסוג 3P

{30}------------------------------------------------

ד. התאמה בין נתוני הדוח לבין נתוני דוח העתודות והתזרים הקודם ביחס לכמות העתודות המשויכות לנכס הנפט

ההבדל בין דוח העתודות הנוכחי לבין דוח העתודות והתזרים הקודם ביחס לכמות העתודות, הינו הבדל בין דוח העתודות הנוכחי לבין דוח העתודות ה- BCF 125 גז טבעי שהתבצעה בשנת 2025, קיטון של כ- BCF 125 גז טבעי בעתודות המקבות עדכון המודל הגיאולוגי ומודל הזרימה של המאגר ומנגד גידול של כ- BCF 125 גז טבעי בעתודות ה- DCF 27 כתוצאה מהוספת חלק מהעתודות במאגר תמר DCF (DCF 37%), לאור ההסכם שנחתם בין שותפי תמר למדינה.

ה. $\frac{\text{tתוני הפקה}}{\text{להלן מובאים נתוני הפקה בפרויקט תמר המיוחסים לחברה בשנים 2023- 2025:$ $\frac{\text{K1 טבעי}^{32}}{\text{100}}$

שנת 36 2025	שנת 35 2024	שנת 2023
354,920	356,600	37 322,344	סהייכ תפוקה (100%) בתקופה (ב- MMCF)
20,483	18,694	15,067	סהייכ תפוקה (המשויכת למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) בתקופה (ב- MMCF)
4.97	5.11	5.05	מחיר ממוצע ליחידת תפוקה (המשויך למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר ל- MCF)
0.53	0.53	0.55	תמלוגים (כל תשלום שנגזר מתפוקת הנכס המפיק לרבות מההכנסה ברוטו מנכס הנפט) ממוצעים ששולמו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר ל- MCF)- המדינה
0.46	0.45	0.45	תמלוגים (כל תשלום שנגזר מתפוקת הנכס המפיק לרבות מההכנסה ברוטו מנכס הנפט) ממוצעים ששולמו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר ל- MCF)- בעלי עניין ואחרים 38
1.98	1.99	2.20	תקבולים מתמלוגים ממוצעים שנתקבלו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (באלפי דולר ל- MMCF)
0.68	0.71	0.60	עלויות הפקה ממוצעות ליחידת תפוקה (המשויכות למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר ל- MCF)39(
5.28	5.41	5.65	תקבולים נטו ממוצעים ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר ל- MCF)
3.6	3.5	3.2	שיעור אזילה בתקופה המדווחת ביחס לסך כמויות הגז בפרויקט (ב- %)40

³⁴ הנתונים המובאים בטבלה ביחס לשיעור המשוייך לבעלי הזכויות ההוניות של החברה במחיר הממוצע ליחידת תפוקה, בתמלוגים ששולמו, בעלויות ההפקה ובתקבולים נטו, עוגל עד שתי ספרות אחרי הנקודה העשרונית.

³⁵ חלקה של החברה מתחשב בשיעורי ההחזקה השונים של החברה בנפטא לאורך השנה, שנבעו בעיקר כתוצאה מרכישת מניות נפטא במהלך שנת 2024, כמפורט בבאור 1.ד לדוחות הכספיים ליום 31.12.2004.

^. מבוקרים לא מבוקרים על נתונים כספיים לא מבוקרים.

⁹⁵ לפרטים בדבר הפסקת הפקת הגז ממאגר תמר בעקבות מלחמת ייחרבות ברזליי וחידוש ההפקה ראו דוחות מיידיים של החברה מהימים 9 באוקטובר 2023 (מסי אסמכתא: 2023-01-093010) ומיום 12 בנובמבר 2023 (מסי אסמכתא: 2023-01-123348), אשר המידע המפורט בהם נכלל בזאת על דרך ההפניה.

³⁸ לרבות תמלוגים למדינה מההכנסות ממאגר תמר SW. לפרטים ראו הערת שוליים 11 לעיל.

³⁹ עלויות ההפקה הממוצעות ליחידת תפוקה (המשויכות למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) כוללות עלויות בגין הולכת גז טבעי למצרים, הנגזרות באופן ישיר מכמות הגז שיוצאה למצרים בסך של כ-3.6 מיליון דולר בשנת 2025 כ- 3.8 מיליון דולר בשנת 2024, וכ- 2.6 מיליון דולר בשנת 2023.

⁴⁰ שיעור האזילה הינו שיעור הגז הטבעי המופק בתקופת הדיווח הרלוונטית, מתוך יתרת העתודות המוכחות והצפויות לתחילת אותה תקופת דיווח

{31}------------------------------------------------

קונדנסט⁴¹

שנת 2025	שנת 2024	שנת 2023
442.61	454.51	44420.62	סהייכ תפוקה (100%) בתקופה (באלפי חביות)
25.54	23.82	19.66	סהייכ תפוקה (המשויכת למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) בתקופה (באלפי חביות)
55.98	66.50	67.97	מחיר ממוצע ליחידת תפוקה (המשויך למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר לחבית)
5.95	6.94	7.46	תמלוגים (כל תשלום שנגזר מתפוקת הנכס המפיק לרבות מההכנסה ברוטו מנכס הנפט) ממוצעים ששולמו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר לחבית) - המדינה
5.14	5.84	6.06	תמלוגים (כל תשלום שנגזר מתפוקת הנכס המפיק לרבות מההכנסה ברוטו מנכס הנפט) ממוצעים ששולמו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר לחבית) - בעלי עניין ואחרים
22.24	25.69	29.67	תקבולים מתמלוגים ממוצעים שנתקבלו ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (באלפי דולר ל- MMCF)
3.70	3.91	3.28	עלויות הפקה ממוצעות ליחידת תפוקה (המשויכות למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר לחבית)
63.43	75.50	80.84	תקבולים נטו ממוצעים ליחידת תפוקה (המשויכים למחזיקי הזכויות ההוניות של החברה) (דולר לחבית)
3.6	3.5	3.2	שיעור אזילה בתקופה המדווחת ביחס לסך כמויות הקונדנסט בפרויקט (ב- %) 45

ו. חוות דעת של המעריד

מצורף לדוח זה כנספח א׳ דוח עתודות ותזרים של פרויקט תמר נכון ליום 31.12.2025, שהוכן על- ידי NSAI, וכן הסכמת NSAI להכללתו בדוח זה.

⁴¹ הנתונים המובאים בטבלה לעיל ביחס לשיעור המשוייך לבעלי הזכויות ההוניות של החברה במחיר הממוצע ליחידת תפוקה, בתמלוגים ששולמו, בעלויות ההפקה ובתקבולים נטו, עוגל עד שתי ספרות אחרי הנקודה העשרונית.

⁴² חלקה של החברה מתחשב בשיעורי ההחזקה השונים של החברה בנפטא לאורך השנה, שנבעו בעיקר כתוצאה מרכישת מניות נפטא במהלך שנת 2024, כמפורט בבאור 1.ד לדוחות הכספיים ליום 31.12.2004.

⁴³ נתוני ההפקה לשנת 2025 מבוססים על נתונים כספיים לא מבוקרים.

⁴⁴ לפרטים בדבר הפסקת הפקת הגז ממאגר תמר בעקבות מלחמת "חרבות ברזל" וחידוש ההפקה ראו דוחות מיידיים של החברה מהימים 9 באוקטובר 2023 (מסי אסמכתא: 2023-01-093010) ומיום 12 בנובמבר 2023 (מסי אסמכתא: 2023-01-123348), אשר המידע המפורט בהם נכלל בזאת על דרך ההפניה.

⁴⁵ כמות הקונדנסט המופקת מפרויקט תמר נגזרת באופן ישיר מכמות הגז הטבעי המופקת מהפרויקט.

{32}------------------------------------------------

ז. הצהרת הנהלה

• )1( תאריך ההצהרה: 25 בפברואר 2026;
• )2( ציון שם התאגיד: אקויטל בע"מ;
• )3( המוסמך להעריך את המשאבים בחברה, שמו ותפקידו: חיים צוף, יו"ר דירקטוריון;
• )4( הרינו לאשר, כי נמסרו למעריך כל הנתונים הנדרשים לצורך ביצוע עבודתו;
• )5( הרינו לאשר, כי לא בא לידיעתנו כל מידע המצביע על קיום תלות בין המעריך לבין החברה;
• )6( הרינו לאשר, כי למיטב ידיעתנו המשאבים שדווחו הם האומדנים הטובים והעדכניים ביותר הקיימים ברשותנו;
• )7( הרינו לאשר, כי הנתונים שנכללו בדוח זה נערכו לפי המונחים המקצועיים המנויים בפרק ז' לתוספת השלישית לתקנות ניירות ערך )פרטי התשקיף וטיוטת התשקיף - מבנה וצורה(, התשכ"ט- ,1969 ובמשמעות הנודעת להם ב- )2018( Resources System Management Petroleum כפי שפרסמו איגוד מהנדסי הפטרוליום )SPE), הארגון האמריקאי של גיאולוגים בתחום הפטרוליום ) AAPG), המועצה העולמית לפטרוליום ) WPC )ואיגוד מהנדסי הערכת הפטרוליום )SPEE), כתוקפם בעת פרסום הדוח;
• )8( הרינו לאשר, כי לא נעשה שינוי בזהות המעריך שביצע את הגילוי בדבר העתודות או המשאבים המותנים האחרון שפורסם על - ידי החברה;
• )9( הרינו מסכימים להכללת ההצהרה האמורה לעיל בדוח זה.

חיים צוף, יו"ר דירקטוריון

השותפים בפרויקט תמר ושיעור החזקותיהם הינם כדלקמן:

Chevron Mediterranean Limited
בלת תפות מוג נגב ,2 שו ישראמקו
"מ וליום בע תמר פטר
Mubadala Energy (Tamar) RSC LTD
Tamar Investment 2 Limited
מוגבלת שותפות גז, חיפושי דור
Union Energy & Systems 2 Ltd

בכבוד רב,

אקויטל בע"מ

ע"י ערן לנדנר, מנכ"ל ואיתן וולוך, סמנכ"ל כספים

{33}------------------------------------------------

February 25, 2026

Equital Ltd. 8 Granit Street Petah Tikva 49002 Israel

Ladies and Gentlemen:

As independent consultants, Netherland, Sewell & Associates, Inc. hereby grant permission to Equital Ltd., its subsidiaries, and related parties (Equital) to use our report issued to Isramco Negev-2 Limited Partnership (Isramco) dated February 25, 2026, to be filed with the Israel Securities Authority and the Tel Aviv Stock Exchange. This report sets forth our estimates of the proved, probable, and possible reserves and future revenue, as of December 31, 2025, to the Isramco interest in certain gas properties located in Tamar and Tamar Southwest Fields, Tamar Lease I/12, offshore Israel.

Sincerely,

Chairman and Chief Executive Officer

NETHERLAND, SEWELL & ASSOCIATES, INC.

By: _____________________________________ Richard B. Talley, Jr., P.E.

JRC:MDK

{34}------------------------------------------------

ESTIMATES

of

RESERVES AND FUTURE REVENUE

to the

ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTNERSHIP INTEREST

in

CERTAIN GAS PROPERTIES

located in

TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL

as of

DECEMBER 31, 2025

BASED ON ESCALATED PRICE AND COST PARAMETERS specified by ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTNERSHIP

{35}------------------------------------------------

February 25, 2026

Isramco Negev-2 Limited Partnership 8 Granit Street Petah Tikva 49002 Israel

Ladies and Gentlemen:

In accordance with your request, we have estimated the proved, probable, and possible reserves and future revenue, as of December 31, 2025, to the Isramco Negev-2 Limited Partnership (Isramco) interest in certain gas properties located in Tamar and Tamar Southwest Fields, Tamar Lease I/12, offshore Israel. It is our understanding that Isramco owns a 28.75 percent direct working interest in these properties. It is also our understanding that on August 17, 2025, the Tamar Lease working interest owners and the State of Israel signed an agreement allowing continued production of Tamar Southwest Field volumes, including volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary. Our estimates have been updated to reflect this agreement. We completed our evaluation on or about the date of this letter. This report has been prepared using escalated price and cost parameters specified by Isramco, as discussed in subsequent paragraphs of this letter. The estimates in this report have been prepared in accordance with the definitions and guidelines set forth in the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS) approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) and in accordance with internationally recognized standards, as stipulated by the Israel Securities Authority (ISA). Definitions are presented immediately following this letter. This report has been prepared for Isramco's use in filing with the ISA; in our opinion the assumptions, data, methods, and procedures used in the preparation of this report are appropriate for such purpose.

