管理层的讨论与分析

以下管理层对财务结果的讨论和分析(“MD&A”)的日期为2022年11月14日，阅读时应结合阿尔卑斯峰会能源伙伴公司(“阿尔卑斯峰会”或“公司”)(前红松石油有限公司)截至2022年9月30日的三个月和九个月的未经审计的简明中期综合财务报表(“综合财务报表”)和经审计的综合年终财务报表。这些文件列在阿尔卑斯山峰会能源伙伴公司的SEDAR简介下。除非另有说明，否则所有金额均以美元表示。

陈述的基础

在整个MD&A和公司披露的其他材料中，阿尔卑斯峰会遵循公认会计原则(“GAAP”)，但公司也使用某些非GAAP和其他财务指标来分析财务业绩、财务状况和现金流，包括“现场净额”、“资本支出”和“调整后的EBITDA”。这些非公认会计准则和其他财务措施没有《国际财务报告准则》规定的任何标准化含义，因此可能无法与其他公司提出的类似措施相比较。非GAAP和其他财务指标不应被认为比根据IFRS确定的GAAP指标更有意义，如净收益(亏损)、经营活动产生的现金流量和用于投资活动的现金流量，作为公司业绩的指标。

提醒读者，MD&A应与公司在本MD&A结尾处标题为“非GAAP计量”和“前瞻性陈述”的章节中的披露一并阅读。

下文所载财务数据主要来自综合财务报表，该等综合财务报表是根据国际财务报告准则(“IFRS”)编制。本公司所采用的会计政策载于截至2021年12月31日及2020年12月31日的经审核综合财务报表附注3。提供了截至2021年9月30日的三个月和九个月的比较信息。

在适用的情况下，除非另有说明，否则将天然气转换为一桶油当量(“Boe”)时使用的六千立方英尺(“Mcf”)天然气相当于一桶原油。英国央行可能具有误导性，特别是如果单独使用的话。6Mcf/1桶的BOE换算比(“bbl”)是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量换算方法，而不代表井口的等值。

除非另有说明，所有产量和已实现的产品价格信息都是按照国际财务报告准则石油和天然气报告准则在“净”基础上列报的(在扣除特许权使用费义务和未运营的工作利益之后)，因此可能无法与其他实体提供的信息相比较。

运营和财务业绩

概述

该公司是一家美国能源开发商和金融公司，专注于最大限度地实现增长和股本回报率。公司继续在吉丁斯和霍克维尔(韦伯县)油田的Austin Chalk和Eagle Ford地层进行钻探活动。奥斯汀粉笔直接覆盖了石油来源鹰福特地层。石油和天然气通过填充构造裂隙和多孔基质的微裂隙进入白垩岩。

该公司计划在未来几年专注于开发其现有和邻近的足迹，同时还评估符合其投资标准的其他开发项目。公司的资本分配战略旨在优化可供分配给公司股东的资本回报和现金流。

2022年第三季度亮点

·在截至2022年9月30日的三个月中，维持平均毛产量约为17,324桶/天(净产量为15,882桶/天)，季度环比增长18%，同比增长两倍以上，尽管7月份出现了广泛的停工时间，以支持完井活动。

·截至2022年9月30日的三个月，扣除非控股权益前的净收益约为2250万美元(2021年9月30日-亏损2200万美元)。调整后的EBITDA¹ (定义如下)同期(2021年9月30日-970万美元)约3850万美元。

·在2022年第三季度让八口新油井投产。

·成功偿还和归还2022年第一季度形成的第四个开发伙伴关系(“DP4”)，同时于2022年7月结束本公司的第六个开发伙伴关系(“DP6”)。

·扩大资产担保证券化机制(“ABS贷款机制”)的总规模至1.35亿美元。ABS贷款收取一个月期LIBOR(下限为1%)+8.0%的利息。截至2022年9月30日，ABS贷款的未偿还金额约为1.206亿美元。

·将公司信贷安排(“公司贷款”)的规模扩大到最高6500万美元。公司贷款收取的利息高于5.00%和最高利率+1.75%。截至2022年9月30日，公司贷款项下可用资金约为1,740万美元，未提取。

·纳斯达克于2022年9月28日在纳斯达克全球市场上市，股票代码为阿尔卑斯山。

·在2022年第三季度每月支付每股SVS 0.03美元的股息(每股多重投票权股票3.00美元，每股比例投票权股票0.03美元)。

下表提供了扣除非控制性利息前的净收益/(亏损)与调整后EBITDA的对账：

2023年目标

该公司预计，在2022年剩余时间和整个2023年，将保持目前每年20至30口油井的投资速度，重点放在霍克维尔和吉丁斯油田的有吸引力的地点，那里的预期油井回报仍然超过其内部投资障碍。该公司预计，这些投资将在2023年继续推动产量和现金流的显著增长。

后续活动亮点

经营成果

生产和收入

平均日产量(净)

与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月和九个月的产量有所增加，这是因为在2021年最后三个月增加了四口新井，并在截至2022年9月30日的九个月增加了16口新井。

产品销售收入¹

1-风险管理合同未实现损益。

在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，由于2021年底和整个2022年新油井上线的影响，产品销售收入与同期相比有所增长(平均销售价格的影响见下文)。

平均售价¹

1-风险管理合同未实现损益。

在每个BOE的基础上，由于全球大宗商品价格走强，公司在截至2022年9月30日的三个月和九个月的平均实现价格比2021年同期上升。

版税

与2021年同期相比，在截至2022年9月30日的三个月和九个月中，特许权使用费占产品销售收入的百分比有所下降；这主要是由于浮动特许权使用费费率油井的加权平均产量发生了变化。该公司预计，这些比率在未来期间将与目前的结果保持相对一致。

