美国证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-K
(第一标记)
依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年报 | ||
财政年度终了年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 | ||
从_
委员会档案编号001-34018
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
(州或其他司法管辖区成立为法团或组织) | (国税局雇主识别号码) | ||||
(主要行政办公室地址，包括邮编) | |||||
(403 ) 265-3221
(登记人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一班的职称 | 交易符号 | 注册的每个交易所的名称 |
多伦多证券交易所 | ||
伦敦证券交易所 | ||
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如“证券法”第405条所界定，登记人是否为知名的经验丰富的发行人，请勾选。
是 o 不 ý
如果注册人不需要根据该法第13条或第15(D)条提交报告，请用复选标记表示。
是 o 不 ý
用检查标记标明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)条要求在过去12个月内提交的所有报告(或登记人被要求提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这类备案要求的限制。成本是 ý电话号码 o
通过检查标记说明注册人是否以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条要求提交的每一份交互数据文件(或要求注册人提交此类文件的期限较短)。
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者，还是较小的报告公司或新兴的增长公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
大型加速箱 | ☐ | ☒ | |
非加速滤波器 | ☐ | 小型报告公司 | |
新兴成长型公司 | |||
如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。再发 o
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是 ☐ 不 ý
非联营公司所持有的有表决权及无表决权普通股的总市值。2019年6月30日，注册人最近一次完成的第二财政季度的最后一个营业日大约是$0.5 十亿.
在……上面2020年2月24日, 366,981,556 注册人普通股的票面价值为0.001美元的股票已发行。
以参考方式合并的文件
本报告第三部分所要求的信息，在本报告未列明的情况下，以参考注册人关于2020年股东年会的最终委托书的方式纳入，最终委托书将在120天后提交证券交易委员会。2019年12月31日.
1
格拉能源公司
表格10-K年度报告
截至2019年12月31日止的年度
目录
页 | ||
第一部分 | ||
项目1和2。 | 商业及物业 | 5 |
项目1A。 | 危险因素 | 17 |
项目1B。 | 未解决的工作人员意见 | 24 |
项目3. | 法律程序 | 24 |
项目4. | 矿山安全披露 | 24 |
第二部分 | ||
项目5. | 注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买 | 26 |
项目6. | 选定财务数据 | 27 |
项目7. | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 29 |
项目7A. | 市场风险的定量和定性披露 | 49 |
项目8. | 财务报表和补充数据 | 50 |
项目9. | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 83 |
项目9A. | 管制和程序 | 84 |
项目9B. | 其他资料 | 86 |
第III部 | ||
项目10. | 董事、执行干事和公司治理 | 86 |
项目11. | 行政薪酬 | 86 |
项目12. | 某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 | 86 |
项目13. | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 87 |
项目14. | 主要会计费用及服务 | 87 |
第IV部 | ||
项目15. | 证物、财务报表附表 | 87 |
项目16. | 表格10-K摘要 | 93 |
签名 | 93 | |
2
关于前瞻性声明的告诫性语言
这份关于表10-K的年度报告包括经修正的1933年“证券法”第27A节(“证券法”)和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的前瞻性陈述。本年度报表10-K表中除历史事实陈述外，关于我们的财务状况、估计数量和储备金净现值、业务战略、管理当局对未来业务的计划和目标、契约遵守情况、资本支出计划的所有陈述，以及在这些报表之前、之后或以其他方式包括“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“指标”、“目标”、“计划”、“预算”、“目标”、“应”等字的陈述，或类似的表达式或变体在这些表达式上是前瞻性语句。我们不能保证前瞻性声明所依据的假设将被证明是正确的，或者即使是正确的，介入的情况也不会导致实际结果与预期不同。由于前瞻性陈述受到风险和不确定性的影响，实际结果可能与前瞻性陈述所表达或暗示的结果大相径庭。有一些风险、不确定因素和其他重要因素可能导致我们的实际结果与前瞻性声明大不相同，包括但不限于第一部分第1A项所列的声明。本年报表格10-K中的“危险因素”。除联邦证券法另有规定外，本年报10-K表向证券交易委员会(“SEC”)提交之日起提供本报告所载的资料。, 我们拒绝任何义务或承诺公开发布任何更新或修订任何前瞻性陈述，本年度报告中的表10-K，以反映任何变化，我们的期望，或任何事件，条件或情况的变化，任何前瞻性声明的基础。
石油和天然气术语汇编
在本报告中，以下简称具有以下含义：
BBL | 桶 | 麦克夫 | 千立方英尺 |
姆布尔 | 千桶 | MMcf | 百万立方英尺 |
姆贝尔 | 百万桶 | bcf | 十亿立方英尺 |
英国央行 | 石油当量桶 | 波普 | 每日石油桶 |
姆博伊 | 百万桶石油当量 | NAR | 税后净额 |
波普 | 每日石油当量桶 | ||
销售量表示按库存变化和损失调整的生产NAR。据报道，我们的石油和天然气储量。我们的产品也被报道为NAR，除非另有特别注明为“特许权使用费前的工作利益生产”.根据气和油的近似相对能量含量，以每桶油6 mcf的速度将气量转化为气液比。这一比率并不一定表明石油和天然气价格之间的关系。Boes可能具有误导性，特别是在单独使用时。BOE转换比为6 Mcf：1 bbl是基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，而不代表井口的等效值。
下面是对石油和天然气行业中一些常用术语的解释，以及本报告中的解释。
已开发的土地。分配或分配给生产井或能生产的井的英亩数。
发展良好。在已探明的油气藏区域内钻到已知地层层的深度的井。
干洞。勘探井或开发井，不生产商业数量的石油或天然气。
开发活动。从储集层中回收流体、钻探和开发油气储量的过程。
勘探井。探井是指在先前发现的另一个油藏中发现一个新的油田或新的储集层而钻的一口井。一般来说，探井是指不属于开发井、延伸井、服务井或地层测试井的任何一口井。
领域。由一个或多个储集层组成的区域，它们都集中在或与同一地质构造特征和/或地层条件有关。
恶心的英亩或恶心的水井。我们拥有工作权益的总英亩或水井。
3
净英亩或净井。我们拥有的劳动权益的总和，以毛英亩或毛井表示为整数和整数的分数。
可能的储备。可能的储备是那些不一定会比可能的储备更不确定的额外储备。证券交易委员会在条例S-X规则第4-10(A)(17)条中提供了可能的储备的完整定义。
可能的储备。可能增加的储备，是指那些较不一定会收回的额外储备，但连同已证实的储备，则与不收回的可能性相同。证交会在条例S-X规则第4-10(A)(18)条中提供了可能的储备的完整定义。
生产良好。发现有能力生产足够数量的碳氢化合物的油井，其生产收益超过生产费用和税收。
已探明储量一般来说，可以用现有设备和作业方法从现有井中回收的储备。证券交易委员会在条例S-X第4-10(A)(6)条中对已开发的石油和天然气储量作出了完整的定义。
探明储量这些石油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理肯定地估计，从某一特定日期、已知的水库和在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、操作方法和政府规章中，经济上可以生产，除非有证据表明，更新是合理肯定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估算。提取碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
(I)经证实的水库面积包括：
(A)因钻井而识别并受流体接触(如有的话)限制的范围，及
(B)邻近的未钻孔部分，这些部分可以合理肯定地被判定为与之连续，并根据现有的地球科学和工程数据，含有经济上可生产的石油或天然气。
(2)在没有流体接触数据的情况下，已证实的储集层数量受到最低已知碳氢化合物(“LKH”)的限制，除非地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性确定较低的接触。
(Iii)如透过井内的直接观测，界定了已知最高的油(“HKO”)海拔，而有关的气顶可能存在，则只有在地球科学、工程或表现资料及可靠的技术能合理确定地学、工程或表现资料及可靠的技术建立较高的联系时，才可在储层结构较高的部分分配已探明的石油储备。
(4)在下列情况下，可通过采用改进的采油技术(包括但不限于注液)经济地生产的储量列入已证实的分类：
(A)在水库的某一地区进行试验，而该试验项目的性质并不比整个水库更有利，在该水库或类似的水库内安装的程序的操作，或使用可靠技术的其他证据，均能确立该工程或计划所依据的工程分析的合理确定性；及(由1998年第25号第2条修订)
(B)该项目已获包括政府实体在内的所有必要缔约方和实体批准开发。
(5)现有的经济条件包括价格和成本，以确定储集层的经济可产性。该价格应为报告所述期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月每月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格是由合同安排确定的，不包括基于未来条件的升级。
未开发的储量。一般而言，预计将从未钻探土地上的新井或需要较大费用重新完工的现有井中收回储备。证券交易委员会在条例S-X第4-10(A)(31)条中对未开发的石油和天然气储量作出了完整的定义。
储备。储量是估计石油、天然气和有关物质的剩余数量，预计在某一特定日期，通过将开发项目应用于已知的累积量，经济上可生产。此外，必须存在或合理预期将存在生产的合法权利或生产中的收入权益，安装将石油和天然气或相关物质交付市场的手段，以及实施该项目所需的所有许可证和资金。
未开发的土地。未钻探或完成油井的租赁面积，使其能够生产经济数量的石油和天然气，而不论这种面积是否含有已探明的储量。
4
工作兴趣。使业主有权在财产上和生产的一部分上钻、生产和进行经营活动的经营权益，并要求业主承担钻井和生产作业费用的一部分。
第一部分
项目1和2。商业及物业
一般
Gran Tierra Energy Inc.及其子公司(“Gran Tierra”、“the Company”、“us”、“our”或“we”)是一家专注于哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探和生产的公司。我们哥伦比亚的财产代表100%我们的探明储量2019年12月31日。为截至2019年12月31日止的年度, 100% (2018年12月31日 - 100%，和2017年12月31日终了年度 - 98%)我们的收入和其他收入是在哥伦比亚产生的。
我们于2008年6月根据内华达州的法律成立，并于2016年10月将我们的注册州改为特拉华州。
本年度报表10-K表中提及的所有美元(美元)金额均为美国(美国)。美元，除非另有说明。
2019概述
收购和处置
在……上面(一九二九年二月二十日)，我们获得了36.2%工作兴趣(“WI”)和经营在苏伦特区块和100%WI在Llanos-5区块，作为现金的考虑7 910万美元的期票150万美元。从以下几个方面看，我们在苏伦特区的WI有所增加。16%到52%。截至2019年12月31日，苏伦特街区6,084探明储量和10,390已探明的附加可能储量的MBoe。
在……上面2019年5月22日我们为位于厄瓜多尔东方省的Charapa、Chanangue和Iguana区块签订了参与合同，并为这些区块获得了100%的WI和运营权。我们预计将于2020年在厄瓜多尔开始勘探钻探计划。加块138,239拥有基础设施的极具前景的盆地中的几英亩土地。
在截至2019年12月31日止的年度，我们被授予四个勘探区块(PU-21，PU-33，Llanos-85和VMM-24)，通过在哥伦比亚的成功投标回合。新授予的区块增加286,729哥伦比亚极具前景的流域中的英亩土地，所有这些土地都有基础设施。
2019操作要点
在截至2019年12月31日止的年度，我们的资本支出3.793亿美元其中大部分发生在哥伦比亚。在……里面2019，我们钻了六探井，五水喷射器，以及25开发井。
这个六勘探井在PUT-1、PU-7、El Porton、Llanos-10和Santana区块钻井。截至2019年12月31日, 三在这些油井中，二正在进行中一是一口干井。
我们打探五注水井，都在米达斯区块。
我们打探25开发井；19在米达斯街区，三在VMM-2块和三在查扎街区。截至2019年12月31日, 22在这些油井中，二没有达到经济增长率一正在进展中。
.的.七在哥伦比亚进行中的富国银行2018年12月31日，三人正在生产，三人干涸，一人仍在进行中。2019年12月31日.
在2019年期间，我们在Acordionero油田启用了设施，并继续在Chaza区块的Moqueta和Costayaco油田开展其他设施工程。
5
2020展望
哥伦比亚仍然是我们的主要重点，占我们的97%2020资本项目，其余部分用于厄瓜多尔的勘探活动。
下表显示了我们2020资本计划：
井数 (毛额) | 井数 (净额) | 2020年资本预算 (百万美元) | |
哥伦比亚 | |||
主要发展 | 16-19 | 15-18 | 140-160 |
水煤浆勘探 | 1-2 | 1-2 | 25-35 |
厄瓜多尔 | |||
水煤浆勘探 | 0-1 | 0-1 | 0-10 |
17-22 | 16-21 | 175-195(1) | |
(1)假定勘探预算金额的中点
基于2020指导，预计资本预算约80%用于开发，20%用于勘探。2020年资本计划中包括的大约20%的发展活动预计将用于设施。
我们希望我们的2020资本项目全部由运营现金流提供资金。
经营策略
我们的战略是以可持续的方式增加我们在哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探、发展和生产机会组合。我们正在采取措施，通过开发储量和通过提高石油采收率(“采收率”)技术增加储量，从而增加现有资产的现金流量。我们已经整合了足够的勘探机会，开始一个为期三到五年的勘探项目，我们预计该项目将通过业务现金流的再投资获得充分的资金。
6
石油和天然气特性-哥伦比亚和厄瓜多尔
收购
在……上面(一九二九年二月二十日)，我们获得了36.2%苏伦特区块的Wi和运作，Llanos-5区块的100%WI，以现金为代价7 910万美元的期票150万美元。从以下几个方面看，我们在苏伦特区的WI有所增加。16%到52%.
在……上面2019年5月22日我们为位于厄瓜多尔东方省的Charapa、Chanangue和Iguana区块签订了参与合同，并为这些区块获得了100%的WI和运营权。我们预计将于2020年在厄瓜多尔开始勘探钻探计划。
7
在截至2019年12月31日止的年度，我们被授予四个勘探区块(PU-21，PU-33，Llanos-85和VMM-24)，通过在哥伦比亚的成功投标回合。
不包括可能放弃的区块，我们在29哥伦比亚的街区，三在厄瓜多尔的分块，是接线员29那些街区。
勘探区块和承诺
下表汇总了我们对某些区块的勘探承诺。2019年12月31日:
盆地 | 块 | 当前相 | 剩余承诺，本阶段 |
哥伦比亚 | |||
普图马约 | 阿利亚 1848-A | 3 & 4 | 1口探井 |
普图马约 | 阿利亚 1947-C | 2* | 1口探井 |
普图马约 | Chaza E&P | 生产 | 1口探井 |
普图马约 | PUT-1 | 2* | 2口探井 |
普图马约 | PUT-2 | 2** | 3口探井 |
普图马约 | Put-4 | 1 | 1口探井 |
普图马约 | Put-7 | 2 | 2口探井 |
普图马约 | 放-10 | 1* | 73公里二维地震，2口探井 |
普图马约 | Put-25 | 1 | 1口探井 |
普图马约 | Put-31 | 1 | 200公里2三维地震，1.9 km二维地震，1口探井 |
拉诺斯 | 伊拉-1 | 1** | 97.5公里2三维地震1口探井 |
拉诺斯 | 伊拉-5 | 1** | 133公里2三维地震1口探井 |
拉诺斯 | 拉拉-22 | 1 & 2* | 85公里2三维地震1口探井 |
拉诺斯 | 拉拉-70 | 1** | 163.4公里2三维地震1口探井 |
拉诺斯 | 伊拉-85 | 1 | 50公里2三维地震，451公里2三维地震后处理 |
卡关-普图马约 | 提尼瓜 | 2* | 1口探井 |
厄瓜多尔 | |||
东方 | 查拉帕 | 1 | 50 km二维地震、172点地表地球化学、7口探井 |
东方 | 香奈月 | 1 | 再处理190公里2三维地震155点地表地球化学5口探井 |
东方 | 鬣蜥 | 1 | 后处理201公里2三维地震2口探井 |
*截至2020年2月24日，因发牌限制或社会原因而被停牌
**截至2020年2月24日，因安全问题暂停
版税
哥伦比亚特许权使用费由哥伦比亚2002年第756号法律管理，经2012年第1530号法律修订。2002年第756号法律颁布后的所有发现都有下文所述的分级特许权使用费。在2002年第756号法律颁布之前所作的发现有20%的特许权费，如果这种发现根据社团合同退还给国家政府，则另有12%的人申请32%的总特许权费。
8
Agencia Nacional de Hidrocarburos(国家碳氢化合物署)(“ANH”)合同的特许权使用费是根据2002年第756号法律所述的滑动比例计算的。这些使用费是在个别油田的基础上进行的，从5，000桶以下的总产量8%的基本使用费开始，在5，000至125，000桶的总产量中，以线性方式从8%增加到20%，在125，000至400，000桶之间的总产量稳定在20%。在400，000至600，000 bopd之间的总产量中，这一比率以线性方式从20%增加到25%。对于总产量超过60万bopd的，版税税率固定在25%。桑塔纳区块和南希-伯丁-马克辛区块对现有产量的固定率分别为32%和20%，新发现或经安海公司正式批准的增量生产的滑动规模。除滑动版税外，下列区块还有额外的x因素使用费：Llanos-22，Putumayo-2，Putumayo-4和Putumayo-7：1%；Sinu-1，VMM-2和Llanos-10：3%；Putumayo-1：5%；Putumayo-31：12%；Sinu-3：17%；Putumayo 25：19%；Llanos-1，Llanos-70：31%；Llanos-53：33%。
就气田而言，开采权费是以个别气田为基础，每天毛产量少于28.5毫马克的天然气的基本使用费为6.4%。特许权使用费从日产天然气总量6.4%增加到16%，日产天然气28.5MMcf和天然气日产712.5 MMcf，每天天然气总产量稳定在16%至2，280 MMcf之间，然后以线性方式从日产天然气总量的16%增至20%，从每天2.28至3.42Bcf。对于日产量超过3.42bcf的天然气，特许权使用费固定在20%。
2004年及以后根据ANH石油管理制度签订的勘探和生产合同(“HPR特许权使用费”)适用于开采区累计总产量大于5 MMbbl且参考价格超过合同规定的触发价格的情况。对于2010、2012和2014年哥伦比亚招标轮授予的勘探和生产合同，一旦来自合同管辖地区的开采超过5 MMbbl累计产量，而不是合同指定的任何特定开采区域，则将适用HPR特许权。在…2019年12月31日，我们的生产来自查扎区块的Costayaco和Moqueta开发区，以及Midas区块的Acordionero开发地区，均需缴纳HPR版税。HPR特许权使用费是根据每月平均参考WTI价格(P)中超过基准价格(PO)的部分的确定百分比(S)计算的，除以每月平均参考价格(P)。
除了这些政府特许权使用费外，我们在2006年进入哥伦比亚时购买的Guayuyaco和Chaza区块的原始权益也要缴纳第三方版税。我们在2008年收购Solana时获得的Guayuyaco和Chaza的额外权益不受这一第三方版税的约束。最高的版权费从工作利益的2%开始，减去政府的版税。对于在协议签订之日起10年内发现的新商业领域，在达到规定的门槛之后，Crosby Capital，LLC(“Crosby”)保留将压倒一切的特许权使用费权利转化为净利润利息(“NPI”)的权利。这一NPI范围从7.5%到10%的工作利益生产，减少滑动规模的政府特许使用费，如上所述，以及运营和间接费用。不对HPR版税作任何调整。在某些预先存在的领域，Crosby没有权利将其压倒一切的版税权转换为NPI。此外，还有只适用于先前存在的字段的有条件重写版权费权利.目前，我们在查扎区块的Costayaco和Moqueta油田生产的50%的工作利益和在Guayuyaco区块的Juanambu油田生产的工作利益的35%，以及在Guayuyaco区块的Guayuyaco油田生产的工作利益的最高版税，我们受到10%的NPI的限制。
Putumayo-7和Putumayo 1街区除收取政府版税外，还须缴纳第三方版税。Putumayo-7：根据收购Putumayo-7区块权益的协议条款，从Putumayo-7区块生产的特许权使用费10%支付给第三方。特许权使用费的条款允许向哥伦比亚政府(或任何联邦、州、地区或地方政府机构)支付交通费、营销费和手续费(包括根据Putumayo-7区块合同第39节支付给ANH的特许权使用费-“高价的权利”)和税款(以任何一方的收入衡量的税金和增值税或任何类似的税款除外)，并向哥伦比亚政府(或任何联邦、州、地区或地方政府机构)和ANH支付现金或实物，并在向第三方支付使用费之前从生产收入中扣除1%的‘X’因素付款。根据收购Putumayo-1区块权益的协议条款，从Putumayo-1区块生产的3%的特许权使用费支付给第三方。特许权使用费的条款不允许从生产收入中扣除任何费用、特许权使用费和税款。