We estimate the gross (100 percent) reserves and the Isramco working interest reserves for these properties, as of December 31, 2025, to be:

		Gas Reserves (BCF)		Condensate Reserves (MMBBL)
Category	Gross (100%)	Working Interest	Gross (100%)	Working Interest
Proved (1P)	06,917.5	1,988.8	09.0	2.6
Probable	02,666.3	0,766.6	03.5	1.0
Proved + Probable (2P)	09,583.9	2,755.4	12.5	3.6
Possible	02,274.4	0,653.9	03.0	0.9
Proved + Probable + Possible (3P)	11,858.3	3,409.2	15.4	4.4

Totals may not add because of rounding.

We estimate the future net revenue after levy and corporate income taxes, discounted at 0, 5, 10, 15, and 20 percent, to the Isramco interest in these properties, as of December 31, 2025, to be:

{36}------------------------------------------------

February 25, 2026 Page 2 of 5

	Future Net Revenue After Levy and Corporate Income Taxes (MM\$)
Category	Discounted at 0%	Discounted at 5%	Discounted at 10%	Discounted at 15%	Discounted at 20%
Proved (1P)	3,071.7	2,167.3	1,610.6	1,249.3	1,003.9
Probable	1,477.2	0,685.0	0,342.1	0,182.7	0,103.6
Proved + Probable (2P)	4,549.0	2,852.3	1,952.7	1,431.9	1,107.5
Possible	1,267.3	0,453.2	0,181.5	0,080.5	0,039.1
Proved + Probable + Possible (3P)	5,816.3	3,305.5	2,134.2	1,512.5	1,146.6

Totals may not add because of rounding.

We estimate the gross (100 percent) reserves for these properties by field, as of December 31, 2025, to be:

	Gross (100 Percent) Reserves
	Tamar		Tamar Southwest		Total
Category	Gas (BCF)	Condensate (MMBBL)	Gas (BCF)	Condensate (MMBBL)	Gas (BCF)	Condensate (MMBBL)
Proved (1P)	06,343.4	08.2	0,574.1	0.7	06,917.5	09.0
Probable	02,445.9	03.2	0,220.4	0.3	02,666.3	03.5
Proved + Probable (2P)	08,789.3	11.4	0,794.5	1.0	09,583.9	12.5
Possible	02,013.3	02.6	0,261.1	0.3	02,274.4	03.0
Proved + Probable + Possible (3P)	10,802.6	14.0	1,055.7	1.4	11,858.3	15.4

Totals may not add because of rounding.

Gas volumes are expressed in billions of cubic feet (BCF) at standard temperature and pressure bases. Condensate volumes are expressed in millions of barrels (MMBBL); a barrel is equivalent to 42 United States gallons. Monetary values shown in this report are expressed in United States dollars (\$) or millions of United States dollars (MM\$). For reference, the December 31, 2025, exchange rate was 3.19 New Israeli Shekels per United States dollar.

Reserves categorization conveys the relative degree of certainty; reserves subcategorization is based on development and production status. The 1P reserves are inclusive of proved developed producing and proved undeveloped reserves. Our study indicates that as of December 31, 2025, there are no proved developed nonproducing reserves for these properties. The project maturity subclass for these reserves is on production. The estimates of reserves and future revenue included herein have not been adjusted for risk. This report does not include any value that could be attributed to interests in undeveloped acreage beyond those tracts for which undeveloped reserves have been estimated.

{37}------------------------------------------------

February 25, 2026 Page 3 of 5

Working interest revenue shown in this report is Isramco's share of the gross (100 percent) revenue from the properties prior to any deductions. Future net revenue is after deductions for Isramco's share of royalties, capital costs, abandonment costs, operating expenses, and Isramco's estimates of its oil and gas profits levy and corporate income taxes. The future net revenue has been discounted at annual rates of 0, 5, 10, 15, and 20 percent to determine its present worth, which is shown to indicate the effect of time on the value of money. Future net revenue presented in this report, whether discounted or undiscounted, should not be construed as being the fair market value of the properties. Tables I through V present revenue, costs, and taxes by reserves category. Table VI presents Isramco's historical production and operating expense data.

As requested, this report has been prepared using gas and condensate price parameters specified by Isramco. Gas prices are based on Isramco's estimates of approved and future sales contracts. These contract prices are derived mainly from various formulae that include indexation to the Consumer Price Index, the electricity tariffs published by The Electricity Authority, or an average of long-term forecasts for Brent Crude prices provided by various institutions. Condensate prices are based on these Brent Crude prices and are adjusted for quality, transportation fees, and market differentials. Prices are escalated on January 1 of each year through December 31, 2040, and then held constant thereafter; the escalation rates have been specified by Isramco.

Operating costs used in this report are based on operating expense records of Isramco. Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project; Chevron Mediterranean Limited is the operator of the properties. Based on a review of the records provided to us and our knowledge of similar properties, we regard these estimated operating costs to be reasonable. Operating costs have been divided into field-level costs and per-unit-of-production costs. As requested, operating costs are escalated for inflation on January 1 of each year through December 31, 2040, and then held constant throughout the remaining lives of the properties; the escalation rates have been specified by Isramco.

Capital costs used in this report were provided by Isramco and are based on estimates of future expenditures for the purpose of preserving and expanding the production capacity. Capital costs are those amounts of expenditures already authorized by the partners and amounts forecasted by Isramco that are required for the above purpose, including ongoing maintenance projects, new development wells, additional infrastructure, and production equipment. Based on our understanding of future development plans, a review of the records provided to us, and our knowledge of similar properties, we regard these estimated capital costs to be reasonable. Abandonment costs used in this report are Isramco's estimates of the costs to abandon the wells, platform, and production facilities, net of any salvage value. As requested, capital costs and abandonment costs are not escalated for inflation, with the exception of the costs included for maintenance capital projects. These costs are held constant through December 31, 2028, and then escalated for inflation on January 1 of each year to the date of expenditure or until December 31, 2040; the escalation rates have been specified by Isramco.

For the purposes of this report, we did not perform any field inspection of the properties, nor did we examine the mechanical operation or condition of the wells and facilities. We have not investigated possible environmental liability related to the properties; however, we are not currently aware of any possible environmental liability that would have any material effect on the reserves estimated in this report or the commerciality of such estimates. Therefore, our estimates do not include any costs due to such possible liability.

We have made no investigation of potential volume and value imbalances resulting from overdelivery or underdelivery to the Isramco interest. Therefore, our estimates of reserves and future revenue do not include adjustments for the settlement of any such imbalances; our projections are based on Isramco receiving its net revenue interest share of estimated future gross production.

{38}------------------------------------------------

February 25, 2026 Page 4 of 5

The reserves shown in this report are estimates only and should not be construed as exact quantities. Proved reserves are those quantities of oil and gas which, by analysis of engineering and geoscience data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable; probable and possible reserves are those additional reserves which are sequentially less certain to be recovered than proved reserves. There is a 10 percent chance that the quantities will be equal to, or greater than, the quantities of the proved plus probable plus possible reserves. Estimates of reserves may increase or decrease as a result of market conditions, future operations, changes in regulations, or actual reservoir performance. In addition to the primary economic assumptions discussed herein, our estimates are based on certain assumptions including, but not limited to, that the properties will be developed consistent with current development plans as provided to us by Isramco and Chevron Mediterranean Limited, that the properties will be operated in a prudent manner, that no governmental regulations or controls will be put in place that would impact the ability of the interest owner to recover the reserves, and that our projections of future production will prove consistent with actual performance. If the reserves are recovered, the revenues therefrom and the costs related thereto could be more or less than the estimated amounts. Because of governmental policies and uncertainties of supply and demand, the sales rates, prices received for the reserves, and costs incurred in recovering such reserves may vary from assumptions made while preparing this report. The near-term gas sales forecasts used in this report were provided by Isramco. It should be noted that the actual production profile for each category may be lower or higher than the production profile used to calculate the estimates of future net revenue used in this report, and no sensitivity analysis was performed with respect to the production profile of the wells.

For the purposes of this report, we used technical and economic data including, but not limited to, well logs, geologic maps, seismic data, core data, well test data, production data, historical price and cost information, and property ownership interests. We were provided with all the necessary data to prepare the estimates for these properties, and we were not limited from access to any material we believe may be relevant. The reserves in this report have been estimated using deterministic methods; these estimates have been prepared in accordance with generally accepted petroleum engineering and evaluation principles set forth in the Standards Pertaining to the Estimating and Auditing of Oil and Gas Reserves Information promulgated by the SPE (SPE Standards). We used standard engineering and geoscience methods, or a combination of methods, including performance analysis, volumetric analysis, analogy, and reservoir modeling, that we considered to be appropriate and necessary to classify, categorize, and estimate reserves in accordance with the 2018 PRMS definitions and guidelines. Certain parameters used in our volumetric analyses are summarized in Tables VII and VIII. As in all aspects of oil and gas evaluation, there are uncertainties inherent in the interpretation of engineering and geoscience data; therefore, our conclusions necessarily represent only informed professional judgment.

Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) was engaged on December 15, 2025, by Mr. Ron Maor, Chief Executive Officer of Isramco, to perform this assessment. The data used in our estimates were obtained from Isramco, Chevron Mediterranean Limited, other interest owners, public data sources, and the nonconfidential files of NSAI and were accepted as accurate. Supporting work data are on file in our office. We have not examined the contractual rights to the properties or independently confirmed the actual degree or type of interest owned. We are independent petroleum engineers, geologists, geophysicists, and petrophysicists; we do not own an interest in these properties nor are we employed on a contingent basis. Furthermore, no limitations or restrictions were placed upon NSAI by officials of Isramco.

QUALIFICATIONS
----------------	--	--

NSAI performs consulting petroleum engineering services under Texas Board of Professional Engineers Registration No. F-2699. We provide a complete range of geological, geophysical, petrophysical, and engineering services, and we have the technical expertise and ability to perform these services in any oil and gas producing

{39}------------------------------------------------

February 25, 2026 Page 5 of 5

area in the world. The staff are familiar with the recognized industry reserves and resources definitions, specifically those promulgated by the U.S. Securities and Exchange Commission, by the Alberta Securities Commission, and by the SPE, Society of Petroleum Evaluation Engineers, World Petroleum Council, and American Association of Petroleum Geologists. The technical persons primarily responsible for preparing the estimates presented herein meet the requirements regarding qualifications, independence, objectivity, and confidentiality set forth in the SPE Standards.

This assessment has been led by Mr. John R. Cliver and Mr. Zachary R. Long. Mr. Cliver is a Senior Vice President and Mr. Long is a Vice President in the firm's Houston office at 1301 McKinney Street, Suite 3200, Houston, Texas 77010, USA. Mr. Cliver is a Licensed Professional Engineer (Texas Registration No. 107216). He has been practicing consulting petroleum engineering at NSAI since 2009 and has over 5 years of prior industry experience. Mr. Long is a Licensed Professional Geoscientist (Texas Registration No. 11792). He has been practicing consulting petroleum geoscience at NSAI since 2007 and has over 2 years of prior industry experience.

Sincerely,

NETHERLAND, SEWELL & ASSOCIATES, INC.

Texas Registered Engineering Firm F-2699

By:

Richard B. Talley, Jr., P.E.

Chairman and Chief Executive Officer

Senior Vice President Vice President

JRC:MDK

By: By: John R. Cliver, P.E. 107216 Zachary R. Long, P.G. 11792

Date Signed: February 25, 2026 Date Signed: February 25, 2026

{40}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

This document contains information excerpted from definitions and guidelines prepared by the Oil and Gas Reserves Committee of the Society of Petroleum Engineers (SPE) and reviewed and jointly sponsored by the SPE, World Petroleum Council, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Evaluation Engineers, Society of Exploration Geophysicists, Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, and European Association of Geoscientists & Engineers.

Preamble

Petroleum resources are the quantities of hydrocarbons naturally occurring on or within the Earth's crust. Resources assessments estimate quantities in known and yet-to-be-discovered accumulations. Resources evaluations are focused on those quantities that can potentially be recovered and marketed by commercial projects. A petroleum resources management system provides a consistent approach to estimating petroleum quantities, evaluating projects, and presenting results within a comprehensive classification framework.

This updated PRMS provides fundamental principles for the evaluation and classification of petroleum reserves and resources. If there is any conflict with prior SPE and PRMS guidance, approved training, or the Application Guidelines, the current PRMS shall prevail. It is understood that these definitions and guidelines allow flexibility for entities, governments, and regulatory agencies to tailor application for their particular needs; however, any modifications to the guidance contained herein must be clearly identified. The terms "shall" or "must" indicate that a provision herein is mandatory for PRMS compliance, while "should" indicates a recommended practice and "may" indicates that a course of action is permissible. The definitions and guidelines contained in this document must not be construed as modifying the interpretation or application of any existing regulatory reporting requirements.

