美国 个国家

证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格 10-K

(标记 一)

截至2020年12月31日的财年

对于 从到的过渡期

委托 1-32955号文件

休斯顿 美国能源公司。

(在其章程中指定的注册人的确切名称 )

德克萨斯州休斯敦特拉维斯大街，1425号套房，邮编：77002

(主要执行机构地址 )(邮编)

发行人电话： ，包括区号：(713)222-6966

根据该法第12(B)条登记的证券 ：

根据该法第12(G)条登记的证券 ：

无

(班级标题 )

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 。是[] 否[X]

如果注册人不需要根据交易法第13条或第15条(D)提交报告，请用复选标记表示 。是[] 否[X]

用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人需要提交此类 报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)条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[X]不是[]

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在要求注册人提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T法规(本章232.405节)规则405要求提交的每个交互数据文件。是[X]不是[]

用复选标记表示注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告公司 还是新兴的成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“加速申报公司”、“大型加速申报公司”、 “较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

如果 是一家新兴成长型公司，请用复选标记表示注册人是否已选择不使用 的延长过渡期，以遵守根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。[]

用复选标记表示 注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(美国法典第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制有效性的评估 是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所 提交的。[]

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是[] 否[X]

注册人的非关联公司在2020年6月30日持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为1,070万美元，这是根据注册人普通股在该日的收盘价 计算的。每名现任行政人员和董事以及注册人所知拥有已发行普通股10%或以上的每位人士持有的普通股 股票均不包括在本次计算中，因为该等人士可能被视为联属公司。

截至2021年3月29日，注册人普通股的流通股数量为9923338股，面值为0.001美元。

通过引用合并的文档

本公司2021年年会委托书的部分 通过引用并入本报告第三部分。

目录表

前瞻性 陈述

这份10-K表格的 年度报告包含符合联邦证券法的前瞻性陈述。这些前瞻性的 陈述包括但不限于有关我们对市场和行业的预期和信念、我们的目标、 计划和对我们的物业以及钻探活动和结果的预期、我们对 未来物业收购和销售的意图和战略、我们关于形成战略关系的意图和战略、我们对物业未来成功的信念、我们对竞争对手的预期和信念、我们的竞争基础和我们的竞争能力、我们对我们招聘和留住人才的能力的信念和期望。我们对收入的预期、对 未来增长和财务业绩的预期、对我们设施是否充足的信念和期望，以及对我们的财务状况、为运营和增长融资的能力以及支持运营所需的融资金额的信念和预期 。这些声明会受到风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致实际结果和事件大不相同 。见“第1A项。有关某些风险因素的讨论，请参阅“风险因素”。我们没有义务更新 前瞻性陈述，以反映本年度报告(Form 10-K)日期之后发生的事件或情况。

如本10-K表格年度报告中使用的 ，除上下文另有规定外，术语“我们”、“我们”、“本公司”和“休斯顿美国公司”指的是特拉华州的休斯顿美国能源公司。

第 部分I

一般

休斯顿 美国能源公司是一家独立的石油和天然气公司，专注于天然气和原油资产的开发、勘探、开采、收购和生产。我们的主要物业和业务位于美国二叠纪盆地。 此外，我们在美国墨西哥湾沿岸地区，特别是德克萨斯州和路易斯安那州，以及南美国家哥伦比亚也有物业。

我们 专注于及早识别现有的和新兴的资源业务，并抓住机会进入这些业务。我们不经营物业 ，但通常寻求与较大的运营商合作或共同投资于资源开发，或在确定、打包和推广给较大的运营商的潜在客户中保留权益(无论是否由我们提供)。通过更早地进入这些 行动，识别被搁置的区块，并与更大的运营商合作、同时投资或向其推广，我们相信 我们可以以更低的成本获取更大的资源潜力，并最大限度地减少钻探风险和成本以及持续运营成本的风险敞口 。

我们 与我们的合作伙伴一起，通过机会性收购和资产剥离来积极管理我们的资源，可以 确定、开发、货币化和重新部署财务资源，以实现增加储量、产量和 股东价值的目标。

特性

我们的 勘探和开发项目侧重于德克萨斯州二叠纪盆地、陆上德克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸地区以及南美国家 哥伦比亚现有的财产权益，以及未来收购其他财产的 权益。

我们的每个 财产权益在范围和性质上各不相同，由一种或多种类型的资产组成，例如3D地震数据、 拥有的矿产权益、租赁位置、租赁期权、租赁中的工作权益、合伙企业或有限责任公司 权益、公司股权或其他矿业权。我们在每个物业中的百分比权益代表我们与该物业中的其他合作伙伴共享的物业权益中的 部分。由于每个物业由一组资产 组成，这些资产可能包括也可能不包括项目中的工作权益，因此我们声明的物业权益仅代表我们在构成该物业的资产捆绑包中的比例 所有权。因此，我们在物业中的权益不应与 在钻探给定油井时我们将拥有的工作权益混为一谈。我们的每个勘探和开发项目都代表 项目合作伙伴之间就一个或多个物业进行的协商交易。我们的工作利益可能高于或 低于我们声明的利益。

下表 列出了截至2020年12月31日我们主要物业的相关信息：

在 2020年，(1)我们收购了两个租赁区块的20%营运权益，该租赁区块在与我们现有的德克萨斯州霍克利县二叠纪 盆地北陆架相关的20,367英亩 (总)共同利益区域(“霍克利县AMI”)内，总共占地820英亩；(2)我们在德克萨斯州约库姆县收购了46.1英亩的100%营运权益；(3) 我们的种植面积(4)我们出售了在路易斯安那州的两口边际油井和相关种植面积的 权益；(5)由于租约到期，我们在德克萨斯州里夫斯县的种植面积减少了 160总(40净)英亩。

- 美国物业：

在美国，我们的物业和业务主要位于路易斯安那州和德克萨斯州的陆上二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸地区 。

德克萨斯州 属性-二叠纪盆地

里夫斯 县。我们在德克萨斯州里夫斯县的480英亩土地中持有20.4%的平均营业权益，包括(1)320英亩的Johnson Lease，我们持有25%的营业权益，支付后按比例收回5%；(2)160英亩的O‘Brien Lease，我们平均持有11.2%的营业权益。我们里夫斯县的种植面积位于二叠纪盆地的特拉华州次盆地内，拥有沃尔夫坎普、骨泉和阿瓦隆地层的资源潜力。2017年， 我们在两个租赁区块--Johnson State#1H井和O‘Brien#3H井--钻完了第一口井，这两口井都是WolfCamp A地层中的水平钻井和水力压裂井。Johnson#1H井于2020年12月31日继续生产 。奥布莱恩#3H井于2020年12月31日关闭维修。

2018年6月，在收购了前运营商的权益 之后，一家新运营商接管了我们里夫斯县耕地的运营。自从更换经营者以来，我们里夫斯县的土地上没有打过井。截至2020年12月31日，我们的里夫斯县未计划进行额外的开发或钻探作业。

约库姆 县。我们在得克萨斯州约库姆县一个约650英亩的区块中持有12.5%的营运权益，支付后需按比例收回10%，并在46.1英亩的区块中持有100%的营运权益，但我们有义务向我们在与我们的约库姆县种植面积相关的共同利益领域的合作伙伴 提供该面积的参与 。我们的约库姆县面积 位于二叠纪盆地的米德兰子盆地内。

在 2019年，我们钻了Frost#1H井，这是我们约库姆县种植面积上的第一口井。该井被水平钻井，在圣安德烈斯地层进行水力压裂，并于2019年年中完工并开始生产。我们在约库姆县的第二口井，即弗罗斯特#2H井，在圣安德烈斯地层进行了水平钻探和水力压裂，并于2020年第三季度完成并开始生产 。根据运营商对初始油井性能的评估， 未来可能会在我们的约库姆县面积上钻探更多油井。

二叠纪盆地北部陆架-霍克利县。我们持有得克萨斯州二叠纪盆地北陆架一个约5,080英亩租赁区(包括2020年在霍克利县AMI内收购的820英亩)约5,080英亩的钻探及相关成本的26.667%的作业权益，并有义务支付初始油井钻探及相关成本的26.667%。我们还有权 以成本价在五年内参与包括现有租赁区块在内的20,367英亩(总面积)的共同权益区域。

在 2020年间，我们钻探了洛布洛克1-H井，这是我们霍克利县耕地上的第一口井。该井已水平钻井，并进行了 水力压裂。由于水力压裂过程中出现的问题，该油井关闭，等待对解决水力压裂问题的 选项进行评估。在对初始油井的性能进行评估之前，目前没有计划在霍克利县进行额外的钻井作业 。

路易斯安那州 物业

我们在路易斯安那州的主要生产和勘探资产包括：

目前还没有计划在我们路易斯安那州的土地上进行额外的钻探作业。

- 哥伦比亚属性：

截至2020年12月31日，我们在哥伦比亚占地1,031,610英亩的多个前景中持有权益，这些前景均由Hupecol运营和附属公司运营。我们通过经营的特许权来确定我们在哥伦比亚的前景。

下表列出了有关我们在2020年12月31日在哥伦比亚的潜在客户利益的信息：

截至2020年12月31日，我们持有哥伦比亚Hupecol Operating Co.运营的四个特许权的权益。CPO-11特许权，包括金星勘探区，位于拉诺斯盆地。Loc Picachos、Macaya和Serrania特许权位于哥伦比亚的Caguan Putumayo盆地。这些特许权总面积达一千零三万一千六百一十英亩。

CPO-11

在 2019年，我们收购了Hupecol Meta，LLC(“Hupecol Meta”)2%的所有权权益。Hupecol Meta拥有哥伦比亚Llanos盆地639,405英亩的CPO-11区块。CPO-11区块由69,128英亩的维纳斯勘探区域和570,277英亩组成，其中50%由Hupecol出租给Parex Resources。2021年，Hupecol Meta增加了其在CPO-11区块的所有权权益 ，我们同意额外出资99,716美元，将我们在Hupecol Meta的所有权权益 提高到7.85%。通过我们在Hupecol Meta的所有权权益，在商定的2021年所有权增加后， 我们将持有维纳斯勘探区6.99%的权益以及CPO-11剩余区块3.495%的权益 。

CPO-11区块占地近1,000平方英里，有多个已确定的线索和潜在客户。金星勘探区包括 一口目前已关闭的现有生产垂直井。根据涉及 CPO-11区块剩余部分的分包协议，DAISY-1井是一口直井，于2019年12月开始钻探，并于2020年初确定为干井。Matuno-1井是休斯顿美国公司免费钻探的一口直井，于2020年钻井，是一口干井。Hupecol 将在正式确定CPO-11区块额外 口油井的钻井计划之前，评估行业条件和初步规划油井的钻探结果。金星勘探区的未来井，如果有的话，预计将是水平井。

Serrania 区块

吾等在Serrania特许权中的 权益是通过与该区块的原始运营商签订的Farmout协议获得的 ，根据该协议，吾等支付了指定第一阶段地质和地震成本的25%，以换取特许权勘探和生产合同中12.5%的权益 。

Serrania区块的地震 工作已于2010年完成。钻探准备及地震处理工作已于二零一一年及二零一二年进行 ，以配合特许权上初步试井的计划钻探。哥伦比亚国家碳氢化合物管理局(ANH)批准延长所需的开发承诺，包括在Serrania 特许权上钻探第一口试井，直到该地区的条件允许作业为止。

Serrania特许权长期受到当地反对授予开始钻井作业所需许可证的限制。 Hupecol目前正在与哥伦比亚国家碳氢化合物管理局(ANH) 进行诉讼和谈判，以获得钻探和开发特许权所需的许可证，或获得特许权和花费的 资金的补偿。 Hupecol目前正在与哥伦比亚国家碳氢化合物机构(ANH) 进行诉讼和谈判，以确保获得钻探和开发特许权所需的许可证，或获得特许权补偿和 资金支出。

鉴于持续不断的反对，Hupecol已决定在可预见的未来停止该区块的所有活动，等待最终的 解决方案允许Hupecol钻探或补偿Hupecol的区块。新冠肺炎导致在哥伦比亚的所有行动被推迟 。

洛斯皮卡霍斯和马卡亚前景

我们的 洛斯皮卡霍斯和马卡亚前景毗邻我们的塞拉尼亚特许权。Hupecol通知我们，他们已经搁置了在洛斯皮卡霍斯和马卡亚特许权上开始 地震和其他工作的计划，直到正在进行的许可纠纷得到满意解决。 ANH已批准延长所需的开发承诺，包括地震采集，直到该地区的条件允许作业 。

作为我们各种前景的 运营商，Hupecol对钻井时间和待钻井前景的选择有很大的控制权，我们影响待钻井前景的选择或此类钻井操作的时机的能力有限 ，无法有效地控制此类钻井操作的成本。因此，我们的钻探预算受 根据Hupecol选择钻探的前景、Hupecol关于此类钻探操作时机的决定以及Hupecol在预计预算内钻探和操作油井的能力的影响 。

钻探 活动

在 2020年间，我们打了三口井。下表汇总了2020、2019年和2018年期间钻探的油井数量，不包括 根据分包协议钻探的油井、特许权使用费权益所有权或我们没有工作利益的任何其他油井。

生产井 是指被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，其销售收益 超过了生产费用和税收。

截至2020年12月31日，我们正在对德克萨斯州霍克利县的Lou Brock#1-H井进行测试作业。

生产井 口

生产井包括生产井和能够生产的井，包括关井。多井完井的井筒 仅计为一口井。截至2020年12月31日，我们拥有四口油井的权益(不包括我们仅持有特许权使用费权益的油井)。截至2020年12月31日，我们拥有生产井的所有权权益(按地理区域分类) 如下：

数量、 价格和生产成本

下表列出了截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的三年中，与我们的天然气和石油销售相关的产量、收到的平均价格和平均生产成本的某些信息 按地理区域分类：

天然油气储量

储量 估计

下表按国家和截至2020年12月31日的我们的已探明石油和天然气净储量估计数，以及我们已探明储量未来未计所得税 (“PV-10”)和未来所得税(“标准化计量”)前估计净收入的估计现值(以10%的年率折现)，均根据美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)规定的假设编制。 以下表格列出了我们估计的已探明石油和天然气储量净值(按年率折现10%)和未来已探明储量未来所得税前(PV-10)和未来所得税(“标准化指标”)后的估计现值。

PV-10值是石油和天然气资产价值的一种广泛使用的衡量标准，代表以10%折现的估计 现金流的税前现值。PV-10被认为是SEC定义的非GAAP财务指标。我们相信，我们的PV-10报告对我们的投资者是相关和有用的，因为在考虑相关的未来所得税之前，它呈现了可归因于我们已探明储量的贴现未来净现金流 ，因为这些税收可能会因免税基础、净营业亏损结转和其他因素的金额和时间的不同而在不同的公司之间有所不同 。我们 相信投资者和债权人使用我们的PV-10作为基础，将我们已探明储量的相对规模和价值与其他公司的储量估计进行比较 。PV-10不是根据公认会计准则衡量财务或经营业绩的指标，也不打算 代表我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。不应孤立地考虑PV-10，也不应将其作为GAAP定义的未来净现金流贴现的标准化衡量标准的替代品。