行政设施
我们的主要执行办公室位于加拿大阿尔伯塔省的卡尔加里。卡尔加里办公室租约将于2022年11月29日到期。我们在哥伦比亚和厄瓜多尔也有办公空间。
9
估计准备金
我们的 2019 储备wAre由McDaniel国际公司独立编写。(“McDaniel”)，McDaniel&Associates的全资子公司。McDaniel&Associates公司成立于1955年，是一家独立的加拿大咨询公司，过去60年来一直为世界石油工业提供石油和天然气储量评估服务。它们在储量评价、资源评估、地质研究以及获取和处置咨询服务方面拥有国际公认的专门知识。麦克丹尼尔的办公室位于加拿大卡尔加里。主要负责编制McDaniel储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息评估和审计标准”中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。
负责监督编制储备预算的主要内部技术人员是首席业务干事。他拥有萨斯喀彻温大学地质工程学士学位，是阿尔伯塔省专业工程师协会、地质学家和地球物理学家协会成员。他负责我们的工程活动，包括储量报告，资产评估，油藏管理和现场开发。他有20多年的上游石油和天然气多学科经验和8年的高层领导经验，包括在国际石油和天然气公司担任领导项目管理职务。
我们制定了估算和评价储量的内部控制措施。我们对储量估计的内部控制包括：至少每年由一家独立的油藏工程公司对储量进行100%的评估；并遵循审查控制措施，包括对储量估计中使用的假设进行独立的内部审查，并将这一内部审查的结果提交我们的储量委员会。对组织的几个级别的计算和数据进行审查，以确保一致和适当的标准和程序。我们的政策适用于所有参与编制和报告储量估计数的工作人员，包括地质、工程和财务人员。
如第1A项所述，估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要作出重大判断。“危险因素”。储量估算过程要求我们在评估每项财产的现有地质、地球物理、工程和经济数据时使用重大决策和假设。因此，准备金估计的准确性取决于数据的质量、基于数据的假设的准确性以及与数据有关的解释和判断。
探明储量是指经地球科学和工程数据分析后，在现有经济条件、操作方法和政府规定的条件下，在提供经营权的合同到期之前，从已知水库的某一特定日期起，可以合理地确定经济可生产的储量，除非有证据表明，更新是合理肯定的。“合理确定性”一词意味着高度信任实际回收的石油或天然气数量将等于或超过估计数。为了获得合理的确定性，我们和独立的后备工程师采用了已证明具有一致性和重复性的技术。探明储量的估计是通过整合相关的地质、工程和生产数据，利用现场证明的技术，产生可重复和一致的结果，如SEC条例所规定的。在这些综合评估中使用的数据包括直接通过井眼从地下获取的信息，如测井日志、储层岩心样本、流体样本、静、动压力信息、生产测试数据等。, 监视和性能信息。使用的数据还包括通过地震数据等间接测量获得的地下信息。用于解释这些数据的工具包括专有的和商业上可用的地震处理软件和商业上可用的储层建模和模拟软件。利用类似油藏的储层参数，提高了现有储量估计的质量和信心。用于估算每个储集层储量的方法或方法组合是根据每个储集层的独特情况和估计时可用的数据集确定的。可能的储量是指不一定能比已探明的储量肯定回收的储量，但与已探明的储量相比，这些储量与未收回的可能性相同。对可能通过额外钻井或开采技术可能回收的储量的估计，其性质比已探明储量的估计更不确定，因此，我们无法实际实现的风险大大增加。截至2005年12月31日分配的可能的准备金2019年12月31日所依据的是现有碳氢化合物采收率高于已探明储量的假定百分比，以及与已探明储量相邻的储集层区域，在这些地区，数据控制或对现有数据的解释不那么确定。
可能的储备是指比可能的储备更不确定要收回的储备。对可能的储备的估计本身也是不准确的。对可能的和可能的储量的估计也不断根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变化和其他因素进行修订。已分配的可能准备金2019年12月31日是基于碳氢化合物回收的更大百分比
10
对于可能的储量以及与可能储量相邻的储集层的区域，如果数据控制或对现有数据的解释不那么确定，则比假定的要到位。
下表列出截至2019年12月31日:
油 | 天然气 | 石油和天然气 | |||||||
储备金类别 | (Mbbl) | (MMcf) | (MBoe) | ||||||
证明 | |||||||||
已探明已开发储量共计 | 36,465 | 1,008 | 36,633 | ||||||
已探明未开发储量共计 | 30,864 | 886 | 31,012 | ||||||
已探明储量共计 | 67,329 | 1,894 | 67,645 | ||||||
极有可能(1) | |||||||||
可能开发储备总额 | 19,896 | 339 | 19,953 | ||||||
可能未开发的储备金共计 | 38,259 | 992 | 38,424 | ||||||
可能的准备金总额 | 58,155 | 1,331 | 58,377 | ||||||
可能(1) | |||||||||
可能开发的储备总额 | 21,368 | 460 | 21,445 | ||||||
可能未开发的储备金共计 | 16,351 | 1,019 | 16,521 | ||||||
可能的准备金总额 | 37,719 | 1,479 | 37,966 | ||||||
(1) 对可能的和可能的储量的估计比已证实的储量更不确定，但由于这种不确定性，没有对风险作出调整。因此，对可能的和可能的储量的估计数是不可比较的，既没有，也不应该相互算术相加，也不应与已证实储量的估计数相加。
储备估计中使用的产品价格
用于确定每项财产未来总收入的产品价格反映了对重力、质量、当地条件和(或)与市场距离的基准价格的调整。报告中准备金的平均实际价格如下：
石油(美元/桶)-哥伦比亚 | $ | 54.05 | ||
天然气(美元/Mcf)-哥伦比亚 | $ | 3.67 | ||
冰布伦特-12个月期间每个月第一天的平均价格 | $ | 64.20 | ||
不应将这些价格解释为对未来价格的预测。我们并不表示这些数据是我们石油和天然气属性的公允价值，也不是对从其开发和生产中获得的现金流动现值的公允估计。
已探明未开发储量
在…2019年12月31日，我们已经证明了全部未开发的储量31.0姆博伊2018年12月31日 - 17.3)，它们是100%在哥伦比亚(2018年12月31日 – 100%哥伦比亚)。约59%, 11%, 8%和10%总共88%已探明的未开发储量分别位于哥伦比亚的阿科迪奥内罗、科亨比、科斯塔亚科和莫克塔油田。我们已证实的未开发储量2019年12月31日自首次披露已探明储量以来，五年或以上的未开发储量一直未开发，我们已通过一项发展计划，表明已探明的未开发储量将在初次披露后五年内作为已探明储量进行钻探。
已探明未开发储量在终了年度的变化2019年12月31日见下表：
11
哥伦比亚-石油当量 (Mmboe) | ||
2018年12月31日 | 17.3 | |
收购 | 1.5 | |
转化为已证实生产 | (8.7 | ) |
扩展 | 6.1 | |
技术修订 | 14.8 | |
2019年12月31日结余 | 31.0 | |
在……里面2019，我们皈依了8.7嗯，或者50%.的2018已证实未开发储量达到发达状态。在……里面2019，我们进行了投资，仅包括资本支出8 130万美元在哥伦比亚，与已探明的未开发储量的开发有关。
已探明未开发储量在终了年度的变化2019年12月31日上表所示主要原因如下：
收购。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们补充说1.5已探明的未开发储量36.2%Wi在SurOrie阻滞，20%WI在VMM-2阻滞.
转化为已证实生产。在2019年，我们改变了8.7嗯，或者50%2018年证明未开发储量达到发达状态。这是基于在米达斯区块钻井15口井、查扎区块3口井和Pt-7区块2口井的基础上进行的。
扩展。扩展添加6.12019年度未开发储量2019年12月31日的扩展4.9在Acordionero领域1.2在科斯塔亚科球场。
技术修订。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们经历了14.82019年的mmboe证明了未开发储量到已探明的储量，这主要是由于根据阿科迪奥内罗和科亨比油田的油井业绩进行了积极的技术修订。
生产、收入和价格历史
关于截至年底的三年的生产、价格、收入和经营费用的某些资料2019年12月31日载于项目7。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”以及在本公司财务报表第8项中提供的“未经审计的补充数据”，其中的信息在此处以参考方式纳入。
下表列出了我们的主要油田Costayaco、Moqueta、Cohembi和Acordionero的NAR石油产量、平均销售价格和每一次NAR石油生产的运营费用，以及截至结束的三年中我们所有财产的平均销售价格和运营费用。2019年12月31日:
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科斯塔亚科(1) | 莫克塔(1) | 科亨比(1) | 阿科迪奥内罗(1) | 所有人共计 超细粉体性质 (2) (3) | |||||||||||||
截至2019年12月31日止的年度 | |||||||||||||||||
产油量 | 1,966,585 | 1,022,391 | 675,086 | 5,166,430 | 10,590,137 | ||||||||||||
每桶石油的平均销售价格 | $ | 56.38 | $ | 55.93 | $ | 54.35 | $ | 54.17 | $ | 53.92 | |||||||
每桶油的营运费用(4) | $ | 18.95 | $ | 18.88 | $ | 23.94 | $ | 14.60 | $ | 19.23 | |||||||
2018年12月31日 | |||||||||||||||||
产油量 | 2,244,497 | 1,020,673 | 324,798 | 5,469,072 | 10,604,197 | ||||||||||||
每桶石油的平均销售价格 | $ | 58.19 | $ | 59.87 | $ | 55.06 | $ | 57.64 | $ | 57.85 | |||||||
每桶油的营运费用(4) | $ | 22.23 | $ | 20.47 | $ | 22.81 | $ | 11.22 | $ | 16.47 | |||||||
2017年12月31日终了年度 | |||||||||||||||||
产油量 | 3,173,659 | 1,550,344 | 251,618 | 3,131,577 | 9,776,533 | ||||||||||||
每桶石油的平均销售价格 | $ | 43.55 | $ | 45.05 | $ | 37.55 | $ | 43.90 | $ | 43.14 | |||||||
每桶油的营运费用(4) | $ | 11.70 | $ | 15.27 | $ | 24.30 | $ | 10.34 | $ | 13.81 | |||||||
(1)100%的产品销售是石油。
(2)包括来自哥伦比亚的非核心地产的微量天然气销售361,065麦克夫(60,178英国央行(BoE)，208,961麦克夫(34,827(英国央行)和591,775麦克夫(98,629(英国央行)分别为2019、2018年和2017年12月31日终了的年度
(3)2019年和2018年，100%的生产来自哥伦比亚，2017年，所有财产的总产量包括巴西的石油和天然气生产。197,841BBL油和73,325麦克夫(12,221(英国)天然气公司
(4) 营运费用包括提升、修整和运输。
我们按照财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂932“采掘活动-石油和天然气”编制了探明储量标准化计量的估计数。
钻井活动
下表总结了近三年来我国勘探开发钻井活动的成果。富国银行一年来一直被贴上“正在进行中”的标签。2019年12月31日, 2018或2017。这一信息不应被视为表明未来业绩的信息，也不应假定所钻生产井的数量与由此产生的石油和天然气储量之间存在任何关联，也不应假定生产井与干井成本相比对大火地岛的成本有任何关联。
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | |||||||||||||
水煤浆勘探 | ||||||||||||||||||
再生产 | 3.00 | 2.50 | 1.00 | 1.00 | 2.00 | 1.55 | ||||||||||||
干的 | 1.00 | 1.00 | 1.00 | 0.51 | — | — | ||||||||||||
生产过程中的再生产 | 2.00 | 2.00 | 3.00 | 3.00 | 2.00 | 2.00 | ||||||||||||
主要发展 | ||||||||||||||||||
再生产 | 22.00 | 22.00 | 19.00 | 18.16 | 17.00 | 13.63 | ||||||||||||
干的 | 2.00 | 2.00 | — | — | — | — | ||||||||||||
生产过程中的再生产 | 1.00 | 1.00 | 4.00 | 4.00 | 2.00 | 1.70 | ||||||||||||
主要服务 | ||||||||||||||||||
.class=‘class 5’>准水注射器 | 5.00 | 5.00 | — | — | 2.00 | 2.00 | ||||||||||||
哥伦比亚共计 | 36.00 | 35.50 | 28.00 | 26.67 | 25.00 | 20.88 | ||||||||||||
.的.七截至12月31日，在哥伦比亚进行中的富国银行，2018，三人正在生产，三人干涸，一人仍在进行中。2019年12月31日.
13
在……里面2019我们还继续在哥伦比亚的Acordionero、Costayaco、Cohembi和Moqueta油田开展压力维护项目。
井统计
下表列出了我们的生产井。2019年12月31日:
油井 | |||||
毛额 | 网 | ||||
哥伦比亚(1) | 216.0 | 180.2 | |||
216.0 | 180.2 | ||||
(1)包括37.0毛利33.6纯净水和注气井及70.0毛利67.1多个完井的网井。
已开发和未开发面积
在…2019年12月31日，我们的土地93%在哥伦比亚和7%在厄瓜多尔。下表列出了我国已开发和未开发的油气租赁和矿产面积。2019年12月31日:
已开发 | 未开发(2) | 共计 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
哥伦比亚(1) | 340,310 | 247,921 | 1,620,955 | 1,548,130 | 1,961,265 | 1,796,051 | |||||||||||
厄瓜多尔 | — | — | 138,239 | 138,239 | 138,239 | 138,239 | |||||||||||
共计 | 340,310 | 247,921 | 1,759,194 | 1,686,369 | 2,099,504 | 1,934,290 | |||||||||||
(1) 不包括我们对七块共有60万政府尚未批准放弃或出售的净英亩2019年12月31日.
(2)截至2019年12月31日勘探阶段10万毛和净未开发的英亩将在未来三年内到期，可以选择将勘探阶段延长到50%的过期区域。
研究与开发
我们利用现有的技术、行业的最佳实践和持续的流程改进来执行我们的业务计划。我们没有把任何资源用于执行研究和发展倡议。
市场营销和主要客户
哥伦比亚
我们在哥伦比亚的石油储备和生产主要位于中马格达莱纳河谷和普图马约盆地。在MMV中，我们的重点是Acordionero领域，该领域的生产大约为18°API，代表了49%我们的生产2019。Putumayo生产(定义如下)大约为28°API，并表示44%我们的生产2019.
我们签订了许多协议，出售Chaza和Guayuyaco区块(“Putumayo生产”)生产的石油。这些协议须就3至12个月的期限进行重新谈判，并通常载有90天通知的相互终止条款。原油数量不包括与实物使用费相对应的油量，但也包括与HPR版税有关的数量。
在……里面2019，我们大约14%的Putumayo产品被出售给Ecopetrol，其余的卖给其他各方。Ecopetrol销售协议将于2020年11月30日到期。我们通过包括管道、集输系统在内的运输设施，以及Ecopetrol全资子公司我们生产的普图马约产品的销售点是哥伦比亚太平洋沿岸的图马科港。如果管道中断，销售点是Esmeraldas港(厄瓜多尔)，向其他第三方销售。这条路线被用作应急措施。
我们已经与CENIT签订了船费运输协议(“运输协议”)。这些协议将于2020年10月31日到期。根据运输协定，我们支付从普图马约盆地到图马科港的普图马约生产的运输关税和运输税。根据运输规定
14
根据协议，哥伦比亚能源公司有权在有能力的情况下，将多达10，000 bopd从桑塔纳站通过CENIT的Mansoya-Orito管道(“OMO”)从桑塔纳站运往奥里托的CENIT设施，(2)通过CENIT的Orito-Tumaco管道(“OTA”)从CENIT的设施运往塔马科港。一般来说，根据这些协议，CENIT对运输过程中发生的事故所造成的污染清理费用负有责任(受特定限制)。在运输过程中损失的石油的费用由管道上运送石油的各方按其在发运总量中所占份额分摊。
除上述船舶运输和支付运输协议外，我们还有6，000个BOP的容量运输协议，其中3，000 bopd在一艘船或支付协议之下，3，000 bopd在一艘船上，并以初始付款协议支付。这些协议将于2020年10月31日到期。
除Ecopetrol外，Putumayo的生产还出售给多个其他各方。普图马约的其他销售一般在井口交货。石油在Costayaco电池和Santana站运送和销售给Putumayo北部以及位于Putumayo南部Cohembi、Quinde、Quillacinga、Nancy和Cumplidor油田的卡车装卸站。
在MMV，Acordionero现场生产目前出售给Ecopetrol和其他第三方。我们用卡车把这批货运到黑帕拉码头、Barrancabermeja、Petromag、Barranquilla和Ayacucho车站，La Gloria。MMV小油田的生产将在井口销售，合同将于2020年6月30日到期。
在……里面2019，我们100%的Llanos生产是在井口销售的。Llanos买主的卡车选择包括：(1)从Garibay Jilguero场到Cusiana站的设施，距离约77公里；(2)从Llanos 22 Ramiriqui场到Cusiana站的设施，距离约45公里。
我们的哥伦比亚石油销售收入以美元计。我们的原油销售的石油价格是根据与石油购买者的协议确定的，一般是根据ICE布伦特原油的平均价格确定的，并根据质量、指定费用、运输费和运输税等方面的差异进行调整。管道关税以美元计算，卡车运输成本以哥伦比亚比索计算。
竞争
石油和天然气工业具有高度的竞争力。我们面对来自本地和国际公司的竞争。这一竞争影响到我们获得财产、钻井合同和其他油田设备的能力，以及确保训练有素人员的安全。许多竞争对手，如哥伦比亚和厄瓜多尔的国家石油公司，拥有更多的财政和技术资源。我们更大或更一体化的竞争对手，可能比我们更容易承受现有联邦、州和地方法律和法规的负担，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。我们能否在未来获得更多的房产和发现储量，将取决于我们是否有能力评估和选择合适的房产，并在竞争激烈的环境中完成交易。在石油和天然气工业中，土地合同、前景和资源之间存在着巨大的竞争，我们竞争有效地开发和生产这些储量。此外，我们竞争使我们的石油生产货币化：运输能力和提供我们产品的基础设施，保持熟练的劳动力和获得高质量的服务和材料。
地理信息
根据地理组织，哥伦比亚是唯一可报告的部分。期间2019我们在厄瓜多尔签署了三个街区的参与合同。截至年底2019年12月31日，厄瓜多尔的业务单位不多，并被列入我们的哥伦比亚报告部分。在我们的巴西业务部门从2017年6月30日开始销售之前，我们的秘鲁业务部门从2017年12月18日起开始销售，巴西和秘鲁是可报告的业务部门。长期资产包括不动产、厂房和设备，其中包括所有石油和天然气资产、家具和固定装置、汽车和计算机设备。在我们的住所国-美利坚合众国-没有长期存在的资产。截止年度2017年12月31日，“所有其他”资产包括我们在加拿大阿尔伯塔省卡尔加里的公司总部持有的资产。2019年12月31日并被纳入哥伦比亚报告部分。由于我们所有的勘探和开发业务都在哥伦比亚和厄瓜多尔，我们面临着与这些行动有关的许多风险。见项目1A。与我们的国外业务相关的风险的“风险因素”。
调节
哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气工业都受到严格管制。每个项目在勘探、开发和生产活动方面的权利和义务是明确的；经济受特许权/税收制度的制约。购置和转让财产需要获得各种政府批准，包括但不限于满足财务和
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技术资格标准，以获得国家石油和天然气公司认证。石油和天然气特许权通常按固定条件授予，并有延长的机会。
哥伦比亚行政当局
我们通过以下实体在哥伦比亚的分支机构在哥伦比亚开展业务：哥伦比亚能源公司，哥伦比亚公司。和大火地岛能源公司。哥伦比亚能源公司和哥伦比亚能源公司。目前被国家石油和天然气管理局认证为石油和天然气的经营者。
在哥伦比亚，国家石油和天然气管理局是该国碳氢化合物的管理者，因此负责管理哥伦比亚的石油和天然气工业，包括管理所有勘探土地。自2003年以来，哥伦比亚国家石油公司Ecopetrol一直是国家拥有多数股权的上市公司，其主要目的是勘探和生产类似于任何其他石油公司的碳氢化合物。此外，Ecopetrol是哥伦比亚石油的主要购买者和销售商，经营该国大多数石油运输基础设施。
ANH使用勘探风险合同或勘探和生产合同，为承包商提供充分的风险/报酬利益。根据本合同条款，成功的经营者保留对任何新勘探区块的所有储量、生产和收入的权利，但须遵守现有的特许权使用费和税收规定。每个合同包括一个勘探阶段和一个生产阶段。勘探阶段包含若干勘探期，每个勘探阶段都有相关的工作承诺。生产阶段持续数年(通常为24)，从一个商业碳氢化合物发现的声明。
在根据合同作业时，承包商是在作业期间从合同区提取的碳氢化合物的所有人，但由ANH(或其指定的人)收取的特许权使用费除外。承包者可以以任何方式销售碳氢化合物，但在法律规定出售方式的自然紧急情况下，必须受到限制。
厄瓜多尔行政当局
我们通过哥伦比亚能源公司的厄瓜多尔分公司在厄瓜多尔开展业务。
在厄瓜多尔，能源和不可再生自然资源部(西班牙语简称“MERNNR”)是该国碳氢化合物的管理者，因此负责管理厄瓜多尔石油和天然气工业，并与碳氢化合物管制和控制机构一道。