运营和运输成本

与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月和九个月的总运营和运输成本增加，这是由于上文提到的整体产量增加。每个BOE的生产和运输成本增加的原因是，2022年上线的油井的初始运营成本上升，主要与水处理、燃料和卡车运输成本上升以及主要由于通货膨胀和市场可获得性导致的整体市场服务成本增加有关。

场上操作净回扣¹

1--外地业务净额是一项非公认会计准则财务计量，不是国际财务报告准则财务报告框架下的标准化计量。

一般费用和行政费用

截至2022年9月30日的三个月和九个月的一般和行政费用与2021年同期相比有所增加，主要原因是从2021年下半年开始的雇员薪金和福利，而这笔费用以前是根据管理服务协议补偿的。由于交易和合同成本降低，专业、法律和咨询费用减少，抵消了增加的影响。单位京东方成本的降低是上述产量水平提高的结果。

利息和融资成本

与2021年同期相比，截至2022年9月30日的9个月的利息和融资费用增加，主要是因为本期建立和继续建立了更多的发展伙伴关系，与发展伙伴关系负债24 100 765美元(2021年9月30日-12 310 373美元)有关的公允价值变化(下文讨论)。与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月的利息和融资成本减少，这是由于钻探活动的时机和确定的相关结果导致开发伙伴关系的公允价值变化减少，但被长期债务融资的利息成本增加(来自较高的未偿还借款)所抵消。

损耗和折旧

与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月和九个月的消耗费用增加，这是由于2022年生产井的增加以及相关的财产、厂房和设备的消耗基数。

阿尔卑斯山峰会股东应占净收益/(亏损)

投资活动

资本支出

在截至2022年9月30日的9个月中，公司在房地产、厂房和设备方面的资本支出为133,790,292美元，而截至2021年9月30日的9个月为38,498,017美元。这些期间的大部分活动涉及在吉丁斯和霍克维尔油田钻探水平井。

在截至2022年9月30日的9个月内，公司在相关勘探和评估资产上支出31,693,118美元(2021年9月30日-6,763,605美元)。增加主要涉及未开发土地和未分配储量的钻探成本，这些成本在转移到房地产、厂房和设备之前。

风险管理--商品合同

该公司的现金流变化很大，很大程度上是因为石油和天然气是由全球和/或地区供需、运输限制、天气条件、替代能源的可用性和其他因素决定的大宗商品，所有这些都不是该公司所能控制的。

从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，它们可能会继续波动。2020年上半年，受新冠肺炎疫情等影响，油价大幅下挫。2020年1月30日，世界卫生组织宣布“新冠肺炎”为“国际关注的突发公共卫生事件”，并于2020年3月11日宣布“新冠肺炎”为流行病。其结果是，全球出现了显著的需求冲击，给油价带来了下行压力。沙特阿拉伯和俄罗斯之间的争端也增加了供应，这对石油价格产生了进一步的不利影响。在2020年油价大幅下跌后，油价从大流行前的水平反弹并有所上涨。除了需求复苏，最近俄罗斯和乌克兰之间的冲突还导致石油和天然气价格大幅上涨和波动。石油、天然气和天然气价格的大幅波动可能是由于石油、天然气和天然气市场的不确定性导致石油、天然气和天然气供应或需求的相对较小的变化。

现金流可变性管理是公司业务战略的一个组成部分。定期监测业务状况，并与管理层一起审查，以建立管理层在执行公司战略风险管理计划时使用的风险管理指南。

本公司已选择不使用对冲会计，因此，财务合同的公允价值在每个期末记录。公允价值可能会根据资产负债表日未平仓金融合约的商品远期价格的不同而大幅变动。公允价值从期末到期末的变动反映在该期间的收入中。因此，收入可能会有相当大的波动。

截至2022年9月30日，公司拥有以下商品合同，按市值计价的总负债为4,386,106美元(2021年12月31日-20,381,180美元)。

(1)剩余名义数量按月递减，直至合同期满

截至2022年9月30日的9个月的未实现收益14,358,774美元和已实现亏损31,604,687美元(2021年9月30日-25,105,949美元未实现亏损和14,276,939美元已实现亏损)是自商品合同签订之日起未来条带价格和期内实际商品价格上涨的结果。

融资、流动性与资本资源

流动性描述了一家公司获得现金的能力。在上游石油和天然气行业运营的公司需要足够的现金，以便为维持和增加产量和储备的资本计划提供资金，收购战略石油和天然气资产，偿还目前的负债和债务，并最终为股东提供回报。该公司的资本计划的资金来自现有的营运资金、各种贷款安排(如下所述)和经营活动提供的现金。该公司预计将通过使用营运资金和运营现金流为其2022年剩余的勘探和开发计划提供资金。大宗商品价格、产品需求、利率和各种其他风险的波动可能会影响资本资源和资本支出。

截至2022年9月30日，公司的所有现金都存放在高信用质量的金融机构。该公司对石油和天然气销售的收取周期约为30天。

长期债务

A.资产证券化工具

于2022年4月27日，本公司对若干生产油气井进行资产担保证券化(“ABS融资”)。ABS融资机制由一家保险公司牵头，初始规模为8,000万美元(“第一批”)，额外的能力可扩大到总计1.5亿美元。

ABS融资机制第1部分项下的所有借款均以公司生产资产子集中的工作权益为抵押，这些资产由其运营子公司HB2 Origination，LLC持有。第一批ABS贷款的初始年度利率为LIBOR+6%(LIBOR下限为1%)，第二年为LIBOR+12%，最终到期日为2024年5月。利息按月支付。

9月12日，ABS贷款增加了5500万美元(“第二批”)，总规模达到1.35亿美元。ABS融资机制第2部分项下的所有借款均以公司生产资产子集中的工作权益为抵押，这些资产由其运营子公司HB2 Origination，LLC持有。第二批ABS贷款的初始年度利率为LIBOR+8%(LIBOR下限为1%)，第二年为LIBOR+14%，最终到期日为2024年8月。利息按月支付。