这些 计算采用石油行业普遍接受的标准地质和工程方法，并且 符合SEC财务会计和报告标准。

由于油藏数据固有的不确定性和有限的性质，探明储量可能会随着可获得的附加信息 而发生变化 。对储备、未来现金流和现值的估计基于各种假设，包括美国证券交易委员会(SEC)规定的假设，本质上是不精确的。虽然我们认为这些估计是合理的，但未来的实际产量 现金流、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量可能与这些估计有很大差异。

储备 估算流程、控制和技术

上述储量估算(包括PV-10和标准测量估算)是由Russell K.Hall&Associates， Inc.为我们德克萨斯州二叠纪盆地的储量编制的。

这些 计算采用石油行业普遍接受的标准地质和工程方法，并且 符合SEC财务会计和报告标准。

我们的 年终储量报告由储备工程公司根据正在评估的财产权益、此类物业的产量、当前的运营和开发成本、当前的生产价格、与当前和未来的运营以及生产、地球科学和工程数据的销售相关的 协议，以及我们的管理团队提供给他们的其他信息 编写。在对所提供的数据进行分析和评估后，后备工程公司将出具初步评估报告 。我们的总裁和董事会会审查初步评估报告和我们储量的变化，以确定所得结果的合理性。一旦任何问题得到解决，后备工程公司就会发布最终评估报告 ，反映他们的结论。

Russell K.Hall&Associates是一家总部位于得克萨斯州米德兰的独立专业工程公司，为石油和天然气行业提供储量评估服务 。他们的报告是在Russell K.Hall&Associates创始人兼总裁Russell K.Hall的指导下编写的。Hall先生拥有俄克拉荷马大学机械工程学士学位，是注册专业工程师，是石油工程师协会、独立专业地球科学家协会和西德克萨斯地质学会的会员。霍尔先生在石油和天然气行业 和石油和天然气金融行业拥有30多年的储量评估经验。Russell K.Hall&Associates及其员工对我们的公司或我们的物业不感兴趣，在确定我们的储量时持客观态度。

SEC关于公司可用于建立储量的技术的规则允许使用已 在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术，或通过使用可靠的技术建立合理确定性的其他证据 来证明这些技术是有效的。 美国证券交易委员会关于可用于建立储量的技术的规定允许使用经 同一油藏或类似油藏的项目的实际生产证明有效的技术。可靠技术是指一种或多种技术 (包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已证明可在被评估地层或类似地层中提供具有一致性和重复性的合理确定结果 。

我们的 储量工程公司综合使用了产量和压力动态、模拟研究、炮检距类比、地震 数据和解释、地球物理测井和岩心数据来计算我们的储量估计。

已探明 未开发储量

下表汇总了截至2020年12月31日的一年内我们已探明的未开发储量类别内的活动：

截至2020年12月31日止年度，已探明未开发储量 减少，归因于与我们德克萨斯州里夫斯县面积相关的评估重估 。

已开发的 和未开发的面积

下表列出了截至2020年12月31日我们持有的按地理区域分类的已开发和未开发面积(包括租赁和特许权，但不包括我们持有特许权使用费权益但没有工作权益的 面积)的总面积和净面积：

已开发的 英亩包括租赁的英亩，这些英亩位于由生产井隔开或可分配给生产井的区域内，以及 我们持有矿产权益且没有潜在开发相关租赁到期的面积。未开发面积包括租赁的 英亩，并有明确的剩余条款，并且不在由生产井隔开或可分配给生产井的区域内。

由于 是石油和天然气行业的惯例，我们通常可以通过钻探活动 建立足以维持租约的商业生产，或通过在剩余的主要 租赁期内支付延迟租金来保留我们在未开发面积中的权益。我们拥有权益的石油和天然气租约的主要期限是不同的，如果根据 租约的生产在我们已开发的租约面积超过主要期限后继续生产，我们有权持有租约，只要生产石油 或天然气。

上表中列出的包含美国未开发面积的 租约和特许权主要涉及我们的北大陆架 英亩，它由大量租约组成，大多数租约的主要期限为三年，将在 其各自的主要期限结束时到期，除非该英亩的生产已在该日期之前建立，在这种情况下， 租约或特许权将一直有效，直到停产。

标题 至属性

物业所有权 须缴纳特许权使用费、优先特许权使用费、附带工作、净利润、工作及其他类似权益和 天然气和石油行业惯用的合同安排、尚未到期的当期税款留置权和其他负担。由于 是行业中未开发物业的惯例，因此在 收购时很少对记录标题进行调查(除了对地方记录的初步审查)。

调查， 包括当地律师的所有权意见，通常在钻井作业开始之前进行。

营销

截至2020年12月31日，我们没有销售天然气和石油产品的合同协议，所有产品都在现货市场销售。

员工

截至2020年12月31日，我们有2名全职员工，没有兼职员工。员工不受集体谈判 协议的保护，我们预计我们未来的任何员工都不会受此类协议的保护。

竞争

我们 在所有业务领域都面临来自其他石油和天然气公司的激烈竞争，包括收购生产 资产和未开发的面积。我们的竞争对手包括大型综合性油气公司、众多独立油气公司和个人。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司，其员工数量和资本资源都大大增加，从事石油和天然气业务的时间比我们公司长得多。 这些公司可能能够为生产性油气资产、勘探前景支付更高的价格，并定义、评估和 竞标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量更多的资产和前景。我们未来 获得更多物业和发现储量的能力将取决于我们评估和选择 合适物业的能力，以及在这一竞争激烈的环境中完成交易的能力。

监管事项

石油天然气生产、销售、运输条例

石油和天然气行业受到众多国家、州和地方政府机构和部门的监管。 遵守这些规定通常很困难，成本也很高，不遵守可能会导致重大处罚和风险。我们开展业务的大多数司法管辖区 也有管理自然资源保护的法规、规则、法规或指导方针，包括 石油和天然气属性的统一或合并、最小井间距、井的封堵和废弃，以及确定油井和气井的最高产量 。一些司法管辖区还要求提交钻探和运营许可证、保证金和报告。如果不遵守这些法规、规则和条例，可能会被处以罚款和 处罚，并暂停或停止在受影响地区的运营。

环境法规

与环境保护相关的各种 联邦、州和地方法律法规，包括向环境排放材料 ，可能会影响我们的勘探、开发和生产操作以及这些操作的成本。除其他事项外，这些 法律法规还规定了可能排放到环境中的物质的数量和类型、 勘探、钻井和生产作业许可证的发放、产生的废物的排放和处置 废物管理、油井、场地和设施的回收和废弃、财务保证以及 污染场地的修复。这些法律和法规可能会对不遵守和 我们的操作造成的任何污染施加重大责任，并可能要求暂停或停止在受影响区域的操作。

适用于我们美国业务的 环境法律法规包括以下美国联邦 法律法规：

哥伦比亚 也有类似的旨在保护环境的法律法规。

我们 经常根据这些适用的法律法规持续 为我们的设施和运营获得许可。没有任何已知问题会对我们的任何设施或运营的许可流程或许可合规性状态产生重大不利影响 。

随着新标准的颁布和对现有标准的新解释，这些环境法律法规的最终财务影响既不清楚也不容易确定 。预计环境法律法规将对我们的运营产生越来越大的影响。此外，任何不遵守此类法律的行为都可能使我们面临实质性的行政处罚、 民事或刑事处罚或其他责任。潜在的许可成本是可变的，直接与设施的类型 及其地理位置相关。例如，排放空气许可、泄漏应急要求以及排放或注入许可可能会产生成本。这些成本被认为是我们持续运营的正常经常性成本，而不是遵守政府法规的非同寻常的 成本。

虽然 我们不经营我们持有权益的物业，但我们的石油和天然气物业运营商不遵守适用的环境法律和法规 可能会使我们和我们的物业面临与此类环境法律相关的潜在成本和责任 。虽然我们对我们的任何运营商都不进行监督，但我们相信我们的每个运营商都致力于环境保护和合规。但是，由于环境成本和责任在我们的运营和从事类似业务的公司的运营中是固有的 ，而且监管要求经常 变化并可能变得更加严格，因此不能保证在 未来不会发生材料成本和责任。这样的成本可能会导致运营和收购成本增加，产量减少。

水力 压裂调节

水力压裂，或称“水力压裂”,这是一种常见的做法，用于刺激致密地层(包括页岩)的石油和天然气生产。水力压裂涉及在高压下将流体(通常主要由水组成，但通常包括少量化学添加剂 )以及砂子注入油井，以便在岩石中形成裂缝 ，使石油或天然气更自由地流入井筒。

除了适用于联邦土地的 之外，水力压裂通常不受许多联邦环境法规的监管，通常在州一级受到监管。

例如，在德克萨斯州，德克萨斯州铁路委员会管理与石油和天然气运营相关的法规，包括与这些运营相关的水资源保护法规 。德克萨斯州立法机构通过了新的立法 ，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品，自2011年9月1日起生效 。得克萨斯州铁路委员会已经通过了实施这项立法的规则和条例，适用于2012年2月1日之后铁路委员会颁发初始钻探许可证的所有油井 。该法要求油井运营商 披露符合联邦职业安全与健康法案(OSHA)要求的化学成分清单 以在互联网网站上披露，并向德克萨斯州铁路委员会提交油井完井报告 。水力压裂一口井的总用水量也必须向公众披露，并提交给德克萨斯州铁路委员会。

关于水力压裂液的使用、对饮用水供应的影响、 水的使用以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响， 都存在着关于水力压裂的公众争议。涉及水力压裂实践的诉讼和执法行动 已在全国范围内启动。如果通过限制水力 压裂的新法律或法规，这些法律可能会使实施压裂以刺激致密 地层生产的难度或成本增加，并使基于压裂 过程中使用的特定化学物质可能对地下水产生不利影响的指控发起法律诉讼变得更容易。此外，如果在联邦或州 级别进一步规范水力压裂，则压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范 、更多的监控、报告和记录义务、封堵和废弃要求 以及随行许可延误和潜在的成本增加的约束。此类法律变更可能导致运营商产生大量合规成本，合规或任何不合规的后果可能对油井运营和经济产生重大不利影响 。

我们 不运营油井，但将油井运营承包给第三方运营商。我们油井的操作员可以在我们参与的油井上进行水力压裂作业， 或与第三方签约进行此类作业。如果不使用水力压裂技术来刺激油井产量，许多较新的油井将不经济 。目前，无法评估新颁布或潜在的管理水力压裂的联邦或州立法对我们业务的影响。

气候变化立法和温室气体监管

联邦、州和地方的法律法规越来越多地被颁布，以解决人们对排放“温室气体”可能对环境和气候造成的影响的担忧。这些影响被广泛称为“气候变化”。自 2009年12月关于温室气体排放的危害发现以来，美国环境保护局(“EPA”) 已开始根据联邦“清洁空气法”(Clean Air Act)监管温室气体排放来源。在要求报告或许可温室气体源的几项法规中，环保局在2010年5月最终确定了其“定制规则”，该规则确定了 需要获得哪些固定温室气体源的建造、修改或运营许可，以及 对其温室气体实施最佳可用的控制技术。美国环保署的最终温室气体报告 要求涉及某些石油和天然气生产设施。

此外，美国国会已经考虑建立总量管制和交易计划，以减少美国的温室气体排放。根据过去的提案，环保局将向某些主要的温室气体排放源发放或出售有上限且稳步下降的可交易排放限额，以便这些来源可以继续向大气排放温室气体。预计随着时间的推移，这些津贴 的成本将大幅上升。如果这项立法获得通过，其净效果将是 对原油、成品油和天然气等碳基燃料的燃烧施加越来越高的成本。 此外，尽管美国国会通过此类限额交易立法的前景仍然不确定，但有几个州已经或正在采取类似的限额交易计划。

作为一家原油和天然气公司，有关气候变化的辩论与我们的运营相关，因为我们用来勘探、开发和生产原油和天然气的设备会排放温室气体。此外，我们销售的原油和天然气等碳基燃料的燃烧会排放温室气体。因此，当前或未来的任何联邦、州或地方 气候变化倡议都可能通过刺激对不依赖化石燃料燃烧的替代能源的需求而对我们生产的原油和天然气的需求产生不利影响，因此可能会对我们的业务产生实质性的不利影响 。尽管我们遵守任何温室气体法规可能会导致合规和运营成本增加 ，但我们预计当前适用法规的合规成本不会很高。此外，虽然 目前无法估计此 领域任何新的立法或法规发展的合规成本或运营影响，但我们预计受影响的程度不会比其他类似情况的竞争对手更大。

网站 对报告的站点访问权限

我们的 网站地址是Www.houstonamerican.com。我们在我们的网站上免费提供我们的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)和当前报告(Form 8-K)，并在这些材料以电子方式提交给美国证券交易委员会(U.S.Securities and Exchange Commission)后，在合理的 可行范围内尽快对这些报告进行所有修订。 我们网站上包含的信息未通过引用并入本报告，您不应将我们网站上包含的信息 视为本报告的一部分。

我们的 业务活动和证券价值受到重大风险和风险的影响，包括下面描述的风险。 如果发生任何此类事件，我们的业务、财务状况、流动性和/或运营结果可能会受到严重的 损害，我们证券的持有者和购买者可能会损失部分或全部投资。

公司 和组织风险

我们 经历了经常性的运营亏损，可能无法实现盈利；要实现盈利，需要成功的 钻井和开发操作，以支持产量和收入的大幅增长。

自2011年以来，我们 每年都因运营而亏损，截至2020年12月31日，累计赤字为72,021,911美元。 虽然我们近年来实施了降低现金管理费用的成本控制举措，但我们实现 盈利的能力在很大程度上取决于在继续控制成本的同时增加生产和生产收入。 为了增加产量和收入，我们需要在现有或未来收购的 种植面积上成功钻探新油井。 如果出于任何原因，我们无法在控制钻井成本和管理费用的同时大幅 增加产量和收入，我们可能永远无法实现或维持盈利。 我们如此提高产量和收入并实现盈利的能力受到石油和天然气运营的所有其他风险以及我们为钻探和开发运营份额提供资金的能力的影响。

我们盈利运营的能力和财务状况高度依赖于能源价格。石油和天然气价格大幅或持续下跌 可能会对我们的业务、财务状况或运营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力 产生不利影响。

我们收到的石油和天然气生产的 价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率都有很大影响。 石油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供求关系的相对微小变化而出现较大幅度的波动 。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定。这些 市场未来可能会继续波动。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素 。这些因素包括但不限于：