MERNNR采用勘探和(或)开采碳氢化合物的参与合同，该合同规定承包者承担全部风险，并与海洋资源管理局分享生产。每个合同包括一个勘探阶段和一个开采阶段。勘探阶段有相关的工作承诺，通常持续4年。开发阶段通常从商业油气发现的开发计划批准起20年。
在合同下作业时，承包商是在作业期间从合同区提取的碳氢化合物的所有人，但根据每项合同商定的MERNNR所拥有的数量份额除外。
环境合规
我们的活动是受法律和法规的环境质量和污染控制在我们维持业务的国家。我们在勘探、钻探、生产和设施方面的活动，包括管道、工厂和运输、加工、处理或储存石油和其他产品的其他设施的操作和建造，都受到哥伦比亚和厄瓜多尔区域和联邦当局严格的环境管理。这些条例涉及环境影响研究、向空气和水中排放污染物、水的使用和管理、无害和危险废物的管理，包括其运输、储存和处置，允许建造设施、回收要求和填海标准，以及保护某些动植物物种以及土著人民居住的文化资源和地区等。在石油和天然气勘探、开发和生产作业中，风险是固有的。这些风险包括井喷、火灾或泄漏。与环境合规问题有关的重大费用和责任可能会产生。我们的勘探和生产活动所需的许可证和许可证可能无法在合理的条件下或在及时的基础上获得，这可能导致延误，并对我们的业务产生不利影响。石油产品的泄漏和排放可能导致补救费用和损害赔偿责任。补救这些条件的费用可能很大，补救义务可能对我们的财务状况、业务结果和前景产生不利影响。此外，违反环境法律和条例可导致发布
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行政、民事或刑事罚款和刑罚，以及禁止我们在受影响地区的部分或全部行动的命令或禁令。此外，土著群体或其他地方组织可能反对我们在其社区的行动，可能造成延误，对我们的业务产生不利影响。政府或司法行动可能影响环境法和条例的解释和执行，从而可能增加遵守成本。我们不期望遵守有关向环境排放材料或保护环境或自然资源的区域和联邦规定的费用对我们来说将是实质性的。
我们已经实施了一个公司的基于网络的报告系统，使我们能够跟踪事件和相应的纠正行动和相关成本。我们有一个企业健康，安全和环境管理政策和计划，以及企业环境管理计划(“EMP”)。环境管理方案以世界银行/国际金融公司的环境绩效标准为基础，反映了最佳行业做法。我们拥有符合国际公认的行业最佳做法的ISO 14001：2015认证的环境管理体系，以及一个环境风险管理方案和健全的废物管理程序。定期进行空气和水测试，并为所有地点和石油运输制定了环境应急计划。我们有一个定期的季度综合报告制度，向执行管理层以及董事会的一个委员会报告。我们有内部和外部审计时间表，例行检查做法和程序，并进行应急演习。
员工
在…2019年12月31日，我们有362全职雇员(2018年12月31日 - 334): 104位于卡尔加里公司办公室258在哥伦比亚(177波哥大和81外勤人员)。我们的雇员中没有一个是由工会代表的，我们认为我们的雇员关系很好。
可得信息
我们向证券交易所提交或提供年度、季度和当前报告、委托书和其他文件
委员会(“SEC”)。我们通过我们的网站www.grantierra.com免费提供我们的10-K表格的年度报告、10-Q表格的季度报告、8-K表格的当前报告，以及在这些材料以电子方式提交或向证券交易委员会提供后在合理可行的情况下对这些报告的所有修正。我们的“商业行为和道德准则”、“公司治理准则”、“审计委员会章程”、“赔偿委员会章程”以及“提名和公司治理委员会章程”也张贴在我们网站的治理部分。我们的网站地址仅供参考之用。我们网站上的信息未被纳入本年度报告或以其他方式成为本年度报告的一部分。我们打算利用我们的网站向公众发放资料，以符合FD规例的规定。
此外，SEC还维持一个网站(www.sec.gov)，其中包含报告、委托书和信息陈述，以及有关以电子方式向证券交易委员会(包括我们)提交文件的发行者的其他信息。
项目1A。危险因素
石油和天然气的价格和市场是不可预测的，而且往往波动很大，这可能会降低我们的盈利能力、增长和价值。
我们的收入基本上都来自石油销售，目前和远期合同价格的基础是世界需求、供应、天气、管道容量限制、库存水平、地缘政治动荡、世界卫生事件和其他因素，所有这些都是我们无法控制的。从历史上看，石油市场一直波动不定，过去几年来，石油价格一直很低。未来市场可能会继续波动，油价可能会保持目前的状态或进一步下跌。此外，我们所收到的石油销售价格，虽然以国际油价为基础，但是根据与买方签订的合同确定的，这些合同规定了运输和质量差异的扣除额。这些差异可能随着时间的推移而改变，并对已实现的价格产生不利影响。
未来油价下跌或油价持续下跌，可能会对我们的财政状况、我们未来的经营结果(包括使现有项目无法盈利)、可供我们融资的资金、可在经济基础上收回的储备数量，以及我们的证券市场价格产生重大不利影响。
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对石油和天然气储量的估计可能不准确，我们的实际收入可能低于估计。
我们对石油和天然气储量作了估计，我们的财政预测和资本支出计划都是以此为基础的。我们使用各种假设，包括石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可得性等方面的假设作出这些储量估计。有些假设本身是主观的，我们的储备估计的准确性在一定程度上取决于我们的管理团队、工程师和其他顾问作出准确假设的能力。钻井的油井可能达不到预期的效果。我们无法控制的经济因素，例如世界石油价格、利率、通货膨胀和汇率，也会影响我们储备的数量和价值。
估计石油和天然气储量的过程是复杂的，需要我们在评估每一项财产的现有地质、地球物理、工程和经济数据时使用重要的决策和假设。因此，我们的储备估计本身是不准确的。所有类别的储量都会根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变动和其他因素不断修订。在估计某一储集层可采的油量时，可能的储量是那些不一定会比已探明的储量更不确定，但连同已探明的储量一样有可能不被回收的额外储量，而可能的准储量则更不确定，一般只需要10%或更大的可能性才能回收。对可能的和可能的储备的估计，就其性质而言，比对已证实储量的估计具有更大的投机性，而且不确定性更大，因此，收回这些储备的可能性受到更大风险的影响。未来的实际生产、石油和天然气价格、收入、税收、勘探和开发支出、业务费用以及可回收石油和天然气储量的数量可能与我们估计的相差很大。这种变化可能会大大减少我们的收入，并损害我们的石油和天然气利益。
除非我们能够取代我们的储备和生产，并在经济上可行的基础上开发和管理石油和天然气储量和生产，否则我们的财务状况和经营结果将受到不利影响。
我们未来的成功取决于我们是否有能力找到、开发和获得经济上可采的更多石油和天然气储量。石油和天然气的生产通常以产量下降为特点，这取决于储层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和生产，以及因此而产生的现金流量和业务成果，在很大程度上取决于我们能否有效地开发和开采我们的现有储量，以及在经济上找到或获得更多的可采储量。如果我们不能取代因生产而耗尽的储备，我们的证券价值和筹集资金的能力将受到不利影响。我们可能无法开发、开发、寻找或获得足够的额外储量来取代我们目前和未来的生产。
勘探、开发和生产成本(包括运输和修整成本)、营销成本(包括分销成本)和监管合规成本(包括税收)将对我们从生产的石油和天然气中获得的净收入产生重大影响。这些成本受我们经营领域的波动和变化的影响，我们可能无法预测或控制这些成本。如果这些费用超出我们的预期，这可能会对我们的业务结果产生不利影响。
我们未来的储备不仅取决于我们开发和有效管理当时已有的财产的能力，还取决于我们是否有能力确定和获得更多合适的生产财产或前景，确定和保留负责任的服务供应商和承包商，以便有效地钻探和完成油井，并为我们开发的石油和天然气找到市场，并将我们的生产有效地分配到我们的市场。
勘探石油和天然气以及开发新的地层是有风险的。
石油和天然气勘探涉及高度的操作和财务风险。在勘探、评估和开发的早期阶段，这些风险更为严重。由于在未知地层中钻探的固有不确定性和成本以及遇到各种钻井条件，如意外地层或压力、储层过早衰退、水侵入生产地层、在井中丢失的工具以及先前探井或其他地震数据及其解释造成的钻井计划和位置的变化，很难预测结果和预测执行勘探钻探方案的费用。今后的石油和天然气勘探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，也可能来自生产但不足以在钻井、运营和其他成本后恢复利润的油井。
石油和天然气勘探、开发和生产作业通常受到与此类作业有关的风险和危害，包括但不限于火灾、爆炸、井喷、撞击、含硫气体释放、溢漏和其他环境危害。这些风险和危险可能会对石油和天然气井、生产设施、其他财产或环境造成重大损害，并可能对我们的雇员、承包商或公众造成人身伤害。
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这些风险的发生所造成的损失可能对我们的业务、财务状况、经营结果和前景产生重大不利影响。
虽然我们维持良好的控制和责任保险的数额，我们认为谨慎和符合行业惯例，但与某些风险有关的负债可能超过保单限额或不包括在内。无论是哪一种情况，我们都可能招致重大费用。
我们的业务需要大量的资本支出，我们可能没有必要的资源来资助这些开支。
我们的基本资本计划2020根据预算勘探成本的中点区间计算，勘探和开发费用为1.75亿至1.95亿美元。这不包括任何收购的成本。我们希望为我们的2020资本计划主要通过业务的现金流。从业务现金流中为这一计划提供资金，部分取决于布伦特原油价格为每桶60美元。
如果业务现金流、手头现金和我们信贷安排下的可用能力不足以为我们的资本计划提供资金，我们可能需要寻求外部融资，或推迟或减少我们的勘探和开发活动，这可能会影响生产、收入和储备增长。
如果我们需要额外的资本，我们可以通过各种融资交易或安排，包括联合投资项目、债务融资、股权融资或其他方式，寻求资金来源。我们可能无法以优惠的条件或根本无法获得资本。如果我们确实成功地筹集了更多的资本，未来的融资可能会稀释我们的股东，因为我们可以向投资者发行更多的普通股或其他股票。此外，债务和其他夹层融资可能涉及资产质押，需要限制我们的商业活动的契约，而且可能高于股东的利益。我们在寻求未来资本融资时可能会招致大量费用，包括投资银行费用、律师费和其他费用。我们还可能需要确认与我们可能发行的某些证券有关的非现金费用，例如可转换债券和认股权证，这会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们获得所需资金的能力可能会受到以下因素的影响：资本市场疲软(尤其是石油和天然气工业)、我国石油和天然气资产在哥伦比亚和厄瓜多尔的位置、初级商品市场上石油和天然气价格的低或下降以及关键管理的丧失。此外，如果大宗商品市场上的石油或天然气价格下跌，那么我们的收入可能会减少，这样的收入减少可能会增加我们对资本的需求。指导我们勘探活动的一些合同安排可能要求我们承付某些资本支出，如果我们没有履行这些承诺所需的资本，我们就可能失去合同权利。如果我们能够从资助活动中筹集到的资本数额，加上我们从业务中获得的现金流量，不足以满足我们的资本需求(即使在我们减少活动的范围内)，我们可能需要削减我们的业务。
我们循环信贷安排下的借贷基础可能会被放款人减少，这可能会使我们无法满足我们未来的资本需求。
我们循环信贷设施下的借款基础目前是3亿美元。我们的借贷基础每年由贷款人重新确定两次。我们的借贷基础可能因石油或天然气价格下跌、经营困难、储备减少、贷款要求或规定、新债务的发行或任何其他原因而减少。我们不能肯定，如果需要，并在所需的范围内，将以可接受的条件提供资金。如果我们的借款基础减少，我们可能需要偿还超过重新确定的借款基数的任何债务，这可能会耗尽业务的现金流量或需要额外的资金。此外，我们的借贷基础须符合循环信贷安排的条款和契约，包括遵守该等贷款的比率及其他财务契约，而不遵守该等比率或契约，可能会迫使我们偿还部分借款，并受到不利的财政影响。
我们的业务受到我们无法控制的当地法律、社会、政治和经济因素的影响，这些因素可能损害或拖延我们扩大业务或获利的能力。
我们所有的储备和生产目前都位于哥伦比亚；然而，我们最终可能会扩展到其他国家。勘探和生产活动受到法律、社会、政治和经济不确定因素的影响，包括恐怖主义、军事镇压、社会动乱和激进主义、封锁、地方或国家劳工团体的罢工、干预私人合同权利、货币汇率的极端波动、高通货膨胀率、外汇管制、税率变化、影响环境问题(包括土地使用和用水)的法律或政策的变化、工作场所安全、外国投资、对外贸易、投资或税收，以及对石油和天然气工业施加的限制，例如对生产、价格的限制。
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管制和出口管制。当这种中断发生时，它们可能会对我们的业务产生不利影响，并威胁到我们项目的经济可行性或我们实现生产目标的能力。
哥伦比亚和厄瓜多尔过去和将来都可能经历政治和经济不稳定。这种不稳定可能导致新政府或通过新的政策、法律或条例，这些政策、法律或条例可能对外国投资采取更加敌视的态度，包括但不限于：征收额外税收；国有化；能源或环境政策或管理人员的变化；石油和天然气定价政策的变化；以及特许权使用费的变化或增加。在极端情况下，这种改变可能导致终止合同权利和没收外国拥有的资产，或重新谈判或取消现有特许权和合同。厄瓜多尔或哥伦比亚石油和天然气或投资条例和政策的任何变化或政治态度的转变都超出了我们的控制范围，并可能严重妨碍我们扩大业务或盈利经营业务的能力。
我们很容易受到与地理集中的业务相关的风险的影响。
我们生产的绝大部分来自四个领域。截止年度2019年12月31日，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi Field共同生成83%我们的生产2019年12月31日，这四个领域占了85%我们的探明储量。由于这种集中，除其他外，我们可能不成比例地受到区域供求因素的影响，包括限制我们向较小的潜在买家销售或销售我们的石油和天然气的能力，由于政府管制、社区抗议、游击活动、加工或运输能力限制、政府继续授权在这些地区进行勘探和演习、恶劣天气事件以及钻井平台和相关设备、设施、人员或服务的供应，这些地区的油井生产出现延误或中断。由于我们的物业组合的集中性质，我们的一些物业可能同时经历任何相同的情况，因此对我们的经营结果的影响，相对于其他拥有较多元化物业组合的公司而言，会有较大的影响。
我们依靠当地的基础设施和运输工具来储存和装运我们的产品。这一基础设施，包括储存和运输设施，不如北美的基础设施发达，可能不足以满足我们在商业上可以接受的地方的需要。此外，我们在偏远地区开展业务，可能依靠直升机、船只或其他运输方式。其中一些运输方法可能会增加风险，包括发生涉及严重伤害或生命损失的事故风险，并可能导致业务延误，从而影响我们增加储备基地或生产石油的能力，并可能对我们的声誉或现金流动产生重大影响。此外，其中一些设备是专门的，在我们的行动区可能很难获得，这可能会妨碍或推迟行动，并可能增加这些行动的费用。
我们行动区的社会混乱或社区纠纷可能会延误生产，并造成收入损失。
为了得到当地人民和政府的支持和信任，我们必须表现出对提供当地就业、培训和商业机会的承诺；高水平的环境表现；公开和透明的沟通；愿意讨论和解决社区问题，包括谨慎选择的社区发展投资，而不是代价过高，并给社区和该地区带来持久的社会和经济利益。对这些关系的不当管理可能导致业务延误或暂停、执照丧失或对我们在这些社区的声誉造成重大影响，这可能对我们的业务产生不利影响。我们无法确保今后不会发生此类问题或中断，我们也无法预测其潜在影响，这可能包括生产的延误或损失、备用费用、搁浅的设备或对我们的设施造成的损害。我们也不能确保我们不会因为哥伦比亚政府铲除非法作物而遭到犯罪集团或非法作物种植者的抗议或封锁，如果这些作物种植在接近我们行动所需道路的地方。此外，我们必须遵守对受我们在哥伦比亚和厄瓜多尔拟议项目影响的社区和族裔群体进行事先协商的立法要求。尽管我们遵守了这些要求，但这些社区可能会以令状起诉我们，要求在哥伦比亚法院保护监护，以加强协商，可能导致费用增加、业务延误和其他影响。此外，哥伦比亚有几个地区进行了全民协商，基本上是全民投票。, 关于采掘业。全民投票是由矿业或石油和天然气工业的反对者组织的。到目前为止，所有国家都以绝大多数票通过，禁止在特定区域从事采掘业活动，但尚不清楚这些结果在多大程度上会影响国家政府赋予的矿业权的行使。
我们依赖于从不同的政府机构获得和维持许可证和许可证。
我们的石油和天然气勘探和生产业务受到复杂和严格的法律和法规的制约。为了按照这些法律法规进行我们的业务，我们必须获得和保持许多许可证，许可证，批准和证书，包括环境和其他经营许可证。我们可能无法获得、维持或更新
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这类许可证和许可证是及时或根本不定期的。我们也可能有许可证和许可证被撤销或可能无法续订到期的许可证和许可证。如果得不到或拖延获得或维持监管许可或许可证，可能会对我们开发和探索我们的财产的能力产生重大不利影响，而且收到条件苛刻的钻井许可证可能会增加我们的合规成本。失去现有钻井、注水或生产所需其他活动的许可证，可能导致我们的生产水平和收入下降，或对油井结构造成损害。与这些许可证和许可证有关的法规和政策可能会发生变化，执行的方式可能是我们目前没有预料到的，或者需要更多的时间才能获得。不能保证哥伦比亚和厄瓜多尔未来的政治条件不会改变有关外国发展和石油所有权、环境保护、卫生和安全或劳资关系的政策，这可能对我们就目前和未来财产进行勘探和开发活动的能力以及我们为进一步开展此类活动筹集资金的能力产生不利影响。
由于我们不是我们目前参与的所有合资企业的经营者，我们可以依靠经营者获得所有必要的许可证和许可证。如果我们不遵守这些要求，我们可能会被阻止钻探石油和天然气，我们可能会受到民事或刑事责任或罚款。撤销或暂停我们的环境和经营许可证可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
哥伦比亚或厄瓜多尔的安全问题可能会扰乱我们的行动。
石油管道历来是哥伦比亚恐怖主义活动的主要目标。虽然哥伦比亚政府于2016年批准了一项“和平协定”，其结果是哥伦比亚革命武装力量游击队集团复员和解除武装，但仍然有暴力侵害管道和其他基础设施的事例被归咎于这些游击队团体。目前尚不清楚暴力是否或在何种程度上将继续存在，以及暴力是否和在多大程度上会影响我们的行动。尽管“和平协定”和哥伦比亚政府不断试图减少或阻止游击队持不同政见者的活动，但这种努力可能不会成功，而且这种活动可能继续破坏我们今后的行动，或给我们带来更高的安全费用，并可能对我们的财务状况、业务结果或现金流动产生不利影响。
哥伦比亚和厄瓜多尔都有安全问题的历史。我们为确保我们有形资产的安全所作的努力可能不会成功，我们也无法保证我们或承包商的外勤人员以及我们的波哥大和基多总部人员或在哥伦比亚和厄瓜多尔的行动的安全，或者这种暴力不会对我们今后的行动产生不利影响并造成重大损失。如果这些安全问题扰乱我们的行动，我们的财务状况和业务结果可能受到不利影响。
环境管制和风险可能对我们的业务产生不利影响。
环境管制是严格的，遵守规章的费用和费用也在增加。石油和天然气企业的所有阶段都存在环境风险和危害，并根据一系列广泛的国际公约以及国家和区域法律和条例进行环境管理。除其他外，环境立法规定限制和禁止石油和天然气作业中使用或生产的各种物质的泄漏、释放或排放。立法还要求，水井和设施场址必须运营、维护、废弃和回收，以使适用的管理当局满意。遵守这类立法可能需要大量开支。不遵守这些法律和条例可能导致暂停或终止业务，并对我们处以行政、民事和刑事罚款和处罚。我们的行动给政府或第三方造成重大环境责任的风险，因为它们将石油、天然气或其他污染物非法排放到空气、土壤或水中，或造成某些其他环境影响。在环境法律和条例的影响方面存在不确定性，包括目前正在生效的法律和条例以及预期今后将提出的法律和条例的影响。我们无法预测未来的环境法将如何解释、管理或执行，但更严格的法律或条例或更有力的执行政策在未来可能需要我们为安装和运行符合要求的系统付出大量开支；因此，目前无法预测这些要求对我们公司的性质和影响，但它们可能对我们的业务产生重大不利影响。
鉴于我们的业务性质，由于作业失败、事故、破坏、管道故障或卡车运输石油造成的篡改或漏油，在钻井或作业地点发生漏油的固有风险。所有这些都可能导致重大的潜在环境责任，如损害赔偿、诉讼费用、清理费用或处罚，其中一些可能是实质性的，而且我们的保险范围可能不够或得不到。
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我们所有的收入都来自加拿大和美国以外的地方，如果我们决定或被要求将来自外国司法管辖区的收入汇回国外，我们可能要纳税。
我们所有的收入都来自加拿大和美国之外。海外业务产生的现金一般无法为国内或总部业务提供资金，除非资金被汇回。在这个时候，我们除了支付总办事处的费用外，不打算再汇回款项，但如果这样做，我们可能要就累积收益的分配，在某些司法管辖区积欠及缴付预扣税。外国子公司的未分配收益被视为永久再投资，对这些未分配收益确定未确认的递延税负债数额是不可行的。
外币汇率波动可能会影响我们的财务业绩。
我们根据主要以美元计价的协议销售我们的石油和天然气生产。我们承担的许多业务费用和其他费用，包括哥伦比亚的流动和递延税负债，都是以哥伦比亚比索计算的。我们在加拿大的大部分行政费用是以加元支付的。因此，当当地货币财务报表被折算为我们的功能货币美元时，我们将面临翻译风险。当地货币升值会增加我们的成本，并对我们的业务结果产生负面影响。由于我们的综合财务报表以美元列报，我们必须按每个报告期内或期末的汇率将收入、支出和收入以及资产和负债折算成美元。我们还面临以外币结算应付款和应收账款的交易风险。
我们可能面临反贿赂法规定的责任，如果发现我们违反了这些法律，可能会对我们的业务产生重大不利影响。
我们受美国、加拿大、厄瓜多尔和哥伦比亚的反贿赂法的约束，并将在今后可能实施的其他司法管辖区适用类似的法律。我们可能直接或间接地面对官员、部落或叛乱组织、国际组织或私人实体的腐败要求。因此，我们面临雇员、承包商、代理人和我们或我们的子公司或附属公司的合伙人未经授权付款或提议付款的风险，因为这些当事方并不总是受我们的控制或指示。我们的政策是禁止这些做法。然而，我们现有的保障措施和今后对这些措施的任何改进可能会被证明是不太有效的，或者没有得到遵守，而且我们的雇员、承包商、代理人和合作伙伴可能从事我们可能要负责的非法行为。违反任何这些法律，即使我们的政策禁止，也可能导致刑事或民事制裁或其他惩罚(包括利润分配)以及名誉损害，并可能对我们的商业和财务状况产生重大不利影响。
如果美国将来对哥伦比亚或厄瓜多尔实施制裁，我们的业务可能会受到不利影响。
哥伦比亚是几个国家之一，其从美国获得外国援助的资格取决于其在制止非法药物生产和转运方面取得的进展，而非法药物的生产和转运要接受美国总统的年度审查。虽然哥伦比亚目前有资格获得这种援助，但哥伦比亚今后可能没有资格获得这种援助。总统发现，哥伦比亚显然未能履行其根据国际禁毒协定承担的义务，这可能导致对哥伦比亚实施经济和贸易制裁，这可能在哥伦比亚造成不利的经济后果，包括可能威胁我们获得必要资金以开发哥伦比亚财产的能力，并可能进一步增加与我们在那里的行动有关的政治和经济风险。
网络攻击的威胁和影响可能对我们的行动产生不利影响，并可能导致信息窃取、数据损坏、操作中断和/或财务损失。