截至2022年9月30日，该公司的ABS贷款余额为120,597,912美元。

本公司的附属公司在ABS融资机制下有若干财务契约，包括维持不低于1.1至1.0的偿债比率。

根据ABS融资的条款，该公司还必须；

I)在最初借款日，签订某些远期商品掉期合约，该公司已经这样做了。

二)维持一个利息储备账户，该账户的现金余额足以支付三个月的预定利息。

ABS贷款所需本金的偿还情况如下：

除了上述要求的本金偿还外，公司的子公司还可能被要求支付额外的款项：

I)如果偿债覆盖率低于1.20至1.00，公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款，加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。

Ii)如果生产跟踪比率低于80%，公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款，加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。

Iii)如果贷款价值比高于85%，公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款，加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。

截至2022年9月30日，本公司不受任何其他额外本金预付款的影响。

B.高盛贷款

于二零二零年十二月二十二日，本公司与高盛订立信贷安排(“高盛贷款”)。高盛融资机制下的所有借款都以公司的石油和天然气生产井以及公司三家子公司的所有资产为抵押。高盛贷款的利率为LIBOR+6%(LIBOR下限为1%)，到期日为2031年12月22日。每季度都需要支付利息。

2022年4月，就ABS贷款(上)而言，本公司全额偿还了高盛贷款，并摊销了剩余的未摊销借款成本。

企业信贷安排

2021年10月，本公司的运营子公司Origination通过一项公司信贷安排结束。该安排的最高借款能力为1,250万美元，取决于贷款人每季度确定的借款基数。这笔贷款收取最优惠利率+2.25%的利息，期限为一年。公司在生产资产方面的某些营运权益的子集已与公司信贷安排有关而获得担保。

在2022年第一季度，Origination关闭了一项新的企业信贷安排，以取代以前的安排。新的企业信贷安排总规模为3,000万美元。公司信贷安排以本公司生产资产子集的营运权益作抵押，收取5.00%和Prime+1.75%两者中较大者的利息，期限为一年。

于2022年9月30日，本公司已从企业融资中提取零美元(2021年12月31日至2,200,000美元)，截至2022年9月30日止三个月及九个月，分别产生477,155美元及972,989美元与融资相关的利息及财务开支。截至2022年9月30日的借款基数为17,373,964美元(2021年12月31日-6,579,750美元)。

发展伙伴关系

该公司通过其子公司Origination赞助和管理开发计划，以参与其钻探计划并加速其增长。大多数Origination的钻探计划都是有限的合作伙伴关系，旨在将可重复勘探的钻探风险降至最低，并优化私人投资者的税收优惠。在开始作业时，起源方将特定油井的钻探权分配给经营伙伴。

有关以前形成的发展伙伴关系、偿还和恢复发展伙伴关系的补充披露，请参阅综合财务报表。

于2021年第四季，创始与23名有限合伙人(“DP3合伙”)及若干创始的全资附属公司组成第三个发展合伙(“DP3”)，作为有限合伙人及普通合伙人，总规模为3,530万美元。DP3为五口油井的钻探和完井提供了部分资金，DP3有限责任计划提供了60%的资金，而启动资金为40%。DP3合伙人选择接受基于固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润的发展伙伴单位(“DP单位”)。固定支出单位参与DP3收入的75%(连同基于内部报酬率的支出单位)，直至该收入等于其投资资本，此后参与DP3收入的20%(连同基于内部报酬率的支出单元)。以内部回报率为基础的支出单位参与DP3收入的75%(连同固定支出单位)，直至该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报率或其初始投资的120%，两者以较大者为准，此后与参与DP3收入20%的固定支出单位一起参与DP3收入的6%。DP3有限责任公司亦有认沽权利，可根据发起人的同意及若干其他限制，以石油及天然气储量估计的未来净现值计算，有效出售其持有的附属投票权股份或多股投票权股份或现金的剩余权益。

本公司透过DP3的架构，维持对DP3的控制权，并100%整合DP3的业务。

2022年4月，本公司偿还并支付了DP3的复原款。作为完成DP3计划的一部分，公司注销了30,171,337美元的债务。

DP3的12名合伙人行使DP3就其相关投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并选择将DP3的剩余权益交换为894,929个B类无投票权单位(可按一对一的基准交换本公司的附属投票权股份)，每股单位的视为价值为5.70美元，或总计5,127,229美元。

公允价值由单位持有人按15%的贴现率对预期现金流量进行现值估值而厘定。

于2022年第一季，Origination与29名有限合伙人(“DP4有限合伙人”)及若干Origination的全资附属公司为有限合伙人，以及总规模为4,200万美元的普通合伙人，组成其第四个发展合伙企业(“DP4”)。DP4为五口油井的钻探和完井提供了部分资金，DP4有限责任计划提供了60%的资金，初始资金为40%。DP4有限合伙人可以选择接受发展伙伴单位(“DP单位”)，这些单位根据固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润。固定支出单位参与DP4收入的75%(连同基于内部报酬率的支出单位)，直到该收入等于其投资资本，然后参与DP4收入的20%(连同基于内部报酬率的支出单元)。基于内部回报率的支出单位参与DP4收入的75%(连同固定支出单位)，直到该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报率或其初始投资的120%，以较大者为准，此后与参与DP4收入的20%的固定支出单位一起分享DP4收入的6%。DP4有限责任合伙公司亦有认沽权利，可有效出售其持有的附属投票权股份或多股投票权股份或现金的剩余权益，但须经发起人同意及若干其他限制，金额按石油及天然气储量估计的未来净现值计算。

公司通过DP4的结构保持对DP4的控制，并整合DP4的100%运营。

2022年7月，公司偿还并支付了DP4的复原款。作为完成DP4计划的一部分，公司免除了31,734,290美元的债务。

DP4的九名合伙人行使DP4就其相关投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并选择将DP4的剩余权益交换为706,975个B类无投票权单位(可按一对一的基准交换本公司的附属投票权股份)，每股单位的视为价值为5.85美元，或总额为4,135,804美元。DP4的两个合作伙伴选择保留他们在DP4油井中的持续工作权益权利，因此，他们与工作权益相关的负债的公允价值通过PP&E的抵销处置得到了解决。

