美国证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-K

（Mark One）

截至的财政年度 12 月 31 日，2022

要么

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

在从 __________ 到 __________ 的过渡期内

 

委员会档案编号 001-34018

 

（注册人章程中规定的确切名称）

 

特拉华

98-0479924

（公司或组织的州或其他司法管辖区）

（美国国税局雇主识别号）

东南中心街 500 号

卡尔加里，

阿尔伯塔

加拿大

T2G 1A6

（主要行政办公室地址，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）条注册的证券：

每个课程的标题			交易符号			注册的每个交易所的名称
普通股，面值每股0.001美元			获得			纽约证券交易所美国分所
						多伦多证券交易所
						伦敦证券交易所

根据该法第12（g）条注册的证券：无

按照《证券法》第405条的定义，用复选标记表明注册人是否是经验丰富的知名发行人。

是的 ☐没有 ☒

用复选标记表示注册人是否无需根据该法第 13 条或第 15 (d) 条提交报告。

是的 ☐没有 ☒

用复选标记表明注册人（1）在过去的12个月中（或注册人需要提交此类报告的较短期限）是否提交了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）在过去的90天中是否受此类申报要求的约束。 是的 ☒ 没有 ☐

用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或注册人需要提交此类文件的较短期限）以电子方式提交了根据 S-t 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。

是的☒ 没有 ☐

用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人，还是小型申报公司或新兴成长型公司。参见《交易法》第120亿条2中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。

 

大型加速文件管理器			☐			加速过滤器			☒
非加速过滤器			☐			规模较小的申报公司			☐
						新兴成长型公司			☐

 

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则

法案。☐

用复选标记表明注册人是否已就其管理层的评估提交了报告和证明

其对编制或发布审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）条对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）条注册的，则用复选标记注明申报中包含的注册人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表错误的更正。☐

用复选标记指明这些错误更正中是否有任何是需要对注册人的任何执行官在相关回收期内获得的基于激励的薪酬进行回收分析的重述

到 §240.10D-1 (b)。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见该法第120亿条第2款）。是的 ☐ 没有 ☒

 

截至2022年6月30日，即注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日，非关联公司持有的有表决权和无表决权的普通股的总市值约为美元414.4 百万。

2023 年 2 月 16 日， 346,151,157 注册人面值为0.001美元的普通股已流通。

以引用方式纳入的文档

审计员姓名： KPMG LLP审计员地点： 加拿大卡尔加里审计师事务所编号： 85

Gran Tierra 能源公司

10-K 表年度报告

截至2022年12月31日的年度

目录

 

						页面
第一部分
项目 1 和 2。			业务和地产			5
第 1A 项。			风险因素			18
项目 1B。			未解决的员工评论			26
第 3 项。			法律诉讼			26
第 4 项。			矿山安全披露			26
第二部分
第 5 项。			注册人普通股市场、相关股东事务和发行人购买股权证券			28
第 6 项。			[已保留]
第 7 项。			管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析			29
项目 7A。			关于市场风险的定量和定性披露			55
第 8 项。			财务报表和补充数据			56
第 9 项。			会计师在会计和财务披露方面的变化和分歧			86
项目 9A。			控制和程序			86
项目 9B。			其他信息			88
项目 9C。			关于阻止检查的外国司法管辖区的披露			88
第三部分
第 10 项。			董事、执行官和公司治理			88
项目 11。			高管薪酬			89
项目 12。			某些受益所有人的担保所有权以及管理及相关股东事务			89
项目 13。			某些关系和关联交易，以及董事独立性			89
项目 14。			主要会计费用和服务			90
第四部分
项目 15。			附件、财务报表附表			90
项目 16。			10-K 表格摘要			93
签名						94

关于前瞻性陈述的警示性语言

 

