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美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

(标记一)

☒						根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告

截至本财政年度止12月31日, 2022

或

☐						根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

由_至_的过渡期

 

佣金文件编号001-34018

 

Gran Tiera Energy Inc.

(注册人的确切姓名载于其章程)

 

特拉华州

98-0479924

(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)

(国际税务局雇主身分证号码)

正街东南500号

卡尔加里，

艾伯塔省

加拿大

T2G 1A6

(主要执行机构地址，包括邮政编码)

(403) 265-3221

(注册人的电话号码，包括区号)

 

根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题			交易代码			注册的每个交易所的名称
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

根据该法第12(G)条登记的证券：无

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。

Yes ☐ 不是 ☒

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。

Yes ☐ 不是 ☒

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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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 ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在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 ☒ No ☐

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，还是较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

 

大型加速文件服务器			☐			加速文件管理器			☒
非加速文件服务器			☐			规模较小的报告公司			☐
						新兴成长型公司			☐

 

如属新兴成长型公司，注册人是否已选择不使用经延长的过渡期以符合根据联交所第13(A)条提供的任何新的或经修订的财务会计准则

Act. ☐

用复选标记表示注册人是否已提交报告并证明其管理层对

根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编第7262(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告进行内部控制的有效性。☒

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。 ☐

用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对登记人的任何执行干事在相关恢复期间收到的基于奖励的补偿进行恢复分析

to §240.10D-1(b).                                      ☐

用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐不是☒

 

截至2022年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为$414.4百万美元。

2023年2月16日，346,151,157 注册人的普通股面值为0.001美元，已发行。

以引用方式并入的文件

本报告第三部分所要求的信息，在本文中没有列出的范围内，通过引用纳入了注册人关于2023年股东年会的最终委托书，最终委托书将在2022年12月31日后120天内提交给证券交易委员会。

审计师姓名：毕马威会计师事务所审计师位置：加拿大卡尔加里 Auditor Firm ID: 85

1

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Gran Tiera Energy Inc.

表格10-K的年报

截至2022年12月31日的年度

目录表

 

						页面
第一部分
项目1和2。			企业和物业			5
第1A项。			风险因素			18
项目1B。			未解决的员工意见			26
第三项。			法律诉讼			26
第四项。			煤矿安全信息披露			26
第II部
第五项。			注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券			28
第六项。			[已保留]
第7项。			管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			29
第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露			55
第八项。			财务报表和补充数据			56
第九项。			会计与财务信息披露的变更与分歧			86
第9A项。			控制和程序			86
项目9B。			其他信息			88
项目9C。			关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露			88
第三部分
第10项。			董事、高管与公司治理			88
第11项。			高管薪酬			89
第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项			89
第13项。			某些关系和相关交易，以及董事的独立性			89
第14项。			首席会计费及服务			90
第四部分
第15项。			展示、财务报表明细表			90
第16项。			表格10-K摘要			93
签名						94

2

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有关前瞻性陈述的警示性语言

 

这份Form 10-K年度报告包括符合1933年《证券法》(下称《证券法》)第27A条和1934年《证券交易法》(下称《交易法》)第21E条的前瞻性表述。除10-K表格年度报告中包含的有关我们的财务状况、准备金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、资本支出计划和资本计划或支出变化的好处、我们的流动性和财务状况、新型冠状病毒(新冠肺炎)大流行的影响的陈述以外的所有陈述，以及前面、后面或以其他方式包括“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”等词语的陈述，“目标”、“目标”、“计划”、“预算”、“目标”、“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，干预情况也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所表达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，我们的业务位于南美洲，游击队活动、罢工可能会出现意想不到的问题。, 当地封锁或抗议；可能出现影响我们产品生产、运输或销售的技术困难和运营困难；当地运营的其他中断；全球卫生事件(包括正在进行的新冠肺炎大流行)；影响石油和天然气的需求、供应、价格、差价或其他市场条件的全球和区域变化，包括通货膨胀和因全球健康危机、俄罗斯入侵乌克兰，或由于实施或取消原油生产配额或欧佩克可能采取的其他行动而引起的变化，例如欧佩克最近决定减产和其他产油国以及因此而采取的公司或第三方行动；商品价格的变化，包括这些价格相对于历史或未来预期水平的波动或长期下降；当前全球经济和信贷状况对油价和石油消费的影响可能超过我们目前的预测。这可能导致我们的战略和资本支出计划进一步修改；石油和天然气的价格和市场是不可预测和不稳定的；对冲的影响；任何特定油田的生产能力的准确性；地理、政治和天气条件可能影响我们产品的生产、运输或销售；我们执行其业务计划并从当前计划中实现预期效益的能力；在开发目前拥有的资产方面可能出现意外延误和困难的风险；在经济可行的基础上更换储量和生产以及开发和管理储量的能力；测试和生产结果的准确性以及地震数据, 定价和成本估计(包括与大宗商品定价和汇率有关)；计划勘探活动的风险概况；向下钻井的影响；注水和多阶段压裂刺激作业的影响；交付中断的程度和影响、设备性能和成本；第三方的行动；及时收到监管机构或其他所需的对我们经营活动的批准；勘探钻探未能导致商业油井；由于钻井设备和人员有限而导致的意外延误；我们普通股或债券的交易价格波动或下跌；我们无法获得政府计划的预期收益的风险，包括政府退税；我们遵守信贷协议和契约中的财务契约并根据任何信贷协议进行借款的能力；以及本10-K年度报告第I部分第1A项“风险因素”中列出的因素。当前这一流行病的史无前例的性质以及世界经济和石油和天然气行业的衰退，包括病例死灰复燃和政府反应的不可预测性，使得预测前瞻性陈述的准确性变得更加困难。本文包含的信息是截至本年度报告提交美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的10-K表格之日起提供的，除联邦证券法另有要求外，我们不承担任何义务或承诺公开发布本10-K年度报告中包含的任何前瞻性陈述，以反映我们对此的预期的任何变化，或任何前瞻性陈述所基于的事件、条件或情况的变化。

3

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石油和天然气术语词汇

 

在本报告中，下列缩写有以下含义：

Bbl			枪管			麦克夫			千立方英尺
Mbbl			千桶			MMCF			百万立方英尺
MMbbl			百万桶			Bcf			十亿立方英尺
教委会			桶油当量			波普			每天的石油桶
Mmboe			百万桶油当量			NAR			特许权使用费后净额
博伊普德			每天桶油当量			波普			每天的石油桶

销售量是指根据库存变化和损失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。我们的生产也报告为NAR，除非另有特别说明“特许权使用费前的工作利益产出”.天然气体积以每桶石油6立方米天然气的速率换算为京东方，这是基于天然气和石油的大致相对能量含量。这一比率并不一定能反映石油和天然气价格之间的关系。BOE可能具有误导性，特别是如果单独使用的话。6Mcf：1bbl的BOE转换比是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的能量当量。

以下是对石油和天然气行业以及本报告中一些常用术语的解释。

开发的英亩土地。分配给或可分配给生产井或有能力生产的井的英亩数。

发展良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

干井。未按商业数量生产石油或天然气的探井或开发井。

剥削活动。从储集层中回收流体以及钻探和开发石油和天然气储量的过程。

探井。探井是为了在以前发现另一种储集层中的石油或天然气的油田中发现新的油田或新的储集层而钻出的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。

现场。由一个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。

总英亩或总井。我们拥有经营权益的全部英亩或油井。

净英亩或净井。我们在总英亩或总油井中拥有的零碎工作权益的总和，以整数和整数的分数表示。

可能的储量。可能储量是指那些比可能储量更不确定的额外储量。美国证券交易委员会在S-X规则第4-10(A)(17)条对可能储量做出了完整的定义。

可能的储量。可能储量是指那些比已探明储量更不确定开采，但与已探明储量一样有可能无法开采的额外储量。《美国证券交易委员会》在S-X规则第4-10(A)(18)条对可能储量给出了完整的定义。

多产井。被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，销售这种生产的收益超过生产费用和税收。

探明的已开发储量。一般来说，在现有设备和作业方法的情况下，可以从现有油井中回收的储量。美国证券交易委员会在S-X规则4-10(A)(6)中对已开发石油和天然气储量做出了完整的定义。

已探明储量。通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，从某一特定日期起，从已知的储集层和地下可以经济地生产的石油和天然气的数量。

4

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提供经营权的合同到期前的现有经济条件、经营方法和政府法规，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

(i)被视为已探明的水库面积包括：

(A)由钻探识别并由流体接触(如果有)限制的区域，以及

(B)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断该油气藏相邻的未钻探部分是连续的，并含有经济上可生产的石油或天然气。

(Ii)在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的数量受已知的最低碳氢化合物(“LKH”)的限制，如油井渗透率所示，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的接触。

(Iii)如果直接通过钻井观察确定了已知的最高石油(“HKO”)海拔，并且存在相关天然气盖的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术合理确定地建立较高联系的情况下，才可在储集层结构较高的部分分配已探明石油储量。

(Iv)在下列情况下，可通过应用改进的采油技术(包括但不限于注液)经济地生产的储量包括在已证实的分类中：

(A)试点项目在不比整个水库更有利的性质的水库区域进行的成功测试、水库或类似水库中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，证实了该项目或方案所基于的工程分析的合理确定性；以及

(B)所有必要的各方和实体，包括政府实体，都批准了该项目的开发。

(v)现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括根据未来条件而增加的价格。

已探明的未开发储量。一般而言，预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收的储量。美国证券交易委员会在S-X规则第4-10(A)(31)条中对未开发油气储量做出了完整的定义。

预备队。储量是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计在经济上可生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段，以及实施项目所需的所有许可和融资。

未开发的面积。未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产经济数量的石油和天然气。

工作兴趣。使所有者有权钻探、生产和在该财产上进行经营活动以及分享生产的经营利益，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的一部分。

第一部分

项目1和2。企业和物业

一般信息

Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(“Gran Tiera”、“The Company”、“US”、“Our”或“WE”)是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的公司，目前资产位于哥伦比亚和厄瓜多尔。截至2022年12月31日，我们在哥伦比亚的资产占我们已探明储量NAR的96%。在截至2022年12月31日的一年中，我们100%(2021-100%)的收入来自哥伦比亚。

我们于2008年6月根据内华达州的法律注册，并于2016年10月将注册州更改为特拉华州。

5

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本年度报告中所指的10-K表格中的所有美元(美元)金额均为美国(美国)美元，除非另有说明。

2022年运营亮点

在截至2022年12月31日的一年中，我们钻探了34口井(20口开发井、8口注水井和6口勘探井)，产生了2.366亿美元的资本支出，其中大部分发生在哥伦比亚。

在哥伦比亚钻了所有开发井和注水井，其中14口开发井和所有注水井是在Midas区块钻的，6口开发井是在Chaza区块钻的。截至2022年12月31日，年内钻探的所有开发井均已投产。

在已钻探的探井中，有四口在哥伦比亚(两口在Midas，一口在Chaza，一口在Alea 1848-A区块)，两口在厄瓜多尔(一口在Chanangue，一口在Charapa)。截至2022年12月31日，四口探井正在生产，两口处于干燥状态。

2023年展望

我们的哥伦比亚发展行动预计将代表95%约占2023年资本预算的70%，其余部分用于勘探活动。

下表显示了我们2023年资本计划的细目：

			井数 (毛和净额)												2023年基本建设预算 (百万美元)
发展--哥伦比亚			18 - 23												150 - 170
探险--哥伦比亚和厄瓜多尔			4 - 6												60 - 80
			22 - 29												210 - 250

我们2023年的基本资本计划是2.1亿至2.5亿美元用于勘探和开发活动。根据2023年指导方针的中点，资本预算预计约70%用于开发，30%用于勘探活动。预计2023年资本计划中约15%的开发活动将用于设施。

我们预计我们的2023年资本计划将完全由运营现金流提供资金。该项目的资金来自运营现金流，部分依赖于2023年布伦特原油价格至少为每桶60美元。

业务战略

我们是一家国际勘探和生产公司，专注于在已探明、勘探不足的常规盆地开发碳氢化合物，这些盆地拥有成熟的基础设施和具有竞争力的财政制度。我们的使命是开发高价值的资源机会，以提供最高四分之一的回报。我们打算继续提高我们的投资组合的档次，继续专注于卓越的运营、安全和利益相关者回报。高级管理团队在开发技术困难的油藏、提高石油采收率以及在要求苛刻的司法管辖区的偏远地区运营方面拥有良好的业绩记录。我们的目标是通过在我们运营的社区内进行社会投资，产生有意义和可持续的影响。我们的“超越合规政策”侧重于我们对环境、社会和治理方面的卓越承诺。

6

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石油和天然气资产-哥伦比亚和厄瓜多尔

截至2022年12月31日，不包括需要放弃的区块，我们在哥伦比亚拥有22个区块的权益，在厄瓜多尔拥有3个区块的权益，并是其中24个区块的运营商。

7

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勘探区块和承诺

下表汇总了截至2022年12月31日我们对某些区块的勘探承诺：

海盆			块			当前阶段			剩余承付款，本阶段
哥伦比亚
普图马约			艾莉亚 1848-A			不适用**			评估方案
普图马约			Put-1			2*			两口探井
普图马约			Put-4			1*			一口探井
普图马约			Put-7			2			两口探井
普图马约			PUT-10			1*			73公里2D地震，两口探井
普图马约			Put-31			1*			202公里2D地震，一口探井
普图马约			NBM			不适用**			两口探井
拉诺斯			ILA-1			1*			98公里2三维地震，一口探井
拉诺斯			ILA-22			1 & 2*			85公里2三维地震，一口探井(45%的工作兴趣)
拉诺斯			ILA-70			1*			163 km2三维地震，一口探井
拉诺斯			ILA-85			1			一口探井
MMV			VMM-24			1			109 km2 3D地震、100公里2D地震后处理、100公里航空地球物理、100公里2 遥感，80公里2 地表地球化学，一口探井
厄瓜多尔
东方人			查拉帕			1			50公里2D地震，6口探井
东方人			查南戈尔			1			四口探井
东方人			鬣蜥			1			两口探井

* 截至2022年12月31日，由于许可证限制、安全问题或社会原因，勘探已暂停

**截至2022年12月31日，勘探区块的勘探承诺不受阶段性限制。

版税

哥伦比亚的特许权使用费受哥伦比亚2002年第756号法律管辖，该法律经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浮动比例特许权使用费。在2002年第756号法律颁布之前进行的发现有20%的特许权使用费，如果这类发现是根据归还给国家政府的联合合同进行的，额外12%的使用费适用于32%的总特许权使用费。

国家碳氢化合物管理局(“ANH”)合同的特许权使用费是根据2002年第756号法律规定的浮动比额表计算的。这些特许权使用费以单个油田为基础，对于总产量低于5,000桶的油田，从8%的基本特许权使用费开始，对总产量在5,000桶至125,000桶之间的特许权使用费以线性方式从8%增加到20%，对于总产量在125,000桶至400,000桶之间的特许权使用费固定为20%。总产量在40万到60万桶之间，税率从20%线性增加到25%。对于总产量超过60万桶的，特许权使用费税率固定为25%。Santana和Nancy-Burdine-Maxine区块现有产量的固定率分别为32%和20%。新的发现和增加的产量需要缴纳ANH适当批准的浮动比例特许权使用费。除了浮动比例的特许权使用费外，Llanos-22、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21和VMM-24还有1%的x因素经济权利；Llanos-85有2%；Putumayo-1有5%；VMM-24有12%

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Putumayo-31；Llanos-1和Llanos-70为31%；如果WTI低于每桶30美元，则为0.77%；WTI在每桶30美元到100美元之间从0.77%增加到1.16%，对于每桶100美元以上的WTI固定为1.16%。

对于气田，特许权使用费是以单个气田为基础的，对于每天总产量低于28.5MMcf的天然气，从6.4%的基本特许权使用费开始计算。对于总产量在每天28.5MMcf到712.5 MMcf之间的，特许权使用费从6.4%线性增加到16%，对于总产量在712.5到2,280MMcf之间的，特许权使用费稳定在16%，然后对于总产量在2,280到3420MMcf之间的，特许权使用费从16%线性增加到20%。对于总产量超过3,420 MMcf/天的天然气，特许权使用费税率固定为20%。

额外高价权(“HPR”)适用于在2004年及以后根据新的ANH石油监管制度签署的勘探和生产合同，当时开采区的累计总产量(扣除特许权使用费)超过5 Mbbls石油，且WTI参考价格超过合同中定义的触发价格。HPR的计算方法是将相关产量乘以Q系数，其计算方法如下：

Q系数=(WTI价格-基本价格(1))/WTI价格*30%

(1)基本价格由ANH根据合同中定义的公式每年确定。2022年和2021年的基本价格设定如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021
质量(石油原料药)			(1)基本价格(美元/桶)
o			无						无
10o to 15o			58.67						58.18
15o to 22o			41.07						40.73
22o to 29o			39.60						39.27
> 29o			38.12						37.80

2022年12月31日，HPR适用于我们在Chaza区块的Costayaco和Moqueta开发区以及Midas区块的Acordionero开发区的生产，包括最近增加的Gaitas油田。

除了这些政府特许权使用费和权利外，我们在2006年进入哥伦比亚时获得的Guayuyaco和Chaza区块的原始权益还需要缴纳第三方特许权使用费。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特许权使用费的限制。最重要的特许权使用费从工作利息产品的2%减去政府特许权使用费开始。对于在协议日期后10年内发现的新商业油田，在达到规定的门槛后，Crosby Capital，LLC(“Crosby”)保留将最重要的特许权使用费权利转换为净利润权益(“NPI”)的权利。这一NPI的范围从工作利息生产的7.5%到10%减去如上所述的浮动比例政府特许权使用费以及运营和间接成本。没有对HPR进行任何调整。在某些预先存在的油田上，Crosby无权将其最高特许权使用费转换为NPI。此外，还有仅适用于预先存在的油田的有条件的优先使用费权利。目前，我们对Chaza区块Costayaco和Moqueta油田50%的工作权益产量以及Guayuyaco区块Juanambu油田35%的工作权益产量征收10%的NPI，并凌驾于Guayuyaco区块Guayuyaco油田的工作权益产量的特许权使用费。

除了政府的特许权使用费和权利外，Putumayo-7和Putumayo-1区块还需要缴纳第三方特许权使用费。根据收购Putumayo-7区块权益的协议条款，Putumayo-7区块的开采须向第三方支付10%的特许权使用费。特许权使用费条款允许以现金或实物形式向哥伦比亚政府(或任何联邦、州、地区或地方政府机构)和ANH支付运输成本、营销和手续费、政府特许权使用费(包括根据Putumayo-7区块合同第39条应支付给ANH的特许权使用费--“高价权利”)和税收(以任何一方的收入衡量的税收除外)，以及在向第三方支付特许权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，Putumayo-1区块的开采将向第三方支付3%的特许权使用费。特许权使用费的条款不允许从生产收入中扣除任何成本、特许权使用费和税款。

9

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我们目前持有厄瓜多尔Oriente盆地三个区块(Charapa、Chanangue和Iguana)的参与分享合同(“PSC”)。与传统的PSC不同，这些合同不包括成本石油或特许权使用费。取而代之的是，整个生产被放入一个利润分享池，该池根据可竞价价格组成部分和生产组成部分得出的百分比在公司和政府之间进行分配。可投标价格部分是基于Oriente石油价格从每桶30美元到每桶120美元的浮动比例，该公司的产量份额分别在87.5%和40%之间。只有当Oriente油价超过每桶100美元时，该公司在产量中的份额才会降至50%以下。生产部分是基于层级的机械师，根据PSC的日常生产从0%增加到6%。在截至2022年12月31日的一年中，厄瓜多尔政府保留的生产份额被记录为实物特许权使用费。

行政设施

我们的主要执行办公室位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里。卡尔加里写字楼租约将于2028年11月30日到期。哥伦比亚和厄瓜多尔的写字楼租约将分别于2023年8月31日和2025年6月30日到期。

估算储量

我们的2022年储备是由McDaniel&Associates(“McDaniel”)独立编制的。McDaniel成立于1955年，是一家加拿大独立咨询公司，过去60年来一直为世界石油行业提供石油和天然气储量评估服务。他们在储量评估、资源评估、地质研究以及收购和处置咨询服务方面拥有国际公认的专业知识。麦克丹尼尔的办公室位于加拿大卡尔加里。主要负责McDaniel储量估计编制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估计和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。

负责监督我们储量估算编制的主要内部技术人员是资产管理部总裁副主任。他以优异的成绩毕业，拥有地质工程学士学位和化学工程(石油)硕士学位。他负责我们的工程活动，包括储量报告、资产评估、油藏管理和油田开发。他在石油和天然气行业拥有30多年的经验，在油藏管理、生产和运营方面拥有丰富的经验。

我们已经制定了估计和评估储量的内部控制。我们对储量估计的内部控制包括：100%的储量至少每年由一家独立的油藏工程公司进行评估；遵循审查控制，包括对储量估计中使用的假设进行独立的内部审查，并将内部审查的结果提交给我们的储量委员会。计算和数据在公司的几个级别进行审查，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生成和报告储量估计的员工，包括地质、工程和财务人员。

正如项目1A“风险因素”所讨论的那样，估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要作出重大判断。储量估算过程要求我们使用重要的决策和假设来评估每个资产的可用的地质、地球物理、工程和经济数据。因此，储量估算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相关的解释和判断。

已探明储量是指，通过对地球科学和工程数据的分析，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，可以合理确定地估计，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，从给定日期起，已知油气藏在合同到期之前是经济上可生产的储量，除非有证据表明续签是合理确定的。“合理确定性”一词意味着对实际开采的石油或天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们和独立的储备工程师使用了已经证明能够产生一致性和可重复性结果的技术。已探明储量的估计是通过整合相关的地质、工程和生产数据，利用已在现场证明的技术来产生可重复和一致的结果，如美国证券交易委员会法规所定义的那样。这些综合评估中使用的数据包括通过井眼直接从地下获得的信息，如测井记录、储集层岩心样本、流体样本、静态和动态压力信息、生产测试数据以及监测和动态信息。所利用的数据还包括通过间接测量获得的地下信息，例如地震数据。用于解释数据的工具包括专有的和商业上可用的地震处理软件以及商业上可用的储层建模和模拟软件。来自类似储油层的储集层参数被用来提高储量估计的质量和对现有储量估计的信心。用于估计每个储集层储量的方法或方法组合是基于唯一的

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估计时每个储集层的情况和可用的数据集。可能储量是指比已探明储量更不确定可采的储量，但与已探明储量一起，有可能无法开采。对可能通过额外钻探或开采技术开采的可能储量的估计，本质上比对已探明储量的估计更具不确定性，因此，我们实际无法实现的风险要大得多。截至2022年12月31日分配的可能储量，既基于现有碳氢化合物采收率高于已探明储量假设的采收率，也基于与已探明储量相邻的储集层区域，在这些区域，数据控制或对现有数据的解释不太确定。

可能储量是指比可能储量更不确定的储量。对可能储量的估计在本质上也是不准确的。对可能和可能储量的估计也会根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变化和其他因素不断进行修订。截至2022年12月31日已分配的可能储量，既基于现有碳氢化合物采收率高于对可能储量的假设百分比，也基于与可能储量相邻的储集层区域，在这些区域，数据控制或对现有数据的解释不太确定。

下表列出了我们截至2022年12月31日的估计储量NAR：

			油						天然气						石油和天然气
储量类别			(Mbbl)						(MMcf)						(MBOE)
证明了
总探明开发储量			40,360						858						40,503
已探明未开发储量总额			24,907						588						25,005
总探明储量(2)			65,267						1,446						65,508
很有可能(1)
总可能开发储量			11,241						58						11,251
可能未开发储量总额			24,379						271						24,424
总可能储量 (3)			35,620						329						35,675
可能的(1)
可能开发的总储量			11,818						71						11,830
可能的未开发储量总额(4)			27,307						264						27,351
总可能储量			39,125						335						39,181

(1)对可能储量和可能储量的估计比已探明储量更具不确定性，但由于这种不确定性，尚未对风险进行调整。因此，对可能储量和可能储量的估计不具有可比性，并且不应该或不应该彼此进行算术求和，或者与已探明储量的估计进行算术求和。

(2) 包括与厄瓜多尔有关的已探明石油储量0.7 Mbbl和已探明未开发石油储量2.1 Mbbl。

(3) 包括与厄瓜多尔有关的可能已开发石油储量0.2 Mbbl和可能未开发石油储量4.3 Mbbl。

(4) 包括与厄瓜多尔有关的可能已开发石油储量0.2 Mbbl和可能未开发石油储量5.8 Mbbl。

储量估算中使用的产品价格

用于确定每个物业未来毛收入的产品价格反映了对地势、质量、当地条件和/或距市场距离的基准价格的调整。报告中储量的平均实现价格为：

石油(美元/桶)-哥伦比亚			$	86.16
天然气(美元/mcf)-哥伦比亚			$	3.67
石油(美元/桶)-厄瓜多尔			$	91.53
ICE布伦特原油-12个月期间每个月第一天的平均价格			$	97.98

这些价格不应被解读为对未来价格的预测。我们并不表示该数据是我们的石油和天然气资产的公允价值，也不是对从其开发和生产中获得的现金流现值的公平估计。

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已探明未开发储量

截至2022年12月31日，我们已探明的未开发储量净值为25.0MMBOE(2021年12月31日-24.8MMBOE)，其中92%在哥伦比亚，其余在厄瓜多尔(2021年12月31日-98%在哥伦比亚，其余在厄瓜多尔)。约49%、12%和13%，总计74%F已探明的未开发储量分别位于我们在哥伦比亚的Acordionero、Costayaco和Moqueta油田。截至2022年12月31日，我们的已探明未开发储量自首次披露为已探明储量以来，没有五年或更长时间处于未开发状态，我们已通过了一项开发计划，表明已探明未开发储量计划在首次披露后五年内作为已探明储量进行钻探。

截至2022年12月31日年度的已探明未开发储量变动情况如下表所示：

			道达尔公司-油当量 (Mmboe)
平衡，2021年12月31日			24.8
转换为已探明的生产			(4.5)
技术修订			(0.3)
扩展和发现			5.0
平衡，2022年12月31日			25.0

上表所示截至2022年12月31日的年度内已探明未开发储量的变化主要是以下重要因素造成的：

转变为已探明的生产。2022年，我们将4.5MMBOE，或2021年已探明未开发储量的18%转换为已开发储量(Acordionero为2.3MMBOE，Costayaco为1.4MMBOE，Moqueta为0.8MMBOE)。2022年，已探明生产量的转换是资本支出的结果F$5260万in哥伦比亚参与在Midas区块钻探13口井，在Chaza区块钻6口井。

技术和经济修订版。于截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们向下修订哥伦比亚已探明未开发储量0.3MMBOE，包括与停止Vonu油田一个未开发地点的计划钻探有关的0.2MMBOE及与厄瓜多尔区块未开发储量预测转换量较低有关的0.1MMBOE。

扩展和发现。在截至2022年12月31日的年度内，我们增加了已探明的未开发储量5.0 MMBOE，其中哥伦比亚有3.3MMBOE，厄瓜多尔有1.7MMBOE。在哥伦比亚，我们在Acordionero和Costayaco油田分别发现了2.4MMBOE和0.5MMBOE，其余0.4MMBOE发现在Alea-1848区块。在厄瓜多尔，我们在Chanangue和Charapa区块分别有1.4MMBOE和0.3MMBOE的扩建。