公允价值由单位持有人按15%的贴现率对预期现金流量进行现值估值而厘定。

于2022年第一季，Origination与37名有限合伙人(“Red Dawn 1 LPs”)及若干Origination的全资附属公司组成发展合伙公司Red Dawn 1，作为有限合伙人及普通合伙人，总规模为5,040万美元。赤色黎明1号为五口油井的钻探和完井提供了部分资金，其中赤色黎明1号有限责任合伙公司提供了60%的资金，初始资金为40%。红色黎明1有限责任公司可以选择接受发展伙伴单位(“红色黎明1单位”)，这些单位根据固定支付选项或基于内部报酬率的支付选项分配利润。固定派息单位参与Red Dawn 1的75%收入(连同基于IRR的支出单位)，直至该收入等于其投资资本，然后参与Red Dawn 1收入的20%(连同基于IRR的支出单位)。以内部回报率为基础的派息单位参与Red Dawn 1收益的75%(连同固定派息单位)，直至该收益等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报率或其初始投资的120%，两者以较大者为准，然后与参与Red Dawn 1收益20%的固定支付单位一起分享Red Dawn 1收益的6%。Red Dawn 1 LP还有权有效地出售其剩余权益，以换取从属投票权股份或多个投票权股份或现金，但须得到发起人的同意和某些其他限制按石油和天然气储量估计的未来净现值计算的金额。

本公司透过赤色黎明1号的架构，维持对赤色黎明1号的控制权，并100%整合赤色黎明1号的业务。

本公司已根据预期的还款时间将开发合伙企业的负债归类为当前负债。在截至2022年9月30日的三个月和九个月，由于负债公允价值的变化，赤色黎明1负债增加了6,305,770美元，财务费用也相应增加。有关更多详细信息，请参阅后续活动部分。

于2022年第二季，Origination与25名有限合伙人(“DP5有限合伙人”)及若干Origination的全资附属公司组成第五个发展合伙企业(“DP5”)，作为有限合伙人及普通合伙人，总规模为5,030万美元。DP5为6口油井的钻探和完井提供部分资金，DP5有限责任计划提供60%的资金，初始资金为40%。DP5有限合伙人可以选择接受基于固定支付选项或基于内部报酬率的支付选项分配利润的开发伙伴单位(DP5单位)。固定支出单位将参与DP5收入的75%(连同基于IRR的支出单位)，直到该收入等于其投资资本为止，此后将参与DP5收入的20%(连同基于IRR的支出单位)。基于内部回报率的支出单位将分享DP5收入的75%(连同固定支出单位)，直到该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报或初始投资的120%，以较大者为准，此后将与固定支出单位一起分享DP5收入的6%，后者将参与DP5收入的20%。DP5有限责任合伙公司还将有权有效地出售其附属投票权股份或多个投票权股份或现金的剩余权益，但须经发起人同意和某些其他限制，金额按石油和天然气储量估计的未来净现值计算。

本公司通过DP5的结构，维持对DP5的控制，并整合DP5的100%业务。

本公司已根据预期的还款时间将开发合伙企业的负债归类为当前负债。截至2022年9月30日止三个月及九个月，由于未完成相关钻探或储备结果，与负债公平值变动有关的负债并无增加。

于2022年第三季，Origination成立DP6，由39名有限责任合伙人(“DP6有限责任合伙人”)及若干Origination的全资附属公司作为有限责任合伙人，以及总规模为5,690万元的普通合伙人组成。DP6为10口油井的钻探和完井提供部分资金，其中DP6 LP提供60%的资金，初始资金为40%。DP6有限合伙人可以选择接受基于固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润的开发伙伴单位(“DP6单位”)。固定支出单位将分享DP5收入的75%(连同基于内部回报率的支出单位)，直到该收入等于其投资资本为止，此后将参与DP6收入的20%(连同基于内部回报率的支出单位)。基于内部回报率的支出单位将分享DP6收入的75%(连同固定支出单位)，直到该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报或初始投资的120%，以较大者为准，此后将与固定支出单位一起分享DP6收入的6%，后者将参与DP5收入的20%。DP6有限合伙人还将有权有效地出售其剩余的从属投票权股份或多个投票权股份或现金，但须得到发起人的同意和某些其他限制，金额按石油和天然气储量估计的未来净现值计算。

本公司通过DP6的结构，维持对DP6的控制，并整合DP6的100%运营。

本公司已根据预期的还款时间将开发合伙企业的负债归类为当前负债。截至2022年9月30日止三个月及九个月，由于未完成相关钻探或储备结果，与负债公平值变动有关的负债并无增加。

股东回购与资产支持优先工具

于2021年3月5日，Origination执行了发起成员单位回购结构，其中一名成员交换了100%的所持股份(3,992,629个发起成员单位，约占当时未偿还发起成员单位的23.4%)以及1,000,000美元的期票，用于优先票据(23,500,000个LP单位)，该票据由本公司控制的新设立的有限合伙企业(“LP单位”)。投资者必须在2021年5月1日或之前赎回6,670,000个普通住宅单位，按每单位$0.71赎回；或在2021年6月1日前，以每单位$0.8809赎回；或在2021年9月1日前，以每单位$1赎回，否则将被视为违约。

作为这项交易的结果，公司记录的发端成员单位减少了8,680,786美元(迄今的加权平均发行价为2.17美元/单位)，本票负债减少了1,000,000美元，初始公允价值为21,565,700美元的负债，累计赤字减少了11,884,914美元。负债的公允价值是通过按每年12%的市场利率对与该工具相关的预期现金流量进行贴现而确定的。

