OverviewMain Pass Energy Hub™ LNG Export Project

January 31, 2017

© 2017 MPEH LLC

MPEH LLC

1

Global LNG Services AS (GLS), established in 2013, is an LNG project developer that will build, own, and operate LNG liquefaction, storage and offloading vessels (FLNGs) for export of natural gas for locations in the U.S. and other global locations

GLS was selected by Freeport‐McMoRan Energy (FME) to acquire and develop its Main Pass Energy Hub™ (MPEH) project as a location for the first two of a series of FLNG vessels to be developed and operated globally 

MPEH was previously permitted in 2007 by the Maritime Administration (MARAD) as a Deepwater Natural Gas Port for the importation and regasification of LNG, processing and storage of natural gas in on‐site underground salt caverns, and pipeline transportation of natural gas and NGLs to nearby markets

GLS has developed LIQUI‐MAX™ Vessels (LMVs) based on its own proprietary LIQUI‐MAX™ platform, a highly efficient patent protected natural gas processing and liquefaction technology for FLNG vessels, with per vessel throughput rates of 12 million tons per annum, resulting in industry leading low unit cost

The MPEH site coupled with GLS technology and commercial strategy will provide the first of many industry leading low cost LNG liquefaction facilities

THE COMPANY

MPEH LLC

2

GLS‐MPEH MILESTONES 2015 – Reconfigured and expanded the standard FLNG concept into GLS’s patented Liqui‐Max 

vessel with 12 million tonnes per annum throughput and a fully loaded unit cost breakeven below $2.00 per MMBtu

2016 ‐ Received technical validation on the LIQUI‐MAX process configuration, air cooling, and nitrogen processing designs

November 2016 – Acquired Main Pass Energy Hub project site and all associated assets (including intellectual property and the FTA permit for 24 MTPA) from Freeport‐McMoRan Energy LLC

December 2016 – Completed portions of pre‐FEED and FEED for solicitation of indicative quotes from shipyards and equipment suppliers

January 2017 – Evaluation of gas supply, pipeline, and pre‐processing plant locations for MPEH completed ‐ discussions in progress with major international companies for selection of pre‐liquefaction manager

January 2017 ‐ Indicative quotes received, validating CAPEX estimates 

January 2017 – Re‐engagement with MARAD for project permitting

MPEH LLC

3

MAIN PASS ENERGY HUB™ LNG EXPORT PROJECT

MPEH LLC

4

Main Pass Energy Hub™Main Pass Block 299

Lat: 29°15’56”Lon: 88°45’34”

Henry Hub

Mississippi

Louisiana

Alabama

Gulf of Mexico

Located Offshore in Gulf of Mexico

16 miles offshore Louisiana ‐ 5 miles from coastal shipping lanes ‐ 210 ft (65 m) water depth

MPEH LLC

5

MPEH Offshore Terminal with two 

LIQUI‐MAXTM vessels24 MTPA

and new platform structures

Note: View shown with pre‐processing located onshore 

MPEH DEEPWATER PORT LNG EXPORT CONFIGURATION

MPEH LLC

6

Scalable 3‐6‐9‐12 MTPA LNG output per vessel

100 % air cooling

Liquefaction using efficient  N2 trains

Use of N2 offers significant safety benefits

Thrusters  for offloading and  propulsion

Side‐by‐side offloading 

300,000 m3 storage per vessel (GTT Mark III)

Design supports current permitting criteria

Vessel hull 390m x 64mKey Technical Features

THE LIQUI‐MAXTM VESSEL

MPEH LLC

7

PROPOSED MPEH DWP LNG EXPORT TERMINAL CAPACITY

Two LIQUI‐MAX™ Vessels (24‐MTPY) 

Day Year*

Natural gas supply 3.94 Bcf 1.36 Tcf(0.112 Bm3) (38.5 Bm3) 

1,359 TBtu

LNG liquefaction capacity 3.50 Bcf 1.21 Tcf(69,600 tonnes)  (24 million tonnes)

1,238 Tbtu

* Year values are based on 345 operating days per year

MPEH LLC

8

PRE‐LIQUEFACTION SUMMARY The MPEH LNG export project consists of two main segments:

– Gas supply from source to loading flange on liquefaction vessels (“Pre‐Liquefaction”)– The LIQUI‐MAX™ Vessel portion of the business