生产、收入和价格历史

有关截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度的生产、价格、收入及营运开支的若干资料，载于第7项“管理层对财务状况及经营结果的讨论及分析”及本公司财务报表第8项提供的“补充数据(未经审核)”内，该等资料在此并入作为参考。

下表显示了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的三年中，我们主要油田Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi和Total的NAR石油产量、平均销售价格和每NAR石油产量的运营费用：

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			阿科迪奥内罗(1)						科斯塔亚科(1)						莫奎塔(1)						Cohembi(1)						所有人合计 属性 (2)
截至2022年12月31日的年度
石油产量NAR桶			4,491,574						1,621,073						542,796						1,105,451						8,692,689
每桶石油的平均销售价格			$	83.65					$	81.85					$	80.38					$	80.87					$	81.84
每桶石油的运营费用(3)			$	15.07					$	18.30					$	24.10					$	25.10					$	19.85
截至2021年12月31日的年度
石油产量NAR桶			4,183,773						1,435,434						605,926						797,196						7,879,794
每桶石油的平均销售价格			$	62.17					$	59.93					$	58.80					$	55.01					$	60.12
每桶石油的运营费用(3)(4)			$	13.35					$	20.12					$	24.91					$	20.14					$	18.70
截至2020年12月31日的年度
石油产量NAR桶			3,612,338						1,773,723						792,011						438,799						7,346,200
每桶石油的平均销售价格			$	32.45					$	32.07					$	31.52					$	32.32					$	32.38
每桶石油的运营费用(3)(4)			$	12.53					$	17.99					$	18.09					$	16.04					$	16.67

(1)100%的产品销售是石油

(2)包括哥伦比亚9,682立方米(1,614桶)、119,046立方米(19,841桶)非核心资产生产的极小天然气

and 截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度分别为214,719 Mcf(35,787 boe)

(3)运营费用包括运营费用和运输费用

(4)新冠肺炎每桶成本分别列报截至2021年12月31日和2020年重新分类为运营和运输成本，以符合2022年12月31日的报告

我们根据财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则汇编932“采掘活动-石油和天然气”编制了已探明储量的标准化衡量标准。

钻探活动

下表总结了过去三年我们勘探和开发钻探活动的结果。截至2022年、2021年或2020年12月31日，有一年标记为“正在进行”的油井正在进行中。这一信息不应被视为未来业绩的指标，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或生产井的成本与干井成本之间存在任何关联。

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			2022						2021						2020
			毛收入和净收入												毛收入和净收入												毛收入和净收入
哥伦比亚
探索
多产			2.0												—												—
干的			2.0												—												—
发展
多产			20.0												18.0												6.0
正在进行中			—												1.0												1.0
服务
注水器			8.0												3.0												1.0
			32.0												22.0												8.0
厄瓜多尔
探索
多产			2.0												—												—
			2.0												—												—
总计			34.0												22.0												8.0

截至2021年12月31日，哥伦比亚的一口正在开发的油井于2022年第一季度投产。2022年，我们继续在Acordionero、Cumplidor、Cohembi和Costayaco油田进行电力可靠性和扩建基础设施方面的工作。

油井统计

下表列出了我们截至2022年12月31日的生产井：

			油井
			毛收入						网络
哥伦比亚(1)			285.0						251.0
厄瓜多尔			2.0						2.0
			287.0						253.0

(1)包括67.0口总井和63.0口净注水井、63.0口净注气井和93.0口总井、91.0口净井。

我们按计划开始执行2023年资本计划，截至2023年2月16日，已在Chaza区块和Midas区块分别钻探了四口开发井和三口开发井。

已开发和未开发面积

截至2022年12月31日，我们的种植面积在哥伦比亚占91%，在厄瓜多尔占9%。下表列出了截至2022年12月31日我们已开发和未开发的油气租赁和矿产面积：

			开发												未开发(2)												总计
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
哥伦比亚(1)			330,029						242,402						1,129,362						1,119,817						1,459,391						1,362,219
厄瓜多尔			—						—						138,239						138,239						138,239						138,239
总计			330,029						242,402						1,267,601						1,258,056						1,597,630						1,500,458

(1)不包括我们在三个区块的权益，这些区块共10万英亩，政府批准放弃或出售

于2022年12月31日悬而未决。

(2)截至2022年12月31日，总未开发英亩和净未开发英亩的勘探阶段将在未来三年内到期，

延长50%到期区域勘探阶段的选项。

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市场营销和主要客户

哥伦比亚约占我们产量的99%，石油储量和产量主要位于中马格达莱纳山谷(“MMV”)和普图马约盆地。在MMV，我们最大的油田是Acordionero油田，我们在那里生产大约17°API油，占截至2022年12月31日的年度公司总产量的52%。截至2022年12月31日止年度，Chaza区块的Putumayo产量约为27°API，Suroriente区块约为18°API，分别占公司总产量的25%及14%。

我们已经与国内和国际客户签订了许多关于我们在MMV和普图马约盆地生产的销售协议。这些协议的重新谈判条件为12至30个月，通常包含90天通知后相互终止的条款。这些销售协议中预期的原油数量不包括与实物特许权使用费对应的石油数量，从2022年10月开始，确实包括与HPR特许权使用费相关的数量。

我们所有的Putumayo产品都在井口销售。石油由客户在我们位于普图马约北部的Costayaco电池或桑塔纳站设施的公司运营的卡车装卸站以及我们在普图马约南部的Cohembi和Cumplidor油田提货。MMV的Acordionero油田的产品通过卡车在不同的码头或管道入口以及与Acordionero油田的不同距离进行运输和销售，具体取决于优化价值的营销策略。MMV小油田的产量在井口出售。

2022年，我们所有的MMV作品都卖给了一个国际营销者，我们所有的Putumayo作品都卖给了两个国际营销者。Putumayo和MMV制作的销售协议将于2025年3月31日到期。每一位销售客户的流失不会对我们公司造成实质性的不利影响，因为客户可以被替代。

我们在哥伦比亚的石油销售收入是以美元计算的。出售我们原油的石油价格是由与石油购买者达成的协议确定的。它们通常基于原油的平均价格，参考洲际交易所布伦特原油，并根据质量差异、特定费用、运输费和运输税进行调整。管道关税以美元计价，卡车运输成本以哥伦比亚比索计价。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈。我们面临来自本地和跨国公司的竞争。这场竞争影响了我们收购资产、承包钻井和其他油田设备以及获得训练有素的人员的能力。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的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对其进行的任何更改，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来收购更多物业和发现储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业并完成交易的能力。石油和天然气行业在土地合同、前景和资源方面存在着激烈的竞争，我们竞争开发和生产这些储量，以具有成本效益。此外，我们竞相将我们的石油生产货币化：运输能力和基础设施，以交付我们的产品，保持熟练的劳动力，并获得高质量的服务和材料。

地理信息

根据地理组织，哥伦比亚是唯一需要报告的部分。2020年，我们在厄瓜多尔签署了三个区块的参与合同。在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，厄瓜多尔业务部门并不重要，并计入我们的哥伦比亚可报告部门。长期资产是指房地产、厂房和设备，包括所有石油和天然气资产、家具和固定装置、汽车、计算机设备和资本化租赁。我国没有长期持有的资产，这就是美利坚合众国。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里的公司总部持有的资产并不显著，并被计入哥伦比亚应报告部分的“其他”类别。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，我们面临着与这些业务相关的许多风险。关于与我们的海外业务有关的风险，见第1A项“风险因素”。

监管

哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气行业都受到了严格的监管。与勘探、开发和生产活动有关的权利和义务对每个项目都是明确的；经济由特许权使用费和税收制度管理。财产收购和转让需要各种政府批准，包括但不限于会议

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财务和技术资格标准，以便认证为该国的石油和天然气公司。石油和天然气特许权通常以固定期限授予，并有机会延期。

哥伦比亚政府

我们通过以下实体的哥伦比亚分支机构在哥伦比亚开展业务：Gran Tiera Energy哥伦比亚有限责任公司、Gran Tiera哥伦比亚公司和Gran Tiera Energy Resources Inc.。这些实体目前具有ANH石油和天然气资产运营商的资格。这些实体在哥伦比亚碳氢化合物公司的特殊制度下运营，该制度使它们有权以美元收取海外石油销售收益。

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人，因此负责哥伦比亚石油和天然气合同的管理和所有勘探土地的管理。哥伦比亚国家石油公司Ecopetrol是一家在哥伦比亚和美国股票市场上市的上市公司，由国家持有多数股权，主要目的是勘探和生产碳氢化合物，类似于任何其他综合石油公司。此外，ECopetrol是哥伦比亚石油的主要采购商和营销商，直接或通过其子公司运营该国大部分石油管道运输和炼油基础设施。Ecopetrol集团还拥有哥伦比亚能源传输部门的多数股权。

ANH使用各种形式的合同，为承包商提供全面的风险/回报利益。根据这些合同的条款，运营商保留生产任何新勘探和评估区块的所有储量、生产和收入的权利，但须遵守现有的特许权使用费和税收法规。每份合同都包含一个勘探期和一个生产期。勘探期包含若干勘探阶段，每个阶段都有相关的工作承诺。从宣布商业碳氢化合物发现起，生产期持续数年(通常为24年)。如果合同持有人未能遵守合同中的某些重大条款，如未能按照合同履行承诺的勘探作业或投资，则可在ANH的选举中终止此类合同。Ecopetrol使用各种形式的合同，其中包括勘探和开发阶段。合同的期限可以是现场的有效期，也可以是特定日期，合同的条款因合同类型的不同而有所不同。根据ECopetrol合同，合作伙伴保留其生产任何新勘探和评估区块的所有储量、生产和收入的工作权益权利，但须遵守此类合同有效期内现有的特许权使用费和税收规定。

当按照ANH合同运营时，承包商是在运营执行期间从合同区提取的碳氢化合物的所有者，但ANH(或其指定人)收取的特许权使用费除外。承包商可以以任何方式销售碳氢化合物，但受法律规定销售方式的自然紧急情况的限制。根据ECopetrol合同，每一方都拥有其开采碳氢化合物的工作权益。

与ANH和ECopetrol签订的合同是双方之间的协议，受到条例的适当保护，因此不能在政府选举时单方面调整。合同包括补救、仲裁和其他保护措施的实例。此外，投资保护条约和哥伦比亚条例保护现有合同的神圣性。

厄瓜多尔行政当局

我们通过哥伦比亚Gran Tiera Energy有限责任公司的厄瓜多尔分公司在厄瓜多尔开展业务。

在厄瓜多尔，能源和矿产部(“MEM”，西班牙语的首字母缩写)负责签署石油和天然气合同，并通过能源和不可再生自然资源监管机构监管厄瓜多尔的石油和天然气行业。

新兴市场使用服务和参与合同勘探和/或开采碳氢化合物(“参与合同”)。我们目前持有三份参与合同，规定承包商承担全部风险，并与MEM分享生产，并包含勘探和开采阶段。勘探期有相关的工作承诺，通常持续4年。参与合同包括一项条款，将勘探期限延长至多两年，理由包括厄瓜多尔政府在环境许可程序中造成的延误。2021年第二季度，根据上述规定，我们收到了将所有三份参与合同的勘探期限延长两年的通知。 从几个商业碳氢化合物发现之一的开发计划获得批准起，开采周期通常为20年。如果合同持有人未能遵守合同中的某些实质性条款，例如未能按照合同执行承诺的勘探作业，则可由MEM选择终止此类合同。

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在参与合同下作业时，承包者是在作业执行期间从合同区提取的碳氢化合物的所有人，但根据每份合同商定的海洋和海洋环境管理公司所拥有的份额除外。

环境合规性

我们的活动受到法律法规的约束，这些法律法规规定了我们运营所在国家的环境合规、质量、废物和污染控制。我们在勘探、钻探、生产设施方面的活动，包括运营和建造用于运输、加工、处理或储存石油和其他产品的管道、工厂和其他设施，都受到哥伦比亚和厄瓜多尔地区和联邦当局的严格环境监管。这些条例涉及强制性环境影响研究、向空气和水中排放污染物、水的使用和管理、非危险和危险废物的管理，包括运输、储存和处置非危险废物以允许建造设施、回收要求和回收标准，以及保护某些动植物物种以及文化资源和土著人民居住的地区等。石油和天然气勘探、开发和生产作业存在固有风险。这些风险包括井喷、火灾或泄漏。与环境合规问题有关的费用和责任可能会很大。我们的勘探和生产活动所需的许可证和许可证可能无法以合理的条款或及时获得，这可能导致延误并对我们的运营产生不利影响。石油产品泄漏和释放到环境中可能导致补救费用和损害赔偿责任。补救这种情况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营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出行政、民事或刑事罚款和处罚。, 以及命令或禁令，禁止我们在受影响地区的部分或全部行动。此外，土著群体或其他当地组织可能会反对我们在其社区的行动，这可能会导致延误，从而可能对新的发展产生不利影响。政府或司法行动可能会影响环境法律和条例的解释和执行，从而可能增加许可和遵守成本。我们预计，遵守地区和联邦规定的费用对我们来说不会是实质性的，这些规定已经颁布，规定了向环境排放材料，或以其他方式与保护环境或自然资源有关。

我们已经实施了一个全公司范围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措施以及相关成本。我们有企业健康、安全和环境管理政策和计划以及企业环境管理计划(“EMP”)。环境管理计划以世界银行/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。我们拥有通过ISO14001：2015认证的环境管理体系，代表着符合国际公认的行业最佳实践，以及环境风险管理计划和健全的废物管理程序。定期进行空气、土壤和水测试，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报告制度，向执行管理层以及董事会的健康、安全和环境委员会报告。我们有一个内部和外部审计的时间表，并对做法和程序进行例行检查，并进行紧急反应演习。

人力资本管理

截至2022年12月31日，我们有336名全职员工(2021年12月31日至2019年12月31日)：卡尔加里公司办公室96人，哥伦比亚235人(波哥大163人，外勤人员72人)，厄瓜多尔(基多)5人。我们的员工都没有工会代表，我们认为我们的员工关系很好。

健康与安全

安全是我们的首要任务，我们已经实施了安全管理系统、程序和工具来保护我们的员工和承包商。作为我们健康和安全管理系统的一部分，我们识别与工作场所相关的潜在风险，并制定措施来减少可能的危险。我们为我们的员工提供一般的安全培训，并为那些在我们所有业务中工作的员工实施特定的计划，如设备和机械安全、化学品管理和电气安全。

工作场所的做法和政策

Gran Tiera Energy是一家机会均等的雇主，致力于平等和采购当地员工、承包商和供应商。我们有一个增加性别和多样性代表性的方案，包括防止承包商在选拔和招聘方面存在性别歧视的指导方针，鼓励在整个供应链中招聘女性，培训以提高女性员工和候选人的竞争力，以及保证公平的工作条件，包括时间表和工资。

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我们致力于通过提供培训和指导计划，使员工和承包商能够在他们的角色中成长，从而取得进步。这方面的一个例子是我们的Te Enseña(与Gran Tiera一起学习)计划。它涉及几个部门的独立培训课程，参与者提高内部知识并进一步发展他们的技能。我们还提供员工主导的虚拟培训课程，促进个人成长，并创造向同龄人学习的空间。这些计划促进了员工和承包商之间的部门间联系，提供了远程工作的能力。

补偿

我们相信所有员工都应该得到有竞争力的薪酬和标准的短期和长期激励，使员工能够分享公司的成功。

婚约

我们相信，团队成员、经理和高级管理人员之间的公开、诚实和透明的沟通可以促进公司的参与度，并让他们对我们的业务大局有更深入的了解。我们定期鼓励员工了解组织的战略目标，了解公司的决策以及这些决策对他们的具体影响。我们每季度进行一次回顾，向我们的团队通报公司的业绩和未来目标。我们相信，这些关键战略已经导致了整个组织的战略调整。

可用信息

我们向美国证券交易委员会提交或提供年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。我们通过我们的网站www.grantierra.com免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告，以及在这些材料以电子方式存档或提交给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快对这些报告进行的所有修订。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、薪酬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。本公司网站上的信息未纳入本年度报告或以其他方式成为本年度报告的一部分。我们打算使用我们的网站作为向公众分发信息的手段，以符合公平披露法规的目的。

此外，美国证券交易委员会还设有一个网站(www.sec.gov)，其中包含报告、委托书和信息声明以及其他有关包括我们在内的向美国证券交易委员会电子提交文件的发行人的信息。

第1A项。风险因素

与我们的业务相关的风险

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，这可能导致暂时停产并降低我们的价值。

 

我们几乎所有的收入都来自石油销售。当前和远期合约油价是基于全球需求、供应、天气、管道能力限制、库存水平、地缘政治动荡、世界卫生事件和其他因素，所有这些都不是我们所能控制的。从历史上看，石油市场一直不稳定，预计将继续如此。此外，我们收到的石油销售价格虽然是根据国际石油价格确定的，但也是根据与采购商签订的合同确定的，其中包括运输和质量差额的扣除。差额和运输成本可能会随着时间的推移而变化，并对已实现的价格产生不利影响。

未来油价下跌、价格持续低迷、价格波动期延长和借贷成本上升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时停产)、我们可获得的融资、在经济基础上可回收的储量数量以及我们证券的市场价格产生重大不利影响。

我们可能会受到全球流行病的不利影响，包括正在进行的新冠肺炎大流行

新冠肺炎的爆发持续了整个2022年。世界范围内的经济环境继续动荡，使得会计估计更加繁重。尽管油价在2022年有所改善，但这种动荡的经济气候已经并可能在未来对我们公司产生重大不利影响。新冠肺炎疫情对我们的业务、运营结果和财务状况造成的负面影响程度将取决于未来的事态发展，其中许多事态发展不在我们的控制范围之内。例如，持续的严重性，包括任何持续的地理复苏；新的

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新冠肺炎病毒的变种和毒株；遏制或治疗该病毒的行动取得成功；以及 政府当局和其他第三方为应对大流行所采取的行动。就新冠肺炎疫情可能继续对我们的业务、运营、财务状况和经营业绩产生不利影响的程度而言，它也可能具有增加本文描述的其他风险的效果。

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进行估计，以此为基础进行财务预测和资本支出计划。我们使用各种假设做出这些储量估计，包括对石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性的假设。其中一些假设本身就是主观的，我们储量估计的准确性在一定程度上取决于我们的管理团队、工程师和其他顾问做出准确假设的能力。被钻探的油井可能达不到预期的效果。我们无法控制的经济因素，如世界石油价格、利率、通货膨胀和汇率，也将影响我们外汇储备的数量和价值。

估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要我们在评估每一处资产的现有地质、地球物理、工程和经济数据时使用重要的决定和假设。因此，我们的储量估计从本质上来说是不准确的。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，所有类别的储量都会不断进行修订。在估计某一特定储集层的可采石油储量时，可能储量是指那些比已探明储量更不确定可采的额外储量，但与已探明储量一起，有可能无法开采。可能的储量甚至更不确定，通常只需要10%或更高的回收概率。对可能及可能储量的估计本质上比对已探明储量的估计更具投机性，并受更大不确定性的影响，因此，回收这些储量的可能性面临更大的风险。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、勘探和开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量可能与我们估计的大不相同。这些变化可能会大幅减少我们的收入，并导致我们的石油和天然气利益受损。

除非我们能够更换我们的储备和生产，并在经济可行的基础上开发和管理石油和天然气储备和生产，否则我们的财务状况和经营业绩将受到不利影响。

我们未来的成功取决于我们发现、开发和获得更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。生产石油和天然气的储集层通常以产量下降为特征，这取决于储集层的特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们的现金流和运营结果，高度依赖于我们能否有效地开发和开采我们现有的储量，并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，我们证券的价值和我们筹集资金的能力将受到不利影响。我们可能无法开发、开采、发现或获得足够的额外储量来取代我们目前和未来的产量。

勘探、开发和生产成本(包括运营和运输成本)、营销成本(包括分销成本)和合规成本(包括税收)将对我们从我们生产的石油和天然气中获得的净收入产生重大影响。这些成本会受到我们所在地区的波动和变化的影响，我们可能无法预测或控制这些成本。如果这些成本超出我们的预期，可能会对我们的运营结果产生不利影响。

我们未来的储量不仅取决于我们开发和有效管理当时现有资产的能力，还取决于我们识别和获得更多合适的生产资产或前景、识别和留住负责任的服务提供商和承包商以高效地钻探和完成我们的油井、为我们开发的石油和天然气寻找市场以及有效地将我们的生产分配到我们的市场的能力。

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运营和财务风险。这些风险在勘探、评估和开发的早期阶段更为严重。由于在未知地层中钻井的内在不确定性和成本，以及遇到各种钻井条件，如意外地层或压力、储层过早下降、水侵入产层、井中工具丢失、以及由于先前的探井或额外的地震数据及其解释而引起的钻井计划和位置的变化，因此很难预测实施勘探钻井计划的结果和成本。未来的石油和天然气勘探可能涉及无利可图的努力，而不是

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仅来自干井，但来自产量较高但净收入不足以在扣除钻井、运营和其他成本后返还利润的油井。

石油和天然气勘探、开发和生产作业面临通常与此类作业相关的风险和危险，包括但不限于火灾、爆炸、井喷、凹陷、酸性气体泄漏、泄漏和其他环境危险。此类风险和危害可能会对油井和天然气井、生产设施、其他财产或环境造成重大损害，并对我们的员工、承包商或公众造成人身伤害。

任何这些风险的发生所造成的损失都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和前景产生重大不利影响。

尽管我们以我们认为审慎且符合行业惯例的金额维持良好的控制和责任保险，但与某些风险相关的责任可能超过保单限额或不在承保范围内。在任何一种情况下，我们都可能招致巨额成本。

我们的业务受到当地法律、社会、安全、政治和经济因素的影响，这些因素是我们无法控制的，可能会削弱或推迟我们扩大业务或盈利运营的能力。

我们所有已探明的储量和产量目前都位于哥伦比亚和厄瓜多尔；然而，我们最终可能会扩展到其他国家。勘探和生产作业受到法律、社会、安全、政治和经济不确定因素的影响，包括恐怖主义、社会动乱和激进主义、非法封锁、地方或国家劳工团体罢工、干扰私人合同权、货币汇率剧烈波动、高通货膨胀率、汇率管制、税率变化、影响环境问题(包括土地使用和用水)、工作场所安全、外国投资、对外贸易、投资或税收的法律或政策变化，以及对石油和天然气行业实施的限制，如生产限制、价格管制和出口管制。当这种中断发生时，它们可能会对我们的运营产生不利影响，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都可能经历未来的政治和经济不稳定。哥伦比亚经历了与安全、游击和贩毒有关的社会、经济和安全动荡。由于未来选举进程而产生的政治变化可能会导致新政府或采取新的政策、法律或法规，可能会对外国投资采取更具敌意的态度，包括但不限于：像2022年那样征收附加税；国有化；能源或环境政策或执行这些政策的人员的变化；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，这种变化可能导致终止合同权和没收外国所有的资产，或重新谈判或使现有的特许权和合同无效。在厄瓜多尔或哥伦比亚，石油和天然气或投资法规和政策的任何变化或政治态度的转变都不是我们所能控制的，可能会严重阻碍我们扩大业务或盈利运营的能力。哥伦比亚与美国和加拿大签订了投资保护条约，并有合同神圣不可侵犯的历史。

厄瓜多尔的石油生产最近受到该国两条主要管道(Sistema de Oleoductos Trans厄瓜多尔adoriano(“SOTE”)和Oleoducto de Crudos Pesados(“OCP”)管道)中断的影响，这是由于可卡河沿岸地区严重的土壤侵蚀造成的有形破坏。虽然这些管道现在已经改道并重新投入使用，但我们从未来通过这些系统向市场输送石油的能力仍然存在一些风险，可能会再次导致OCP和SOTE管道中断的不可预见的自然事件。这类事件可能包括但不限于地震、火山喷发和其他严重的土壤侵蚀。GTE通过维护其设施的过剩存储能力(通常设计为3天)以及可选择用卡车将石油运往销售点，减轻了这一风险。

我们很容易受到与地理集中运营相关的风险的影响

我们的绝大多数产量来自哥伦比亚的四个油田。在截至2022年12月31日的一年中，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田总共创造了我们89%的产量，截至2022年12月31日，这四个油田占80% of我们已探明的储量。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到地区供需因素的影响，其中包括我们向较小的潜在买家出售或销售我们的石油的能力受到限制，政府监管、社区抗议、游击队活动、加工或运输能力限制、政府继续授权在这些地区勘探和钻探、恶劣天气事件以及钻井平台和相关设备、设施、人员或服务的可用性导致这些地区的油井生产延迟或中断。由于我们物业组合的集中性质，我们的多个物业可能会同时经历任何相同的情况，导致

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与其他拥有更多元化物业组合的公司相比，对我们经营业绩的影响相对更大。

我们依靠当地的基础设施和交通工具来储存和运输我们的产品。这些基础设施，包括存储和运输设施，比北美欠发达，在我们运营的地区，按商业上可接受的条件可能不足以满足我们的需求。此外，我们在偏远地区作业，可能依靠直升机、船只或其他交通方式。其中一些运输方式可能会导致风险水平上升，包括涉及重伤或生命损失的事故风险，并可能导致运营延误，这可能会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产生重大影响。此外，其中一些设备是专门的，在我们的行动地区可能很难获得，这可能会阻碍或延误行动，并可能增加这些行动的成本。2022年，经历了几次针对哥伦比亚政府的短期本地化农民封锁，导致Suroriente和Put-7区块暂时关闭。

我们业务领域的社会混乱或社区纠纷可能会延误生产并导致收入损失

为了获得当地居民和政府的支持和信任，我们必须表现出承诺为当地提供就业、培训和商业机会；高水平的环境绩效；开放和透明的沟通；并愿意讨论和解决社区问题，包括经过精心挑选的社区发展投资，这些投资不会代价过高，并为社区和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会导致延迟或暂停运营、吊销执照或对我们在这些社区的声誉造成重大影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。我们无法确保此类问题或中断在未来不会发生，我们也无法预测其潜在影响，这可能包括生产延迟或损失、备用费用、设备搁浅或对我们设施的损坏。我们也不能确保我们不会遇到犯罪集团或非法作物种植者为回应哥伦比亚政府铲除这类作物而建立的抗议或封锁，如果这些作物种植在进入我们行动所需的道路附近的话。此外，我们必须遵守立法要求，事先与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协商。尽管我们遵守了这些要求，但我们可能会被这些社区通过哥伦比亚法院发出的保护图特拉的令状起诉，要求加强协商，这可能会导致成本增加、业务延误和其他影响。此外, 哥伦比亚的几个地区就采掘业进行了全民协商和重要的全民投票。公投是由采矿业或石油和天然气行业的反对者组织的。目前尚不清楚这些结果会在多大程度上影响中央政府授予的矿业权的行使。2022年，哥伦比亚政府开始与其他非法武装团体进行对话，以寻求执行旨在瓦解这些组织的新的和平进程和协议。