我们使用数字技术和软件程序解释地震数据，管理钻井平台，进行储层建模和储量估算，以及处理和记录财务和操作数据。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用和服务，来存储、传输、处理和记录敏感信息(包括商业机密、雇员信息以及财务和运营数据)，与我们的雇员和商业伙伴沟通，分析地震和钻井信息，估计石油和天然气储量以及与我们的业务有关的许多其他活动。在日益困难的物理环境中勘探和开发石油和天然气所需技术的复杂性，以及对石油和天然气资源的全球竞争，使得某些信息对窃贼很有吸引力。我们的业务流程取决于我们的信息技术基础设施的可用性、能力、可靠性和安全性，以及我们根据不断变化的需求扩大和不断更新这一基础设施的能力，因此，我们的设施和基础设施保持安全对我们的业务至关重要，虽然我们已经实施了减轻这类事件影响的战略，但我们不能保证为防范网络安全威胁而采取的措施将足以满足这一目的。信息技术功能在安全情况下支持我们的业务的能力
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破坏或灾难，例如火灾或洪水，以及我们从意外中断中恢复关键系统和信息的能力都不能得到充分的测试，而且，如果这种事件确实发生，我们可能无法立即处理这一漏洞或灾难的影响。在这种情况下，关键信息和系统可能会在数天或数周内不可用，导致我们无法及时开展业务或执行某些业务流程。此外，如果发生任何这些事件，都可能导致对我们的行动至关重要的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况或业务结果产生重大不利影响。
我们的雇员一直并将继续成为使用欺诈性“欺骗”和“仿冒”电子邮件来盗用信息或通过“特洛伊木马”程序向我们的计算机引入病毒或其他恶意软件的各方的目标。这些电子邮件似乎是合法的电子邮件，但直接收件人的假网站运行的电子邮件发件人或要求收件人发送密码或其他机密信息通过电子邮件或下载恶意软件。尽管我们努力通过政策和教育来减少“欺骗”和“钓鱼”电子邮件，但“欺骗”和“钓鱼”活动仍然是一个严重的问题，可能会损害我们的信息技术基础设施。
与排放和气候变化的影响有关的法规可能会对我们的业务产生不利影响。
世界各国政府越来越注重以某种方式管理温室气体(“温室气体”)排放和处理气候变化的影响。温室气体排放立法正在形成，可能会发生变化。例如，在国际一级，2015年12月，包括哥伦比亚在内的近200个国家在法国巴黎商定了一项国际气候变化协定(“巴黎协定”)，其中呼吁各国制定自己的温室气体排放目标，并对每个国家为实现其温室气体排放目标将采取的措施保持透明。虽然目前尚无法预测这一立法或为解决温室气体排放而可能通过的任何新条例将如何影响我们的业务，但今后任何此类限制温室气体排放的法律和条例都可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。
目前的温室气体排放立法并未产生实质性的遵约成本；然而，目前尚无法预测是否将通过拟议的立法或条例，今后的任何这类法律和条例都可能导致额外的遵约费用或额外的经营限制。如果我们无法收回与遵守强加于我们的气候变化监管要求有关的大量费用，就可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大不利影响。对温室气体排放的重大限制可能导致对我们生产的石油的需求减少，从而导致我们的储量价值下降。此外，近年来一直在努力影响投资界，在投资公司的方式中考虑气候变化。在金融市场看来，气候变化和温室气体排放是一种资金风险；这可能对我们的资本成本或获得资金产生不利影响。由于日益关注气候变化的风险，公共和私营实体更有可能就其温室气体排放问题对石油和天然气公司提起诉讼。如果我们成为任何这类诉讼的目标，我们可能会承担责任，如果涉及社会压力或政治或其他因素，就可以施加责任，而不考虑公司对所称损害的因果关系或造成的影响，也不考虑其他减轻损害的因素。最后，虽然我们努力经营业务以适应预期的气候条件，但在地球气候发生重大变化的情况下，例如我们所服务的市场或我们的资产所在地区的天气条件更加恶劣或频繁，我们的开支可能会增加，我们的业务可能会受到重大影响。, 对我们产品的需求可能会下降。
我们持有PetroTal公司的少数股权投资。(“PetroTal”)，以及我们无法或有限地控制PetroTal的运营或管理，可能导致我们得到或保留的收益低于我们预期的数额。
我们持有对PetroTal的少数股权投资，我们的首席执行官和首席财务官在PetroTal的董事会任职。尽管我们能够作为PetroTal的少数股权投资者行使影响力，但我们对PetroTal的影响仅限于我们根据股份购买协议及其附件以及PetroTal的章程和细则所享有的权利。这些限制包括我们不行使与我们在PetroTal的股份有关的任何表决权，该股份超过PetroTal已发行和已发行普通股的30%。因此，我们可能无法执行或影响PetroTal的业务计划，无法确保质量控制，也无法确定开发的时间和速度。我们无法控制PetroTal的运营或管理，或能力有限，可能导致我们获得或保留的收益低于我们预期从这种投资中获得的收益。我们也可能无法或有限地使PetroTal进行重大交易，例如大笔支出或合同承诺、开发财产、建造或购置资产或借款。我们的两名高级执行干事在董事会任职需要时间承诺，并可能使他们承担起这一角色的责任。如果PetroTal或其董事会遭遇让他们承担责任或名誉受损的事件，可能会对我们或我们的高管产生不利影响，包括我们股票市场价格的下跌。考虑到PetroTal股票的交易市场有限，我们也有能力将其货币化或退出其在PetroTal的投资。
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我们的普通股在纽约证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所(“伦敦证交所”)上市，试图利用这些市场之间的价格差异的投资者可能会造成市场价格的意外波动。
我们的普通股在纽约证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证交所上市。虽然普通股是在这类市场上交易的，但价格和成交量水平在任何市场上都可能大幅波动，而不受其他市场的价格或交易量的影响。投资者可以寻求出售或购买普通股的股票，以利用纽约证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证交所之间的任何价格差异，这种做法被称为套利。任何套利活动都可能造成这些交易所的普通股价格或任何这些市场上可供交易的普通股数量的意外波动。此外，任何一个司法管辖区的股东，如不与我们的转让代理人或注册公司订立所需的程序，便不能将该等普通股转让至另一个市场进行交易。这可能会给普通股股东造成时间延误和额外费用。
如果我们不能满足纽约证交所美国继续上市的要求，纽交所可能会将我们的普通股退市。
我们的普通股目前在纽约证券交易所上市，我们的股票继续上市取决于我们是否符合一些上市标准。如果我们不遵守这些持续的上市标准，包括我们的普通股价格在相当长一段时间内保持在目前的低点，而且我们未能在纽约证券交易所发出通知后进行反向股票分割，我们的普通股可能会被摘牌。除其他外，我们股票的退市会对我们产生负面影响，包括降低我们股票的流动性，限制我们发行更多证券、获得额外融资或进行战略交易的能力。
项目1B。未解决的工作人员意见
没有。
项目3.法律程序
ANH和Gran Tierra正在讨论是否有资格在计算HPR特许权使用费时扣除某些运输和相关费用的解释。与国家卫生组织的讨论正在进行中。虽然无法肯定地预测这些讨论的结果，但格拉恩·蒂拉认为，解决这些问题不会对公司的合并财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。大火地岛记录的费用是发生的或变得可能和可确定的。
我们还有其他几起诉讼和索赔待决。虽然不能肯定这些诉讼和争端的结果，但我们认为，解决这些问题不会对我们的综合财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。我们记录成本时，它们是发生或成为可能和可确定的。
项目4.矿山安全披露
不适用。
有关执行主任的资料
以下是有关我们的执行干事的资料。2020年2月24日.
名字 | 年龄 | 位置 | ||
盖瑞·盖德里 | 64 | 总裁兼首席执行官、主任 | ||
赖安·埃尔森 | 44 | 首席财务官兼财务执行副总裁 | ||
托尼·伯塞莱特 | 49 | 首席业务干事 | ||
詹姆斯·埃文斯 | 53 | 公司服务部副总裁 | ||
格伦·马赫 | 62 | 厄瓜多尔勘探处副总统 | ||
Rodger Trimble | 57 | 投资者关系副总裁 | ||
劳伦斯·韦斯特 | 62 | 副总裁，勘探 | ||
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• | 加里·吉德里，首席执行官兼总裁。Guidry先生自2015年5月7日以来一直担任格拉的首席执行官和总裁。Guidry先生是Onza能源公司的首席执行官。2014年1月至2015年5月。2011年7月至2014年7月，Guidry先生担任加拉卡尔能源公司的总裁和首席执行官。Guidry先生还于2009年10月至2011年7月担任Orion石油和天然气公司的总裁和首席执行官，2005年5月至2009年1月担任坦噶尼喀石油公司的总裁和首席执行官，2003年10月至2005年2月担任卡尔松天然气信托公司的总裁和首席执行官。作为这些公司的首席执行官，Guidry先生负责监督公司业务的各个方面。Guidry先生目前担任非洲石油公司董事会成员(自2008年4月起)，他还担任审计委员会和PetroTal公司董事会成员(自2017年12月起)。2010年9月至2011年10月，Guidry先生担任黄道带勘探公司董事会成员，2009年10月至2014年3月，他担任环球能源公司董事会成员，2007年2月至2018年5月，他担任沙马拉石油公司董事会成员，此前担任这些职位，Guidry先生担任阿尔伯塔能源公司国际公司高级副总裁，随后担任阿尔伯塔能源公司总裁，加拿大西方石油公司尼日利亚业务总裁兼总经理。吉德里负责也门、叙利亚和埃及的勘探和生产业务，并在美国、哥伦比亚、厄瓜多尔、委内瑞拉、阿根廷和阿曼为世界各地的石油和天然气公司工作。Guidry先生是艾伯塔省注册的专业工程师(P.Eng.)并持有学士学位。德克萨斯农工大学石油工程专业。 |
• | RyanEllson，财务首席财务官兼执行副总裁。埃尔森先生自2015年5月以来一直是格拉的首席财务官。Ellson先生在广泛的国际公司财务和会计方面有20年的经验。埃尔森目前是PetroTalCorp.的董事(自2017年12月起)。Ellson先生是Onza能源公司的首席财务官。2015年1月至2015年5月。2014年7月至2014年12月，Ellson先生担任嘉能可E&P(加拿大)公司财务主管。在此之前，加拉卡尔能源公司(CaracalEnergyInc.)是一家伦敦证券交易所(LSE)的副总裁，2011年8月至2014年7月在非洲乍得上市。在加拉卡尔之前，埃尔森先生于2010年4月至2011年8月担任海龙能源金融副总裁。在这些职位上，Ellson先生负责监督财务和会计职能，实施和监督内部财务控制，确保以准备金为基础的贷款机制，并参与多项筹资活动。埃尔森曾在乍得、埃及、印度和加拿大的公司担任管理和行政职务。Ellson先生是一名特许专业会计师，拥有萨斯喀彻温大学商学学士和专业会计硕士学位。 |
• | 托尼·伯塞莱特首席运营官。伯塞莱特先生于2019年10月18日被任命为大火地岛的首席运营官。伯塞莱特先生拥有20多年的上游石油和天然气多学科经验和8年的高层领导经验。他担任过几个高级管理职务，重点是生产、业务和资产开发，包括实施和优化二级和强化石油开采项目。在加入大火地岛之前，伯塞莱特先生自2018年以来一直担任战略石油和天然气有限公司的总裁和首席执行官。在加入战略集团之前，他曾在2012年至2014年期间担任黑石能源有限公司(Obsidian Energy Ltd.)开发和运营副总裁。在他的职业生涯早期，他通过项目管理角色获得了国际领导经验，项目管理的重点是法国Vermilion Energy和Nexen Inc.的强化石油采收率评估项目。在也门。伯塞莱特先生是石油工程师协会的成员。 |
• | 詹姆斯·埃文斯，公司服务部副总裁。自2015年5月以来，埃文斯一直是大火地岛公司服务部的副总裁。埃文斯先生有26年以上的经验，包括过去15年在国际石油和天然气行业的工作经验。最近，埃文斯先生是嘉能可E&P(加拿大)公司的合规和公司服务主管。从2014年7月至2014年12月，在此之前，加拉卡尔能源公司负责合规和企业服务的副总裁。2011年7月至2014年6月，他监督公司战略和目标的执行，制定和实施了一个强有力的公司合规方案，并管理信息技术、文件控制、安全和管理的所有方面。埃文斯先生还负责在卡尔加里和乍得征聘、培训和留住工作人员。他负责监督加拉卡尔能源(CaracalEnergy)在出售给嘉能可(Glencore)时，从7名员工增至400多名员工。在加拉卡尔之前，埃文斯先生在猎户座石油天然气公司和坦噶尼喀石油公司担任高级管理和行政职务，在埃及、叙利亚和加拿大有业务经验。埃文斯先生是一名注册会计师，拥有卡尔加里大学商学学士学位。 |
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• | 副总统，勘探厄瓜多尔。Mah先生于2019年9月被任命为厄瓜多尔探索公司副总裁，并自2016年6月起担任Gran Tierra公司负责商业发展的副总裁。他是一名石油地质学家，拥有丰富的管理经验，涉及常规和非常规油气勘探项目的执行、油田开发和资产管理。他曾在美洲、非洲、中东和亚洲的各种石油盆地从事陆上和海上项目。Mah先生是坦噶尼喀石油有限公司的首席地质学家，Mah先生在艾伯塔省注册为APEGA，并拥有阿尔伯塔大学地质专业理学士学位。 |
• | Rodger Trimble，投资者关系部副总裁。自2016年6月以来，特里姆布尔一直是格拉负责投资者关系的副总裁。他是一名专业工程师，在国内外流域有30多年的经验，担任各种管理职务。在加入格拉之前，特里姆布尔先生是嘉能可E&P(加拿大)公司的公司规划、预算和财务主管。在此之前，Caracal能源公司的公司规划、预算和业务发展总监。(被嘉能可E&P收购)他曾担任过几个高级管理职位，从阿根廷的国家经理到加拿大亨特勘探公司，与ESPRIT能源信托公司的开发副总裁，阿帕奇加拿大公司的油藏工程经理。和经理，上游评估-前沿和国际与哈斯基能源。Trimble先生是艾伯塔省注册的专业工程师，也是APEGA的成员。他从斯坦福大学获得石油工程理学士学位。 |
• | 劳伦斯·韦斯特。副总统，勘探。自2015年5月以来，韦斯特一直是大火地岛负责勘探的副总裁。韦斯特先生作为一名行政人员、探险家和地质学家有超过35年的经验。最近，韦斯特先生于2011年7月至2014年6月担任加拉卡尔能源勘探公司副总裁。韦斯特先生建立了一个多学科小组来评估乍得内部裂谷盆地的资源和储量，并领导了一个成功的勘探项目。在他的任期内，他成功地在偏远的边疆盆地成功地完成了两次大的2D/3D地震拍摄，时间和预算。在加拉卡尔之前，他曾参与创办和发展多家公共和私营公司，包括皇家储备公司、查略能源公司、奥里加能源公司和猎户座石油和天然气公司。劳伦斯在艾伯塔能源公司(AEC)工作，在那里他加入了与康韦斯特公司合并的团队。他建造并带领AEC东部团队前往美国落基山盆地。他的职业生涯始于帝国石油公司，在多学科团队中致力于勘探前景和储层特征的研究，并担任勘探团队的技术指导。劳伦斯拥有麦克马斯特大学地质学荣誉学士学位和卡尔加里大学经济学专业MBA学位。 |
第二部分
项目5.注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买
我们在纽约证券交易所、多伦多证券交易所(“TSX”)和伦敦证券交易所(“LSE”)以“GTE”为代号的普通股交易的股票。
截至2020年2月24日，大约有31持有我们普通股股份的纪录及366,981,556以0.001美元的票面价值发行的股票。
股利政策
我们从来没有宣布或支付普通股股份的股息，我们打算保留未来的收益，如果有的话，以支持业务的发展，因此，我们不期望在可预见的将来支付现金红利。日后派息(如有的话)，在考虑到各种因素后，可由董事局酌情决定，包括现时的财务状况、汇回现金的税务影响、经营结果，以及现时及预期的现金需求。根据信贷安排的条款，如果公司在信贷安排下违约，公司不能向其股东支付任何股息；如果公司没有违约，公司必须获得银行批准，才能向由公司在哥伦比亚、加拿大和美利坚合众国的子公司组成的信贷工具集团以外的股东支付股息(“信贷工具集团”)。
发行人购买股票证券
在……里面2019，该公司通过多伦多证券交易所(“TSX”)的设施和加拿大合格的另类交易平台实施了股票回购计划(“2019计划”)。根据2019年的计划，该公司能够以目前的市场价格购买19,353,951普通股，约代表5%已发行及已发行普通股股份的数目2019年3月1日。2019年计划于2020年3月12日，或者更早时，如果5%达到最大份额。2019年程序到期时，5%份额上限于2019年9月达到。
26
2019年计划下的加权平均每股价格是$1.85每股。在回购之后，所有购买的股票都被取消了。
性能图
本年度报告中出现在“业绩图表”标题下的表格10-K中的信息是根据“证券法”条例S-K项第201(E)项“提供”的，不应被视为是“征集材料”或“已向证券交易委员会提交”，或受条例14A或14C的约束，但条例S-K第201(E)项规定的情况除外，或“交易法”第18条的负债，不应被视为以参考方式纳入根据“证券法”或“交易法”提交的任何文件，除非我们将其具体纳入此类备案。
下面的业绩图表显示了从2014年12月31日开始，至2014年12月31日止的累计股东总收益。2019年12月31日，这是我们2019财政年度的结束。这与标准普尔500总回报指数和标准普尔O&G E&P选择总回报指数同期的累计总回报相比较。该图表假设，2014年12月31日，我们的股票投资了100美元，另外两种指数中的每一种都投资了100美元，股息在未支付任何佣金的前派息日进行了再投资。图表中显示的性能表示过去的性能，不应被视为未来性能的指示。
27
项目6.选定财务数据
(千美元，除股票和每股金额外)
业务报表数据 | |||||||||||||||||||
截至12月31日的年度， | |||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
石油和天然气销售 | $ | 570,983 | $ | 613,431 | $ | 421,734 | $ | 289,269 | $ | 276,011 | |||||||||
费用 | |||||||||||||||||||
主要业务 | 142,086 | 111,272 | 87,855 | 64,173 | 60,756 | ||||||||||||||
主要修井 | 41,118 | 34,437 | 22,014 | 22,752 | 14,809 | ||||||||||||||
主要运输 | 20,400 | 28,993 | 25,107 | 31,776 | 40,204 | ||||||||||||||
消耗、折旧和吸积 | 225,033 | 197,867 | 131,335 | 139,535 | 176,386 | ||||||||||||||
资产减值 | — | — | 1,514 | 616,649 | 323,918 | ||||||||||||||
一般和行政 | 34,730 | 39,483 | 39,014 | 33,218 | 32,353 | ||||||||||||||
二、三 | 1,771 | 2,361 | 1,287 | 1,319 | 8,990 | ||||||||||||||
证券交易 | — | — | — | 7,325 | — | ||||||||||||||
准权益税 | — | — | 1,224 | 3,098 | 3,769 | ||||||||||||||
外汇损失(收益) | 627 | 9,957 | 2,067 | (1,469 | ) | (17,242 | ) | ||||||||||||
(收益)损失 | (46,215 | ) | 12,296 | 15,929 | 10,279 | 2,027 | |||||||||||||
利息费用 | 43,268 | 27,364 | 13,882 | 14,145 | — | ||||||||||||||
462,818 | 464,030 | 341,228 | 942,800 | 645,970 | |||||||||||||||
其他(亏损)收益 | (12,886 | ) | — | (44,385 | ) | 929 | 502 | ||||||||||||
利息收入 | 696 | 2,086 | 1,209 | 2,368 | 1,369 | ||||||||||||||
所得税前收入(损失) | 95,975 | 151,487 | 37,330 | (650,234 | ) | (368,088 | ) | ||||||||||||
当期所得税费用 | 17,058 | 43,903 | 24,322 | 20,122 | 15,383 | ||||||||||||||
递延所得税费用(回收) | 40,227 | 4,968 | 44,716 | (204,791 | ) | (115,442 | ) | ||||||||||||
57,285 | 48,871 | 69,038 | (184,669 | ) | (100,059 | ) | |||||||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | $ | 102,616 | $ | (31,708 | ) | $ | (465,565 | ) | $ | (268,029 | ) | ||||||
每股收益(损失) | |||||||||||||||||||
基本 | $ | 0.10 | $ | 0.26 | $ | (0.08 | ) | $ | (1.45 | ) | $ | (0.94 | ) | ||||||
稀释 | $ | 0.10 | $ | 0.26 | $ | (0.08 | ) | $ | (1.45 | ) | $ | (0.94 | ) | ||||||
资产负债表数据 | |||||||||||||||||||
截至十二月三十一日， | |||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
现金和现金等价物 | $ | 8,301 | $ | 51,040 | $ | 12,326 | $ | 25,175 | $ | 145,342 | |||||||||
周转资金(不足) | 91,347 | 33,145 | (11,724 | ) | (23,344 | ) | 160,449 | ||||||||||||
油气性质 | 1,569,743 | 1,310,026 | 1,094,029 | 1,060,093 | 780,360 | ||||||||||||||
28
递延税资产-长期 | 44,003 | 45,437 | 57,310 | 1,611 | 3,241 | ||||||||||||||
总资产 | 2,044,664 | 1,676,584 | 1,429,619 | 1,367,896 | 1,146,118 | ||||||||||||||
长期债务 | 700,459 | 399,415 | 256,542 | 197,083 | — | ||||||||||||||
递延税负债-长期 | 59,762 | 23,419 | 28,417 | 107,230 | 34,592 | ||||||||||||||
长期负债总额 | 812,713 | 477,454 | 336,315 | 353,880 | 70,485 | ||||||||||||||