GLS intends to farm‐out to a Pre‐Liquefaction Manager (PLM) all pre‐liquefaction activities:– Natural Gas Acquisition and Supply including balancing, storage, and swapping– Pipeline Transportation including pipeline acquisitions and/or expansions – Pre‐processing of the gas from pipeline quality to liquefaction quality and  liquids production– Offshore Gas Receiving Platform for receipt of the pre‐processed  gas, recompression, gas precooling 

systems and in‐field pipelines to transport  gas to the LMVs

GLS will issue a separate RFP for Hub Management, which includes:– Support vessels such as tugs and supply vessels– Port logistics and scheduling of in‐coming and out‐going LNG carriers– Port safety, security,  regulatory compliance, weather surveillance, and personnel transfers  – Hub Management , including port operations, may be part of the PLM responsibilities

MPEH LLC

9

LNG EXPORT TERMINAL PRE‐PROCESSINGPipeline quality gas will be preprocessed to liquefaction quality by reducing the concentration of contaminants to the levels below:

Variable Feed to Pre-processing

Pre-processedgas Typical LNG spec

mole % mole %H2O 0.010 0.000 max 0.1 ppmv (UOP)

N2 1.000 1.000 max 1.5 mole% (typical)

CO2 2.000 0.005 max 50 ppmv (UOP)

H2S 0.001 0.000max 2 ppmv (UOP)

(0.125 grains per 100 SCF)

C1 94.102 96.053C2 2.600 2.653C3 0.200 0.204iC4 0.025 0.025nC4 0.035 0.035

iC5 0.009 0.009 C5+ max 1000 ppmv (UOP)

nC5 0.006 0.006C6+ 0.012 0.010 C6+ max 100 ppmv (UOP)

Total 100.000 100.000

HYSYS Calculation HYSYS calculation

SG 0.584 0.586

HHV (Btu/Scf) 1022 1013 1000 - 1150STABLE NGL ADSORPTION 0 BPD

STABLE NGL COLD FLASH 150 BPD

MPEH LLC

10

SEVERAL MAJOR GAS SYSTEMS ARE LOCATED IN THE VICINITY OF MPEH 

Chandeleur

Destin

Gulfstream

Transco

DIGP

Vioska Knoll

Main Pass Energy Hub™

Tennessee

Texas Eastern

SONAT

MPEH LLC

11

MAJOR EASTERN USA PIPELINE NETWORKS

MPEH LLC

12

LOWER 48 STATES SHALE PLAYS

MPEH LLC

13

MPEH SHIPPING ADVANTAGES

Venice

• MPEH offshore location allows quick access from shipping lanes to facility without entry into river systems and inland ports

• Round trip time from a central point “A” in the Gulf of Mexico to the LNG facility is estimated at 2.3 days for MPEH vs. 7 to 8 days for other facilities in west Louisiana and east Texas

LEGEND

MPEH

Shipping Lanes

LEGEND

MPEH

Shipping Lanes

Pt A

MPEH

MPEH LLC

14

Main Pass 299 Edge of Dome

Mont Belvieu Edge of Dome Mont Belvieu•Largest storage facility of hydrocarbon liquids in the world

•2‐mile (3.2 km) diameter salt dome

•131 caverns• Avg. size 1‐1/2 to 2 

MM Bbls• Total volume 350 

MM Bbls• All liquids storage

MPEH•2‐mile (3.2 km) diameter salt dome

•Potential Capacity: +39 caverns• 15 million (MM) Bbls 

(2.4 MM m3) or 9.3 Bcf (263 MM m3) each

•Total Potential Volume:• 585 MM Bbls (93 MM 

m3) or 363 Bcf (10.3 bm3)

MPEH potential storage capacity is comparable to Mont Belvieu and could be developed for storage of natural gas, crude, LPGs, and refined products

MPEH LLC

15

APPROVALS REQUIRED FOR EXPORT PROJECT

• MARAD– The “one window” application review process created by Congress in the Deepwater Port Act enables a 

comprehensive, coordinated, and timely decision from all agencies involved in the permitting process  

– The methodology discussed with MARAD for preparation of the export application is to use the existing body of work, created in the preparation of an import facility, as a basis for the export application

– Review and approval of permit applications under the Deepwater Port Act is legislatively mandated to be completed in less than one year, with clock stoppages if needed for additional information submittals

• DOE– On May 24, 2013, DOE approved MPEH for export of natural gas to FTA countries as noted in Order No. 