1.0 Basic Principles and Definitions

• 1.0.0.1 A classification system of petroleum resources is a fundamental element that provides a common language for communicating both the confidence of a project's resources maturation status and the range of potential outcomes to the various entities. The PRMS provides transparency by requiring the assessment of various criteria that allow for the classification and categorization of a project's resources. The evaluation elements consider the risk of geologic discovery and the technical uncertainties together with a determination of the chance of achieving the commercial maturation status of a petroleum project.
• 1.0.0.2 The technical estimation of petroleum resources quantities involves the assessment of quantities and values that have an inherent degree of uncertainty. These quantities are associated with exploration, appraisal, and development projects at various stages of design and implementation. The commercial aspects considered will relate the project's maturity status (e.g., technical, economical, regulatory, and legal) to the chance of project implementation.
• 1.0.0.3 The use of a consistent classification system enhances comparisons between projects, groups of projects, and total company portfolios. The application of PRMS must consider both technical and commercial factors that impact the project's feasibility, its productive life, and its related cash flows.

1.1 Petroleum Resources Classification Framework

• 1.1.0.1 Petroleum is defined as a naturally occurring mixture consisting of hydrocarbons in the gaseous, liquid, or solid state. Petroleum may also contain non-hydrocarbons, common examples of which are carbon dioxide, nitrogen, hydrogen sulfide, and sulfur. In rare cases, non-hydrocarbon content can be greater than 50%.
• 1.1.0.2 The term resources as used herein is intended to encompass all quantities of petroleum naturally occurring within the Earth's crust, both discovered and undiscovered (whether recoverable or unrecoverable), plus those quantities already produced. Further, it includes all types of petroleum whether currently considered as conventional or unconventional resources.
• 1.1.0.3 Figure 1.1 graphically represents the PRMS resources classification system. The system classifies resources into discovered and undiscovered and defines the recoverable resources classes: Production, Reserves, Contingent Resources, and Prospective Resources, as well as Unrecoverable Resources.
• 1.1.0.4 The horizontal axis reflects the range of uncertainty of estimated quantities potentially recoverable from an accumulation by a project, while the vertical axis represents the chance of commerciality, Pc, which is the chance that a project will be committed for development and reach commercial producing status.

{41}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

• 1.1.0.5 The following definitions apply to the major subdivisions within the resources classification:
• A. Total Petroleum Initially-In-Place (PIIP) is all quantities of petroleum that are estimated to exist originally in naturally occurring accumulations, discovered and undiscovered, before production.
• B. Discovered PIIP is the quantity of petroleum that is estimated, as of a given date, to be contained in known accumulations before production.
• C. Production is the cumulative quantities of petroleum that have been recovered at a given date. While all recoverable resources are estimated, and production is measured in terms of the sales product specifications, raw production (sales plus non-sales) quantities are also measured and required to support engineering analyses based on reservoir voidage (see Section 3.2, Production Measurement).
• 1.1.0.6 Multiple development projects may be applied to each known or unknown accumulation, and each project will be forecast to recover an estimated portion of the initially-in-place quantities. The projects shall be subdivided into commercial, sub-commercial, and undiscovered, with the estimated recoverable quantities being classified as Reserves, Contingent Resources, or Prospective Resources respectively, as defined below.
• A. 1. Reserves are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable by application of development projects to known accumulations from a given date forward under defined conditions. Reserves must satisfy four criteria: discovered, recoverable, commercial, and remaining (as of the evaluation's effective date) based on the development project(s) applied.
  • 1. Reserves are recommended as sales quantities as metered at the reference point. Where the entity also recognizes quantities consumed in operations (CiO) (see Section 3.2.2), as Reserves these quantities must be recorded separately. Nonhydrocarbon quantities are recognized as Reserves only when sold together with hydrocarbons or CiO associated with petroleum production. If the non-hydrocarbon is separated before sales, it is excluded from Reserves.
  • 1. Reserves are further categorized in accordance with the range of uncertainty and should be sub-classified based on project maturity and/or characterized by development and production status.
• B. Contingent Resources are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from known accumulations, by the application of development project(s) not currently considered to be commercial owing to one or more contingencies. Contingent Resources have an associated chance of development. Contingent Resources may include, for example, projects for which there are currently no viable markets, or where commercial recovery is dependent on technology under development, or where evaluation of the accumulation is insufficient to clearly assess commerciality. Contingent Resources are further categorized in accordance with the range of uncertainty associated with the estimates and should be sub-classified based on project maturity and/or economic status.
• C. Undiscovered PIIP is that quantity of petroleum estimated, as of a given date, to be contained within accumulations yet to be discovered.
• D. Prospective Resources are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from undiscovered accumulations by application of future development projects. Prospective Resources have both an associated chance of geologic discovery and a chance of development. Prospective Resources are further categorized in accordance with the range of uncertainty associated with recoverable estimates, assuming discovery and development, and may be subclassified based on project maturity.
• E. Unrecoverable Resources are that portion of either discovered or undiscovered PIIP evaluated, as of a given date, to be unrecoverable by the currently defined project(s). A portion of these quantities may become recoverable in the future as commercial circumstances change, technology is developed, or additional data are acquired. The remaining portion may never be recovered because of physical/chemical constraints represented by subsurface interaction of fluids and reservoir rocks.
• 1.1.0.7 The sum of Reserves, Contingent Resources, and Prospective Resources may be referred to as "remaining recoverable resources." Importantly, these quantities should not be aggregated without due consideration of the technical and commercial risk involved with their classification. When such terms are used, each classification component of the summation must be provided.
• 1.1.0.8 Other terms used in resource assessments include the following:
• A. Estimated Ultimate Recovery (EUR) is not a resources category or class, but a term that can be applied to an accumulation or group of accumulations (discovered or undiscovered) to define those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable plus those quantities already produced from the accumulation or group of accumulations. For clarity, EUR must reference the associated technical and commercial conditions for the resources; for example, proved EUR is Proved Reserves plus prior production.
• B. Technically Recoverable Resources (TRR) are those quantities of petroleum producible using currently available technology and industry practices, regardless of commercial considerations. TRR may be used for specific Projects or for groups of Projects, or, can be an undifferentiated estimate within an area (often basin-wide) of recovery potential.

{42}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

1.2 Project-Based Resources Evaluations

• 1.2.0.1 The resources evaluation process consists of identifying a recovery project or projects associated with one or more petroleum accumulations, estimating the quantities of PIIP, estimating that portion of those in-place quantities that can be recovered by each project, and classifying the project(s) based on maturity status or chance of commerciality.
• 1.2.0.2 The concept of a project-based classification system is further clarified by examining the elements contributing to an evaluation of net recoverable resources (see Figure 1.2).

Figure 1.2—Resources evaluation

• 1.2.0.3 The reservoir (contains the petroleum accumulation): Key attributes include the types and quantities of PIIP and the fluid and rock properties that affect petroleum recovery.
• 1.2.0.4 The project: A project may constitute the development of a well, a single reservoir, or a small field; an incremental development in a producing field; or the integrated development of a field or several fields together with the associated processing facilities (e.g., compression). Within a project, a specific reservoir's development generates a unique production and cash-flow schedule at each level of certainty. The integration of these schedules taken to the project's earliest truncation caused by technical, economic, or the contractual limit defines the estimated recoverable resources and associated future net cash flow projections for each project. The ratio of EUR to total PIIP quantities defines the project's recovery efficiency. Each project should have an associated recoverable resources range (low, best, and high estimate).
• 1.2.0.5 The property (lease or license area): Each property may have unique associated contractual rights and obligations, including the fiscal terms. This information allows definition of each participating entity's share of produced quantities (entitlement) and share of investments, expenses, and revenues for each recovery project and the reservoir to which it is applied. One property may encompass many reservoirs, or one reservoir may span several different properties. A property may contain both discovered and undiscovered accumulations that may be spatially unrelated to a potential single field designation.
• 1.2.0.6 An entity's net recoverable resources are the entitlement share of future production legally accruing under the terms of the development and production contract or license.
• 1.2.0.7 In the context of this relationship, the project is the primary element considered in the resources classification, and the net recoverable resources are the quantities derived from each project. A project represents a defined activity or set of activities to develop the petroleum accumulation(s) and the decisions taken to mature the resources to reserves. In general, it is recommended that an individual project has assigned to it a specific maturity level sub-class (See Section 2.1.3.5, Project Maturity Sub-Classes) at which a decision is made whether or not to proceed (i.e., spend more money) and there should be an associated range of estimated recoverable quantities for the project (See Section 2.2.1, Range of Uncertainty). For completeness, a developed field is also considered to be a project.
• 1.2.0.8 An accumulation or potential accumulation of petroleum is often subject to several separate and distinct projects that are at different stages of exploration or development. Thus, an accumulation may have recoverable quantities in several resources classes simultaneously.
• 1.2.0.10 Not all technically feasible development projects will be commercial. The commercial viability of a development project within a field's development plan is dependent on a forecast of the conditions that will exist during the time period encompassed by the project (see Section 3.1, Assessment of Commerciality). Conditions include technical, economic (e.g., hurdle rates, commodity prices), operating and capital costs, marketing, sales route(s), and legal, environmental, social, and governmental factors forecast to exist and impact the project during the time period being evaluated. While economic factors can be summarized as forecast costs and product prices, the underlying influences include, but are not limited to, market conditions (e.g., inflation, market factors, and contingencies), exchange rates, transportation and processing infrastructure, fiscal terms, and taxes.
• 1.2.0.11 The resources being estimated are those quantities producible from a project as measured according to delivery specifications at the point of sale or custody transfer (see Section 3.2.1, Reference Point) and may permit forecasts of CiO quantities (see Section 3.2.2., Consumed in Operations). The cumulative production forecast from the effective date forward to cessation of production is the remaining recoverable resources quantity (see Section 3.1.1, Net Cash-Flow Evaluation).

{43}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

1.2.0.12 The supporting data, analytical processes, and assumptions describing the technical and commercial basis used in an evaluation must be documented in sufficient detail to allow, as needed, a qualified reserves evaluator or qualified reserves auditor to clearly understand each project's basis for the estimation, categorization, and classification of recoverable resources quantities and, if appropriate, associated commercial assessment.

2.0 Classification and Categorization Guidelines

2.1 Resources Classification

2.1.0.1 The PRMS classification establishes criteria for the classification of the total PIIP. A determination of a discovery differentiates between discovered and undiscovered PIIP. The application of a project further differentiates the recoverable from unrecoverable resources. The project is then evaluated to determine its maturity status to allow the classification distinction between commercial and sub-commercial projects. PRMS requires the project's recoverable resources quantities to be classified as either Reserves, Contingent Resources, or Prospective Resources.

2.1.1 Determination of Discovery Status

• 2.1.1.1 A discovered petroleum accumulation is determined to exist when one or more exploratory wells have established through testing, sampling, and/or logging the existence of a significant quantity of potentially recoverable hydrocarbons and thus have established a known accumulation. In the absence of a flow test or sampling, the discovery determination requires confidence in the presence of hydrocarbons and evidence of producibility, which may be supported by suitable producing analogs (see Section 4.1.1, Analogs). In this context, "significant" implies that there is evidence of a sufficient quantity of petroleum to justify estimating the in-place quantity demonstrated by the well(s) and for evaluating the potential for commercial recovery.
• 2.1.1.2 Where a discovery has identified potentially recoverable hydrocarbons, but it is not considered viable to apply a project with established technology or with technology under development, such quantities may be classified as Discovered Unrecoverable with no Contingent Resources. In future evaluations, as appropriate for petroleum resources management purposes, a portion of these unrecoverable quantities may become recoverable resources as either commercial circumstances change or technological developments occur.