股东权益 | 1,032,610 | 1,029,750 | 936,335 | 858,987 | 1,001,642 | ||||||||||||||
在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们完成了在哥伦比亚的收购，以便进行现金交易。7 780万美元。.的总和.3.793亿美元本年度发生的资本支出共计36.0钻井和阿科迪奥内罗设施的调试。
在本年度终了的年度内2018年12月31日我们完成了在哥伦比亚的收购，以便进行现金交易。5 320万美元。期间2018我们招致了.3.471亿美元的资本支出总额28.0威尔斯钻了。
项目7.管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析
本报告，特别是本管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，包含了“证券法”第27A条和“交易法”第21E条所指的前瞻性陈述。请参阅本年度报告10-K表中关于前瞻性声明的识别和风险的警告性措辞，以及第一部分，第1A项。本年报表格10-K中的“危险因素”。
以下有关我们财务状况和经营结果的讨论，应与本年度报告第二部分第8项所载的“财务报表和补充数据”一并阅读。
概述
我们是一家专注于在哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探和生产的公司。我们哥伦比亚的财产代表100%我们的探明储量2019年12月31日。为截至2019年12月31日止的年度, 100%我们的收入来自哥伦比亚(2018年12月31日- 100%; 2017年12月31日终了年度 - 98%)。我们的总部设在加拿大阿尔伯塔省的卡尔加里。
截至2019年12月31日，我们估计了已探明储量67.6嗯，其中54%已探明已开发储量100%是石油。在2019年，我们替换了226%的已探明储量。
如在项目1和2下讨论的那样。“商业与地产”2019，我们完成了某些资产收购，以进一步加强我们的战略。亚细亚
财务和业务要点
重点要点
业务要点：
• | 增加已探明石油和天然气储量26%并达到了226%的经证实的储备更替率 |
• | 宣布一个新的国家进入厄瓜多尔的Oriente盆地，通过在一轮招标中中标，在三个极有前景的勘探区块中获得100%WI，从我们在哥伦比亚Putumayo盆地的现有资产中创造了一个毗连的面积位置。 |
• | 我们的总数2019平均产量29,015boepd，可与2018。Acordionero的电力潜水泵(“ESP”)故障和Acordionero几口油井的临时关闭(“GOR”)对生产产生了负面影响。阿科迪奥内罗的注水设施于2019年7月成功投入使用，并相应增加了注水量，使阿科迪奥内罗的天然气产量从每天18毫升降至目前的每天8mcf，所有这些都是用来发电或再注入储层的。 |
• | 我们的总数2019石油和天然气销售量增加通过1%到29,140波普2018 |
29
财务要闻：
• | 网收入在……里面2019曾.3 870万美元，或$0.10每股基础和稀释后与净收入的1.026亿美元，或$0.26每股基本和稀释在2018 |
• | 税前净收入2019曾.9 600万美元相比较1.515亿美元在……里面2018 |
• | EBITDA(1)曾.3.643亿美元相比较3.767亿美元在……里面2018 |
• | 调整后的EBITDA(1) 曾.3.259亿美元相比较3.759亿美元在……里面2018 |
• | 退回来3 760万美元通过回购给股东20,097,471普通股 |
• | 石油和天然气销售2019减少7%到5.71亿美元相比较6.134亿美元在……里面2018 |
• | 来自业务的资金流动(1)减少11%到2.724亿美元 ($0.72每股基础和稀释)与3.064亿美元 ($0.78每股基本和稀释)2018，与布伦特平均价格下降趋势一致。11%从…2018 |
• | 每桶石油和天然气销售情况2019都是$53.68, 8%低于2018 |
• | 每个英国央行的业务费用2019都是$13.36, 26%比2018主要原因是发电和租赁费用较高。随着Acordionero生产设施和天然气发电项目的投产，预计2020年总成本和人均BOE运营成本都将下降。 |
• | 每个英国央行的修整费用2019增加18%到$3.87相比较2018主要原因是ESP故障频率较高2019因为停电。随着天然气发电项目的投产，使电力更加可靠，我们预计2020年的修井成本会更低。 |
• | 每个BOE的质量和运输折扣2019是$10.48相比较$13.16在……里面2018。减少的原因是重新谈判某些销售合同，与2018年的销售合同相比，这些合同的质量和运输折扣较低 |
• | 每个BOE的运输费用2019 减少d由.31%到$1.92相比较2018，因为在井口销售的数量百分比较高，其中运输与销售价格相抵。 |
• | 一般和行政(“G&A”)费用在股票补偿前2019 增加d由.5%到$3.13与英国央行相比2018 |
• | 在2019年5月20日，我们发布了300亿美元的7.75%高级债券到期2027(“7.75%高级债券”) |
• | 我们购买并取消了$114,999,000本金总额5.00%可转换高级债券到期2021年(“可转换债券”) |
• | 在2019年11月，我们将我们的信贷工具的到期日延长到2022年11月10日 |
环境、社会和治理要点：
• | 在……里面2019，我们在损失的时间伤害(‘LTI’)和可记录的总伤害(LTI)方面取得了最好的安全记录；2019拉丁美洲勘探和生产公司的LTI比率为0.02，比拉丁美洲勘探和生产公司的平均水平低80%。2019 |
• | 我们与国际非政府组织保护国际合作，承诺通过普图马约盆地的自然亚马逊项目，重新造林1，000公顷土地，并保护和维持18，000公顷森林；我们通过该项目在安第斯-亚马逊雨林走廊的总投资预计为1，300万美元。 |
• | 我们种植了560，112棵树，并通过我们所有的环保努力，保护、保存或重新造林了1，367公顷的土地。 |
• | 在过去的4年里，我们自愿发布了一份温室气体排放评估报告。 |
• | 我们正在通过天然气发电项目减少设施的温室气体排放量，方法是将多余的天然气转化为燃烧的天然气，并将其用于发电；2019，我们在阿科迪奥内罗油田完成了一个天然气发电项目，这是我们唯一最大的生产资产；此前，天然气发电项目分别于2018年和2017年在莫克塔油田和科斯塔亚科油田完成。 |
• | 我们正在努力消除所有日常操作中的耀斑。 |
• | 从2017年开始，我们正在进行为期七年的自然亚马逊项目。单是这个项目，预计就能将大约870万吨的CO固存起来。2在它的一生中 |
• | 在过去的三年里，我们创造了近16，000个本地劳动力机会。 |
30
(千美元，除非另有说明) | 截至12月31日的年度， | |||||||||||||||||
符合证券交易委员会规定的准备金(MMBOE) | 2019 | %变化 | 2018 | %变化 | 2017 | |||||||||||||
探明油气储量估算 | 68 | 26 | 54 | (8 | ) | 59 | ||||||||||||
可预测油气储量 | 58 | (6 | ) | 62 | 13 | 55 | ||||||||||||
估计可能的石油和天然气储量 | 38 | (22 | ) | 49 | (16 | ) | 58 | |||||||||||
平均每日合并量(BOEPD) | ||||||||||||||||||
特许权使用费前的工作利益生产(2) | 34,817 | (4 | ) | 36,209 | 13 | 32,105 | ||||||||||||
版税 | (5,802 | ) | (19 | ) | (7,156 | ) | 35 | (5,320 | ) | |||||||||
生产NAR | 29,015 | — | 29,053 | 8 | 26,785 | |||||||||||||
库存减少(增加) | 125 | (137 | ) | (336 | ) | 250 | (96 | ) | ||||||||||
销售(3) | 29,140 | 1 | 28,717 | 8 | 26,689 | |||||||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | (62 | ) | $ | 102,616 | 424 | $ | (31,708 | ) | ||||||||
运行Netback | ||||||||||||||||||
石油和天然气销售 | $ | 570,983 | (7 | ) | $ | 613,431 | 45 | $ | 421,734 | |||||||||
营业费用 | (142,086 | ) | 28 | (111,272 | ) | 27 | (87,855 | ) | ||||||||||
修整费用 | (41,118 | ) | 19 | (34,437 | ) | 56 | (22,014 | ) | ||||||||||
交通费 | (20,400 | ) | (30 | ) | (28,993 | ) | 15 | (25,107 | ) | |||||||||
运行Netback(1) | $ | 367,379 | (16 | ) | $ | 438,729 | 53 | $ | 286,758 | |||||||||
股票补偿前的G&A费用 | $ | 33,300 | 6 | $ | 31,369 | 5 | $ | 29,775 | ||||||||||
G&A股票补偿 | $ | 1,430 | (82 | ) | $ | 8,114 | (12 | ) | $ | 9,239 | ||||||||
EBITDA(1) | $ | 364,276 | (3 | ) | $ | 376,718 | 106 | $ | 182,547 | |||||||||
来自业务的资金流动(1) | $ | 272,409 | (11 | ) | $ | 306,449 | 39 | $ | 220,197 | |||||||||
资本支出 | $ | 379,314 | 9 | $ | 347,093 | 38 | $ | 251,041 | ||||||||||
从处置中收到的现金净额 | $ | — | — | $ | — | (100 | ) | $ | 32,968 | |||||||||
已支付的现金，除所购现金外 | $ | 77,772 | 46 | $ | 53,200 | 55 | $ | 34,410 | ||||||||||
截至十二月三十一日， | |||||||||||||||||
(千美元) | 2019 | %变化 | 2018 | %变化 | 2017 | ||||||||||||
现金、现金等价物和当前限制性现金及现金等价物 | $ | 8,817 | (83 | ) | $ | 52,309 | 117 | $ | 24,113 | ||||||||
循环信贷贷款 | $ | 118,000 | 100 | $ | — | (100 | ) | $ | 148,000 | ||||||||
高级注释 | $ | 600,000 | 100 | $ | 300,000 | 100 | $ | — | |||||||||
可转换票据 | $ | — | (100 | ) | $ | 115,000 | — | $ | 115,000 | ||||||||
(1) 非公认会计原则措施
运营净额、EBITDA、运营资金流均为非GAAP措施，不具有GAAP规定的任何标准含义。管理层将这些衡量标准视为财务业绩计量。请投资者注意，这些措施不应被理解为根据公认会计原则确定的净收益或亏损或其他财务业绩计量的替代办法。我们计算这些措施的方法可能不同于
31
其他公司，因此，可能无法与其他公司使用的类似措施相媲美。每一种非GAAP财务措施都与相应的GAAP度量一起提出，以避免意味着应该更多地强调非GAAP度量。
经营净额，如所示，是指石油和天然气销售减去经营，维修和运输费用。管理层认为，运营净收入是管理层和投资者分析财务业绩的一种有用补充措施，并在考虑其他收入和支出之前，可以显示我们主要业务活动产生的结果。上表提供了从石油和天然气销售到运营净额的调节。
如表所示，EBITDA是指按损耗、折旧和累加(“DD&A”)费用、利息费用和所得税费用调整后的净收益或损失。调整后的EBITDA定义为按可转换债券赎回损失、投资损益、业务单位销售损失和资产减值调整的EBITDA。管理层在考虑非现金项目对收入的影响之前，使用这一补充措施来分析我们主要业务活动产生的业绩和收入，并认为这种财务措施是投资者分析我们业绩和财务业绩的有用补充信息。a净收益与EBITDA和调整后的EBITDA的对账情况如下：
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | $ | 102,616 | $ | (31,708 | ) | |||||
调整净收益(损失)与EBITDA和调整后的EBITDA | ||||||||||||
DD&A费用 | 225,033 | 197,867 | 131,335 | |||||||||
利息费用 | 43,268 | 27,364 | 13,882 | |||||||||
所得税费用 | 57,285 | 48,871 | 69,038 | |||||||||
EBITDA(非公认会计原则) | $ | 364,276 | $ | 376,718 | $ | 182,547 | ||||||
可转换债券赎回损失 | 11,501 | — | — | |||||||||
投资收益 | (49,884 | ) | (786 | ) | (111 | ) | ||||||
出售业务单位的损失 | — | — | 44,385 | |||||||||
资产减值 | — | — | 1,514 | |||||||||
调整后的EBITDA(非GAAP) | $ | 325,893 | $ | 375,932 | $ | 228,335 | ||||||
业务资金流量是指按DD&A费用、资产减值、递延税费用、股票补偿费用、债务发行成本摊销、非现金租赁费用、租赁付款、RSU现金结算、未实现外汇损益、金融工具损益、金融工具现金结算和可转换票据赎回损失调整后的净收益或亏损。管理层在考虑非现金项目对收入或亏损的影响之前，使用这种财务措施来分析我们的主要业务活动所产生的业绩和损益，并认为这种财务措施也是投资者分析业绩和财务结果的有用补充信息。从净收入或损失到业务资金流动的对账情况如下：
截至12月31日的年度， | |||||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | $ | 102,616 | $ | (31,708 | ) | ||||
调整数，以调节净收入(损失)与业务资金流动的关系 | |||||||||||
DD&A费用 | 225,033 | 197,867 | 131,335 | ||||||||
资产减值 | — | — | 1,514 | ||||||||
递延税费用 | 40,227 | 4,968 | 44,716 | ||||||||
股票补偿费用 | 1,430 | 8,299 | 9,775 | ||||||||
发债成本摊销 | 3,376 | 3,183 | 2,415 | ||||||||
非现金租赁费用 | 1,806 | — | — | ||||||||
租赁付款 | (1,969 | ) | — | — | |||||||
RSU的现金结算 | — | (360 | ) | (564 | ) | ||||||
未实现外汇损失 | 1,803 | 11,511 | 837 | ||||||||
金融工具(收益)损失 | (46,215 | ) | 12,296 | 15,929 | |||||||
金融工具的现金结算 | (3,273 | ) | (33,931 | ) | 1,563 | ||||||
可转换债券赎回损失 | 11,501 | — | 44,385 | ||||||||
业务资金流动(非公认会计原则) | $ | 272,409 | $ | 306,449 | $ | 220,197 | |||||
(2)包括2017年平均WI产量679分别与2017年6月出售的巴西业务有关。
(3)销售量表示按库存变化调整的生产NAR。2017年，巴西的行动作出了贡献580波普。
32
综合业务成果
截至12月31日的年度， | ||||||||||||||||||
2019 | %变化 | 2018 | %变化 | 2017 | ||||||||||||||
(千美元) | ||||||||||||||||||
石油和天然气销售 | $ | 570,983 | (7 | ) | $ | 613,431 | 45 | $ | 421,734 | |||||||||
营业费用 | 142,086 | 28 | 111,272 | 27 | 87,855 | |||||||||||||
修整费用 | 41,118 | 19 | 34,437 | 56 | 22,014 | |||||||||||||
交通费 | 20,400 | (30 | ) | 28,993 | 15 | 25,107 | ||||||||||||
业务净回线(1) | 367,379 | (16 | ) | 438,729 | 53 | 286,758 | ||||||||||||
DD&A费用 | 225,033 | 14 | 197,867 | 51 | 131,335 | |||||||||||||
资产减值 | — | — | — | (100 | ) | 1,514 | ||||||||||||
G&A在股票补偿前的费用 | 33,300 | 6 | 31,369 | 5 | 29,775 | |||||||||||||
G&A股票补偿费用 | 1,430 | (82 | ) | 8,114 | (12 | ) | 9,239 | |||||||||||
遣散费 | 1,771 | (25 | ) | 2,361 | 83 | 1,287 | ||||||||||||
股权税 | — | — | — | (100 | ) | 1,224 | ||||||||||||
外汇损失 | 627 | (94 | ) | 9,957 | 382 | 2,067 | ||||||||||||
金融工具(收益)损失 | (46,215 | ) | (476 | ) | 12,296 | (23 | ) | 15,929 | ||||||||||
利息费用 | 43,268 | 58 | 27,364 | 97 | 13,882 | |||||||||||||
259,214 | (10 | ) | 289,328 | 40 | 206,252 | |||||||||||||
其他损失 | (12,886 | ) | 100 | — | (100 | ) | (44,385 | ) | ||||||||||
利息收入 | 696 | (67 | ) | 2,086 | 73 | 1,209 | ||||||||||||
所得税前收入 | 95,975 | (37 | ) | 151,487 | 306 | 37,330 | ||||||||||||
当期所得税费用 | 17,058 | (61 | ) | 43,903 | 81 | 24,322 | ||||||||||||
递延所得税费用 | 40,227 | 710 | 4,968 | (89 | ) | 44,716 | ||||||||||||
所得税总费用 | 57,285 | 17 | 48,871 | (29 | ) | 69,038 | ||||||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | (62 | ) | $ | 102,616 | 424 | $ | (31,708 | ) | ||||||||
销售量(NAR) | ||||||||||||||||||
销售总额，BOEPD | 29,140 | 1 | 28,717 | 8 | 26,689 | |||||||||||||
每桶布伦特价格 | $ | 64.16 | (11 | ) | $ | 71.69 | 31 | $ | 54.82 | |||||||||
每个BOE销售量的综合经营业绩(NAR) | ||||||||||||||||||
石油和天然气销售 | $ | 53.68 | (8 | ) | $ | 58.53 | 35 | $ | 43.29 | |||||||||
营业费用 | 13.36 | 26 | 10.62 | 18 | 9.02 | |||||||||||||
修整费用 | 3.87 | 18 | 3.29 | 46 | 2.26 | |||||||||||||
交通费 | 1.92 | (31 | ) | 2.77 | 7 | 2.58 | ||||||||||||
业务净回线(1) | 34.53 | (17 | ) | 41.85 | 42 | 29.43 | ||||||||||||
33
DD&A费用 | 21.16 | 12 | 18.88 | 40 | 13.48 | |||||||||||||
资产减值 | — | — | — | (100 | ) | 0.16 | ||||||||||||
G&A在股票补偿前的费用 | 3.13 | 5 | 2.99 | (2 | ) | 3.06 | ||||||||||||
G&A股票补偿费用 | 0.13 | (83 | ) | 0.77 | (19 | ) | 0.95 | |||||||||||
遣散费 | 0.17 | (26 | ) | 0.23 | 77 | 0.13 | ||||||||||||
股权税 | — | — | — | (100 | ) | 0.13 | ||||||||||||
外汇损失 | 0.06 | (94 | ) | 0.95 | 352 | 0.21 | ||||||||||||
金融工具(收益)损失 | (4.35) | (472 | ) | 1.17 | (29 | ) | 1.64 | |||||||||||
利息费用 | 4.07 | 56 | 2.61 | 83 | 1.43 | |||||||||||||
24.37 | (12 | ) | 27.60 | 30 | 21.19 | |||||||||||||
其他损失 | (1.21 | ) | 100 | — | (100 | ) | (4.56 | ) | ||||||||||
利息收入 | 0.07 | (65 | ) | 0.20 | 67 | 0.12 | ||||||||||||
所得税前收入 | 9.02 | (38 | ) | 14.45 | 280 | 3.80 | ||||||||||||
当期所得税费用 | 1.60 | (62 | ) | 4.19 | 68 | 2.50 | ||||||||||||
递延所得税费用 | 3.78 | 704 | 0.47 | (90 | ) | 4.59 | ||||||||||||
5.38 | 15 | 4.66 | (34 | ) | 7.09 | |||||||||||||
净收入(损失) | $ | 3.64 | (63 | ) | $ | 9.79 | 398 | $ | (3.29 | ) | ||||||||
(1)操作Netback是一种非GAAP度量，它没有在GAAP中规定的任何标准含义。请参阅“财务和操作要点-非公认会计原则措施”，以确定和协调这一措施。