2022年第二季度，本公司赎回了所有与ABS融资相关的LP单位，赎回金额为19,345,398美元。

截至2022年9月30日止九个月，本公司录得与未偿还票据有关的财务开支658,047美元(2021年9月30日至1,310,975美元)(上图)。

股东资本

授权

本公司获授权发行不限数量的从属表决权、多重表决权及比例表决权股份。在本公司章程细则所载若干限制的规限下，每股附属投票权股份(“SVS”)有权每股一票，每多股有表决权股份(“MV”)可根据持有人的选择转换为100股有表决权股份(“MV”)，并赋予持有人每股100票的投票权，而每股比例有表决权股份(“PVS”)则可兑换为1股有投票权股份(“PVS”)并赋予持有人每股1,000票投票权。于持有人于发起时的股权减至少于业务合并协议(“业务合并协议”)结束日所持权益的75%时，每一个PVS将自动转换为一个SVS。

已发布

2022年活动

在截至2022年9月30日的9个月内，1,955.410个MV按100：1的比例转换为195,541个SVS。

于截至二零二二年九月三十日止九个月内，因结算若干受限制股份单位(“受限制股份单位”)而发行了2,024,401张股票(附注15)。以前基于股票的薪酬9 685 555美元已从缴款盈余中删除，并已重新归类为股本，以反映结算的影响。

2022年6月10日，多伦多证券交易所创业板(“多伦多证券交易所”)批准了公司的正常课程发行人投标(“NCIB”)。根据NCIB，自2022年6月10日开始的12个月内，公司可购买最多1,648,783份本公司的SVS(相当于其截至2022年6月6日的已发行和未偿还SVS的约5%)，以供注销。NCIB将不晚于2023年6月9日到期。2022年，本公司以每股5.48美元的平均价格购买和注销了265,900股SVS，总价值为1,456,566美元。

2022年9月27日，TSXV批准了对本公司NCIB的修订，允许本公司订立自动购股计划(“ASPP”)，以便在本公司因自我强制禁售期的监管限制而通常不能购买NCIB下的SVS时购买该等股票。该公司记录了830万美元的应计金额，这是根据ASPP剩余的合同最高购股金额。

2021年活动

在截至2021年12月31日的12个月内，公司发行了819,215个发起成员单位，现金总额为8,044,700美元(9.82美元/单位)。此外，公司发行了353,870个始发成员单位，以换取3,475,000美元的期票(9.82美元/单位)。

该公司与第三方签订了一项协议，收购位于德克萨斯州奥斯汀、费耶特、李和华盛顿县的鹰福特地层中的16,201英亩净地。作为对土地面积的交换，公司发行了203,666个初始成员单位，价值2,000,000美元(9.82美元/单位)。

此外，该公司发行了152,749个发起成员单位，价值1,499,995美元(9.82美元/单位)，以换取德克萨斯州华盛顿县约630英亩的净矿产面积。

2021年5月，公司向公司高级管理人员和顾问发行了923,954个发起会员单位，用于为公司在多伦多证交所-V上市做准备，估计价值为9.82美元/单位，总代价为9,073,228美元。

2021年7月2日，公司行使其选择权，将所有现有的可转换本票(2,300,000美元)转换为234,216个发端单位(9.82美元/个)，自2021年7月7日起生效。

在截至2021年12月31日的年度内，304,119.500股MVS股票转换为30,411,950股SVS。

关于BCA和反向收购，16,168,422个发起成员单位选择不转换。请参阅下文关于非控股权益(“NCI”)的讨论。

161,976只SVS和17,057只MVS是与BCA Finco募集资金相关发行的，扣除发行成本后，净收益约为550万美元。

剩余的发端单位持有人在为BCA和反向收购做准备的同时，将其持有的股份转换为1,427,421个SVS和297,397.830个MV。

15,947.292张PVS以128213美元的收益发给了一个未改装的始发单位持有人。

作为RTO的一部分，公司于2021年9月7日发行了534,384份SVS，总代价为1,697,865美元，基于Finco融资额4.01加元/SVS或3.18美元/SVS，红松石油有限公司的净资产主要由价值396,173美元的现金组成。购买对价超过收购净资产导致上市费用1,301,692美元，并在综合亏损和全面损失表中列报。

完全更换所有无投票权的发起单位(请参阅下面的NCI讨论)并将所有MV和PVS转换为SVS，将导致截至2021年12月31日未偿还的SVS约为5010万。

每股收益/(亏损)：

本公司于截至2022年9月30日止三个月及九个月(2021年9月30日--无未偿还股份单位)有购股权(“购股权”)、未偿还股份单位及递延股份单位(“递延股份单位”)(附注15)。转换或行使期权、RSU及DSU(三个月1,138,385个月，九个月1,115,435个月)的影响计入截至三个月的每股摊薄收益计算，但因其为反摊薄性质，故不计入截至九个月的每股摊薄收益。该公司使用每股5.33美元和5.45美元的平均市场价格来计算股票期权、已发行股票单位和已发行股票单位的稀释效应。

本公司的NCI权益可在一对一的基础上自由转换为SVS，不会产生摊薄影响，因此没有计入每股摊薄收益(2022年-3个月18,735,964，9个月17,886,552)(2021-3个月4,042,106 9个月1,362,175)。

正常路线发行人投标(“NCIB”)

有关其他讨论，请参阅股东资本-2022年活动。

所有根据NCIB进行的采购将通过TSXV的设施进行。NCIB将根据TSXV的适用规则和政策以及适用的加拿大证券法制定。阿尔卑斯山峰会在公开市场交易中为SVS支付的价格将是购买时的市场价格。根据NCIB购买的任何SVS将被取消。在收到本公司的书面要求后，将免费向股东提供一份相关的拟成立NCIB的通知的副本，地址为ir@alpsum mit.com。