2.1.2 Determination of Commerciality

• 2.1.2.1 Discovered recoverable quantities (Contingent Resources) may be considered commercially mature, and thus attain Reserves classification, if the entity claiming commerciality has demonstrated a firm intention to proceed with development. This means the entity has satisfied the internal decision criteria (typically rate of return at or above the weighted average cost-of-capital or the hurdle rate). Commerciality is achieved with the entity's commitment to the project and all of the following criteria:
• A. Evidence of a technically mature, feasible development plan.
• B. Evidence of financial appropriations either being in place or having a high likelihood of being secured to implement the project.
• C. Evidence to support a reasonable time-frame for development.
• D. A reasonable assessment that the development projects will have positive economics and meet defined investment and operating criteria. This assessment is performed on the estimated entitlement forecast quantities and associated cash flow on which the investment decision is made (see Section 3.1.1, Net Cash-Flow Evaluation).
• E. A reasonable expectation that there will be a market for forecast sales quantities of the production required to justify development. There should also be similar confidence that all produced streams (e.g., oil, gas, water, CO2) can be sold, stored, re-injected, or otherwise appropriately disposed.
• F. Evidence that the necessary production and transportation facilities are available or can be made available.
• G. Evidence that legal, contractual, environmental, regulatory, and government approvals are in place or will be forthcoming, together with resolving any social and economic concerns.
• 2.1.2.2 The commerciality test for Reserves determination is applied to the best estimate (P50) forecast quantities, which upon qualifying all commercial and technical maturity criteria and constraints become the 2P Reserves. Stricter cases [e.g., low estimate (P90)] may be used for decision purposes or to investigate the range of commerciality (see Section 3.1.2, Economic Criteria). Typically, the lowand high-case project scenarios may be evaluated for sensitivities when considering project risk and upside opportunity.
• 2.1.2.3 To be included in the Reserves class, a project must be sufficiently defined to establish both its technical and commercial viability as noted in Section 2.1.2.1. There must be a reasonable expectation that all required internal and external approvals will be forthcoming and evidence of firm intention to proceed with development within a reasonable time-frame. A reasonable time-frame for the initiation of development depends on the specific circumstances and varies according to the scope of the project. While five years is recommended as a benchmark, a longer time-frame could be applied where justifiable; for example, development of economic projects that take longer than five years to be developed or are deferred to meet contractual or strategic objectives. In all cases, the justification for classification as Reserves should be clearly documented.

{44}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

2.1.2.4 While PRMS guidelines require financial appropriations evidence, they do not require that project financing be confirmed before classifying projects as Reserves. However, this may be another external reporting requirement. In many cases, financing is conditional upon the same criteria as above. In general, if there is not a reasonable expectation that financing or other forms of commitment (e.g., farm-outs) can be arranged so that the development will be initiated within a reasonable time-frame, then the project should be classified as Contingent Resources. If financing is reasonably expected to be in place at the time of the final investment decision (FID), the project's resources may be classified as Reserves.

2.2 Resources Categorization

• 2.2.0.1 The horizontal axis in the resources classification in Figure 1.1 defines the range of uncertainty in estimates of the quantities of recoverable, or potentially recoverable, petroleum associated with a project or group of projects. These estimates include the uncertainty components as follows:
• A. The total petroleum remaining within the accumulation (in-place resources).
• B. The technical uncertainty in the portion of the total petroleum that can be recovered by applying a defined development project or projects (i.e., the technology applied).
• C. Known variations in the commercial terms that may impact the quantities recovered and sold (e.g., market availability; contractual changes, such as production rate tiers or product quality specifications) are part of project's scope and are included in the horizontal axis, while the chance of satisfying the commercial terms is reflected in the classification (vertical axis).
• 2.2.0.2 The uncertainty in a project's recoverable quantities is reflected by the 1P, 2P, 3P, Proved (P1), Probable (P2), Possible (P3) reserves; 1C, 2C, 3C, C1, C2, and C3 contingent resources; or 1U, 2U, and 3U prospective resources categories. The chance of commerciality is associated with resources classes or sub-classes and not with the resources categories reflecting the range of recoverable quantities.

2.2.1 Range of Uncertainty

• 2.2.1.1 Uncertainty is inherent in a project's resources estimation and is communicated in PRMS by reporting a range of category outcomes. The range of uncertainty of the recoverable and/or potentially recoverable quantities may be represented by either deterministic scenarios or by a probability distribution (see Section 4.2, Resources Assessment Methods).
• 2.2.1.2 When the range of uncertainty is represented by a probability distribution, a low, best, and high estimate shall be provided such that:
• A. There should be at least a 90% probability (P90) that the quantities actually recovered will equal or exceed the low estimate.
• B. There should be at least a 50% probability (P50) that the quantities actually recovered will equal or exceed the best estimate.
• C. There should be at least a 10% probability (P10) that the quantities actually recovered will equal or exceed the high estimate.
• 2.2.1.3 In some projects, the range of uncertainty may be limited, and the three scenarios may result in resources estimates that are not significantly different. In these situations, a single value estimate may be appropriate to describe the expected result.
• 2.2.1.4 When using the deterministic scenario method, typically there should also be low, best, and high estimates, where such estimates are based on qualitative assessments of relative uncertainty using consistent interpretation guidelines. Under the deterministic incremental method, quantities for each confidence segment are estimated discretely (see Section 2.2.2, Category Definitions and Guidelines).
• 2.2.1.5 Project resources are initially estimated using the above uncertainty range forecasts that incorporate the subsurface elements together with technical constraints related to wells and facilities. The technical forecasts then have additional commercial criteria applied (e.g., economics and license cutoffs are the most common) to estimate the entitlement quantities attributed and the resources classification status: Reserves, Contingent Resources, and Prospective Resources.

2.2.2 Category Definitions and Guidelines

• 2.2.2.1 Evaluators may assess recoverable quantities and categorize results by uncertainty using the deterministic incremental method, the deterministic scenario (cumulative) method, geostatistical methods, or probabilistic methods (see Section 4.2, Resources Assessment Methods). Also, combinations of these methods may be used.
• 2.2.2.2 Use of consistent terminology (Figures 1.1 and 2.1) promotes clarity in communication of evaluation results. For Reserves, the general cumulative terms low/best/high forecasts are used to estimate the resulting 1P/2P/3P quantities, respectively. The associated incremental quantities are termed Proved (P1), Probable (P2) and Possible (P3). Reserves are a subset of, and must be viewed within the context of, the complete resources classification system. While the categorization criteria are proposed specifically for Reserves, in most cases, the criteria can be equally applied to Contingent and Prospective Resources. Upon satisfying the commercial maturity criteria for discovery and/or development, the project quantities will then move to the appropriate resources sub-class. Table 3 provides criteria for the Reserves categories determination.

{45}------------------------------------------------

Excerpted from the 2018 Petroleum Resources Management System (PRMS), version 1.03 Approved by the Society of Petroleum Engineers (SPE) Board of Directors

• 2.2.2.3 For Contingent Resources, the general cumulative terms low/best/high estimates are used to estimate the resulting 1C/2C/3C quantities, respectively. The terms C1, C2, and C3 are defined for incremental quantities of Contingent Resources.
  2.2.2.4 For Prospective Resources, the general cumulative terms low/best/high estimates also apply and are used to estimate the resulting 1U/2U/3U quantities. No specific terms are defined for incremental quantities within Prospective Resources.
• 2.2.2.5 Quantities in different classes and sub-classes cannot be aggregated without considering the varying degrees of technical uncertainty and commercial likelihood involved with the classification(s) and without considering the degree of dependency between them (see Section 4.2.1, Aggregating Resources Classes).
• 2.2.2.6 Without new technical information, there should be no change in the distribution of technically recoverable resources and the categorization boundaries when conditions are satisfied to reclassify a project from Contingent Resources to Reserves.
• 2.2.2.7 All evaluations require application of a consistent set of forecast conditions, including assumed future costs and prices, for both classification of projects and categorization of estimated quantities recovered by each project (see Section 3.1, Assessment of Commerciality).

Table 1—Recoverable Resources Classes and Sub-Classes

Class/Sub-Class	Definition	Guidelines
Reserves	Reserves are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable by application of development projects to known accumulations from a given date forward under	Reserves must satisfy four criteria: discovered, recoverable, commercial, and remaining based on the development project(s) applied. Reserves are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on project maturity and/or characterized by the development and production status.
	defined conditions.	To be included in the Reserves class, a project must be sufficiently defined to establish its commercial viability (see Section 2.1.2, Determination of Commerciality). This includes the requirement that there is evidence of firm intention to proceed with development within a reasonable time-frame.
		A reasonable time-frame for the initiation of development depends on the specific circumstances and varies according to the scope of the project. While five years is recommended as a benchmark, a longer time-frame could be applied where, for example, development of an economic project is deferred at the option of the producer for, among other things, market-related reasons or to meet contractual or strategic objectives. In all cases, the justification for classification as Reserves should be clearly documented.
		To be included in the Reserves class, there must be a high confidence in the commercial maturity and economic producibility of the reservoir as supported by actual production or formation tests. In certain cases, Reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis that indicate that the subject reservoir is hydrocarbon-bearing and is analogous to reservoirs in the same area that are producing or have demonstrated the ability to produce on formation tests.
On Production	The development project is currently producing or capable of producing and selling petroleum to market.	The key criterion is that the project is receiving income from sales, rather than that the approved development project is necessarily complete. Includes Developed Producing Reserves. The project decision gate is the decision to initiate or continue economic
		production from the project.
Approved for Development	All necessary approvals have been obtained, capital funds have been committed, and implementation of the development project is ready to begin or is under way.	At this point, it must be certain that the development project is going ahead. The project must not be subject to any contingencies, such as outstanding regulatory approvals or sales contracts. Forecast capital expenditures should be included in the reporting entity's current or following year's approved budget.
	bogin or is under way.	The project decision gate is the decision to start investing capital in the construction of production facilities and/or drilling development wells.

{46}------------------------------------------------

Class/Sub-Class	Definition	Guidelines
Justified for Development	Implementation of the development project is justified on the basis of reasonable forecast commercial conditions at the time of reporting, and there are reasonable expectations that all necessary approvals/contracts will be obtained.	To move to this level of project maturity, and hence have Reserves associated with it, the development project must be commercially viable at the time of reporting (see Section 2.1.2, Determination of Commerciality) and the specific circumstances of the project. All participating entities have agreed and there is evidence of a committed project (firm intention to proceed with development within a reasonable time-frame). There must be no known contingencies that could preclude the development from proceeding (see Reserves class).
		The project decision gate is the decision by the reporting entity and its partners, if any, that the project has reached a level of technical and commercial maturity sufficient to justify proceeding with development at that point in time.
Contingent Resources	Those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from known accumulations by application of development projects, but which are not currently considered to be	Contingent Resources may include, for example, projects for which there are currently no viable markets, where commercial recovery is dependent on technology under development, where evaluation of the accumulation is insufficient to clearly assess commerciality, where the development plan is not yet approved, or where regulatory or social acceptance issues may exist.
	commercially recoverable owing to one or more contingencies.	Contingent Resources are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be subclassified based on project maturity and/or characterized by the economic status.
Development Pending	A discovered accumulation where project activities are ongoing to justify commercial development in the foreseeable future.	The project is seen to have reasonable potential for eventual commercial development, to the extent that further data acquisition (e.g., drilling, seismic data) and/or evaluations are currently ongoing with a view to confirming that the project is commercially viable and providing the basis for selection of an appropriate development plan. The critical contingencies have been identified and are reasonably expected to be resolved within a reasonable time-frame. Note that disappointing appraisal/evaluation results could lead to a reclassification of the project to On Hold or Not Viable status.
		The project decision gate is the decision to undertake further data acquisition and/or studies designed to move the project to a level of technical and commercial maturity at which a decision can be made to proceed with development and production.
Development on Hold	A discovered accumulation where project activities are on hold and/or where justification as a commercial development may be subject to significant delay.	The project is seen to have potential for commercial development. Development may be subject to a significant time delay. Note that a change in circumstances, such that there is no longer a probable chance that a critical contingency can be removed in the foreseeable future, could lead to a reclassification of the project to Not Viable status.
		The project decision gate is the decision to either proceed with additional evaluation designed to clarify the potential for eventual commercial development or to temporarily suspend or delay further activities pending resolution of external contingencies.
Development Unclarified	A discovered accumulation where project activities are under evaluation and where justification as a commercial development is	The project is seen to have potential for eventual commercial development, but further appraisal/evaluation activities are ongoing to clarify the potential for eventual commercial development.
	unknown based on available information.	This sub-class requires active appraisal or evaluation and should not be maintained without a plan for future evaluation. The sub-class should reflect the actions required to move a project toward commercial maturity and economic production.