3290: “FME is authorized to export domestically produced LNG by vessel from the proposed MPEH Port, to be located in Federal waters in Main Pass Block 299…”

– The non‐FTA portion of the application will be revised and processed after MARAD has completed an environmental review of the project

• FERC

– If on‐land pipelines and pre‐processing are part of the MPEH project, FERC/State approval would be required under the overall MARAD permitting process.

MPEH LLC

16

MARAD RECORD OF DECISION ‐ 2007

• Record of Decision (ROD) issued in 2007 for MPEH LNG Import will be used in part as a basis for development of an export applicationThe MPEH Deepwater Port (DWP) import facility was approved per the ROD based on use of the existing structures located on the Sulphur & Salt Lease as well as use of the salt dome for brine production and natural gas storage to support the overall operations.  Functions of the DWP included LNG import, gas storage in caverns, natural gas liquids extraction, and gas/NGL pipeline transportation.

The project underwent an extensive NEPA analysis that included a full Environmental Impact Statement and Environmental Assessment as well as developmental input and review by other agencies including:

• USCG• MMS (now BSEE & BOEM)• EPA• NOAA Fisheries• USCG 8th District• FERC (onshore pipelines)• DOT Office of Pipeline Safety• US Fish & Wildlife Service• US Army Corps of Engineers• LDNR Office of Coastal Management

The review resulted in a favorable Record of Decision for the project by the Maritime Administration (MARAD)

MPEH LLC

17

THE MPEH PROJECT TIMELINE

MPEH LLC

18

GLS LIQUI‐MAX™ PLATFORM

MPEH LLC

19

THE GLS BREAKTHROUGH – LIQUI‐MAX™

• Gas pre‐processing remote from the FLNG vessel; generic vessel functionality – liquefaction, storage and offloading only.    

• Low unit cost driven by high liquefaction rates per vessel, 12 million tons per annum

• Gas pre‐cooling synergies exploited between pre‐processing plant and liquefaction vessel

• Nitrogen process – the safest process available

• Proprietary air cooling lay‐out on cantilever in combination with the most recent air cooler developments provide 100% process air cooling

‐ Verified by Major Contractors ‐

‐ Protected by Multiple Patents Applications ‐

MPEH LLC

20

ADVANTAGES OF THE LIQUI‐MAX™ SYSTEM INCLUDE:

Lowest liquefaction costs and tolling fee levels per mmbtu

Huge seawater intakes eliminated  by unique GLS cooling solution, minimizing impacts to the marine and fisheries environment

Offshore location mitigates safety risks for local communities, while still offering extensive permanent employment opportunities and other economic benefits

Controlled shipyard environment enables superior quality control, cost control, and development speed compared to onshore, onsite construction

Gas pre‐processing located on fixed structure/barges or onshore, and placing liquefaction trains on a vessel hull enables GLS to select the best solutions from both the onshore and offshore world

Floating liquefaction units can be relocated to other global regions if market conditions change

Patents already received or pending for the LIQUI‐MAX™ System

MPEH LLC

21

ADDITIONAL DRIVERS OF THE GLS COST ADVANTAGES

Reconfiguration of vessel to locate non‐cryogenic systems to off‐vessel or second vessel locations Standardization of equipment and systems to “off‐the‐shelf” 

designs, providing competitive alternatives Open‐art liquefaction technology ‐ no costly tied equipment Use of field proven process components only, allowing 

straightforward industry process verification Vessel and associated construction in controlled yard 

environment Fixed‐price, lump‐sum contracting with no change orders Alignment of interests with sub‐contractors for cost 

minimization Industrial series production – not a one‐off project

MPEH LLC

22

CONTACT INFORMATION

MPEH LLC(owned by GLS subsidiary Main Pass LMC AS)

David C. LandryPresidentMain Pass Energy Hub™1615 Poydras StreetNew Orleans, LA  70112  U.S.A.

Office:+1 504‐582‐4880mpeh@gls‐ltd.com

Global LNG Services AS

Paul L. EckboChairmanGlobal LNG Services, ASInkognitogata 33, 0256 Oslo, Norway

Office:+47 22 04 94 50info@gls‐ltd.comwww.gls‐ltd.com

Jan 31, 2017