GTE-20200930
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美国证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-Q
(马克一)

☒ 根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节规定的季度报告
截至季度末的季度业绩2020年9月30日

或
☐ 根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告
*由_的过渡期
 
佣金档案编号001-34018
 
格兰蒂拉能源公司。
(章程中规定的注册人的确切姓名)
 
特拉华州
98-0479924
(成立为法团或组织的州或其他司法管辖区)(国际税务局雇主识别号码)
西南大道900号，520-3号
卡尔加里艾伯塔省加拿大T2P 0R3
*(主要执行办公室地址，包括邮政编码)
(403) 265-3221
(注册人电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称交易代码每间交易所的注册名称
普通股，每股票面价值0.001美元GTE
纽约证券交易所美国证券交易所
多伦多证券交易所
伦敦证券交易所

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。.是 ☒编号：☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
是   ☒编号：☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。请参阅交易法规则12b-2中的大型加速申报公司、加速申报公司、较小报告公司和新兴成长型公司的定义。他说：
大型加速滤波器☐加速文件管理器☒
非加速文件管理器☐小型报表公司☒
新兴成长型公司☐
 
如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。*☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是☐不是的 ☒

2020年10月30日，366,981,556注册人的普通股发行了，面值为0.001美元。





格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)

表格10-Q季度报告

截至2020年9月30日的季度期间

目录
 
  页
第一部分财务信息 
第1项财务报表
3
第二项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
17
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
38
项目4.管制和程序
38
第二部分其他资料
第1项法律程序
38
第1A项危险因素
38
第二项。未登记的股权证券销售和收益的使用
39
第6项陈列品
40
签名
41
1

*关于前瞻性陈述的警示语言
 
这份关于Form 10-Q的季度报告包括符合1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和“1934年证券交易法”(“交易法”)第21E条含义的前瞻性陈述。除本季度报告10-Q表中包含的有关我们的财务状况、储备的估计数量和净现值、业务战略、我们管理层对未来运营的计划和目标、契约遵守情况、资本支出计划、我们的财务状况、我们的流动性、资本计划或支出变化的好处、业务和财务状况的展望、新型冠状病毒(新冠肺炎)大流行的影响，以及以“相信”、“预期”、“预期”等字样开头、之后或以其他方式包括“相信”、“预期”、“预期”等字样的所有陈述外，“打算”、“估计”、“项目”、“目标”、“目标”、“计划”、“预算”、“目标”、“可能”、“应该”或这些表述的类似表述或变体均为前瞻性表述。我们不能保证前瞻性陈述所依据的假设将被证明是正确的，或者即使正确，也不能保证干预情况不会出现导致实际结果与预期不同的情况。由于前瞻性陈述受风险和不确定因素的影响，实际结果可能与前瞻性陈述中明示或暗示的结果大不相同。有许多风险、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陈述大不相同，包括但不限于, 我们遵守信用协议和信用协议中的契约并根据我们的信用协议借款的能力；我们获得信用协议中契约的修订以避免信用协议和优先票据违约的能力；我们借款基数的减少和我们偿还任何多余借款的能力；大宗商品价格和石油需求的持续或未来下降；石油和天然气持续或未来的过剩供应；已探明储量和价值的未来潜在减损和减少；新冠肺炎病毒的持续传播以及之前宣布的封锁和未来可能对哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气活动的限制；我们的业务位于南美，由于游击队活动和其他当地条件，可能会出现意想不到的问题；可能会出现影响我们产品生产、运输或销售的技术困难和操作困难；地理、政治和天气条件可能会影响我们产品的生产、运输或销售；我们筹集资金的能力；我们识别和完成成功收购的能力；我们执行业务计划的能力；在开发目前拥有的物业方面可能出现意想不到的延迟和困难；我们的经营活动及时收到监管部门或其他所需的批准；勘探钻探未能产生商业油井；由于钻井设备和人员有限而导致的意外延误；当前的全球经济和信贷市场状况对油价和石油消费的影响可能与我们目前的预测不同, 这可能会导致我们进一步修改我们的战略和资本支出计划；我们的普通股交易价格的波动或下跌以及我们的股票继续在全国证券交易所上市；以及本季度报告中本10-Q表格第II部分1A项“风险因素”和我们提交给美国证券交易委员会(SEC)的2019年年度报告(“2019年Form 10-K年度报告”)第I部分1A项“风险因素”中列出的那些因素。当前全球经济和石油天然气行业的大流行和低迷具有史无前例的性质，包括病例死灰复燃和政府应对措施的不可预测性，这使得预测前瞻性陈述的准确性变得更加困难。本文中包含的信息是截至本Form 10-Q季度报告提交给证券交易委员会的日期提供的，除非联邦证券法另有要求，否则我们不承担任何义务或承诺公开发布本Form 10-Q季度报告中包含的任何更新或修订，或撤回本Form 10-Q季度报告中包含的任何前瞻性声明，以反映我们对此的预期的任何变化，或任何前瞻性声明所基于的事件、条件或情况的任何变化，我们不承担任何义务或承诺公开发布任何更新或修订，或撤回本Form 10-Q季度报告中包含的任何前瞻性声明，以反映我们对此的预期的任何变化，或任何前瞻性声明所基于的事件、条件或情况的任何变化。

石油和天然气术语词汇
 
在本文档中，下列缩写具有以下含义：
 
BBL枪管
波普每天的石油桶数
NAR版税后净额
 
销售量代表根据库存变化调整后的生产净现值。我们的石油和天然气储量报告为净资产收益率。我们的产量也报告为净资产收益率，除非另外特别注明为“特许权使用费前的工作利益生产”。

第一部分-财务信息

第1项财务报表
 
2

格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)
简明合并业务报表(未经审计)
(数千美元，不包括每股和每股金额)
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2020201920202019
石油销售(附注7)
$53,142 $132,491 $173,045 $443,049 
 
费用
操作19,645 35,603 69,933 104,119 
修井1,076 10,979 14,740 30,025 
交通运输1,286 3,179 8,549 16,167 
新冠肺炎相关费用(附注8)
1,108 — 1,529 — 
损耗、折旧和增值31,340 49,812 131,118 164,430 
商誉减值(附注4)
— — 102,581 — 
资产减值(附注4)
104,731 — 507,093 — 
一般和行政4,562 7,637 16,476 25,874 
遣散费122 140 1,469 1,082 
汇兑损失4,275 6,840 20,094 5,581 
金融工具(收益)亏损(附注11)
(713)12,285 51,869 (2,890)
其他损失67 11,305 67 11,305 
利息支出(附注5)
14,029 12,153 40,204 30,655 
 181,528 149,933 965,722 386,348 
利息收入— 130 345 660 
所得税前收入(亏损)(128,386)(17,312)(792,332)57,361 
所得税费用(回收)
当前(注9)
637 3,049 560 13,923 
延期(注9)
(21,202)8,472 (62,796)31,752 
(20,565)11,521 (62,236)45,675 
净收益和综合(亏损)收益$(107,821)$(28,833)$(730,096)$11,686 
每股净(亏损)收益
基本的和稀释的$(0.29)$(0.08)$(1.99)$0.03 
加权平均流通股-基本(附注6)
366,981,556 372,195,176 366,981,556 379,701,405 
加权平均已发行股份-摊薄(注6)
366,981,556 372,195,176 366,981,556 379,701,664 
(见简明综合财务报表附注)
3

格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)
简明综合资产负债表(未经审计)
(数千美元，不包括每股和每股金额)
 截至2020年9月30日截至2019年12月31日
资产  
流动资产  
现金及现金等价物(附注12)
$21,385 $8,301 
受限现金和现金等价物(附注12)
423 516 
应收帐款4,502 36,291 
投资(附注11)
33,209 94,741 
应收税金48,166 135,838 
其他流动资产14,289 15,001 
流动资产总额121,974 290,688 
油气属性  
证明了715,772 1,258,934 
未经证明285,276 310,809 
总油气性质1,001,048 1,569,743 
其他资本资产6,303 7,650 
物业、厂房及设备合计(附注3)
1,007,351 1,577,393 
其他长期资产  
递延税项资产40,600 44,003 
应收税金38,479 25,869 
受限现金和现金等价物(附注12)
3,007 2,258 
其他16 1,872 
商誉(附注4)
— 102,581 
其他长期资产总额82,102 176,583 
总资产$1,211,427 $2,044,664 
负债和股东权益  
流动负债  
应付账款和应计负债$68,408 $195,513 
衍生工具(附注11)
3,184 775 
*股权补偿奖励责任(附注6和11)
471 3,053 
流动负债总额72,063 199,341 
长期负债  
长期债务(附注5及11)
784,311 700,459 
递延税项负债— 59,762 
资产报废义务45,585 43,419 
*股权补偿奖励责任(附注6和11)
1,860 4,806 
其他长期负债3,316 4,267 
长期负债总额835,072 812,713 
或有事项(附注10)
股东权益  
普通股(附注6)(366,981,556和366,981,556普通股已发行和已发行股票，面值$0.001每股，分别截至2020年9月30日和2019年12月31日)
10,270 10,270 
额外实收资本1,284,405 1,282,627 
赤字(990,383)(260,287)
总股东权益304,292 1,032,610 
总负债与股东权益$1,211,427 $2,044,664 
(见简明综合财务报表附注)
4

格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)
现金流量表简明合并报表(未经审计)
(单位：千美元)
 截至9月30日的9个月，
 20202019
经营活动  
净(亏损)收入$(730,096)$11,686 
对净(亏损)收入与经营活动提供的现金净额进行调整： 
损耗、折旧和增值131,118 164,430 
商誉减值(附注4)
102,581 — 
资产减值(附注4)
507,093 — 
递延税金(回收)费用(62,796)31,752 
股票补偿(追回)费用(附注6)
(707)1,092 
发债成本摊销(附注5)
2,774 2,574 
未实现汇兑损失22,335 5,303 
金融工具亏损(收益)(附注11)
51,869 (2,890)
金融工具的现金结算9,970 (2,275)
其他非现金损失2,026 11,305 
资产报废债务的现金结算(199)(707)
非现金租赁费用1,494 1,366 
租赁费(1,404)(1,603)
经营活动资产和负债净变动(附注12)
23,288 (83,606)
经营活动提供的净现金59,346 138,427 
投资活动  
物业、厂房和设备的附加费(56,378)(310,579)
财产收购，扣除收购的现金后的净额— (77,772)
非现金投资营运资金变动情况(69,549)20,138 
用于投资活动的现金净额(附注12)
(125,927)(368,213)
筹资活动  
扣除发行成本后的银行债务收益(附注5)
88,382 246,000 
偿还银行债务(附注5)
(7,000)(189,000)
回购可转换票据— (115,000)
普通股股份回购— (37,560)
租赁费(307)— 
发行高级债券所得款项，扣除发行成本— 289,298 
融资活动提供的现金净额81,075 193,738 
现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物的汇兑损失(754)(1,506)
现金、现金等价物和限制性现金及现金等价物净增(减)13,740 (37,554)
期初现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物(附注12)
11,075 54,308 
期末现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物(附注12)
$24,815 $16,754 
补充现金流量披露(附注12)
  