哥伦比亚或厄瓜多尔的安全担忧可能会扰乱我们的行动

输油管道历来是哥伦比亚恐怖活动的主要目标。尽管哥伦比亚政府在2016年批准了一项和平协议，其结果是哥伦比亚革命武装力量(FARC)的复员和解除武装，但仍然有针对管道和其他基础设施的暴力行为，这被认为是前哥伦比亚革命武装力量持不同政见者团体和其他非法团体所为。目前尚不清楚暴力是否会继续或在多大程度上会继续下去，以及暴力是否会影响我们的行动以及会在多大程度上影响我们的行动。尽管《和平协议》获得批准，哥伦比亚政府继续努力执行这些协议，哥伦比亚政府加大了对非法作物的铲除力度，哥伦比亚政府也在继续努力减少或防止游击队持不同政见者和农民的活动，但这些努力可能不会成功，此类活动可能会继续扰乱我们未来的行动或导致我们更高的安全成本，并可能对我们的财务状况、行动结果或现金流产生不利影响。

哥伦比亚和厄瓜多尔经历了与经济政策变化有关的社会动荡，这导致全国各地非法封锁道路，非法入侵私人财产，影响到公司活动所在的地区。虽然封锁历来是针对国家的，但由此产生的影响可能会阻碍我们调动石油、人员和设备的能力，导致生产暂时停产或对公司资产造成负面影响。

哥伦比亚和厄瓜多尔也都有安全问题的历史。我们确保我们人员和实物资产安全的努力可能不会成功，也不能保证我们能够维持我们的外地人员或承包商的外地人员以及我们在哥伦比亚和厄瓜多尔的波哥大和基多总部人员或行动的安全，也不能保证这种暴力不会对我们今后的行动造成不利影响和造成重大损失。如果这些安全问题扰乱了我们的运营，我们的财务状况和运营结果可能会受到不利影响。

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我们的所有收入都来自加拿大和美国以外的地区，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内，我们可能会被征税

我们所有的收入都来自加拿大和美国以外的地区。海外业务产生的现金通常不能用于资助国内或总部业务，除非资金汇回国内。目前，除了支付总部费用外，我们不打算将更多资金汇回国内，但如果我们这样做了，我们可能不得不在某些司法管辖区就累积收益的分配积累和支付预扣税。外国子公司的未分配收益被视为永久再投资，因此确定这些未分配收益的未确认递延税项负债额是不可行的。

某些收购可能会对我们的财务业绩产生不利影响

我们可能会不时地进行战略性收购，作为我们业务战略的一部分。不能保证我们能够找到合适的收购候选者，或者能够以有利的条件完成收购，如果有的话。我们还可能发现与任何事先未确定的收购相关的负债或缺陷，这可能会导致意外的成本。此外，与我们的收购相关的整合工作可能需要大量资本和运营费用。

我们打算使用现金、股票、票据、债务、承担债务或上述任何组合来支付未来收购的费用。如果我们在内部没有产生足够的现金来提供我们需要的资本，为我们的增长战略和未来的运营提供资金，我们将需要额外的债务或股权融资。这笔额外的融资可能无法获得，或者如果有的话，可能不是我们可以接受的条款。此外，资本市场和股票价格的高度波动可能会使我们很难以有吸引力的价格进入资本市场。

此外，收购的预期收益可能没有完全实现或根本没有实现，或者可能需要比我们预期更长的时间才能实现。 如果我们不能在合理的时间内实现预期的收购收益，我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到不利影响。

网络攻击的威胁和影响可能会对我们的运营产生不利影响，并可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/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计，以及处理和记录财务和运营数据。我们依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来存储、传输、处理和记录敏感信息(包括商业机密、员工信息以及财务和运营数据)，与员工和业务合作伙伴沟通，分析地震和钻探信息，估计石油和天然气储量，以及许多其他与我们业务相关的活动。在日益困难的自然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具有吸引力。我们的业务流程取决于我们信息技术基础设施的可用性、容量、可靠性和安全性，以及我们根据不断变化的需求扩展和持续更新该基础设施的能力，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此类事件影响的战略，但我们不能保证为防御网络安全威胁而采取的措施足以达到这一目的。在发生安全漏洞或火灾或洪水等灾难时，信息技术功能支持我们业务的能力以及我们从意外中断中恢复关键系统和信息的能力无法得到充分测试，并且存在这样的风险，即如果此类事件实际发生，我们可能无法立即应对漏洞或灾难的影响。在这种情况下, 关键信息和系统可能在几天或几周内不可用，导致我们无法及时开展业务或执行某些业务流程。此外，如果这些事件中的任何一项成为现实，都可能导致我们运营所必需的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

我们的员工一直是并将继续成为使用欺诈性“欺骗”和“钓鱼”电子邮件的各方的目标，以盗用信息或通过“特洛伊木马”程序将病毒或其他恶意软件引入我们的计算机。这些电子邮件看起来是合法的电子邮件，但将收件人引导到由电子邮件发件人运营的虚假网站，或者要求收件人通过电子邮件或下载恶意软件发送密码或其他机密信息。尽管我们努力通过政策和教育减少“欺骗”和“网络钓鱼”电子邮件，但“欺骗”和“网络钓鱼”活动仍然是一个严重的问题，可能会破坏我们的信息技术基础设施。

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与我们的财务状况有关的风险

我们的业务需要大量的资本支出，而我们可能没有必要的资源来为这些支出提供资金

我们2023年的基本资本计划为2.1亿至2.5亿美元用于勘探和开发活动。我们预计将通过运营现金流为我们的2023年资本计划提供资金。从运营现金流中为这一项目提供资金，在一定程度上取决于布伦特原油价格至少达到每桶60美元或更高。2023年1月1日至2月16日期间，布伦特原油的平均价格为每桶83.95美元。

如果运营现金流、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，或者推迟或减少我们的勘探和开发活动，这可能会影响产量、收入和储量。

如果我们需要额外资本，我们可以通过各种融资交易或安排寻求资金来源，包括合资项目、债务融资、股权融资或其他方式。我们可能无法以优惠条件获得资本，或者根本无法获得资本。如果我们确实成功地筹集了额外的资本，未来的融资可能会稀释我们的股东，因为我们可能会向投资者发行额外的普通股或其他股权。此外，债务和其他夹层融资可能涉及资产质押，需要约束我们商业活动的契约，并且可能优先于股权持有人的利益。在寻求未来的资本融资时，我们可能会产生大量成本，包括投资银行费用、法律费用和其他成本。我们还可能被要求确认与我们可能发行的某些证券相关的非现金费用，如可转换债券和认股权证，这将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(包括石油和天然气行业)、我们的石油和天然气资产的位置，包括哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气资产的位置，商品市场上石油和天然气价格低或下降，以及失去关键的管理。此外，如果大宗商品市场上的石油或天然气价格下跌，我们的收入可能会减少，这种减少的收入可能会增加我们对资本的需求。管理我们勘探活动的一些合同安排可能要求我们承诺某些资本支出，如果我们没有履行这些承诺所需的资本，我们可能会失去合同权利。如果我们能够从融资活动中筹集到的资金量，以及我们从运营中获得的现金流，不足以满足我们的资本需求(即使我们减少了我们的活动)，我们可能会被要求削减我们的业务。

某些主权财富、养老金和捐赠基金推动了化石燃料股票的撤资，并向贷款人施压，要求停止或限制向从事化石燃料储备开采的公司提供资金，包括纽约州和纽约州几个著名的公共雇员养老基金最近采取的撤资行动。这种以气候变化为目标的环境倡议最终可能会干扰我们获得资本和为我们的业务提供资金的能力。

未能实现目标或不断变化的利益相关者对环境、社会和治理(ESG)实践和报告的期望可能会损害我们的声誉，并影响员工留住、客户关系和获得资本的机会。例如，某些市场参与者在做出投资决策时使用第三方基准或分数来衡量公司的ESG实践，客户和供应商可能会评估我们的ESG实践或要求我们采用某些ESG政策作为授予合同的条件。

贷款人可能会减少我们信贷安排下的借款基础，这可能会阻止我们满足未来的资本需求。

我们的信贷安排下的借款基数目前为1.5亿美元，其中1.00亿美元目前符合借款资格，经公司和贷款人双方同意，可选择额外借款5000万美元。我们的借款基数可能会因石油或天然气价格下跌、经营困难、储备下降、贷款要求或法规、贷款人愿意向石油和天然气行业放贷、发行新的债务或任何其他原因而减少。我们不能肯定，如果需要，资金将以可接受的条件提供，并达到所需的程度。如果我们的借款基数减少，我们可能需要偿还超过重新确定的借款基数的任何债务，这将耗尽运营现金流或需要额外的融资。

此外，我们的借款基础是在遵守我们信贷安排条款下的财务契诺的情况下提供给我们的，包括遵守该等贷款的比率和其他财务契诺，而不遵守该等比率或契诺可能迫使我们偿还部分借款并遭受不利的财务影响。我们被要求保持至少150%的全球覆盖率，该比率是使用综合未来现金流的净现值计算的

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信贷安排的未偿还金额、预付款寿命期覆盖率至少150%，使用将交付的商品的估计合计价值超过信贷安排的未偿还金额计算，以及当公司的预计现金来源超过预计现金使用量至少1.15倍时的流动性比率。

自.起2022年12月31日，信贷安排仍未动用。

2023年2月20日，信贷安排下的提款可用期再延长6个月。

我们的信贷安排将于2024年8月到期。我们可能无法以经济利率获得资本融资

我们的信贷安排将于2024年8月到期。我们无法保证，在重新谈判我们的信贷安排时，金融市场条件或借款条款将与当前的条款和利率一样有利。我们可能无法在未来获得资金，用于营运资金、资本支出、收购、偿债要求或其他目的。

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出售我们的石油和天然气生产。我们产生的许多业务和其他费用，包括在哥伦比亚的流动和递延税项资产和负债，都是以哥伦比亚比索计价的。我们在加拿大的大部分行政费用都是以加元计算的。因此，当当地货币财务报表换算成我们的报告货币美元时，我们面临换算风险。当地货币的升值可能会增加我们的成本，并对我们的运营业绩产生负面影响。由于我们的合并财务报表是以美元表示的，我们必须在每个报告期内或报告期结束时按有效汇率将收入、费用和收入以及资产和负债换算成美元。我们在结算以外币计价的应收账款和应收账款时也面临交易风险。

法律和监管风险

我们依赖于从不同的政府当局获得和维护许可证和许可证

我们的石油和天然气勘探和生产作业受到复杂和严格的法律法规的约束。为了在符合这些法律法规的情况下开展业务，我们必须获得和维护大量的许可证、许可证、批准和证书，包括环境和其他运营许可证。我们可能无法及时或根本无法获得、维持或续签此类许可证和许可证。我们还可能被吊销执照和许可证，或者可能无法续签即将到期的执照和许可证。未能或延迟获得或维持监管部门的批准或许可，可能会对我们开发和勘探我们的物业的能力产生重大不利影响，而获得带有苛刻条件的钻探许可证可能会增加我们的合规成本。失去现有钻探、注水或生产所需的其他活动的许可证可能会导致我们的产量水平和收入下降或损坏油井结构。与这些许可证和许可证相关的法规和政策可能会发生变化，实施方式我们目前预计不会发生变化，也不会花费更多时间来获得。不能保证哥伦比亚和厄瓜多尔未来的政治状况不会导致在外国开发和石油所有权、环境保护、健康和安全或劳资关系方面的政策发生变化，这可能会对我们在现有和未来财产方面进行勘探和开发活动的能力以及我们筹集资金进一步开展此类活动的能力产生负面影响。

由于我们并不是我们目前参与的所有合资企业的运营商，我们可能会依赖运营商获得所有必要的许可证和执照。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。吊销或暂时吊销我们的环境和经营许可证可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

在哥伦比亚，ANH受矿业和能源部委托，通过勘探和生产(“E&P”)和技术评估协议合同条款提供和授予新区块。新政府表示，在政府做出不同决定之前，不会进行新一轮勘探区块的竞标。此外，2023年，政府发布了一项新法令，取消了ANH为公司提供的区块提供投标回合的义务。根据哥伦比亚的新法规，我们可能无法获得新的勘探许可证，这可能会对我们未来的勘探活动、生产和运营产生不利影响。

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环境法规和风险可能会对我们的业务产生不利影响

 

环境监管严格，监管合规的成本和费用不断增加。石油和天然气业务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受到环境管制。环境立法除其他外，规定了对石油和天然气作业中使用或生产的各种物质的泄漏、释放或排放的限制和禁止。该立法还要求对油井和设施场地进行操作、维护、废弃和开垦，以使适用的监管当局满意。遵守这类立法可能需要大量支出。不遵守这些法律法规可能会导致我们暂停或终止运营，并受到行政、民事和刑事罚款和处罚。如果石油、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，我们的业务可能会对政府或第三方造成重大环境责任。关于环境法律和法规的影响存在不确定性，包括目前有效的和预计将在未来提出的法律和法规。我们无法预测未来的环境法律将如何解释、管理或执行，但未来更严格的法律或法规或更有力的执行政策可能需要我们为安装和运行合规系统花费大量资金；因此，目前无法预测这些要求的性质和对我们公司的影响，尽管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，钻井或作业现场存在因操作故障、事故、破坏、管道故障或因卡车运输石油而被篡改或泄漏而导致石油泄漏的固有风险。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、清理费用或罚款，其中一些可能是实质性的，我们的保险覆盖范围可能不够充分或不可用。

我们可能面临反贿赂法律的责任，如果发现我们违反了这些法律，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响

我们受到美国、加拿大、厄瓜多尔和哥伦比亚的反贿赂法律的约束，未来我们可能开展业务的其他司法管辖区也将受到类似法律的约束。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，我们面临员工、承包商、代理商和我们或我们的子公司或附属公司的合作伙伴未经授权付款或提供付款的风险，因为这些各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对这些措施的任何未来改进可能会被证明是无效的或可能不会得到遵守，我们的员工、承包商、代理商和合作伙伴可能会从事非法行为，我们可能要对此负责。违反这些法律中的任何一项，即使我们的政策禁止，也可能导致刑事或民事制裁或其他处罚(包括利润返还)以及声誉损害，并可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。

如果美国未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

哥伦比亚是能否从美国获得外国援助的几个国家之一，这些国家在遏制非法毒品生产和转运方面取得了进展，美国的总裁每年都会对这一进展进行审查。虽然哥伦比亚目前有资格获得这种援助，但哥伦比亚未来可能不再有资格。总裁认定哥伦比亚明显未能履行国际禁毒协议规定的义务，这可能导致对哥伦比亚实施经济和贸易制裁，这可能会在哥伦比亚造成不利的经济后果，包括可能威胁到我们获得必要资金开发哥伦比亚资产的能力，并可能进一步增加与我们在那里的业务相关的政治和经济风险。

与排放有关的法规和任何气候变化的影响都可能对我们的业务产生不利影响，包括对我们产品的需求、我们的财务状况和运营结果

世界各国政府越来越重视控制温室气体(“GHG”)排放，并以某种方式应对气候变化的影响。温室气体排放立法正在形成，并可能发生变化。例如，在国际一级，2015年12月，包括哥伦比亚在内的近200个国家在法国巴黎达成了一项国际气候变化协定(《巴黎协定》)，该协定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而采取的措施保持透明。虽然目前还无法预测这项立法或可能通过的任何新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类限制温室气体排放的法律和法规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没有产生材料合规成本；然而，影响气候和气候相关事项的排放、碳和其他法规正在不断演变。它是

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目前无法预测拟议的立法或法规是否会被通过，未来的任何此类法律和法规都可能导致额外的合规成本或额外的运营限制。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相关的大量成本，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。对温室气体排放的重大限制可能会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，让他们在投资公司的方式中考虑气候变化。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险；这可能会对我们的资本成本或获得资金产生负面影响。对气候变化风险的日益关注增加了公共和私人实体就石油和天然气公司的温室气体排放对其提起诉讼的可能性。如果我们成为任何此类诉讼的目标，我们可能会招致责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加责任，而不考虑公司对所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。最后，虽然我们努力使我们的业务运营适应预期的气候条件，但如果地球气候发生重大变化，例如我们服务的市场或我们资产所在地区的天气条件更加恶劣或频繁，我们可能会产生更多费用，我们的业务可能会受到实质性影响，对我们产品的需求可能会下降。

与我们普通股所有权相关的风险

我们普通股的股票在纽约证券交易所美国交易所、多伦多证券交易所(多伦多证券交易所)和伦敦证券交易所(伦敦证券交易所)上市，寻求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券交易所上市。虽然普通股在这些市场上交易，但价格和成交量水平可能在任何市场上大幅波动，而不受其他市场上的价格或交易量的影响。投资者可以通过一种被称为套利的做法，寻求出售或购买普通股，以利用纽约证交所、多伦多证交所和伦敦证交所之间的任何价格差异。任何套利活动都可能导致这些交易所的普通股价格或这些市场上可供交易的普通股数量出现意想不到的波动。此外，任何上述司法管辖区的股东如未向我们的转让代理或登记处办理必要的手续，便不能转让该等普通股股份在另一市场交易。这可能会导致时间延迟和普通股股东的额外成本。

如果我们不能满足纽约证券交易所美国继续上市的要求，纽约证券交易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美国交易所上市，我们的股票是否继续上市取决于我们是否符合一些上市标准。如果我们未能遵守这些持续上市标准，包括如果我们的普通股价格在相当长一段时间内保持在当前的低位，并且我们未能在接到纽约证券交易所的通知后进行反向股票拆分，我们的普通股可能会被摘牌。我们的股票退市可能会对我们产生负面影响，其中包括减少我们股票的流动性，并限制我们发行额外证券、获得额外融资或进行战略交易的能力。

项目1B。未解决的员工意见

没有。

第三项。法律诉讼

 

我们有几起诉讼和索赔待决。诉讼和纠纷的结果不能肯定地预测；我们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。我们记录发生的或可能发生和确定的成本。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

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关于我们的执行官员的信息

以下是截至2023年2月16日有关我们高管的信息。

名字

年龄

职位

加里·S·古德里

67

总裁和董事首席执行官

瑞安·埃尔森

47

财务总监兼执行副总裁总裁

詹姆斯·埃文斯

57

企业服务部总裁副主任

罗杰·特里布尔

61

投资者关系部总裁副经理

劳伦斯·韦斯特

66

总裁副局长：探索

•加里·S·古德里、总裁和董事首席执行官。古德里自2015年5月7日以来一直担任Gran Tiera的首席执行官和总裁。2011年7月至2014年7月，Guidry先生担任卡拉卡尔能源公司总裁兼首席执行官；2009年10月至2011年7月，担任猎户座石油天然气公司总裁兼首席执行官；2005年5月至2009年1月，担任坦噶尼加石油公司首席执行官；2003年10月至2005年2月，担任卡尔平天然气信托公司首席执行官。作为这些公司的首席执行官，Guidry先生负责监督各自公司业务的所有方面。Guidry先生目前是非洲石油公司董事会成员(自2008年4月以来)，他还担任审计委员会成员和PetroTal Corp.董事会成员(自2017年12月以来)。2010年9月至2011年10月，Guidry先生在Zodiac Explore Corp.董事会任职；2009年10月至2014年3月，他在TransGlobe Energy Corp.董事会任职；2007年2月至2018年5月，他在Shamaran石油公司董事会任职。在此之前，Guidry先生先后担任艾伯塔省能源公司国际公司的高级副总裁和总裁，以及加拿大西方石油公司尼日利亚业务的总裁和总经理。古德里曾在也门、叙利亚和埃及指导勘探和生产业务，并曾在美国、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先生是在艾伯塔省注册的专业工程师(P.Eng.)并持有理科学士学位。德州农工大学石油工程专业。

•瑞安·埃尔森，首席财务官兼执行副总裁总裁，财务。埃尔森自2015年5月以来一直担任Gran Tiera的首席财务官。Ellson先生拥有超过23年的国际企业融资和会计职位的丰富经验。埃尔森目前是金丝雀生物燃料公司的董事，在2022年9月之前一直是PetroTal Corp.的董事(自2017年12月以来)。自二零一四年七月至二零一四年十二月，Ellson先生担任Glencore E&P(加拿大)Inc.财务主管，在此之前，曾任Caracal Energy Inc.(“Caracal”)财务副主管，Caracal Energy Inc.(“Caracal”)是伦敦证券交易所(“LSE”)上市公司，于二零一一年八月至二零一四年七月在非洲乍得经营。嘉能可E&P(加拿大)于2014年7月收购了Caracal。在加入Caracal之前，Ellson先生于2010年4月至2011年8月期间担任海龙能源财务副总裁总裁。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，为基于准备金的贷款安排提供担保，并参与了多次资本筹集。埃尔森曾在乍得、埃及、印度和加拿大的公司担任管理和执行职务。Ellson先生是一名特许专业会计师，拥有萨斯喀彻温大学的商业学士和专业会计硕士学位。Ellson先生已经完成了哈佛商学院的高级管理人员领导力课程和宾夕法尼亚大学沃顿商学院的综合管理课程。

•詹姆斯·埃文斯，总裁副总裁，企业服务。自2015年5月以来，埃文斯一直担任格兰蒂拉负责企业服务的副经理总裁。埃文斯先生拥有超过29年的经验，包括过去18年在国际石油和天然气行业的工作经验。最近，Evans先生于2014年7月至2014年12月担任Glencore E&P(加拿大)Inc.合规与企业服务主管，在此之前于2011年7月至2014年6月担任Caracal Energy Inc.合规与企业服务副总裁总裁，负责监督公司战略和目标的执行，制定和实施强大的企业合规计划，并管理IT、文件控制、安全和行政的方方面面。埃文斯先生还负责卡尔加里和乍得工作人员的招聘、培训和留用。他监督Caracal Energy从出售给嘉能可时的7名员工发展到400多名员工。在加入Caracal之前，埃文斯先生曾在猎户座石油天然气公司和坦噶尼卡石油公司担任高级管理和行政职位，拥有在埃及、叙利亚和加拿大的运营经验。埃文斯先生拥有卡尔加里大学的商业学士学位。

•罗杰·特林布尔，总裁副总裁，投资者关系部。特林布尔自2016年6月以来一直担任Gran Tiera的副手总裁，负责投资者关系。他是一名专业工程师，拥有38年以上国内外流域各类管理岗位的从业经验。在加入GRAN Tiera之前，Trimble先生是嘉能可E&P(加拿大)Inc.的企业规划、预算和财务主管，在此之前，他是董事企业规划、预算和业务发展主管

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与Caracal Energy Inc.(被嘉能可E&P收购)。他曾担任过多个高级管理职位，包括加拿大猎人勘探公司的阿根廷地区经理、ESPRIT能源信托公司的总裁副经理、阿帕奇加拿大公司的油藏工程经理以及赫斯基能源公司的上游评估-前沿和国际经理。特林布尔先生是在艾伯塔省注册的专业工程师，也是APEGA的成员。他以优异成绩获得斯坦福大学石油工程理学学士学位。

•劳伦斯·韦斯特，总裁副局长，探索。自2015年5月以来，韦斯特一直担任格兰蒂埃拉的副手总裁，负责勘探业务。韦斯特先生拥有超过44年的高管、探险家和地质学家经验。最近，韦斯特在2011年7月至2014年6月期间担任加拉卡尔能源勘探公司副董事长总裁。韦斯特组建了一个多学科团队，评估乍得内陆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境盆地按时和按预算进行了两次大型2D/3D地震拍摄。在加入Caracal之前，他参与了几家上市和私营公司的创办和发展，其中包括Reserve Royalty Corp.、Chariot Energy、Auriga Energy和Orion Oil and Gas。劳伦斯曾在艾伯塔省能源公司(AEC)工作，在那里他是与康韦斯特合并的团队中的一员。他建造了AEC东部团队，并带领他们前往美国落基山盆地。他的职业生涯始于帝国石油公司，在多学科团队中从事勘探和储集层表征工作，并担任勘探团队的技术导师。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II部

第五项。注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券

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交易，代码为“GTE”。

截至2023年2月16日，我们的普通股约有32名登记持有人，流通股为346,151,157股，面值0.001美元。

股利政策

我们从未宣布或支付普通股股票的股息，我们打算保留未来的收益，以支持业务的发展，因此在可预见的未来不会支付现金股息。未来股息的支付(如果有的话)将由我们的董事会在考虑各种因素后酌情决定，这些因素包括当前的财务状况、汇回现金的税务影响、经营业绩以及当前和预期的现金需求。

发行人购买股票证券

			(a) 购买的股份总数			(b) 每股平均支付价格 (1)			(C)作为公开宣布的计划或方案的一部分购买的股份总数			(d) 根据计划或计划可购买的最大股票数量(2)
October 1-31, 2022			—			$	—		—			25,300,267
2022年11月1日至30日			4,313,006			$	1.31		4,313,006			20,987,261
2022年12月1日至31日			7,700,754			$	0.95		7,700,754			13,286,507
总计			12,013,760			$	1.08		12,013,760			13,286,507

(1) 包括支付给经纪人回购普通股的佣金。

(2) 2022年8月29日，我们在加拿大通过多伦多证券交易所的设施和符合条件的另类交易平台实施了股票回购计划(“2022计划”)，自2022年9月1日起至2023年8月31日结束。我们将能够以当前市场价格购买最多36,033,969股普通股供注销，相当于截至2022年8月22日我们已发行和已发行普通股的约10%。

性能图表

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本年度报告中以“业绩图表”标题出现的10-K表格中的信息，是根据证券法S-K规则第201(E)项的规定根据证券法“提供”的，并且不应被视为是向美国证券交易委员会“征求材料”或“存档”，除非S-K规则第201(E)项规定了该等信息，否则不应被视为符合第14A或14C条的规定，也不应被视为与交易法第18条中的责任有关的信息，除非我们通过引用的方式将其具体纳入了该等备案文件中。

下面的业绩图表显示了从2017年12月31日到2022年12月31日(我们的2022财年结束)这段时间内我们股票的累计总股东回报。这与同期标准普尔500总回报指数和标准普尔O&G E&P精选指数总回报的累计总回报进行了比较。该图假设，在2017年12月31日，100美元投资于我们的股票，100美元投资于其他两个指数，股息在除息日再投资，不支付任何佣金。图表中显示的绩效代表过去的绩效，不应视为未来绩效的指标。

			12/31/2017			12/31/2018			12/31/2019			12/31/2020			12/31/2021			12/31/2022
大提埃拉能源公司(GTE)			$	100.0		$	80.4		$	47.8		$	13.5		$	28.2		$	36.7
标准普尔500指数总回报率(SPXT)			$	100.0		$	95.6		$	125.7		$	148.9		$	191.6		$	156.9
标准普尔O&G E&P精选指数总回报率(SPSIOPTR)			$	100.0		$	72.0		$	65.4		$	41.5		$	69.5		$	101.3

第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

 

本报告，特别是本公司管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，包含《证券法》第27A条和《交易法》第21E条规定的前瞻性陈述。请参阅本年度报告开头的10-K表格中有关前瞻性陈述的识别和风险的警示语言，以及第一部分第1A项。本年度报告表格10-K中的“风险因素”。

 

以下有关本公司财务状况及经营成果的讨论，应与本年度报告表格10-K第二部分第8项所载的“财务报表及补充数据”一并阅读。本管理人员对财务状况和经营成果的讨论和分析一般讨论与截至2022年12月31日的财政年度有关的项目，以及分别截至2022年12月31日和2021年12月31日的财政年度之间的年度比较。讨论与2021年12月31日终了的财政年度有关的项目以及