{47}------------------------------------------------

Class/Sub-Class	Definition	Guidelines
Development Not Viable	A discovered accumulation for which there are no current plans to develop or to acquire additional data at the time because of limited commercial potential.	The project is not seen to have potential for eventual commercial development at the time of reporting, but the theoretically recoverable quantities are recorded so that the potential opportunity will be recognized in the event of a major change in technology or commercial conditions.
		The project decision gate is the decision not to undertake further data acquisition or studies on the project for the foreseeable future.
Prospective Resources	Those quantities of petroleum that are estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from undiscovered accumulations.	Potential accumulations are evaluated according to the chance of geologic discovery and, assuming a discovery, the estimated quantities that would be recoverable under defined development projects. It is recognized that the development programs will be of significantly less detail and depend more heavily on analog developments in the earlier phases of exploration.
Prospect	A project associated with a potential accumulation that is sufficiently well defined to represent a viable drilling target.	Project activities are focused on assessing the chance of geologic discovery and, assuming discovery, the range of potential recoverable quantities under a commercial development program.
Lead	A project associated with a potential accumulation that is currently poorly defined and requires more data acquisition and/or evaluation to be classified as a Prospect.	Project activities are focused on acquiring additional data and/or undertaking further evaluation designed to confirm whether or not the Lead can be matured into a Prospect. Such evaluation includes the assessment of the chance of geologic discovery and, assuming discovery, the range of potential recovery under feasible development scenarios.
Play	A project associated with a prospective trend of potential prospects, but that requires more data acquisition and/or evaluation to define specific Leads or Prospects.	Project activities are focused on acquiring additional data and/or undertaking further evaluation designed to define specific Leads or Prospects for more detailed analysis of their chance of geologic discovery and, assuming discovery, the range of potential recovery under hypothetical development scenarios.

Table 2—Reserves Status Definitions and Guidelines

Status	Definition	Guidelines
Developed Reserves	Expected quantities to be recovered from existing wells and facilities.	Reserves are considered developed only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are relatively minor compared to the cost of a well. Where required facilities become unavailable, it may be necessary to reclassify Developed Reserves as Undeveloped. Developed Reserves may be further sub-classified as Producing or Non-producing.
Developed Producing Reserves	Expected quantities to be recovered from completion intervals that are open and producing at the effective date of the estimate.	Improved recovery Reserves are considered producing only after the improved recovery project is in operation.
Developed Non-Producing Reserves	Shut-in and behind-pipe Reserves.	Shut-in Reserves are expected to be recovered from (1) completion intervals that are open at the time of the estimate but which have not yet started producing, (2) wells which were shut-in for market conditions or pipeline connections, or (3) wells not capable of production for mechanical reasons. Behind-pipe Reserves are expected to be recovered from zones in existing wells that will require additional completion work or future re-completion before start of production with minor cost to access these reserves. In all cases, production can be initiated or restored with relatively low expenditure compared to the cost of drilling a new well.

{48}------------------------------------------------

Status	Definition	Guidelines
Undeveloped Reserves	Quantities expected to be recovered through future significant investments.	Undeveloped Reserves are to be produced (1) from new wells on undrilled acreage in known accumulations, (2) from deepening existing wells to a different (but known) reservoir, (3) from infill wells that will increase recovery, or (4) where a relatively large expenditure (e.g., when compared to the cost of drilling a new well) is required to (a) recomplete an existing well or (b) install production or transportation facilities for primary or improved recovery projects.

Table 3—Reserves Category Definitions and Guidelines

Category	Definition	Guidelines
Proved Reserves	Those quantities of petroleum that, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially	If deterministic methods are used, the term "reasonable certainty" is intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability (P90) that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate.
	recoverable from a given date forward from known reservoirs and under defined economic conditions, operating methods, and government regulations.	The area of the reservoir considered as Proved includes (1) the area delineated by drilling and defined by fluid contacts, if any, and (2) adjacent undrilled portions of the reservoir that can reasonably be judged as continuous with it and commercially productive on the basis of available geoscience and engineering data.
		In the absence of data on fluid contacts, Proved quantities in a reservoir are limited by the LKH as seen in a well penetration unless otherwise indicated by definitive geoscience, engineering, or performance data. Such definitive information may include pressure gradient analysis and seismic indicators. Seismic data alone may not be sufficient to define fluid contacts for Proved reserves.
		Reserves in undeveloped locations may be classified as Proved provided that:
		A. The locations are in undrilled areas of the reservoir that can be judged with reasonable certainty to be commercially mature and economically productive.
		B. Interpretations of available geoscience and engineering data indicate with reasonable certainty that the objective formation is laterally continuous with drilled Proved locations.
		For Proved Reserves, the recovery efficiency applied to these reservoirs should be defined based on a range of possibilities supported by analogs and sound engineering judgment considering the characteristics of the Proved area and the applied development program.
Probable Reserves	Those additional Reserves that analysis of geoscience and engineering data indicates are less likely to be recovered than Proved Reserves but more	It is equally likely that actual remaining quantities recovered will greater than or less than the sum of the estimated Proved plus Probab Reserves (2P). In this context, when probabilistic methods are use there should be at least a 50% probability that the actual quantiti recovered will equal or exceed the 2P estimate.
	certain to be recovered than Possible Reserves.	Probable Reserves may be assigned to areas of a reservoir adjacen to Proved where data control or interpretations of available data are less certain. The interpreted reservoir continuity may not meet the reasonable certainty criteria.
		Probable estimates also include incremental recoveries associated with project recovery efficiencies beyond that assumed for Proved.

{49}------------------------------------------------

Category	Definition	Guidelines
Possible Reserves	Those additional reserves that analysis of geoscience and engineering data indicates are less likely to be recoverable than Probable Reserves.	The total quantities ultimately recovered from the project have a low probability to exceed the sum of Proved plus Probable plus Possible (3P), which is equivalent to the high-estimate scenario. When probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability (P10) that the actual quantities recovered will equal or exceed the 3P estimate.
		Possible Reserves may be assigned to areas of a reservoir adjacent to Probable where data control and interpretations of available data are progressively less certain. Frequently, this may be in areas where geoscience and engineering data are unable to clearly define the area and vertical reservoir limits of economic production from the reservoir by a defined, commercially mature project.
		Possible estimates also include incremental quantities associated with project recovery efficiencies beyond that assumed for Probable.
Probable and Possible Reserves	See above for separate criteria for Probable Reserves and Possible Reserves.	The 2P and 3P estimates may be based on reasonable alternative technical interpretations within the reservoir and/or subject project that are clearly documented, including comparisons to results in successful similar projects.
		In conventional accumulations, Probable and/or Possible Reserves may be assigned where geoscience and engineering data identify directly adjacent portions of a reservoir within the same accumulation that may be separated from Proved areas by minor faulting or other geological discontinuities and have not been penetrated by a wellbore but are interpreted to be in communication with the known (Proved) reservoir. Probable or Possible Reserves may be assigned to areas that are structurally higher than the Proved area. Possible (and in some cases, Probable) Reserves may be assigned to areas that are structurally lower than the adjacent Proved or 2P area.
		Caution should be exercised in assigning Reserves to adjacent reservoirs isolated by major, potentially sealing faults until this reservoir is penetrated and evaluated as commercially mature and economically productive. Justification for assigning Reserves in such cases should be clearly documented. Reserves should not be assigned to areas that are clearly separated from a known accumulation by non-productive reservoir (i.e., absence of reservoir, structurally low reservoir, or negative test results); such areas may contain Prospective Resources.
		In conventional accumulations, where drilling has defined a highest known oil elevation and there exists the potential for an associated gas cap, Proved Reserves of oil should only be assigned in the structurally higher portions of the reservoir if there is reasonable certainty that such portions are initially above bubble point pressure based on documented engineering analyses. Reservoir portions that do not meet this certainty may be assigned as Probable and Possible oil and/or gas based on reservoir fluid properties and pressure gradient interpretations.

{50}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED (1P) RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

				710 0	I DECEMBER 31, 2	.020
	Working Interest		Royaltie Interested	s Third		Net Capital	Net Abandonment	Net Operating	Future Net Revenue Before Levy and Corporate Income Taxes
B : 1		0			Total	Costs	Costs	Expenses (1)	Discounted at 0%
Period	Revenue	State	Party	Party
Ending	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
12-31-2026	589.6	65.2	53.1	5.0	123.3	78.3	_	77.0	311.0
12-31-2027	699.7	77.4	63.0	6.9	147.2	67.8	_	92.3	392.4
12-31-2028	744.2	82.3	67.0	6.5	155.8	62.9	-	94.8	430.7
12-31-2029	825.6	91.3	74.3	6.2	171.9	12.0	_	94.5	547.2
12-31-2030	834.4	92.3	75.1	5.8	173.2	18.9	-	86.8	555.6
12-31-2031	923.5	102.1	83.1	5.7	191.0	98.0	-	102.0	532.6
12-31-2032	937.8	103.7	84.4	2.1	190.2	67.2	_	99.0	581.4
12-31-2033	960.4	106.2	86.4	7.4	200.1	1.6	_	102.2	656.5
12-31-2034	979.1	108.3	88.1	1.7	198.1	1.7	-	110.1	669.2
12-31-2035	911.3	100.8	82.0	-	182.8	1.7	-	105.2	621.6
12-31-2036	706.8	78.2	63.6	-	141.8	1.8	-	89.0	474.3
12-31-2037	599.9	66.3	54.0	-	120.3	1.8	-	81.3	396.4
12-31-2038	509.5	56.3	45.9	-	102.2	1.9	-	80.1	325.4
12-31-2039	434.3	48.0	39.1	-	87.1	1.9	-	79.9	265.4
12-31-2040	369.9	40.9	33.3	-	74.2	2.0	-	80.0	213.7
12-31-2041	309.3	34.2	27.8	-	62.0	2.0	-	78.6	166.7
12-31-2042	258.6	28.6	23.3	-	51.9	2.0	29.3	75.9	99.5
12-31-2043	216.2	23.9	19.5	-	43.4	2.0	29.3	74.9	66.6
12-31-2044	180.3	19.9	16.2	-	36.2	2.0	29.3	74.1	38.7
12-31-2045	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2046	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2047	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2048	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2049	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2050	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2051	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2052	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2053	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2054	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2055	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2056	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2057	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2058
Total	11,990.6	1,326.2	1,079.3	47.3	2,452.7	427.3	87.9	1,677.6	7,345.0

Totals may not add because of rounding.

{51}------------------------------------------------

Table I Page 2 of 2

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED (1P) RESERVES ISRAMCO NEGEV.2 LIMITED PARTNERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

			Future Net Revenue After Levy and	Corporate
			Before Corporate	Income	Corporate		Future Net Revenue	After Levy and Corpo	rate Income Taxes
	Levy		Income Taxes	Tax	Income	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted
Period	Rate (2)	Levy (2)	Discounted at 0%	Rate (3)	Taxes (3)	at 0%	at 5%	at 10%	at 15%	at 20%
Ending	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
12-31-2026	44.4	138.1	172.8	23.0	45.2	127.7	124.6	121.7	119.0	116.5
12-31-2027	46.8	183.7	208.8	23.0	45.8	163.0	151.5	141.3	132.2	124.0
12-31-2028	46.8	201.6	229.1	23.0	47.3	181.8	160.9	143.2	128.2	115.2
12-31-2029	46.8	256.1	291.1	23.0	57.7	233.4	196.8	167.2	143.1	123.3
12-31-2030	46.8	260.0	295.6	23.0	58.7	236.9	190.2	154.3	126.3	104.3
12-31-2031	46.8	249.3	283.3	23.0	56.0	227.4	173.9	134.6	105.4	83.4
12-31-2032	46.8	272.1	309.3	23.0	62.0	247.3	180.1	133.1	99.7	75.6
12-31-2033	46.8	307.2	349.3	23.0	71.9	277.3	192.3	135.7	97.2	70.7
12-31-2034	46.8	313.2	356.0	23.0	74.1	281.9	186.2	125.4	85.9	59.9
12-31-2035	46.8	290.9	330.7	23.0	73.7	257.0	161.7	103.9	68.1	45.5
12-31-2036	46.8	222.0	252.3	23.0	57.5	194.8	116.7	71.6	44.9	28.7
12-31-2037	46.8	185.5	210.9	23.0	48.4	162.5	92.7	54.3	32.6	20.0
12-31-2038	46.8	152.3	173.1	23.0	39.8	133.3	72.5	40.5	23.2	13.7
12-31-2039	46.8	124.2	141.2	23.0	32.5	108.7	56.3	30.0	16.5	9.3
12-31-2040	46.8	100.0	113.7	23.0	26.1	87.6	43.2	22.0	11.5	6.2
12-31-2041	46.8	78.0	88.7	23.0	20.3	68.4	32.1	15.6	7.8	4.1
12-31-2042	46.8	46.6	53.0	23.0	12.9	40.1	17.9	8.3	4.0	2.0
12-31-2043	46.8	31.2	35.5	23.0	8.7	26.8	11.4	5.1	2.3	1.1
12-31-2044	46.8	18.1	20.6	23.0	4.8	15.8	6.4	2.7	1.2	0.5
12-31-2045	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2046	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2047	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2048	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2049	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2050	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2051	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2052	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2053	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2054	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2055	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2056	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2057	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2058	-			23.0
Total		3,430.1	3,914.9		843.2	3,071.7	2,167.3	1,610.6	1,249.3	1,003.9

Note: These estimates include revenues, royalties, and costs associated with Tamar Southwest Field volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

• Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project.