石油和天然气产量和销售量
截至12月31日的年度， | |||||||||
平均日产量(BOEPD) | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||
特许权使用费前的工作利益生产 | 34,817 | 36,209 | 32,105 | ||||||
版税 | (5,802 | ) | (7,156 | ) | (5,320 | ) | |||
生产NAR(1) | 29,015 | 29,053 | 26,785 | ||||||
库存减少(增加) | 125 | (336 | ) | (96 | ) | ||||
销售(1) | 29,140 | 28,717 | 26,689 | ||||||
版税，版税前工作利益生产的百分比 | 17 | % | 20 | % | 17 | % | |||
(1) 2017年12月31日576的数量和销售量580boepd分别与2017年6月30日出售的巴西业务有关。
油气生产NAR为截至2019年12月31日止的年度的29,015波普2018石油和天然气生产29,053波普。
的版税占生产的百分比截至2019年12月31日止的年度, 减少d与前一年相比，哥伦比亚基准石油价格和价格敏感的特许使用费制度的下降相称。
石油和天然气生产NAR2018年12月31日, 增加d由.8%到29,053波普26,785波普2017。生产增加d由于在Acordionero油田成功地进行了钻探和修井运动。期间2018我们在Acordionero油田钻了15口井。
34
操作网
合并 | 截至12月31日的年度， | |||||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
油气销售 | $ | 570,983 | $ | 613,431 | $ | 421,734 | ||||||
交通费 | (20,400 | ) | (28,993 | ) | (25,107 | ) | ||||||
550,583 | 584,438 | 396,627 | ||||||||||
营业费用 | (142,086 | ) | (111,272 | ) | (87,855 | ) | ||||||
修整费用 | (41,118 | ) | (34,437 | ) | (22,014 | ) | ||||||
运行Netback(1) | $ | 367,379 | $ | 438,729 | $ | 286,758 | ||||||
(单位：英国央行销售量，NAR) | ||||||||||||
布伦特 | $ | 64.16 | $ | 71.69 | $ | 54.82 | ||||||
质量和运输折扣 | (10.48 | ) | (13.16 | ) | (11.53 | ) | ||||||
平均已实现价格 | 53.68 | 58.53 | 43.29 | |||||||||
交通费 | (1.92 | ) | (2.77 | ) | (2.58 | ) | ||||||
运输费用平均已实现价格净额 | 51.76 | 55.76 | 40.71 | |||||||||
营业费用 | (13.36 | ) | (10.62 | ) | (9.02 | ) | ||||||
修整费用 | (3.87 | ) | (3.29 | ) | (2.26 | ) | ||||||
运行Netback(1) | $ | 34.53 | $ | 41.85 | $ | 29.43 | ||||||
(1) 操作Netback是一种非GAAP度量，它没有在GAAP中规定的任何标准含义。请参阅“财务和操作要点-非公认会计原则措施”，以确定和协调这一措施。2017年的数字包括2017年6月出售的巴西运营净利润6271美元。
油气销售为截至2019年12月31日止的年度, 减少d至5.71亿美元相比较6.134亿美元在……里面2018，主要是由于平均实际油价较低。
石油和天然气销售2018年12月31日，与4.217亿美元在……里面2017，主要是由于增加销售量和较高的平均石油价格。
下表显示在截至年底的三年内，实际价格及销售量的变动对本港石油及天然气销售的影响。2019年12月31日:
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||
比较期石油和天然气销售情况 | $ | 613,431 | $ | 421,734 | $ | 289,269 | ||||||
实际销售价格(下降)增长效应 | (51,485 | ) | 159,653 | 100,304 | ||||||||
销售量增长效应 | 9,037 | 32,044 | 32,161 | |||||||||
本期石油和天然气销售情况 | $ | 570,983 | $ | 613,431 | $ | 421,734 | ||||||
按每个英国央行计算，平均实际价格减少d由.8%到$53.68为截至2019年12月31日止的年度相比较$58.53在……里面2018主要是由于减少以基准油价计算。布伦特原油平均价格截至2019年12月31日止的年度 减少d由.11%相比较2018。布伦特原油价格每桶下降7.53美元，但实际价格仅下降4.85美元/桶。
按每英镑汇率计算，平均实际价格增加d由.35%到$58.53为2018年12月31日相比较$43.29在……里面2017。这个增加实际价格与较高的基准油价一致。布伦特原油平均价格2018年12月31日 增加d由.31%相比较2017.
我们可以通过多种管道和卡车路线出售我们的石油。每条运输路线对实际价格和运输费用都有不同的影响。下表显示了在截止的三年中，我们使用每种运输方式在哥伦比亚销售的石油总量所占的百分比。2019年12月31日:
35
截至12月31日的年度， | |||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||
管道输送量 | 1 | % | 8 | % | 16 | % | |||
井口销售量 | 51 | % | 40 | % | 52 | % | |||
卡车到管道的运输量 | 48 | % | 52 | % | 32 | % | |||
100 | % | 100 | % | 100 | % | ||||
通过管道或卡车运输的数量得到较高的实际价格，但运输费用较高。井口的销售量与实际价格下降相反，但因运输费用较低而被抵消。在选择运输方式时，我们的重点是最大限度地利用每桶净收入。
交通费为截至2019年12月31日止的年度, 减少通过30%到2 040万美元，与2 900万美元在……里面2018。按英国央行计算，运输费用减少d 31%到$1.92，来自$2.77在……里面2018。这个减少在运输费用方面，每个BOE的原因是井口销售数量增加，运输与销售价格相抵，运输管道运输路线缩短，从而降低了运输成本。
运输费用2018年12月31日, 增加d 15%到2 900万美元，与2 510万美元在……里面2017。按英国央行计算，运输费用增加d 7%到$2.77，来自$2.58在……里面2017。这个增加在运输费用方面，每个BOE的主要原因是井口的销售量较低，而Acordionero油田的销售量较高，而Acordionero油田则受运输费用影响。
下表显示了我们运输费用实际平均价格净额在哥伦比亚结束的三年中2019年12月31日:
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
(单位：英国央行销售量，NAR) | 2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
比较期间运输费用的平均实际价格净额 | $ | 55.76 | $ | 40.71 | $ | 29.38 | ||||||
基准价格增加(减少) | (7.53 | ) | 16.87 | 10.49 | ||||||||
减少(增加)质量和运输折扣 | 2.68 | (1.63 | ) | (0.20 | ) | |||||||
运输费用减少(增加) | 0.85 | (0.19 | ) | 1.04 | ||||||||
年度运输费用实际平均价格净额 | $ | 51.76 | $ | 55.76 | $ | 40.71 | ||||||
营业费用为截至2019年12月31日止的年度, 增加 28%到1.421亿美元相比较1.113亿美元在……里面2018.
按每个英国央行计算，业务费用增加了$2.74到$13.36相比较$10.62前一年，主要原因是发电和租赁费用增加。期间2019，我们充分委托阿科迪奥内罗扩建和天然气发电设施.这些项目将扩大注水规模，提高电力可靠性，预计这将降低运营成本，并提高阿科迪奥内罗油田的最终石油和天然气采收率。随着永久设施和天然气发电项目的投入使用，我们期望通过终止与该地区租赁设施有关的合同，并通过在现场生产的天然气而不是购买的柴油发电，从而降低运营成本。
的业务费用2018年12月31日，增加27%到1.113亿美元，与8 790万美元在……里面2017.
按每个英国央行计算，业务费用增加了$1.60到$10.62相比较$9.02在……里面2017。这个增加的业务费用2018主要原因是由于生产迅速增长，需要更高的发电和设备租赁费用来管理阿科迪奥内罗领域的能力限制。
修整费用在英国央行的基础上，增加d由.$0.58到$3.87为截至2019年12月31日止的年度相比较2018，由于ESP故障频率较高2019主要是因为停电。燃气发电设施全面投入使用2019，我们预计每个英国央行的修整成本将减少2020.
按英国央行计算的修整费用，增加d由.$1.03到$3.29为2018年12月31日相比较2017由于电力不可靠而在2018年更换了ESP。
36
DD&A费用
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||
DD&A费用，千美元(1) | $ | 225,033 | $ | 197,867 | $ | 131,335 | ||||||
DD&A费用，每英镑美元 | 21.16 | 18.88 | 13.48 | |||||||||
(1) 在2017年年底，公司、巴西和秘鲁分别为DD&A支出贡献了1.1美元、2.3美元和150万美元。
DD&A费用为截至2019年12月31日止的年度, 增加通过14%从…2018 (12%(按每笔英国央行计算)，以及增加通过51% (40%在每个央行的基础上)2018从…2017。按每支BOE计算，DD&A增加安在2019和2018与前几年相比，这是由于可动用基础的费用增加，但经证实的储备增加，部分抵消了这些费用。
资产减值
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
油气性质损害(1) | $ | — | $ | — | $ | 1,514 | ||||||
$ | — | $ | — | $ | 1,514 | |||||||
(1) 在2017年年底，墨西哥和秘鲁分别为减值损失贡献了60万美元和90万美元。
我们采用完全成本法核算我们的石油和天然气属性。根据这种方法，按国别计算的财产账面净值减去相关递延所得税，不得超过计算的“上限”。上限是税后的估计，未来已探明的石油和天然气的净收入，每年贴现10%。在计算未来的贴现净收入时，石油和天然气价格是使用资产负债表所涵盖期间结束日期之前12个月期间的平均价格确定的，计算为该石油和天然气在该期间内每月第一天的未加权算术平均数。该平均价格随后保持不变，但现有合同可确定的变动除外。因此，最高限额测试的估计数字，是以每年10%的历史价格折现为基础，而不应假定未来的净收入估计值是我们储备的公平市价。
最后几年2019年12月31日, 2018和2017，在我们的哥伦比亚成本中心没有记录到上限测试损伤。根据公认会计原则，我们使用的布伦特平均价格为$64.20每桶2019年12月31日顶棚试验计算(2018年12月31日 - 72.08; 2017年12月31日 - 54.19).
G&A费用
截至12月31日的年度， | |||||||||||||
(千美元) | 2019 | %变化 | 2018 | %变化 | 2017 | ||||||||
股票补偿前的G&A费用 | $ | 33,300 | 6 | $ | 31,369 | 5 | $ | 29,775 | |||||
G&A股票补偿 | 1,430 | (82 | ) | 8,114 | (12 | ) | 9,239 | ||||||
G&A费用，包括股票赔偿 | $ | 34,730 | (12 | ) | $ | 39,483 | 1 | $ | 39,014 | ||||
每英国央行销售量每美元NAR | |||||||||||||
股票补偿前的G&A费用 | $ | 3.13 | 5 | $ | 2.99 | (2 | ) | $ | 3.06 | ||||
G&A股票补偿 | 0.13 | (83 | ) | 0.77 | (19 | ) | 0.95 | ||||||
G&A费用，包括股票赔偿 | $ | 3.26 | (13 | ) | $ | 3.76 | (6 | ) | $ | 4.01 | |||
G&A费用，按每英国央行计算，股票补偿后下降。13%到$3.26在……里面2019与前一年相比，主要原因是与2019年期间股价下跌相称的基于股票的薪酬减少，但部分被较低的回收率和2019年资本化G&A的减少所抵消。
G&A费用，按每英国央行计算，在股票基础上的补偿减少后6%到$3.76在……里面2018与前一年相比，主要是由于生产NAR增长和库存为基础的薪酬在第四季度减少。2018.
37
G&A费用，按每英国央行计算，在以股票为基础的补偿增加之前5%在……里面2019相比较2018减少2%在……里面2018相比较2017.
遣散费
最后几年2019年12月31日, 2018和2017，遣散费180万美元, 240万美元和130万美元分别由于人头优化。
权益税费用
最后几年2019年12月31日, 2018和2017，股本税费用是零, 零，和120万美元，分别是根据哥伦比亚法律实体在今年1月1日的资产负债表计算的。股权税费用于2019年1月1日到期，2018年哥伦比亚税制改革中重新推出的修改版本不适用于我们的哥伦比亚法律实体。
外汇损益
最后几年2019年12月31日, 2018和2017，我们有外汇损失埃斯60万美元, 1 000万美元和210万美元分别。外汇损益的主要来源是对应收和应付税款的重新估价、对PetroTal股份的投资和延期纳税负债。根据公认会计原则，递延税被视为一种货币负债，需要在每个资产负债表日将当地货币转换为美元功能货币。
下表列出哥伦比亚比索兑美元在截至年底的三年中的变化情况。2019年12月31日:
截至12月31日的年度， | |||
2019 | 2018 | 2017 | |
哥伦比亚比索对美元的变化 | 被削弱 | 被削弱 | 加强 |
1% | 9% | 1% | |
美元对加元的变化 | 加强 | 被削弱 | 加强 |
5% | 9% | 7% | |
金融工具损益
下表列出截至目前为止的三年内，本港金融工具损益的性质。2019年12月31日:
截至12月31日的年度， | |||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||
商品价格衍生损失 | $ | 3,642 | $ | 13,972 | $ | 17,327 | |||
外币衍生损失(收益) | 27 | (890 | ) | (1,287 | ) | ||||
投资收益 | (49,884 | ) | (786 | ) | (111 | ) | |||
$ | (46,215 | ) | $ | 12,296 | $ | 15,929 | |||
截止年度2019年12月31日，我们的投资收益4 990万美元 (2018 - 80万美元)关于我们对PetroTal的投资。
其他损失
截至年底的其他损失2019年12月31日，主要与可转换债券的退休损失有关。1 150万美元。截止年度2017年12月31日，其他损失与我们巴西业务部门在销售上的损失有关。2017年6月30日我们的秘鲁业务部门2017年12月18日.
38
所得税支出与回收
截至12月31日的年度， | |||||||||
(千美元) | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||
所得税前收入 | $ | 95,975 | $ | 151,487 | $ | 37,330 | |||
当期所得税费用 | $ | 17,058 | $ | 43,903 | $ | 24,322 | |||
递延所得税费用 | 40,227 | 4,968 | 44,716 | ||||||
所得税总费用 | $ | 57,285 | $ | 48,871 | $ | 69,038 | |||
有效税率 | 60 | % | 32 | % | 185 | % | |||
当期所得税费用减少D代表截至2019年12月31日止的年度，与2018和2017主要是由于较低哥伦比亚的应税收入。
递延所得税费用截至2019年12月31日止的年度.的4 020万美元与哥伦比亚的会计折旧相比，这主要是税收贬值的结果。递延所得税费用2018年12月31日的500万美元主要原因是与哥伦比亚的会计折旧相比，税收折旧过多，而在哥伦比亚释放估价津贴的影响部分抵消了这一折旧。一般情况下，资本支出的税收折旧-以前发生的投资2017在五年以上的直线上；会计折旧是以单位的生产方法为基础的。递延所得税费用2017是因为税收折旧高于哥伦比亚的会计折旧。
我们的实际税率是60%为截至2019年12月31日止的年度，与32%在……里面2018。实际税率增加的主要原因是估值津贴增加，主要原因是哥伦比亚确认了以前未确认的税收优惠2018以及其他永久的差异。
我们的实际税率是32%为2018年12月31日，与185%在……里面2017。实际税率下降的主要原因是估值津贴减少，主要原因是哥伦比亚在2018年期间确认了以前未确认的税收优惠。这部分被外国税收和其他非扣减费用的影响所抵消。
我们的实际税率之差60%为截至2019年12月31日止的年度，哥伦比亚33%的法定费率主要是由于外币换算的增加、外国税收的影响、估价津贴的增加以及哥伦比亚境内非抵扣的第三方特许权使用费的增加。
我们的实际税率之差32%为2018年12月31日哥伦比亚法定费率37%的主要原因是估价津贴和其他永久性差额的减少。这些部分被外币换算的增加、外国税收的影响以及哥伦比亚的非抵扣第三方特许权使用费所抵消。
39
业务净亏损和资金流动(一种非公认会计原则)
(千美元) | 2019年第四季度与2019年第三季度比较 | %变化 | 2019年第四季度与2018年第四季度比较 | %变化 | 2018年12月31日终了年度与2018年12月31日终了年度比较 | %变化 | |||||||||
比较期净收入(损失) | $ | (28,833 | ) | $ | (10,840 | ) | $ | 102,616 | |||||||
增加(减少)是由于： | |||||||||||||||
销售量 | 463 | (14,331 | ) | 9,037 | |||||||||||
价格 | (5,020 | ) | 5,627 | (51,485 | ) | ||||||||||
费用： | |||||||||||||||
现金业务费用，不包括股票补偿费用 | (2,364 | ) | (4,348 | ) | (30,999 | ) | |||||||||
再加工 | (114 | ) | (2,578 | ) | (6,681 | ) | |||||||||
再运输 | (1,054 | ) | 3,736 | 8,593 | |||||||||||
成分股现金G&A和RSU结算，不包括股票补偿费用 | (873 | ) | 5,602 | (1,571 | ) | ||||||||||
再保险 | (549 | ) | (343 | ) | 590 | ||||||||||
债券发行成本摊销净额 | (447 | ) | (5,575 | ) | (15,711 | ) | |||||||||
已实现外汇损失(收益) | 1,882 | (327 | ) | (378 | ) | ||||||||||
金融工具的间接结算 | (68 | ) | 6,764 | 30,658 | |||||||||||
其他损失 | (1,385 | ) | (1,385 | ) | (1,385 | ) | |||||||||
再税 | (86 | ) | 4,544 | 26,845 | |||||||||||
.class=‘class 3’>租金净额 | 357 | 74 | (163 | ) | |||||||||||
经常利息收入 | (94 | ) | 72 | (1,390 | ) | ||||||||||
业务资金流动净变化(1) 比较期 | (9,352 | ) | (2,468 | ) | (34,040 | ) | |||||||||
费用： | |||||||||||||||
消耗、折旧和吸积 | (10,791 | ) | (434 | ) | (27,166 | ) | |||||||||
递延税 | (3 | ) | (3,389 | ) | (35,259 | ) | |||||||||
债券发行成本的自愿摊销 | (13 | ) | 52 | (193 | ) | ||||||||||
可兑换票据的间接损失 | 11,109 | (196 | ) | (11,501 | ) | ||||||||||
.class=‘class 3’>租金净额 | (357 | ) | (74 | ) | 163 | ||||||||||
基于股票的补偿，RSU结算净额 | (346 | ) | (12,516 | ) | 6,509 | ||||||||||
金融工具损益扣除金融工具结算 | 55,678 | 42,017 | 27,853 | ||||||||||||
未实现外汇 | 9,912 | 14,852 | 9,708 | ||||||||||||
净收益或亏损变动净额 | 55,837 | 37,844 | (63,926 | ) | |||||||||||
本期净收入 | $ | 27,004 | (194 | )% | $ | 27,004 | 349 | % | $ | 38,690 | 62 | % | |||
(1)业务资金流是一种非GAAP计量，不具有GAAP规定的任何标准含义。请参阅“财务和操作要点-非公认会计原则措施”，以确定和协调这一措施。
40
2020年工作方案和资本支出
哥伦比亚仍然是我们的主要重点，占97%2020资本项目，其余部分用于厄瓜多尔的勘探活动。
下表显示了我们2020资本计划：
井数 (毛额) | 井数 (净额) | 2020年资本预算 (百万美元) | |
哥伦比亚 | |||
主要发展 | 16-19 | 15-18 | 140-160 |
水煤浆勘探 | 1-2 | 1-2 | 25-35 |
厄瓜多尔 | |||
水煤浆勘探 | 0-1 | 0-1 | 0-10 |
17-22 | 16-21 | 175-195(1) | |
(1)假定勘探预算金额的中点
基于2020指导，预计资本预算约80%用于开发，20%用于勘探。2020年资本计划中包括的大约20%的发展活动预计将用于设施。
我们希望我们的2020资本项目全部由运营现金流提供资金。
资本计划
期间的资本支出截至2019年12月31日止的年度...3.793亿美元.