分红

2021年12月14日，公司宣布董事会已宣布股息分配政策，自2022年1月起生效。在截至2022年9月30日的9个月中，宣布并支付的每月股息为每SVS 0.03美元，MVS每MVS 3.00美元，总计分配9,260,948美元。

该公司利用奥德赛转移公司作为红利分配的支付代理。

非控制性权益

2022年活动

关于BCA，某些发端股权持有人选择不将其在发端持有的股权转换为本公司的SVS/MVS。非转换股权持有人持有18,935,761个B类无投票权发端单位，相当于于2022年9月30日(2021年12月31日-32.954%)发端的经济权益的34.886%。

2022年1月，DP2的10名合伙人行使了DP2就其关联投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并选择将DP2的剩余权益交换为826,063个B类无投票权发起单位。因此，记入NCI的DP2认沽权利公允价值3,159,706美元的贷项，以清偿债务。

于截至二零二二年九月三十日止九个月内，若干发端单位已完成结算(附注15)，而作为发端与本公司经修订及重述的有限责任公司协议的一部分，已发行同等数目的发端单位。根据结算日已发行股份的公允价值，11,609,135美元已计入非控股权益减值及相应的资本公积抵销。RSU定居点概述如下：

于2022年5月，DP3的12名合伙人行使了DP3就其相关投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并选择以DP3的剩余权益交换894,929个B类无投票权发起单位。因此，向NCI计入5,127,229美元的认沽权利公允价值贷方，以清偿债务。

于2022年7月，DP4的9名合伙人行使DP4就其相关投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并选择以DP4的剩余权益交换706,975个B类无投票权单位。因此，向NCI计入4,135,804美元认沽权利的公允价值贷方，以清偿债务。

从2022年第一季度开始，公司宣布并按月向股东支付股息。关于发端的股息分配，截至2022年9月30日的9个月，未转换股权持有人收到的NCI份额总计4,829,951美元，导致NCI减少。

在截至2022年9月30日的9个月中，简明中期综合收益表和全面收益表的净收益减少了6977,736美元，与NCI的抵销，即NCI在净亏损中的份额(2021-3,355,382美元)。

2021年活动

在关闭BCA时，Origination的综合账面净负债价值为32,968,557美元，导致期初未清偿债务余额为10,714,781美元。这笔NCI结余连同NCI持有人交出的权益的加权平均列述资本18,721,276元，合共29,436,057元，已记入资本公积金。

在BCA关闭后的2021年9月23日，记录了3,355,382美元，用于减少中期综合损失表和全面损失表的净亏损，并与NCI抵销，即NCI在第23天期间的净亏损中所占份额。

2021年10月，DP1的一名合伙人行使了DP1就其关联投资的剩余权益向这些合伙人提供的看跌期权，并选择将DP1的剩余权益交换为339,372个B类无投票权单位。因此，已结清的DP1债务的公允价值记入了NCI的贷方。

2021年第四季度，记录了6 136 766美元，用于减少综合损失表和综合损失表的净亏损，并抵销了净资产，即三个月期间净资产的份额。

关联方交易

管理服务协议

于2021年第二季度，本公司与一家凭借普通股持有人、董事及高级管理人员而关连的公司订立新函件协议(“函件”)。这封信要求公司雇佣自己的员工，获得自己的办公室租赁，并承担一定的管理义务。作为交换，该公司按季度获得1,000,000美元的年费。在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，该公司分别获得了25万美元和75万美元的现金。

关联方余额

截至2022年9月30日，应付账款包括根据正常信贷条件与普通股持有人、高级管理人员和董事有关的公司欠下的89,107美元(2021年12月31日-应付账款120,501美元)。

流动性风险和持续经营

流动性风险

流动资金风险是指本公司在履行与金融负债相关的到期债务方面遇到困难的风险。本公司的财务负债包括所有于一年内到期的应付帐款及应计负债及本票、将于合约期内清偿的商品合约负债(见下文)、将于租期内清偿的租赁负债、将根据可用现金流偿还的资产抵押优先工具、将根据合伙企业所包括油井产生的现金流偿还的发展合伙企业负债，以及部分于下一年到期的信贷安排。该公司还维持和监测一定水平的现金流，用于为所有运营和资本支出提供部分资金。该公司还试图使其付款周期与石油和天然气销售的收款相匹配，这些收款通常在30至60天内收取。

截至2022年9月30日，该公司的营运资金为负191,937,275美元。公司预计将在正常运营过程中偿还其财务负债，并通过运营现金流和发行债务和/或股权为未来的运营和资本需求提供资金。

如果流动性风险在一定时期内增加，公司可能需要进行资产出售、股权发行或发行债务。由于大宗商品合约每月结算金额的变化，流动性风险可能会增加。该公司相信，它有足够的资金通过使用贷款/票据、资产出售、每月协调付款和收入周期以及积极的大宗商品对冲计划来积极监测其信贷安排，以履行可预见的义务，以减轻大宗商品价格风险和确保现金流。

更具体地说，为了增加流动资金，本公司在截至2022年9月30日的九个月期间及之后：(I)继续其钻探计划，以增加经营活动的现金流；(Ii)通过开发合作伙伴关系筹集大量资金；(Iii)达成新的循环企业信贷安排；以及(Iv)债务再融资。

下表详细说明了该公司截至2022年9月30日的财务负债及其预定到期日：

后续事件

宣布的股息

2022年10月1日，公司董事会宣布，每SVS/PVS派息0.03美元，每MVS派息3.00美元，总金额为1,060,311美元，于2022年10月31日支付给2022年10月17日收盘时登记在册的股东。

2022年11月1日，公司董事会宣布，每SVS/PVS派息0.03美元，每MVS派息3.00美元，估计总金额为1,052,763美元，将于2022年11月30日支付给2022年11月16日收盘时登记在册的股东。