(2) Oil and gas profits levy rates and estimates are provided by Isramco.

(3) Corporate income tax rates and estimates of corporate income taxes are provided by Isramco and are its expected corporate income taxes per year.

All estimates and exhibits herein are part of this NSAI report and are subject to its parameters and conditions.

{52}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROBABLE RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FILEDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

				710 0	DECEMBER 31, 2	020
Period Ending	Working Interest Revenue (MM\$)	State (MM\$)	Royaltie Interested Party (MM\$)	s Third Party (MM\$)	Total (MM\$)	Net Capital Costs (MM\$)	Net Abandonment Costs (MM\$)	Net Operating Expenses (1) (MM\$)	Future Net Revenue Before Levy and Corporate Income Taxes Discounted at 0% (MM\$)
12-31-2026	_	_	_	0.4	0.4	_	_	_	-0.4
12-31-2027	_	_	_	0.7	0.7	_	_	_	-0.7
12-31-2027	_		_	0.7	0.7	_		_	-0.7
12-31-2029	-	-		0.8	0.8		-	_	-0.8
12-31-2030				0.8	0.8	-17.2	_	_	16.4
12-31-2031			_	1.0	1.0	-96.5		_	95.4
12-31-2032				4.2	4.2	-65.6	_	_	61.3
12-31-2033			_	-4.1	-4.1	72.4		_	-68.3
12-31-2034	_	_	_	3.1	3.1	89.6	-	_	-92.8
12-31-2035	81.3	9.0	7.3	8.7	25.0	17.2	-	4.8	34.3
12-31-2036	304.2	33.6	27.4	4.2	65.2	-	_	23.0	216.0
12-31-2037	426.4	47.2	38.4	-	85.5	_	-	32.7	308.2
12-31-2038	475.2	52.6	42.8	_	95.3	_	_	31.3	348.6
12-31-2039	406.0	44.9	36.5	_	81.4	_	-	20.6	304.0
12-31-2040	391.2	43.3	35.2	_	78.5	_	_	15.1	297.6
12-31-2041	367.4	40.6	33.1	_	73.7	_	_	12.0	281.7
12-31-2042	343.1	37.9	30.9	_	68.8	_	-29.3	9.8	293.8
12-31-2043	318.8	35.3	28.7	_	64.0	_	-29.3	9.1	275.0
12-31-2044	295.4	32.7	26.6	_	59.3	_	-29.3	8.5	257.0
12-31-2045	423.0	46.8	38.1	-	84.8	2.0	-	81.3	254.8
12-31-2046	376.1	41.6	33.8	_	75.4	2.0	_	80.2	218.5
12-31-2047	334.4	37.0	30.1	-	67.1	2.0	-	79.2	186.2
12-31-2048	295.5	32.7	26.6	_	59.3	2.0	29.3	73.1	131.8
12-31-2049	261.4	28.9	23.5	-	52.4	2.0	29.3	70.1	107.6
12-31-2050	228.7	25.3	20.6	-	45.9	2.0	29.3	70.1	81.5
12-31-2051	_	-	-	_	_	_		_	_
12-31-2052	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2053	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2054	-	-	-	_	_	_	-	-	-
12-31-2055	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2056	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2057	-	-	-	-	-	-	-	-	-
12-31-2058
Total	5,328.0	589.3	479.6	20.5	1,089.3	11.7	-	620.8	3,606.2

Totals may not add because of rounding.

{53}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROBABLE RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

			Future Net Revenue After Levy and	Corporate
			Before Corporate	Income	Corporate		Future Net Revenue	After Levy and Corpo	rate Income Taxes
Period	Levy Rate (2)	Levy (2)	Income Taxes Discounted at 0%	Tax Rate (3)	Income Taxes (3)	Discounted at 0%	Discounted at 5%	Discounted at 10%	Discounted at 15%	Discounted at 20%
Ending	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
12-31-2026	44.4	-0.2	-0.2	23.0	-0.1	-0.2	-0.2	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2027	46.8	-0.3	-0.4	23.0	-0.1	-0.3	-0.3	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2028	46.8	-0.3	-0.4	23.0	-0.1	-0.3	-0.3	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2029	46.8	-0.4	-0.4	23.0	-0.1	-0.3	-0.3	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2030	46.8	7.7	8.7	23.0	2.0	6.7	5.4	4.4	3.6	3.0
12-31-2031	46.8	44.7	50.8	23.0	11.7	39.1	29.9	23.1	18.1	14.3
12-31-2032	46.8	28.7	32.6	23.0	7.5	25.1	18.3	13.5	10.1	7.7
12-31-2033	46.8	-31.9	-36.3	23.0	-8.4	-28.0	-19.4	-13.7	-9.8	-7.1
12-31-2034	46.8	-43.4	-49.3	23.0	-11.4	-38.0	-25.1	-16.9	-11.6	-8.1
12-31-2035	46.8	16.1	18.3	23.0	4.2	14.1	8.9	5.7	3.7	2.5
12-31-2036	46.8	101.1	114.9	23.0	26.4	88.5	53.0	32.5	20.4	13.1
12-31-2037	46.8	144.2	164.0	23.0	37.7	126.2	72.0	42.2	25.3	15.5
12-31-2038	46.8	163.1	185.4	23.0	42.7	142.8	77.6	43.4	24.9	14.6
12-31-2039	46.8	142.3	161.7	23.0	37.3	124.5	64.4	34.4	18.9	10.6
12-31-2040	46.8	139.3	158.3	23.0	36.5	121.8	60.0	30.6	16.1	8.7
12-31-2041	46.8	131.8	149.9	23.0	34.6	115.2	54.1	26.3	13.2	6.8
12-31-2042	46.8	137.5	156.3	23.0	35.3	121.0	54.1	25.1	12.1	6.0
12-31-2043	46.8	128.7	146.3	23.0	33.2	113.2	48.2	21.4	9.8	4.7
12-31-2044	46.8	120.3	136.7	23.0	31.3	105.4	42.7	18.1	7.9	3.6
12-31-2045	46.8	119.3	135.6	23.0	31.1	104.4	40.3	16.3	6.8	3.0
12-31-2046	46.8	102.3	116.2	23.0	26.6	89.6	33.0	12.7	5.1	2.1
12-31-2047	46.8	87.1	99.0	23.0	22.6	76.4	26.8	9.9	3.8	1.5
12-31-2048	46.8	61.7	70.1	23.0	16.8	53.3	17.8	6.3	2.3	0.9
12-31-2049	46.8	50.4	57.2	23.0	13.7	43.6	13.9	4.6	1.6	0.6
12-31-2050	46.8	38.1	43.4	23.0	10.1	33.3	10.1	3.2	1.1	0.4
12-31-2051	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2052	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2053	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2054	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2055	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2056	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2057	-	-	-	23.0	-	-	-	-	-	-
12-31-2058	-			23.0
Total		1,687.7	1,918.5		441.3	1,477.2	685.0	342.1	182.7	103.6

Totals may not add because of rounding.

Note: These estimates include revenues, royalties, and costs associated with Tamar Southwest Field volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

• Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project.

(2) Oil and gas profits levy rates and estimates are provided by Isramco.

(3) Corporate income tax rates and estimates of corporate income taxes are provided by Isramco and are its expected corporate income taxes per year.

All estimates and exhibits herein are part of this NSAI report and are subject to its parameters and conditions.

{54}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED + PROBABLE (2P) RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

				AS U	F DECEMBER 31, 2	.023
Period Ending	Working Interest Revenue (MM\$)	State (MM\$)	Royaltie Interested Party (MM\$)	s Third Party (MM\$)	Total (MM\$)	Net Capital Costs (MM\$)	Net Abandonment Costs (MM\$)	Net Operating Expenses (1) (MM\$)	Future Net Revenue Before Levy and Corporate Income Taxes Discounted at 0% (MM\$)
12-31-2026	589.6	65.2	53.1	5.4	123.7	78.3	_	77.0	310.6
12-31-2027	699.7	77.4	63.0	7.6	147.9	67.8	_	92.3	391.7
12-31-2027	744.2	82.3	67.0	7.3	156.6	62.9	_	94.8	430.0
12-31-2029	825.6	91.3	74.3	7.0	172.6	12.0	_	94.5	546.4
12-31-2020	834.4	92.3	75.1	6.5	173.9	1.7	_	86.8	572.0
12-31-2031	923.5	102.1	83.1	6.7	192.0	1.6	_	102.0	628.0
12-31-2032	937.8	103.7	84.4	6.3	194.5	1.6	_	99.0	642.7
12-31-2032	960.4	106.2	86.4	3.3	195.9	74.0		102.2	588.2
12-31-2034	979.1	108.3	88.1	4.8	201.2	91.3	_	110.1	576.5
12-31-2035	992.6	109.8	89.3	8.7	207.8	18.9	_	110.0	656.0
12-31-2036	1.011.0	111.8	91.0	4.2	207.0	1.8	_	111.9	690.3
12-31-2037	1,026.3	113.5	92.4		205.9	1.8	_	114.0	704.6
12-31-2038	984.7	108.9	88.6	_	197.5	1.9	_	111.4	673.9
12-31-2039	840.3	92.9	75.6	_	168.6	1.9	_	100.5	569.4
12-31-2040	761.1	84.2	68.5	_	152.7	2.0	_	95.1	511.3
12-31-2041	676.7	74.8	60.9	_	135.8	2.0	_	90.6	448.4
12-31-2042	601.7	66.5	54.2		120.7	2.0	_	85.7	393.3
12-31-2043	535.0	59.2	48.2		107.3	2.0		84.0	341.7
12-31-2044	475.7	52.6	42.8	_	95.4	2.0	_	82.6	295.7
12-31-2045	423.0	46.8	38.1	_	84.8	2.0	_	81.3	254.8
12-31-2046	376.1	41.6	33.8	_	75.4	2.0	_	80.2	218.5
12-31-2047	334.4	37.0	30.1	_	67.1	2.0	-	79.2	186.2
12-31-2048	295.5	32.7	26.6	_	59.3	2.0	29.3	73.1	131.8
12-31-2049	261.4	28.9	23.5	_	52.4	2.0	29.3	70.1	107.6
12-31-2050	228.7	25.3	20.6		45.9	2.0	29.3	70.1	81.5
12-31-2051	-	-	-		-	-	-	-	-
12-31-2052								_
12-31-2053	_	_	-	_	-	_	_	_	_
12-31-2054	_	_	-	_	_	_	-	_	_
12-31-2055	_	_	_	_	-	_	_	_	_
12-31-2056	-	-	-	_	_	_	_	_	_
12-31-2057	_	_	-	_	_	_	_	_	_
12-31-2058
Total	17,318.6	1,915.4	1,558.8	67.7	3,542.0	439.0	87.9	2,298.5	10,951.2

Totals may not add because of rounding.