全球经济增长推动了对各种能源的需求，包括化石燃料。如果美国和全球经济出现疲软，能源需求可能会下降。同样，如果全球能源生产增长超过需求，可能会出现供应过剩 。需求下降和供应过剩可能会导致大宗商品价格下降和 我们的财务状况恶化，以及我们盈利运营的能力和获得资金支持运营的能力。

在我们的业务 方面，我们经历了被认为与某些市场的经济增长放缓 有关的周期性需求下降，包括新冠肺炎疫情的影响，加上新的石油和天然气供应上线以及其他我们无法控制的 情况，导致石油和天然气供应超过全球需求，进而导致石油和天然气价格大幅 下跌。不能保证当前的价格下跌将持续到多低，或者 未来不会再次出现价格疲软。

过去价格下降 ，预计未来可能出现的任何下降都会降低我们的收入和盈利能力 以及我们储备的价值。这种下降对油井和储量经济产生不利影响，并可能减少我们在经济上可以生产的石油和天然气数量 ，导致计划中的钻探和相关活动推迟或取消，直到经济条件改善到足以支持此类作业的时候 。石油或天然气价格的任何持续下跌都可能对我们未来的业务、财务状况、运营结果、流动性 或为计划的资本支出提供资金的能力产生实质性的不利影响。

新冠肺炎疫情对我们2020年的运营造成了实质性的不利影响，并可能在可预见的未来继续对我们的运营造成负面影响 。

2020年初，全球医疗保健系统和经济体开始经历新冠肺炎冠状病毒传播带来的历史性压力。 随着病毒的传播，全球经济活动开始放缓，预计未来经济活动将放缓，因此 石油和天然气需求将下降。因此，全球能源价格急剧下跌。 价格下跌对我们2020年的收入和盈利能力产生了不利影响，虽然能源价格已部分回升，但可能会对我们现有油井和计划中的未来油井的经济产生不利的 影响，可能导致现有物业的减值费用 ，并因不经济而推迟或放弃计划的钻井作业。

为应对新冠肺炎疫情，我们的员工已开始远程工作，我们的许多主要供应商、服务提供商和合作伙伴 也同样开始远程工作。由于此类远程工作安排，我们预计某些运营、报告、 会计和其他流程将变慢，这可能导致执行关键业务职能的时间更长、运营成本更高以及服务和供应质量的不确定性，只要当前疫情持续，可能在疫情消退后的一段时间内，这些都可能对我们的 运营结果产生重大不利影响。

石油和天然气行业的竞争非常激烈，这可能会对我们的竞争能力产生不利影响。

我们 在收购物业、营销石油和天然气以及获取训练有素的人员方面处于竞争激烈的环境中。 我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多， 这些资源在我们运营的领域可能特别重要。这些公司可能会为生产性石油和 天然气资产和勘探前景支付更高的价格，并能够评估、竞标和购买超出我们财务或人力资源允许的更多资产和前景 。我们能否在未来获得更多潜在客户以及发现和开发储量 将取决于我们评估和选择合适物业的能力，以及在竞争激烈的 环境中完成交易的能力。此外，石油和天然气行业对可供投资的资金也存在激烈的竞争 。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住高素质人才以及筹集额外资本方面取得成功。

我们 是否有能力获得额外的矿产面积，以及钻探和开发我们现有的面积以及 可能收购的其他面积，取决于是否能以令人满意的条款获得融资。

我们的 财力有限，可能不足以完全钻探和开发我们的种植面积或完成任何有意义的 收购。虽然我们截至2021年3月29日的可用资金预计将足以支付我们在2021年期间预计将钻井的油井成本 份额，但如果实施长期钻探和开发计划，预计我们手头的资金将不足以支持与我们现有土地持有量相关的 长期钻探和开发计划。

我们 可能会继续寻求进入资本市场，通过出售普通股、优先股或其他证券来支持计划中的钻井运营或收购，或者可能寻求债务融资来支持此类资本要求。我们目前 没有任何承诺提供股权或债务融资来支持任何未来的钻井运营或收购， 不能保证在需要时以可接受的条款或根本不能保证提供此类融资。如果我们无法为未来油井的钻井和完井成本提供资金 ，我们可能会经历产量和收入持平和下降， 盈利能力下降，并可能因我们对种植面积的兴趣而受到处罚。

我们 可能无法进行有吸引力的收购，任何收购都可能面临重大风险，这可能会对我们的业务造成不利影响 。

以优惠的价格收购 更多的矿产面积是我们增加持有量和多样化以及提高 产量和收入的战略的一部分。我们预计将把收购重点放在二叠纪盆地和哥伦比亚，重点是与该地区久经考验的运营商合作，以优惠的价格收购头寸。二叠纪盆地矿产面积的竞争非常激烈 。其他运营商，特别是大型运营商，历史上为二叠纪盆地的种植面积支付的价格远远高于我们支付的价格。不能保证我们能够以优惠的价格或根本不能保证我们能成功地在二叠纪盆地、哥伦比亚或其他地方获得更多的种植面积。即使我们成功地以优惠的条款获得了更多的种植面积 ，这样的种植面积(I)可能比价格更高的种植面积更具投机性，(Ii)在钻探和运营方面可能面临挑战或限制 ，例如缺乏关键基础设施或访问机会有限，或者(Iii)可能被证明是不经济的。

我们的成功 有赖于我们规模较小且技术能力有限的员工和第三方顾问，他们中的任何一个人的流失 都可能扰乱我们的业务运营。

我们的成功将取决于我们吸引和留住关键员工的能力。我们的员工规模极小，技术能力 有限。我们目前没有任何重要的内部技术能力，但依赖于我们董事会的工程、地质和其他技术技能，并不时依赖第三方顾问。如果我们的员工 辞职，或者我们无法吸引到必要的人员，我们的业务运营可能会受到不利影响。

我们的章程和章程，以及特拉华州法律的规定，可能会使第三方难以收购我们的公司， 还可能会限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格。

特拉华州 公司法以及我们的章程和章程包含可能延迟、阻止或阻止我们公司或管理层控制权变更的条款 。这些规定还可能阻止代理权竞争，并使我们的股东在未经我们管理层或董事会同意的情况下选举 名董事和采取其他公司行动变得更加困难。这些条文包括：

根据特拉华州法律，我们 也受到反收购条款的约束，这也可能会推迟或阻止控制权的变更。总而言之，我们的章程、章程和特拉华州法律的这些条款可能会阻止交易，否则这些交易可能会规定 支付比我们普通股当前市场价格更高的溢价，还可能限制投资者未来愿意 购买我们普通股的价格。

石油和天然气运营风险

钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

我们未来的成功将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的石油和 天然气勘探和生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探 不会产生商业上可行的石油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式开发前景或物业的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、 生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请 阅读《储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设》(下文)。在开始钻探 之前，我们的钻井、完井和操作油井的成本通常是不确定的。预算支出超支是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，许多因素 可能会减少、推迟或取消钻探，包括以下因素：

成本 由于上述因素以及我们 行业中常见的其他因素导致的运营超支、削减、延迟和取消，可能会对我们的运营业绩和财务状况以及我们维护潜在客户利益的能力产生重大不利影响 。

我们 依赖于我们的石油和天然气资产的第三方运营商。

根据 与我们油气资产相关的运营协议条款，第三方充当我们 油气井的运营商，并控制在我们资产上进行的钻探和运营活动。因此，我们对与我们物业活动相关的某些决策的控制有限，这可能会影响我们的运营结果。我们有限控制的决策 包括：

我们运营商做出的决策 可能与我们的决策不同，反映的优先顺序与我们的优先顺序不同，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大影响 ，包括潜在的产量和物业收入下降、物业价值下降和租赁到期等潜在后果。

我们决定钻探的前景 可能不会以商业上可行的数量生产石油或天然气。

我们的 前景是我们根据现有的地震和地质信息确定了我们认为 是石油或天然气潜力的标志的属性。我们的前景正处于不同的评估阶段，从 准备钻探的前景到需要大量地震数据处理和解释的前景。无法在钻井和测试之前预测 是否有任何特定的勘探将生产足够数量的石油或天然气，以收回 钻井或完井成本，或者是否在经济上可行。使用地震数据和其他技术，以及研究在同一地区生产 油田，不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者 如果存在，则无法确定是否存在商业数量的石油或天然气。我们不能保证我们从其他油井、更全面勘探的前景或生产油田获得的 可用数据得出的类比将适用于我们的钻探前景。

我们的 作业预计将涉及水平钻井和完井技术的使用，这在应用中存在风险和不确定性 。

在大多数情况下，我们的 操作预计将涉及使用我们的服务提供商开发的一些最新钻井和完井技术，包括水平钻井和完井技术。我们在钻水平井 时面临的风险包括但不限于以下几点：

我们在完井过程中面临的风险 包括但不限于以下内容：

在很少或根本没有此类技术使用历史的新兴地区进行水平钻井比在 较发达且具有较长历史的现有水平钻井作业的地区进行钻井更具不确定性。如果我们的水平钻井不能充分解决所描述的风险，我们可能会导致成本超支、油井或非生产油井表现不佳。

钻机、设备、供应、人员、水处理和油田服务的 不可用或高成本可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划以及盈利运营的能力造成不利的 影响。

短缺 或钻机、设备、用品或人员成本高昂，包括人员短缺或不可用 以及新冠肺炎疫情引发的设备短缺，可能会延迟或对我们的开发和勘探操作产生不利影响。 如果石油和天然气价格上涨，对生产设备和人员的需求可能也会增加，至少在短期内可能导致设备和人员短缺。此外，较大的生产商可能更有可能 通过向钻井公司提供更有利可图的条款来获得此类设备。特别是，二叠纪盆地高水平的水平钻井和水力压裂作业增加了需求，增加了成本， 相关的钻井和完井服务、供水、搬运和处置以及生产搬运和运输基础设施的准入 ，每一项都导致我们最初的里夫斯县油井的价格高于预期。 如果我们无法获得此类资源，或者只能以更高的价格获得，这不仅可能 推迟我们转换的能力 因此对预期净收入产生负面影响。

我们 可能无法以商业合理的条款或其他方式获得管道和存储设施的使用权，收集 系统和其他运输、加工、分馏和精炼设施来销售我们的石油和天然气产品；我们依赖于有限数量的产品购买者。

石油和天然气生产的营销在很大程度上取决于管道和储存设施、收集系统和其他运输、加工、分馏和精炼设施的可用性、接近性和容量，以及是否存在足够的市场。如果这些系统上的可用容量不足，如果我们无法使用这些系统， 或者如果对这些系统的访问在商业上变得不合理，我们为生产提供的价格可能会大幅下降 ，或者我们可能会被迫关闭一些生产，或者在 发现碳氢化合物之后被迫关闭一些生产或推迟或停止钻探计划和商业生产，同时我们建造自己的设施或等待第三方设施的可用性。我们依赖 由第三方开发和拥有的设施来存储、加工、运输、分离和销售我们的石油和天然气产品。 由于第三方无法或不愿意向我们提供足够的运输、储存或加工和分馏设施，尤其是在目前不存在此类设施的 计划扩建区域，我们开发和销售石油和天然气储备的计划可能会受到重大不利影响。

在某些情况下，可生产的石油和天然气数量受到限制，例如，管道因计划内和计划外维护而中断 、压力过大、收集、运输、精炼或加工设施受到物理损坏，或此类设施能力不足。这些和类似情况导致的减产可能持续 几天到几个月，导致产量和收入损失或减少。

我们 可能在管道通道受限或无法进入的地区作业，因此需要通过其他方式进行运输，例如卡车运输、 或需要压缩设施。对于我们哥伦比亚的土地来说，情况可能尤其如此，那里的基础设施 有限，甚至在某些情况下根本不存在。此类对我们销售石油或天然气能力的限制可能会产生几个 不利影响，包括更高的运输成本、更少的潜在购买者(从而可能导致更低的销售 价格)，或者，如果我们在很长一段时间内无法销售和维持特定租约的生产，可能会 导致我们因生产不足而失去租约。

对于 我们与受FERC监管的管道签订运输合同的程度，我们必须遵守与使用此类容量相关的FERC 要求。如果我们不遵守FERC的法规和政策，或者 不遵守州际管道的收费标准，可能会受到民事和刑事处罚。

我们的大部分产品由有限数量的公司购买。失去一位重要买家可能会对我们销售产品的能力产生重大不利影响 。

我们的 石油和天然气持有量和运营集中，我们依赖于钻探和生产作业的结果 依赖于少数探矿和油井；特别是我们的二叠纪盆地持有量和油井。如果这些资产和油井的表现低于预期 ，我们可能会遇到产量、收入和盈利低于预期的情况。

我们 历来专注于开发少数地理位置集中的潜在客户。因此，我们在所持资产的性质和地理位置方面缺乏 多样化。因此，我们面临着对单个资源业务的更高依赖 ，如果单个潜在客户被证明不成功，我们可能会遭受重大损失。截至2020年12月31日，我们在美国拥有1,543英亩净地和0.675口净井的权益，在哥伦比亚拥有56,111英亩净地和无井的权益。虽然我们已经恢复了在哥伦比亚的活动，收购了CPO-11区块的权益，但在可预见的未来，我们的产量、 收入和盈利能力预计将高度依赖于我们可能在二叠纪钻探的现有和未来 油井的结果。为了增加我们的收入和提高盈利能力，我们必须继续钻探生产井 。如果二叠纪盆地的现有油井或我们未来可能钻探的油井表现低于预期，我们可能会遇到产量和收入持平或下降的情况，可能无法实现盈利。

除非 我们更换石油和天然气储备，否则我们的储量和产量将下降，这将对我们的现金流 和收入产生不利影响。

除非 我们成功地进行开发、开采和勘探活动，或者获得包含已探明储量的财产，否则我们的 探明储量将随着这些储量的生产而下降。生产石油和天然气的储层通常以产量下降为特征 ，这取决于储层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否有效地开发和利用我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的可采储量。如果我们无法 开发、开采、寻找或获得额外的储量来取代我们当前和未来的生产，随着产量的下降，我们的现金流和收入将 下降，直到我们现有的物业无法维持商业生产。

我们有相当大比例的物业是未经证实和开发的；因此，证明和开发我们的物业的成本和与我们成功相关的风险比我们的大多数物业被归类为已证实的 已开发生产的情况要大。

由于 我们有相当大比例的物业未经验证和/或未开发，因此我们需要大量资金来证明和开发 此类物业才能投入生产。由于与石油和天然气钻探相关的固有不确定性，其中一些属性可能永远不会成功钻探和开发到产生正现金流 的程度。即使我们的钻探和开发工作取得成功，很大一部分未经证实的资产也可能需要几年时间 才能转化为正现金流。