本10-k表年度报告包括经修订的1933年《证券法》（“证券法”）第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条所指的前瞻性陈述。本10-k表年度报告中包含的关于我们的财务状况、储备金的估计数量和净现值、业务战略、管理层未来运营计划和目标、契约合规、资本支出计划和资本计划或支出变化的收益、我们的流动性和财务状况、新型冠状病毒（COVID-19）疫情的影响，以及前面有、后面或以其他方式包含 “” 字样的陈述的所有陈述，但不包括历史事实陈述相信”、“期望”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“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陈述。我们无法保证前瞻性陈述所依据的假设将被证明是正确的，也无法保证即使是正确的，中间情况也不会导致实际结果与预期的不同。由于前瞻性陈述受风险和不确定性的影响，因此实际结果可能与前瞻性陈述所表达或暗示的结果存在重大差异。有许多风险、不确定性和其他重要因素可能导致我们的实际业绩与前瞻性陈述存在重大差异，包括但不限于我们的业务位于南美，游击活动、罢工、当地封锁或抗议活动可能会出现意想不到的问题；可能会出现影响我们产品的生产、运输或销售的技术困难和运营困难；当地运营的其他中断；全球健康事件（包括持续的 COVID-19 疫情）);全球和区域的需求、供应、价格、差异或其他影响石油和天然气的市场条件的变化，包括通货膨胀和因全球健康危机、俄罗斯入侵乌克兰或实施或取消原油生产配额或欧佩克可能实施的其他行动而产生的变化，例如其最近决定减产和其他生产国以及由此导致的公司或第三方为应对此类变化而采取的行动；大宗商品价格的变化，包括波动或长期的波动下降这些价格相对于历史或未来的预期水平；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期。这可能会导致我们的战略和资本支出计划的进一步修改；石油和天然气的价格和市场不可预测且波动；套期保值的影响；任何特定领域的生产能力的准确性；地理、政治和天气条件可能会影响我们产品的生产、运输或销售；我们的能力执行其业务计划和实现当前举措的预期收益；开发现有资产可能出现意外延迟和困难的风险；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；测试和生产结果以及地震数据、定价和成本估算（包括商品定价和汇率）的准确性；计划勘探活动的风险概况；向下钻探的影响；洪水和多灾的影响分阶段裂缝刺激作业；交付中断的程度和影响、设备性能和成本；第三方的行动；及时收到监管部门或其他必要的经营活动批准；勘探性钻探未能开出商用油井；由于钻探设备和人员有限而导致的意外延误；我们普通股或债券交易价格的波动或下跌；我们无法从包括政府在内的政府计划中获得预期收益的风险税退款；我们遵守其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表年度报告第一部分第1A项 “风险因素” 中列出的因素。当前疫情前所未有的性质以及全球经济和石油和天然气行业的衰退，使得预测前瞻性陈述的准确性变得更加困难，包括病例和政府应对措施的不可预测性。此处包含的信息是截至向美国证券交易委员会（“SEC”）提交本10-k表年度报告之日提供的，除非联邦证券法另有要求，否则我们不承担任何义务或承诺公开发布本10-k表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事件、条件或情况的任何变化任何前瞻性陈述都是以此为依据的。

石油和天然气术语表

 

在本报告中，以下缩写具有以下含义：

销量代表经库存变化和损失调整后的产量 NAR。据报道，我们的石油和天然气储量为NAR。我们的产量也被列为NAR，除非特别注明为 “特许权使用费前的营运权益产量”。根据天然气和石油的大致相对能量含量，天然气量按每桶石油6立方英尺天然气的速率转换为京东方。该利率不一定代表石油和天然气价格之间的关系。英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用。6 Mcf:1 bbl 的京东方转换比基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的等值值。

以下是石油和天然气业务及本报告中一些常用术语的解释。

已开发英亩。分配或可分配给生产油井或能够生产的油井的英亩数。

发展良好。在石油或天然气储层的探明区域内钻探到已知可以生产的地层地平线深度的油井。

干洞。不生产商业数量的石油或天然气的勘探井或开发井。

剥削活动。从储层回收液体以及石油和天然气储量的钻探和开发的过程。

好好探索勘探井是指为了在先前在另一个储层中发现可生产石油或天然气的油田中寻找新油田或新储层而钻探的油井。通常，勘探井是指任何不是开发井、延伸井、服务井或地层试验井的油井。