{55}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED + PROBABLE (2P) RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTNERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

				AOC	DEOLINDLING,	2020
			Future Net Revenue After Levy and Before Corporate	Corporate Income	Corporate		Future Net Revenue	After Levy and Corpo	rate Income Taxes
	Levy		Income Taxes	Tax	Income	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted
Period	Rate (2)	Levy (2)	Discounted at 0%	Rate (3)	Taxes(3)	at 0%	at 5%	at 10%	at 15%	at 20%
Ending	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
12-31-2026	44.4	138.0	172.6	23.0	45.1	127.5	124.4	121.6	118.9	116.4
12-31-2027	46.8	183.3	208.4	23.0	45.7	162.7	151.2	141.0	131.9	123.8
12-31-2028	46.8	201.2	228.7	23.0	47.3	181.5	160.6	143.0	128.0	115.0
12-31-2029	46.8	255.7	290.7	23.0	57.6	233.1	196.5	167.0	142.9	123.1
12-31-2030	46.8	267.7	304.3	23.0	60.7	243.7	195.6	158.7	129.9	107.3
12-31-2031	46.8	293.9	334.1	23.0	67.7	266.5	203.7	157.7	123.5	97.8
12-31-2032	46.8	300.8	341.9	23.0	69.5	272.4	198.4	146.6	109.8	83.3
12-31-2033	46.8	275.3	312.9	23.0	63.6	249.4	173.0	122.0	87.4	63.5
12-31-2034	46.8	269.8	306.7	23.0	62.8	243.9	161.1	108.5	74.4	51.8
12-31-2035	46.8	307.0	349.0	23.0	77.9	271.1	170.5	109.6	71.9	48.0
12-31-2036	46.8	323.1	367.2	23.0	83.9	283.3	169.7	104.1	65.3	41.8
12-31-2037	46.8	329.8	374.9	23.0	86.1	288.8	164.8	96.5	57.9	35.5
12-31-2038	46.8	315.4	358.5	23.0	82.4	276.1	150.0	83.9	48.1	28.3
12-31-2039	46.8	266.5	302.9	23.0	69.7	233.2	120.7	64.4	35.3	19.9
12-31-2040	46.8	239.3	272.0	23.0	62.6	209.4	103.2	52.6	27.6	14.9
12-31-2041	46.8	209.9	238.6	23.0	54.9	183.6	86.2	41.9	21.0	10.9
12-31-2042	46.8	184.1	209.2	23.0	48.2	161.1	72.0	33.4	16.1	8.0
12-31-2043	46.8	159.9	181.8	23.0	41.8	140.0	59.6	26.4	12.1	5.8
12-31-2044	46.8	138.4	157.3	23.0	36.2	121.1	49.1	20.8	9.1	4.2
12-31-2045	46.8	119.3	135.6	23.0	31.1	104.4	40.3	16.3	6.8	3.0
12-31-2046	46.8	102.3	116.2	23.0	26.6	89.6	33.0	12.7	5.1	2.1
12-31-2047	46.8	87.1	99.0	23.0	22.6	76.4	26.8	9.8	3.8	1.5
12-31-2048	46.8	61.7	70.1	23.0	16.8	53.3	17.8	6.2	2.3	0.9
12-31-2049	46.8	50.4	57.2	23.0	13.6	43.6	13.9	4.6	1.6	0.6
12-31-2050	46.8	38.1	43.4	23.0	10.0	33.3	10.1	3.2	1.1	0.4
12-31-2051	_	_	-	23.0	_	-	-	-	_	_
12-31-2052	_	_	-	23.0	_	-	-	-	_	_
12-31-2053	-	_	_	23.0	_	-	-	-	-	-
12-31-2054	_	_	-	23.0	_	-	-	-	_	_
12-31-2055	_	_	-	23.0	_	-	-	-	_	_
12-31-2056	_	_	-	23.0	_	-	-	-	_	_
12-31-2057	_	_	_	23.0	_	_	_	_	_	_
12-31-2058	-			23.0
Total		5,117.8	5,833.4		1,284.5	4,549.0	2,852.3	1,952.7	1,431.9	1,107.5

Totals may not add because of rounding.

Note: These estimates include revenues, royalties, and costs associated with Tamar Southwest Field volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

• Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project.

(2) Oil and gas profits levy rates and estimates are provided by Isramco.

(3) Corporate income tax rates and estimates of corporate income taxes are provided by Isramco and are its expected corporate income taxes per year.

All estimates and exhibits herein are part of this NSAI report and are subject to its parameters and conditions.

{56}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES POSSIBLE RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

	Working		Royaltie			Net	Net	Net	Before Levy and Corporate
Period Ending	Interest Revenue (MM\$)	State (MM\$)	Interested Party (MM\$)	Third Party (MM\$)	Total (MM\$)	Capital Costs (MM\$)	Abandonment Costs (MM\$)	Operating Expenses (1) (MM\$)	Income Taxes Discounted at 0% (MM\$)
12-31-2026	_	_	_	0.4	0.4	_	_	_	-0.4
12-31-2027	_	_	_	0.7	0.7	_	_	_	-0.7
12-31-2028	-			0.6	0.6	-		_	-0.6
12-31-2029	-			0.6	0.6	-		_	-0.6
12-31-2030	_	_	_	0.5	0.5	_	_	_	-0.5
12-31-2031	_	_	_	0.5	0.5	_	_	_	-0.5
12-31-2032	_	_	_	0.4	0.4	_	_	_	-0.4
12-31-2033	-			3.1	3.1	-72.4		_	69.3
12-31-2034			_	1.2	1.2	-89.6		_	88.4
12-31-2035	_	_	_	-5.2	-5.2	38.0	_	_	-32.7
12-31-2036	-		_	1.2	1.2	124.1		_	-125.3
12-31-2037			_	10.1	10.1			_	-10.1
12-31-2038	57.8	6.4	5.2	9.3	20.9		_	4.7	32.2
12-31-2039	222.6	24.6	20.0	2.1	46.8	-		17.7	158.1
12-31-2040	230.4	25.5	20.7		46.2		_	20.1	164.1
12-31-2041	231.3	25.6	20.8		46.4	_	_	18.1	166.8
12-31-2042	229.8	25.4	20.7	_	46.1	-		17.0	166.7
12-31-2043	226.5	25.0	20.4	_	45.4	_	_	13.2	167.9
12-31-2044	221.6	24.5	19.9		44.5	_	_	0.9	176.3
12-31-2045	215.6	23.8	19.4		43.3	_	_	-11.2	183.6
12-31-2046	208.7	23.1	18.8	_	41.9	_	_	-10.1	176.9
12-31-2047	201.2	22.2	18.1	_	40.4	-		-9.1	169.9
12-31-2048	191.9	21.2	17.3	_	38.5	_	-29.3	-3.0	185.8
12-31-2049	182.7	20.2	16.4		36.6	_	-29.3	-	175.4
12-31-2050	177.9	19.7	16.0		35.7	_	-29.3	_	171.5
12-31-2051	372.4	41.2	33.5		74.7	2.0		70.1	225.7
12-31-2052	341.1	37.7	30.7		68.4	2.0		70.1	200.6
12-31-2053	312.3	34.5	28.1	_	62.7	2.0	_	70.1	177.6
12-31-2054	286.0	31.6	25.7	_	57.4	2.0		70.1	156.6
12-31-2055	261.9	29.0	23.6	-	52.5	2.0	29.3	70.1	108.0
12-31-2056	239.9	26.5	21.6	_	48.1	2.0	29.3	70.1	90.4
12-31-2057	172.2	19.1	15.5	-	34.6	2.0	29.3	52.6	53.9
12-31-2058
Total	4.583.9	507.0	412.6	25.4	945.0	13.7	_	531.4	3.093.8

Totals may not add because of rounding.

{57}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES POSSIBLE RESERVES ISRAMCO NEGEV.2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

			Future Net Revenue After Levy and	Corporate
	Levy		Before Corporate Income Taxes	Income Tax	Corporate Income	Discounted	Future Net Revenue Discounted	After Levy and Corpo Discounted	rate Income Taxes Discounted	Discounted
Period	Rate (2)	Levy (2)	Discounted at 0%	Rate (3)	Taxes (3)	at 0%	at 5%	at 10%	at 15%	at 20%
Ending	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
Litaria	(70)	(111114)	(111114)	(75)	(ινι.φ)	(1411414)	(111114)	(111114)	(111114)	(111114)
12-31-2026	44.4	-0.2	-0.2	23.0	-0.1	-0.2	-0.2	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2027	46.8	-0.3	-0.4	23.0	-0.1	-0.3	-0.3	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2028	46.8	-0.3	-0.3	23.0	-0.1	-0.3	-0.2	-0.2	-0.2	-0.2
12-31-2029	46.8	-0.3	-0.3	23.0	-0.1	-0.2	-0.2	-0.2	-0.1	-0.1
12-31-2030	46.8	-0.2	-0.3	23.0	-0.1	-0.2	-0.2	-0.1	-0.1	-0.1
12-31-2031	46.8	-0.2	-0.2	23.0	-0.1	-0.2	-0.2	-0.1	-0.1	-0.1
12-31-2032	46.8	-0.2	-0.2	23.0	-0.1	-0.2	-0.1	-0.1	-0.1	-0.1
12-31-2033	46.8	32.4	36.9	23.0	8.5	28.4	19.7	13.9	10.0	7.2
12-31-2034	46.8	41.4	47.0	23.0	10.8	36.2	23.9	16.1	11.0	7.7
12-31-2035	46.8	-15.3	-17.4	23.0	-4.0	-13.4	-8.4	-5.4	-3.6	-2.4
12-31-2036	46.8	-58.6	-66.7	23.0	-15.3	-51.3	-30.8	-18.9	-11.8	-7.6
12-31-2037	46.8	-4.7	-5.4	23.0	-1.2	-4.1	-2.4	-1.4	-0.8	-0.5
12-31-2038	46.8	15.0	17.1	23.0	3.9	13.2	7.2	4.0	2.3	1.3
12-31-2039	46.8	74.0	84.1	23.0	19.4	64.8	33.5	17.9	9.8	5.5
12-31-2040	46.8	76.8	87.3	23.0	20.1	67.2	33.1	16.9	8.9	4.8
12-31-2041	46.8	78.1	88.7	23.0	20.4	68.3	32.1	15.6	7.8	4.0
12-31-2042	46.8	78.0	88.7	23.0	20.4	68.3	30.5	14.2	6.8	3.4
12-31-2043	46.8	78.6	89.3	23.0	20.6	68.8	29.3	13.0	6.0	2.8
12-31-2044	46.8	82.5	93.8	23.0	21.6	72.2	29.3	12.4	5.4	2.5
12-31-2045	46.8	85.9	97.7	23.0	22.5	75.1	29.0	11.7	4.9	2.1
12-31-2046	46.8	82.8	94.1	23.0	21.8	72.4	26.6	10.3	4.1	1.7
12-31-2047	46.8	79.5	90.4	23.0	21.0	69.4	24.3	8.9	3.4	1.4
12-31-2048	46.8	86.9	98.8	23.0	22.1	76.8	25.6	9.0	3.3	1.3
12-31-2049	46.8	82.1	93.3	23.0	21.0	72.3	23.0	7.7	2.7	1.0
12-31-2050	46.8	80.3	91.3	23.0	20.9	70.4	21.3	6.8	2.3	8.0
12-31-2051	46.8	105.6	120.1	23.0	27.6	92.5	26.7	8.1	2.6	0.9
12-31-2052	46.8	93.9	106.7	23.0	24.5	82.2	22.6	6.6	2.0	0.7
12-31-2053	46.8	83.1	94.5	23.0	21.6	72.9	19.1	5.3	1.6	0.5
12-31-2054	46.8	73.3	83.3	23.0	19.0	64.3	16.0	4.3	1.2	0.4
12-31-2055	46.8	50.5	57.5	23.0	13.9	43.6	10.3	2.6	0.7	0.2
12-31-2056	46.8	42.3	48.1	23.0	11.5	36.5	8.3	2.0	0.5	0.1
12-31-2057	46.8	25.2	28.7	23.0	6.7	22.0	4.7	1.1	0.3	0.1
12-31-2058	-			23.0
Total		1,447.9	1,645.9		378.6	1,267.3	453.2	181.5	80.5	39.1

Note: These estimates include revenues, royalties, and costs associated with Tamar Southwest Field volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

• Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project.

(2) Oil and gas profits levy rates and estimates are provided by Isramco.

(3) Corporate income tax rates and estimates of corporate income taxes are provided by Isramco and are its expected corporate income taxes per year.

All estimates and exhibits herein are part of this NSAI report and are subject to its parameters and conditions.