企业信贷安排修正案

2022年10月，本公司修订和扩大了其企业融资(附注9)，从最初的3,000万美元规模增加到6,500万美元，目前的借款基数为2,050万美元。公司贷款的到期日和利率保持不变。

《赤色黎明1》的完成和《赤色黎明2》的创作

2022年11月9日，公司成功完成了2022年第一季度成立的赤色黎明1号的偿还和归还，同时结束了赤色黎明2的开发合作伙伴关系。

赤色黎明1号为五口油井的钻探和完井提供了部分资金，资本计划总额约为5,040万美元，其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成红色黎明1号计划的一部分，阿尔卑斯山峰会已经免除了大约3850万美元的债务。

12名Red Dawn 1合伙人行使Red Dawn 1就其相关投资的剩余权益向该等合伙人提供的认沽权利，并在获得多伦多证券交易所创业板(“多伦多证券交易所”)批准后，选择出售其于Red Dawn 1的剩余权益，以换取HB2 Origination，LLC的617,103个B类无投票权单位(可一对一交换本公司的附属有表决权股份)，单位价值视为5.16美元(参考往绩30天股价及多伦多证券交易所政策允许的容许折扣计算)，或总计约320万美元。

赤色黎明2的扩大资本计划约为5770万美元，外部开发资本约为3460万美元，预计将继续在公司现有业务范围内开发资产。

季度业绩

截至2022年9月30日的前两年按季度汇总的信息如下所示。

与2022年3月31日相比，截至2022年6月30日和2022年9月20日的三个月产量增加和大宗商品价格稳定，导致运营收入和现金流增加。这些增加的经营业绩导致净收入比上一季度增加。

与上一季度相比，该公司在截至2022年3月31日的三个月中保持了稳定的产量，但已实现商品价格的改善导致了收入的增加。所提到的商品价格上涨也增加了这一期间的已实现和未实现商品合同损失，导致第一季度净亏损减少。

2021年，三个开发伙伴关系的形成导致钻探了10口井，并于下半年投产，提高了经营业绩。这些额外的油井增加了产品销售的整体收入和经营活动的现金流。

未实现商品合同和与公允价值变动有关的融资费用以及相关的发展伙伴关系负债的影响导致2021年各季度净亏损增加。

表外安排

本公司并无任何特殊目的实体，亦不参与任何会被排除在综合资产负债表之外的安排。

关键会计判断、估计和政策

公司的关键会计判断、估计和政策在2021年12月31日经审计的综合财务报表的附注3和4中进行了说明。某些会计政策被认定为关键，是因为它们要求管理层根据内在不确定的条件和假设作出判断和估计，而且估计对收入、费用、运营资金流、收入或亏损和/或其他重要财务结果具有重大意义。如果基础条件发生变化或假设被证明是错误的，这些会计政策可能会导致重大不同的结果。

已发行证券

截至本MD&A之日，公司已发行和未偿还的现有SVS、MVS和PVS分别为34,116,573，8,379.92和15,947.292。

局限性

前瞻性陈述

本文阐述了某些前瞻性信息和陈述，包括管理层对公司未来计划和运营的评估，特别是与2022年和2023年剩余时间相关的评估，并包含适用于加拿大证券法的前瞻性信息。这种陈述或信息通常可以通过诸如以下词语来标识，例如：“预期”、“相信”、“打算”、“计划”、“预期”、“时间表”、“表明”、“重点”、“展望”、“建议”、“目标”、“目标”、“优先”、“战略”、“估计”、“预算”、“预测”、“将”、“可能”、“可能”、“将”、“可能”“未来”或其他类似的词语或表述，包括与个别油井、设施、地区或项目有关或相关的陈述，以及可能对公司运营和财务状况产生影响的任何未来事件的时间安排。前瞻性陈述基于公司使用陈述时现有信息和历史趋势所作的预期、预测和假设，其中包括以下预期和假设：储量估计和估值的准确性；生产资产的性能特征；获得第三方基础设施的机会；政府政策和法规；未来生产率；估计的资本支出的准确性；劳动力和服务以及拥有或第三方基础设施的可用性和成本；特许权使用费；项目的开发和执行；第三方对其对公司的义务的履行情况；以及监管机构和第三方的批准和批准的时间。所有关于对未来的预期或预测的陈述和信息，以及关于未来业务计划或战略、时间安排或调度、生产量(按商品分类)、产量下降的陈述和信息, 预期和未来的活动和资本支出、商品价格、成本、特许权使用费、时间表、经营或财务结果、未来的融资需求以及未来承诺的预期效果均为前瞻性表述。

前瞻性陈述会受到已知和未知的风险、不确定因素和其他因素的影响，这些因素可能会导致实际结果、活动水平和成就与此类陈述明示或暗示的大不相同。这些因素包括但不限于：

• 总体、经济、商业和政治条件的变化，包括大宗商品价格波动、利率和货币兑换、欧佩克行动、持续的全球经济担忧、俄罗斯军事入侵乌克兰以及全球内乱和激进主义的抬头；
• 公司产品的供需变化；