(见简明综合财务报表附注)
5

格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)
简明合并股东权益报表(未经审计)
(单位：千美元)
 
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2020201920202019
股本，股本  
期初余额$10,270 $10,285 $10,270 $10,290 
普通股回购与注销— (15)— (20)
期末余额10,270 10,270 10,270 10,270 
额外实收资本  
期初余额1,283,798 1,295,106 1,282,627 1,318,048 
股票薪酬(附注6)
607 563 1,778 1,566 
普通股回购与注销— (13,595)— (37,540)
期末余额1,284,405 1,282,074 1,284,405 1,282,074 
赤字  
期初余额(882,562)(258,459)(260,287)(298,588)
净(亏损)收入(107,821)(28,833)(730,096)11,686 
*会计累计调整
与租约有关的更改		— — — (390)
期末余额(990,383)(287,292)(990,383)(287,292)
总股东权益$304,292 $1,005,052 $304,292 $1,005,052 

(见简明综合财务报表附注)

6

格兰蒂拉能源公司(Gran Tiera Energy Inc.)
简明合并财务报表附注(未经审计)
(除非另有说明，否则以美元表示)
 
1. 业务说明
 
Gran Tiera Energy Inc.是特拉华州的一家公司(“公司”或“Gran Tiera”)，是一家专注于哥伦比亚和厄瓜多尔石油和天然气勘探和生产的上市公司。

2. 重大会计政策
 
该等中期未经审核简明综合财务报表乃根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制。本文提供的资料反映管理层认为公平列报中期业绩所需的所有正常经常性调整。

年度综合财务报表的附注披露要求提供了中期未经审计简明综合财务报表所要求的额外披露。因此，这些未经审计的中期简明综合财务报表应与公司截至2019年12月31日及截至2019年12月31日年度的综合财务报表一并阅读，该综合财务报表包括在公司2019年年报Form 10-K中。

本公司的主要会计政策载于综合财务报表附注2，该附注2载于本公司2019年年报的10-K表格，并与该等中期未经审核简明综合财务报表所遵循的政策相同，但以下注明除外。本公司对所有后续事件进行了评估，直至这些临时未经审计的简明综合财务报表发布之日为止。

最近采用的会计公告

金融工具-信贷损失(ASC 326)

2016年6月，FASB发布了ASU 2016-13年度的“金融工具-信贷损失”。这个ASU用一种反映预期信贷损失的方法取代了已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年度的“金融工具-信贷损失、衍生品以及对冲和租赁”，这是ASU 2016-13年度的编码化改进。本公司于2020年1月1日采用本ASU，采用该ASU对本公司没有影响。

在每个报告日期，本公司评估初始确认应收贸易账款时预期的终身信用损失。信用风险是根据应收账款未偿还的天数和客户的内部信用评估来评估的。预期损失率是根据期末前36个月期间的付款情况以及在此期间经历的相应历史信贷损失计算得出的。历史损失率进行调整，以反映该公司销售石油的国家当前和前瞻性的经济因素，这些因素影响客户结算应收账款的能力。当没有合理的收回预期时，就注销应收贸易账款。

风险与计量不确定性

2020年3月，被世界卫生组织宣布为大流行的新冠肺炎病毒的爆发已经蔓延到全球，并影响了全球的经济活动。此外，由于主要产油国之间的争端，加上新冠肺炎疫情的影响，以及全球石油需求的相关减少，全球大宗商品价格大幅下跌。世界各地的政府，包括该公司运营的国家哥伦比亚和厄瓜多尔的政府，制定了紧急措施，以遏制病毒的传播。这些措施包括实施旅行禁令、自行实施隔离期和物理距离，对全球企业造成实质性干扰，导致经济放缓。各国政府和央行的反应是进行旨在稳定经济状况的大规模货币和财政干预；然而，目前还不能确定这些干预是否成功。当前具有挑战性的经济气候正在并可能继续对公司产生重大不利影响，包括但不限于：
•大宗商品价格下跌导致收入和现金流大幅下降；
•由于资本计划减少和停产，收入和经营活动下降；
•减损费用(见附注4)；
•不能遵守债务协议中的契约和限制；
7

•无法获得资金来源；
•公司客户和供应商不履行义务的风险增加；
•公司调整员工以适应动态环境时的运营中断；以及
•无法运营或延迟运营，导致新冠肺炎在公司运营所在国家/地区受到限制。

油价史无前例的下跌大大降低了该公司的预测EBITDAX和其石油储量的估计价值。根据目前预测的布伦特原油定价和产量水平，这些价格和产量可能在很短的时间内发生重大变化，预计该公司至少在这些财务报表发布之日起的下一年将遵守公司高级担保信贷安排(“循环信贷安排”)中包含的修订后的财务契约。本公司高级担保信贷安排下的可用金额是基于贷款人对借款基数的确定。借款基数由贷款人根据公司的储备和商品价格确定。下次续签借款基数的时间定在2020年11月，存在贷款人可能降低借款基数的风险。此外，本公司在信贷安排下借款的能力可能会受到6.25高级注释和百分比7.75高级注释百分比。

在当前的动荡时期，再加上新冠肺炎疫情造成的前所未有的破坏，不遵守贷款协议中的公约的风险以及与维持借款基础相关的风险都有所增加。管理层目前预计，如果需要，公司将继续满足信贷安排的条款，或获得进一步的修订或豁免。该公司还预计能够将借款基数维持在超过借款金额的水平。然而，不能保证在这段动荡和全球经济不确定的时期，公司的流动资金能够维持在或高于目前的水平。

情况是动态的，目前尚不清楚对经济和对公司的财务影响的最终持续时间和规模。在这个动荡的时期，管理层在编制财务报表时作出的估计和判断变得越来越困难，并受到更高程度的计量不确定性的影响。在短期内，这些财务报表中受这段动荡时期影响最大的事项是公司对流动性和获得资本的评估、长期资产的账面价值以及递延税项资产的估值。

3. 物业、厂房及设备
(单位：千美元)截至2020年9月30日截至2019年12月31日
石油和天然气性质  
事实证明是这样的。$3,937,361 $3,850,565 
这是未经证实的。285,276 310,809 
 4,222,637 4,161,374 
其他(1)
32,297 26,287 
4,254,934 4,187,661 
累计损耗、折旧和减值(3,247,583)(2,610,268)
$1,007,351 $1,577,393 
(1)其他包括用于经营和融资租赁的使用权资产，其账面净值为#美元。5.1截至2020年9月30日(百万美元)5.7截至2019年12月31日(百万美元)。

4. 损损

资产减值

(一)油气财产减值

截至2020年9月30日的三个月和九个月，Gran Tiera记录的上限测试减值损失为$104.7及$502.9分别是由于油价下跌造成的。该公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。在这种方法下，以国家为基础的房产账面净值，减去相关的递延所得税，可能不会超过计算出的“上限”。上限是已探明油气资产的估计税后未来净收入，贴现为10每年%。在计算未来贴现净收入时，石油和天然气价格是根据资产负债表所涵盖期间结束日期前12个月的平均价格确定的。
8

按该期间内各月月初价格的未加权算术平均值计算。然后，除了由现有合同固定和确定的变化外，平均价格保持不变。因此，上限测试估算是基于历史价格贴现的。10因此，不应假设对未来净收入的估计代表公司储备的公平市场价值。根据公认会计准则，Gran Tiera使用的布伦特原油平均价格为#美元。47.95用于2020年9月30日上限测试计算的每桶(2019年9月30日-$67.20)。有不是的截至2019年9月30日的三个月和九个月的上限测试减值。

(二)存货减值

截至2020年9月30日的三个月和九个月，公司记录了$0.1及$4.2分别与大宗商品定价下降导致的石油库存减值相关的减值百万美元。有不是的截至2019年9月30日的三个月和九个月的库存减值。

商誉减值

截至2020年9月30日止三个月及九个月，本公司录得零及$102.6分别与其哥伦比亚业务部门相关的商誉减值100万英镑。减值是由于预测商品价格下降的影响导致该单位的账面价值超过其公允价值所致。哥伦比亚业务部门商誉减值测试的估计公允价值是根据与报告单位已探明和可能储量相关的税后折现现金流计算的。有不是的截至2019年9月30日的三个月和九个月的商誉减值。

5. 债务和债务发行成本

本公司于2020年9月30日及2019年12月31日的负债情况如下：
(单位：千美元)截至2020年9月30日截至2019年12月31日
6.25高级注释百分比
$300,000 $300,000 
7.75高级注释百分比
300,000 300,000 
循环信贷安排200,000 118,000 
未摊销债务发行成本(18,925)(21,081)
长期债务781,075 696,919 
长期租赁义务(1)
3,236 3,540 
$784,311 $700,459 
(1) 租赁债务的当前部分已计入公司资产负债表上的应付账款和应计负债，总额为#美元。3.3截至2020年9月30日(2019年12月31日-$3.3百万)。

2020年6月1日，公司完成了对公司循环信贷安排的半年度重新确定，导致借款基数从1美元减少到1美元。300百万至$225百万美元，下一次重新确定将于2020年11月进行。管理层在2021年10月1日(“契约救济期”)之前获得了遵守某些财务契约的减免，允许总债务与契约EBITDAX的比率(“EBITDAX”)大于4.0至1.0，高级担保债务与EBITDAX的比率不得超过2.5为1.0，并且截至2020年6月30日和2020年9月30日的财政季度的最后一天衡量的后四个季度的EBITDAX与利息支出之比必须至少为2.5至1.0；截至2020年12月31日和2021年3月31日止财季的最后一天，必须至少2.0到1.0；并至少返回到2.5之后升级到1.0。公司必须遵守上文披露的各项公约，这些公约已因应当前市场状况和新冠肺炎疫情而进行了修改。截至2020年9月30日，本公司遵守循环信贷安排中所有适用的契诺。