由于我们的石油和天然气业务，我们 可能会招致大量未投保的损失，并受到重大责任索赔的影响。

我们 没有投保一切险。未投保和投保不足事件造成的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大和 不利影响。我们的石油和天然气勘探和生产活动 面临与钻探和生产石油和天然气相关的所有操作风险，包括 可能：

这些风险中的任何 都可能对我们的运营能力产生不利影响，或给我们的公司造成重大损失。 如果我们认为可用保险的成本相对于存在的风险过高，我们可以选择不购买保险。 此外，污染和环境风险通常不能完全投保。如果发生重大事故或 其他未在保险覆盖范围内的事件，可能会对我们的业务、运营结果或财务状况产生重大不利影响 。

如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要减记石油和天然气资产的账面价值 。

会计 规则要求我们定期检查石油和天然气属性的账面价值，以确定可能的减值。根据预期减值评估时的特定市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估，我们已定期减记石油和天然气资产的账面价值 ，未来可能需要进一步减记石油和天然气资产的账面价值。减记 将构成收益的非现金费用。资产减记的累积效应可能还会对我们证券的交易价格产生负面影响 。

储量 估计取决于许多最终可能不准确的假设。这些储量估计 或基本假设中的任何重大误差都将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

评估石油和天然气储量的 过程很复杂，需要解释现有的技术数据和许多 假设，包括与经济因素相关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对报告的储量估计数量和现值产生重大影响 。

在 为了准备我们的估算，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析 现有的地质、地球物理、生产和工程数据。此数据的范围、质量和可靠性各不相同。 此过程还需要对石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。因此，对石油和天然气储量的估计本质上是不准确的。

实际 未来产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用和可采石油和天然气储量很可能与我们的估计不同。任何重大差异都可能对我们储量的估计数量和现值产生重大影响 。此外，我们可能会调整已探明储量的估计，以反映 生产历史、勘探和开发活动的结果、当前的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

我们已探明储量未来净收入的现值(如不时报告)不应假设为我们估计的石油和天然气储量的 当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们通常根据估计日期和之前12个月的平均价格，从我们的已探明储备中估计的贴现未来净现金流 以成本为基础。未来的实际价格和成本可能与现值估算中使用的价格和成本有很大不同。 如果未来价格下降或成本增加，可能会对我们的运营融资能力产生负面影响，个别物业可能不再具有商业可行性，从而影响我们继续生产物业的运营或尝试 开发物业的决定。所有这些因素都会对收益和净收入产生负面影响，最有可能的是影响我们证券的交易价格。

我们的 运营将受到环境和其他政府法律、法规和政策的约束，这些法律、法规和政策成本高昂，可能 使我们承担重大责任，并可能导致对产品的需求减少。

美国和哥伦比亚的原油和天然气勘探和生产业务受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。石油和天然气公司受法律法规约束，涉及土地 使用和租赁许可限制、与钻探和生产活动相关的担保和其他财务保证、油井间距 、财产的单位化和合并、环境和安全问题、停产后油井和相关基础设施的封堵和废弃、运营报告和税收。不遵守此类法律法规 可能会使我们受到政府制裁，例如罚款和处罚，以及可能造成人身伤害和 财产和自然资源损害的责任。我们可能需要花费大量费用来遵守这些法律法规和未来法律法规的要求，或者对现有法律法规的解释有任何不利变化， 可能会增加此类合规成本。监管要求和限制也可能延迟或缩减我们的运营， 可能会对我们的财务状况或运营结果产生重大影响。

我们的石油和天然气作业受到严格的法律法规约束，这些法律法规涉及向 环境中释放或处置材料或其他与环境保护相关的内容。这些法律法规：

如果 不遵守这些法律法规，可能会导致：

环境法律法规的变更 频繁发生，任何导致更严格或成本更高的废物处理、存储、运输、处置或清理要求的变更都可能需要我们花费大量资金来达到和维护 合规性，否则可能会对我们整个行业以及我们自己的运营结果、竞争 地位或财务状况产生实质性的不利影响。( =尽管我们打算在所有实质性方面遵守所有适用的环境法律和法规 ，但我们不能向您保证我们将能够遵守现有或新的法规。此外，意外泄漏、泄漏或其他情况的风险 可能使我们承担广泛的责任。

我们 无法预测未来可能采用的其他环境法律法规的影响，包括 任何此类法律法规是否会大幅增加我们的业务成本或影响任何 地区的运营。

根据某些施加严格、连带责任的环境法，我们可能被要求修复我们的受污染财产 ，无论此类污染是由他人的行为造成的，还是由我们自己的行为造成的后果，而这些行为在采取这些行动时是 或不符合所有适用法律的。此外，对人员或财产的损害索赔 可能是由于我们的运营对环境和其他方面造成的影响。此外，新的或修改后的环境、健康 或安全法律、法规或执法政策可能会更加严格，并施加不可预见的责任或显著 增加合规成本。因此，遵守环境、健康或安全法律或法规的成本或与之相关的责任 可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

此外，许多国家以及美国的几个州和地区已同意管制“温室气体”的排放，并已采取政策积极推广专门用于替代化石燃料的替代能源“绿色能源”。天然气的主要成分甲烷和燃烧天然气和石油的副产品二氧化碳都是温室气体。对温室气体的监管可能会对我们的一些业务产生不利影响，而“绿色能源”计划可能会大幅减少未来对我们产品的需求。

增加 对水力压裂的监管或使用限制可能会增加我们的运营成本并降低盈利能力。

我们现有的二叠纪盆地油井已经水力压裂，只有利用水力压裂来增加石油和天然气的流量，特别是页岩 地层，我们未来可能在二叠纪盆地钻探的油井才在经济上是可行的 。近年来，水力压裂的使用一直是许多关注和辩论的主题，许多活动家、州和联邦立法者和监管机构积极推动对这类作业进行最严格的监管，甚至禁止这类作业。

如果州或联邦政府加强对水力压裂的监管，或者通过法律或法规大幅减少或禁止水力压裂，我们的钻井和操作油井成本可能会大幅增加。在某些情况下，由于加强对水力压裂的监管或禁止水力压裂而增加的 成本可能会导致 井的钻井和操作不经济，否则在没有此类法规或禁令的情况下钻井和操作是经济的 。如果由于水力压裂规范的增加而确定油井不经济，我们 可能被要求减记或放弃被确定为钻井和开发不经济的油气属性。此外， 无论我们是否胜诉，水力压裂造成的所谓伤害引发的潜在诉讼都可能对我们的财务 结果和地位产生重大不利影响。

国际运营风险

我们在哥伦比亚的行动受到政治和经济不稳定的不确定性、延误和其他风险的影响。

我们 目前在哥伦比亚拥有多个石油和天然气特许权，并预计在哥伦比亚的业务可能构成我们未来战略的重要组成部分。

哥伦比亚的政治气候不稳定，在很短的时间内可能会发生根本性的变化。虽然我们过去和现在在哥伦比亚的每个石油和天然气特许权都是由联邦政府授予的，但我们在获得必要的许可证以开始我们目前四个特许权中的三个的钻探作业方面经历了多次 的拖延。在获得必要许可方面的延误 归因于许多我们无法控制的因素，但在哥伦比亚并不少见，包括 出于环境和其他方面的考虑，当地强烈反对钻探作业。面对这样的反对，我们的 运营商已经搁置了有关这三个特许权的任何近期钻探，并正在与联邦 政府和地方政府进行讨论，以确定是否有任何可行的选择来钻探这些特许权，或者是否可以做出可接受的安排 来补偿无法钻探和开发特许权的损失。除非我们能够获得必要的许可 或获得替代特许权，否则我们可能被迫放弃或暂停与这些特许权有关的运营，并 记录我们在这些特许权上的全部投资亏损。

哥伦比亚政府军与反政府叛乱团体和非法准军事团体之间的武装冲突持续了40多年，叛乱分子袭击平民，暴力游击活动在该国许多地区继续进行。2016年，政府和叛乱分子宣布了一项结束敌对行动的和平协议。 然而，该和平协议在全民公投中被否决。虽然各方已表示将继续致力于 和平进程，但在和平进程最终确定之前，我们可能在哥伦比亚开展的任何行动以及我们在哥伦比亚持有的任何资产， 可能会继续面临与游击队活动相关的风险，这些风险可能会扰乱行动，并导致行动 和资产损失。也不能保证我们能保证我们在哥伦比亚的行动和人员的安全，也不能保证 这场暴力事件不会影响我们未来的行动。哥伦比亚持续或加剧的安全担忧也可能给我们造成重大损失。

如果某一地区的当地政治气候和/或游击队活动威胁到我们获得当地 民众的必要支持或必要的运营许可的能力，或我们确保人员和/或资产安全的能力，我们在过去和将来可能会推迟对前景的运营开始，直到这些担忧得到满意的解决 。虽然我们的运营商与地方和联邦官员一起努力克服这些不确定性和障碍，但不能保证我们计划中的业务附近的条件会支持一个或多个探矿的勘探和/或开发 业务。尽管我们已经成功地在哥伦比亚对多个潜在客户进行了运营 ，但我们目前的前景仍然以政治风险为特征，事实上，我们的运营商曾不止 一次因为此类政治风险而推迟了对潜在客户的计划运营，在某些情况下，这种延迟甚至会持续 数年。如果由于政治风险导致的前景运营持续或未来延迟，我们可能会经历与我们持有前景的成本相关的 财务损失、与应对政治风险相关的成本 或与我们无法探索和开发潜在有价值的前景相关的价值损失。

此外，哥伦比亚是是否有资格从美国获得外国援助的几个国家之一，这些国家在阻止非法毒品生产和转运方面的进展 取决于美国总统的年度审查。 虽然哥伦比亚目前有资格获得此类援助，但哥伦比亚未来可能没有资格获得此类援助。如果总统认定哥伦比亚明显未能履行其根据国际禁毒协定承担的义务，可能导致丧失某些财政援助并实施贸易制裁。

这些后果中的每一个都可能在哥伦比亚造成不利的经济后果，并可能进一步加剧与我们在那里的业务相关的政治和经济风险 。重要政府职位的任何变动都可能对我们与主要政府机构的关系和哥伦比亚政府控制游击队活动的能力产生不利影响 ，并可能加剧与我们的外交行动相关的因素。美国政府对哥伦比亚实施的任何制裁 都可能威胁到我们获得必要融资以开发哥伦比亚地产的能力，或者导致哥伦比亚对我们进行报复 ，包括将我们的哥伦比亚资产国有化。因此，对哥伦比亚实施上述经济和贸易制裁可能会导致我们普通股的重大损失和价格下跌。

我们在哥伦比亚的业务 由运营商控制，这些运营商可能会在未经我们同意的情况下进行影响我们哥伦比亚资产和业务的交易 。

我们在哥伦比亚的业务在很大程度上受到我们在哥伦比亚持有间接 权益的物业运营商的控制。我们是Hupecol运营的多家合资企业的投资者，我们在Hupecol相关实体和合资企业的资产和运营中的权益代表了我们在哥伦比亚的所有现有资产。于二零零八年、二零一零年及二零一二年间，Hupecol分别出售其于多个特许权及持有多个特许权的实体的权益，其中每个特许权均代表当时我们持有权益的储量及收入方面最大的潜在客户。2009年3月初，Hupecol决定暂时关闭我们哥伦比亚工厂的生产。Hupecol可能会对潜在客户进行类似的销售或收购 ，或者在未来做出类似的决定。我们的管理层打算密切关注Hupecol未来 交易的性质和进展，以保护我们的利益。但是，我们无法有效地更改或阻止交易 ，也无法预测是否真的会发生任何此类交易，也无法预测任何此类交易的性质或时间。

我们 可能会因我们在哥伦比亚的共同利益合作伙伴的财务状况而承担额外的费用和损失。

我们的 哥伦比亚物业是根据与各种共同利益合作伙伴的财务安排开发的。如果其他共同利益 合作伙伴无法或不愿意履行与潜在客户相关的各种义务，我们可能需要为这些潜在客户支付按比例增加的 更高份额的开发成本，或者潜在客户可能没有足够的资本来实现最佳结果。

如果我们或我们的合作伙伴未能遵守与我们在其他国家(包括哥伦比亚)的活动相关的法律法规(有关美国法律(如《反海外腐败法》)和当地 法律禁止向政府官员行贿和其他腐败行为)，我们 可能面临巨额罚款和处罚。

第三方 充当我们每口油气井的运营商，并控制与 就我们哥伦比亚资产进行的所有钻探和运营活动。因此，我们对与我们物业活动相关的决策的控制有限。 我们不能保证我们的合作伙伴或其员工、承包商或代理人不会采取违反适用的反腐败法律法规的行为 。在哥伦比亚开展业务的过程中，我们主要依靠我们的运营和非运营合作伙伴在分包和联合运营协议中作出的陈述和保证 ，这些协议管理着我们各自的项目利益，大意是：

虽然 我们定期询问这些陈述的持续准确性，但作为少数非运营商，我们确保遵守的能力 有限。因此，我们不能保证 我们的合作伙伴采取的程序性保障措施(如果有)或这些协议中包含的陈述和保证以及我们对它们的依赖在违规发生时保护我们免受 责任。如果我们或我们的合作伙伴违反了《反海外腐败法》中的反贿赂、会计控制或账簿和记录条款，我们或我们的合作伙伴可能会在某些 案件中对我们以及(在被认为适当的情况下)个人施加广泛的民事和刑事处罚，包括但不限于监禁、禁令救济、交还、 巨额罚款或处罚、禁止我们在一个或多个国家提供我们的产品、对商业惯例和合规项目进行修改 ，包括保留独立监督员我们的业务和我们的经营成果。

库存 相关风险

我们普通股的 价格可能会大幅波动，这可能会使我们很难在需要的时间或价格转售普通股 。

我们普通股的 价格不断变化。我们预计我们普通股的市场价格将继续波动。

我们的 股价可能会因多种因素而波动，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括：

股票市场周期性地经历极端的价格和成交量波动。这种波动对许多公司发行的证券的市场价格产生了重大影响，原因往往与它们的经营业绩无关。这些广泛的市场 波动可能会对我们的股价产生不利影响，而不管我们的经营业绩如何。

出售我们普通股的大量股份可能会影响我们的股价。

我们 可能需要额外资本来支持我们未来的钻探计划，并可能额外发行普通股或与股权相关的 证券来获得这些资本。未来在 公开市场或私下出售大量我们的普通股或与股票相关的证券，或认为此类出售可能会发生，可能会对我们普通股的现行交易价格产生不利影响，并可能削弱我们通过未来发行股票或与股票相关的证券筹集资金的能力。 无法预测未来出售普通股或可供未来出售的普通股股票 将对我们普通股的交易价格产生什么影响。