{58}------------------------------------------------

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED + PROBABLE + POSSIBLE (3P) RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

	Working		Royaltie	s Third		Net	Net	Net	Before Levy and Corporate Income Taxes
Period Ending	Interest Revenue (MM\$)	State (MM\$)	Interested Party (MM\$)	Party (MM\$)	Total (MM\$)	Capital Costs (MM\$)	Abandonment Costs (MM\$)	Operating Expenses (1) (MM\$)	Discounted at 0% (MM\$)
12-31-2026	589.6	65.2	53.1	5.8	124.1	78.3	-	77.0	310.2
12-31-2027	699.7	77.4	63.0	8.2	148.6	67.8	_	92.3	391.1
12-31-2028	744.2	82.3	67.0	7.9	157.2	62.9	_	94.8	429.3
12-31-2029	825.6	91.3	74.3	7.6	173.2	12.0	_	94.5	545.9
12-31-2030	834.4	92.3	75.1	7.0	174.4	1.7	_	86.8	571.5
12-31-2031	923.5	102.1	83.1	7.2	192.5	1.6	_	102.0	627.6
12-31-2032	937.8	103.7	84.4	6.7	194.9	1.6	_	99.0	642.3
12-31-2033	960.4	106.2	86.4	6.4	199.0	1.6	_	102.2	657.5
12-31-2034	979.1	108.3	88.1	6.0	202.4	1.7	_	110.1	664.9
12-31-2035	992.6	109.8	89.3	3.4	202.5	56.9	_	110.0	623.2
12-31-2036	1.011.0	111.8	91.0	5.4	208.2	125.8	_	111.9	565.0
12-31-2037	1,026.3	113.5	92.4	10.1	216.0	1.8	_	114.0	694.5
12-31-2038	1,042.5	115.3	93.8	9.3	218.5	1.9	_	116.1	706.1
12-31-2039	1,062.9	117.6	95.7	2.1	215.3	1.9	_	118.2	727.5
12-31-2040	991.5	109.7	89.2	_	198.9	2.0	_	115.2	675.4
12-31-2041	908.0	100.4	81.7	_	182.2	2.0	_	108.7	615.2
12-31-2042	831.5	92.0	74.8	-	166.8	2.0	-	102.7	560.1
12-31-2043	761.5	84.2	68.5	_	152.8	2.0	_	97.2	509.6
12-31-2044	697.3	77.1	62.8	-	139.9	2.0	-	83.5	472.0
12-31-2045	638.6	70.6	57.5	-	128.1	2.0	-	70.1	438.4
12-31-2046	584.8	64.7	52.6	-	117.3	2.0	-	70.1	395.4
12-31-2047	535.5	59.2	48.2	-	107.4	2.0	_	70.1	356.0
12-31-2048	487.4	53.9	43.9	-	97.8	2.0	-	70.1	317.6
12-31-2049	444.1	49.1	40.0	-	89.1	2.0	-	70.1	282.9
12-31-2050	406.7	45.0	36.6	-	81.6	2.0	-	70.1	253.0
12-31-2051	372.4	41.2	33.5	-	74.7	2.0	_	70.1	225.7
12-31-2052	341.1	37.7	30.7	-	68.4	2.0	-	70.1	200.6
12-31-2053	312.3	34.5	28.1	-	62.7	2.0	-	70.1	177.6
12-31-2054	286.0	31.6	25.7	-	57.4	2.0	-	70.1	156.6
12-31-2055	261.9	29.0	23.6	-	52.5	2.0	29.3	70.1	108.0
12-31-2056	239.9	26.5	21.6	-	48.1	2.0	29.3	70.1	90.4
12-31-2057	172.2	19.1	15.5	-	34.6	2.0	29.3	52.6	53.9
12-31-2058
Total	21,902.5	2.422.4	1,971.4	93.2	4.487.0	452.7	87.9	2.829.9	14.045.0

Totals may not add because of rounding.

{59}------------------------------------------------

Table V Page 2 of 2

REVENUE, COSTS, AND TAXES PROVED + PROBABLE + POSSIBLE (3P) RESERVES ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTINERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE 1/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

			After Levy and Before Corporate	Corporate Income	Corporate		Future Net Revenue	After Levy and Corpo	rate Income Taxes
	Levy		Income Taxes	Tax	Income	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted	Discounted
Period	Rate (2)	Levy (2)	Discounted at 0%	Rate (3)	Taxes (3)	at 0%	at 5%	at 10%	at 15%	at 20%
Ending	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(%)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)	(MM\$)
12-31-2026	44.4	137.8	172.4	23.0	45.1	127.3	124.2	121.4	118.7	116.2
12-31-2027	46.8	183.0	208.0	23.0	45.6	162.4	151.0	140.8	131.7	123.6
12-31-2028	46.8	200.9	228.4	23.0	47.2	181.2	160.4	142.8	127.8	114.9
12-31-2029	46.8	255.5	290.4	23.0	57.5	232.9	196.3	166.8	142.8	123.0
12-31-2030	46.8	267.5	304.1	23.0	60.6	243.5	195.5	158.5	129.8	107.2
12-31-2031	46.8	293.7	333.9	23.0	67.6	266.3	203.6	157.6	123.4	97.7
12-31-2032	46.8	300.6	341.7	23.0	69.5	272.2	198.2	146.5	109.7	83.2
12-31-2033	46.8	307.7	349.8	23.0	72.0	277.8	192.6	135.9	97.4	70.8
12-31-2034	46.8	311.2	353.7	23.0	73.6	280.1	185.0	124.6	85.4	59.5
12-31-2035	46.8	291.7	331.6	23.0	73.9	257.7	162.1	104.2	68.3	45.6
12-31-2036	46.8	264.4	300.6	23.0	68.6	232.0	139.0	85.3	53.5	34.2
12-31-2037	46.8	325.0	369.5	23.0	84.8	284.6	162.4	95.1	57.1	35.0
12-31-2038	46.8	330.4	375.6	23.0	86.4	289.3	157.2	87.9	50.4	29.6
12-31-2039	46.8	340.5	387.0	23.0	89.1	298.0	154.2	82.3	45.2	25.4
12-31-2040	46.8	316.1	359.3	23.0	82.7	276.6	136.4	69.5	36.5	19.7
12-31-2041	46.8	287.9	327.3	23.0	75.3	252.0	118.3	57.5	28.9	14.9
12-31-2042	46.8	262.1	298.0	23.0	68.6	229.4	102.6	47.6	22.9	11.3
12-31-2043	46.8	238.5	271.1	23.0	62.4	208.7	88.9	39.4	18.1	8.6
12-31-2044	46.8	220.9	251.1	23.0	57.8	193.3	78.4	33.2	14.6	6.6
12-31-2045	46.8	205.2	233.2	23.0	53.7	179.6	69.4	28.0	11.8	5.1
12-31-2046	46.8	185.1	210.4	23.0	48.4	162.0	59.6	23.0	9.2	3.9
12-31-2047	46.8	166.6	189.4	23.0	43.6	145.8	51.1	18.8	7.2	2.9
12-31-2048	46.8	148.6	169.0	23.0	38.9	130.1	43.4	15.2	5.6	2.2
12-31-2049	46.8	132.4	150.5	23.0	34.6	115.9	36.8	12.3	4.3	1.6
12-31-2050	46.8	118.4	134.6	23.0	30.9	103.7	31.4	10.0	3.4	1.2
12-31-2051	46.8	105.6	120.1	23.0	27.6	92.5	26.7	8.1	2.6	0.9
12-31-2052	46.8	93.9	106.7	23.0	24.5	82.2	22.6	6.6	2.0	0.7
12-31-2053	46.8	83.1	94.5	23.0	21.6	72.9	19.0	5.3	1.6	0.5
12-31-2054	46.8	73.3	83.3	23.0	19.0	64.3	16.0	4.3	1.2	0.4
12-31-2055	46.8	50.5	57.5	23.0	13.9	43.6	10.3	2.6	0.7	0.2
12-31-2056	46.8	42.3	48.1	23.0	11.5	36.5	8.3	2.0	0.5	0.1
12-31-2057	46.8	25.2	28.7	23.0	6.7	22.0	4.7	1.1	0.3	0.1
12-31-2058	-			23.0
Total		6,565.7	7,479.3		1,663.0	5,816.3	3,305.5	2,134.2	1,512.5	1,146.6

Totals may not add because of rounding.

Note: These estimates include revenues, royalties, and costs associated with Tamar Southwest Field volumes that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

• Operating costs are limited to direct project-level costs, insurance costs, workover costs, transportation costs associated with exports to Egypt, indirect headquarters general and administrative overhead expenses, and Isramco's estimate of the portion of the operator's headquarters general and administrative overhead expenses that can be directly attributed to this project.

(2) Oil and gas profits levy rates and estimates are provided by Isramco.

(3) Corporate income tax rates and estimates of corporate income taxes are provided by Isramco and are its expected corporate income taxes per year.

All estimates and exhibits herein are part of this NSAI report and are subject to its parameters and conditions.

{60}------------------------------------------------

HISTORICAL PRODUCTION AND OPERATING EXPENSE DATA ISRAMCO NEGEV-2 LIMITED PARTNERSHIP INTEREST TAMAR AND TAMAR SOUTHWEST FIELDS, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

	Isramco Working Interest Production		Average Per Prod	duction Unit (\$/MCF)		Reserves Depletion Rate (1)
Year	(BCF)	Price Received	Royalties Paid	Production Costs	Net Revenue	(%)
2025 (2)	102.7	5.01	0.99	0.68	3.34	3.6
2024	103.2	5.16	0.99	0.71	3.46	3.5
2023	93.3	5.10	1.02	0.60	3.49	3.2

Note: Values in this table have been provided by Isramco; these values are based on historical data since January 2023 and include condensate production, revenue, and costs.

⁽¹⁾ The reserves depletion rate is the percentage of yearly gas produced to the estimated proved plus probable reserves at the beginning of that year.

⁽²⁾ The 2025 data is representative of unaudited financial data.

{61}------------------------------------------------

VOLUMETRIC INPUT SUMMARY TAMAR FIELD, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

	Gross Rock Volume (acre-feet)			Area (acres)			Average (	Gross Thickness	s (1)(2) (feet)	Net-to-Gross Ratio (decimal)
Reservoir	Low Estimate	Best Estimate	High Estimate	Low Estimate	Best Estimate	High Estimate	Low Estimate	Best Estimate	High Estimate	Low Estimate	Best Estimate	High Estimate
A Sand	2,736,240	2,859,085	2,977,962	20,907	21,431	22,918	131	133	130	0.88	0.94	0.93
B Sand	1,653,815	1,708,212	1,785,974	14,384	14,960	15,703	115	114	114	0.72	0.85	0.85
C Sand	1,778,480	1,862,492	1,958,261	9,676	9,777	9,866	184	190	198	0.87	0.88	0.90

	Porosity (3) (decimal)			Gas Saturation (decimal)			Gas Formation Volume Factor (SCF/RCF) (4)			Gas Recovery Factor (decimal)
	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High
Reservoir	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate
·
A Sand	0.26	0.26	0.25	0.75	0.78	0.83	368	370	372	0.66	0.70	0.74
B Sand	0.25	0.25	0.24	0.76	0.79	0.82	368	370	372	0.66	0.70	0.74
C Sand	0.25	0.24	0.24	0.78	0.81	0.83	368	370	372	0.66	0.70	0.74

Note: For the purposes of this report, we used technical and economic data including, but not limited to, well logs, geologic maps, seismic data, core data, well test data, production data, historical price and cost information, and property ownership interests.

Average gross thickness is calculated by dividing the gross rock volume by the area.

The structural character of the A Sand results in a lower average gross thickness in the high estimate case relative to the low and best estimate cases; the structural character of the B Sand results in a lower average gross thickness in the best and high estimate cases relative to the low estimate cases.

lower average gross trickness in the best and riigh estimate cases relative to the low estimate case.

The increasing net-to-gross ratio between cases includes lower-porosity rock, which results in a lower porosity in the best and high estimate cases relative to the low estimate case.

The abbreviation SCF/RCF represents standard cubic feet per reservoir cubic foot.

{62}------------------------------------------------

VOLUMETRIC INPUT SUMMARY TAMAR SOUTHWEST FIELD, TAMAR LEASE I/12, OFFSHORE ISRAEL AS OF DECEMBER 31, 2025

	Gross Rock Volume (1) (acre-feet)			Area (1) (acres)			Average (	Gross Thickness	(2)(3) (feet)	Net-to-Gross Ratio (decimal)
	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High
Reservoir	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate
A Sand	289,735	332,391	377,551	2,306	3,032	3,530	126	110	107	0.99	1.00	1.00
B Sand	100,068	128,469	164,411	898	1,008	1,188	111	127	138	0.82	0.87	0.88

	Porosity (decimal)			Gas Saturation (decimal)			Gas Formation	on Volume Facto	r (SCF/RCF)(4)	Gas Recovery Factor (decimal)
	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High	Low	Best	High
Reservoir	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate	Estimate
A Sand	0.24	0.24	0.24	0.84	0.87	0.89	370	372	374	0.66	0.70	0.74
B Sand	0.22	0.22	0.22	0.78	0.81	0.85	370	372	374	0.55	0.60	0.65

Note: For the purposes of this report, we used technical and economic data including, but not limited to, well logs, geologic maps, seismic data, core data, well test data, production data, historical price and cost information, and property ownership interests.

⁽¹⁾ Gross rock volume and area include the total A Sand and B Sand reservoir volumes, including those that extend beyond the current Tamar Lease boundary.

Gross rock volume and area include trie lotal A Santi and a Santi and reservoir volume by the area.

A verage gross thickness is calculated by dividing the gross rock volume by the area.

The structural character of the A Sand results in a lower average gross thickness in the best and high estimate cases relative to the low estimate case.

The abbreviation SCF/RCF represents standard cubic feet per reservoir cubic foot.