字段。由单个或多个储层组成的区域，所有储层都基于相同的个体地质结构特征和/或地层条件或与之相关的储层。

总英亩数或总水井。我们拥有营运权益的总英亩数或油井。

净英亩或净井。我们在总英亩数或总油井中所拥有的部分工作权益的总和，以整数和整数的分数表示。

可能的储备。可能的储备金是指那些不太确定可以回收的额外储量。美国证券交易委员会在第S-X条例的第4-10（a）（17）条中提供了可能的储备金的完整定义。

可能的储量。可能的储量是指那些不太确定可以回收的额外储量，但加上探明储量，有可能被回收。美国证券交易委员会在S-X法规的第4-10（a）（18）条中提供了可能储备金的完整定义。

生产力良好。一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此出售此类产品的收益超过生产费用和税收。

已探明的已开发储量。一般而言，使用现有设备和操作方法有望从现有油井中回收的储量。美国证券交易委员会在S-X法规的第4-10（a）（6）条中提供了已开发石油和天然气储量的完整定义。

探明储量。通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估算出这些石油和天然气的数量，从给定日期起，从已知储层及以下储层中经济地生产

提供经营权的合同到期之前的现有经济状况、运营方法和政府法规，除非有证据表明续约是合理确定的，无论估算是使用确定性方法还是概率方法。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理地确定将在合理的时间内启动该项目。

(i) 经证实的储层面积包括：

(A) 通过钻探识别并受流体接触限制的区域（如果有），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储层中相邻的未钻探部分与储层是连续的，并且含有经济上可生产的石油或天然气。

(ii) 在缺乏流体接触数据的情况下，除非地球科学、工程或性能数据以及可靠的技术以合理的确定性确定了较低的接触，否则储层中的探明量会受到油井渗透中已知最低碳氢化合物（“LKH”）的限制。

(iii) 如果通过油井穿透直接观测确定了已知石油的最高海拔（“HKO”），并且存在伴生气帽的可能性，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性确定更高的接触时，才能将探明的石油储量分配到储层结构较高的部分。

(iv) 在下列情况下，通过应用改进的回收技术（包括但不限于液体注入）可以经济生产的储量包括在经证实的分类中：

(A) 通过试点项目在特性不超过整个水库特性的水库区域成功进行测试，水库或类似储层中已安装程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，可以确定该项目或计划所依据的工程分析的合理确定性；以及

(B) 该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体批准开发。

(v) 现有的经济条件包括确定储层经济生产力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前的12个月期间的平均价格，根据该期间内每个月的当月第一天价格的未加权算术平均值确定，除非合同安排确定了价格，但不包括基于未来情况的上涨价格。

已探明的未开发储量。一般而言，预计将从未钻孔面积的新油井中开采的储量，或者从需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中开采的储量。美国证券交易委员会在S-X法规的第4-10（a）（31）条中对未开发的石油和天然气储量进行了完整定义。

储备。储量是指将开发项目应用于已知的储量，预计截至给定日期，石油和天然气以及相关物质的剩余数量，可以经济地生产。此外，必须存在合法的生产权或生产中的收入权益，向市场运送石油和天然气或相关物质的固定手段，以及实施该项目所需的所有许可证和融资，或者必须有合理的期望。

未开发的土地。租赁尚未钻探或完井的面积，使其能够生产经济数量的石油和天然气，无论该面积是否包含探明储量。

工作兴趣。这种经营权益赋予所有者在该地产上钻探、生产和开展经营活动的权利，并要求所有者支付一定份额的钻探和生产费用。

第一部分

第 1 项和第 2 项。业务和地产

普通的

Gran Tierra Energy Inc. 及其子公司（“Gran Tierra”、“公司”、“我们” 或 “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，我们在哥伦比亚的房产占我们探明储量NAR的96％。在截至2022年12月31日的年度中，我们100％（2021年至100％）的收入来自哥伦比亚。

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

除非另有说明，否则本10-k表年度报告中提及的所有美元（$）金额均为美元（美元）。

2022年运营亮点

在截至2022年12月31日的年度中，我们钻探了34口井（20口开发、8个注水器和6个勘探），资本支出为2.366亿美元，其中大部分发生在哥伦比亚。

所有开发井和注水井均在哥伦比亚钻探，其中14口开发井和所有注水器均在Midas Block钻探，6口开发井在Chaza Block钻探。截至2022年12月31日，年内钻探的所有开发井都在生产。