不适用 。

我们 目前在德克萨斯州休斯顿租用了大约4739平方英尺的办公空间作为我们的执行办公室。管理层预计 我们的空间在可预见的未来将是足够的。租约将于2022年10月31日到期，平均月租金约为11,000美元。我们在石油和天然气资产中的权益描述包括在“项目1.业务”中。

我们 可能会不时成为与我们业务相关的诉讼的一方。截至2021年3月29日，我们未发现任何 当前、未决或威胁的诉讼或诉讼程序可能对我们的运营结果、现金流或财务状况产生重大不利影响。

不适用 。

第 第二部分

市场 信息

我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所挂牌上市，代码为“HUSA”。

托架

截至2021年3月29日，我们的普通股大约有876名登记在册的股东。

根据股权补偿计划授权发行的证券

下表提供了截至2020年12月31日根据我们现有的股权补偿计划可能发行的普通股的相关信息 。

不适用 。

一般信息

我们 是一家独立的能源公司，专注于天然气和原油资产的开发、勘探、开采、收购和生产，主要持有美国二叠纪盆地的股份，并在美国墨西哥湾沿岸地区和南美国家哥伦比亚持有额外股份。

我们的 使命是通过有吸引力的石油和天然气投资，为我们的投资者提供出色的每股资产净值增长。我们的 战略是专注于及早识别现有的和新兴的资源业务，并抓住机会进入这些业务。我们 不经营油井，但通常寻求与较大的运营商合作开发资源或保留权益，在确定、打包和推广给较大的运营商的潜在客户中，我们有贡献或 没有贡献。通过更早地进入这些业务 ，识别被搁置的区块，并与更大的运营商合作或向更大的运营商推广，我们相信我们可以以更低的成本获取更大的资源潜力，并最大限度地减少钻探风险和成本以及持续运营成本的风险敞口。

我们 与我们的合作伙伴一起，通过机会性收购和资产剥离来积极管理我们的资源，可以 确定、开发、货币化和重新部署财务资源，以实现增加储量、产量和 股东价值的目标。

通常， 我们几乎所有的收入和现金流都来自销售生产的天然气和原油，无论是通过特许权使用费 权益、工作权益还是其他安排。我们还可以通过定期剥离资产实现收益和额外现金流 。

最近 发展动态

租赁 活动

二叠纪 盆地。2018年，我们在德克萨斯州约阿库姆县一个约 英亩的租赁区块获得了12.5%的工作权益，支付后需按比例收回10%。这些土地位于较大的二叠纪盆地的米德兰盆地地区。在 2020年间，我们在毗邻我们的约库姆县的46.1英亩土地上获得了100%的作业权益。根据我们约库姆县的合作伙伴之间达成的共同利益区域协议，我们将向我们的合作伙伴提供参与46.1英亩的区块的权利 。

2019年，我们以587,100美元收购了德克萨斯州二叠纪盆地北陆架约5,871英亩租赁区块20%的营运权益。我们被要求为区块上的初始油井支付26.667%的成本，该油井通过 油井的钻井、完工、装备并准备投入运营、生产或处置。根据收购该 权益的协议，吾等亦有权以成本价参与20,367英亩的共同权益 (“霍克利县AMI”)，包括收购的租赁区块，为期五年。2020年间，根据我们对霍克利县AMI的权利，我们获得了两个区块20%的开采权益，总面积达820英亩。在该区块内 收购和各种租约到期生效后，截至2020年12月31日，我们在二叠纪盆地北陆架的种植面积约为5,080英亩。

在 2020年，我们经历了德克萨斯州里夫斯县未开发土地的租约到期，到2020年12月31日，我们的土地持有量 减少到480英亩。

路易斯安那州。 2020年，我们以名义代价出售了在路易斯安那州的两口边际油井和相关面积的权益，并免除了封堵和废弃责任 。同样在2020年，与我们位于路易斯安那州东巴吞鲁日教区的Crown Paper#01 油井相关的土地租约被修订，将我们对该土地的特许权使用费权益降至20%。

哥伦比亚。 于2019年，吾等收购Hupecol Meta，LLC(“Hupecol Meta”)2%权益(“Hupecol Meta收购”)。 根据Hupecol Meta收购条款，吾等支付总代价约197,000美元。在2020年间，我们 向Hupecol Meta额外投资了63,405美元。2021年初，我们同意向Hupecol Meta额外出资99,716美元， 将我们的所有权权益提高到7.85%。

Hupecol Meta持有哥伦比亚Llanos盆地639,405英亩CPO-11区块的工作权益，该区块包括69,128英亩的Venus勘探区和570,277英亩，其中50%由Hupecol Meta出租。由于Hupecol Meta在2021年购买了CPO-11区块的额外权益，以及我们同意增加我们在Hupecol Meta的所有权权益 ，通过我们在Hupecol Meta的会员权益，我们将持有维纳斯勘探区6.99%的权益 以及区块其余部分的3.495%权益。

钻探 活动和油井作业

在 2020年间，我们在得克萨斯州约阿库姆县钻探了Frost#2H井，总深度约为10,230英尺，其中包括一条约5,363英尺长的水平腿。油井被压裂，生产设施建造，油井于2020年9月投产，当时石油生产开始，油井开始卸压裂液。

在 2020年间，我们在德克萨斯州霍克利县钻探了Lou Brock#1-H井，总深度约为10,750英尺，其中包括一条约5,950英尺长的水平支腿。由于水力压裂，该油井已关闭，等待对解决这些问题的选项进行评估 。

2020年期间，Hupecol Meta在哥伦比亚的CPO-11区块钻了5658英尺长的Montuno-1直井。钻井作业导致 个干井。

在 2020年间，德克萨斯州里夫斯县的O‘Brien#3-H井停产维修约5个月，并于年底停产 。

在 2020年间，路易斯安那州东巴吞鲁日教区的Crown Paper#01井经历了一次失败的返工。油井操作员已建议 在不同区域重新完井。我们在这块土地上拥有特许权使用费权益。

资本 投资

在 2020年间，我们用于收购、钻探、完井和相关运营的资本投资支出，以及对Hupecol Meta的投资，总计1,573,272美元，主要与二叠纪盆地的种植面积有关。

反向 股票拆分

在 2020年7月，我们修改了公司注册证书，对我们的普通股实施12.5股1股的反向拆分(“反向拆分”) 。本管理讨论 和财务状况和运营结果分析中对所有期间普通股和每股数据的所有引用均已调整，以反映财务报表中所列所有期间的追溯 基础上的反向拆分。

资助 活动

在 2019年、2020年和2021年初，我们开展了以下融资活动，以支持我们收购额外的种植面积 并支持钻井作业：

2019年 在市场上提供。2019年5月，我们与Westpark Capital签订了市场发行销售协议(“销售协议”) ，根据该协议，我们可以选择通过Westpark Capital作为销售代理出售总计520万美元的普通股 。根据销售协议(“2019年自动柜员机发售”)出售股份是根据向Westpark Capital递交的配售通告作出的，该通告设定了股份可以 出售的参数。2019年自动取款机的发售是根据货架登记声明，按照1933年证券法颁布的第415条规则的定义，通过被视为“在市场上”的方法进行的。我们向Westpark支付了一笔现金佣金，相当于2019年ATM机发售股票所得毛收入的3%。此外，我们还向Westpark Capital报销了18,000美元与2019年自动取款机发售相关的费用 。

在 2019年期间，我们共出售了277,800股2019年自动柜员机发售的股票，获得了606,960美元的净收益。 在2020年间，我们出售了总计1,684,760股2019年自动柜员机发售的股票，扣除佣金和费用后，我们总共获得了收益4,375,594美元，并获得了可归因于2019年自动柜员机发售的股票的58,575美元的应收认购。

2021年 在市场上提供。2021年1月，我们与Univest Securities，LLC(“Univest”) 签订了一项销售协议，根据该协议，我们可以选择通过Univest作为销售代理出售总额高达4,768,428美元的普通股。根据销售协议(“2021年自动柜员机发售”)出售股份，乃根据向Univest递交的配售 通知作出，该通知设定可出售股份的参数。2021年自动取款机的发售是根据货架登记声明以被视为“在市场上”的方式进行的，根据1933年证券法颁布的第415条规则的定义。我们向Univest支付了相当于2021年自动取款机发售股票总收益3%的现金佣金。此外，我们还向Univest报销了与2021年自动取款机服务相关的1.8万美元费用。

在2021年1月期间，我们在2021年自动柜员机发行中总共出售了2,108,520股股票，扣除佣金后获得的收益为4,625,361美元。

2021年 市场补充产品。2021年2月，我们与Univest签订了第二份销售协议，根据该协议， 我们可以选择通过Univest作为销售代理出售总额高达2,030,000美元的普通股。销售协议(“2021年自动柜员机补充发售”)下的股份销售 是根据向Univest发出的配售 通知进行的，该通知设定了可出售股份的参数。2021年自动柜员机补充产品 是根据货架登记声明，按照1933年证券法颁布的第415条 规定的“在市场上”的方式进行的。我们向Univest支付了相当于2021年自动取款机补充发售股票 出售总收益3%的现金佣金。此外，我们还向Univest报销了与2021年自动柜员机补充服务相关的 费用18,000美元。

在2021年2月期间，我们在2021年自动柜员机补充发行中总共出售了813,100股票，并获得了扣除佣金后的收益 1,969,092美元。

转换 和救赎共 优先股。2021年2月，60%的A系列可转换优先股 转换为24,000股我们的普通股，我们赎回了我们 12%的A系列可转换优先股和12%的B系列可转换优先股的所有剩余流通股，价格为197万美元，外加总计32,700美元的应计股息 。

过渡 贷款融资。2019年9月，我们发行了本金总额为621,052美元的本金 总额为621,052美元的期票(“过桥贷款票据”)，原始发行折扣为5%，认股权证(“过桥贷款认股权证”)可购买1,180,000股 股普通股，期限为120天。过桥贷款票据和认股权证收到的净收益总计59万美元。

过桥贷款票据为无抵押债务，年利率为12.0%，仅在每个日历月的最后一天支付利息，任何未偿还本金和应计利息将于2020年1月16日全额支付。

过桥贷款票据必须强制预付以下款项：(I)我们从任何 以现金形式出售股权或债务证券(过桥贷款票据除外)所获得的净收益的100%，(Ii)我们通过出售 资产(在正常业务过程中除外)获得的净收益的100%，以及(Iii)我们从我们德克萨斯州霍克利县物业生产的石油和天然气 销售所获得的净收益的75%，以及(Iii)我们从我们德克萨斯州霍克利县物业生产的石油和天然气所获得的净收益的75%，以及(Iii)我们从我们德克萨斯州霍克利县的物业生产的石油和天然气所获得的净收益的75%。此外，我们还可以选择在 我们唯一选择的情况下预付过桥贷款票据，无需支付任何罚款。桥梁贷款票据的持有人在2019年期间免除了每月末的强制性提前还款 。

桥梁贷款票据计入扣除债务折扣后的净额，其中包括(I)桥梁贷款 票据的31,052美元原始发行折扣和(Ii)桥梁贷款认股权证的相对公允价值144,948美元。债务贴现在 过桥贷款票据的使用期限内摊销，作为额外利息支出。

在 2019年和2020年，以现金支付的利息支出分别为21,439美元和3,350美元， 应占债务折价摊销的利息支出分别为152,533美元和23,467美元。过桥贷款票据已于2020年1月全额偿还。

桥梁贷款票据的 持有人是我们的首席执行官和10%的股东。

OID 本票。2019年10月，我们发行了本金为100,000美元 、原始发行折扣为10%的本票(简称OID票据)。OID票据收到的净收益总计9万美元。

旧票据是一项无担保债务，年利率为0%，应从我们的任何和所有现金收入中支付，任何 未付本金和应计利息将于2019年10月31日全额支付。OID票据已于2019年10月31日全额偿还。

旧票据的 持有人是本公司10%的股东。

恢复托管账户

在 2010年，我们和我们在哥伦比亚的运营商Hupecol出售了我们在哥伦比亚的两个实体的权益。根据这些 销售条款，部分销售价格被代管，以确保卖方的某些陈述。我们在代管金额 中的份额记录为托管应收账款。

在 2016年，我们记录了一笔金额为262,016美元的备用金，涉及托管应收账款的未支付余额。

在 2020年，我们收到的付款总额为净额164,706美元，相当于收回了与之前核销的托管应收账款相关的托管资金。由于收到这类资金，我们在2020年记录了非经常性其他收入，金额 为164,706美元。

新冠肺炎

2020年初，全球医疗保健系统和经济体开始经历新冠肺炎冠状病毒传播带来的压力。随着病毒的传播，全球经济活动开始放缓，预计未来经济活动将放缓，导致石油和天然气需求和价格下降 。这种价格下跌对我们2020年的收入和盈利能力产生了不利影响，如果价格 持续下跌，将对我们现有油井和计划未来油井的经济产生不利影响，可能导致现有物业减值 费用，并因不经济而推迟或放弃计划的钻井作业。

为应对新冠肺炎疫情，我们的员工已开始远程工作，我们的许多主要供应商、服务提供商和合作伙伴 也同样开始远程工作。由于此类远程工作安排，我们预计某些运营、报告、 会计和其他流程将变慢，这可能导致执行关键业务职能的时间更长、运营成本更高以及服务和供应质量的不确定性，只要当前疫情持续，可能在疫情消退后的一段时间内，这些都可能对我们的 运营结果产生重大不利影响。

关键会计政策

以下 介绍了报告我们的财务状况和运营结果时使用的关键会计政策。在某些 案例中，会计准则允许使用多种替代会计方法进行报告。下面描述的石油和天然气活动的会计 就是这种情况。在这些情况下，如果我们采用替代会计方法 ，我们报告的运营结果将有所不同。

完整的 石油和天然气活动成本核算方法。我们遵循石油和天然气资产全成本核算方法 收购、勘探和开发活动。在这种方法下，与勘探和开发油气储量有关的所有生产和非生产成本都将资本化。资本化成本包括租赁收购、 地质和地球物理工作、延迟租金、钻探、完工和装备成功和不成功油气井的成本 以及可直接与收购、勘探和开发活动确认的相关内部成本， 但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动相关的任何成本。除非涉及大量石油和天然气储量，否则不会确认出售 或其他处置油气资产的损益。 截至2020年12月31日，未对任何公司管理费用进行资本化。石油和天然气资产的资本化成本加上与已探明储量相关的预计 未来开发成本，按生产单位法在储量的预计生产年限内摊销。未评估的石油和天然气属性不包括在此计算中。资本化的石油和天然气资产成本减去累计摊销后的金额(上限限制)限制为：(A)已探明石油和天然气储量预计产量的估计未来净收入的现值 。, 按本公司于过去十二个月内每个月首个交易日收到的石油及天然气平均销售价格 (该等价格在物业的整个存续期内保持不变)及10%的折扣率计算；(B)未经探明及未评估物业的成本(不包括在摊销成本内)；(C)未经探明物业的成本或包括在摊销成本内的未经探明物业的估计公允价值中较低者 ；及(D)相关所得税影响。超过此上限的成本将计入已证明的 财产减值费用。