除了契约减免外，与半年一次的重新确定有关的信贷协议修正案还将利率修改为由借款人选择伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加利差，范围为2.90%至4.90%，或基本利率加上以下范围内的利差1.90%至3.90%，每种情况下的利差都取决于我们的高级担保杠杆率(如信贷协议中所定义)，前提是在契约解除期内利差增加125基点，(I)规定我们的现金和现金等价物(信贷协议中定义的除外现金除外)不得超过#美元的借款条件15.0百万美元，(二)增加了某些强制性预付款，包括现金余额超过#美元的预付款15.0(Iii)修订及加入若干负面契诺，包括但不限于对债务的发生、留置权及投资、支付限制性付款、提前偿还债务，以及收购及合并的若干额外限制；及(Iii)修订及加入若干负面公约，包括但不限于对出现负债、留置权及投资、支付限制性付款、提前偿还债务，以及收购及合并的若干额外限制。
9


在契约救济期届满后，公司必须遵守以下财务契约：将公司债务与EBITDAX的比率限制为最高4.0至1.0；公司高级担保债务与EBITDAX的比率限制为最高3.0至1.0；并维持EBITDAX与利息支出的比率至少为2.5设置为1.0。若本公司未能遵守此等财务契诺，将会导致信贷协议条款下的违约，从而可能导致本公司循环信贷融资项下的所有债务加速偿还。

利息支出

下表列出了随附的未经审计的中期简明综合经营报表中确认的利息支出总额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
合同利息和其他融资费用$13,191 $11,364 $37,430 $28,081 
债务发行成本摊销838 789 2,774 2,574 
$14,029 $12,153 $40,204 $30,655 

6. 股本，股本
普通股股份
2019年12月31日和2020年9月30日的余额
366,981,556 

股权薪酬奖

下表提供了有关p的信息。绩效库存单位(“PSU”)、递延股份单位(“DSU”)和截至2020年9月30日的9个月的股票期权活动：
PSUDSU股票期权
未偿还股份单位数未偿还股份单位数未偿还股票期权数量加权平均行权价/股票期权(美元)
余额，2019年12月31日11,371,367 1,251,994 10,612,872 2.78 
授与16,063,219 1,708,720 8,653,255 0.71 
已行使(2,531,995)— — — 
没收(1,629,187)— (992,287)2.02 
过期— — (2,847,970)3.48 
平衡，2020年9月30日23,273,404 2,960,714 15,425,870 1.56 

截至2020年9月30日的三个月和九个月，基于股票的薪酬支出为$1.3百万美元和基于股票的薪酬回收为$0.7分别为百万英镑(截至2019年9月30日的三个月和九个月-费用零及$1.1分别为100万)。

截至2020年9月30日，有$5.3百万美元(2019年12月31日-$6.7与未归属PSU和股票期权相关的未确认补偿成本)，预计将在#年的加权平均期间确认1.8好多年了。在截至2020年9月30日的9个月内，公司支付了$3.22019年12月31日归属的PSU为百万美元(截至2019年9月30日的9个月-$10.22018年12月31日归属的PSU的百万美元)。

每股净(亏损)收益

10

每股基本净(亏损)收益的计算方法是将净(亏损)收益除以每个期间已发行和已发行普通股的加权平均数。每股摊薄净收入采用库存股方法计算，以股份为基础的补偿安排。库存股方法假设行使以股份为基础的补偿安排所得的任何收益将用于按期内平均市场价格购买普通股。然后，加权平均股份数根据行使股份补偿安排所发行的股份数与从相关收益中回购的股份数之间的差额进行调整。反摊薄股票是指在计算稀释收益或每股亏损时不包括在内的潜在摊薄证券，因为它们的影响将是反摊薄的。

加权平均未偿还股份 
 截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 2020201920202019
已发行普通股加权平均数366,981,556 372,195,176 366,981,556 379,701,405 
根据股票期权可发行的股份— — — 14,315 
假定从股票期权收益中购买的股票— — — (14,056)
已发行稀释普通股加权平均数366,981,556 372,195,176 366,981,556 379,701,664 
期末已发行普通股366,981,556 366,981,556 366,981,556 366,981,556 

截至2020年9月30日的三个月和九个月，所有选项(截至2019年9月30日的三个月和九个月-10,316,496和10,247,016在加权平均基础上，由于期权是反摊薄的，因此不包括在每股摊薄(亏损)收益计算中。

7. 营业收入

该公司的收入来自石油销售，价格反映了买方在规定的销售点装船时收到的混合价格，或由相对于洲际交易所布伦特原油的合同定义，并根据瓦斯科尼亚或卡斯蒂利亚原油差价、质量和每月的运输折扣进行调整。截至2020年9月30日的三个月和九个月，100%(截至2019年9月30日的三个月和九个月-100%)的收入来自石油销售。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，质量和运输折扣22%和27分别为洲际交易所布伦特原油平均价格的%(截至2019年9月30日的三个月和九个月-16%和15%)。在截至2020年9月30日的三个月和九个月内，公司的产品主要销售给哥伦比亚的两个主要客户(截至2019年9月30日的三个月和九个月-三个月)。

截至2020年9月30日，应收账款包括零与2020年9月生产相关的应计销售收入的百分比(2019年12月31日-$0.1与2019年12月31日(生产)相关的百万美元。

8. 新冠肺炎成本

新冠肺炎疫情导致与新冠肺炎健康和安全预防措施相关的额外运营和运输成本，包括增加卫生要求以及加强现场卡车运输桶和船员更换程序。以下是成本明细：

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
运营费用$1,012 $— $1,433 $— 
运输成本96 — 96 — 
新冠肺炎成本$1,108 $— $1,529 $— 


11

9. 赋税

该公司的实际税率为8截至2020年9月30日的9个月的百分比，而792019年的比较期间为%。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的9个月，当前所得税支出较低，主要是因为哥伦比亚的收入较低。截至2020年9月30日的9个月的递延所得税回收是哥伦比亚上限测试减值亏损的结果；哥伦比亚发生的亏损被哥伦比亚发生的亏损部分抵消，这些亏损现在已被估值津贴完全抵消。2019年比较期间的递延所得税费用主要是哥伦比亚税收折旧高于会计折旧的结果。

在截至2020年9月30日的9个月中，8%和32%哥伦比亚税率主要是由于估值免税额的增加、外国换算调整、商誉减值在税收上的不可抵扣以及不可抵扣部分(50(%)PetroTal股票的未实现亏损。
截至2019年9月30日的9个月，79%和33%哥伦比亚税率主要是由于外币换算调整、估值免税额的增加以及外国税率的影响。

10. 偶然事件

法律程序

Gran Tiera有许多诉讼和索赔待决，包括与Agencia Nacional de Hidrocarburos(国家碳氢化合物管理局)(“ANH”)有关HPR特许权使用费计算的纠纷。与ANH的讨论正在进行中。虽然这些诉讼和纠纷的结果无法确切预测，但格兰蒂拉相信，这些问题的解决不会对公司的综合财务状况、经营业绩或现金流产生实质性的不利影响。Gran Tiera在发生成本或成为可能和可确定的成本时记录成本。

信用证和其他信贷支持

截至2020年9月30日，公司已提供信用证和其他信用支持共计$96.6百万美元(2019年12月31日-$120.6作为勘探合同和其他资本或经营要求中所载哥伦比亚和厄瓜多尔工作承诺担保的担保。

11. 金融工具与公允价值计量

金融工具

于2020年9月30日，本公司于资产负债表确认的金融工具包括：现金及现金等价物、限制性现金及现金等价物、应收账款、投资、应付账款及应计负债、衍生工具、长期债务、股权补偿奖励负债及其他长期负债。

公允价值计量

投资、衍生工具和股权补偿奖励负债的公允价值在每个报告期末按估计公允价值重新计量。

对PetroTal的投资

该公司在PetroTal的投资的公允价值估计为#美元。33.22020年9月30日，基于PetroTal的收盘价$0.18加元和当日的外汇汇率。PetroTal是一家在加拿大注册并注册的上市能源公司，从事秘鲁原油和天然气的勘探、评估和开发。PetroTal的股票在多伦多证券交易所创业板上市，交易代码为“TAL”，在伦敦证券交易所另类投资市场上市，交易代码为“PTAL”。Gran Tiera通过一家子公司持有约246百万股普通股，相当于约股30占PetroTal已发行和已发行普通股的%。Gran Tiera有权提名两名董事进入PetroTal董事会。

商品和外币衍生品

12

商品价格和外币衍生品的公允价值是根据各种因素估计的，包括活跃市场的报价和第三方的报价。公司还进行内部评估，以确保第三方报价的合理性。考虑到交易对手信用风险，本公司评估了衍生工具的交易对手是否会因未能支付任何合同规定的付款而违约的可能性。此外，本公司认为其具有相当高的信贷质素，并有财力及意愿履行其与衍生工具交易有关的潜在偿还责任。

PSU和DSU

PSU负债的公允价值是根据定价模型估计的，该定价模型使用了活跃市场的报价和PSU业绩系数等投入。DSU负债的公允价值是使用活跃市场中的报价市场价格来衡量的。

投资、衍生品以及PSU和DSU负债在2020年9月30日和2019年12月31日的公允价值如下：
(单位：千美元)截至2020年9月30日截至2019年12月31日
投资$33,209 $94,741 
衍生负债$3,184 $775 
PSU和DSU责任
2,327 7,859 
$5,511 $8,634 

下表列出了随附的未经审计的临时简明综合经营报表中确认的金融工具的损益：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
商品价格衍生(收益)损失$(2,206)$(24)$(12,983)$464 
外币衍生品损失33 337 3,566 392 
投资损失(收益)1,055 11,972 60,124 (3,746)
金融工具损失405 — 1,162 — 
$(713)$12,285 $51,869 $(2,890)

截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月的投资亏损(收益)与Gran Tiera在2017年12月出售其秘鲁业务部门时收到的PetroTal股票的公允价值亏损(收益)有关。截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月，这一投资亏损(收益)未实现。

未按公允价值记录的金融工具包括本公司的6.252025年到期的优先债券百分比(“6.25高级注释百分比“)和7.752027年到期的优先债券百分比(“7.75%高级票据“)。于2020年9月30日，6.25高级票据百分比和7.75高级票据百分比为$291.9百万美元和$290.6分别为本金总额减去未摊销债务发行成本，公允价值为#美元。103.6百万美元和$105.6分别为百万美元。长期限制性现金和现金等价物以及循环信贷安排的公允价值接近其账面价值，因为利率是可变的，反映了市场利率。其他金融工具的公允价值因该等工具的短期到期日而接近其账面值。