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未包括在本10-K表格年度报告中的分别截至2021年12月31日和2020年12月31日的财政年度，可在公司截至2021年12月31日的财政年度表格10-K年度报告的第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中找到。

概述

我们是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的公司，目前在哥伦比亚和厄瓜多尔拥有资产。截至2022年12月31日，我们在哥伦比亚的资产占我们已探明储量NAR的96%。在截至2022年12月31日的一年中，我们100%的收入来自哥伦比亚(2021年-100%和2020-100%)。我们的总部设在加拿大阿尔伯塔省的卡尔加里。

截至2022年12月31日，我们估计已探明储量净值为65.5MMBOE，较上年减少2%，其中62%为探明已开发储量，100%为石油。

财务和运营亮点

主要亮点

•2022年净收益为1.39亿美元，或每股基本和稀释后收益0.38美元，而净收益为$4250万或每秒0.12美元2021年基本和稀释的野兔

•2022年所得税前收入为2.449亿美元，而2021年为2310万美元

•调整后的EBITDA(2) 2022年是4.896亿美元与2021年的2.415亿美元相比

•我们2022年的总平均产量为23,815桶/日，高于2021年的21,588桶/日，这是由于Acordionero和Costayaco油田的钻探和修井活动成功，与2021年相比，封锁造成的破坏较少，厄瓜多尔的勘探成功也带来了产量

•我们2022年的石油总销售量NAR增长了10%，从2021年的21,598桶增加到23,696桶

•与2021年的4.737亿美元相比，2022年的石油销售额增长了50%，达到7.114亿美元，主要原因是布伦特原油价格上涨了40%，销售量增长了10%，但部分被55%的质量和运输折扣所抵消

•2022年每桶石油销售额为82.25美元，比2021年高出37%，直接原因是基准价格的提高

•2022年，我们通过运营活动产生的净现金为4.277亿美元，比2021年的2.448亿美元增长了75%

•来自运营的资金流动(2) for 2022增长96%至 $366.0 million or $1.00每股基本信息与2021年基本和稀释后每股1.865亿美元或每股0.51美元相比，稀释后每股0.99美元

•在2022年间，该公司产生了1.294亿美元自由现金流(2)用于减少债务和股票回购

•2022年每桶的运营费用为 $18.77, 9% higher到2021年，主要是由于修井增加和发电费用增加，这是由于所有主要油田的产量增加和注水计划导致活动增加。总运营费用为2022年为1.624亿美元，而2021年为1.357亿美元，增幅为20%

•2022年每桶的质量和运输折扣为$16.79相比之下，2021年的价格为10.86美元。这一增长是由于2022年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚的差价较高，原因是与2021年相比，对重油的需求减少。

•2022年每桶运输费用下降by 20% to $1.18与$1.482021年，主要是由于2022年井口销售量增加

•由于2022年优化项目的成本和租赁义务支出增加，2022年每BBL股票补偿前的一般和行政(G&A)费用增加5%，达到3.69美元，而2021年为3.53美元。2022年基于股票的薪酬前的G&A支出为3190万美元，而2021年为2790万美元，增幅为15%

•资本支出增加了8,670万美元，比上年增长58%，达到2.366亿美元，原因是哥伦比亚和厄瓜多尔的Acordionero和Costayaco油田以及探井的钻探计划

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(除非另有说明，否则以千美元计)			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						更改百分比						2021						更改百分比						2020
符合美国证券交易委员会标准的储备，净资产收益率(MMBOE)
已探明油气储量估算			66						(1)						67						3						65
估计可能油气储量			36						—						36						(18)						44
估计可能的油气储量			39						26						31						(30)						44
日均合并成交量(BOPD)
未计入特许权使用费的工作利益(“WI”)生产			30,746						16						26,507						17						22,624
版税			(6,931)						41						(4,919)						93						(2,552)
生产NAR			23,815						10						21,588						8						20,072
库存(增加)减少			(119)						(1,290)						10						(89)						91
销售额(1)			23,696						10						21,598						7						20,163
净收益(亏损)			$	139,029					227						$	42,482					105						$	(777,967)
运营净额回款
石油销售			$	711,388					50						$	473,722					99						$	237,838
运营费用			(162,385)						20						(135,722)						19						(114,371)
交通费			(10,197)						(12)						(11,618)						8						(10,739)
运营净额回扣(2)			$	538,806					65						$	326,382					190						$	112,728
股权薪酬前的并购费用			$	31,908					15						$	27,867					15						$	24,134
G&A股票薪酬			$	9,049					8						$	8,396					590						$	1,216
调整后的EBITDA(2)			$	489,555					103						$	241,536					150						$	96,482
经营活动提供的净现金			$	427,711					75						$	244,834					202						$	81,074
来自运营的资金流动(2)			$	366,024					96						$	186,485					312						$	45,213
资本支出			$	236,604					58						$	149,879					56						$	96,281

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						更改百分比						2021						更改百分比						2020
现金和现金等价物			$	126,873					386						$	26,109					91						$	13,687
循环信贷安排			$	—					(100)						$	67,500					(64)						$	190,000
高级附注			$	579,909					(3)						$	600,000					—						$	600,000

(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

营运净额、经调整EBITDA、营运资金流量及自由现金流量均为非公认会计原则计量，并无一般公认会计原则(“公认会计原则”)所规定的任何标准化含义。管理层将这些衡量标准视为财务业绩衡量标准。请投资者注意，这些指标不应被解释为净收益或亏损的替代指标或根据公认会计原则确定的其他财务业绩指标。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。每项非公认会计准则财务计量与相应的公认会计准则计量一起列示，以避免暗示应更多地强调非公认会计准则计量。

如图所示，营业净收入的定义是石油销售减去营业和运输费用。管理层认为，经营净值是管理层和投资者分析财务业绩的有用补充指标，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业务净回扣的对账。

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如列示，EBITDA定义为经损耗、折旧及增值(“DD&A”)开支、利息开支及所得税开支或回收调整后的净收益或亏损。列示的经调整EBITDA定义为经资产减值、商誉减值、非现金租赁费用、租赁付款、未实现汇兑损益、未实现衍生工具损益、其他金融工具损益、其他非现金损益和基于股票的补偿支出调整后的EBITDA。管理层在考虑非现金项目如何影响收入之前，使用这一补充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是投资者分析我们的业绩和财务结果的有用的补充信息。从净收益或亏损到EBITDA和调整后的EBITDA的对账如下：

			截至的年度																		截至三个月
			十二月三十一日，																		十二月三十一日，												9月30日，
(以千美元计)			2022						2021						2020						2022						2021						2022
净收益(亏损)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)					$	33,275					$	62,524					$	38,663
将净收益(亏损)与EBITDA和调整后的EBITDA进行调整
DD&A费用			180,280						139,874						164,233						51,781						41,574						45,320
利息支出			46,493						54,381						54,140						10,750						13,026						11,421
所得税支出(回收)			105,906						(19,346)						(75,394)						5,966						(46,141)						21,734
息税折旧摊销前利润(非公认会计准则)			$	471,708					$	217,391					$	(634,988)					$	101,772					$	70,983					$	117,138
资产减值			—						—						564,495						—						—						—
商誉减值			—						—						102,581						—						—						—
非现金租赁费用			2,818						1,667						1,951						809						445						851
租赁费			(1,666)						(1,621)						(1,926)						(532)						(382)						(402)
未实现汇兑损失			10,251						21,879						5,271						4,113						4,934						6,636
未实现衍生工具(收益)损失			—						(9,589)						7,809						—						(12,088)						(219)
其他金融工具(收益)损失			(7)						3,369						48,047						(7)						15,794						—
其他非现金(收益)损失			(2,598)						44						2,026						—						44						(2,598)
基于股票的薪酬费用(回收)			9,049						8,396						1,216						2,673						1,799						(170)
调整后的EBITDA(非GAAP)			$	489,555					$	241,536					$	96,482					$	108,828					$	81,529					$	121,236

营运资金流量定义为经DD&A开支、资产减值、商誉减值、递延税项开支或收回、基于股票的补偿开支或收回、债务发行成本摊销、非现金租赁开支、租赁付款、未实现汇兑损益、未实现衍生工具损益、其他金融工具损益及其他非现金损益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或损失，并认为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。自由现金流的定义是资金流减去资本支出。管理层使用这一财务指标来分析我们的主要业务活动在资本要求后产生的现金流，并认为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补充信息。从净收益或亏损到业务资金流和自由现金流的对账如下：

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						截至的年度																		三个月过去了，
						十二月三十一日，																		十二月三十一日，												9月30日，
(以千美元计)						2022						2021						2020						2022						2021						2022
净收益(亏损)						$	139,029					$	42,482					$	(777,967)					$	33,275					$	62,524					$	38,663
对净收益(亏损)与业务资金流进行调整
DD&A费用						180,280						139,874						164,233						51,781						41,574						45,320
资产减值						—						—						564,495						—						—						—
商誉减值						—						—						102,581						—						—						—
递延税费(回收)						25,340						(23,825)						(76,148)						(11,528)						(50,634)						4,914
基于股票的薪酬费用(回收)						9,049						8,396						1,216						2,673						1,799						(170)
债务发行成本摊销						3,528						3,809						3,625						759						1,127						751
非现金租赁费用						2,818						1,667						1,951						809						445						851
租赁费						(1,666)						(1,621)						(1,926)						(532)						(382)						(402)
未实现汇兑损失						10,251						21,879						5,271						4,113						4,934						6,636
未实现衍生工具(收益)损失						—						(9,589)						7,809						—						(12,088)						(219)
其他金融工具(收益)损失						(7)						3,369						48,047						(7)						15,794						—
其他非现金(收益)损失						(2,598)						44						2,026						—						44						(2,598)
运营资金流(非公认会计准则)						$	366,024					$	186,485					$	45,213					$	81,343					$	65,137					$	93,746
资本支出						$	236,604					$	149,879					$	96,281					$	72,887					$	40,229					$	57,035
自由现金流(非公认会计准则)						$	129,420					$	36,606					$	(51,068)					$	8,456					$	24,908					$	36,711

综合经营成果

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						更改百分比						2021						更改百分比						2020
石油销售			$	711,388					50						$	473,722					99						$	237,838
运营费用			162,385						20						135,722						19						114,371
交通费			10,197						(12)						11,618						8						10,739
运营净额回扣(1)			538,806						65						326,382						190						112,728
DD&A费用			180,280						29						139,874						(15)						164,233
资产减值			—						—						—						(100)						564,495
商誉减值			—						—						—						(100)						102,581
股权薪酬前的并购费用			31,908						15						27,867						15						24,134
基于股票的薪酬费用			9,049						8						8,396						590						1,216
汇兑损失			2,578						(87)						20,477						389						4,184
衍生工具损失			26,611						(46)						48,838						1,564						2,935
其他金融工具(收益)损失			(7)						(100)						3,369						(93)						48,047
利息支出			46,493						(15)						54,381						—						54,140
			296,912						(2)						303,202						(69)						965,965
其他损益			2,598						(6,005)						(44)						(91)						(469)
利息收入			443						100						—						(100)						345
所得税前收入(亏损)			244,935						959						23,136						103						(853,361)

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当期所得税支出			80,566						1,699						4,479						494						754
递延所得税支出(回收)			25,340						206						(23,825)						69						(76,148)
所得税总支出(回收)			105,906						647						(19,346)						74						(75,394)
净收益(亏损)			$	139,029					227						$	42,482					105						$	(777,967)
销售量(NAR)
总销售量，BOPD			23,696						10						21,598						7						20,163
每桶布伦特原油价格			$	99.04					40						$	70.95					64						$	43.21
每桶销售量的综合运营结果(NAR)
石油销售			$	82.25					37						$	60.09					86						$	32.23
运营费用			18.77						9						17.22						11						15.50
交通费			1.18						(20)						1.48						2						1.45
运营净额回扣(1)			62.30						51						41.39						171						15.28
DD&A费用			20.84						17						17.74						(20)						22.25
资产减值			—						—						—						(100)						76.49
商誉减值			—						—						—						(100)						13.90
股权薪酬前的并购费用			3.69						5						3.53						8						3.27
基于股票的薪酬费用			1.05						(2)						1.07						569						0.16
汇兑损失			0.30						(88)						2.60						356						0.57
衍生工具损失			3.08						(50)						6.19						1,448						0.40
其他金融工具(收益)损失			—						(100)						0.43						(93)						6.51
利息支出			5.38						(22)						6.90						(6)						7.34
			34.34						(11)						38.46						(71)						130.89
其他损益			0.30						(3,100)						(0.01)						(83)						(0.06)
利息收入			0.05						100						—						(100)						0.05
所得税前收入(亏损)			28.31						870						2.92						103						(115.62)
当期所得税支出			9.31						1,533						0.57						470						0.10
递延所得税支出(回收)			2.93						197						(3.02)						71						(10.32)
所得税总支出(回收)			12.24						600						(2.45)						76						(10.22)
净收益(亏损)			$	16.07					199						$	5.37					105						$	(105.40)

(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。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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石油产销量，BOPD

			截至十二月三十一日止的年度：
日均成交量(BOPD)			2022						2021						2020
特许权使用费前的Wi生产			30,746						26,507						22,624
版税			(6,931)						(4,919)						(2,552)
生产NAR			23,815						21,588						20,072
库存(增加)减少			(119)						10						91
销售额			23,696						21,598						20,163
特许权使用费，特许权使用费前工作利益生产的百分比			23		%				19		%				11		%

产油量NAR截至2022年12月31日的年度，增幅为10% to 23,815 BOPD从2021年开始。由于Acordionero和Costayaco油田的钻探和修井活动取得成功，Suroriente和Put-7区块的封锁造成的干扰减少，以及厄瓜多尔的勘探成功，产量增加。

在截至2022年12月31日的一年中，特许权使用费占产量的百分比比上一年有所增加，这与哥伦比亚基准石油价格的上涨和对价格敏感的特许权使用费制度相称。

截至2021年12月31日的年度石油产量NAR增长8%至21,588 BOPD，而2020年为20,072 BOPD。尽管2021年第二季度国家封锁影响了主要油田的生产，当地农民也在2021年第四季度封锁了Suroriente区块，但Acordionero和Costayaco油田的钻探和修井活动取得了成功，产量有所增加。

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Midas区块包括Acordionero、Gaitas和Ayombero-Chuira油田，Chaza区块包括Costayaco和Moqueta油田。

石油销售

石油销售截至2022年12月31日的年度，增幅为50%至7.114亿美元，2021年为4.737亿美元，主要是由于布伦特原油价格上涨40%，销售量增加10%，部分抵消了2022年55%的质量和运输折扣。卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚的差价增加到$9.81和$4.99 from $5.74 and $3.52 per bbl in 2021.

在每桶的基础上，平均实现价格增长了37% to $82.25 截至2022年12月31日的一年，与2021年的60.09美元相比，主要是由于基准油价的上涨，被2022年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚更高的差额所抵消。

截至2021年12月31日止年度的石油销售额较2020年的2.378亿美元增长99%至4.737亿美元，主要原因是2021年布伦特原油价格上涨64%，销售量增加7%，以及质量和运输折扣下降。

以每桶计，截至2021年12月31日止年度的平均已实现价格上升86%至60.09美元，较2020年的32.23美元上升，主要是由于基准油价上升以及2021年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚差价下降所致。2021年，卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚每桶的平均差额分别为5.74美元和3.52美元，而2020年分别为6.79美元和4.31美元。

下表显示了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度实现价格和销售量变化对我们石油销售的影响：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
比较年度的石油销售量			$	473,722					$	237,838					$	570,983
实现销售涨价(降价)效果			191,664						219,641						(158,334)
销售量增(减)效			46,002						16,243						(174,811)
本年度石油销售情况			$	711,388					$	473,722					$	237,838

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运营费用

运营费用在截至2022年12月31日的一年中，与2021年的1.357亿美元相比，增长了20%，达到1.624亿美元。以每桶计，营运开支较上一年度的17.22美元增加9%或1.55美元至18.77美元，主要原因是修井费用每桶增加0.48美元，而提升成本则每桶增加1.07美元，这主要是由于所有主要油田的产量增加及注水计划导致活动增加而导致发电量增加所致。

截至2021年12月31日的一年，运营费用与2020年的1.144亿美元相比增长了19%，达到1.357亿美元。在每桶基础上，运营费用较2020年的15.50美元增加11%或1.72美元至17.22美元，主要是由于Acordionero、Costayaco和Cohembi油田的电动潜水泵更换导致每桶修井活动增加1.03美元。修井活动的增加在一定程度上与恢复2020年失败并于2021年恢复使用的油井有关。2020年经营活动减少的原因是关闭了成本较高的油井，以应对新冠肺炎疫情造成的石油需求低迷造成的低油价环境。

交通费

我们有通过多条管道和卡车运输路线出售石油的选择。每条运输路线对实际价格和运输费用的影响是不同的。下表显示了在截至2022年12月31日的三年中，我们使用每种运输方式在哥伦比亚销售的石油数量的百分比：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
通过管道运输的流量			—		%				12		%				4		%
井口销售量			47		%				34		%				48		%
通过卡车向管道输送的流量			53		%				54		%				48		%
			100		%				100		%				100		%

通过管道或卡车运输的货物可以获得更高的实现价格，但会产生更高的运输费用。在井口出售的数量会产生相反的影响，即较低的实现价格，但被较低的运输费用所抵消。我们专注于最大限度地实现运营净利润(1)在选择运输方式时，每桶。

交通费截至2022年12月31日的年度，下降b同比增长12%，至1020万美元相比之下，2021年的销售额为1160万美元，原因是2022年井口的销售量增加。在每桶的基础上，运输费用减少了。20%

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to $1.182021年为1.48美元。每桶运输费用的下降是由于井口销售量增加，以及与2021年同期相比，2022年销售量增加。此外，在2021年期间，由于维护英帕拉码头，采用了替代运输路线，每桶的运输成本较高。

截至2021年12月31日的年度的运输费用增加了8% 至1160万美元，与1070万美元2020年，由于2021年井口销售量下降。以每桶计，交通费增加了。2%从2020年的1.45美元降至1.48美元。每桶运输费用增加是由于2021年井口销售量较低，以及维护Impala码头而使用替代运输路线，导致每桶运输费用略高于2020年同期。

(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。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

下表显示了截至2022年12月31日的三年中，我们在哥伦比亚的平均实现价格扣除运输费用后的净额：

			截至十二月三十一日止的年度：
(每桶美元销售量NAR)			2022						2021						2020
布伦特原油平均价格			$	99.04					$	70.95					$	43.21
比较期间的平均实现价格，扣除运输费用			$	58.61					$	30.78					$	51.76
提高(降低)基准价格			28.09						27.74						(20.95)
(增加)质量和运输折扣减少			(5.93)						0.12						(0.50)
交通费的减少(增加)			0.30						(0.03)						0.47
当年平均实现价格，扣除运输费用后的价格			$	81.07					$	58.61					$	30.78

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运营净额回扣

			截至十二月三十一日止的年度：
已整合			2022						2021						2020
(以千美元计)
石油销售			$	711,388					$	473,722					$	237,838
交通费			(10,197)						(11,618)						(10,739)
			701,191						462,104						227,099
运营费用			(162,385)						(135,722)						(114,371)
运营净额回扣(1)			$	538,806					$	326,382					$	112,728
(每桶美元销售量NAR)
布伦特原油			$	99.04					$	70.95					$	43.21
质量和运输折扣			(16.79)						(10.86)						(10.98)
平均实现价格			82.25						60.09						32.23
交通费			(1.18)						(1.48)						(1.45)
平均实现价格，扣除运输费用			81.07						58.61						30.78
运营费用			(18.77)						(17.22)						(15.50)
运营净额回扣(1)			$	62.30					$	41.39					$	15.28

(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。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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DD&A费用

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
DD&A费用，数千美元			$	180,280					$	139,874					$	164,233
DD&A费用，每桶美元			$	20.84					$	17.74					$	22.25

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截至2022年12月31日的一年，DD&A费用比2021年增加了29%，即每桶3.10美元。以每桶计，2022年的DD&A增长是由于与2021年相比，可耗竭基础的产量增加和成本上升。

截至2021年12月31日的一年，DD&A费用比2020年下降了15%，即每桶4.51美元。以每桶计，2021年的DD&A减少是由于与2020年相比，已探明储量按比例增加。

资产减值

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
石油和天然气性质的减值			$	—					$	—					$	560,344
存货减值			—						—						4,151
			$	—					$	—					$	564,495

我们遵循全成本法核算我们的石油和天然气资产。在这种方法下，按国别计算的房产账面净值减去相关递延所得税后，不得超过计算出的“上限”。上限是已探明石油和天然气资产未来税后净收入的估计值，按每年10%的折扣计算。在计算未来贴现净收入时，石油和天然气价格是使用资产负债表所涉期间终了日期前12个月期间的平均价格确定的，计算方法是该期间内每个月的第一天价格的未加权算术平均数。然后，平均价格保持不变，除非发生变化，这些变化是固定的，可以由现有合同确定。因此，上限测试估计是基于以每年10%的折扣计算的历史价格，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。

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，未录得上限测试减值亏损。截至2020年12月31日止年度，我们录得上限测试减值亏损5.603亿美元。根据公认会计原则，我们在2022年12月31日的上限测试计算中使用的布伦特原油平均价格为每桶97.98美元减去相应的差价(2021年和2020年分别为每桶68.92美元和43.43美元)。

截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们没有石油库存减值损失。在截至2020年12月31日的一年中，有420万美元的库存减值损失。

商誉减值

整个1.026亿美元的商誉余额在截至2020年12月31日的年度内减值。

并购费用

(以千美元计)			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						更改百分比						2021						更改百分比						2020
股权薪酬前的并购费用			$	31,908					15						$	27,867					15						$	24,134
G&A股票薪酬			9,049						8						8,396						590						1,216
包括股票薪酬在内的并购费用			$	40,957					13						$	36,263					43						$	25,350
(每桶美元销售量NAR)
股权薪酬前的并购费用			$	3.69					5						$	3.53					8						$	3.27
G&A股票薪酬			1.05						(2)						1.07						569						0.16
包括股票薪酬在内的并购费用			$	4.74					3						$	4.60					34						$	3.43

在每个bbl的基础上，股权薪酬前的并购费用增长5%，至每桶3.69美元，原因是优化项目成本上升，以及与2022年资本化的额外租赁相关的租赁义务支出。由于上述相同原因，截至2022年12月31日的一年，扣除股票薪酬前的G&A总支出与2021年相比增长了15%，达到3190万美元。

由于2021年的绩效奖金，截至2021年12月31日的一年，扣除股票薪酬前的G&A费用比2020年增长了15%，达到2790万美元，或8%，达到每桶3.53美元，但略有被差旅、信息技术、咨询和法律费用的下降所抵消。

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在每个bbl的基础上，股权薪酬后的并购费用截至2022年12月31日的年度，由于上述相同原因和更高的基于股票的薪酬支出，与2021年相比，增长了3%，达到每桶4.74美元。由于销售量与2022年基于股票的薪酬支出的增加比例增加，每桶的股票薪酬下降了2%。由于截至2022年12月31日的一年的股票薪酬支出比2021年有所增加，扣除股票薪酬后的G&A总支出增长了13%，达到4100万美元。

在截至2021年12月31日的一年中，扣除股票薪酬成本后的G&A费用增长了43%，达到3630万美元，或34%，达到每桶4.60美元，原因是股票薪酬成本比2020年更高。

外汇损失

在截至2022年、2021年和2020年12月31日的一年中，我们的汇兑损失分别为260万美元、2050万美元和420万美元。汇兑损益的主要来源是应收和应付税项重估、递延税项资产和远期预付权益(“PEF”)。根据公认会计原则，所得税、递延税金和PEF被视为货币性资产和负债，需要在每个资产负债表日从当地货币转换为美元功能货币。

下表列出了截至2022年12月31日的过去三年哥伦比亚比索和加元兑美元的变动情况：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
哥伦比亚比索兑美元汇率的变化			被削弱了						被削弱了						被削弱了
			21		%				16		%				5		%
加元兑美元汇率的变化			被削弱了						始终如一						增强了
			7		%				—		%				2		%

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金融工具损益

下表列出了我们在截至2022年12月31日的三年中每年的金融工具损益性质：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
商品价格衍生损益			$	26,611					$	48,723					$	(220)
外币衍生工具损失			—						115						3,155
			$	26,611					$	48,838					$	2,935
未实现投资损失			$	—					$	2,032					$	46,883
投资出售损失			—						1,355						—
金融工具(收益)损失			(7)						(18)						1,164
			$	(7)					$	3,369					$	48,047

所得税支出和追回

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
所得税前收入(亏损)			$	244,935					$	23,136					$	(853,361)
当期所得税支出			$	80,566					$	4,479					$	754
递延所得税支出(回收)			25,340						(23,825)						(76,148)
所得税总支出(回收)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)
实际税率			43		%				(84)		%				9		%

截至2022年12月31日的一年，当前所得税支出为8060万美元(2021年-450万美元；2020年-80万美元)。与2021年相比，截至2022年12月31日的一年，当期所得税支出增加，主要原因是应税收入增加。

截至2022年12月31日的年度的递延所得税支出为2,530万美元，主要是由于税收折旧高于会计折旧，以及利用税收损失抵消哥伦比亚的应税收入。

2021年12月31日终了年度的递延所得税收回金额为2,380万美元，主要原因是哥伦比亚发放了估值免税额，但与会计折旧相比的超额税收折旧以及利用税收损失抵消哥伦比亚的应税收入部分抵消了这一数额。截至2020年12月31日止年度的递延所得税收回7,610万美元，主要是由于哥伦比亚的减值，但哥伦比亚的税务损失被估值津贴完全抵销。

截至2022年12月31日的一年，我们的有效税率为43%，而2021年为(84%)。实际税率的增加主要是由于哥伦比亚的估价津贴、其他永久性差异、基于股票的补偿费用和不可扣除的第三方特许权使用费的增加。外币换算调整的减少和外国税收的影响略微抵消了这一影响。

截至2021年12月31日的一年，我们的有效税率为(84%)，而2020年为9%。实际税率的下降主要是由于2020年不可抵扣商誉减值以及估值准备减少、外币换算调整、外国税的影响、其他永久性差异以及对PetroTal的不可抵扣投资损失。哥伦比亚基于股票的补偿费用和不可扣除的第三方特许权使用费的增加略微抵消了这些费用。

截至2022年12月31日的年度，我们43%的有效税率与哥伦比亚法定税率35%之间的差异主要是由于2660万美元的套期保值损失，4650万美元的主要与优先票据相关的融资成本，以及2310万美元的基于股票的薪酬和G&A成本，这是在没有确认税收优惠的司法管辖区发生的。这些被1320万美元的非应税外汇收益部分抵消。

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截至2021年12月31日的年度，我们的有效税率为(84%)%，与哥伦比亚法定税率31%之间的差异主要是由于估值津贴和其他永久性差异的减少，但这些差异被外币换算调整、外国税收、股票补偿成本、哥伦比亚不可扣除的第三方特许权使用费和PetroTal不可扣除的投资损失的增加部分抵消。

截至2020年12月31日的年度，我们的有效税率为9%，哥伦比亚法定税率为32%，两者之间的差异主要是由于估值津贴、外币换算调整、不可抵扣商誉减值和外国税的增加。