收入 确认。2018年1月1日，我们对截至2017年12月31日未完成的合同 采用了新的收入指导，采用了修改后的追溯方法。亚利桑那州立大学2014-09年度“与客户签订合同的收入(主题606)”， 取代了下的收入确认要求和行业特定指导收入确认(主题605)。主题 606要求实体在将承诺的商品或服务转让给客户时确认收入，其金额应反映该实体预期有权用来交换这些商品或服务的对价。我们在2018年1月1日采用了主题606，使用了适用于截至2018年1月1日未完成的合同的修改后的追溯方法。根据 修改后的追溯法，上期财务状况和业绩不会调整。期初余额中确认的累计效果调整 不包括因采用这一做法而产生的重大变化。虽然我们2018年的净收益没有受到收入确认时间变化的实质性影响，但主题606要求从2018年1月1日开始对收入和相关费用的列报进行某些更改。

我们的 收入主要由勘探和生产活动的收入构成。我们的石油主要卖给营销者、采集者和炼油者。天然气主要销售给州际和州内天然气管道、直接最终用户、工业用户、当地分销公司和天然气营销商。NGL主要销售给直接最终用户、炼油商和营销人员。 客户通常在交货后的一个月内收到付款。

与客户签订的合同 有不同的条款，包括现货销售或按月合同、期限有限的合同，以及将一口井或一组井的所有产品出售给一个或多个客户的油田寿命 合同。我们根据控制权移交给客户时销售给客户的每种产品的数量来确认 石油、天然气和NGL的销售收入。通常， 控制在交付时在管道互连、加工设施的后挡板或油轮吊装完成时转移给客户。收入基于合同价格计量，合同价格可以是基于指数的，也可以是固定的，并且可能 包括对市场差异和客户产生的下游成本(包括收集、运输、 和燃料成本)的调整。

收入 确认为销售我们的生产量净份额。

未评估的 石油和天然气属性。未评估油气资产主要包括我们收购和评估未开发租约的成本，扣除减值和转移至枯竭油气资产的费用。当租约被开发、到期或被放弃时，相关成本将从未评估的油气资产转移到油气资产，但 必须摊销。此外，我们审阅未评估石油及天然气资产的账面成本，以厘定 未来可能的租约期满及放弃，以及租约带来的预期折现未来经济效益。

未评估 截至2019年12月31日和2020年12月31日，不受摊销影响的油气资产包括：

未评估油气前景的账面价值包括分别于2019年12月31日和2020年12月31日在南美的物业支出2,343,126美元和2,343,126美元 。我们将保持对这些物业的兴趣。

基于股票的 薪酬。我们使用Black-Scholes期权定价模型，该模型要求输入高度主观的假设。这些 假设包括估计我们的普通股价格在期权预期寿命内的波动性、股息率、 适当的无风险利率以及最终无法满足其归属要求的期权数量。 主观假设的变化可能会对基于股票的薪酬的估计公允价值产生重大影响，因此， 运营报表中确认的相关金额。

运营结果

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度相比

石油和天然气收入 。2020年，石油和天然气总收入从2019年的997,992美元下降到552,345美元，降幅为45%。收入下降 是由于产量下降、石油和天然气销售实现的平均价格下降，以及我们Crown Paper油井的特许权使用费减少 。

下表列出了2019年和2020年的总产量和净产量、石油和天然气净产量以及碳氢化合物销售均价 ：

毛产量/净产量的变化 是由于路易斯安那州两口不经济的油井停止运营并最终出售，但被德克萨斯州约库姆县两口油井开始运营所抵消。产量下降主要是 由于我们的O‘Brien#3-H井关闭维修，以及我们德克萨斯州里夫斯县油井产量的自然下降所致 ，但从2019年年中和2020年第三季度最后一周开始的两口Yoakum县油井的产量部分抵消了这一影响 。

实现的平均销售价格变化 反映了全球大宗商品价格的急剧下降和部分回升 与新冠肺炎疫情相关的能源需求下降。

我们的Crown Paper油井的版税 从2019年的约28,558美元降至2020年的13,875美元。皇冠纸业在2020年10月经历了一次失败的 返工。在运营商成功重新完成油井 之前，皇纸油井不会收取未来的特许权使用费。

所有石油和天然气销售和特许权使用费收入均归因于美国业务。

租赁 运营费用。租赁运营费用从2019年的789,708美元下降到2020年的403,974美元，降幅为49%。

租赁运营费用减少 是由于产量减少以及销售减少导致遣散税减少。

2019年和2020年的所有 租赁运营费用都归因于美国业务。

折旧 和损耗费用。2020年折旧和损耗费用从2019年的438,553美元下降到364,810美元，降幅为17%。 2020年折旧和损耗的减少是由于产量的下降，部分被我们德克萨斯州Yoakum县油井摊销和投产后资本化成本的增加 所抵消。

减值 费用。2020年减值支出总额为2519,032美元，而2019年为745,691美元。这两个时期的减值费用 是由于石油和天然气的市场价格下降，以及我们油井的预计未来产量下调所致。

一般 和管理费用(不包括基于股票的薪酬)。一般和行政费用从2019年的1,357,723美元下降到2020年的1,012,717美元 ，降幅为25%。一般和行政费用的变化主要是由于保险费用的减少 ，但增加的交易所上市费和专业费用部分抵消了这一影响。

基于股票的 薪酬。基于股票的薪酬从2019年的156,091美元增加到2020年的434,581美元。这一变化 归因于2020年发行了完全既得利益的股票期权。

其他 收入(费用)。2020年间，其他收入/支出净额为145,695美元，而2019年期间的支出为182,011美元。2020年的其他收入包括现金余额产生的利息12,748美元和收回之前注销的代管资金产生的其他收入164,706美元，但部分被与桥梁贷款票据有关的31,759美元的利息支出所抵消。2019年的其他支出包括1,961美元的利息收入，被与桥梁贷款票据和旧ID票据有关的183,972美元的利息支出所抵消。

财务状况

流动性 和资本资源。截至2020年12月31日，我们的现金余额为1,242,560美元，营运资金为1,142,512美元，而截至2019年12月31日的现金余额为97,915美元，营运资金赤字为748,426美元。

现金流 。2020年，运营活动使用的现金为864,787美元，而2019年使用的现金为725,019美元。经营活动现金流的变化 归因于净营业资产和负债的变化，部分被超过收入下降的现金支出减少所抵消。

2020年，投资 活动使用的现金为1,571,785美元，而2019年使用的现金为889,328美元。用于投资 活动的现金增加反映了开发和收购成本的增加，其中包括2020年间收购、评估和开发美国物业的成本(1,503,349美元)，这归因于在得克萨斯州二叠纪盆地北陆架收购的面积，(2)美国二叠纪盆地的钻探和开发业务(6,527美元)，以及(3)与哥伦比亚钻井业务有关的Hupecol Meta投资(3美元2019年，我们的开发和收购成本总计692,319美元，收购我们在Hupecol Meta LLC的权益的成本为197,009美元。

2020年间，资助 活动提供了3,581,217美元的现金，而2019年提供的现金为956,560美元。2020年，融资活动提供的现金 可归因于我们2019年自动柜员机发售的普通股销售收到的资金，总额为4,434,169美元，部分被偿还621,052美元的过桥贷款票据和支付231,900美元的优先股股息所抵消。在2019年，融资活动提供的现金包括我们2019年自动取款机发售的普通股销售 606,960美元，桥贷款票据销售590,000美元和OID票据销售90,000美元，部分被 对已发行优先股230,400美元的分配和OID票据100,000美元的偿还所抵消。

长期负债 。截至2020年12月31日，我们的长期负债为171,791美元，而截至2019年12月31日的长期负债为263,596美元。截至2020年12月31日的长期负债包括封堵费用准备金63,929美元和租赁负债107,862美元。

资本 和勘探支出和承诺。我们的主要资本和勘探支出与持续努力 获取、钻探和完成勘探有关，特别是我们的二叠纪盆地面积和我们新收购的哥伦比亚面积。 鉴于当前的经济环境和当前的新冠肺炎疫情，所有计划的额外收购、钻探和开发作业都从2020年3月推迟到2020年6月30日，等待条件改善。我们在2020年第三季度选择性地恢复了收购、 钻探和开发业务，于2020年7月以33,228美元收购了霍克利县额外种植面积的20% 工作权益，在Frost#2H井进行水力压裂作业，开始在圣安德烈斯种植面积钻探 作业，并于2020年10月以25,194美元收购了霍克利县额外 种植面积20%的权益。2021年期间进行的实际油井作业时间和数量将主要由我们英亩的运营商根据一系列因素控制 ，这些因素包括但不限于融资的可用性、现有油井在主题英亩上的表现 、能源价格以及行业状况和前景、钻井和完井服务的成本 以及我们或我们的运营商无法控制的设备和其他因素。

在 2020年间，我们为油气资产的收购和开发投资了1,573,272美元，包括(1)收购、评估和开发美国资产的成本(1,503,349美元)，这归因于在德克萨斯州二叠纪盆地北陆架 收购的面积，(2)美国二叠纪盆地的钻探和开发业务(6,527美元)，以及(3)对Hupecol Meta的投资 与钻探有关在投资金额中，我们将1,503,349美元资本化为不需摊销的油气资产，将6,527美元资本化为须摊销的油气资产，并将63,396美元资本化为对Hupecol Meta的额外投资。

由于 我们可分摊的油井成本份额将根据钻井的时间和数量以及我们在每口此类油井中的工作利益以及其他利益所有者的参与程度而有所不同，因此我们尚未制定钻井预算，但将根据我们的运营商提出的油井数量逐口制定预算。

我们在2020年期间收到了440万美元的2019年ATM产品普通股销售收入，2021年初又收到了650万美元的2021年ATM产品和2021年补充ATM产品的普通股销售收入，我们相信 我们有能力通过手头的现金为运营提供资金，并为预计在2021年期间钻探的所有计划油井的成本提供资金。 我们相信 我们有能力通过手头的现金为预计在2021年期间钻探的所有计划油井的运营和成本提供资金。我们在2021年初将其中一部分资金用于赎回12%的A系列可转换优先股和12%的B系列可转换优先股，成本约为197万美元。

如果我们寻求额外的面积收购或扩大钻探计划，我们可能需要获得超出手头资源的额外 资金。虽然我们可能会采取其他措施寻求额外资金，其中包括“在市场上” 出售普通股，以及私下出售股票和债务证券，但我们目前不能承诺提供额外的 资金，也不能保证我们能够获得必要的资金，以便按可接受的条款或根本不提供资金来支付我们应承担的钻探、收购或 其他成本。如果由于任何原因，我们无法支付我们应承担的钻井和完井成本 ，并且无法履行与我们在我们的土地上的利益相关的承诺，我们可能会受到处罚，或可能失去我们在前景中的一些权益 ，我们可能无法履行资金承诺，我们可能会被要求 缩减运营并放弃机会。除非冠状病毒造成的令人沮丧的经济影响消退，否则我们 预计将很难(如果不是不可能)获得新的资金来资助项目。

合同义务 。在2020年12月31日，我们唯一需要确定未来付款的重要合同义务是与我们的执行办公室相关的租赁。

下表详细说明了截至2020年12月31日我们的合同义务：

除了要求我们支付固定款项的合同义务外，在我们努力确保石油和天然气勘探、融资和服务的同时，我们还不时授予 各种财产的最高特许权使用费权益(“ORRI”)，并可能在未来授予Orris，根据这一义务，我们将有义务将我们从各种前景获得的收入中的一部分 支付给第三方。我们的二叠纪盆地面积受到ORRI的影响，总体而言从1%到 2%不等，有利于现任和前任员工和官员。哥伦比亚目前和未来的所有前景都必须 支付1.5%的ORRI，以每位现任员工和一名前任董事为受益人。

表外安排 表内安排

截至2020年12月31日，我们 没有表外安排或第三方债务担保。

通货膨胀

我们 认为，自成立以来，通货膨胀对我们的运营没有重大影响。

商品 价格风险

我们收到的石油和天然气生产价格 严重影响我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道以及未来的增长率 。原油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供求关系相对较小的变化而出现较大幅度的波动 。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，这些市场 未来可能会继续波动。我们收到的生产价格取决于许多超出我们 控制范围的因素。

我们 历史上从未进行过任何对冲或其他衍生商品工具或交易，旨在管理或 限制石油和天然气价格波动的风险敞口。

我们的 财务报表紧跟在此报告的签名页之后。参见第F-1页的“财务报表索引” 。

不适用 。

披露 控制和程序

在 监督下，在我们管理层(包括同时担任我们主要财务官的主要高管)的参与下，我们于2020年12月31日对我们的 披露控制和程序的设计和操作的有效性进行了评估，该术语是根据1934年《证券交易法》 颁布的规则13a-15(E)定义的。 修订后的《证券交易法》(Securities Exchange Act) 颁布了第13a-15(E)条，该术语是根据1934年《证券交易法》 颁布的规则13a-15(E)定义的。基于此评估，我们的首席执行官得出结论，截至2020年12月31日，我们的信息披露控制和程序 无效。

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财务报告的充分内部控制，该术语在1934年《证券交易法》规则13a-15(F)和15d-15(F)中定义。在管理层(包括我们的首席执行官)的监督和参与下，我们在#年对基于2013年框架的财务报告内部控制的有效性进行了评估。内部控制-集成框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会 发布(“COSO框架”)。根据 COSO框架下的这项评估，管理层得出结论，截至2020年12月31日，我们对财务报告的内部控制无效。 这一结论反映了我们的首席执行官承担了主要财务官的职责，以及由此导致的 职责分工不足。在我们能够弥补这一重大缺陷之前，我们依赖第三方顾问来 协助财务报告。

本 年度报告不包括我们注册会计师事务所关于 财务报告内部控制的认证报告。根据美国证券交易委员会(Securities and Exchange Commission，允许规模较小的报告公司在本年度报告中仅提供管理层报告)的规则，管理层的报告不受我们注册会计师事务所 的认证。 根据美国证券交易委员会的规则，该规则允许较小的报告公司仅提供管理层的 报告。

财务报告内部控制变更

我们对财务报告的内部控制在2020年第四季度没有发生任何变化，这对我们的财务报告内部控制没有产生重大影响 或有合理的可能性对其产生重大影响。

不适用

第 第三部分

根据条例14A，本项目所需的 信息将包括在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后不晚于 提交。这种信息在此引用作为参考。