在截至2019年12月31日止的年度，我们在哥伦比亚打井：
井数 (毛额和净额) | ||
哥伦比亚 | ||
再发展 | 25.0 | |
水煤浆再开发 | 6.0 | |
特别服务 | 5.0 | |
共计 | 36.0 | |
我们打探六探索，五服务，和25开发井2019。大约80%的开发井和所有服务井在米达斯区块的阿科迪奥内罗油田。这个六勘探井分别是PUT-1、PU-7、El Porton、Llanos-10和Santana区块。
我们还委托在阿科迪奥内罗地区的设施，并继续在Chaza区块的Moqueta油田的设施工作。
流动性与资本资源
截至十二月三十一日， | |||||||||||||||||
(千美元) | 2019 | %变化 | 2018 | %变化 | 2017 | ||||||||||||
现金及现金等价物 | $ | 8,301 | (84 | ) | $ | 51,040 | 314 | $ | 12,326 | ||||||||
现限现金及现金等价物 | $ | 516 | (59 | ) | $ | 1,269 | (89 | ) | $ | 11,787 | |||||||
循环信贷贷款 | $ | 118,000 | 100 | $ | — | (100 | ) | $ | 148,000 | ||||||||
高级注释 | $ | 600,000 | 100 | $ | 300,000 | 100 | $ | — | |||||||||
可转换票据 | $ | — | (100 | ) | $ | 115,000 | — | $ | 115,000 | ||||||||
41
我们相信，我们的资本资源，包括手头的现金，业务产生的现金和我们信贷设施的可用能力，将为我们提供足够的流动资金，以满足我们的战略目标和计划中的资本计划。2020，考虑到目前的石油价格趋势和产量水平。根据我们的投资政策，可用现金余额在我们的主要现金管理银行持有，也可以投资于美国或加拿大政府支持的联邦、省或州证券或其他具有高信用评级和短期流动性的货币市场工具。我们相信，我们目前的财务状况为我们提供了应对内部增长机会和通过收购获得的机会的灵活性。
在……上面2019年5月20日，我们发布了300亿美元的7.75%高级笔记。这个7.75%我们的某些子公司为我们的循环信贷设施提供担保，为高级债券提供了充分和无条件的担保。发行的净收益7.75%高级注释2.893亿美元扣除初始购买者的折扣和佣金，以及我们应支付的发行费用。这个7.75%高级债券按以下利率计算利息7.75%每年，每半年支付一次五月二十三日和十一月二十三日每年，从2019年11月23日。这个7.75%高级债券将于2027年5月23日，除非较早时已赎回或赎回。
在这一年里，我们购买并取消了$114,999,000可转换债券的总本金，包括$114,997,000根据先前宣布的以现金购买所有未偿还的可转换债券的提议，购买并注销本金总额。
在……上面2018年2月15日，通过我们的间接全资子公司Gran Tierra Energy International Holdings Ltd.，我们发行了300亿美元合计本金6.25%高级债券到期2025(“6.25%高级债券”)这个6.25%高级债券按以下利率计算利息6.25%每年，每半年支付一次2月15日和八月十五日每年，从2018年8月15日。这个6.25%高级债券将于2025年2月15日，除非较早时已赎回或赎回。的净收益6.25%票据用于偿还循环信贷机制的未清款项，其余款项用于一般法人用途。
截至2019年12月31日，我们有一个充分承诺的循环信贷贷款与一个银团的借贷基础为300亿美元带着1.82亿美元设施下的未拔产能。我们有意将所有多余的现金运用到贷款设施中，并尽量减少余额中的现金，以降低借款成本。我们可以向放款人提供两天通知，借此借款。循环信贷机制下的可得性取决于放款人确定的以准备金为基础的借款基础。
根据我们的信贷安排条款，我们必须遵守某些财务和经营契约，其中包括：维持包括信用证在内的债务与净收益-利息、税收、折旧、损耗、摊销、勘探费用和所有非现金费用减去所有非现金收入的比率-不超过4.0至1.0；维持EBITDAX与利息费用的比率至少为2.5：1.0。截至2019年12月31日在我们的信贷协议中，我们遵守了所有的财务和经营契约。根据信贷安排的条款，我们在未经银行批准的情况下向股东支付股息的能力有限。
加拿大和美国境外持有的现金和现金等价物
在…2019年12月31日, 92%我们的现金和现金等价物由加拿大和美国以外的子公司持有。
导数位
在…2019年12月31日，我们有以下优秀的商品价格衍生头寸：
仪器的周期和类型 | 音量， 波普 | 参照系 | 购买看跌(美元/桶，加权平均数) | 卖出呼叫 (美元/桶，加权平均数) | 保险费(美元/桶，加权平均数) | |||
领子：一月一日至六月三十日 | 6,000 | 冰布伦特 | 55.00 | 69.05 | N/a | |||
项圈限制了可能的正回报和负回报的范围，并以比保护性互换更低的成本为我们提供了下行保护。
在…2019年12月31日在此之后，我们有以下突出的外币衍生头寸：
42
仪器的周期和类型 | 额边 (百万COP) | 美元等值额(千美元)(1) | 参照系 | 楼价 (COP，加权平均数) | 上限价格(COP，加权平均数) | ||||
领子：一月一日至十二月三十一日 | 134,500 | 40,994 | 警察 | 3,305 | 3,423 | ||||
现金流量
下表列出所述期间现金和现金等价物的来源和用途：
截至12月31日的年度， | |||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||
现金和现金等价物来源： | |||||||||
净收入(损失) | $ | 38,690 | $ | 102,616 | $ | (31,708 | ) | ||
调整数，以调节业务资金的净损失 | |||||||||
二、二及一项开支 | 225,033 | 197,867 | 131,335 | ||||||
资产减值 | — | — | 1,514 | ||||||
递延税款费用 | 40,227 | 4,968 | 44,716 | ||||||
以股票为基础的补偿费用 | 1,430 | 8,299 | 9,775 | ||||||
债券发行成本的自愿摊销 | 3,376 | 3,183 | 2,415 | ||||||
RSU的现金结算 | — | (360 | ) | (564 | ) | ||||
未实现外汇损失 | 1,803 | 11,511 | 837 | ||||||
(收益)损失 | (46,215 | ) | 12,296 | 15,929 | |||||
非现金租赁费用 | 1,806 | — | — | ||||||
租赁付款 | (1,969 | ) | — | — | |||||
金融工具的现金结算 | (3,273 | ) | (33,931 | ) | 1,563 | ||||
可兑换票据赎回方面的亏损 | 11,501 | — | — | ||||||
销售损失 | — | — | 44,385 | ||||||
来自业务的资金流动(1) | 272,409 | 306,449 | 220,197 | ||||||
发行高级债券的收益，扣除发行费用后 | 289,271 | 288,131 | — | ||||||
其他债务的收益，扣除发行成本后 | 342,575 | 4,560 | 167,043 | ||||||
非现金投资营运资本的变化 | — | 17,704 | 19,680 | ||||||
行使股票期权的收益 | — | 1,429 | — | ||||||
出售业务单位的净收益 | — | — | 32,968 | ||||||
904,255 | 618,273 | 439,888 | |||||||
现金和现金等价物的使用： | |||||||||
不动产、厂场和设备的增加-财产购置 | (77,772 | ) | (53,200 | ) | (34,410 | ) | |||
不动产、厂房和设备的增建 | (379,314 | ) | (347,093 | ) | (251,041 | ) | |||
还债 | (349,219 | ) | (153,000 | ) | (110,000 | ) | |||
投资现金 | — | — | (11,000 | ) | |||||
非现金营运资本的变化 | (93,874 | ) | (21,421 | ) | (29,217 | ) | |||
非现金投资营运资本的变化 | (7,851 | ) | — | — | |||||
资产退休债务现金结算 | (870 | ) | (519 | ) | (1,336 | ) | |||
普通股回购 | (37,561 | ) | (12,742 | ) | (17,916 | ) | |||
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物的外汇损失 | (1,027 | ) | (2,668 | ) | (1,557 | ) | |||
(947,488 | ) | (590,643 | ) | (456,477 | ) | ||||
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净增(减少)额 | $ | (43,233 | ) | $ | 27,630 | $ | (16,589 | ) | |
(1)业务资金流是一种非GAAP计量，不具有GAAP规定的任何标准含义。请参阅“财务和操作要点-非公认会计原则措施”，以确定和协调这一措施。
43
表外安排
截至2019年12月31日和2018我们没有资产负债表外的安排。
合同义务
以下是按购买义务年份、公司协议和租赁的未来最低付款额列出的附表，这些协议和租约的初始或剩余不可撤销条件均超过一年。2019年12月31日:
共计 | 2020 | 2021-2022 | 2023-2024 | 2025年及以后 | |||||||||||||||
(千美元) | |||||||||||||||||||
循环信贷设施 | $ | 118,000 | $ | — | $ | 118,000 | $ | — | $ | — | |||||||||
高级债券6.25% | 300,000 | — | — | — | 300,000 | ||||||||||||||
高级债券7.75% | 300,000 | — | — | — | 300,000 | ||||||||||||||
长期债务总额 | 718,000 | — | 118,000 | — | 600,000 | ||||||||||||||
利息支付(1) | 289,090 | 46,070 | 91,572 | 84,000 | 67,448 | ||||||||||||||
石油运输服务 | 3,211 | 3,211 | — | — | — | ||||||||||||||
钻井、完井与地震 | 21,409 | 7,602 | 13,669 | 39 | 99 | ||||||||||||||
经营租赁 | 5,679 | 2,708 | 2,971 | — | — | ||||||||||||||
融资租赁 | 6,232 | 2,760 | 3,276 | 168 | 28 | ||||||||||||||
共计 | $ | 1,043,621 | $ | 62,351 | $ | 229,488 | $ | 84,207 | $ | 667,575 | |||||||||
(1) 利息支付的计算方法是假设我们的循环信贷机制未清余额为2019年12月31日的1.18亿美元我们的6.25%高级债券和7.75%的高级债券将分别持有至2025年2月和2027年5月的到期日。实际结果将不同于这些估计和假设。
在…2019年12月31日，我们提供了期票1.206亿美元支持与勘探合同和其他资本或经营要求中所载的工作承诺担保有关的信用证或担保书。这些无担保信用证没有利用我们的循环信贷能力，因为它们得到哥伦比亚当地银行和加拿大出口发展局的支持。
上表未反映预计未来因放弃石油和天然气资产及其他长期负债而产生的估计数额，因为我们无法准确确定此类付款的时间。有关我们资产退休义务的信息见综合财务报表附注8，即资产退休义务，见第8项。“财务报表和补充数据”。
按照石油和天然气工业的惯例，我们有时会作出保留或获得某些面积位置或油井的承诺。如果我们不履行这些承诺，土地的位置或水井可能会失去，并可能支付相关的罚款。
关键会计政策和估计
根据公认会计原则编制财务报表，要求管理层作出影响报告的资产和负债数额以及报告的收入和支出以及或有负债披露的估计、判断和假设。这些估计数中与判断和假设有关的变化将因事实和情况的变化或新信息的发现而发生，因此，实际结果可能与估计数额不同。
我们定期评估我们的估计、判断和假设。我们还与董事会审计委员会讨论了我们的关键会计政策和估算。
如果(A)估计数和假设的性质是重大的，因为对高度不确定的事项作出解释所需的主观性和判断力，或这类事项易受变化的可能性，则认为某些会计估计数至关重要；(B)估计数和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。下文将讨论会计领域及所作的相关关键估计和假设。
44
全成本核算法、探明储量法、DD&A法与油气资产减值
我们按照证券交易委员会条例S-X规则第4-10条的规定，对我们的石油和天然气资产采用全额成本法，如综合财务报表附注2(重大会计政策)第8项所述。“财务报表和补充数据”。根据全额成本会计方法，购置、勘探和开发财产所产生的所有费用都是资本化的，包括直接归因于这些活动的内部费用。资本净成本的总和，包括估计的资产退休债务(“aro”)，以及在开发已探明的储量中将发生的未来开发成本的估计数，使用单位生产方法被耗尽。
使用石油和天然气勘探和开发活动的全部成本核算方法的公司必须进行上限测试计算。上限测试将集合成本限制在税后估计的经证实石油和天然气特性的税后净收入的总和，再加上成本较低或未证实财产的估计公允价值减去任何相关的税收影响。
如果我们的石油和天然气资产的账面净值，减去相关的递延所得税，超过了计算的最高限额，超出的部分必须作为支出注销。任何这类减记都会减少发生期间的收益，并导致未来期间的DD&A支出减少。对我们拥有石油和天然气资产的每个国家分别规定最高限额。即使石油和天然气价格上涨可能提高了适用于下一时期的最高限额，但在一个时期内记录的费用不可能逆转。
我们对已探明的石油和天然气储量的估计是消耗和全部成本上限计算的一个主要组成部分。此外，我们已证实的储量代表了这些计算的要素，需要最主观的判断。储量估计数是根据工程数据、预测的未来产量以及未来支出的数额和时间作出的预测。估计石油和天然气储量的过程需要大量的判断，导致不精确的测定，特别是对于新的发现。不同的储量工程师可以根据相同的数据对储量进行不同的估算。
我们相信我们的假设是合理的，是基于我们在编制估计数字时所掌握的资料。然而，随着从正在进行的发展活动和生产业绩获得更多数据，以及影响石油和天然气价格和成本的经济条件发生变化，这些估计数可能发生重大变化。
管理部门负责估算已探明的石油和天然气储量，并准备相关披露。评估和相关披露是根据美国证券交易委员会的要求和美国公认的行业惯例编制的，这是由石油工程师协会规定的。储备金估计数至少每年由独立的合格储备顾问进行评估。
虽然已探明储量的数量需要大量判断，但用于计算储量贴现现值的石油和天然气相关价格以及适用的贴现率不需要判断。上限计算要求使用10%的折扣系数，未来的净收入使用12个月期间每个月价格第一天的平均价格计算。因此，与已证实储量估计数有关的未来净收入并不是根据我们对未来价格或成本的评估，而是反映了对重力、质量、当地条件、收取和运输费用以及与市场的距离的调整。根据我们已证实的储备对我们未来现金流量的标准化计量的估计2019年12月31日上限测试是根据12个月内每个月的第一天每个英国央行的井口价格计算的。
由于上限测试的计算方法要求采用不代表未来价格的价格，而且需要10%的折扣率，因此，计算所得的价值不应解释为可归因于本港物业的估计石油及天然气储量的现时市值。历史石油和天然气价格在任何特定的12个月期间，可以高于或低于我们的价格预测。因此，由于实行全部成本上限限制而造成的石油和天然气资产减值，以及由于价格波动而不是减少潜在储量而造成的资产减值，不应被视为相关储量最终价值减少的绝对指标。
我们的储量委员会负责监督对我国石油和天然气储量的年度审查以及相关的披露。审计委员会定期与管理层举行会议，审查准备金进程、结果及相关披露和任命，并与独立准备金咨询人会晤，审查其工作范围，审查他们是否获得了足够的信息、任何重大意见分歧的性质和令人满意的解决办法，并就独立准备金咨询人而言，审查了他们的独立性。
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在结束的几年里2019年12月31日和2018，我们没有上限测试减值损失。我们用的是布伦特的平均价格$64.20每桶2019年12月31日天花板试验计算(2018年12月31日 - $72.08; 2017年12月31日 - $54.19).