我们在2022年12月31日的估计税池如下：

(以千美元计)						2022
哥伦比亚
非资本损失和其他税收抵免						$	40,788
可耗尽和可折旧资产						624,940
税池和抵免总额						$	665,728
厄瓜多尔
可耗尽和可折旧资产						$	46,696
税池和抵免总额						$	712,424

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运营净收入和资金流(非公认会计准则衡量标准)

(以千美元计)			2022年第四季度与2022年第三季度						更改百分比						2022年第四季度与2021年第四季度						更改百分比						截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较						更改百分比
比较期间的净收入			$	38,663											$	62,524											$	42,482
增加(减少)由于：
销售量			15,363												11,600												46,002
价格			(21,123)												4,750												191,664
费用：
现金运营费用			(4,282)												(5,763)												(26,663)
交通运输			(16)												454												1,421
现金并购，不包括基于股票的薪酬费用			286												475												(4,041)
扣除债务发行成本摊销后的净利息			679												1,908												7,607
已实现汇兑(损)利			(3,126)												1,740												6,271
金融工具的结算			219												13,386												31,816
现行税种			(674)												(13,001)												(76,087)
租赁付款净额			(172)												214												1,106
利息收入			443												443												443
营运资金流净变化(1) 从比较期间开始			(12,403)												16,206												179,539
费用：
耗尽、折旧和增值			(6,461)												(10,207)												(40,406)
递延税金			16,442												(39,106)												(49,165)
债务发行成本摊销			(8)												368												281
租赁付款净额			172												(214)												(1,106)
基于股票的薪酬			(2,843)												(874)												(653)
其他非现金(亏损)收益			(2,598)												44												2,642
金融工具(亏损)收益，金融工具结算净额			(212)												3,713												(6,213)
未实现汇兑损失			2,523												821												11,628
净收入净变化			(5,388)												(29,249)												96,547
本期净收入			$	33,275					(14)		%				$	33,275					(47)		%				$	139,029					227		%

(1)运营资金流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任何标准化的含义。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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2023年工作方案和资本支出

 

我们的哥伦比亚发展行动预计将代表95%约占2023年资本预算的70%，其余部分用于勘探活动。

下表显示了我们2023年资本计划的细目：

			井数 (毛和净额)												2023年基本建设预算 (百万美元)
发展--哥伦比亚			18 - 23												150 - 170
探险--哥伦比亚和厄瓜多尔			4 - 6												60 - 80
			22 - 29												210-250

我们2023年的基本资本计划是2.1亿至2.5亿美元用于勘探和开发活动。根据2023年指导方针的中点，资本预算预计约70%用于开发，30%用于勘探活动。预计2023年资本计划中约15%的开发活动将用于设施。

我们预计我们的2023年资本计划将完全由运营现金流提供资金。该项目的资金来自运营现金流，部分依赖于2023年布伦特原油价格至少为每桶60美元。

资本计划

截至2022年12月31日的一年中，资本支出为2.366亿美元。

在截至2022年12月31日的一年中，我们在哥伦比亚和厄瓜多尔钻探了以下油井：

			井数 (毛和净额)
哥伦比亚
发展			20.0
探索			4.0
服务			8.0
			32.0
厄瓜多尔
探索			2.0
			2.0
公司总数			34.0

 

在2022年，我们挖土豆20发展，四个探索和八在哥伦比亚的服务井和二厄瓜多尔的探井。在哥伦比亚钻探的油井中，有24口是在迈达斯钻探的，Chaza有7个，Alea 1848-A街区有1个。在厄瓜多尔，我们分别在Chanangue和Charapa区块钻了一口井。截至2022年12月31日，哥伦比亚的所有开发井和两口探井以及厄瓜多尔的两口探井都在生产。

流动性与资本资源

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						更改百分比						2021						更改百分比						2020
现金和现金等价物			$	126,873					386						$	26,109					91						$	13,687
流动受限现金和现金等价物			$	1,142					191						$	392					(8)						$	427
循环信贷安排			$	—					(100)						$	67,500					(64)						$	190,000
高级附注			$	579,909					(3)						$	600,000					—						$	600,000

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我们相信，考虑到当前的油价趋势和产量水平，我们的资本资源，包括手头现金、运营产生的现金以及我们信贷安排的可用能力，将为我们提供足够的流动性，以维持当前的运营，并在未来12个月及以后执行资本计划。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。除了手头的现金，我们的信贷安排下的运营和借款产生的现金，在寻求我们的战略收购和增长机会时，我们可能会寻求其他资金来源。

于2022年12月31日止年度，吾等终止先前的循环信贷安排协议，并以新的信贷安排协议取代先前的循环信贷安排协议。该信贷安排的借款基数最高为1.5亿美元，其中1.0亿美元作为2022年12月31日的初步承诺，经我们和贷款人共同同意，还可以选择再提供5000万美元。信贷安排的利息基于纽约联邦储备银行公布的有担保隔夜融资利率加上6.00%的信贷保证金和0.26%的信贷调整利差。信贷安排项下的未支取金额根据可用金额按2.10%的年利率计息。信贷安排以我们哥伦比亚的资产和经济权利为担保。它的最终到期日为2024年8月15日，如果满足某些条件，该日期可能会延长至2025年2月18日。提款的有效期限为6个月，自信贷安排之日起算。截至2022年12月31日，信贷安排仍未动用。在2022年12月31日之后，信贷安排下的提款可用期延长至2023年8月20日。

根据信贷安排的条款，我们必须遵守以下财务契约：

i.至少150%的全球覆盖率是使用截至最终到期日的公司综合未来现金流的净现值计算的，折现率比每个报告期的信贷安排未偿还金额高出10%。本公司综合未来现金流的净现值须以现行洲际交易所布伦特远期分带的80%为基础。

二、至少150%的预付款终身覆盖比率，使用根据商业合同从开始日期到最终到期日的估计总价值计算，基于当前ICE布伦特远期条带的80%，并根据信贷安排上的未偿还金额(包括利息和应付给贷款人的所有其他成本)的质量和运输折扣进行调整。

i.流动资金比率，即我们预计的现金来源在包括一年的合并未来现金流在内的每个季度期间至少超过预计现金使用量的1.15倍。未来现金流包括预期的运营现金流、预期较少的资本支出和某些其他调整。对于预测的未来现金流，本公约中使用的大宗商品定价假设必须是当前布伦特远期现金流的90%。

在2022年12月31日，我们有3.0亿美元2027年到期的7.75厘优先债券(“7.75厘优先债券”)及2.799亿美元于2025年到期的6.25厘高级债券(“6.25厘高级债券”及连同7.75厘高级债券，称为“高级债券”)。

该批利率为7.75厘的优先债券，息率为年息7.75厘，由2019年11月23日开始，每半年派息一次，分别在每年的5月23日及11月23日派息。除非提早赎回或购回，否则该批息率7.75的优先债券将於2027年5月23日期满。

债券息率为6.25厘，年息6.25厘，由2018年8月15日开始，每半年派息一次，分别在每年的2月15日及8月15日派息一次。除非提早赎回或购回，否则该批6.25厘的优先债券将於2025年2月15日期满。

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。

于截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们于公开市场回购2,010万元6.25厘优先债券，现金代价为1,730万元，包括应付利息10万元。回购产生了260万美元的收益，其中包括注销30万美元的递延融资费用。回购的6.25%优先债券并未取消，并于2022年12月31日以国债形式持有。

于截至2022年12月31日止年度内，我们透过多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)的设施及加拿大的合资格另类交易平台实施股份回购计划(“2022计划”)。根据2022年计划，我们能够以现行市场价格购买最多36,033,969股普通股，约占截至2022年8月22日普通股已发行和已发行股票的10%。2022年计划到期

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2023年8月31日，或更早，如果达到10%的份额上限。回购取决于当时的市场条件、我们普通股的交易价格、我们的财务表现和其他条件。

在截至2022年12月31日的年度内，我们以加权平均价约每股1.20美元回购了22,747,462股股票。回购的股份由我们持有，并于2022年12月31日记录为库存股。

在年底之后，公司从授予600万个短期PEF单位中获得了540万美元。

加拿大和美国境外持有的现金和现金等价物

2022年12月31日, 100% 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。

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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来源和用途：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
现金和现金等价物的来源：
净收益(亏损)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
对净收益(亏损)与业务资金流进行调整
DD&A费用			180,280						139,874						164,233
资产减值			—						—						564,495
商誉减值			—						—						102,581
递延税费(回收)			25,340						(23,825)						(76,148)
基于股票的薪酬费用			9,049						8,396						1,216
债务发行成本摊销			3,528						3,809						3,625
未实现汇兑损失			10,251						21,879						5,271
其他非现金(收益)损失			(2,598)						44						2,026
衍生工具损失			26,611						48,838						2,935
衍生工具的现金结算			(26,611)						(58,427)						4,874
其他金融工具(收益)损失			(7)						3,369						48,047
非现金租赁费用			2,818						1,667						1,951
租赁费			(1,666)						(1,621)						(1,926)
来自运营的资金流动(1)			366,024						186,485						45,213
非现金营运周转金变动			64,317						59,154						36,062
其他债务收益，扣除发行成本			—						—						88,332
非现金投资营运资金的变动			26,273						1,431						—
行使股票期权所得收益			1,298						100						—
普通股发行收益，扣除发行成本			2						—						—
出售投资的收益，扣除交易成本			—						43,126						—
			457,914						290,296						169,607
现金和现金等价物的使用：
物业、厂房和设备的附加费			(236,604)						(149,879)						(96,281)
偿还债务			(67,803)						(122,500)						(17,000)
租赁费			(2,228)						(2,182)						(879)
其他债务收益，扣除发行成本			—						(228)						—
非现金投资营运资金的变动			—						—						(48,642)
资产报废债务的现金结算			(2,630)						(805)						(201)
回购普通股股份			(27,317)						—						—
回购优先债券			(17,274)						—						—
现金和现金等价物以及限制性现金和现金等价物的汇兑损失			(2,104)						(821)						(156)
			(355,960)						(276,415)						(163,159)
现金和现金等价物以及限制性现金和现金等价物净增			$	101,954					$	13,881					$	6,448

(1)运营资金流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任何标准化的含义。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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表外安排

 

截至2022年12月31日、2021年和2020年，我们没有表外安排。

合同义务

 

以下是截至2022年12月31日，初始或剩余不可取消期限超过一年的确定协议和租赁的购买义务、未来最低付款年限的时间表：

(以千美元计)			总计						2023						2024-2025						2026-2027						2028年及以后
6.25%高级债券			279,909						—						279,909						—						—
7.75%高级债券			300,000						—						—						300,000						—
长期债务总额			579,909						—						279,909						300,000						—
利息支付(1)			142,820						42,844						67,491						32,485						—
设施			8,704						1,997						3,999						2,708						—
经营租约			10,684						2,093						3,315						3,661						1,615
融资租赁			22,036						5,105						6,877						10,054						—
软件和电信			774						387						387						—						—
总计			$	764,927					$	52,426					$	361,978					$	348,908					$	1,615

(1)利息支付的计算方法是假设我们的信贷安排将持有至2024年8月15日的到期日，而我们的6.25%优先债券及7.75%优先债券将分别持有至2025年2月及2027年5月的到期日。实际结果将与这些估计和假设不同。

截至2022年12月31日，我们提供的期票共计1.111亿美元(2021年--1.03亿美元)，用于支持与勘探合同和其他资本或经营要求中所载工作承诺担保有关的信用证或担保债券。这些无担保信用证没有利用我们的信贷安排能力，因为它们得到了哥伦比亚当地银行和加拿大出口发展部的支持。

上表并未反映因放弃我们的石油和天然气资产及其他长期负债而预期于未来产生的估计金额，因为我们无法准确地确定该等付款的时间。有关我们的资产报废债务的信息可以在综合财务报表的附注10资产报废债务中的第8项“财务报表和补充数据”中找到。

按照石油和天然气行业的惯例，我们有时可能会做出承诺，保留或赚取某些面积的头寸或油井。如果我们不履行这些承诺，可能会失去种植面积或油井，并可能支付相关罚款。

气候变化

我们审议了气候事件对本年度报告(截至2022年12月31日的10-K表格)中提出的以下项目的影响：

减损

我们在石油和天然气资产的上限测试减值评估中考虑了全球不断变化的能源需求和非化石燃料替代能源的全球进步的影响。我们石油和天然气资产的估计上限是根据已探明储量计算的，这些储量的寿命一般不到15年。全球能源市场从以碳为基础的能源向替代能源过渡的最终时期是高度不确定的。然而，根据2022年储量报告，与已探明储量相关的大部分现金流应在潜在消除碳基能源之前实现。

在2022年12月31日，不允许对上限测试中使用的贴现率进行具体调整，以考虑能源需求不断变化的风险，因为根据全成本核算10%的贴现率是规定的。

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不动产、厂房和设备支出

从2018年到2022年，我们在Acordionero气田的天然气转换设施上花费了2,270万美元，主要通过回收天然气和置换柴油来减少排放。2022年，阿科迪奥内罗油田占我们产量的52%。截至2022年12月31日，我们在Cohembi气田的天然气发电设施上产生了60万美元的资本支出，主要是通过回收天然气和置换柴油来减少排放。2022年，我们将18亿标准立方英尺的天然气转化为电力，而不是燃烧。与减少我们的业务对气候的影响直接相关的项目支出的程度。

我们自愿支持环境保护项目。通过像Gran Tiera的旗舰环境倡议NaturAmazonas这样的项目，与国际非政府组织保护国际合作，我们承诺在安第斯-亚马逊雨林走廊重新造林1,000公顷土地，并保护和维护18,000公顷森林。仅NaturAmazonas项目一项，就有望在其生命周期内封存约870万吨二氧化碳。自2018年以来，通过公司的所有环境努力，我们总共种植了150万棵树，并保护、保存或重新造林了3874公顷土地。继续实施以环境保护、节约和退耕还林为重点的工程。

流动资产和流动负债

这些数额是短期的，在2022年期间，管理层没有意识到与气候变化和气候事件有关的对这些项目的任何实质性影响。2022年，我们的应收账款没有出现重大信贷损失。

股本

不断变化的能源转型和对石油和天然气行业的普遍情绪可能会导致进入资本市场的机会减少。

关键会计政策和估算

 

根据公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计、判断和假设，以影响资产和负债的报告金额以及报告的收入和费用以及或有负债的披露。由于事实和环境的变化或新信息的发现，与判断和假设有关的这些估计数将发生变化，因此，实际结果可能与估计的数额不同。

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我们的关键会计政策和估计。

在以下情况下，某些会计估计被视为关键：(A)由于对高度不确定的事项或该等事项对变动的敏感性所需的主观性和判断的程度，估计和假设的性质是重要的；及(B)估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。以下讨论会计领域以及相关的关键估计和假设。

全成本法核算、探明储量、DD&A与油气资产减值

我们按照美国证券交易委员会S-X规则4-10对我们的石油和天然气资产进行全成本会计核算，如合并财务报表重要会计政策第8项“财务报表和补充数据”的附注2所述。在完全成本会计方法下，收购、勘探和开发物业所产生的所有成本均被资本化，包括直接可归因于这些活动的内部成本。净资本化成本的总和，包括估计资产报废债务(“ARO”)，以及开发已探明储量将产生的估计未来开发成本的总和，采用生产单位法耗尽。

使用全成本法核算石油和天然气勘探和开发活动的公司被要求进行上限测试计算。上限测试将汇集成本限制为已探明油气资产的贴现估计未来税后净收入的总和，加上未探明资产的成本或估计公允价值减去任何相关税收影响的较低者。

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，超过了计算的上限，超出的部分必须作为费用注销。任何此类减记都将减少发生期间的收益，并导致未来期间的DD&A费用减少。上限限制是针对我们拥有石油和石油的每个国家单独实施的

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气体属性。在一个期间记录的费用不得在下一个期间冲销，即使较高的石油和天然气价格可能增加了适用于下一个期间的上限。

我们对已探明石油和天然气储量的估计是耗竭和全成本上限计算的主要组成部分。此外，我们的已探明储量代表了这些计算的要素，需要做出最主观的判断。储量估计是基于工程数据、预计的未来产量、以及未来支出的数量和时间的预测。估计石油和天然气储量的过程需要大量的判断，导致确定不准确，特别是对新发现的石油。不同的储量工程师可能会根据相同的数据对储量做出不同的估计。

我们相信我们的假设是合理的，这是基于我们在准备我们的估计时获得的信息。然而，随着来自正在进行的开发活动和生产业绩的更多数据的获得，以及经济状况对石油和天然气价格和成本的影响，这些估计可能会发生重大变化。

管理层负责估计已探明石油和天然气储量的数量，并准备相关披露。估计和相关披露是根据美国证券交易委员会的要求和美国石油工程师协会规定的普遍接受的行业实践来编制的。储量估计至少每年由独立的合格储量顾问进行评估。

虽然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和适用贴现率不需要判断。上限计算规定使用10%的折扣率，并使用代表12个月期间每个月第一天的平均价格来计算未来净收入。因此，与估计已探明储量相关的未来净收入不是基于我们对未来价格或成本的评估，而是反映了重力、质量、当地条件、采集费和运输费以及距离市场的距离的调整。根据已探明储量对未来现金流的标准化衡量估计2022年12月31日，上限测试基于截至该12个月期间每个月第一天的每桶井口价格。

由于上限测试计算要求使用不能代表未来价格的价格，并且需要10%的折扣率，因此由此产生的价值不应被解释为可归因于我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。任何特定12个月期间的历史石油和天然气价格可能高于或低于我们的价格预测。因此，因适用全额成本上限限制而导致的石油和天然气财产减记，以及因价格波动而不是储量基础数量减少而引起的减记，不应被视为相关储量最终价值减少的绝对指标。

我们的储备委员会监督对我们的石油和天然气储量的年度审查和相关披露。审计委员会定期与管理层开会，审查准备金程序、结果和相关披露，并任命和会见独立准备金顾问，以审查他们的工作范围、他们是否能够获得足够的信息、任何重大意见分歧的性质和令人满意的解决办法，以及就独立准备金顾问而言，他们的独立性。

截至2022年及2021年12月31日止年度，本集团并无上限测试减值亏损，而截至2020年12月31日止年度则产生上限测试减值亏损5.603亿美元。我们使用的布伦特原油平均价格为$97.98每桶减去2022年12月31日上限测试计算的相应差额(2021年和2020年分别为68.92美元和43.43美元)。

考虑到影响资产基础和美国公认会计原则上限测试计算所用现金流的诸多因素，很难合理确定地预测预期未来减值损失的金额。这些因素包括但不限于未来大宗商品定价、不同定价环境下的特许权使用费费率、运营成本和协议节余、汇率、资本支出时机和协议节余、产量及其对损耗和成本基础的影响、持续勘探和开发活动导致的储量上调或下调、以及税收属性。

未经证明的属性

在确定是否存在已探明储量之前，未探明的财产不会枯竭。成本于评估物业及建立已探明储备或确定减值时持续转入摊销基准。未经证实的物业每季度评估一次，以确定是否已发生减值。未探明的财产，其个别成本是显著的，通过考虑地震数据、计划或要求来单独评估

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放弃种植面积、钻探结果和活动、承诺期内的剩余时间、剩余资本计划以及政治、经济和市场状况。若个别评估成本并非重大的物业的减值金额并不可行，则为评估减值而将该等物业分组。在任何因素表明减值的期间内，此类财产迄今发生的累计成本被转移到全部成本池中，然后进行摊销。成本转入摊销基础涉及大量判断，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、资本可用性和其他因素而随着时间的推移而发生变化。对于尚未建立储备基数的国家，减值计入收益。

资产报废债务

我们必须拆除和拆除生产设施，并补救造成的任何损害，以消除或补救我们现在和以前的作业地点的活动对环境的影响。估计我们未来的ARO需要我们对未来许多年后发生的活动做出估计和判断。此外，随着我们所在国家标准的发展，环境法律和法规的最终财务影响并不总是清楚地知道，也不能合理地估计。

我们通过对与我们的油气井和设施相关的估计报废债务的现值进行贴现，在我们的合并财务报表中记录ARO。在得出记录的金额时，我们就ARO的法律义务的存在、估计的概率、和解的金额和时机、通胀因素、信用调整后的无风险贴现率以及法律、法规、环境和政治环境的变化做出了许多假设和判断。由于成本通常延续到未来很多年，估计未来的成本是困难的，需要管理层做出判断，这些判断可能会根据许多因素进行修订，这些因素包括不断变化的技术以及政治和监管环境。在首次计量ARO之后的期间，我们必须确认因时间推移以及对未贴现现金流的原始估计的时间或金额的修订而导致的负债的期间间变化。由于时间流逝而增加的ARO负债会影响作为增值费用的净收入。相关资本化成本，包括其修订，通过DD&A计入费用。

很难确定我们的任何一个假设发生变化的影响。因此，我们无法就我们假设的改变对我们的财务结果产生的影响提供合理的敏感性分析。

预付权益远期

我们利用PEF在经济上全部或部分对冲与业绩单位(“PSU”)计划相关的普通股市场价格波动带来的经济风险，并通过损益按公允价值指定。PEF的公允价值是根据我们普通股的股价来衡量的。与PEF按市值计价相关的收益和损失记录在G&A费用中。

租契

在合同开始时，我们评估合同是否是租赁或包含租赁。如果合同转让了在一段时间内控制已确定资产的使用权以换取对价，则该合同是租赁或包含租赁。在包含租赁部分的合同开始时，我们根据租赁和非租赁部分的相对独立价格将合同中的对价分配给每个租赁和非租赁部分。我们在租赁开始日确认使用权资产和租赁负债。使用权资产最初按成本计量，其后按成本减去任何累计折旧和减值损失计量，并根据租赁负债的某些重新计量进行调整。

租赁负债最初按开始日期未支付的租赁付款的现值计量，使用租赁中隐含的利率贴现，如果该利率不能轻易确定，则按我们的递增借款利率贴现。一般来说，我们使用我们的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，并因支付的租赁付款而减少。当未来租赁付款因指数或利率的变动、剩余价值担保项下预期应付金额的估计变动、或(如适用)购买或延期选择权是否合理地肯定会行使或终止选择权是否合理地肯定不会行使而发生变化时，将重新计量。

我们已经运用判决来确定包括续签或终止选项的合同的租赁期。评估吾等是否合理地肯定会行使该等选择权会影响租赁期，而租赁期则会对已确认的租赁负债额及使用权资产产生重大影响。

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与客户签订合同的收入

我们的收入与哥伦比亚的石油销售有关。当收入将产品的控制权转移给客户时，我们就会确认收入。这通常发生在客户获得产品的合法所有权时，以及产品被实际转移到与客户商定的交货点时。付款条件通常是在发票交付给客户后的三个工作日内。收入是根据与客户的合同中规定的对价确认的。收入代表我们的份额，并记录为向政府和其他矿产权益所有者支付的特许权使用费净额。

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。在进行评估时，我们的管理层考虑我们是否对交付的产品进行了控制，这表明我们对产品的交付负有主要责任，是否有能力制定价格或是否存在库存风险。如果我们在交易中以代理人的身份而不是以委托人的身份行事，那么收入就是以净额为基础确认的，只反映了我们从交易中实现的费用。

管理层对使用我们拥有的管道向其他实体收取的关税、通行费和费用进行评估，以确定这些是来自与客户的合同还是来自附带安排。

于比较期间，石油及天然气生产收入于客户取得所有权并承担所有权的风险及回报、价格固定或可厘定、出售有合约证明及收入获得合理保证时确认。

在确定我们在交易中是作为委托人还是代理人时，管理层决定我们是否获得了对产品的控制权。作为这项评估的一部分，管理层考虑会计准则编纂(“ASC”)606中规定的收入确认的详细标准。

信贷损失准备

在每个报告日期，我们评估初始确认应收贸易账款时的预期终身信贷损失。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这一期间经历的相应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。当没有合理的回收预期时，应收贸易账款被注销。

所得税

我们采用负债法核算所得税，即确认递延所得税资产和负债的未来税务后果，归因于资产和负债额的财务报表与其各自税基之间的差额。递延税项资产亦确认可归因于预期利用现有税项净营业亏损结转及其他类型结转的未来税项利益。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。

我们在多个国家开展业务，因此，我们需要在多个司法管辖区缴纳所得税。我们所得税条款的确定本身就很复杂，我们需要对不断变化的法规进行解读，并做出某些判断。虽然所得税申报要接受审计和重新评估，但我们相信我们已经为所有所得税义务做了足够的拨备。然而，由于所得税审计、重估、判例和任何新立法而导致的事实和情况的变化可能会导致我们的所得税拨备增加或减少。

为评估递延税项资产的变现情况，我们会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税项资产的最终变现取决于在这些临时差额可扣除期间产生的未来应纳税所得额。我们在作出这项评估时，会考虑递延税项负债的预定冲销、预计未来应课税收入及税务筹划策略。

我们的有效税率是基于税前收入以及我们经营业务的各个司法管辖区适用于该收入的税率。本年度的估计有效税率适用于我们的季度经营业绩。如果发生以下情况

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在本公司季度经营业绩中确认或预计将确认的重大异常或离散项目，该项目的应占税额将与异常或离散项目同时单独计算和记录。我们认为上一年度税务事项的解决就是这样的项目。在确定我们的有效税率和评估我们的纳税状况时，需要做出重大判断。当我们很有可能不能实现该职位的全部税收利益时，我们就会建立储备。我们会根据不断变化的事实和情况调整这些储备。

我们经常评估潜在的不确定税收头寸，如果需要，估计并建立此类金额的应计项目。

法律和其他或有事项

法律和其他或有事项准备金在损失可能发生且成本可以合理估计时计入费用。确定何时应为这些或有事项记录费用以及应计费用的适当数额是一个复杂的估计过程，其中包括管理层的主观判断。在许多情况下，管理层的判断是基于对法律和法规的解释，监管机构和/或法院可以对法律和法规进行不同的解释。管理层密切监测已知和潜在的法律及其他或有事项，并根据我们掌握的信息定期决定何时应记录这些项目的损失。

基于股票的薪酬

我们的基于股票的薪酬成本是根据最终预期授予的奖励的公允价值来衡量的。公允价值是使用定价模型来确定的，例如布莱克-斯科尔斯模拟股票期权定价模型和/或可观测的股票价格。这些估计取决于某些假设，包括波动性、无风险利率、奖励期限、罚没率和业绩因素，这些因素的性质受到计量不确定性的影响。我们使用历史数据来估计布莱克-斯科尔斯期权定价模型、期权执行和员工离职行为中使用的预期术语。公允价值估计中使用的预期波动性是基于我们股票的历史波动性。股票期权预期期限内的无风险利率以授予时生效的美国国债收益率曲线为基础。

第7A项。关于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油价有关。石油价格波动和不可预测，受到对世界供需失衡的担忧和许多其他我们无法控制的市场因素的影响。我们的收入来自按布伦特原油定价的石油销售，并根据质量进行了调整。

外币风险

外汇风险是我们公司的一个因素，但在一定程度上会因我们所在国家的支出和收入的性质而得到改善。我们的报告货币是美元，我们100%的收入与布伦特或WTI石油的美元价格有关。在哥伦比亚，我们100%的收入以美元计价，我们的大部分资本支出以美元计价或以美元价格计算。所有地点的大部分收入以及增值税和并购费用都是以当地货币计算的。

此外，汇兑损益主要来自美元对哥伦比亚比索和加元(“加元”)的波动，这是由于我们的流动和递延税项资产，以及以哥伦比亚对外业务的当地货币计价的应收税款，这些都是我们的货币资产。因此，汇兑损益必须根据兑换成美元功能货币来计算。哥伦比亚比索兑美元升值导致递延税项资产余额汇兑收益约6,000美元，应付税款汇兑损失约7,000美元。

利率风险

利率风险是指未来现金流因市场利率变化而波动的风险。我们的信贷安排承受着利率浮动的风险，因此我们面临着利率波动的风险。截至2022年12月31日，我们的信贷安排仍未动用(2021年12月31日-6750万美元)。

我们的投资目标是保护本金和流动性。根据政策，我们通过限制以隔夜利率发行的高质量银行债券或美国或加拿大政府支持的联邦政府债券的投资来管理市场风险敞口。

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具有较高信用评级和短期流动性的省、州证券或其他货币市场工具。10%的利率变动不会对我们投资组合的价值产生实质性影响。我们不会出于交易目的持有任何此类投资。

第八项。财务报表和补充数据

 

独立注册会计师事务所报告

致Gran Tiera Energy Inc.的股东和董事会：

对合并财务报表的几点看法

我们审计了Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关合并运营报表、股东权益和现金流量，以及相关附注(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三年期间每年的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2023年2月21日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。

意见基础

这些合并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这些合并财务报表发表意见。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美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。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合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合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的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

已探明油气储量估算对耗竭费用计算和哥伦比亚油气性质上限检验的影响

如综合财务报表附注2所述，本公司以国家为基础，采用生产单位法消耗其石油及天然气资产。根据这种方法，与哥伦比亚有关的资本化成本将超过与哥伦比亚有关的估计已探明石油和天然气储量。如综合财务报表附注5所述，截至2022年12月31日止年度，本公司录得亏损及折旧支出1.758亿美元。此外，如综合财务报表附注2及附注6所述，本公司每季度进行上限测试计算，而截至2022年12月31日止年度，本公司并无记录上限测试

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减损。在进行季度上限测试时，本公司将已探明石油和天然气资产的资本化成本(扣除累计损耗和递延所得税后的净额)限制在已探明储量的估计未来现金流量净额(已探明储量折现10%，扣除相关税收影响后)，再加上摊销成本中未探明资产的成本或公允价值的较低者。如果该等资本化成本超过上限，本公司将对超出的部分进行减记，如非现金费用计入净收益或亏损。已探明储量的估算用于枯竭计算和上限测试，涉及考虑储量假设的独立油藏工程专家的专业知识。该公司聘请独立的油藏工程专家来估算已探明储量。

我们将评估估计已探明储量对枯竭费用计算的影响以及与石油和天然气属性相关的上限测试确定为一项关键审计事项。准备金假设的变化可能会对消耗费用的计算和上限测试产生重大影响。在评估已探明储量和相关储量假设时需要高度的审计师判断力，这是计算消耗费用和上限测试的一项投入。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了与关键审计事项相关的某些内部控制的设计和运行有效性，包括对消耗费用计算和上限测试的控制，以及对已探明储量估计的控制，包括储量假设。我们评估了消耗费用的计算和遵守监管标准的上限测试。我们评估了该公司聘请的独立油藏工程专家的能力、能力和客观性，他们估算了已探明储量。我们评估了独立油藏工程专家用来估计符合法规标准的已探明储量的方法。我们将公司2022年的实际生产、运营、特许权使用费和资本成本与上一年已探明储量估计中使用的估计进行了比较，以评估公司准确预测的能力。我们通过与历史结果进行比较，评估了用于估计已探明储量的预测产量估计以及预测运营、特许权使用费和资本成本假设。

自2018年以来，我们一直担任本公司的审计师。

/s/毕马威律师事务所

特许专业会计师

加拿大卡尔加里

2023年2月21日

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Gran Tiera Energy Inc.