在钻探的勘探井中，有四口位于哥伦比亚（两口在迈达斯，一口在查萨，一口在阿莱亚1848-A区块），两口在厄瓜多尔（一口在查南格，一口在查拉帕区块）。截至2022年12月31日，其中四口勘探井正在生产，两口干井。

2023 年展望

预计我们在哥伦比亚的开发业务将占我们产量的95％，约占2023年资本预算的70％，其余部分将用于勘探活动。

下表显示了我们2023年资本计划的明细：

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。根据2023年指引的中点，预计资本预算将约70％用于开发，30％用于勘探活动。预计2023年资本计划中包含的开发活动中约有15％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。从运营现金流中为该计划提供资金，部分取决于2023年布伦特原油价格至少为每桶60美元。

商业战略

我们是一家国际勘探和生产公司，专注于在成熟的、未开发的常规盆地开发碳氢化合物，这些盆地有完善的基础设施和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，以实现最高四分位的回报。我们打算继续提高我们的投资组合水平，继续关注卓越运营、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有着良好的记录。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、社会和治理卓越的承诺。

石油和天然气地产-哥伦比亚和厄瓜多尔

截至2022年12月31日，不包括可能放弃的区块，我们在哥伦比亚拥有22个区块的权益，在厄瓜多尔的三个区块拥有权益，并且是其中24个区块的运营商。

探索区块和承诺

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：

* 截至2022年12月31日，由于许可限制、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分阶段限制。

特许权使用费

哥伦比亚的特许权使用费受2002年哥伦比亚第756号法律管辖，该法律经2012年第1530号法律修改。在2002年第756号法律颁布后作出的所有发现均按比例计算的特许权使用费，如下所述。在2002年第756号法律颁布之前发现的特许权使用费为20％，如果根据协会合同将此类发现归还给国家政府，则额外收取12％，总特许权使用费为32％。

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例计算的。这些特许权使用费以个别油田为基础，起初总产量低于5,000桶/日的基本特许权使用费为8％，总产量在5,000至12.5万桶/日之间的基础特许权使用费率从8％线性增加到20％，总产量在12.5万桶/日之间，固定为20％。对于40万至60万桶/日的总产量，该比率从20％线性增加到25％。对于总产量超过60万桶/日，特许权使用费率固定为25％。桑塔纳和南希-伯丁-马克辛区块的固定产量分别为32％和20％。新发现和增量产量需缴纳ANH正式批准的浮动特许权使用费。除了滑动比例的特许权使用费外，Llanos-22、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21和VMm-24还有额外的x因子经济权利，为1％；Llanos-85为2％；普图马约-1为5％；12％为12％

Putumayo-31；Llanos-1和Llanos-70为31％；如果WTI低于每桶30美元，则Gaitas为0.77％，在每桶30美元至100美元之间的WTI从0.77％增加到1.16％，WTI每桶超过100美元的固定为1.16％。

对于气田，特许权使用费以个别气田为基础，对于天然气总产量低于28.5 mmcf，起始基础特许权使用费为6.4％。对于每天28.5百万立方英尺的天然气总产量和每天712.5百万立方英尺的天然气，特许权使用费从6.4％线性增长到16％，每天712.5至2,280毫立方英尺的天然气总产量稳定在16％，然后以线性方式增加到每天2280至3420毫立方英尺的天然气。对于每天总产量超过3,420毫立方英尺的天然气，特许权使用费率固定为20％。

额外的高价权（“HPR”）适用于2004年及以后在新的ANH石油监管制度下签署的勘探和生产合同，前提是开采区的累计总产量（扣除特许权使用费）超过5百万桶石油，WTI参考价格超过合同中规定的触发价格。HPR 是使用关联产量乘以 Q 因子计算得出的，其计算方法如下：