GAAP建立了一个公允价值层次结构，对用于计量公允价值的估值技术的输入进行了优先排序。这个层次结构由三个大的层次组成。第一级投入包括相同资产和负债在活跃市场的报价(未调整)，具有最高优先级。级别2和3的输入分别基于重要的其他可观察的输入和重要的不可观察的输入，并且具有较低的优先级。本公司使用基于可用投入的适当估值技术来计量资产和负债的公允价值。

于2020年9月30日，投资和DSU负债的公允价值使用1级投入确定，衍生品和PSU负债的公允价值使用2级投入确定。
13


该公司使用现有的市场数据和估值方法来估计债务的公允价值。债务的公允价值是公司必须向第三方支付以承担债务的估计金额，包括发行利率与期末市场利率之间的差额的信用利差。信用价差是公司的违约或偿还风险。信用价差(溢价或折价)是通过比较公司的高级票据和循环信贷与新发行的债券(有担保和无担保的)和类似规模的二级交易以及公共和私人债务的信贷统计数据来确定的。上文段落中有关现金及限制性现金及现金等价物及高级票据的公允价值的披露是基于一级投入，而信贷安排的公允价值是基于二级投入。

该公司的非经常性公允价值计量包括资产报废义务。资产报废债务的公允价值是参考预期的未来现金流出来计量的，该预期未来现金流出是为了满足按本公司信贷调整后的无风险利率贴现的报废债务。

商品价格衍生品

该公司利用商品价格衍生品来管理与其石油生产的预测销售相关的现金流的可变性，降低商品价格风险，并提供基本的现金流水平，以确保它能够至少执行一部分资本支出。

截至2020年9月30日，本公司的未平仓商品价格衍生品头寸如下：
文书的期限和类型音量，
波普		参考卖出卖权(美元/桶，加权平均)买入看跌期权(美元/桶，加权平均)已售出呼叫($/bbl，加权平均值)保费(美元/桶，加权平均)
领口：2020年10月1日至12月31日11,000 冰布伦特原油27.05 35.68 43.43 0.54 
领口：2021年1月1日至6月30日9,000 冰布伦特原油35.56 45.22 52.48 不适用
掉期：2021年7月1日至12月31日3,000 冰布伦特原油不适用不适用56.75 不适用

外币衍生工具

该公司利用外币衍生品来管理与公司预测的哥伦比亚比索(“COP”)计价支出相关的现金流的可变性。截至2020年9月30日，本公司未偿还外币衍生品头寸如下：
文书的期限和类型套期金额
(百万名警察)
对冲金额的美元等值(千美元)(1)
参考底价
(COP，加权平均)		上限价格(COP，加权平均)
领口：2020年10月1日至12月31日36,750 9,474 科普3,306 3,425 
(1) 按2020年9月30日外汇汇率计算。

12. 补充现金流信息

下表提供了现金和现金等价物以及限制性现金和现金等价物与公司未经审计的中期简明综合资产负债表的对账，这些资产负债表的总和与中期未经审计的简明现金流量表中显示的相同金额的总额相同：
14

(单位：千美元)截至九月三十日，截至十二月三十一日，
2020201920192018
现金和现金等价物$21,385 $13,959 $8,301 $51,040 
受限现金和现金等价物-流动423 676 516 1,269 
受限的现金和现金等价物-
长期(包括在其他长期资产中)		3,007 2,119 2,258 1,999 
$24,815 $16,754 $11,075 $54,308 





经营活动的资产和负债净变动如下：
截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019
应收账款和其他长期资产$31,108 $3,476 
衍生物694 (658)
盘存(2,377)(3,403)
预付费(183)353 
应付账款、应计账款和其他长期负债(57,621)(21,687)
应收和应付税款51,667 (61,687)
经营活动的资产和负债净变动$23,288 $(83,606)

截至2020年9月30日的9个月的非现金投资营运资本的变化包括应付账款和应计负债减少#美元。69.9百万美元，应收账款增加$0.3百万美元(截至2019年9月30日的9个月，应付账款和应计负债增加#美元19.7百万美元，应收账款增加$0.4百万)。

下表提供了额外的补充现金流披露：
截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019
缴纳所得税的现金$11,603 $38,022 
支付利息的现金$35,408 $25,850 
非现金投资活动：
与财产、厂房和设备有关的净负债，期末$7,805 $105,342 

15

第二项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
 
以下有关本公司财务状况及经营成果的讨论，应与本季度报告(Form 10-Q)第I部分第1项所载的“财务报表”，以及本公司2019年年度报告Form 10-K第II部分第8项及第7项所载的“财务报表及补充数据”及“管理层对财务状况及经营成果的讨论及分析”一并阅读。请参阅本季度报告(Form 10-Q)开头有关前瞻性陈述的识别和相关风险的警示语言，以及本季度报告(Form 10-Q)第II部分第1A项“风险因素”以及我们2019年年报Form 10-K第I部分第1A项“风险因素”中描述的风险因素。

财务和运营亮点

2020年第三季度的主要亮点
•在2020年第三季度，我们偿还了循环信贷安排下提取的700万美元，自2020年第二季度末以来，我们的应付经常账户减少了4980万美元，降幅为53%，现金余额比上一季度末增加了5.9美元
•在第三季度，我们从哥伦比亚政府获得了总计5000万美元的增值税和所得税退款，并支付了490万美元的增值税和所得税，净减少了4510万美元的应收税款。今年到目前为止，我们总共收取了9700万美元的增值税和所得税退税
•由于2020年的油价波动和新冠肺炎带来的物流挑战，我们选择将2020年第三季度的资本支出保持在相对较低的740万美元，比2019年同期减少了94%。我们计划在2020年第四季度重新开始开发钻井作业，在2020年年底之前钻探一到两口新油井
•净亏损1.078亿美元，而2019年第三季度和2020年第二季度的净亏损分别为2880万美元和3.706亿美元。
•NAR产量为17,051 BOPD，比2019年第三季度下降39%。产量下降的原因是，Suroriente和Put-7区块的产量因与当地农民封锁有关的不可抗力而减少，这一问题后来在2020年第三季度末得到解决，以及第三季度的大部分时间里，由于低价环境导致的小油田关闭，部分被油价下跌导致的特许权使用费下降所抵消
•石油销售量(1)17066 BOPD，分别比2019年第三季度和2020年第二季度下降38%和11%。本季度石油销售量的下降与产量的下降相称
•与2019年第三季度和2020年第二季度相比，石油销售额分别下降了5310万美元、下降了60%和增长了57%
•与2019年第三季度和2020年第二季度相比，运营费用分别下降了45%和增长了9%。
•与2019年第三季度和2020年第二季度相比，修井费用分别下降了90%和21%，原因是修井设计更具成本效益，人员减少，以及修井平台和电子潜水泵的新合同，我们预计与2019年相比，每次修井成本将下降30%-35%
•与2019年第三季度和2020年第二季度相比，交通费用分别下降了60%。
•运营净额回扣(2)与2019年第三季度的8270万美元相比，增长了3110万美元，比上一季度增加了1990万美元，增幅为177%
•调整后的EBITDA(2)2019年第三季度为2180万美元，而2019年第三季度为7370万美元，比上一季度增加了390万美元，增幅为22%
•运营资金流(2)与2019年第三季度相比下降86%至810万美元，原因是产量下降和布伦特原油价格下降30%，较上一季度增加210万美元或35%
•每桶质量和运输折扣为9.49美元，而2019年第三季度为10.05美元。减少的原因是卡斯蒂利亚差额较低，但被2020年第三季度较高的Vasconia差额略有抵消
•股票薪酬前的一般和行政(“G&A”)分别比2019年第三季度和2020年第二季度下降41%和14%，原因是临时和永久性成本节约措施的组合，例如降低咨询、差旅和一般办公费用，以应对低油价环境和新冠肺炎在本季度经历的情况
16

(除非另有说明，否则以千美元计)截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 20202019%变化202020202019%变化
日均成交量(BOPD)
固形
特许权使用费前的工作利益产出18,944 32,918 (42)20,165 22,864 35,454 (36)
版税(1,893)(5,155)(63)(1,757)(2,600)(5,929)(56)
生产NAR17,051 27,763 (39)18,408 20,264 29,525 (31)
库存的减少(增加)15 (58)126 858 117 65 80 
销货(1)
17,066 27,705 (38)19,266 20,381 29,590 (31)
净(亏损)收入$(107,821)$(28,833)(274)$(370,649)$(730,096)$11,686 (6,348)
运营Netback
石油销售$53,142 $132,491 (60)$33,824 $173,045 $443,049 (61)
营业费用(19,645)(35,603)(45)(18,003)(69,933)(104,119)(33)
修井费用(1,076)(10,979)(90)(1,361)(14,740)(30,025)(51)
交通费(1,286)(3,179)(60)(3,226)(8,549)(16,167)(47)
运营Netback(2)
$31,135 $82,730 (62)$11,234 $79,823 $292,738 (73)
股权薪酬前的并购费用$4,506 $7,645 (41)$5,237 $17,183 $24,782 (31)
基于股票的G&A薪酬费用(回收)56 (8)800 1,292 (707)1,092 (165)
G&A费用，包括基于股票的薪酬$4,562 $7,637 (40)$6,529 $16,476 $25,874 (36)
调整后的EBITDA(2)
$21,790 $73,717 (70)$17,851 $74,157 $264,981 (72)
运营资金流(2)
$8,056 $59,021 (86)$5,974 $36,257 $222,740 (84)
资本支出$7,354 $116,495 (94)$4,747 $56,378 $310,579 (82)
(1) 销售量代表根据库存变化调整后的生产净现值。

(2) 非GAAP衡量标准

营业净额、EBITDA、调整后EBITDA和运营资金流量是非GAAP衡量标准，没有GAAP规定的任何标准化含义。管理层将这些衡量标准视为财务绩效衡量标准。请投资者注意，这些指标不应被解释为净(亏损)收入或根据公认会计原则确定的其他财务业绩指标的替代指标。我们计算这些指标的方法可能与其他公司不同，因此可能无法与其他公司使用的类似指标进行比较。每项非GAAP财务衡量标准与相应的GAAP衡量标准一起列示，以避免暗示应更多地强调非GAAP衡量标准。