合并业务报表

(千美元，不包括每股和每股金额)

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
石油销售(附注11)			$	711,388					$	473,722					$	237,838
费用
运营中			162,385						135,722						114,371
交通运输			10,197						11,618						10,739
损耗、折旧和增值(附注5和10)			180,280						139,874						164,233
商誉减值(附注6)			—						—						102,581
资产减值(附注6)			—						—						564,495
一般和行政			40,957						36,263						25,350
汇兑损失			2,578						20,477						4,184
衍生工具损失(附注14)			26,611						48,838						2,935
其他金融工具(收益)亏损(附注14)			(7)						3,369						48,047
利息支出(附注8)			46,493						54,381						54,140
总费用			469,494						450,542						1,091,075
其他损益			2,598						(44)						(469)
利息收入			443						—						345
所得税前收入(亏损)			244,935						23,136						(853,361)
所得税支出(回收)
当前(注12)			80,566						4,479						754
延期(注12)			25,340						(23,825)						(76,148)
			105,906						(19,346)						(75,394)
净收益和综合收益(亏损)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
每股净收益(亏损)
基本的和稀释的			$	0.38					$	0.12					$	(2.12)
加权平均流通股-基本情况(附注9)			364,455,456						367,022,903						366,981,556
加权平均已发行股份-摊薄(注9)			369,280,097						367,873,389						366,981,556

(见合并财务报表附注)

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Gran Tiera Energy Inc.

合并资产负债表

(千美元，不包括每股和每股金额)

			截至12月31日，
			2022						2021
资产
流动资产
现金和现金等价物			126,873						26,109
受限现金和现金等价物(附注10)			1,142						392
应收账款(附注3)			10,706						13,185
应收税金(附注4)			54						45,506
其他流动资产			29,812						16,609
流动资产总额			168,587						101,801
石油和天然气属性(使用全成本会计方法)
证明了			1,000,424						859,580
未经证实			74,471						131,865
石油和天然气总属性			1,074,895						991,445
其他资本资产			26,007						4,352
物业、厂房及设备合计(附注5)			1,100,902						995,797
其他长期资产
应收税金(附注4)			27,796						17,522
递延税项资产(附注12)			22,990						61,494
其他长期资产			15,335						12,497
其他长期资产总额			66,121						91,513
总资产			$	1,335,610					$	1,189,111
负债和股东权益
流动负债
应付帐款和应计负债(附注7)			$	167,579					$	148,694
长期债务的当期部分(附注8)			—						66,987
衍生工具(附注14)			—						2,976
应缴税款(附注4)			58,978						6,620
股权补偿赔偿责任(附注9及14)			15,082						2,710
流动负债总额			241,639						227,987
长期负债
长期债务(附注8)			589,593						587,404
递延税项负债(附注12)			28						—
资产报废债务(附注10)			63,358						54,525
股权补偿赔偿责任(附注9及14)			16,437						13,718
其他长期负债			6,989						3,397
长期负债总额			676,405						659,044
承付款和或有事项(附注13)
股东权益
普通股(附注9)(368,898,619和367,144,500已发出，346,151,157和367,144,500普通股流通股，面值$0.001分别于2022年12月31日和2021年12月31日的每股已发行和已发行股票)			10,272						10,270
额外实收资本			1,291,354						1,287,582
库存股(附注9)			(27,317)						—
赤字			(856,743)						(995,772)
股东权益总额			417,566						302,080
总负债与股东权益			$	1,335,610					$	1,189,111

(见合并财务报表附注)

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Gran Tiera Energy Inc.

合并现金流量表

(以千美元计)

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
经营活动
净收益(亏损)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
损耗、折旧和增值(附注5和10)			180,280						139,874						164,233
商誉减值(附注6)			—						—						102,581
资产减值(附注6)			—						—						564,495
递延税项支出(收回)(附注12)			25,340						(23,825)						(76,148)
基于股票的薪酬支出(附注9)			9,049						8,396						1,216
债务发行成本摊销(附注8)			3,528						3,809						3,625
非现金租赁费用			2,818						1,667						1,951
租赁费			(1,666)						(1,621)						(1,926)
未实现汇兑损失			10,251						21,879						5,271
衍生工具损失(附注14)			26,611						48,838						2,935
衍生工具现金结算(附注14)			(26,611)						(58,427)						4,874
其他金融工具(收益)亏损(附注14)			(7)						3,369						48,047
现金清偿资产报废债务(附注10)			(2,630)						(805)						(201)
其他非现金(收益)损失			(2,598)						44						2,026
经营活动资产和负债净变动(附注15)			64,317						59,154						36,062
经营活动提供的净现金			427,711						244,834						81,074
投资活动
增加物业、厂房及设备(附注5)			(236,604)						(149,879)						(96,281)
出售投资所得，扣除交易成本(附注14)			—						43,126						—
非现金投资营运资金的变动			26,273						1,431						(48,642)
用于投资活动的现金净额			(210,331)						(105,322)						(144,923)
融资活动
购回优先债券(附注8)			(17,274)						—						—
扣除发行成本后的银行债务收益			—						(228)						88,332
偿还债务			(67,803)						(122,500)						(17,000)
租赁费			(2,228)						(2,182)						(879)
发行普通股所得款项扣除发行成本(附注9)			2						—						—
行使股票期权所得款项(附注9)			1,298						100						—
回购普通股股份(附注9)			(27,317)						—						—
融资活动提供的现金净额(用于)			(113,322)						(124,810)						70,453
现金和现金等价物以及限制性现金和现金等价物的汇兑损失			(2,104)						(821)						(156)
现金和现金等价物以及限制性现金和现金等价物净增			101,954						13,881						6,448
现金和现金等价物以及受限现金和现金等价物， 年初(附注15)			31,404						17,523						11,075
现金和现金等价物以及受限现金和现金等价物， 年终(附注15)			$	133,358					$	31,404					$	17,523
补充现金流量披露(附注15)

(见合并财务报表附注)

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Gran Tiera Energy Inc.

合并股东权益报表

(以千美元计)

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
股本
年初余额			$	10,270					$	10,270					$	10,270
普通股发行，扣除发行成本(附注9)			2						—						—
年终余额			10,272						10,270						10,270
额外实收资本
年初余额			1,287,582						1,285,018						1,282,627
行使股票期权(附注9)			1,298						100						—
股票薪酬(附注9)			2,474						2,464						2,391
年终余额			1,291,354						1,287,582						1,285,018
库存股
年初余额			—						—						—
回购普通股股份(附注9)			(27,317)						—						—
年终余额			(27,317)						—						—
赤字
年初余额			(995,772)						(1,038,254)						(260,287)
净收益(亏损)			139,029						42,482						(777,967)
年终余额			(856,743)						(995,772)						(1,038,254)
股东权益总额			$	417,566					$	302,080					$	257,034

(见合并财务报表附注)

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Gran Tiera Energy Inc.

合并财务报表附注

截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度

(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”)，是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的上市公司，目前资产位于哥伦比亚和厄瓜多尔。

 

2. 重大会计政策

 

综合财务报表是根据公认会计准则编制的。

重要的会计政策有：

巩固的基础

这些合并财务报表包括本公司及其受控子公司的账目。所有的公司间账户和交易都已被取消。

预算的使用

按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响合并财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内收入和支出的报告金额。估计已探明及可能储量及相关现金流量由独立的油藏工程专家厘定，并用于管理层编制财务报表时所作的若干估计。需要在储备报告中作出许多估计，包括预测的产量、预测的经营特许权使用费、资本成本假设，以及在某些情况下预测的商品价格。管理层作出的重大估计包括：已探明石油及天然气资产的折旧、损耗、摊销(“DD&A”)及减值；从不受耗竭影响的石油及天然气资产转移至可耗竭基础的时间；资产报废义务；厘定转让代价的价值及收购的可识别资产净值及与业务合并及厘定商誉有关的承担；评估法律及其他或有事项的可能后果；所得税；基于股票的补偿；以及厘定衍生工具的公允价值。尽管管理层认为这些估计是合理的，但事实和环境的变化或新信息的发现可能会导致修订估计，实际结果可能与这些估计不同。

现金和现金等价物

本公司将所有原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。

限制性现金和现金等价物

限制性现金和现金等价物包括为担保信用证和清偿资产报废债务而质押的现金和现金等价物。目前以现金担保的信用证涉及勘探合同中所载的工作承诺担保。当根据勘探合同履行工作义务或清偿资产报废义务时，限制将失效。限制提取或用于当前业务以外的其他业务，或被指定用于购置或建造长期资产的支出的现金和对现金的索赔不包括在当前资产分类中。限制性现金和现金等价物的长期部分包括在公司资产负债表上的其他长期资产中。

坏账准备

于每个报告日期，本公司于初步确认应收贸易账款时评估预期终身信贷损失。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这一期间经历的相应信贷损失计算得出的。历史损失率调整为

62

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反映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。当没有合理的回收预期时，应收贸易账款被注销。

预付权益远期

本公司因其长期激励计划而面临股权价格风险。本公司利用相当于本公司普通股数目的预付权益远期(“PEF”)，以确定其现金结算长期激励计划的一部分的未来结算成本。

PEF按公允价值计入公司资产负债表中的其他流动和长期资产，公允价值变动在综合经营报表中确认为G&A费用。该公司利用PEF管理与其长期激励计划有关的股权价格风险。

衍生品

本公司在资产负债表上按公允价值将衍生工具记为资产或负债，其公允价值变动在综合经营报表中确认为金融工具损益。虽然本公司利用衍生工具管理其预期石油产量及外汇风险所应占的价格风险，但根据会计指引，本公司已选择不将其衍生工具指定为会计对冲。

库存

库存包括油罐中的石油和第三方管道和供应品，按成本和可变现净值中较低者计价。库存成本是用加权平均法确定的。石油库存包括生产、升级和将产品运输到储存设施所发生的支出，并包括运营、损耗和折旧费用以及特许权使用费。

所得税

所得税采用负债法确认，递延税项资产和负债按合并财务报表中现有资产和负债与其各自税基之间的差额以及营业亏损和税项抵免结转之间的差异而确认未来的税项后果。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。如果在考虑现有证据后，部分或全部递延税项资产不太可能变现，则会提供估值免税额。

不确定的税务状况所带来的税务利益，在税务机关审核后更有可能维持该状况时，才予以确认。此外，确认的税收优惠金额是在最终和解时实现的可能性大于50%的最大优惠金额。在评估一项税务状况是否已达到极有可能达到的确认门槛时，本公司假设该状况将由充分了解所有相关信息的适当税务机关进行审查。该公司将与未确认的税收优惠相关的潜在罚款和利息确认为所得税支出的组成部分。

石油和天然气属性

该公司对其在石油和天然气资产上的投资采用美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)定义的全成本会计方法。根据这一方法，该公司将为寻找石油和天然气储量而发生的所有收购、勘探和开发成本资本化，包括工资、福利和其他直接可归因于这些活动的内部成本。与生产和一般公司活动相关的成本；在发生时计入费用。对于公司产生成本的每个国家/地区，都有单独的成本中心。

该公司根据产量和已探明储量的估计，采用单位产量法按季度计算石油和天然气资产的损耗。与已探明储量的物业相关的未来开发成本也包括在摊销基数中，用于计算损耗。在对物业进行评估之前，未经证实的物业的成本不包括在摊销基础上。勘探干井的成本转移到已探明的财产，因此在确定存在已探明储量的国家的一口井是干的后立即摊销。

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公司每季度按照美国证券交易委员会S-X规则4-10进行上限测试计算。在进行季度上限测试时，本公司以国家为基准，将已探明石油及天然气资产的资本化成本(扣除累积损耗及递延所得税后)限制为已探明石油及天然气储量经10%折现的估计未来现金流量净额(扣除相关税项影响后)，加上成本或摊销成本中未探明资产的公允价值较低者。如果该等资本化成本超过上限，本公司将对超出的部分进行减记，如非现金费用计入净收益或亏损。任何此类减记将减少发生期间的收益，并导致未来期间的DD&A比率较低。未来，减记可能不会逆转，尽管石油和天然气价格上涨可能会随后提高上限。

该公司计算未来现金流量净额的方法是，根据地点和质量差异进行调整后，按前12个月的每月1日的有效价格计算出未加权平均价格。除非不同的价格是固定的，并且可以根据适用的合同在这些合同的剩余期限内确定，否则使用这种价格。

在确定是否存在已探明储量之前，未探明的财产不会枯竭。成本在评估物业、建立探明储量或确定减值时持续转入可耗竭基础。未经证实的物业每季度评估一次，以确定是否已发生减值。除其他因素外，该评估还考虑了地震数据、放弃面积的要求、钻探结果和活动、承诺期内的剩余时间、剩余资本计划以及政治、经济和市场条件。在任何因素显示减值的期间内，此类财产迄今产生的累计成本被转移到全部成本池并受到耗尽的影响。对于尚未建立储备基数的国家，减值计入收益。

在勘探区，相关的地震成本被资本化为未探明的财产，并作为与财产相关的总资本化成本的一部分进行评估。与开发项目相关的地震成本记录在已探明的物业中，因此可在发生时进行损耗。

出售或以其他方式处置石油和天然气资产的损益不予以确认，除非该损益会显著改变一国的资本化成本与已探明石油和天然气储量之间的关系。

资产报废义务

该公司记录了与放弃其石油和天然气资产相关的未来成本的估计负债，包括钻探场地的开垦成本。本公司于产生负债期间，以相关石油及天然气资产的抵消性增加，记录资产报废的法定责任的公允价值。资产报废债务的公允价值是参考为满足报废债务所需的预期未来现金流出而计量的，该现金流出按本公司经信贷调整的无风险利率贴现。随着时间的推移，增值费用被确认为折现负债增加到其预期结算价值，而资产报废成本则在相关资产的估计生产年限内摊销。资产报废债务的增加和资产报废成本的摊销计入DD&A。如果资产报废债务的估计未来成本发生变化，资产报废债务和石油和天然气资产都将记录调整。对估计资产报废债务的修订可能是由于退休成本估计的变化、估计通货膨胀率的修正以及估计的放弃时间的变化造成的。

其他资本资产

其他资本资产，包括增加和替换，在购置时按成本入账，包括家具、固定装置、租赁改进、计算机设备、汽车以及用于运营和融资租赁的使用权资产。家具和固定装置、计算机设备和汽车的折旧是在资产的使用年限内使用直线法计算的。经营及融资租赁的租赁改善及使用权资产按直线折旧，以估计使用年限及相关租赁年期中较短者为准。维修和保养费用在发生时计入费用。

租契

在合同开始时，公司评估合同是否是租赁或包含租赁。如果合同转让了在一段时间内控制已确定资产的使用权以换取对价，则该合同是租赁或包含租赁。在包含租赁部分的合同开始时，本公司根据租赁和非租赁部分的相对独立价格将合同中的对价分配给每个租赁和非租赁部分。公司确认使用权资产

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以及租赁开始日的租赁负债。使用权资产最初按成本计量，其后按成本减去任何累计折旧和减值损失计量，并根据租赁负债的某些重新计量进行调整。

租赁负债最初按开始日期未支付的租赁付款的现值计量，使用租赁中隐含的利率贴现，或如该利率不能轻易确定，则按公司的递增借款利率贴现。一般情况下，公司使用其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，并因支付的租赁付款而减少。当未来租赁付款因指数或利率的变动、剩余价值担保项下预期应付金额的估计变动、或(如适用)购买或延期选择权是否合理地肯定会行使或终止选择权是否合理地肯定不会行使而发生变化时，将重新计量。

本公司已适用判决，以确定包括续签或终止选项的合同的租赁期。评估本公司是否合理肯定会行使该等选择权会影响租赁期，而租赁期则会对已确认的租赁负债额及使用权资产产生重大影响。

与客户签订合同的收入

公司在将产品控制权转让给客户时确认收入。这通常发生在客户获得产品的合法所有权时，以及产品被实际转移到与客户商定的交货点时。收入是根据与客户的合同中规定的对价确认的。收入为本公司的份额，扣除支付给政府和其他矿产权益所有者的特许权使用费后计入净额。

本公司评估其与第三方和合作伙伴的安排，以确定本公司是作为委托人还是代理人。在进行此评估时，管理层应考虑公司是否对交付的产品进行了控制，这表明公司对产品的交付负有主要责任，是否有能力确定价格，或是否存在库存风险。如果公司在交易中以代理人而不是委托人的身份行事，则收入按净额确认，仅反映公司从交易中变现的费用。

管理层对使用本公司拥有的管道向其他实体收取的关税、通行费和费用进行评估，以确定这些是来自与客户的合同还是来自附带安排。在确定公司在交易中是作为委托人还是代理人时，管理层决定公司是否获得了对产品的控制权。作为这项评估的一部分，管理层考虑会计准则编纂(“ASC”)606中规定的收入确认标准。

基于股票的薪酬

该公司在其合并财务报表中记录以股票为基础的薪酬支出，按最终预期授予的奖励的公允价值计量。公允价值是使用定价模型来确定的，例如Black-Scholes-Merton或蒙特卡洛模拟股票期权定价模型和/或可观测股价。对于股权结算的基于股票的补偿奖励，公允价值在授予日确定，扣除估计没收的费用在必要的服务期内使用加速方法确认。对估计没收与实际没收之间的任何差额对补偿费用进行调整。对于现金结算的基于股票的补偿奖励，公允价值在每个报告日期确定，定期变化确认为补偿成本，负债也有相应的变化。

该公司使用历史数据来估计布莱克-斯科尔斯期权定价模型、期权执行和员工离职行为中使用的预期术语。公允价值估计中使用的预期波动率是基于本公司股票的历史波动性。股票期权预期期限内的无风险利率以授予时生效的美国国债收益率曲线为基础。

基于股票的薪酬支出被资本化为石油和天然气资产的一部分，或作为G&A或运营费用的一部分(视情况而定)。

外币折算

包括子公司在内，公司的本位币为美元。货币项目按资产负债表日的有效汇率折算为报告货币，非货币项目按历史汇率折算。

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汇率。收入和支出项目的折算方式产生的报告货币金额基本上与相关交易在发生日期折算时所产生的报告货币金额相同。

资产的DD&A费用按与其相关的资产类似的历史汇率换算。外币交易产生的损益，即以实体职能货币以外的货币计价的交易，在净收益或亏损中确认。

每股收益(亏损)

每股基本收益(亏损)的计算方法是将普通股股东应占净收益或亏损除以每个期间已发行和已发行普通股的加权平均数。每股摊薄净收益是通过调整已发行普通股的加权平均数量来计算的，如果有股份等价物的稀释影响的话。本公司采用库存股方法确定摊薄效应。该方法假设所有普通股等价物在期初(或发行时，如较晚)均已行使，由此获得的资金用于按期内普通股成交量加权平均交易价购买公司普通股。

风险与计量不确定性

新冠肺炎疫情的影响及其恢复，再加上俄罗斯入侵乌克兰导致的不确定性增加、能源市场波动、利率和通货膨胀率上升以及供应链受限等几个因素，造成了更高的波动性和不确定性。管理层已在合理范围内将已知事实和情况纳入估计，然而，不确定性和波动性的增加使会计估计更具判断性，实际结果可能与估计大不相同。

3. 应收帐款

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						2021
贸易			$	5,601					$	9,193
其他			5,105						3,992
应收账款总额			$	10,706					$	13,185

4. 应收税金(应付)

下表显示了应收税和应付税的细目，包括增值税和所得税：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021
应收税金
当前
应收增值税			$	54					$	21,918
应收所得税			—						23,588
			$	54					$	45,506
长期的
应收所得税			27,796						17,522
			$	27,796					$	17,522
应缴税金
当前
应缴增值税			$	(11,784)					$	(6,620)
应付所得税			$	(47,194)					$	—
			$	(58,978)					$	(6,620)
应收税金(应付)合计			$	(31,128)					$	56,408

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下表显示了过去两年增值税和应收及应付所得税的变动情况：

(以千美元计)			增值税应收(应付)						应收(应付)所得税						应收(应付)税额合计
平衡，2020年12月31日			$	64,462					$	28,098					$	92,560
通过政府直接退款收取			(604)						(14,228)						(14,832)
通过销售合同收款			(105,858)						—						(105,858)
已缴纳的税款			63,792						36,352						100,144
当期税费			—						(4,479)						(4,479)
汇兑损失			(6,494)						(4,633)						(11,127)
平衡，2021年12月31日			$	15,298					$	41,110					$	56,408
通过政府直接退款收取			(448)						(15,956)						(16,404)
通过销售合同收款			(157,117)						—						(157,117)
已缴纳的税款			130,716						37,052						167,768
当期税费			—						(80,566)						(80,566)
汇兑损失			(179)						(1,038)						(1,217)
平衡，2022年12月31日			$	(11,730)					$	(19,398)					$	(31,128)

5. 物业、厂房及设备

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						2021
石油和天然气性质
证明了			$	4,617,804					$	4,302,473
未经证实			74,471						131,865
			4,692,275						4,434,338
其他(1)			61,386						34,943
			4,753,661						4,469,281
累计损耗、折旧和减值			(3,652,759)						(3,473,484)
			$	1,100,902					$	995,797

(1)“其他”类别包括#美元38.9经营和融资租赁的百万使用权资产，账面净值为#美元24.6截至2022年12月31日(2021年12月31日-$13.9百万美元，账面净值为3.9百万)。

于截至2022年12月31日止年度内，本公司订立与办公室租赁、发电机及注聚设备有关的各项租赁合同，并资本化$24.8与这些合同相关的百万使用权资产。

截至2022年12月31日的年度，不动产、厂房和设备的损耗和折旧费用为#美元175.8 million (2021 - $135.7 million; 2020 - $160.8百万)。损耗和折旧费用的一部分被记录为每年的石油库存。

未探明的石油和天然气性质

截至2022年12月31日，未探明的石油和天然气资产包括哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探土地。未探明的石油和天然气资产因其勘探价值而被持有，在确定是否存在已探明储量之前不会枯竭。Gran Tiera将在未来几年继续评估未探明的资产，因为已探明的储量已经建立，无论未来地区是否将被开发，勘探都是必要的。该公司预计大约100%在2022年12月31日之前不会耗尽的费用，将在下一年内转移到耗尽的基地五年.