Q 系数 = (WTI 价格-基本价格 (1)) /WTI 价格 * 30%

(1) 基本价格每年由ANH根据合同中定义的公式确定。对于2022年和2021年，基本价格设定如下：

截至2022年12月31日，HPR适用于我们在查扎区块的科斯塔亚科和莫克塔开发区以及迈达斯区块的Acordionero开发区（包括最近增加的盖塔斯油田）的生产。

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瓜亚科和查扎区块的原始权益受第三方特许权使用费的约束。我们在2008年收购索拉纳时收购的瓜亚科和查扎的额外权益不受第三方特许权使用费的约束。压倒一切的特许权使用费从工作利息生产的2％减去政府特许权使用费开始。对于自协议之日起10年内以及达到规定门槛后发现的新商业用地，Crosby Capital, LLC（“Crosby”）保留将压倒一切的特许权使用费转换为净利润（“NPI”）的权利。该NPI占工作利息产量的7.5％至10％不等，减去上文所述的浮动比例政府特许权使用费以及运营和管理费用。没有对 HPR 进行任何调整。在某些先前存在的领域，Crosby无权将其压倒一切的特许权使用费转换为NPI。此外，还有条件的优先特许权使用费仅适用于先前存在的字段。目前，我们在Chaza区块的Costayaco和Moqueta油田的营运权益产量中占50％，瓜亚科区块的Juanambu油田的营运权益产量的35％，对瓜亚科区块瓜亚科油田的营运权益产量的压倒性特许权使用费。

除了政府的特许权使用费和权利外，普图马约-7和普图马约-1区块还需缴纳第三方特许权使用费。根据收购普图马约-7区块权益的协议条款，普图马约-7区块生产的10％特许权使用费应支付给第三方。特许权使用费条款允许以现金或实物向哥伦比亚政府支付运输费用、营销和手续费、政府特许权使用费（包括根据普图马约-7区块合同第39条应付给澳大利亚国立卫生局的特许权使用费）和税款，但以任何一方的收入计量的税款以及增值税（“增值税”）或任何等价物以外的税款（或任何联邦、州、地区或地方政府机构）和 ANH，以及从之前的生产收入中扣除 1% 的 “X” 系数补助金向第三方支付的特许权使用费。根据收购普图马约-1区块权益的协议条款，普图马约-1区块生产的3％特许权使用费应支付给第三方。特许权使用费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。

我们目前持有厄瓜多尔东方盆地三个区块（Charapa、Chanangue和Iguana）的参与共享合同（“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，将全部产量存入利润分享池，该池根据从可投标价格部分和生产部分得出的百分比由公司和政府分配。可投标价格部分是基于东方油价的浮动比例，从每桶30美元到每桶120美元不等，该公司的产量份额分别在87.5％和40％之间。只有东方油价超过每桶100美元，该公司的产量份额才会降至50％以下。生产部分是基于等级的机制，根据PSC的每日产量，从0％增加到6％。在截至2022年12月31日的年度中，厄瓜多尔政府保留的产量份额记为实物特许权使用费。

行政设施

我们的主要行政办公室位于加拿大艾伯塔省卡尔加里。卡尔加里办公租约将于2028年11月30日到期。哥伦比亚和厄瓜多尔的办公室租约将分别于2023年8月31日和2025年6月30日到期。

预计储量

我们的2022年储备金由麦克丹尼尔律师事务所（“麦克丹尼尔”）独立准备。McDaniel成立于1955年，是一家独立的加拿大咨询公司，在过去的60年中一直为世界石油工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。麦克丹尼尔主要负责编制储量估算值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算和审计标准》中规定的资格、独立性、客观性和保密性要求。

负责监督储备金估算编制工作的主要内部技术人员是资产管理副总裁。他拥有地质工程学士学位（以优异成绩毕业）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、水库管理和油田开发。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。

我们已经制定了用于估算和评估储量的内部控制措施。我们对储量估算的内部控制包括：我们100％的储量至少每年由独立的储层工程公司进行评估；并遵循审查控制措施，包括对储量估算中使用的假设进行独立内部审查以及向储量委员会提交内部审查结果。在公司的多个层面对计算和数据进行审查，以确保一致和适当的标准和程序。我们的政策适用于所有参与生成和报告储量估算值的工作人员，包括地质、工程和财务人员。

正如第1A项 “风险因素” 所述，估算石油和天然气储量的过程很复杂，需要大量的判断。储量估算过程要求我们在评估每个物业的可用地质、地球物理、工程和经济数据时使用重要的决策和假设。因此，储量估计值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。