如上所述，运营净收益的定义是石油销售额减去运营、修井和运输费用。管理层认为，运营净额是管理层和投资者分析财务业绩的有用补充措施，并在考虑其他收入和支出之前提供了我们主要业务活动产生的结果的指示。上表提供了从石油销售到运营净额的对账。

列示的EBITDA定义为经损耗、折旧和增值(“DD&A”)费用、利息费用和所得税费用(回收)调整后的净(亏损)收入。列示的调整后EBITDA定义为经商誉和资产减值、未实现汇兑损益、基于股票的补偿费用或回收、可转换票据赎回损失、其他非现金损失和未实现金融工具损益调整后的EBITDA。管理层在考虑非现金项目如何影响收入或亏损之前，使用这些补充指标来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入或损失，并相信这一财务指标对于投资者分析我们的业绩和财务结果是有用的补充信息。从净(亏损)收入到EBITDA和调整后EBITDA的对账如下：
17

 截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019202020202019
净(亏损)收入$(107,821)$(28,833)$(370,649)$(730,096)$11,686 
将净(亏损)收入与EBITDA和调整后的EBITDA进行调整
DD&A费用31,340 49,812 42,484 131,118 164,430 
利息支出14,029 12,153 13,365 40,204 30,655 
所得税费用(回收)(20,565)11,521 (76,575)(62,236)45,675 
EBITDA(非GAAP)$(83,017)$44,653 $(391,375)$(621,010)$252,446 
商誉减值— — — 102,581 — 
资产减值104,731 — 398,458 507,093 — 
未实现汇兑损失(收益)3,080 6,412 (1,544)22,335 5,303 
基于股票的薪酬费用(回收)56 (8)1,292 (707)1,092 
可转换票据赎回亏损— 11,305 — — 11,305 
其他非现金损失2,026 — — 2,026 — 
**未实现金融工具(收益)亏损(5,086)11,355 11,020 61,839 (5,165)
调整后的EBITDA(非GAAP)$21,790 $73,717 $17,851 $74,157 $264,981 

经营资金流量定义为经DD&A支出、商誉和资产减值、递延税项支出或回收、基于股票的补偿支出或回收、债务发行成本摊销、非现金租赁支出、租赁付款、未实现汇兑损益、金融工具损益、可转换票据赎回亏损、其他非现金亏损和金融工具现金结算调整后的净(亏损)收入。在考虑非现金项目对收入的影响之前，管理层使用这一财务指标来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入，并相信这一财务指标也是投资者分析业绩和我们的财务结果的有用的补充信息。从净(亏损)收入到业务资金流的对账如下：
 截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019202020202019
净(亏损)收入$(107,821)$(28,833)$(370,649)$(730,096)$11,686 
调整以调节净(亏损)收入与业务资金流
DD&A费用31,340 49,812 42,484 131,118 164,430 
商誉减值— — — 102,581 — 
资产减值104,731 — 398,458 507,093 — 
递延税费(回收)(21,202)8,472 (76,200)(62,796)31,752 
基于股票的薪酬费用(回收)56 (8)1,292 (707)1,092 
债务发行成本摊销838 789 1,092 2,774 2,574 
非现金租赁费用523 472 481 1,494 1,366 
租赁费(429)(755)(460)(1,404)(1,603)
未实现汇兑损失(收益)3,080 6,412 (1,544)22,335 5,303 
金融工具(收益)损失(713)12,285 164 51,869 (2,890)
可转换票据赎回亏损— 11,305 — — 11,305 
其他非现金损失2,026 — — 2,026 — 
金融工具的现金结算(4,373)(930)10,856 9,970 (2,275)
运营资金流(非GAAP)$8,056 $59,021 $5,974 $36,257 $222,740 


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其他运营结果

 截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
 20202019%变化202020202019%变化
(单位：千美元)
石油销售$53,142 $132,491 (60)$33,824 $173,045 $443,049 (61)
运营费用19,645 35,603 (45)18,003 69,933 104,119 (33)
修井费用1,076 10,979 (90)1,361 14,740 30,025 (51)
交通费1,286 3,179 (60)3,226 8,549 16,167 (47)
运营净额回扣(1)
31,135 82,730 (62)11,234 79,823 292,738 (73)
新冠肺炎相关费用1,108 — 100 421 1,529 — 100 
DD&A费用31,340 49,812 (37)42,484 131,118 164,430 (20)
商誉减值— — — — 102,581 — 100 
资产减值104,731 — 100 398,458 507,093 — 100 
股权薪酬前的并购费用4,506 7,645 (41)5,237 17,183 24,782 (31)
基于股票的G&A薪酬费用(回收)56 (8)800 1,292 (707)1,092 (165)
遣散费122 140 (13)25 1,469 1,082 36 
汇兑损失(收益)4,275 6,840 (38)(2,988)20,094 5,581 260 
金融工具(收益)损失(713)12,285 (106)164 51,869 (2,890)1,895 
其他损失67 11,305 (99)— 67 11,305 (99)
利息支出14,029 12,153 15 13,365 40,204 30,655 31 
159,521 100,172 59 458,458 872,500 236,037 270 
利息收入— 130 (100)— 345 660 (48)
所得税前收入(亏损)(128,386)(17,312)(642)(447,224)(792,332)57,361 (1,481)
当期所得税费用(回收)637 3,049 (79)(375)560 13,923 (96)
递延所得税费用(回收)(21,202)8,472 (350)(76,200)(62,796)31,752 (298)
(20,565)11,521 (279)(76,575)(62,236)45,675 (236)
净(亏损)收入$(107,821)$(28,833)(274)$(370,649)$(730,096)$11,686 (6,348)
销售量(NAR)
总销售量，BOPD17,066 27,705 (38)19,266 20,381 29,590 (31)
每桶布伦特原油价格$43.34 $62.03 (30)$33.39 $42.53 $64.75 (34)
按京东方销售量计算的综合运营结果NAR
石油销售$33.85 $51.98 (35)$19.29 $30.99 $54.85 (44)
运营费用12.51 13.97 (10)10.27 12.52 12.89 (3)
修井费用0.69 4.31 (84)0.78 2.64 3.72 (29)
19

交通费0.82 1.25 (34)1.84 1.53 2.00 (24)
运营净额回扣(1)
19.83 32.45 (39)6.40 14.30 36.24 (61)
新冠肺炎相关费用0.71 — 100 0.24 0.27 — 100 
DD&A费用19.96 19.54 2 24.23 23.48 20.35 15 
商誉减值— — — — 18.37 — 100 
资产减值66.71 — 100 227.28 90.80 — 100 
股权薪酬前的并购费用2.87 3.00 (4)2.99 3.08 3.07 — 
基于股票的G&A薪酬费用(回收)0.04 — 100 0.74 (0.13)0.14 (193)
遣散费0.08 0.05 60 0.01 0.26 0.13 100 
汇兑损失(收益)2.72 2.68 1 (1.70)3.60 0.69 422 
金融工具(收益)损失(0.45)4.82 (109)0.09 9.29 (0.36)2,681 
其他损失0.04 4.44 (99)— 0.01 1.40 (99)
利息支出8.94 4.77 87 7.62 7.20 3.79 90 
101.62 39.30 159 261.50 156.23 29.21 435 
利息收入— 0.05 (100)— 0.06 0.08 (25)
所得税前收入(亏损)(81.79)(6.80)(1,103)(255.10)(141.87)7.11 (2,095)
当期所得税费用(回收)0.41 1.20 (66)(0.21)0.10 1.72 (94)
递延所得税费用(回收)(13.50)3.32 (507)(43.46)(11.24)3.93 (386)
(13.09)4.52 (390)(43.67)(11.14)5.65 (297)
净(亏损)收入$(68.70)$(11.32)(507)$(211.43)$(130.73)$1.46 (9,054)
 
(1) 营业净值是一种非公认会计原则的衡量标准，在公认会计原则下没有规定的任何标准化含义。有关此衡量标准的定义，请参阅“财务和运营要点-非GAAP衡量标准”。

石油产销量，BOPD
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2020201920202019
日均成交量(BOPD)
特许权使用费前的工作利益(“WI”)生产18,944 32,918 22,864 35,454 
版税(1,893)(5,155)(2,600)(5,929)
生产NAR17,051 27,763 20,264 29,525 
库存的减少(增加)15 (58)117 65 
销货17,066 27,705 20,381 29,590 
特许权使用费，特许权使用费前作业指导书产量的百分比10 %16 %11 %17 %

产油量NAR 截至2020年9月30日的三个月和九个月，与2019年同期相比，分别下降了39%和31%，原因是Suroriente和Put-7区块由于以下原因关闭了生产
20

不可抗力与当地农民的封锁有关，这一问题已在2020年第三季度末得到解决，第三季度的大部分时间里，由于低价环境，小油田被关闭。

版税作为截至2020年9月30日的三个月和九个月产量的百分比，与2019年同期相比有所下降，与基准油价的下降和哥伦比亚对价格敏感的特许权使用费制度相称。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344120000034/gte-20200930_g1.jpg

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344120000034/gte-20200930_g2.jpg
Midas区块包括Acordionero、Mochuelo和Ayombero油田，Chaza区块包括Costayaco和Moqueta油田
21


运营Netback
截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019202020202019
石油销售$53,142 $132,491 $33,824 $173,045 $443,049 
交通费(1,286)(3,179)(3,226)(8,549)(16,167)
51,856 129,312 30,598 164,496 426,882 
营业费用(19,645)(35,603)(18,003)(69,933)(104,119)
修井费用(1,076)(10,979)(1,361)(14,740)(30,025)
运营Netback(1)
$31,135 $82,730 $11,234 $79,823 $292,738 
每桶美元销售量NAR
布伦特$43.34 $62.03 $33.39 $42.53 $64.75 
质量和运输折扣(9.49)(10.05)(14.10)(11.54)(9.90)
平均实现价格33.85 51.98 19.29 30.99 54.85 
交通费(0.82)(1.25)(1.84)(1.53)(2.00)
运输费用平均实现价格净额33.03 50.73 17.45 29.46 52.85 
营业费用(12.51)(13.97)(10.27)(12.52)(12.89)
修井费用(0.69)(4.31)(0.78)(2.64)(3.72)
运营Netback(1)
$19.83 $32.45 $6.40 $14.30 $36.24 
(1) 营业净值是一种非公认会计原则的衡量标准，在公认会计原则下没有规定的任何标准化含义。有关此衡量标准的定义，请参阅“财务和运营要点-非GAAP衡量标准”。