• 全球公共卫生危机，包括最近新型冠状病毒(新冠肺炎)的爆发，造成天然气、原油和液化石油气的供需和定价、全球供应链和金融市场的波动和中断，以及贸易和市场情绪下降和人员流动性减少；
• 能够获得监管、利益相关者和第三方的批准，并满足不在公司控制范围内的勘探和开发活动和项目的任何相关条件；
• 公司执行NCIB的能力
• 公司获得纳斯达克交易所两地上市的能力；
• 成功和及时地执行资本支出；
• 与重大项目的开发和执行有关的风险；
• 旨在增加资金流和/或降低成本的项目和机会可能在预期的时间内或根本达不到预期结果的风险；
• 进入第三方管道和设施以及进入销售市场；
• 初级商品价格的波动及其变化的价差的相关影响；
• 公司运营和使用设施的能力，以满足预期产量；
• 公司向股东支付股息的能力；
• 各种发展伙伴关系的还款时间；
• 公司通过使用贷款/票据、资产出售、每月协调付款和收入周期以及积极的大宗商品对冲计划来积极监测其信贷安排，以缓解大宗商品价格风险和确保现金流，从而履行可预见的义务的能力；
• 未来时期特许权使用费费率的稳定性；
• 与原油和天然气活动有关的经营风险和不确定性，包括意外的地层或压力、储油层性能、火灾、井喷、设备故障和其他事故、天然气和井筒流体的不可控流动、污染和其他环境风险；
• 成本的变化，包括生产、特许权使用费、运输、一般和行政以及财务；
• 有能力为计划的活动提供资金，包括为实现未来增长目标所需的基础设施扩建；
• 不利的天气条件，可能会扰乱生产，影响钻井和完井，导致成本增加和(或)延迟增加产量；
• 政府当局采取的行动，包括改变税收、费用、特许权使用费、关税和政府规定的合规成本；
• 改变法律和政府政策，包括环境(和气候变化)、特许权使用费和税收法律和政策；
• 与与公司有实质性关系的第三方履行义务的对手方风险；
• 计划外设施维护或停机或第三方基础设施不可用，这可能会减少生产或阻止产品运输到加工厂和销售市场；
• 重大停电或环境事件或意外事件，如火灾(包括森林火灾)、飓风或设备故障或类似事件，将影响公司设施或公司使用的第三方基础设施；
• 环境风险(包括气候变化)和遵守现行和未来环境法的成本，包括气候变化法，以及与激进主义和反对化石燃料有关的风险；
• 能够从内部和外部来源获得资金(包括公司信贷安排)；

• 相互竞争的业务目标可能超出公司适应和实施变化的能力的风险；
• 恶意个人或实体对公司信息技术系统进行安全攻击的可能性，以及由于此类攻击导致该等系统无法使用或无法按预期运行；
• 交易的风险，包括关闭资产或财产收购或处置，以及未能从任何交易中实现预期利益；
• 寻找经济上可以开发的新的原油和天然气储量，以取代生产枯竭的储量；
• 估计储量和未来产量以及储量未来价值的准确性；
• 与使用衍生品和其他金融工具的商品价格对冲活动有关的风险；
• 将债务水平保持在资金流的合理倍数；
• 公司可能受到诉讼的风险；
• 成本估算的准确性，其中一些是在早期阶段和详细工程完成之前提供的；
• 与本公司参与的合作伙伴或联合安排有关的风险；
• 不能及时或以优惠条件获得劳动力、服务或设备；
• 来自其他行业参与者的竞争加剧，包括资本、资产或未开发土地的收购和技术人员；以及
• 来自提供替代能源的公司的竞争加剧。

与“储量”或“资源”有关的陈述属于前瞻性陈述，包括财务计量，如净现值，因为它们涉及根据估计和假设对所述储量和资源的预测或估计数量进行评估，并在未来进行有利可图的生产。

请读者注意，编制这类信息时使用的假设虽然在编制时被认为是合理的，但可能被证明是不准确的，因此不应过分依赖前瞻性陈述。除非证券法另有规定，否则公司不会因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述，也不承担任何义务。

提醒读者，前面列出的因素并不是详尽的。本文中包含的前瞻性陈述明确地受到这一警告性声明的限制。

非GAAP计量-在本MD&A中，引用了根据公认会计原则(“GAAP”)不被承认的术语。具体而言，“实地营运净额”、“实地营运净额(包括套期)”、“经调整EBITDA”，以及“按商品单位计算”和“按BOE计算”的计量，并不具有公认会计准则所规定的任何标准化涵义，而被视为非公认会计准则计量。这些非公认会计准则计量可能无法与计算其他实体的类似金额相比较，请读者注意，使用此类计量来比较企业可能是无效的。公司管理层使用这些非公认会计准则的补充指标，对照前期和同业集团公司对业务进行基准评估，并相信这些指标提供了有用的补充信息，可供投资者、贷款人、分析师和其他各方用来分析公司的业绩和财务结果。

场上操作净回扣

现场经营净额和现场经营净额包括套期保值是原油和天然气行业常见的非公认会计准则计量，管理层用来评估资产的经营业绩。实地经营净额通过从产品销售收入中扣除特许权使用费、生产和运输费用来计算，并以BOE为基础列报。

调整后的EBITDA

该公司主要使用基于国际财务报告准则的计量，也使用一些次要的非公认会计准则计量。本报告中包括的非公认会计准则衡量标准是：调整后的利息、税项、损耗和摊销前收益(“调整后EBITDA”)。这一衡量标准用于补充公司报告的财务业绩或状况。这是管理层在评估公司的财务业绩、效率和流动资金时使用的有用的补充指标，公司的投资者也可以出于同样的目的使用这些指标。非公认会计准则计量没有国际财务报告准则规定的标准化含义，因此不太可能与其他发行人提出的类似计量进行比较。它们在其他公司的报告中很常见，但在定义和应用上可能有所不同。

该公司认为，调整后的EBITDA与净收益(亏损)一起考虑，是与我们的经营业绩相关的趋势指标，并为管理层和投资者提供额外的信息，以便将我们的经营业绩与其他公司的经营业绩进行比较。所有提供的数字都不反映NCI的任何潜在影响。本公司调整后EBITDA的计算是净收益/(亏损)加上利息、非现金融资费用、损耗、折旧、增值、摊销、减值、非经常性成本和费用以及已实现/未实现的商品合同收益/(亏损)。

商业风险

原油和天然气行业的参与者面临许多风险。有些风险对所有企业来说都是常见的，而另一些风险则是该行业特有的。本公司识别的业务风险已在截至2021年12月31日的MD&A中进行了描述。

附加信息

有关该公司的其他信息包含在该公司的年度信息表格中，该表格可在阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴公司(前红松石油公司)的SEDAR简介下查看。在www.sedar.com。