探明储量是指通过分析地球科学和工程数据，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，在提供运营权的合同到期之前，从给定日期起可以经济地从已知储层中生产的储量，除非有证据表明续约是合理确定的。“合理的确定性” 一词意味着对实际开采的石油或天然气数量等于或超过估计数的高度信心。为了实现合理的确定性，我们和独立储备工程师采用了经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。探明储量的估算值是通过整合相关的地质、工程和生产数据得出的，利用在现场演示的技术，得出美国证券交易委员会法规中规定的可重复和一致的结果。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，例如油井日志、储层岩心样本、流体样本、静态和动态压力信息、生产测试数据以及监测和性能信息。使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和市售的地震处理软件以及市售的储层建模和模拟软件。来自类似储层的储层参数被用来提高储量估计值的质量和可信度（如果有）。用于估算每个水库储量的方法或方法组合是基于独特的

每个水库的情况和估算时可用的数据集。可能储量是指不确定回收的储量不如探明储量，但与探明储量一起，可能无法回收的储量。本质上，对可能通过额外钻探或开采技术开采的可能储量的估计比对探明储量的估计更加不确定，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是基于现有碳氢化合物的回收百分比高于探明储量的假设，也是基于探明储量附近的水库区域，这些区域的数据控制或对可用数据的解释不太确定。

可能的储量是指不太确定可以回收的储量。对可能储量的估计本质上也是不精确的。根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变动和其他因素，对可能和可能储量的估算值也不断进行修订。截至2022年12月31日分配的可能储量既是基于现有碳氢化合物的回收百分比高于可能储量的假设，也是基于与可能储量相邻的水库区域，这些区域的数据控制或对可用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：

(1) 对可能和可能储量的估计比探明储量的估计更不确定，但由于这种不确定性，尚未根据风险进行调整。因此，对可能储量和可能储量的估计值不具有可比性，没有或不应该用算术方法相互求和，也没有与探明储量的估计值相加。

(2) 包括已探明的已开发石油储量0.7百万桶和与厄瓜多尔有关的已探明未开发石油储量2.1百万桶桶。

(3) 包括可能的已开发石油储量0.2百万桶和与厄瓜多尔有关的可能未开发石油储量4.3百万桶/桶。

(4) 包括可能的已开发石油储量0.2百万桶和与厄瓜多尔有关的可能未开发石油储量5.8百万桶/桶。

储量估算中使用的产品价格

用于确定每处房产未来总收入的产品价格反映了对重力、质量、当地条件和/或与市场距离的基准价格的调整。报告中储备金的平均已实现价格为：

不应将这些价格解释为对未来价格的预测。我们不表示这些数据是我们石油和天然气财产的公允价值，也不是对从其开发和生产中获得的现金流现值的公允估计。

已探明的未开发储量

截至2022年12月31日，我们的总探明未开发储量为25.0百万桶当量（2021年12月31日-24.8百万桶当量），哥伦比亚为92％，其余在厄瓜多尔（2021年12月31日——哥伦比亚为98％，其余在厄瓜多尔）。在总共74％的已探明未开发储量中，约有49％、12％和13％分别位于我们在哥伦比亚的Acordionero、Costayaco和Moqueta油田。自首次披露为探明储量以来，截至2022年12月31日，我们的已探明未开发储量均未开发五年或更长时间，而且我们通过了一项开发计划，表明已探明的未开发储量计划在首次披露后的五年内作为探明储量进行钻探。

下表显示了截至2022年12月31日的年度中已探明未开发储量的变化：

			公司道达尔-石油当量 (MMBOE)
余额，2021 年 12 月 31 日			24.8
转换为经过验证的产品			(4.5)
技术修订			(0.3)
扩展和发现			5.0
余额，2022 年 12 月 31 日			25.0

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

转换为经验证的产品。2022年，我们将4.5百万桶当量，占2021年已探明未开发储量的18％，转换为已开发状态（Acordionero为2.3百万桶当量，科斯塔亚科为1.4百万桶当量，莫克塔0.8百万桶当量）。2022年，探明产量的转换是由于哥伦比亚5,260万美元的资本支出与在迈达斯区块钻探13口油井和在查扎区块钻探6口油井有关。