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石油销售截至2020年9月30日的三个月，由于布伦特原油价格下降30%，销售量下降，与2019年同期相比，质量和运输折扣下降抵消了下降60%，至5310万美元。截至2020年9月30日的9个月，石油销售额下降61%，至1.73亿美元，原因是与2019年同期相比，布伦特原油价格下降34%，销售量下降，质量和运输折扣增加。与上一季度相比，由于布伦特原油价格上涨30%，质量和运输折扣下降，石油销售额增长了57%，但被销售量下降所抵消。

下表显示了与上一季度和2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的已实现价格和销售量变化对我们石油销售的影响：

(单位：千美元)

2020年第三季度与2020年第二季度相比2020年第三季度与2019年第三季度相比截至2020年9月30日的9个月与截至2019年9月30日的9个月
比较期间的石油销售量$33,824 $132,491 $443,049 
实现销售涨价(降价)效果22,851 (28,470)(133,242)
销售量下降效应(3,533)(50,879)(136,762)
截至2020年9月30日的三个月和九个月的石油销售额$53,142 $53,142 $173,045 

与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的平均实现价格分别下降了35%和44%。这一下降与基准油价的下降相称，此外，瓦斯科尼亚和卡斯蒂利亚的差价也较高。与上一季度相比，由于基准油价上涨以及瓦斯科尼亚和卡斯蒂利亚差价降低，平均实现价格上涨了75%。

我们有通过多条管道和卡车路线出售石油的选择。每种选择对已实现的销售价格和运输费用都有不同的影响，我们的主要关注点是最大限度地增加运营净利润。下表显示了截至2020年9月30日、2019年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月以及上一季度，我们使用每个选项在哥伦比亚销售的石油数量的百分比：
24

截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
20202019202020202019
通过管道运输的流量— %— %15 %5 %2 %
井口销售量48 %54 %49 %45 %48 %
通过卡车运输到销售点的数量52 %46 %36 %50 %50 %
100 %100 %100 %100 %100 %

通过管道或卡车运输的数量可以获得更高的实现价格，但会产生更高的运输费用。井口的销售量产生了相反的效果，即较低的实现价格，但被较低的运输费用所抵消。

交通费截至2020年9月30日的三个月和九个月，与2019年同期相比，分别下降了60%和47%，至130万美元和850万美元，原因是当前期间的销售额较低。在每桶基础上，截至2020年9月30日的三个月和九个月的运输费用分别下降了34%和24%，至0.82美元和1.53美元，这是由于在2020年当前期间使用替代运输路线，与2019年同期相比，每桶的成本更低。

在截至2020年9月30日的三个月里，与上一季度的320万美元相比，运输费用下降了60%。在每个桶的基础上，运输费用比上一季度的1.84美元下降了55%。2020年第三季度与上一季度相比有所下降，这是由于本季度没有通过OTA管道发运的数量，以及与之前在OTA管道上支付的关税相关的调整。

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运营费用s截至2020年9月30日的三个月和九个月，与2019年同期相比，分别下降了45%和33%，至1,960万美元和6,990万美元。在每桶基础上，截至2020年9月30日的三个月和九个月的运营费用分别减少了1.46美元和0.37美元，这是由于成功完成Acordionero油田的发电和扩建设施导致发电和设备租赁成本降低，以及与2019年同期相比关闭成本较高的油井节省了成本。到2020年第三季度末，我们开始激活10个关闭的油田，并重新启动我们在Acordionero油田的修井计划。

25

截至2020年9月30日的三个月的运营费用与上一季度相比增长了9%。在每个桶的基础上，截至2020年9月30日的三个月的运营费用增加了2.24美元，这主要是由于与以前关闭的油井重新开始运营活动相关的成本以及本季度销售额下降的结果。
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修井费用在每个桶的基础上，截至2020年9月30日的三个月和九个月，由于本期间开展的修井活动减少，分别降至0.69美元和2.64美元，而2019年同期分别为4.31美元和3.72美元。与上一季度相比，修井费用每桶减少0.09美元，这是因为2020年第三季度专注于Acordionero油田的修井活动最少。由于比设计更具成本效益的工作，减少了人员配备，以及修井平台和电子潜水泵的新合同，我们预计与2019年相比，每次修井成本将下降30%-35%。
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26


新冠肺炎成本

新冠肺炎疫情导致与新冠肺炎健康和安全预防措施相关的额外运营和运输成本，包括增加卫生要求以及加强现场卡车运输桶和船员更换程序。截至2020年9月30日止三个月及九个月，与新冠肺炎经营活动相关的成本分别为100万美元及140万美元。截至2020年9月30日的三个月和九个月，与新冠肺炎运输活动相关的成本为10万美元。

DD&A费用
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2020201920202019
DD&A费用，数千美元$31,340 $49,812 $131,118 $164,430 
DD&A费用，每桶美元19.96 19.54 23.48 20.35 

截至2020年9月30日的三个月和九个月的DD&A费用分别下降37%和20%，每桶分别增加0.42美元和3.13美元，原因是与2019年同期相比，产量下降和可消耗基础的成本降低。

在截至2020年9月30日的三个月里，与上一季度相比，DD&A费用下降了26%，即每桶4.27美元，原因是生产量下降，以及上一季度上限测试减值增加导致的可耗性基数减少。

损损
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
油气资产减值$104,659 $— $502,941 $— 
存货减值72 — 4,152 — 
资产减值104,731 — 507,093 — 
商誉减值— — 102,581 — 
$104,731 $— $609,674 $— 

资产减值

(一)油气财产减值

截至2020年9月30日的三个月和九个月，由于油价低于2019年同期的油价，我们分别录得上限测试减值亏损1.047亿美元和5.029亿美元。我们按照全成本法核算我们的石油和天然气资产。在这种方法下，以国家为基础的房产账面净值，减去相关的递延所得税，可能不会超过计算出的“上限”。这一上限是已探明油气资产未来税后净收入的估计数，每年折现10%。在计算未来贴现净收入时，石油和天然气价格是根据资产负债表所涵盖期间结束日期前12个月的平均价格确定的，该价格是该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均值。然后，平均价格保持不变，除非发生变化，这些变化是固定的，可以由现有的合同决定。因此，上限测试的估计是根据历史价格以每年10%的折扣率计算，而不应假设对未来净收入的估计代表我们储备的公平市场价值。根据GAAP，我们在2020年9月30日的上限测试计算中使用的布伦特原油平均价格为每桶47.95美元(2019年9月30日-67.20美元)。截至2019年9月30日的三个月和九个月没有上限测试减损。
27

(二)存货减值

截至2020年9月30日的三个月和九个月，由于2020年大宗商品价格下降，我们分别记录了10万美元和420万美元的与库存相关的减值。截至2019年9月30日的三个月和九个月没有库存减值。

商誉减值

截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们与哥伦比亚业务部门相关的商誉减值分别为零和1.026亿美元。减值是由于成本较高的生产油田的关闭和预测商品价格下降的累积影响，导致单位的账面价值超过其公允价值。哥伦比亚单位商誉减值测试的估计公允价值是根据与报告单位已探明和可能储量相关的税后折现现金流计算的。我们的商誉全部由分别于2008年和2006年收购Solana Resources Limited和Argoy Energy International L.P.的1.026亿美元组成。截至2019年9月30日的三个月和九个月没有商誉减值。

并购费用
截至9月30日的三个月，截至6月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)20202019%变化202020202019%变化
股权薪酬前的并购费用$4,506 $7,645 (41)$5,237 $17,183 $24,782 (31)
基于股票的G&A薪酬费用(回收)56 (8)800 1,292 (707)1,092 (165)
G&A费用，包括基于股票的薪酬$4,562 $7,637 (40)$6,529 $16,476 $25,874 (36)
每桶美元销售量NAR
股权薪酬前的并购费用$2.87 $3.00 (4)$2.99 $3.08 $3.07 — 
基于股票的G&A薪酬费用(回收)0.04 — 100 0.74 (0.13)0.14 (193)
G&A费用，包括基于股票的薪酬$2.91 $3.00 (3)$3.73 $2.95 $3.21 (8)

在截至2020年9月30日的三个月和九个月，由于2020年实施的成本节约措施，股票补偿前的G&A费用分别比2019年同期下降了41%和31%。在每个bbl的基础上，在截至2020年9月30日的三个月里，与2019年同期相比，股票薪酬前的G&A费用下降了4%，降至2.87美元，这是由于本季度实施了员工优化和成本节约措施，如降低咨询、差旅和一般办公费用。在每桶基础上，截至2020年9月30日的9个月，G&A费用与2019年同期相当。与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月，每桶的G&A费用分别下降了31%和39%。在截至2020年9月30日的三个月里，由于包括降低咨询、差旅和一般办公费用在内的成本节约措施的持续影响，扣除股票薪酬前的G&A费用比上一季度下降了14%，即每桶0.12美元。

与2019年同期相比，截至2020年9月30日的三个月和九个月的股票薪酬后的G&A费用分别下降了40%和36%(每桶3%和8%)，主要是由于股价走低导致股票薪酬下降。与上一季度相比，截至2020年9月30日的三个月，股票薪酬后的G&A费用下降了30%(每桶22%)，主要是由于本季度股价下跌导致股票薪酬下降。

28

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外汇损益

截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们的外汇损失分别为430万美元和2010万美元，而2019年同期分别为680万美元和560万美元。应收账款、应收税金、递延所得税、应付账款和投资被视为货币项目，需要在每个资产负债表日从当地货币换算成美元本位币。这种折算是这一时期外汇损失的主要来源。

下表列出了截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月美元兑哥伦比亚比索和加元的变动情况：

截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2020201920202019
美元对哥伦比亚比索的汇率变化通过以下方式加强通过以下方式加强通过以下方式加强通过以下方式加强
3%8%18%7%
美元对加元的汇率变动被削弱了通过以下方式加强通过以下方式加强被削弱了
2%1%3%3%


29

金融工具损益

下表列出了截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月和九个月的金融工具损益性质：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
商品价格衍生(收益)损失$(2,206)$(24)$(12,983)$464 
外币衍生品损失33 337 3,566 392 
投资损失(收益)1,055 11,972 60,124 (3,746)
金融工具损失405 — 1,162 — 
$(713)$12,285 $51,869 $(2,890)

所得税费用
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)2020201920202019
所得税前收入(亏损)$(128,386)$(17,312)$(792,332)$57,361 
当期所得税费用$637 $3,049 $560 $13,923 
递延所得税费用(回收)(21,202)8,472 (62,796)31,752 
所得税总支出(收回)$(20,565)$11,521 $(62,236)$45,675 
实际税率16 %(67)%8 %79 %