行政官员

我们截至2020年12月31日的 高管及其截至该日期的年龄和职位如下：

约翰·特维利格自2020年12月以来一直担任我们的总裁兼首席执行官和董事。特威利格先生是该公司的 创始人，曾在2001年至2015年担任该公司总裁、首席执行官和董事会主席，并从2015年起继续担任非执行 职务，为公司提供油气勘探和运营服务，直到他于 2020年被任命为高管。特威利格先生在石油和天然气管理和运营方面拥有40多年的经验。

执行人员和董事之间没有 家族关系。除雇佣协议另有规定外， 每位高管由董事会酌情决定任职。

根据条例14A，本项目所需的 信息将包括在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后不晚于 提交。这种信息在此引用作为参考。

根据条例14A，本项目所需的 信息将包括在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后不晚于 提交。这种信息在此引用作为参考。

股权 薪酬计划信息在本表格10-K的第II部分第5项中阐述。

根据条例14A，本项目所需的 信息将包括在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后不晚于 提交。这种信息在此引用作为参考。

根据条例14A，本项目所需的 信息将包括在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后不晚于 提交。这种信息在此引用作为参考。

第 第四部分

不适用

签名

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式促使本报告 由正式授权的以下签名人代表其签署。

根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人 以指定的身份和日期签署。

休斯顿 美国能源公司。

财务报表索引

独立注册会计师事务所报告

致 公司股东和董事会

休斯顿 美国能源公司

关于财务报表的意见

我们 审计了所附的休斯顿美国能源公司(“本公司”)截至2020年和2019年12月31日的综合资产负债表 、截至2020年12月31日和2019年12月31日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“财务 报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的财务状况 ，以及截至2020年12月31日和2019年12月31日的每个年度的运营结果和现金流，符合美国公认的会计原则 。

意见依据

这些 财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表 发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须 独立于公司 。

我们 根据PCAOB的标准进行审核。这些标准要求我们计划和执行审计 ，以获得财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误 还是欺诈。本公司不需要，也不需要我们对其财务报告的内部控制进行审计 。作为我们审计的一部分，我们需要了解财务报告的内部控制，而不是 ，以便对公司财务报告的内部控制的有效性发表意见。 因此，我们不发表此类意见。

我们的 审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序(无论是由于错误还是欺诈)，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关财务报表中的金额和披露的证据 。我们的审计还包括评估 使用的会计原则和管理层做出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。 我们认为我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

重要的 审核事项

以下传达的 关键审计事项是指在本期对财务报表进行审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项：(1)涉及对财务报表具有实质性 的账目或披露；(2)涉及特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项 ，对关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见 。

油气资产折旧、损耗、摊销和减值

截至2020年12月31日，公司油气资产的账面净值为500万美元，折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为40万美元，减值费用为250万美元。如附注1所述，本公司采用全成本法核算其石油及天然气资产。已探明油气物性成本的DD&A 采用基于已探明油气储量的单位产量法计算， 由公司内部和外部油藏工程师估算。在全成本法下，每个季度都会执行上限测试 。上限测试以国家为基础确定油气资产账面价值的上限。 已探明油气资产的资本化成本，扣除累计的DD&A、减值和相关递延收入 税，不得超过已探明油气储量的预计未来净现金流。如果资本化成本超过此限制， 资本化成本将降至公允价值。

已探明石油和天然气储量是指，通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出天然气、原油、凝析油和天然气液体的储量，这些储量可以合理确定地估计出，从给定的日期起，从已知油藏，在现有的经济条件、操作方法和政府法规下，都是经济可行的。此外，用于减值审查和相关公允价值计算的预期未来现金流是基于对估计石油和天然气储量未来产量的判断评估 。在评估石油和天然气储量时，公司内部 和外部油藏工程师在评估地质和工程数据时需要做出重大判断。估计 储量还需要选择投入，包括石油和天然气价格假设、未来运营和资本成本假设、 和按司法管辖区划分的税率等。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层 聘请了独立的石油工程师，为选定资产编制截至2020年12月31日的已探明石油和天然气储量估计 。

审计 公司的DD&A和减值计算很复杂，因为使用了内部油藏工程师的工作 和独立石油工程师的工作，以及评估管理层对工程师在估计石油和天然气储量时使用的上述投入的确定 。

我们 了解了公司对其DD&A和减值计算流程的控制，包括管理层 对提供给工程师用于评估石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制 。

我们的审计程序包括评估独立石油工程师的专业资格和客观性，这些工程师主要负责编制选定资产的储量估计。 除其他事项外，我们的审计程序还包括评估这些独立石油工程师的专业资格和客观性。此外，在评估 我们是否可以使用工程师的工作时，我们评估了上述工程师在估算油气储量时使用的财务数据和输入的完整性和准确性(通过将其与原始文档一致)，并确认和 评估了确凿和相反的证据。对于已探明的未开发储量，我们评估了管理层的开发计划 是否符合SEC的规则，即未钻探的地点计划在五年内钻探，除非具体情况 证明需要更长的时间，方法是评估开发预测与公司开发计划的一致性以及相对于开发计划的 可用资金。我们还测试了DD&A和减值计算的数学准确性 ，包括将计算中使用的石油和天然气储量金额与公司的储量报告进行比较。

休斯顿 美国能源公司。

合并资产负债表

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

休斯顿 美国能源公司。

合并 运营报表

截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

休斯顿 美国能源公司。

合并 股东权益变动表

截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

休斯顿 美国能源公司。

合并 现金流量表

截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

休斯顿 美国能源公司。

合并财务报表附注

注 1-公司性质和重要会计政策摘要

一般

休斯顿 美国能源公司(特拉华州的一家公司)(“本公司”或“HUSA”)成立于2001年。 公司作为非经营性共同所有人，从事天然气、原油、 和凝析油的勘探、开发和生产。该公司的主要资产位于得克萨斯州二叠纪盆地，在美国墨西哥湾沿岸地区有额外的持股 ，在南美的哥伦比亚也有国际持股。

合并

合并财务报表包括HUSA及其子公司(HAEC Louisiana E&P，Inc.，HAEC Oklahoma E&P，Inc.和HAEC Caddo Lake E&P，Inc.)的所有账户。所有重要的公司间余额和交易都已在合并中 消除。

反向 股票拆分

2020年7月，本公司股东批准对本公司普通股进行反向拆分，比例由本公司董事会在规定范围内确定 。公司董事会批准并于2020年7月31日收盘时对公司的公司注册证书进行了修订，以影响公司普通股的12.5股换1股 反向拆分(“反向拆分”)，并于2020年7月31日收盘时生效。根据反向拆分 可以发行的零碎股份被四舍五入到下一个最高的整数股数量。由于反向拆分，紧接反向拆分前已发行普通股的股份 从87,007,145股减少到6,960,575股，授权发行的普通股 从150,000,000股减少到12,000,000股。同样，所有根据已发行期权、认股权证和可转换优先股发行的普通股 股票都进行了调整，适用的转换 或行权价格也进行了比例调整，以反映反向拆分。该公司普通股的面值 保持在每股0.001美元不变。

财务报表及其附注中对所有期间普通股和每股数据的所有 引用都进行了 调整，以反映追溯基础上的反向拆分。

流动性 和资本金要求

随附的 综合财务报表的编制假设本公司将继续作为一家持续经营的企业， 考虑在本综合财务报表发布日期后的12个月 期间在正常业务过程中实现资产和偿还负债。本公司自 2011年以来持续亏损，包括截至2020年12月31日的年度亏损4,037,074美元。随着冠状病毒大流行(“新冠肺炎”)的蔓延，全球经济从2020年3月开始急剧放缓 ，石油和天然气销售实现的石油和天然气需求和价格大幅下降，截至2020年12月31日仅部分恢复，这种需求和价格下降预计将持续 ，直到世界各国政府确信疫情得到充分控制，可以重新启动经济 活动。根据疫情持续的时间和由此导致的全球经济放缓，本公司可能会因能源需求下降和由此导致的石油和天然气价格低迷而导致收入持续 下降和亏损增加。 然而，2020年间，本公司在其ATM机发行中筹集了总计430万美元(扣除发售成本)，在2021年1月至2月期间，本公司通过额外的ATM机发售额外筹集了650万美元(扣除发售成本)。

公司相信，至少在这些财务 报表发布后的12个月内，它有能力从手头的现金中为其运营成本和预期的钻井作业提供资金， 并缓解新冠肺炎的直接影响。

2021年期间钻井的实际时间和数量将主要由公司面积的运营商控制， 基于一系列因素，包括但不限于融资的可用性、现有油井在该主题上的表现 、能源价格、行业状况和前景、钻井和完井服务和设备的成本以及公司或其运营商无法控制的其他因素 。

如果公司寻求额外的面积收购或扩大钻探计划，公司可能需要 获得超出我们手头资源的额外资金。虽然公司可能会通过“市场”出售普通股以及私下出售股权和债务证券来寻求额外资金 ，但目前 没有任何提供额外资金的承诺，也不能保证公司能够获得必要的资本 来按可接受的条款或根本不提供资金来支付其应承担的钻探、收购或其他成本。如果由于任何原因，该公司无法 承担其应承担的钻井和完井成本，它将放弃参与其中一口或多口此类油井的开发。在这种情况下， 公司可能会受到处罚，或可能会失去其在前景方面的部分权益 ，而无法履行融资义务，并可能被要求缩减运营规模并放弃机会。(#**$ _)

估算的一般原则和用途

合并财务报表是按照美国公认的会计原则编制的。在编制财务报表时，管理层会做出明智的判断和估计，这些判断和估计会影响截至财务报表日期报告的资产和负债额 ，并影响报告期内报告的收入和费用 。管理层会持续审核其估算，包括与诉讼、环境责任、所得税以及油气探明储量和资产报废义务的确定等潜在 事项相关的估算。事实和情况的变化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

现金 和现金等价物包括购买 时初始到期日不到三个月的活期存款和现金投资。截至2019年12月31日和2020年12月31日，公司没有未偿还的现金等价物。

信用风险集中度

可能使公司面临集中信用风险的金融 工具包括现金、现金等价物和有价证券(如果有)。该公司有908,997美元的现金存款，超过了FDIC截至2020年12月31日的计息账户目前25万美元的保险限额 。截至2020年12月31日，该公司在哥伦比亚银行的现金存款为2547美元，不受FDIC的保险。该公司的现金和现金等价物存款没有出现任何亏损。

收入 确认

亚利桑那州立大学 2014-09，“与客户签订合同的收入(主题606)”，取代了以下条款下的收入确认要求 和行业特定指导收入确认(主题605)。主题606要求实体在将承诺的商品或服务转让给客户时确认收入 ，金额应反映该实体有权 有权交换这些商品或服务的对价。该公司于2018年1月1日采用了主题606，采用了适用于截至2018年1月1日未完成的合同的修改后的追溯 方法。根据修改后的追溯法，上期 财务状况和业绩不作调整。在期初余额中确认的累计效果调整包括 不因此而产生的重大变化。虽然公司2018年净收益没有受到收入确认时间变化的实质性影响 ，但主题606要求从2018年1月1日开始对收入和相关费用的列报进行某些更改 。有关更多信息，请参阅注2-与客户签订合同的收入。

公司的收入主要由勘探和生产活动的收入组成。该公司的石油 主要销售给营销者、采集者和炼油者。天然气主要销售给州际和州内天然气管道、直接最终用户、工业用户、当地分销公司和天然气营销商。NGL主要销售给直接最终用户、炼油商和营销人员 。付款一般在交货后的下一个月从客户那里收到。

与客户签订的合同 有不同的条款，包括现货销售或按月合同、期限有限的合同，以及将一口井或一组井的所有产品出售给一个或多个客户的油田寿命 合同。本公司根据控制权移交给客户时销售给客户的每种产品的数量，确认石油、天然气和NGL的销售收入 。 通常，控制权在交付给客户时在管道互连、加工设施的后挡板或油轮吊装完成时移交给客户。收入是根据合同价格计量的，合同价格可以是基于指数的，也可以是固定的 ，可能包括对市场差异和客户产生的下游成本(包括收集、运输、 和燃料成本)的调整。

收入 确认为销售公司的净产量份额。

每股亏损

基本 每股亏损的计算方法为：普通股股东可获得的净亏损除以当期已发行加权平均普通股 。稀释每股收益反映了如果发行普通股的证券或其他合同被行使或转换为普通股，然后在公司收益中分享，可能发生的稀释。在公司报告净亏损的 期间，稀释证券不计入稀释每股净亏损金额的计算 ，因为其影响将是反稀释的。

截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，以下可转换优先股以及购买普通股 股票的认股权证和期权不包括在稀释每股净亏损的计算中，因为计入此类股票将是反稀释的：

应收账款

应收账款 其他应收账款和托管应收账款已评估是否可收回，并按其可变现净值 入账。

应收账款备抵

公司定期审核未付应收账款，必要时通过坏账准备计提预计损失 。在评估津贴需求时，公司会根据其客户 支付所需款项的能力、经济事件和其他因素进行判断。随着这些当事人的财务状况发生变化、情况发生变化 或获得更多信息，可能需要对可疑帐户进行拨备。当公司确定 客户可能无法支付所需款项时，公司会在作出该决定的期间 通过按收入计入费用来提高免税额。截至2019年12月31日和2020年12月31日，本公司对其应收账款进行了评估，并确定不需要拨备 。

石油和天然气属性

公司使用SEC定义的勘探和开发活动的全成本核算方法。根据这种会计方法 ，不成功和成功的勘探和开发活动的成本都被资本化为石油 和天然气属性。资本化成本包括租赁购置、地质和地球物理工作、延迟租金、钻井成本、完成和装备油井的成本以及与收购、勘探和开发活动直接相关的任何内部成本 但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。 出售或其他处置石油和天然气资产的收益通常被视为减少石油和天然气资产的资本化成本，除非这种减少的影响会显著改变资本化成本与可归因于一个国家的石油和天然气的 探明储量之间的关系。

公司将其全部成本池归类为摊销成本和未摊销成本。应摊销的净资本化 成本的总和，包括估计的未来开发成本和废弃成本，使用生产单位法 进行摊销。截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度，石油和天然气资产的损耗和摊销分别为438,552美元和364,810美元，截至2019年和2020年12月31日的累计摊销、折旧和减值分别为57,177,141美元和60,060,984美元。

不包括成本

石油 和天然气属性包括未计入摊销资本化成本的成本。这些金额代表投资于未探明物业的成本 。在发现已探明储量或确定成本已减值之前，本公司按国家/地区不计入这些成本。每季度审查不包括的所有成本，以确定是否发生了减值。 任何减值金额都会转移到摊销成本中。