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以下是截至2022年12月31日Gran Tiera尚未枯竭的石油和天然气资产摘要：

			在以下方面招致的费用
(以千美元计)			2022						2021						2020						2020年前						总计
采购成本-哥伦比亚			$	—					$	—					$	—					$	10,268					$	10,268
勘探成本-哥伦比亚			5,814						1,728						9,495						43,925						60,962
勘探成本-厄瓜多尔			3,106						2						—						133						3,241
			$	8,920					$	1,730					$	9,495					$	54,326					$	74,471

6. 减损

资产减值

《公司》做到了不是于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度内，本集团并无任何减值亏损。该公司记录的石油和天然气资产减值为#美元。560.3百万美元和存货减值#美元4.2在截至2020年12月31日的一年中，

(i)油气资产减值

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，本公司不是上限测试减值损失。截至该年度为止2020年12月31日，公司记录了美元560.3上百万上限测试减值损失。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，按国别计算的房产账面净值减去相关递延所得税后，不得超过计算出的“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使用资产负债表所涉期间终了日期前12个月的平均价格确定的，计算方法是该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均数。然后，除了现有合同的固定和可确定的变化外，平均价格保持不变。因此，上限测试估计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。根据公认会计原则，Gran Tiera使用了布伦特原油的平均价格共$97.98 p2022年12月31日上限测试计算(2021年12月31日和2020年12月31日-$68.92及$43.43分别为每桶)。

本公司已在石油和天然气资产的上限测试减值评估中考虑了全球不断变化的能源需求以及全球发展非化石燃料来源的替代能源的影响。该公司石油和天然气财产的估计上限数额是根据已探明储量计算的，其寿命一般小于16好几年了。全球能源市场从以碳为基础的能源向替代能源过渡的最终时期是高度不确定的。然而，根据2022年储量报告，与已探明储量相关的大部分现金流应在潜在消除碳基能源之前实现。

在2022年12月31日，不允许对上限测试中使用的贴现率进行具体调整，以考虑能源需求不断变化的风险，因为根据全成本核算10规定了%的折扣率。

(Ii)存货减值

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，本公司不是存货减值损失。截至2020年12月31日止年度，存货减值亏损为#美元4.2由于大宗商品价格的下降，这一数字达到了100万美元。

商誉减值

整个商誉余额为$102.6在截至2020年12月31日的一年中，有100万美元减值。

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7. 应付账款和应计负债

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021
贸易			$	114,263					$	91,101
版税			2,760						14,761
员工薪酬			3,051						4,382
其他			47,505						38,450
			$	167,579					$	148,694

8. 债务和债务发行成本

公司在2022年12月31日和2021年12月31日的债务如下：

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						2021
当前
循环信贷安排			$	—					$	67,500
未摊销债务发行成本			—						(513)
长期债务的当期部分			$	—					$	66,987
长期
6.25高级附注百分比			$	279,909					$	300,000
7.75高级附注百分比			300,000						300,000
未摊销债务发行成本(1)			(10,992)						(14,030)
长期租赁义务(2)			20,676						1,434
长期债务			$	589,593					$	587,404
债务总额			$	589,593					$	654,391

(1) 包括$0.3与信贷安排相关的未摊销递延融资费用

(2)租赁债务的当前部分已包括在应付账款和应计负债在公司的资产负债表上

和总额为$4.8截至2022年12月31日(2021年12月31日-$3.3百万)。

高级附注

截至2022年12月31日，该公司拥有300.0百万美元7.752027年到期的优先债券百分比(“7.75高级注释百分比“)和$279.9百万的6.252025年到期的优先债券百分比(“6.25高级附注百分比“，并连同7.75高级票据百分比，即“高级票据”)。

这个7.75优先债券的息率为7.75自2019年11月23日起，每年5月23日和11月23日每半年缴纳一次欠款。这个7.75除非提前赎回或回购，否则优先债券将于2027年5月23日到期。

在2023年5月23日之前，公司可以选择赎回全部或部分7.75高级注释百分比：100本金的%，外加应计利息和未付利息以及“全额”保费。此后，本公司可赎回全部或部分7.75优先债券另加适用于赎回日期的应计及未付利息，赎回价格如下：2023-103.875%; 2024 - 101.938%；2025年，此后-100%.

这个6.25优先债券的息率为6.25自2018年8月15日起，每年2月15日和8月15日每半年拖欠一次。这个6.25除非提前赎回或回购，否则优先债券将于2025年2月15日到期。

本公司可赎回全部或部分6.25优先债券另加适用于赎回日期的应计及未付利息，赎回价格如下：2023-101.563%；2024年，此后-100%.

于截至2022年12月31日止年度内，本公司于公开市场回购20.1百万美元6.25现金代价为$的高级票据百分比17.3百万美元，包括应付利息#美元0.1百万美元。回购的结果是一美元。2.6百万

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收益，其中包括注销递延融资费用#美元0.3百万美元。重新购买的6.25于2022年12月31日，优先债券并未注销，由本公司以国债形式持有。

信贷安排

于截至2022年12月31日止年度，本公司终止其先前的循环信贷安排协议，并以新的信贷安排协议取代先前的循环信贷安排协议。该信贷安排的借款基数最高可达#美元。150.0百万美元100.02022年12月31日提供的初步承诺为100万美元，并可选择额外提供$50.0经本公司及贷款人双方同意，金额为百万元。信贷安排的利息基于纽约联邦储备银行公布的有担保隔夜融资利率加上信贷保证金6.00%，信用调整后的利差为0.26%。信贷安排项下的未支取款项计息为2.10每年%，基于可用金额。该信贷安排以公司在哥伦比亚的资产和经济权利为担保。它的最终到期日为2024年8月15日，如果满足某些条件，该日期可能会延长至2025年2月18日。抽奖的有效期为六个月，自2022年8月18日信贷安排之日起计算。截至2022年12月31日，信贷安排仍未动用。

根据信贷安排的条款，该公司须遵守下列财务契约：

i.全球覆盖率至少为150%是使用截至最终到期日的公司综合未来现金流量的净现值计算的，折现日期为10在每个报告期内，信贷安排的未偿还金额比未偿还金额高出%。本公司综合未来现金流量的净现值须以80目前洲际交易所布伦特远期原油期货价格的%。

二、提前还款人寿保险比例至少150使用从开始日期到最终到期日根据商业合同交付的商品的估计合计价值计算的百分比80目前洲际交易所布伦特原油远期合约的%，并根据质量和运输折扣对信贷安排上的未偿还金额进行调整，包括支付给贷款人的利息和所有其他成本。

i.公司预计现金来源超过预计现金使用量至少多一倍的流动资金比率1.15每季度计入一年合并未来现金流的次数。未来现金流包括预期的运营现金流、预期较少的资本支出和某些其他调整。本公约中使用的商品定价假设必须是90预计未来现金流的现行布伦特远期条带的%。

在2022年12月31日之后，信贷安排下的提款可用期延长至2023年8月20日。

租契

于截至2022年12月31日止年度，本公司录得发电机及聚合物注射设备融资租赁合共#美元。16.5百万美元，以及一运营办公室租金为$8.3百万美元。融资租赁的合同期限为2至5年，并以大约从5.7%至9.6%。经营租赁的期限为6.5年，并使用增量借款利率约为7.0%.

利息支出

下表列出了在所附合并业务报表中确认的利息支出总额：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
合同利息和其他融资费用			$	42,965					$	50,572					$	50,515
债务发行成本摊销			3,528						3,809						3,625
			$	46,493					$	54,381					$	54,140

本公司因发行优先票据及其信贷安排而产生债务发行成本。截至2022年12月31日，未摊销债务发行成本余额已直接从债务账面金额中扣除，并正在使用有效利息方法在债务期限内摊销为利息支出。

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9. 股本

			普通股股份
已发行和已发行股票，2020年12月31日			366,981,556
行使的期权			162,944
已发行和已发行股份，2021年12月31日			367,144,500
行使的期权			1,754,119
已发行股份，2022年12月31日			368,898,619
库存股			(22,747,462)
于2022年12月31日发行及发行的股份			346,151,157

公司的法定股本包括595百万股股本，其中570百万美元被指定为普通股，面值$0.001每股及25百万作为优先股，面值$0.001每股。

于截至2022年12月31日止年度，本公司透过多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)的设施及加拿大的合资格另类交易平台实施股份回购计划(“2022计划”)。根据2022年计划，该公司能够以现行市场价格购买36,033,969普通股，相当于大约10截至2022年8月22日普通股已发行和已发行股份的百分比。2022年计划将于2023年8月31日或更早到期，如果10已达到最大份额百分比。回购取决于股票供应情况、当时的市场状况、公司股票的交易价格、公司的财务业绩和其他条件。

于截至2022年12月31日止年度内，本公司已购回22,747,462加权平均价约为$1的股票1.20每股。回购的股份由本公司持有，并于2022年12月31日记录为库存股。

股权薪酬奖

该公司为其高管、员工和董事制定了股权薪酬计划。高管和员工将获得基于接受者继续受雇的股权补偿。在性能方面共享单位(“PSU”)，授予的单位数量取决于具体关键业绩衡量标准的实现情况。基于股权的奖励包括80PSU和20%的股票期权。截至2022年12月31日，公司尚未支付的基于股票的薪酬奖励包括PSU、递延股票单位(“DSU”)和股票期权。

根据修订后的2007年股权激励计划，公司董事会有权发行期权或其他权利，以获得公司普通股的股份。2012年6月27日，s养兔人Gran Tiera批准了对公司2007年股权激励计划的修正案，增加了根据该计划可供发行的普通股m 23,306,100共享至39,806,100股份。2021年6月2日，Gran Tiera的股东批准了对公司2007年股权激励计划的修订，增加了根据该计划可供发行的普通股39,806,100共享至54,806,100股份。2022年5月4日，Gran Tiera的股东批准了对公司2007年股权激励计划的修订，增加了根据该计划可供发行的普通股54,806,100共享至59,806,100股份。

 

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下表提供了截至2022年12月31日的年度的PSU、DSU和股票期权活动的信息：

			PSU						DSU						股票期权
			已发行股份单位数						已发行股份单位数						未偿还股票期权数量						加权平均行使价(美元)
平衡，2021年12月31日			30,365,196						5,710,764						17,848,722						1.20
授与			6,841,907						851,095						2,859,030						1.40
已锻炼			(4,396,646)						—						(1,754,119)						0.74
被没收			(1,282,224)						—						(292,887)						1.35
过期			—						—						(1,357,886)						2.77
平衡，2022年12月31日			31,528,233						6,561,859						17,302,860						1.15
已授予并可行使，于2022年12月31日															9,056,863						1.31
在期权有效期内于2022年12月31日归属或预期归属															17,022,420						1.15

截至2022年12月31日的年度，基于股票的薪酬支出s $9.0百万 (2021 - $8.4 million; 2020 - $1.2百万美元)，并记入G&A费用。

在2022年12月31日，有 $10.5百万(December 31, 2021 and 2020 - $11.8百万美元和美元5.9分别)与未归属PSU和股票期权有关的未确认补偿成本，将在加权平均期间内确认1.5年份。加权平均剩余G合同t于2022年12月31日已归属或预期归属的期权的ERM为2.5年份.

PSU

PSU使持有人有权根据本公司的选择权，在归属该等单位时收取本公司普通股的相关股份数目或相当于相关股份价值的现金付款。PSU将在之后悬崖背心三年，但受承授人继续受雇的规限。归属后，普通股的标的数量或相当于其价值的现金支付范围可能在零至200已授予PSU数量的百分比，基于公司在适用的绩效目标方面的绩效。截至2022年12月31日，12.4百万(2021年12月31日 - 4.4百万)的PSU已被授予并将以现金结算。截至2022年12月31日，尚未完成的PSU的业绩目标如下：

i.50奖励的百分比取决于与公司相对于一组同行公司的总股东回报(TSR)相关的目标；

二、2020年和2021年奖项：25奖励的百分比取决于与公司每股资产净值相关的目标，资产净值是基于税前净现值贴现于10探明储量加可能储量的百分比；

2022年奖：遵守财务契约和美元20百万自由现金流 (1)及

三、25奖励的百分比取决于与公司战略执行有关的目标。

(1)定义为来自运营的资金减去勘探费用前的资本支出和短期激励计划。

多项服务股的补偿费用可根据这些业绩目标的实现情况进行调整。如果业绩低于适用的最低标准，将不会就每项业绩目标所规定的PSU赔偿金部分达成任何和解。如果绩效超过目标绩效目标，PSU将被授予并解决超过授予的目标数量。该公司目前打算以现金结算PSU。

DSU

在归属该等单位时，持股人有权收取本公司普通股的相关股份数目，或根据本公司的选择，收取相等于相关股份价值的现金付款。一旦授权了一个DSU，

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这件事马上就解决了。于截至2022年12月31日止年度内，获授权者获授予董事特别提款权，并将于获授予人不再为董事会成员之时结算。该公司目前打算以现金结算DSU。

股票期权

每个股票期权允许持有者购买一按规定行使价计算的普通股股份。行权价格等于授予和归属时普通股的市场价格三年。授予的股票期权期限为五年或三个月承授人于本公司服务终止后，以最先发生者为准。

截至2022年12月31日的年度，1,754,119股票期权被行使，美元1.3收到百万现金收益(2021- 162,944股票期权被行使，美元0.1收到了100万现金收益，2020年-不是行使了期权，并不是收到的现金收益)。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，未偿还股票期权的加权平均剩余合同期限为s 2.5和3.0年，分别为可行使的股票期权是 1.9和2.2分别是几年。

每个股票期权奖励的公允价值在授予之日采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型，根据下表所述假设进行估算：

截至十二月三十一日止的年度：

2022

2021

2020

股息率(每股)

无

无

无

波动率

77%至81%

71%至80%

50%至69%

加权平均波动率

77

%

78

%

52

%

无风险利率

1.4%至4.0%

0.4%至0.9%

0.3%至1.7%

预期期限

5年份

4 - 5年份

5年份

截至2022年12月31日止年度所授期权之加权平均授出日期公允价值为$0.88 (2021 - $0.47; 2020 - $0.29)每个选项。截至2022年12月31日止年度归属的期权之加权平均授出日期公允价值为$0.58(2021 - $0.52; 2020 - $0.79)每个选项。截至2022年12月31日止年度内归属的股票期权的总公平价值为$2.2百万 (2021 - $2.1 million; 2020 - $1.9百万)。

加权平均未偿还股份

 

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
已发行普通股加权平均数			364,455,456						367,022,903						366,981,556
根据股票期权可发行的股份			11,847,316						1,592,092						—
假定从股票期权收益中购买的股票			(7,022,675)						(741,606)						—
稀释后已发行普通股的加权平均数			369,280,097						367,873,389						366,981,556

截至2022年12月31日的年度，5,900,245选项不包括在稀释每股收益(亏损)的计算中，因为期权是反摊薄的(2021 - 15,559,816；2020--所有选项)

 

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10. 资产报废义务

 

与该公司的石油和天然气资产相关的资产报废债务的账面价值变化如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021
年初余额			$	54,525					$	48,214
承担的责任			5,025						4,122
聚落			(2,630)						(805)
吸积			4,498						4,180
修订估计负债			2,081						(1,186)
年终余额			$	63,499					$	54,525
当前(1)			$	141					$	—
长期的			$	63,358					$	54,525
年终余额			$	63,499					$	54,525

(1)资产报废债务的流动部分计入公司资产负债表上的应付帐款和应计负债

估计负债的修订主要涉及资产报废成本估计的变化，包括但不限于对估计通货膨胀率、财产寿命的变化以及清偿资产报废债务的预期时间的修订。截至2022年12月31日，为清偿资产报废债务而受到法律限制的资产的公允价值为#美元6.5百万美元(2021年12月31日-$5.3百万)。这些资产在公司资产负债表上作为限制性现金和现金等价物入账(附注15)。

11. 收入

该公司的所有收入来自石油销售，价格反映了买方在装运时在指定销售点收到的混合价格，或由相对于ICE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以及每月的质量和运输折扣进行调整。截至2022年12月31日的年度，100% (2021 and 2020 - 100%)来自石油销售以及质量和运输折扣的收入17% (2021 - 15%; 2020 - 25%)的洲际交易所布伦特原油价格。在截至2022年12月31日的年度内，公司的产品主要销往哥伦比亚的两个主要客户，相当于78%和22占总销售额的百分比(2021-三年，占66%, 19%和12销售量的百分比和2020-3，代表41%, 31%和25销售量的百分比)

截至2022年12月31日，应收账款包括零与2022年12月生产相关的应计销售收入(截至2021年12月31日-零和2020年12月31日--美元0.1每一年的12月份产量相关的百万美元)。

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12. 税费

 

由于以下原因，报告的所得税费用和回收不同于将法定税率应用于所得税前收入(亏损)所计算的金额：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
所得税前收入(亏损)
美国			$	(38,161)					$	(31,329)					$	(19,065)
外国			283,096						54,465						(834,296)
			244,935						23,136						(853,361)
法定费率(1)			35		%				31		%				32		%
预计所得税支出(回收)			85,727						7,172						(273,076)
外国税收的影响			8,876						9,723						26,668
外币折算			(4,641)						14,450						48,734
商誉减值			—						—						32,826
基于股票的薪酬			5,804						1,708						666
更改估值免税额			2,386						(53,434)						75,241
哥伦比亚不可扣除的第三方特许权使用费			3,422						1,568						697
其他永久性差异			4,332						(1,058)						5,349
不可抵扣的投资损失			—						525						7,501
所得税总支出(回收)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)
实际税率			43		%				(84)		%				9		%
当期所得税支出
外国			80,566						4,479						754
			80,566						4,479						754
递延所得税支出(回收)
外国			25,340						(23,825)						(76,148)
所得税总支出(回收)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)

(1)税率是哥伦比亚的法定税率。

总体而言，本公司的做法和意图是将我们非美国子公司的收益再投资于此类子公司的运营。截至2022年12月31日，本公司尚未为无限期再投资的外国子公司的投资拨备美国或额外的外国预扣税。一般而言，在股息汇出时及在某些其他情况下，这类款项须缴税。

2022年12月，哥伦比亚政府颁布了一项新的税改法案，该法案将于1月1日生效ST，2023年。改革包括对适用于石油公司的所得税制度进行重大改革，包括将资本利得税税率提高到15%(从10%)，将股息税率提高到20%(从10%)；取消计算应纳税所得额时现金支付的特许权使用费和与实物特许权使用费相关的成本的税收抵扣；以及在目前35%的税率基础上引入附加费。附加费将通过将纳税年度内经通胀调整的布伦特原油平均价格与之前120个月的每月通胀调整布伦特原油价格进行比较来确定。当纳税年度的布伦特原油价格超过历史价格范围的第30个百分位数时，征收5%的附加税。当纳税年度内布伦特原油价格超过第45和60个百分位数时，分别增加到10%和15%。GTE预计2023年的附加税将为15%，综合所得税税率为50%。适用于计算递延所得税的税率已进行调整，以反映这一变化。

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下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的递延税项资产的组成部分：

			截至12月31日，
(以千美元计)			2022						2021
结转营业亏损的税收优惠			$	53,720					$	67,134
超出计税基准的账面基准			(20,349)						16,815
外国税收抵免和其他应计项目			103,700						91,381
结转资本损失的税收优惠			—						28,050
减值准备前的递延税项资产			137,071						203,380
估值免税额			(114,109)						(141,886)
递延税项净资产			$	22,962					$	61,494
递延税项资产			22,990						61,494
			22,990						61,494
递延税项负债			28						—
			28						—
递延税项净资产			$	22,962					$	61,494

截至2022年12月31日，本公司尚未确认未使用的非资本亏损结转收益$91.3 million (2021 - $62.1 million, 2020 - $46.0100万)用于美国的联邦目的，从2030年到2042年到期。

于2022年12月31日，本公司已确认未使用的非资本亏损结转利益为$40.7 million (2021 - $102.4 million, 2020 - $115.6百万美元)，总额为$59.5百万美元；以及不是税收抵免(2021年-不是2020年税收抵免--美元1.0百万美元)，总额为$2.1100万美元，用于哥伦比亚的联邦目的。该公司的剩余税项亏损有权获得12年的结转期。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，大提埃拉不是未确认税项优惠及相关利息及罚金计入综合资产负债表的递延税项资产及当期税项负债。公司预计在未来12个月内，未确认的税收优惠不会有任何重大变化。本公司在截至2022年12月31日的年度综合经营报表中并无其他与税款有关的重大权益或罚金。

13. 承付款和或有事项

 

购买义务、确定协议和租赁

 

截至2022年12月31日，剩余期限超过一年的不可撤销协议规定的未来最低付款如下：

			截至十二月三十一日止的年度
(以千美元计)			总计						2023						2024						2025						2026						2027						此后
设施			8,704						1,997						2,002						1,997						1,997						711						—
经营租约(1)			10,684						2,093						1,605						1,710						1,723						1,938						1,615
融资租赁(1)			22,036						5,105						4,644						2,233						2,233						7,821						—
软件和电信			774						387						387						—						—						—						—
			$	42,198					$	9,582					$	8,638					$	5,940					$	5,953					$	10,470					$	1,615

(1)包括维护费和运营费。

Gran Tiera拥有办公空间、车辆和油罐的运营租赁，以及发电和增强型石油回收设施、储罐和压缩机的融资租赁。

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弥偿

 

本公司已就各种项目向董事及高级管理人员提供公司弥偿，包括但不限于因与本公司及其附属公司及/或联属公司有关联而导致的所有诉讼或诉讼和解费用，但须受若干限制所规限。公司已经购买了董事和高级管理人员的责任保险，以减轻未来可能发生的任何诉讼或诉讼的成本。无法合理估计任何潜在未来付款的最高金额。该公司可能在正常业务过程中向交易对手提供通常是标准合同条款的赔偿，例如买卖协议。这些赔偿的条款将根据合同的不同而有所不同，合同的性质使公司无法对可能需要支付的最高潜在金额做出合理估计。

信用证

截至2022年12月31日，公司已累计提供信用证和其他信贷支持吴元元111.1百万(December 31, 2021 - $103.0作为哥伦比亚和厄瓜多尔勘探合同中所载工作承诺担保以及其他资本或业务要求的担保。

或有事件

Gran Tiera有几起诉讼和索赔待决。诉讼和纠纷的结果不能肯定地预测；Gran Tiera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。

14. 金融工具、公允价值计量、信用风险和外汇风险

 

金融工具

金融工具最初按公允价值入账，公允价值定义为在计量日出售资产或支付给市场参与者以清偿负债的价格。对于按公允价值计量的金融工具，公认会计原则建立了公允价值层次结构，对用于计量公允价值的估值技术的投入进行优先排序。此层次结构由三个主要级别组成：

•第1级--代表相同资产和负债在活跃市场上的报价的投入

•第2级--第1级内可直接或间接观察到的资产和负债的报价以外的投入

•第3级--资产和负债的不可观察的投入

本公司在资产负债表上确认的金融工具包括现金和现金等价物、限制性现金和现金等价物、应收账款、其他长期资产、衍生品、应付账款和应计负债、长期债务的流动部分、长期债务、流动和长期股权补偿报酬负债和其他长期负债。本公司使用基于现有信息的适当估值技术来计量资产和负债的公允价值。

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公允价值计量

下表列出了该公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的金融工具的公允价值计量：

			截至12月31日，
			2022						2021
(以千美元计)
1级
资产
PEF-电流(2)			$	5,981					$	—
PEF-长期(1)			9,975						7,578
			$	15,956					$	7,578
负债
DSU责任--长期责任(3)			$	6,496					$	4,346
6.25高级附注百分比			243,801						273,672
7.75高级附注百分比			241,455						271,500
			$	491,752					$	549,518
2级
资产
衍生资产(2)			$	—					$	219
受限现金和现金等价物--长期(1)			5,343						4,903
			$	5,343					$	5,122
负债
衍生负债			$	—					$	2,976
循环信贷安排			—						66,987
PSU负债-当前			15,082						2,710
PSU责任-长期(3)			9,941						9,372
			$	25,023					$	82,045
3级
负债
资产报废债务--流动			$	141					$	—
资产报废债务--长期			63,358						54,525
			$	63,499					$	54,525

(1)限制性现金和PEF的长期部分计入公司资产负债表上的其他长期资产

(2)计入公司资产负债表中的其他流动资产

(3)长期配股和配股负债计入公司资产负债表的长期股权补偿奖励负债

由于该等票据的短期到期日，现金及现金等价物、流动受限现金及现金等价物、应收账款及应付账款及应计负债的公允价值与其账面值相若。

长期受限现金和现金等价物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。

PEF

为了减少本公司在已发行PSU上的普通股交易价格变化的风险，本公司成立了PEF。在期限结束时，交易对手将向公司支付相当于按估值日公司普通股价格计算的股份名义金额的金额。本公司有权酌情增加或减少预付权益远期名义金额或提前终止协议。截至

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2022年12月31日，公司的PEF名义金额为16.0百万股，公允价值为$16.0百万美元。截至2022年12月31日止年度，本公司录得收益$1.3PEF的G&A费用为百万美元(2021年12月31日-$0.9百万美元收益和2020年-零)。PEF资产的公允价值是在每个报告期结束时使用公司在活跃市场上的报价来估计的。

DSU责任

在每一报告期结束时，根据公司在活跃市场所报的股价来估计直接供股负债的公允价值。

PSU责任

PSU负债的公允价值是使用公司股价和PSU业绩系数等投入估算的。

衍生资产和衍生负债

衍生工具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。考虑到交易对手的信用风险，本公司评估了衍生产品的交易对手是否会因未能支付任何合同要求的款项而违约的可能性。此外，本公司认为该公司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。于2022年12月31日，本公司并无任何未平仓衍生产品。

下表列出了在所附综合业务报表中确认的衍生工具和其他工具的损益：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
商品价格衍生损益			$	26,611					$	48,723					$	(220)
外币衍生工具损失			—						115						3,155
衍生工具损失			$	26,611					$	48,838					$	2,935
未实现投资损失			$	—					$	2,032					$	46,883
投资出售损失			—						1,355						—
金融工具(收益)损失			(7)						(18)						1,164
其他金融工具(收益)损失			$	(7)					$	3,369					$	48,047

这些损益在综合业务表和现金流量表中作为金融工具列报损益。

信贷安排及高级票据

截至2022年12月31日，未按公允价值记录的金融工具包括高级票据和信贷安排(附注8)。

于截至2022年12月31日止年度内，本公司终止其先前的循环信贷安排协议，并以新的信贷安排取代先前的循环信贷安排。截至2022年12月31日，信贷安排仍未动用。

在2022年12月31日，6.25高级附注和百分比7.75高级备注百分比为$275.9百万 aND$293.2百万，分别代表本金总额减去未摊销债务发行成本，而公允价值为 $243.8百万美元和美元241.5百万美元。

资产报废债务

该公司的非经常性公允价值计量包括资产报废债务。资产报废债务的公允价值是参考为满足报废债务所需的预期未来现金流出而计量的，该现金流出按本公司经信贷调整的无风险利率贴现。用于计算此类数据的重要的第三级输入

79

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负债包括对将发生的成本的估计、公司经信贷调整的无风险利率、通货膨胀率和估计的放弃日期。随着时间的推移，增值费用被确认为折现负债增加到其预期结算价值，而资产报废成本则在相关资产的估计生产年限内摊销。

 

商品价格风险

该公司可能会不时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变异性，降低商品价格风险，并提供基本的现金流水平，以确保它能够执行至少一部分资本支出。截至2022年12月31日，本公司并无未平仓商品价格衍生工具。

外汇风险

该公司在哥伦比亚的业务面临外汇风险，主要是运营和运输成本以及G&A费用。为减轻外汇波动的风险，本公司可订立外币兑换衍生工具。截至2022年12月31日，本公司并无未偿还外币兑换衍生工具头寸。

未实现汇兑损益主要是由于Gran Tiera的流动和递延税项资产及应收税项(主要以当地货币计价的货币性资产及负债)导致美元兑哥伦比亚比索及加元的波动所致。因此，汇兑损益必须根据兑换成美元功能货币来计算。哥伦比亚比索兑美元升值，外汇收益约为六千美元的递延税项资产余额和大约七千美元的应缴税金。这一影响是根据公司2022年12月31日的递延税项资产和应付税款计算的。

截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度y, 100该公司石油销售额的%来自哥伦比亚。在哥伦比亚，该公司收到100%的收入以美元计价，大部分资本支出以美元计价或以美元计价。