与2019年同期相比，截至2020年9月30日的9个月的当期所得税支出较低，主要是因为哥伦比亚的收入较低。截至2020年9月30日的9个月的递延所得税回收是哥伦比亚上限测试减值亏损的结果；哥伦比亚发生的亏损被哥伦比亚发生的亏损部分抵消，这些亏损现在已被估值津贴完全抵消。2019年比较期间的递延所得税费用，主要是哥伦比亚税收折旧高于会计建议的结果。
截至2020年9月30日的9个月，8%的有效税率与哥伦比亚32%的税率之间的差异主要是由于估值津贴的增加、外国换算调整、用于税收目的的商誉减值不可抵扣以及PetroTal股票未实现亏损的不可抵扣部分(50%)。

在截至2019年9月30日的9个月中，79%的有效税率与哥伦比亚33%的税率之间的差异主要是由于对外翻译调整、估值免税额的增加以及外国税率的影响。
30

运营净收入和资金流(非GAAP衡量标准)
(单位：千美元)2020年第三季度与2020年第二季度相比更改百分比2020年第三季度与2019年第三季度相比更改百分比截至2020年9月30日的9个月与截至2019年9月30日的9个月更改百分比
比较期间的净(亏损)收入$(370,649)$(28,833)11,686 
由于以下原因增加(减少)：
销售价格22,851 (28,470)(133,242)
销售量(3,533)(50,879)(136,762)
费用：
*运营。(1,642)15,958 34,186 
*修井285 9,903 15,285 
国际交通运输1,940 1,893 7,618 
**现金并购731 3,139 7,599 
**净租赁付款73 377 327 
*(97)18 (387)
扣除债务发行摊销后的净利息
费用		(918)(1,827)(9,349)
**实现外汇占款(2,639)(767)2,519 
*解决金融工具的结算问题(15,229)(3,443)12,245 
取消现行税种(1,012)2,412 13,363 
增加其他收入。1,959 1,959 1,959 
计算新冠肺炎的相关费用(687)(1,108)(1,529)
*增加利息收入— (130)(315)
运营资金流净变化(1)从比较期间开始
2,082 (50,965)(186,483)
费用：
包括耗尽、折旧和增值11,144 18,472 33,312 
*商誉减值— — (102,581)
折旧资产减值293,727 (104,731)(507,093)
**递延税金(54,998)29,674 94,548 
**债务发行成本摊销254 (49)(200)
**基于股票的薪酬1,236 (64)1,799 
**金融工具收益或亏损，净额
金融工具结算		16,106 16,441 (67,004)
**未实现外汇(4,624)3,332 (17,032)
*赎回可转换债券造成的损失(2,026)9,279 9,279 
**净租赁付款(73)(377)(327)
净(亏损)收入净变化262,828 (78,988)(741,782)
本期净亏损$(107,821)71%$(107,821)(274)%$(730,096)(6,348)%

(1)运营资金流是一种非GAAP计量，在GAAP中没有规定的任何标准化含义。请参阅“财务和运营要点-非GAAP衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

31

截至2020年9月30日的三个月的资本支出为740万美元：

(百万美元)
哥伦比亚：
探索$1.7 
发展：
**钻探和完井— 
设施齐全、设施齐全。1.1 
其他4.4 
7.2 
公司0.2 
$7.4 

在截至2020年9月30日的三个月内，我们没有钻探任何探井或开发井。

流动性与资本资源 
 截至
(单位：千美元)2020年9月30日%变化2019年12月31日
现金和现金等价物与当前限制性现金和现金等价物$21,808 147 $8,817 
营运资金，包括现金和现金等价物$49,911 (45)$91,347 
循环信贷安排$200,000 69 $118,000 
年息6.25厘的高级债券$300,000 — $300,000 
7.75厘高级债券$300,000 — $300,000 

被世界卫生组织宣布为大流行的新冠肺炎病毒的爆发已经蔓延到全球，并影响了全球的经济活动。此外，由于主要产油国之间的争端，加上新冠肺炎疫情的影响，以及全球石油需求的相关减少，全球大宗商品价格大幅下跌。世界各地的政府，包括我们开展业务的哥伦比亚和厄瓜多尔的政府，都颁布了紧急措施来抗击病毒的传播。这些措施包括实施旅行禁令、自我实施隔离期和社会距离，已经并可能继续对全球企业造成实质性干扰，导致经济放缓。各国政府和中央银行采取了旨在稳定经济状况的重大货币和财政干预措施，但目前还不能确定这些干预措施是否成功。当前具有挑战性的经济气候正在并可能继续对我们公司产生重大不利影响，包括但不限于：
•大宗商品价格下跌导致收入和现金流大幅下降；
•由于资本计划减少和停产，收入和经营活动下降；
•减损费用；
•不能遵守债务协议中的契约和限制；
•无法获得资金来源；
•我们的客户和供应商不履行义务的风险增加；
•当我们调整人员以适应动态环境时，操作中断；以及
•无法运营或因新冠肺炎在我们运营所在国家的限制而延迟运营

油价史无前例的下跌大大降低了我们预测的EBITDAX和我们石油储量的估计价值。根据目前预测的布伦特原油价格和产量水平，这些价格和产量水平可能在很短的时间内发生重大变化，我们预计将遵守AT的循环信贷安排中所载的修订财务契约。
32

至少是从这些财务报表日期起的下一年。我们高级担保信贷安排下的可用金额是基于贷款人对借款基数的确定。借款基数是由贷款人根据我们的储备和商品价格确定的。下次续签借款基数的时间定在2020年11月，存在贷款人可能降低借款基数的风险。此外，我们在信贷安排下借款的能力可能会受到6.25厘优先债券及7.75厘优先债券契约条款的限制。

在当前的动荡时期，再加上新冠肺炎疫情造成的前所未有的破坏，不遵守贷款协议中的公约的风险以及与维持借款基础相关的风险都有所增加。管理层目前预计，如果需要，我们将继续满足信贷安排的条款，或获得进一步的修订或豁免。我们还预计能够将借款基数维持在超过借款金额的水平。然而，在这段动荡和全球经济不确定的时期，不能保证我们的流动性能够维持在或高于目前的水平。
情况是动态的，目前尚不清楚对经济和对我们公司的财务影响的最终持续时间和程度。
2020年6月1日，我们完成了对我们的高级担保信贷安排(“循环信贷安排”)的半年度重新确定，导致借款基数从3亿美元减少到2.25亿美元，下一次重新确定将于2020年11月进行。管理层在2020年10月1日之前获得了遵守某些财务契约的减免，允许总债务与EBITDAX的比率大于4.0至1.0，高级担保债务与EBITDAX的比率不得超过2.5至1.0，截至2020年6月30日和2020年9月30日的财政季度的最后一天衡量的后四个季度的EBITDAX与利息支出的比率必须至少为2.5至1.0；截至2020年12月31日和3月31日结束的财季的最后一天，2021年必须至少是2.0到1.0，此后至少回到2.5到1.0。我们必须遵守以上披露的各项公约，这些公约已根据目前的市场状况和新冠肺炎疫情进行了修改。截至2020年9月30日，我们遵守了循环信贷安排中所有适用的契约。

在契约救济期届满后，我们必须遵守以下财务契约：将我们的债务与EBITDAX的比率限制为最高4.0至1.0；将我们的高级担保债务与EBITDAX的比率限制为最高3.0至1.0；以及维持EBITDAX与利息支出的比率至少为2.5至1.0。

除契约宽免外，与半年度重新厘定有关的信贷协议修正案亦修订利率，由借款人选择LIBOR加2.90%至4.90%的利差，或基本利率加1.90%至3.90%的利差，每种情况下的利差均取决于我们的高级担保杠杆率(如信贷协议所界定)，但在契约宽免期间，利差须增加125个基点。(I)订立借款条件，规定吾等的现金及现金等价物(定义见信贷协议的除外现金除外)不得超过1,500万美元；(Ii)增加若干强制性预付款项，包括超过1,500万美元的现金结余；及(Iii)修订及加入若干负面契诺，包括但不限于对出现负债、留置权及投资的若干额外限制、作出受限制付款、提前偿还负债，以及收购及合并。

截至2020年9月30日，我们在与贷款人组成的银团的循环信贷安排下提取了2.0亿美元，借款基数为2.25亿美元。截至2020年10月30日，我们信贷安排下的未偿还借款保持在2亿美元。在2020年第三季度，我们偿还了循环信贷安排下提取的700万美元。因此，截至2020年9月30日，我们在循环信贷安排下有2500万美元的可用资金。截至2020年9月30日，我们有3.00亿美元的本金总额6.25%的优先债券将于2025年到期，本金总额为7.75%的优先债券将于2027年到期，未偿还的本金总额为3.00亿美元。循环信贷安排下的违约事件将导致管理优先票据的契约违约，这可能允许票据持有人要求我们回购所有未偿还的优先票据。

根据我们的投资政策，可用现金余额存放在我们的主要现金管理银行，或者可以投资于美国或加拿大政府支持的联邦、省或州政府支持的证券或其他信用评级较高和短期流动性较高的货币市场工具。

派生头寸

截至2020年9月30日，我们的未平仓大宗商品价格衍生品头寸如下：
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文书的期限和类型音量，
波普		参考卖出卖权(美元/桶，加权平均)买入看跌期权(美元/桶，加权平均)已售出呼叫($/bbl，加权平均值)保费(美元/桶，加权平均)
领口：2020年10月1日至12月31日11,000 冰布伦特原油27.05 35.68 43.43 0.54
领口：2021年1月1日至6月30日9,000 冰布伦特原油35.56 45.22 52.48 不适用
掉期：2021年7月1日至12月31日3,000 冰布伦特原油不适用不适用56.75 不适用

外币衍生工具

截至2020年9月30日，我们的未平仓外币衍生品头寸如下：
文书的期限和类型套期金额
(百万警察)
对冲金额的美元等值(千美元)(1)
参考底价
(COP，加权平均)		上限价格(COP，加权平均)
领口：2020年10月1日至12月31日36,7509,474 科普3,306 3,425 
(1) 按2020年9月30日外汇汇率计算。

于2020年9月30日，我们的资产负债表包括320万美元与上述未偿还大宗商品价格和外币衍生品头寸相关的流动负债。


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现金流

下表列出了我们在所列期间的现金和现金等价物的主要来源和用途：
截至9月30日的9个月，
(单位：千美元)