考虑到影响资产基础和现金流量的诸多因素，在规定的美国GAAP上限测试计算中，很难合理肯定地预测预期未来减值损失的数额。这些因素包括但不限于未来商品定价、不同定价环境下的特许权使用费、业务费用和谈判储蓄、外汇汇率、资本支出时间安排和谈判储蓄、生产及其对损耗和成本基础的影响、由于正在进行的勘探和开发活动而向上或向下的准备金调整以及税收属性。
未证明性质
在确定已探明储量是否存在之前，未探明的财产不会枯竭。随着资产的评估和证明储备的建立或减值的确定，成本将在持续的基础上转入摊销基础。每季度对未证实的财产进行评估，以确定是否发生了损害。未证实的财产，其费用是个别重大的，通过考虑地震数据、放弃面积的计划或要求、钻探结果和活动、承诺期的剩余时间、剩余的基本建设计划以及政治、经济和市场条件，对其进行单独评估。如个别评估物业的减值金额并不切实可行，而该等物业的成本并非个别显著，则将该等物业分组，以评估损害。在因素表明减值的任何时期内，此类财产迄今发生的累计费用都转移到全部成本池中，然后进行摊销。将费用转移到摊销基础涉及大量的判断，可能会根据我们的钻探计划和结果、地震评估、已探明储量的分配、资本的可得性和其他因素随时间的推移而改变。对于尚未建立储备基础的国家，减值记为收益。
资产退休债务
我们必须拆除和拆除生产设施，并补救造成的任何损害，以消除或补救我们目前和以前作业场所的活动对环境的影响。评估我们未来的ARO需要我们对未来许多年将要发生的活动做出评估和判断。此外，环境法律和条例的最终财政影响并不总是明确的，而且随着我们运作的国家的标准的发展，也无法合理地加以估计。
我们在合并财务报表中记录ARO，方法是贴现与石油和天然气井及设施有关的估计退休债务的现值。在计算记录金额时，我们对ARO的法律义务、估计的概率、金额和结算时间、通货膨胀因素、经信贷调整的无风险贴现率以及法律、监管、环境和政治环境的变化作出了许多假设和判断。由于成本通常会延长到未来许多年，估计未来的成本是困难的，需要管理层根据许多因素，包括不断变化的技术以及政治和监管环境，作出今后需要修改的判断。在首次计量ARO之后的时期内，我们必须确认由于时间的推移而引起的负债的期间变化，以及对未计现金流量的原始估计的时间或数额的修正。由于时间的推移而增加的ARO负债会影响净收入作为增量费用。相关的资本化成本，包括对其的修订，通过DD&A记为费用。
我们的任何一个假设都很难确定改变的影响。因此，我们无法对我们的假设变化对我们的财务结果产生的影响提供合理的敏感性分析。
权益法投资
2017年12月，我们收购了PetroTal的普通股，与出售我们的秘鲁业务部门有关。在…2019年12月31日，这种投资大约代表了37%已经发行和发行的普通股。我们确定，我们在PetroTal没有控制财务利益，但由于我们对PetroTal的所有权和为PetroTal董事会提名两名董事的权利，可以对PetroTal的运营和财务政策产生重大影响。因此，我们把我们对PetroTal公司普通股的投资作为一种股权方法投资，但我们选择了这种投资的公允价值选择。
目前部分投资的公允价值是根据活跃市场的市场报价估算的。投资的长期部分是根据市场报价和使用可观察和一个或多个不可观测的投入的估值技术估算的。有关投资估值的信息，见综合财务报告附注13。
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报表、金融工具、公允价值计量、信用风险和外汇风险(第8项)。“财务报表和补充数据”，此处参考资料。
善意
商誉系指转移到净可识别资产和承担的负债之上的总价值的盈余。我们资产负债表上的善意完全与我们的哥伦比亚报告单位有关。
在每个报告日期，我们评估质量因素，以确定报告单位的公允价值是否低于其账面价值，以及是否有必要进行商誉减损测试。我们未来现金流量、经营业绩、增长率、资本支出、资本成本、贴现率、股票价格或相关市值的变化可能影响我们年度商誉评估的结果，因此可能导致今后的商誉减值费用。商誉减值测试需要将报告单位的公允价值与其净账面价值进行比较。如果报告单位的估计公允价值低于其账面净值(包括商誉)，我们将通过支出确认商誉减值，但数额不超过商誉的账面价值。
在估计我们报告单位的公允价值时所涉及的最重要的判断将涉及对我们的财产和设备的估价。外汇储备的不利变化或我们的价格预测将增加商誉减值费用的可能性。商誉减值费用不会影响流动性或资本资源。然而，这将对我们在此期间的行动结果产生不利影响。
在…2019年12月31日，我们对商誉进行了第一步测试，没有发现商誉受损。
收入确认
我们的收入与哥伦比亚的石油和天然气销售有关。当它将产品的控制权转让给客户时，我们就会确认收入。这通常发生在客户获得对产品的合法所有权时，以及当产品实际转移到与客户商定的交货点时。付款条件一般在发票交付给客户后三个工作日内。收入是根据与客户签订的合同中规定的考虑因素确认的。收入代表我们的份额，扣除向政府和其他矿藏所有者支付的特许权使用费后入账。
我们评估我们与第三方和合作伙伴的安排，以确定我们是作为委托人还是代理人。在进行这一评估时，我们的管理层考虑的是我们是否获得了对交付的产品的控制，这是由我们对产品的交付负有主要责任、有能力确定价格或具有库存风险所表明的。如果我们以代理人的身份行事，而不是作为交易中的委托人，那么收入就会以净额确认，只反映我们从交易中实现的费用。
对我们拥有的管道的使用向其他实体收取的关税、通行费和费用由管理层评估，以确定这些费用是来自与客户的合同还是来自附带安排。
在比较期内，当客户取得所有权并承担所有权的风险和回报、价格是固定的或可确定的、以合同证明出售并合理地确保收入的收取时，就确认了石油和天然气生产的收入。
在确定我们在交易中是作为委托人还是代理时，管理层决定我们是否获得了对产品的控制。作为这一评估的一部分，管理层考虑了ASC 606规定的收入确认的详细标准。
所得税
我们采用所得税负债会计的方法，即确认递延所得税资产和负债，以应付因财务报表中资产和负债数额与其各自税基之间的差异而产生的未来税收后果。递延税资产也被确认为可归因于预期使用现有税额净额、营业亏损结转额和其他结转类型的未来税收利益的资产。递延税资产和负债的计量采用预期适用于预期收回或结清这些临时差额和结转的年度应纳税收入的税率。税率变动对递延税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。
我们在多个国家经营业务，因此，我们须在多个司法管辖区征收入息税。我们的所得税规定的确定本质上是复杂的，我们需要解释不断变化的规定，并制定
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某些判断。虽然所得税申报须接受审核和重新评估，但我们相信我们已为所有入息税的承担作出足够的准备。然而，由于所得税审核、重新评估、判例和任何新的立法而导致事实和情况发生变化，我们对所得税的规定可能会增加或减少。
为评估递延税项资产的变现情况，我们会考虑是否会有部份或全部递延税项资产不会变现。递延税资产的最终实现取决于在这些临时差额可扣减的时期内产生未来的应税收入。我们在进行这项评估时，考虑了延期纳税负债的预定逆转、预测的未来应纳税收入和税收规划策略。
我们的有效税率是以税前收入和适用于我们经营的各个司法管辖区的税率为基础的。本年度的实际税率估计适用于我们的季度经营业绩。如果在我们的季度经营业绩中确认或预期确认一个重大的不寻常或离散项目，则可归因于该项目的税款将与该不寻常或离散项目同时单独计算和记录。我们认为解决前一年的税务问题就是这样的项目.在确定我们的有效税率和评估我们的税收状况时，需要作出重要的判断。当我们更有可能无法实现该职位的全部税收利益时，我们就会设立储备。我们根据不断变化的事实和情况调整这些储备。
我们定期评估潜在的不确定的税收状况，并在必要时估计和确定此类数额的应计项目。
法律和其他意外开支
法律和其他意外开支的备抵在可能发生的损失和可以合理估计费用的情况下记作费用。确定何时应记录这些意外开支和适当的应计金额是一个复杂的估计过程，其中包括管理的主观判断。在许多情况下，管理层的判断是基于对法律和条例的解释，监管机构和(或)法院可以对此作出不同的解释。管理层密切监测已知和潜在的法律和其他意外事件，并根据我们掌握的信息定期确定何时应记录这些项目的损失。
股票补偿
我们以股票为基础的补偿成本是根据最终预期授予的奖励的公允价值来衡量的。公允价值是通过定价模型来确定的，如Black-Schole模拟股票期权定价模型和/或可观察的股票价格。这些估计数取决于某些假设，包括波动率、无风险利率、裁决期限、没收率和业绩因素，这些因素因其性质而受到测量不确定度的影响。我们使用历史数据来估计布莱克-斯科尔斯期权定价模型、期权练习和员工离职行为中使用的预期期限。公允价值估计中使用的预期波动是基于我们股票的历史波动性。股票期权期望值范围内的无风险利率是基于批出时有效的美国国债收益率曲线。
最近通过的会计公告
我们采用了会计准则编纂(“ASC”)842份租约，首次适用日期为2019年1月1日，按照修改后的追溯过渡方法，使用了适用于土地地役权和短期租约的实用权宜之计。我们没有选择一套实用的权宜之计，也没有利用事后的权宜之计。
在合同开始时，我们评估合同是租赁还是包含租约。如果合同规定在一段时间内控制已确定的资产的使用以换取考虑，则合同是或包含租赁。在包含租赁部分的合同开始时，我们根据每个租赁和非租赁部分的相对独立价格，将合同中的考虑因素分配给每个租约和非租赁部分。在租赁开始日期，我们确认资产使用权和租赁负债.使用权资产最初按成本计量，随后按成本减去任何累计折旧和减值损失，并根据租赁负债的某些重新计量进行调整。
租赁负债最初是按开始日期未支付的租约付款的现值计算，贴现时使用租约中隐含的利率，如果不能轻易确定，则按我们的递增借款利率计算。一般情况下，我们使用增量借款利率作为贴现率。租赁负债随后因租赁负债的利息成本而增加，并因所付租约付款而减少。当未来租赁付款因指数或费率的变化、根据剩余价值担保预计应支付的数额的估计发生变化、或酌情在评估购买或延期期权是否合理地肯定将被行使或终止期权是否合理地肯定不行使时，将重新计量。
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我们已作出判断，以决定合约的租期，包括续约或终止的选择。评估我们是否合理地肯定会行使这类选择会影响租约期限，这会对已确认的租赁负债和使用权资产的数额产生重大影响。
确定为过渡的一部分的所有租约都与办公室租赁有关。
这一转变的结果是承认了在其他资本资产中提出的一项使用权。380万美元在2019年1月1日，对租赁负债的确认420万美元和一个40万美元对留存收益的影响。在计算租赁负债时，采用了我们的递增借款利率。在2019年1月1日，适用的费率介于5.6%和9.1%.
新会计公告
2016年6月，FASB发布了题为“金融工具-信用损失”的ASU 2016-13。这一ASU用一种反映预期信贷损失的方法取代了目前发生的损失减值方法，并需要更广泛的合理和可支持的信息来支持信贷损失估计。2019年12月，FASB发布了ASU 2019-10“金融工具-信用损失、衍生工具和套期保值及租赁”，这是ASU 2016-13的编码改进。ASU将于2019年12月15日以后的财政年度和中期生效。我们于2020年1月1日采用了这一ASU，并采用了目前预期的信贷损失模型，该模型对我们的合并头寸、运营结果或现金流没有任何影响。
项目7A.市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们的主要市场风险与石油价格有关。石油价格是不稳定和不可预测的，受到对世界供求不平衡和我们无法控制的许多其他市场因素的影响。我们的大部分收入来自布伦特的石油销售，每个月都会根据质量进行调整。
期间截至2019年12月31日止的年度我们签订了商品价格衍生合约，以管理与我们的石油生产预测销售相关的现金流量的变化，降低商品价格风险，并提供一个基本的现金流水平，以确保我们能够至少执行一部分资本支出。下表提供有关我们的商品价格衍生合约的资料2019年12月31日，包括按预期(合同)到期日分列的名义数额和加权平均汇率。远期合同的预期现金流量等于合同的公允价值。信息以美元表示，因为这是我们的报告货币。我们持有这些投资中的任何一项并不是为了交易目的。
仪器的周期和类型 | 音量， 波普 | 参照系 | 购买看跌(美元/桶，加权平均数) | 卖出看涨(美元/桶，加权平均数) | 保险费(美元/桶，加权平均数) | ||||
领子：一月一日至六月三十日 | 6,000 | 冰布伦特 | 55.00 | $ | 69.05 | N/a | |||
外币风险
外币风险是我们公司的一个因素，但在我们经营的国家的支出和收入的性质在一定程度上有所改善。我们的报告货币是美元，我们收入的100%与布伦特或西德州国际石油的美元价格有关。在哥伦比亚，我们收入的100%是美元，我们大部分的资本支出都是以美元或美元价格为基础的。所有地点的大部分收入和增值税及G&A费用都是当地货币。虽然我们只在南美经营，但我们的大部分采购支出都是以美元计价和支付的。
此外，外汇损益主要来自美元对哥伦比亚比索的波动，这是由于我们目前的和递延的税收负债，即以哥伦比亚外国业务的当地货币计价的货币负债。因此，外汇损益必须在兑换成美元功能货币时计算。哥伦比亚比索兑美元升值导致外汇损失，估计约为$6,000哥伦比亚比索对美元的汇率每减少一比索。
在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们签订了外币衍生合约，以管理与我们预测的哥伦比亚比索计价成本相关的现金流变化。下表提供了有关我们的外国客户的信息。
49
货币远期外汇协定2019年12月31日以及其后，包括按预期(合约)到期日计算的名义金额和加权平均汇率。远期合同的预期现金流量等于合同的公允价值。信息以美元表示，因为这是我们的报告货币。我们持有这些投资中的任何一项并不是为了交易目的。
仪器的周期和类型 | 额边 (百万COP) | 美元等值额(千美元)(1) | 参照系 | 楼价 (COP，加权平均数) | 上限价格(COP，加权平均数) | ||||
领子：一月一日至十二月三十一日 | 134,500 | 40,994 | 警察 | 3,305 | 3,423 | ||||
(1) 在…2019年12月31日外汇牌价。
利率风险
利率风险是指由于市场利率的变化而导致未来现金流波动的风险。我们面临着利率波动对我们的循环信贷贷款，其中有浮动利率的利率。在…2019年12月31日，我们杰出的循环信贷机构是1.18亿美元 (2018年12月31日 - 零)。libor 10%的变动不会对我们的利息支出产生重大影响。2019年12月31日.
我们的投资目标是维持本金和流动资金。根据政策，我们通过限制投资于高质量的银行发行隔夜利率，或由美国或加拿大政府支持的联邦、省或州证券或其他具有高信用评级和短期流动性的货币市场工具来管理我们的市场风险。10%的利率变动不会对我们的投资组合的价值产生重大影响。我们持有这些投资中的任何一项并不是为了交易目的。
股票价格风险
股票价格风险是指股票价格变动造成的损失风险。截至2019年12月31日，我们举行了246,100,000PetroTal的普通股。在所有其他变量不变的情况下，PetroTal股票CAD价格的0.01美元变动将导致190万美元美元对PetroTal总投资的变动2019年12月31日.
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项目8.财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致大火地岛能源公司的股东和董事会。
关于合并财务报表的意见
我们已经审计了伴随的综合资产负债表的大火地岛能源公司。(本公司)截至12月31日、2019年和2018年12月31日，关于该日终了年度业务、股东权益和现金流量的相关综合报表以及相关附注(统称合并财务报表)。我们认为，合并财务报表按照美国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允列报了公司截至2019年12月31日和2018年12月31日的财务状况以及该日终了年度的经营结果和现金流量。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据Treadway委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年)中确定的标准，审计了截至2019年12月31日公司对财务报告的内部控制，我们于2020年2月26日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
意见依据
这些合并财务报表是公司管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计就这些综合财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些准则要求我们规划和进行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否存在重大错报，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是因为错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数，以及综合财务报表的总体列报方式。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对合并财务报表进行的审计所产生的事项，这些事项已通知审计委员会或需要告知审计委员会，这些事项包括：(1)涉及对合并财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报丝毫不改变我们对合并财务报表的总体看法，我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独的意见。
评估公司递延所得税资产的可变现性。
如合并财务报表附注10所述，截至2019年12月31日，公司确认递延所得税资产为4.403万美元。该公司估计，递延所得税资产变现的可能性大于50%。确定递延所得税资产涉及若干估计数，包括与已证实和可能的石油和天然气储备(“储量”)有关的未来现金流量。基于准备金估计数的未来现金流量假设的变化可能对确定公司实现递延所得税资产的能力和估值备抵额(如果有的话)产生重大影响。储量估计涉及独立的油藏工程专家的专门知识，他们考虑到与其预测产量、预测运营、特许权使用费和资本成本假设以及预测石油价格有关的假设(“储备假设”)。公司聘请独立的油藏工程专家来估算储量。
我们把对递延所得税资产可变现性的评估确定为一项重要的审计事项。在评估准备金时需要作出复杂的审计师判断，这是得出确认的递延所得税资产的一项投入。还需要审计师作出判断，以评价用于估计准备金的准备金假设。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对公司流程的某些内部控制，以评估递延所得税资产的可变现性，包括相关控制
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对储量的估计。我们评估了该公司聘用的独立油藏工程专家的能力、能力和客观性，他们估算了储量。我们评估了独立的油藏工程专家所使用的方法，以估计储量是否符合监管标准。我们将2019年的实际生产、运营、特许权使用费和资本成本与前一年的探明储量估计数进行了比较，以评估公司准确预测的能力。我们将储备中使用的预测商品价格与其他储备工程公司公布的价格进行了比较。我们比较了预测产量的估计和预测的运营，特许权使用费和资本成本假设使用的储备与历史结果。我们让加拿大和哥伦比亚的所得税专业人员参加，他们具有专门技能和知识，协助评估在确定记录的递延税资产时所使用的有关税收法律和条例的适用情况。
评估哥伦比亚报告单位的商誉账面价值
如合并财务报表附注2所述，截至2019年12月31日的商誉余额涉及哥伦比亚报告股。截至2019年12月31日，商誉总额为10258.1万美元。公司每年评估质量因素，如有必要则更频繁地评估，以确定报告单位的公允价值是否低于其账面价值，以及是否有必要进行商誉减值测试。哥伦比亚报告单位的估计公允价值涉及若干估计数，包括与估计准备金和贴现率有关的现金流量。储量估算涉及独立的油藏工程专家的专门知识，他们考虑到储量假设。公司聘请独立的油藏工程专家来估算储量。
我们认为，对哥伦比亚报告股商誉账面价值的评估是一项重要的审计事项。在评估公司对准备金和贴现率的估计时，需要作出复杂的审计师判断，这是对哥伦比亚报告单位公允价值计算的投入。还需要审计师作出判断，以评价准备金中使用的准备金假设。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对公司确定哥伦比亚报告单位公允价值的某些内部控制，包括与制定贴现率和估算准备金有关的控制。我们对用来估计哥伦比亚报告单位公允价值的贴现率进行了敏感性分析，以评估折现率变化对哥伦比亚报告单位公允价值的影响。我们评估了该公司聘用的独立油藏工程专家的能力、能力和客观性，他们估算了储量。我们评估了独立的油藏工程专家用来估计储量以符合监管标准的方法。我们将哥伦比亚报告单位2019年的实际生产、运营、特许权使用费和资本成本与前一年对已证实储量的估计数进行了比较，以评估该公司准确预测的能力。我们将储量估算中使用的预测商品价格与其他储备工程公司公布的价格进行了比较。我们比较了预测产量的估计和预测的操作，特许权使用费和资本成本假设用于储量估计与历史结果。我们聘请了一位具有专门技能和知识的评估专业人员，他们通过将公司的贴现率与市场数据和其他外部数据进行比较，协助评估公司的贴现率。
估计已探明石油储量对耗竭费用计算和与石油和天然气特性有关的上限测试的影响的评估
如合并财务报表附注2所述，该公司在逐国基础上使用单位生产方法开采其石油和天然气资产。根据这种方法，与哥伦比亚有关的资本化费用比与哥伦比亚有关的估计已探明石油和天然气储量(“已探明储量”)枯竭。如合并财务报表附注5所述，2019年12月31日终了年度，公司记录的损耗和折旧费用为2.208亿美元。此外，如合并财务报表附注2所述，公司每季度进行最高限额测试计算。在进行季度上限测试时，公司将已探明的石油和天然气属性的资本化成本、累计耗竭和递延所得税后的资本成本，限制在扣除相关税收影响后，按10%折现的已证实储备的未来现金流量估计数，再加上摊销费用中未证实财产的成本或公允价值。如果这些资本化成本超过最高限额，公司将记录减记至超出的范围，如净收益或亏损的非现金费用。估算已探明储量，用于计算耗竭和上限测试，涉及独立的油藏工程专家的专门知识，他们考虑到储量假设。该公司聘请独立的油藏工程专家估算已探明储量。
我们将评估已探明储量估计数对计算耗竭费用和与石油和天然气特性有关的上限测试的影响确定为一项关键的审计事项。在评估已证实的储备时，需要作出复杂的审计师判断，这是对耗竭费用计算和最高限额测试的输入。还需要审计师作出判断，以评估用于估计已证实储量的准备金假设。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对耗竭费用计算和上限测试的某些内部控制，包括对已探明储量估计的控制。我们分析和评估了耗竭费用的计算和上限测试是否符合法规规定。
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标准。我们评估了该公司聘用的独立油藏工程专家的能力、能力和客观性，他们估算了已探明的储量。我们评估了独立的油藏工程专家用于评估已探明储量以符合监管标准的方法。我们将该公司2019年的实际生产、运营、特许权使用费和资本成本与前一年对已探明储量的估计进行了比较，以评估公司准确预测的能力。我们比较了预测产量的估计和预测的操作，特许权使用费和资本成本假设用于估计已探明储量与历史结果。
/s/毕马威有限责任公司
特许专业会计师
自2018年以来，我们一直担任该公司的审计师。
加拿大卡尔加里
(二0二0年二月二十六日)
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独立注册会计师事务所报告
致Gran Tierra Energy Inc.的股东和董事会。
关于财务报表的意见
我们审计了所附的Gran Tiera能源公司的合并财务报表。和子公司(“公司”)，包括2017年12月31日终了年度的业务、股东权益和现金流量综合报表以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，2017年财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允列报了2017年12月31日终了年度的业务结果和现金流量。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法和美国证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。此外，根据与我们在加拿大的财务报表审计相关的道德要求，我们必须独立于公司之外，并根据这些要求履行我们的其他道德责任。
我们按照PCAOB和加拿大公认的审计标准进行审计。这些准则要求我们规划和进行审计，以获得关于财务报表是否不存在重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数，以及评价财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
/S/Deloitte LLP
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2018年2月27日
我们于2005年开始担任公司的审计师。2018年，我们成为了前任审计师。
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格拉能源公司
综合业务报表
(千美元，除股票和每股金额外)
截至12月31日的年度， | ||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||
石油和天然气销售(附注9) | $ | $ | $ | |||||||||
费用 | ||||||||||||
操作 | ||||||||||||
修井 | ||||||||||||
运输 | ||||||||||||
损耗、折旧和吸积(注5) | ||||||||||||
资产减值(附注5) | ||||||||||||
一般和行政 | ||||||||||||
遣散费 | ||||||||||||
股权税 | ||||||||||||
外汇损失 | ||||||||||||
金融工具(收益)亏损(注13) | ( | ) | ||||||||||
有关利息开支(注6) | ||||||||||||
总开支 | ||||||||||||
其他损失(附注5、6和10) | ( | ) | ( | ) | ||||||||
利息收入 | ||||||||||||
所得税前收入 | ||||||||||||
所得税费用 | ||||||||||||
当前(注10) | ||||||||||||
推迟(注10) | ||||||||||||
净收入和综合收入(损失) | $ | $ | $ | ( | ) | |||||||
每股净收入(亏损) | ||||||||||||
– 基本 | $ | $ | $ | ( | ) | |||||||
– 稀释 | $ | $ | $ | ( | ) | |||||||
加权平均流通股-基本股票(注7) | ||||||||||||
已发行加权平均股份-稀释(注7) | ||||||||||||
(见合并财务报表附注)
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格拉能源公司
合并资产负债表
(千美元，除股票和每股金额外)
截至十二月三十一日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
资产 | |||||||
流动资产 | |||||||
现金和现金等价物 | $ | $ | |||||
限制性现金及现金等价物(附注8) | |||||||
应收账款(附注4) | |||||||
投资(注13) | |||||||
应收税款 | |||||||
其他流动资产 | |||||||
流动资产总额 | |||||||
石油和天然气特性(采用全部成本会计方法) | |||||||
证明 | |||||||
未证明 | |||||||
油气性质 | |||||||
其他资本资产 | |||||||
不动产、厂房和设备共计(附注5) | |||||||
其他长期资产 | |||||||
应收税款 | |||||||
递延税款资产(注10) | |||||||
投资(注13) | |||||||
其他长期资产 | |||||||
善意 | |||||||
其他长期资产共计 | |||||||
总资产 | $ | $ | |||||
负债与股东权益 | |||||||
流动负债 | |||||||
应付帐款和应计负债(附注11) | $ | $ | |||||
衍生工具(注13) | |||||||
应付税款 | |||||||
权益补偿判给法律责任(附注7及13) | |||||||
流动负债总额 | |||||||
长期负债 | |||||||
长期债务(附注6) | |||||||
递延税款负债(注10) | |||||||
资产留存债务(附注8) | |||||||
权益补偿判给法律责任(附注7及13) | |||||||
其他长期负债 | |||||||