信用风险

如果金融工具的交易对手未能按照商定的条款履行其义务，本公司可能会蒙受损失，从而产生信贷风险。公司面临集中信用风险的金融工具主要包括现金和现金等价物、限制性现金和应收账款。现金及现金等价物、限制性现金和应收账款的账面价值反映了管理层对信用风险的评估。

截至2022年12月31日，现金和现金等价物以及限制性现金包括存放在具有投资级信用评级的金融机构的银行账户余额、定期存款和存单。

该公司的大部分应收账款与向石油和天然气行业的客户销售有关，并面临典型的行业信用风险。收入集中在一个行业会影响公司的整体信用风险，因为客户可能同样会受到经济和其他条件变化的影响。本公司只与信誉良好的实体订立销售合约，并定期检讨其对个别实体的风险敞口，以管理此信贷风险。截至2022年12月31日止年度，本公司拥有两个客户(2021年和2020-3个)，占10占销售额的%。

为了减少对任何单个交易对手的风险敞口，该公司利用一组投资级评级金融机构进行其衍生品交易。本公司持续监测交易对手的信誉；然而，它不能预测交易对手的信誉的突然变化。此外，即使这种变化不是突然的，本公司缓解交易对手信用风险增加的能力也可能有限。如果这些交易对手中的一方不履行义务，本公司可能无法实现其部分衍生工具的好处。

80

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15. 补充现金流信息

下表提供了现金、现金等价物、限制性现金和现金等价物与公司合并资产负债表的对账，这些现金和现金等价物的总和显示在合并现金流量表中：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
现金和现金等价物			$	126,873					$	26,109					$	13,687
受限现金和现金等价物--流动			1,142						392						427
受限现金和现金等价物--长期(1)			5,343						4,903						3,409
			$	133,358					$	31,404					$	17,523

(1)限制性现金的长期部分包括在公司资产负债表上的其他长期资产中。

业务活动的资产和负债净变动如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
应收账款和其他长期资产			$	2,352					$	(5,686)					$	27,607
衍生品			(12,625)						(5,808)						2,302
库存			(4,165)						(2,383)						(2,628)
其他预付费用			(1,775)						(199)						(279)
应付账款、应计账款和其他长期负债			(5,789)						48,206						(47,194)
预付税金及应收和应付税金			86,319						25,024						56,254
经营活动的资产和负债净变动			$	64,317					$	59,154					$	36,062

下表提供了补充现金流披露：

			截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元计)			2022						2021						2020
缴纳所得税的现金			$	37,052					$	36,352					$	14,611
支付利息的现金			$	43,363					$	50,109					$	50,209
非现金投资活动
与财产、厂房和设备有关的净负债，年终			$	55,118					$	30,142					$	28,711

16 后续事件

年终后，公司收到#美元。5.4来自归属的百万美元6.0百万个短期PEF单位。

补充数据(未经审计)

1)石油和天然气生产活动

根据财务会计准则委员会会计准则汇编第932题“采掘活动-石油和天然气”以及美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的规定，该公司对其石油和天然气勘探和生产业务做出某些补充披露。

A.估计已探明的NAR储量

下表列出了截至2020年12月31日、2021年和2022年12月31日的Gran Tiera的估计已探明净储量和总净已探明储量和未开发总储量，以及截至2022年12月31日的三年期间总净探明储量的变化。

81

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净探明储量代表管理层在扣除特许权使用费后对探明石油和天然气储量的最佳估计。每个物业的储量估计是每年在内部编制的，截至2022年12月31日的100%储量已由独立的合格储量顾问McDaniel&Associates Consulters Ltd.进行评估。

储量估算过程要求我们使用重大决策和假设来评估每个物业的现有地质、地球物理、工程和经济数据，并证明在年底存在的经济和运营条件下，这些数据可以从已知的储集层中开采出来。石油和天然气储量的确定是复杂的，需要重大的判断。用于估计储备信息的假设可能会在未来一段时间内大幅增加或减少此类储备。储量的估计可能会不断变化，因此，由于开发、钻探、测试和研究油藏所需的时间，准确确定储量可能在许多年内是不可能的。

			液体(1)						燃气
			(Mbbl)						(MMcf)
已探明的NAR储量，2019年12月31日			67,329						1,894
提高了恢复速度			961						—
延拓			879						—
技术修订			2,477						(40)
生产			(6,954)						(199)
已探明的NAR储量，2020年12月31日			64,692						1,655
提高了恢复速度			2,057						—
延拓(2)			7,475						—
技术修订			1,009						133
生产			(8,668)						(119)
已探明的NAR储量，2021年12月31日			66,565						1,669
提高了恢复速度			—						—
扩展和发现(2)			6,273						—
技术修订			1,558						(208)
生产			(9,129)						(15)
已探明的NAR储量，2022年12月31日(2)			65,267						1,446
已探明已开发储量NAR，2020年12月31日			38,660						633
已探明已开发储量NAR，2021年12月31日			41,869						880
已探明已开发储量NAR，2022年12月31日			40,360						858
已探明未开发储量NAR，2020年12月31日			26,032						1,022
已探明未开发储量NAR，2021年12月31日			24,696						789
已探明未开发储量NAR，2022年12月31日			24,907						588

(1)在2022年、2021年和2020年12月31日，液体储量为100%油。

(2)包括厄瓜多尔的2.5 Mbbl延期和(0.2)MMbbl技术修订(2021年--包括厄瓜多尔的0.5 Mbbl延期)。

上表所示截至2022年、2021年和2020年12月31日的已探明储量变化主要是以下重要因素造成的：

提高了恢复速度。由于Acordionero油田重油采收率的提高，截至2022年12月31日的年度采收率没有改善(2021-2.1MMBOE和2020-1.0MMBOE)。

扩展和发现。截至2022年12月31日止年度，已探明储量增加6.3MMBOE，其中3.8MMBOE为哥伦比亚的扩建及发现，2.5MMBOE于厄瓜多尔。在哥伦比亚，我们在Acordionero和Costayaco油田分别有2.4和0.5MMBOE的延伸，其余0.9处发现在Alea-1848年

82

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区块(2021-7.5MMBOE，由于Acordionero、Costayaco、Moqueta和Charapa油田的储备扩展和2020年 - 0.9MMBOE，由于Acordionero和Costayaco油田的储备扩建)。

技术和经济修订版。在截至2022年12月31日的年度内，已探明储量增加1.6MMBOE，主要与基于Acordionero和Costayaco油田钻井增加和持续注水表现的积极技术修订有关(2021-1.0MMBOE与根据Acordionero和Costayaco油田的表现和注水反应和2020年的积极技术修订有关 - 2.5 MMBOE,与Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田根据业绩和注水反应进行积极的技术修订有关)。

B.资本化成本

在截至2022年12月31日的两年期间，Gran Tiera石油和天然气生产活动的资本化成本包括以下各项：

(以千美元计)			已证明的性质						未经证明的属性						累计 耗尽， 折旧 和 减损						净资本化成本
平衡，2022年12月31日			$	4,617,804					$	74,471					$	(3,617,380)					$	1,074,895
平衡，2021年12月31日			$	4,302,473					$	131,865					$	(3,442,893)					$	991,445

C.产生的费用

下表列出了各年度Gran Tiera收购石油和天然气资产以及勘探和开发所产生的成本：

(以千美元计)			总计
截至2020年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	—
未经证实			$	—
勘探成本			$	12,852
开发成本			$	92,773
截至2021年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	—
未经证实			$	—
勘探成本			$	20,410
开发成本			$	142,461
截至2022年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	—
未经证实			$	—
勘探成本			$	89,898
开发成本			$	160,933

83

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D.石油和天然气生产活动的经营成果

(以千美元计)			哥伦比亚
2022年12月31日
石油销售			$	711,388
生产成本			(172,582)
勘探费			—
DD&A费用			(180,039)
资产减值			—
所得税费用			(105,906)
经营成果			$	252,861
2021年12月31日
石油销售			$	473,722
生产成本			(147,339)
勘探费			—
DD&A费用			(139,765)
资产减值			—
所得税费用			19,346
经营成果			$	205,964
2020年12月31日
石油销售			$	237,838
生产成本			(122,431)
勘探费			—
DD&A费用			(164,013)
资产减值			(564,495)
所得税费用			75,394
经营成果			$	(537,707)

E.未来现金流量和变动贴现的标准化计量

以下披露基于对已探明净储量的估计以及这些储量的预计开采期。未来现金流入按十二个月期间内每个月第一天的价格的未加权算术平均值计算，除非合同安排规定价格，但不包括根据未来条件对Gran Tiera在已探明石油和天然气储量估计未来年产量估计的特许权使用费份额进行升级。

			哥伦比亚						厄瓜多尔
12个月期间未加权算术平均值，截至12个月期间内每个月的第一天井口价格
2022			$	86.16					$	91.53
2021			$	58.07					$	62.42
2020			$	35.33					$	—
加权平均生产成本
2022			$	16.26					$	19.55
2021			$	15.55					$	17.40
2020			$	12.90					$	—

生产及进一步开发已探明储量所产生的未来开发及生产成本乃根据年终成本指标计算。未来所得税是通过适用年终法定税率计算的。这些比率反映了允许的扣除和税收抵免，并适用于估计的税前未来现金流量净额。贴现未来净现金

84

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流量使用10%的年中折扣率计算。计算假定继续现有的经济、经营和合同条件。然而，这种武断的假设在过去并没有证明是这样的。其他假设可能会产生截然不同的结果。

该公司认为，这些信息不以任何方式反映其石油和天然气生产资产的当前经济价值或其估计的未来现金流的现值，如下所示：

•没有经济价值归因于可能和可能的储量；

•使用10%的折扣率是任意的；以及

•从十二个月期间内每个月的第一天起的十二个月期间的未加权算术平均值开始，价格不断变化。

Gran Tiera估计的已探明石油和天然气储量的贴现未来净现金流的标准化衡量如下：

(以千美元计)			哥伦比亚			厄瓜多尔			总计
2022年12月31日
未来现金流入			$	5,410,256		$	256,220		$	5,666,476
未来生产成本			(1,298,198)			(104,614)			(1,402,812)
未来开发成本			(334,560)			(63,040)			(397,600)
未来资产报废债务			(50,520)			(2,700)			(53,220)
未来所得税支出			(1,391,436)			(33,058)			(1,424,494)
未来净现金流			2,335,542			52,808			2,388,350
10%折扣			(659,092)			(18,632)			(677,724)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	1,676,450		$	34,176		$	1,710,626
2021年12月31日
未来现金流入			$	3,880,608		$	30,573		$	3,911,181
未来生产成本			(1,249,901)			(13,502)			(1,263,403)
未来开发成本			(365,983)			(12,175)			(378,158)
未来资产报废债务			(47,580)			(600)			(48,180)
未来所得税支出			(514,231)			(1,866)			(516,097)
未来净现金流			1,702,913			2,430			1,705,343
10%折扣			(481,504)			(2,062)			(483,566)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	1,221,409		$	368		$	1,221,777
2020年12月31日
未来现金流入			$	2,329,016		$	—		$	2,329,016
未来生产成本			(929,591)			—			(929,591)
未来开发成本			(252,347)			—			(252,347)
未来资产报废债务			(43,455)			—			(43,455)
未来所得税支出			(104,311)			—			(104,311)
未来净现金流			999,312			—			999,312
10%折扣			(271,825)			—			(271,825)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	727,487		$	—		$	727,487

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未来净现金流量贴现标准化计量的变化

下表总结了Gran Tiera已探明石油和天然气储量未来净现金流贴现的标准化衡量方法的变化：

(以千美元计)			2022						2021						2020
年初余额			$	1,221,777					$	727,487					$	1,188,196
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本			(433,676)						(244,486)						(442,826)
与未来生产有关的价格和生产成本净变化			1,373,950						1,217,785						(813,627)
扩展、发现和提高回收，降低相关成本			384,414						382,423						47,271
先前估计于年内发生的发展成本			(136,856)						(98,724)						(150,644)
对先前数量估计数的修订			75,460						(191,738)						700,106
折扣的增加			122,178						72,748						118,820
所得税净变动			(739,879)						(414,458)						128,265
未来开发成本的变化			(156,742)						(229,260)						(48,074)
净增长			488,849						494,290						(460,709)
年终余额			$	1,710,626					$	1,221,777					$	727,487

第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧

没有。

第9A项。控制和程序

 

披露控制和程序

 

我们已经建立了披露控制和程序(如1934年证券交易法或交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)。我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，根据交易所法案第13a-15(B)条的要求，评估了截至本报告所述期间结束时我们的披露控制程序和程序的设计和运作的有效性。基于他们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，Gran Tiera的披露控制和程序自2022年12月31日起有效，以提供合理的保证，Gran Tiera根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，并且此类信息经过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，以便及时做出有关所需披露的决定。

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维护对Gran Tiera财务报告的充分内部控制，这一术语在《交易法》下的规则13a-15(F)和15d-15(F)中定义。我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会于2013年发布的内部控制框架-综合框架(“2013 COSO框架”)，对截至2022年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据2013年COSO框架下的这项评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2022年12月31日起有效。截至2022年12月31日，我们对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所审计，该会计师事务所审计了我们在本年度报告中以Form 10-K格式提交的财务报表，如本文所述。

 

财务报告内部控制的变化

 

于截至2022年12月31日止年度内，我们对财务报告的内部控制并无重大影响，或合理地可能会对我们的财务报告内部控制产生重大影响。

86

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独立注册会计师事务所报告

致Gran Tiera Energy Inc.的股东和董事会：

财务报告内部控制之我见

我们审计了Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日的财务报告内部控制，根据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2022年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表、截至2022年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2023年2月21日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。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美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/毕马威律师事务所

特许专业会计师

加拿大卡尔加里

2023年2月21日

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项目9B。其他信息

Gran Tiera Energy Inc.董事会已将2023年5月3日确定为公司2023年股东年会(以下简称2023年年会)的召开日期，并将2023年3月7日定为确定有权在2023年股东年会上通知和投票的股东的记录日期。2023年年会的时间和地点将在公司为2023年年会提供的委托书中阐明。

2023年2月20日，Gran Tiera Energy Inc.(Gran Tiera)、Gran Tiera Energy Columbia GmbH(前身为Gran Tiera Energy Columbia，LLC)和Gran Tiera Operations Columbia GmbH(前身为Gran Tiera哥伦比亚公司)与托克私人有限公司签订修订和重述契约，作为贷款人(“托克”),修改和重申融资协议(“信贷融资”)。该信贷安排最初于2022年8月18日签订。

修正案对信贷安排进行了各种修改, 包括：(1)设施的可用期延长至2023年8月20日，设施的到期日曾经是延长至2025年8月20日；(Ii)信贷安排下的借款人可在借款人与Gran Tiera集团成员之间产生某些财务债务，但该等集团内债务须根据从属协议的条款排在次要地位。

信贷安排，经修订和重述，仍然由Gran Tiera的哥伦比亚资产和经济权利担保，其剩余商业条款保持不变。截至2023年2月21日，信贷安排下没有提取任何金额。

本经修订及重述信贷安排的描述是参考经修订及重述信贷安排的完整条款及条件而有保留的，该修订及重述信贷安排已作为附件10.22存档。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用

第三部分

 

第10项。董事、高管与公司治理

所需有关本公司董事的资料参考自本公司2023年股东周年大会最终委托书(下称“委托书”)题为“建议1-董事选举”一节所载资料，委托书副本将于2022年12月31日后120天内呈交美国证券交易委员会。关于我们的执行干事的资料，见本报告第一部分末尾的“关于我们的执行干事的资料”，项目4“披露矿山安全”。

有关第16(A)条规定的受益所有权报告合规性(如果适用)的信息，从我们委托书中题为“拖欠第16(A)条的报告”一节中的信息引用而成。

有关证券持有人向我们的董事会推荐被提名人的程序、我们的审计委员会的组成以及我们是否有“审计委员会财务专家”所需的信息，通过参考纳入我们委托书中题为“建议1-董事选举”一节的信息。

采纳《道德守则》

GRAN Tiera通过了适用于所有董事会成员、员工和高管的商业行为和道德准则(“守则”)，包括董事首席执行官总裁和首席执行官董事(首席执行官)，以及财务首席财务官兼执行副总裁总裁(首席财务会计官)。Gran Tiera已经在其网站www.grantierra.com上提供了该代码。

Gran Tiera打算满足以下方面的公开披露要求：(1)对守则的任何修订，或(2)根据守则给予Gran Tiera(首席执行官)和(首席财务和会计官)的任何豁免，在修订或豁免后四个工作日内在其网站http://www.grantierra.com/governance.html上发布此类信息。本公司网站上的信息未纳入本年度报告或以其他方式成为本年度报告的一部分。

88

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第11项。高管薪酬

有关我们董事和高管薪酬的所需信息在此引用自我们的委托书中题为“高管薪酬及相关信息”一节的信息，包括“董事薪酬”、“薪酬委员会报告”和“薪酬委员会联锁和内部人士参与”副标题下的信息。

第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项

某些实益所有人和管理层的担保所有权

关于我们10%或更多股东以及我们董事和管理层的担保所有权所需的信息通过引用我们的委托书中题为“某些实益所有者和管理层的担保所有权”一节中的信息并入本文。

下表提供了有关根据截至2022年12月31日有效的Gran Tiera股权补偿计划授权发行的证券的某些信息：

计划类别						(a) 在行使未偿还期权时须发行的证券数目(1)						(b) 未偿还期权的加权平均行权价						(c) 根据股权补偿计划未来可供发行的证券数量，不包括(A)栏所反映的证券(2)
证券持有人批准的股权补偿计划						17,302,860						1.15						20,766,922
未经证券持有人批准的股权补偿计划						—						—						—
						17,302,860						1.15						20,766.922

(1)包括根据2007年股权激励计划(“该计划”)授予的股票期权而预留发行的股份，该计划是对我们2005年股权激励计划的修订和重述。这不包括任何与绩效股票单位(“PSU”)和递延股份单位(“DSU”)有关的预留发行股份，该等股份可在吾等选择时以现金或我们普通股的股份结算，而管理层的现金结算意图反映在该等奖励的财务报表分类中作为财务负债。

(2)根据S-K条例第201(D)项，本栏中的数字代表截至2022年12月31日根据该计划剩余可供发行的普通股总数，减去上文(A)栏中报告的奖励。注意，根据该计划的条款，根据该计划可供授予的股份池实际上不会减少，直到裁决以我们普通股的股份结算为止(而不是在授予时减少股份池)。2022年12月31日，已发行和发行了38,090,092股与PSU和DSU有关的股票，如果此类奖励以股本方式结算，则将减少该计划下未来可供发行的证券。与反映管理层的会计处理方式一致由于有现金结算的意向，该等金额并不包括在上表内，以减少未来可供发行的证券。根据该计划的规定，剩余可供发行的证券数量减去(I)以1.0股的可替代系数行使和发行的股票期权和(Ii)根据根据该计划授予的任何股权结算奖励发行的普通股每股以1.0股的可替代系数计算的单位奖励的综合余额。因此，根据该计划，未来可供奖励的股票数量可能不同于本栏目中显示的金额。

我们唯一获得股东批准的股权薪酬计划是我们的2007年股权激励计划，它是对我们2005年股权激励计划的修改和重述。

第13项。 某些关系和相关交易，以及董事的独立性

所需的有关关联交易的信息在本文中引用自我们的委托书中题为“某些关系和关联交易”一节以及董事独立的题为“提案1-董事选举”一节中的信息。

89

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第14项。首席会计费及服务

所需资料于本公司委托书中题为“批准遴选独立核数师”的建议中“首席会计师费用及服务”及“审批前政策及程序”一节所载资料中引用。

第四部分

第15项。展示、财务报表明细表

(A)本年报以表格10-K的形式提交下列文件：

(一)财务报表

			页面
独立注册会计师事务所报告			56
合并业务报表			58
合并资产负债表			59
合并现金流量表			60
合并股东权益报表			61
合并财务报表附注			62
补充数据(未经审计)			81

(2)财务报表附表

没有。

(3)展品

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日提交给美国证券交易委员会的当前报告中的8-K表(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
3.2			Gran Tiera Energy Inc.的章程。						通过引用附件3.4并入2016年11月4日提交给美国证券交易委员会的当前报告中的8-K表(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
3.3			Gran Tiera Energy Inc.章程第1号修正案						通过引用附件3.1并入2021年8月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.1			Gran Tiera Energy Inc.和加拿大ComputerShare Trust Company之间的认购收据协议，日期为2016年7月8日.						通过引用附件4.1并入2016年7月14日提交给美国证券交易委员会的当前报告中的8-K表(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.2			与2025年到期的6.25%优先债券有关的契约，日期为2018年2月15日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、其中指定的担保人和美国银行全国协会签订.						引用附件4.1并入2018年2月16日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.3			与2019年7月23日到期的6.25%优先债券相关的第一补充契约，由Gran Tiera Energy Inc.、其中提到的担保人和美国银行全国协会共同签署。						通过引用附件10.3并入2019年8月8日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.4			6.25厘优先债券，2025年到期.						引用附件4.2并入2018年2月16日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)。

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4.5			与2027年到期的7.750%优先债券相关的契约，日期为2019年5月23日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的担保人和美国银行全国协会共同签署。						引用附件4.1并入2019年5月23日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.6			第一份补充契约，与2027年到期的7.750优先债券有关，日期为2019年7月23日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的担保人和美国银行组成。						通过引用附件10.4并入2019年8月8日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.10			2027年到期的7.750厘优先债券表格(载于附件A至附件4.1)。						引用附件4.2并入2019年5月23日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.11			证券的说明。						引用附件4.11并入2020年2月27日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.1			修订和重申2007年股权激励计划*						通过引用结合于2022年3月25日提交给美国证券交易委员会的最终委托书(美国证券交易委员会档案号001-34018)的附录。
10.2			2007年股权激励计划下的限制性股票单位奖励协议表格。*						在2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.1并入。
10.3			2007年股权激励计划下的期权协议格式。*						在2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.2并入。
10.4			弥偿协议的格式。*						通过引用附件3.5并入2016年11月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)。
10.5			2007年股权激励计划下的递延股票单位奖励协议表格。*						引用附件10.29并入2016年2月29日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.6			递延股份单位批出通知书表格。*						在2016年2月29日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)中引用附件10.30并入。
10.7			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Gary Guidry之间的高管聘用协议于2015年5月7日生效。*						通过引用附件10.2并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.8			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Lawrence West之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						通过引用附件10.5并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.10			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和James Evans之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						通过引用附件10.6并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.11			2007年股权激励计划下的绩效股票单位奖励协议表格。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.3并入。
10.12			绩效股票单位授予通知书的格式。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.4并入。
10.13			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Ryan Ellson之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.5。

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10.14			信贷协议，日期为2022年8月18日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy Columbia GmbH、Gran Tiera Operations Columbia GmbH和Trafigura Pte Ltd.作为贷款人签署						通过引用附件10.1并入2022年8月23日提交给美国证券交易委员会的当前报告中的8-K表(美国证券交易委员会文件第001-34018号)。
10.15			2023年2月20日由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy Columbia LLC、Gran Tiera哥伦比亚Inc.和Trafigura Pte Ltd.作为贷款人的信贷协议修订和重述契据。						现提交本局。
10.16			哥伦比亚参与协议，日期为2006年6月22日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC签署。						通过引用附件10.55并入2008年8月11日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.17			哥伦比亚参与协议的第1号修正案，日期为2006年11月1日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC执行。						通过引用附件10.56并入2008年8月11日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)。
10.18			哥伦比亚参与协议的第2号修正案，日期为2008年7月3日，由Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC达成。						通过引用附件10.3并入2008年11月19日提交给美国证券交易委员会的10-Q/A季度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.19			参与协议的第3号修正案，日期为2008年12月31日，由哥伦比亚Gran Tiera Energy有限公司、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital有限责任公司之间签署。						通过引用附件10.1并入2009年1月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.20			2011年6月13日，哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC于2006年6月22日签署的哥伦比亚参与协议的第4号修正案。						在2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.1并入。
10.21			2011年2月10日第5号修正案，2006年6月22日哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC之间的哥伦比亚参与协议。						在2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.2并入。
10.22			哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC于2006年6月22日签订的哥伦比亚参与协议的第6号修正案，日期为2012年3月1日。						在2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.9并入。
21.1			子公司名单。						现提交本局。
23.1			毕马威有限责任公司同意。						现提交本局。
23.2			McDaniel&Associates咨询有限公司同意。						现提交本局。
24.1			授权书。						请参阅签名页。
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)条颁发的特等执行干事证书。						现提交本局。
31.2			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第13a-14(A)/15d-14(A)条规定的首席财务干事证书。						现提交本局。

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32.1			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官和首席财务官的认证。						随信提供。
99.1			Gran Tiera Energy Inc.石油和天然气资产的储量评估和评估公司摘要，2022年12月31日生效。						现提交本局。

101.INS内联XBRL实例文档-实例文档不出现在交互数据文件中，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分类扩展计算链接库文档

101.定义内联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.预内嵌XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档

104.封面交互数据文件-封面XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中

*管理合同或补偿计划或安排。

第16项。表格10-K摘要

没有。

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签名

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。

 

Gran Tiera Energy Inc.

日期：2023年2月21日			/s/Gary S.Guidry
			作者：Gary S.Guidry
			总裁和董事首席执行官
			(首席行政主任)
日期：2023年2月21日			/s/Ryan Ellson
			作者：瑞安·埃尔森
			财务总监兼执行副总裁总裁
			(首席财务会计官)

 

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授权委托书

以下签名的每个人均以此等身份构成并委任Gary S.Guidry和Ryan Ellson为其真正合法的事实代理人和代理人，并有充分权力以其姓名、职位和代理人的名义、职位和代理，以任何和所有身份签署本10-K表格年度报告的任何和所有修正案(包括生效后的修正案)，并将该表格连同其所有证物和其他相关文件提交证券交易委员会，授予上述事实代理人和代理人，而他们中的每一人都有完全的权力和权限来作出和执行与此相关的每一项必要和必要的作为和事情，尽其可能或可以亲自作出的所有意图和目的，在此批准和确认所有上述事实代理人和代理人，或他们中的任何人，或他们或他们的替代者，可以合法地凭借本条例作出或安排作出。

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人员以登记人的身份在下列日期签署：

名字

标题

日期

/s/Gary S.Guidry

总裁和董事首席执行官

2023年2月21日

加里·S·古德里

(首席行政主任)

/s/Ryan Ellson

财务总监兼执行副总裁总裁

2023年2月21日

瑞安·埃尔森

(首席财务会计官)

/s/Peter Dey

董事

2023年2月21日

彼得·戴伊

/s/埃文·哈泽尔

董事

2023年2月21日

埃文·哈泽尔

/s/艾莉森·雷德福

董事

2023年2月21日

艾莉森·雷德福

罗伯特·B·哈金斯

董事

2023年2月21日

罗伯特·B·哈金斯

/s/罗纳德·罗亚尔

董事

2023年2月21日

罗纳德·罗亚尔

/s/桑德拉·斯科特

董事

2023年2月21日

桑德拉·斯科特

/s/David P.史密斯

董事

2023年2月21日

David·P·史密斯

/s/布鲁克·韦德

董事

2023年2月21日

布鲁克·韦德

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