20202019
现金和现金等价物的来源：
净(亏损)收入$(730,096)$11,686 
调整以调整净(亏损)收入与调整后的EBITDA(1)
资金来自运营(1)
DD&A费用131,118 164,430 
利息支出40,204 30,655 
所得税费用(62,236)45,675 
商誉减值102,581 — 
资产减值507,093 — 
赎回可转换票据的损失2,026 11,305 
未实现汇兑损失22,335 5,303 
基于股票的补偿(恢复)费用(707)1,092 
未实现金融工具损失(收益)61,839 (5,165)
*调整后的EBITDA(1)
74,157 264,981 
当期所得税费用(560)(13,923)
合同利息和其他融资费用(37,430)(28,081)
非现金租赁费用1,494 1,366 
租赁费(1,404)(1,603)
运营资金流(1)
36,257 222,740 
银行债务收益，扣除发行成本88,382 246,000 
发行高级债券所得款项，扣除发行成本— 289,298 
经营活动的资产和负债净变动23,288 — 
非现金投资营运资金变动情况— 20,138 
147,927 778,176 
现金和现金等价物的使用：
物业、厂房和设备的附加费(56,378)(310,579)
物业、厂房和设备的增建--物业购置— (77,772)
偿还银行债务(7,000)(189,000)
回购可转换票据— (115,000)
普通股股份回购— (37,560)
经营活动的资产和负债净变动— (83,606)
非现金投资营运资金变动情况(69,549)— 
清偿资产报废债务(199)(707)
租赁费(307)— 
现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物的汇兑损失(754)(1,506)
(134,187)(815,730)
现金和现金等价物及限制性现金和现金等价物净增(减)$13,740 $(37,554)
 
(1)调整后的EBITDA和运营资金流是一种非GAAP措施，没有GAAP规定的任何标准化含义。请参阅“财务和运营要点-非GAAP衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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我们经营活动的现金流变化的主要来源之一是油价的波动，我们通过签订大宗商品价格衍生品来部分缓解油价波动的影响。销售量的变化以及与运营和偿债相关的成本也会影响现金流。我们经营活动的现金流也受到外币汇率变化的影响，我们通过进入外币衍生品部分缓解了这一影响。在截至2020年9月30日的9个月内，运营资金流与2019年同期相比下降了84%，主要原因是石油销售减少和利息支出增加，但现金并购减少、运营费用降低、当期税收下降和金融工具的现金结算部分抵消了这一影响。

表外安排
 
截至2020年9月30日，我们没有表外安排。

合同义务

截至2020年9月30日，我们在循环信贷安排下提取了2.0亿美元。

除上述外，截至2020年9月30日，与2019年12月31日相比，我们在正常业务过程之外的合同义务没有其他重大变化。

关键会计政策和估算

我们的关键会计政策和估计在我们2019年年度报告的Form 10-K中的第7项中披露，自该文件提交以来并未发生实质性变化，但如下所示：

金融工具--信贷损失

2016年6月，FASB发布了ASU 2016-13年度的“金融工具-信贷损失”。这个ASU用一种反映预期信贷损失的方法取代了已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年度的“金融工具-信贷损失、衍生品以及对冲和租赁”，这是ASU 2016-13年度的编码化改进。我们于2020年1月1日采用了这一ASU，并对应收账款应用了当前预期的信用损失模型，这对我们的综合状况、经营结果或现金流没有造成任何影响。

信贷损失拨备

在每个报告日期，我们评估初始确认应收贸易账款时预期的终身信用损失。信用风险是根据应收账款未偿还的天数和客户的内部信用评估来评估的。预期损失率是根据期末前36个月期间的付款情况以及在此期间经历的相应历史信贷损失计算得出的。历史损失率进行调整，以反映我们销售石油的国家当前和前瞻性的经济因素，影响客户结算应收账款的能力。当没有合理的收回预期时，就注销应收贸易账款。

风险与计量不确定性

2020年3月，被世界卫生组织宣布为大流行的新冠肺炎病毒的爆发已经蔓延到全球，并影响了全球的经济活动。此外，由于主要产油国之间的争端，加上新冠肺炎疫情的影响，以及全球石油需求的相关减少，全球大宗商品价格大幅下跌。世界各地的政府，包括我们开展业务的哥伦比亚和厄瓜多尔的政府，都颁布了紧急措施来抗击病毒的传播。这些措施包括实施旅行禁令、自行实施隔离期和物理距离，已对全球企业造成实质性干扰，导致经济放缓。各国政府和央行的反应是进行旨在稳定经济状况的大规模货币和财政干预；然而，目前还不能确定这些干预是否成功。当前具有挑战性的经济气候正在并可能继续对我们公司产生重大不利影响，包括但不限于：
•大宗商品价格下跌导致收入和现金流大幅下降；
•由于资本计划减少和停产，收入和经营活动下降；
•减损费用；
•不能遵守债务协议中的契约和限制；
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•无法获得资金来源；
•我们的客户和供应商不履行义务的风险增加；
•当我们调整人员以适应动态环境时，操作中断；以及
•无法运营或因新冠肺炎在我们运营所在国家的限制而延迟运营

情况是动态的，目前尚不清楚对经济和对我们公司的财务影响的最终持续时间和程度。在这个动荡的时期，管理层在编制财务报表时作出的估计和判断变得越来越困难，并受到更高程度的计量不确定性的影响。在短期内，这些财务报表中最容易受到这段动荡时期影响的事项是我们对流动性和获得资本的评估、长期资产的账面价值以及递延税项资产的估值。

项目3.关于市场风险的定量和定性披露

作为一家规模较小的报告公司，我们不需要提供本第3项下的信息。

项目4.管制和程序
 
披露控制和程序
 
我们已经建立了披露控制和程序(根据1934年证券交易法或交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(E)的定义)。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保Gran Tiera在其根据“交易所法案”提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时做出关于所需披露的决定。我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，根据交易所法案规则13a-15(B)的要求，评估了截至本报告所述期间结束时，我们披露控制程序和程序的设计和运作的有效性。根据这项评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2020年9月30日，Gran Tiera的披露控制程序是有效的。

财务报告内部控制的变化
 
在截至2020年9月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。
 

第II部分-其他资料

第1项法律程序
 
有关截至2019年12月31日止年度我们在Form 10-K年度报告中先前报告事项的任何重大发展，以及自提交该报告以来所产生的任何重大事项，请参阅本季度报告Form 10-Q第一部分第1项简明综合财务报表(未经审核)附注10，以供参考。

第1A项危险因素

影响我们的业务和经营结果的因素很多，其中许多是我们无法控制的。除了本Form 10-Q季度报告中的信息(包括第I部分第2项“管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析”)以及以下描述的风险因素外，您还应仔细阅读和考虑我们截至2019年12月31日的Form 10-K年报第I部分第1A项“风险因素”以及截至2020年3月31日和2020年6月30日的Form 10-Q季度报告第II部分第1A项风险因素。这些风险因素可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大影响。当前全球经济和石油和天然气行业的大流行和低迷具有前所未有的性质，这可能会使我们更难确定我们的业务、运营结果和财务状况所面临的所有风险，以及已确定的风险的最终影响。

石油和天然气的价格和市场是不可预测的，往往会大幅波动，这可能会导致暂时停产，并降低我们的价值。
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我们几乎所有的收入都来自石油销售，当前和远期合同价格是基于世界需求、供应、天气、管道能力限制、库存储存水平、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，石油市场一直不稳定，在过去的几年里，石油价格一直很低。最近，由于主要产油国之间的争端，加上新冠肺炎疫情导致世界经济停摆的影响，全球石油和天然气价格大幅降至历史低点。未来市场可能继续震荡，油价可能维持在目前低迷的状态。此外，我们所收取的石油销售价格，虽然是根据国际油价而厘定的，但却是根据与买家签订的合约而厘定的，并有订明的运输扣除额和品质差异。这些差异可能会随着时间的推移而改变，并对已实现的价格产生不利影响。

由于大宗商品价格低迷的环境，我们暂时停止了在当前油价为零或负净收益的油田的所有开发活动和运营。我们可以考虑关闭比其他井更不经济的油井。不能保证我们何时能够在暂停的油田恢复生产，以及重新启动的成本将是多少。如果我们的产量和现金流下降，可能会对我们的经营业绩产生实质性的不利影响，并导致我们的债务工具减值和不遵守金融契约。例如，在截至2020年9月30日的9个月中，我们记录了1.026亿美元的商誉减值和5.071亿美元的石油和天然气财产以及与我们的哥伦比亚业务部门相关的库存减值。商誉减值是由于不经济的石油生产关闭以及预期商品价格下降的累积影响导致单位的账面价值超过其公允价值所致。石油和天然气资产减值是由于我们哥伦比亚业务部门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“上限”。

持续的低石油需求和价格或持续的低价格可能会对我们的财务状况、我们未来的运营结果(包括使现有项目无利可图或需要暂停油田)、我们可获得的融资、在经济基础上可开采的储量数量以及我们证券的市场价格产生重大不利影响。

第二项未登记的股权证券销售和收益的使用

没有。
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第6项陈列品
证物编号：描述参考
3.1
公司注册证书。
通过引用附件3.3并入2016年11月4日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告(证券交易委员会第001-34018号文件)。
3.2
Gran Tiera Energy Inc.的章程。
通过引用附件3.4并入2016年11月4日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告(证券交易委员会文件第001-34018号)。
3.3
日期为2018年7月9日的退休证明
通过引用附件3.1并入2018年7月9日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告(证券交易委员会文件第001-34018号)。
31.1
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302节通过的第13a-14(A)/15d-14(A)条对首席执行干事的认证
谨此提交。
   
31.2
根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第302节通过的第13a-14(A)/15d-14(A)条对首席财务官的认证
谨此提交。
32.1
根据“美国法典”第18编第1350条(根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”第906条通过)对首席执行官和首席财务官的认证
随函提供。

101.INS XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中
101.SCH内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL内联XBRL分类扩展计算Linkbase文档
101.DEF内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104.Gran Tiera Energy Inc.截至2020年9月30日的季度Form 10-Q季度报告的封面以内联XBRL格式(包括在附件101中)。


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签名
 
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的下列签名人代表其签署。
 
格兰蒂拉能源公司。
日期：2020年11月2日/s/Gary S.Guidry
 作者：Gary S.Guidry
 总裁兼首席执行官
 (首席行政主任)
  
日期：2020年11月2日/s/Ryan Ellson
 作者：瑞安·埃尔森(Ryan Ellson)
执行副总裁兼首席财务官
 (首席财务会计官)

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