天花板 测试

在 全成本会计方法下，每个季度都会执行上限测试。全成本上限测试是SEC法规S-X规定的减值测试 。上限测试在各国的基础上确定了石油和天然气属性的账面价值的限制。已探明油气资产的资本化成本，扣除累计折旧、损耗、摊销和减值 (“副署长及助理署长”)相关递延所得税，不得超过已探明石油和天然气储量的预计未来现金流量净额 ，该净现金流是根据本公司截至前12个月每个月第一个交易日的平均石油和天然气销售价格(该等价格在物业的整个生命周期内保持不变)计算的，并仅考虑合同安排规定的价格变动，扣除相关税收影响后，折扣 为10%。(br}=如果资本化成本超过这一限额，超出的部分将计入费用，并反映为 额外累计DD&A。在2019年和2020年，公司记录的油气资产减值总额分别为745,691美元 和2,519,032美元。本年度的上限测试减记主要与2020年内能源价格下降有关 。

家具 和设备

办公室 设备按原始成本列报，按资产使用年限按直线折旧，使用年限为 三至五年。

办公室 原始成本基数为90,004美元的设备已于2019年1月1日全额折旧。因此，2019年和2020年的相关折旧费用分别为0美元和0美元，2019年12月31日和2020年12月31日的累计折旧分别为90,004美元和90,004美元。 和2020年12月31日，相关折旧费用分别为0美元和0美元，累计折旧分别为90,004美元和90,004美元。

资产 报废义务

对于 本公司而言，资产报废债务(“ARO”)是指 平台、油井、服务资产、管道和其他设施等有形资产未来放弃成本的系统的、每月的增值和折旧。资产报废负债的公允 价值计入发生期间，如果能够对公允价值作出合理的 估计，并且相应的成本作为相关 长期资产的账面金额的一部分资本化。负债在每个期间增加到当时的现值，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。如果负债结算的金额不是记录金额，则对全部成本池进行调整 ，不确认损益，除非调整会显著改变资本化成本和已探明储量之间的关系 。虽然公司关于ARO的国内政策是将耗尽的 口油井分配给打捞人，以便在油井达到其经济极限之前承担废弃义务，但公司 已就其国内业务估计了其未来的ARO义务。ARO资产作为全部成本池的一部分计入资产负债表 ，已计入我们的摊销基数，用于计算折旧、 损耗和摊销费用。为计算上限测试，与结算ARO负债有关的未来现金流出已计入估计未来净收入的贴现现值计算中。 资产报废债务被归类为第3级(不可观察的投入)公允价值计量。

合资企业费用

合资费用反映哥伦比亚特许权运营商收取的间接现场运营和地区行政费用 。

所得税 税

递延 所得税是以负债法计提的，即根据资产和负债的财务报告和所得税基准以及营业亏损和税额抵免结转的差额 确定递延税项资产和负债。 资产和负债的财务报告和所得税基础之间的差额 结转的营业亏损和税收抵免 。当管理层认为部分或全部递延税项资产不会变现的可能性高于 时，递延税项资产就会减值。递延税项资产和负债根据颁布之日税法和税率变化的影响进行调整 。

不确定的税收状况

本公司评估不确定税务仓位 ，以确认不确定税务仓位带来的税务优惠，前提是税务机关根据该税务仓位的技术价值进行审查后，该税务仓位很可能会持续 。不符合初始确认资格的税务头寸将在符合标准的第一个过渡期内确认，或通过与税务机关的谈判或诉讼解决，或在诉讼时效到期时得到 解决。在第一个过渡期内，这些头寸更有可能符合标准，或者 通过与税务机关的谈判或诉讼，或在诉讼时效到期时得到解决。当实体随后确定某个税务职位不再满足 更有可能保持的阈值时，将取消确认以前确认的税务职位 。

本公司在不同司法管辖区接受持续的税务风险、 检查和评估。因此，公司可能会根据该等事项的 结果(包括任何利息或罚款)产生额外的税费。此外，如果适用，本公司将调整税费 以反映本公司对该等事项的持续评估，这些评估需要判断，并可能大幅提高或降低 其有效税率以及影响经营业绩。在2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，没有记录不确定税收头寸的负债。

股票薪酬

公司根据奖励授予日期的公允价值 来衡量通过换取股票和股票期权而获得的员工服务的成本。该公司使用Black-Scholes期权定价模型确定股票期权授予的公允价值。 公司根据本公司股票在 股票授予之日的最后报价确定非既得股股票的公允价值。确定的公允价值代表奖励的成本，并在 员工需要提供服务以换取奖励的授权期内确认。由于基于股票的薪酬费用根据 最终预期授予的奖励进行确认，因此公司根据历史罚没率减少了估计罚金的费用 。以前确认的补偿成本可能会进行调整，以反映整个奖励在转让期结束时 的实际罚没率。超额税收优惠(如果有的话)被确认为实收资本的补充。

风险集中

作为一家非运营商油气勘探和生产公司，通过其在一家有限责任公司(“Hupecol”) 的权益和Hupecol在南美国家哥伦比亚经营的特许权，该公司依赖于其各种物业运营商的人员、管理 和资源来高效运营。

作为非经营性共同权益所有者，本公司有权拒绝特定项目的投资，并有权审查 并对运营商确定的成本和收入分配提出异议。

公司位于得克萨斯州二叠纪盆地的物业占公司2019年和2020年所有钻探业务和几乎所有石油和天然气投资的总和。 公司位于得克萨斯州二叠纪盆地的物业占公司2019年和2020年的所有钻探业务和几乎所有石油和天然气投资。如本公司二叠纪盆地物业的营运或营运前景出现重大负面变化，本公司可能被迫放弃或暂停该等业务，而放弃或暂停该等业务可能会对本公司造成重大损害。 本公司的二叠纪盆地物业的营运或经营前景出现重大负面变化时，本公司可能被迫放弃或暂停该等业务。 放弃或暂停可能对本公司造成重大损害。

此外，该公司目前在哥伦比亚拥有特许权权益，并预计在可预见的未来将活跃在哥伦比亚。 哥伦比亚的政治气候不稳定，在很短的时间内可能会发生根本性的变化。 如果本公司哥伦比亚业务附近的政治和经济稳定发生重大负面变化，本公司可能被迫放弃或暂停其努力。这两个事件中的任何一个都可能损害公司预期的 业务前景。

在 2020年，该公司从其矿产权益生产的石油根据 最高出价出售给美国石油营销公司。天然气生产以最高出价出售给美国天然气营销公司。没有采购商占我们石油和天然气销售额的10%以上 。

当情况表明余额可能无法收回时，公司审查应收账款余额。根据本公司的 审核，分别于2019年12月31日及2020年12月31日不计提坏账准备。

最近的会计发展

2019年12月，财务会计准则委员会(FASB)发布了ASU 2019-12，所得税-简化所得税会计 。新指南通过删除当前标准中的几个例外并增加指导以降低某些领域的复杂性，简化了所得税的会计处理，例如要求实体在包括 制定日期的过渡期内的年度有效税率计算中反映制定的税法或税率变化的影响 。新标准从2020年12月15日之后开始，适用于财年以及这些财年内的过渡期，并允许提前采用。本公司目前正在评估采用本指南将对其合并财务报表产生的影响 。

公司预计最近发布的任何会计声明的采用不会对其财务 状况、运营结果或现金流产生重大影响。

后续 事件

公司评估了从2020年12月31日到合并财务报表发布之日的后续披露事件 。

注 2-来自与客户的合同收入

从与客户的合同中分解收入

下表按重要产品类型对截至2019年12月31日和2020年12月31日的年度收入进行了细分：

截至2019年12月31日或2020年12月31日，任何剩余的履约义务没有重大的合同负债或交易价格分配 。

附注 3-托管应收账款

2010年，该公司及其在哥伦比亚的运营商Hupecol出售了其在哥伦比亚的两个实体的权益。根据这些销售的条款 ，部分销售价格被代管，以确保卖方的某些陈述。本公司代管金额的 份额记录为托管应收账款。

在 2016年，公司记录了一笔金额为262,016美元的备抵，涉及托管应收账款的未支付余额。

在 2020年10月，本公司收到总额为164,706美元的付款，这笔款项是收回与之前 注销的托管应收账款相关的托管资金。由于收到了这些资金，公司在2020年的营业报表上记录了164,706美元的非经常性其他收入 。

注 4-石油和天然气属性

评估石油和天然气属性

截至2020年12月31日评估的 摊销油气资产包括：

截至2019年12月31日评估的 摊销油气资产包括：

未评估的 油气属性

截至2020年12月31日未评估的 未摊销油气资产包括：

截至2019年12月31日未评估的 未摊销油气资产包括：

在 2020年内，公司投资1,573,272美元用于油气资产的收购和开发，包括(1) 收购、评估和开发美国资产的成本(1,503,349美元)，这归因于在德克萨斯州二叠纪盆地北陆架收购的面积被归类为不受摊销的油气资产， (2)美国二叠纪盆地的钻探和开发业务(6,527美元)以及(3)与哥伦比亚钻探业务有关的对Hupecol Meta LLC(“Hupecol Meta”)的投资(63,396美元)。在投资金额中，我们将1,503,349美元资本化为不受 摊销的油气资产，将6,527美元资本化为须摊销的油气资产，将63,396美元资本化为对Hupecol Meta的额外 投资，反映在公司资产负债表上的成本法投资中。

公司还出售了其在路易斯安那州两口边际油井和相关种植面积的权益，象征性对价并免除了相关资产报废义务 。

附注 5-资产报废义务

下表介绍了截至2019年12月31日和2020年12月31日的每一年中我们的资产报废负债(“ARO”)的变化。

附注 6-应付票据

过桥贷款融资

于2019年9月，本公司发行本金总额为621,052美元的本金总额为621,052美元的本金票据(“过桥贷款票据”)， 原始发行折扣为5%，认股权证(“过桥贷款认股权证”)可购买1,180,000股普通股， 向本公司首席执行官及主要股东发行为期120天的认股权证。 过桥贷款票据和认股权证收到的净收益总计59万美元。

过桥贷款票据为无抵押债务，年利率为12.0%，仅在每个日历月的最后一天支付利息，任何未偿还本金和应计利息将于2020年1月16日全额支付。

桥梁贷款票据必须强制预付款，其范围为：(I)公司从出售股权或债务证券(桥梁贷款票据除外)的任何现金中获得 100%的净收益，(Ii)公司从出售资产(正常业务过程中的出售除外)获得的净收益 的100%；以及(Iii)公司从出售德克萨斯州霍克利县的石油和天然气中获得的75%的净收益 此外，公司有权选择预付 过渡性贷款票据，无需支付任何罚款。在2019年期间，桥梁贷款票据的持有人免除了每月末的强制性提前还款 。

桥梁贷款票据计入扣除债务折扣后的净额，其中包括(I)桥梁贷款 票据的31,052美元原始发行折扣和(Ii)桥梁贷款认股权证的相对公允价值144,948美元。债务贴现在 过桥贷款票据的使用期限内摊销，作为额外利息支出。

在 2019年，以现金支付的利息支出总计21,439美元，债务贴现摊销的利息支出总计 $152,533。

在 2020年中，以现金支付的利息支出总计3350美元，可归因于债务折价摊销的利息支出总计23467美元。过桥贷款票据已于2020年1月全额偿还。

桥梁贷款票据的 持有人是本公司的首席执行官和10%的股东。

OID 本票

于2019年10月，本公司向本公司一名主要股东发行本金为100,000美元的承付票(“旧票据”)，原 发行折扣为10%。OID票据收到的净收益总计9万美元。

债务折扣在旧票据的有效期内摊销，作为额外利息支出。于2019年，本公司确认了 与OID票据债务贴现摊销相关的额外利息支出10,000美元。

旧票据是一项无抵押债务，年利率为0%，应从本公司任何及所有现金 收据中支付，任何未付本金和应计利息将于2019年10月31日全额支付。OID票据已于2019年10月31日全额偿还 。

旧票据的 持有人是本公司10%的股东。

注 7-基于股票的薪酬

2008年，公司通过了休斯顿美国能源公司2008年股权激励计划(“2008计划”)。经2012年和2013年修订的2008年计划条款 允许根据股票期权和限制性股票的授予发行最多480,000股本公司普通股 。

2017年，本公司通过了休斯顿美国能源公司2017股权激励计划(简称《2017计划》)。2017年计划的条款 允许根据股票 期权和限制性股票的授予，发行最多400,000股公司普通股。有资格参与计划的人员是 公司的主要员工、顾问和董事。

2021年，公司通过了休斯顿美国能源2021年股权激励计划(“2021年计划”，与2008年计划和2017年计划一起，称为“计划”)，但须在12个月内获得股东批准。根据授予股票期权和限制性股票， 2021计划的条款允许发行最多500,000股公司普通股。有资格参加计划的人是公司的主要员工、顾问和董事。

股票 期权活动

2019年6月，向本公司董事授予购买总计88,000股普通股的期权，向一名非执行员工授予 购买普通股的期权。这些期权的有效期为十年，可以每股2.70625美元的价格行使，这是授予日 的市场价格。8万份期权从授予之日起一年内授予。8,000份期权在授予之日起授予20% ，在授予日起九个月后授予80%。根据Black-Scholes 期权定价模型，这些股票期权的授予日期公允价值为200,562美元，其中包含以下参数：(1)2.1%的无风险利率；(2)10年的预期寿命；(3) 预期股票波动率为85.7%；(4)预期股息率为0%。根据SAB 107的规定，本公司将符合条件的期权确定为‘普通 香草’，并采用简化方法估计预期期权寿命。

2020年7月，向公司董事授予了购买总计8000股普通股的期权。 这些期权的有效期为10年，可按每股1.61美元的价格行使。期权在授予之日起授予20%，在授予日起九个月后授予 80%。根据Black-Scholes 期权定价模型，这些股票期权的授予日期公允价值为13,080美元，其参数如下：(1)基于适用的美国国债 票据利率的无风险利率为0.64%；(2)10年的预期寿命；(3)基于 公司交易历史的预期股票波动率为97.34%；以及(4)预期股息率为0%。根据SAB 107的规定，本公司将符合条件的期权确定为‘普通期权’ ，并采用简化方法估计预期期权寿命。

2020年11月，公司首席执行官 高级管理人员和一名非执行员工获得了购买总计300,000股普通股的期权。这些期权的有效期为10年，可按每股1.45美元的价格行使。其中246,000个期权是根据2017年计划授予并在授予之日授予的，54,000个期权是在股东批准 2021计划后授予的。在股东批准计划之前，公司无法确定对2021年计划选项的评估。根据布莱克-斯科尔斯期权定价模型，2017年计划下的股票期权授予日公允价值为320,160美元，参数如下：(1)基于适用的美国国库券利率的无风险利率 ；(2)10年的预期寿命；(3)基于公司交易历史的预期股票波动率为103.29% ；以及(4)预期股息率为0%。根据SAB 107的规定，本公司将符合条件 的期权确定为‘普通香草’，并采用简化方法估计期权的预期寿命 。

选项 2019至2020年的活动如下：