技术和经济修订。在截至2022年12月31日的年度中，我们下调了哥伦比亚已探明未开发储量的0.3百万桶当量，其中包括与停止计划在Vonu油田未开发地点进行钻探相关的0.2MBOE和与厄瓜多尔区块未开发矿池预测转换量降低相关的0.1MMBOE。

扩展和发现。在截至2022年12月31日的年度中，我们在已探明的未开发储量中增加了5.0百万桶当量，其中3.3百万桶在哥伦比亚，1.7百万桶在厄瓜多尔。在哥伦比亚，我们在Acordionero和Costayaco油田分别发现了2.4和0.5百万桶油田的扩建部分，其余的0.4百万桶油田是在Alea-1848区块发现的。在厄瓜多尔，我们在Chanangue和Charapa区块中分别有1.4MMBOE和0.3MMOE的扩展。

产量、收入和价格历史记录

有关截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度的产量、价格、收入和运营支出的某些信息载于第7项 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析” 以及我们在第8项财务报表后提供的 “补充数据（未经审计）” 中，这些信息以引用方式纳入此处。

下表分别列出了截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的三年中，我们的主要油田Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi的NAR石油产量、平均销售价格和每NAR石油产量的运营费用以及我们所有物业的总产量：

(1) 100% 的产品销售是石油

(2) 包括哥伦比亚非核心地产的微量天然气产量 9,682 Mcf（1,614 boe）、119,046 Mcf（19,841 boe）

截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的每年的年度，分别为214,719立方英尺（35,787桶桶当量）

(3) 运营费用包括运营和运输费用

(4) 在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度中单独列报的每桶Covid-19成本被重新归类为运营和运输成本，以符合2022年12月31日的列报方式

我们根据财务会计准则委员会（“FASB”）会计准则编纂932《采掘活动——石油和天然气》编制了探明储量的标准化衡量标准化指标的估算。

钻探活动

下表汇总了我们在过去三年的勘探和开发钻探活动的结果。截至2022年12月31日、2021年或2020年12月31日，被标记为 “在建中” 的油井正在进行中。不应将这些信息视为未来业绩的指标，也不应假设钻探的生产井数量与由此产生的石油和天然气储量之间存在任何关联，或者与干井成本相比，Gran Tierra生产井的成本之间存在任何相关性。

截至2021年12月31日，哥伦比亚正在进行的一口油井已于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展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：

(1) 包括67.0口水井和净注气井63.0口和净水井和93.0口净井以及多口完井的93.0口净井和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，我们已经在查扎区块钻了四口开发井，在迈达斯区块钻了三口开发井。

已开发和未开发的面积

截至2022年12月31日，我们的土地占91％位于哥伦比亚，9％位于厄瓜多尔。下表列出了截至2022年12月31日我们已开发和未开发的石油和天然气租赁和矿产面积：

(1) 不包括我们在三个总净英亩为10万英亩的区块中的权益，这些区块是政府批准放弃或出售的

将于 2022 年 12 月 31 日待定。

（2）截至2022年12月31日，30万总和净未开发英亩的勘探阶段将在未来三年内到期，

可以选择延长 50% 过期区域的勘探阶段。

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马格达莱纳河谷中部（“MMV”）和普图马约盆地。在MMV，我们最大的油田是阿科迪奥内罗油田，我们在那里生产的API石油约为17°，占截至2022年12月31日止年度公司总产量的52％。普图马约省Chaza Block的API产量约为27°，Suroriente Block的API产量约为18°，分别占截至2022年12月31日止年度公司总产量的25％和14％。

我们已经与国内和国际客户签订了许多销售协议，以从MMV和普图马约盆地生产产品。这些协议需要在十二到三十个月之间重新谈判条款，通常包含提前90天通知的相互终止条款。这些销售协议中考虑的原油量不包括与实物特许权使用费相对应的石油量，从2022年10月开始，确实包括与HPR特许权使用费相关的数量。

我们所有的普图马约产量都在井口出售。客户在公司运营的卡车装卸站提货，这些装卸站位于我们位于普图马约北部的科斯塔亚科炮台或桑塔纳加油站以及我们位于南普图马约的科恩比和康普利德油田。MMV Acordionero油田的产品通过卡车运输，在不同的码头或管道入口处以及距离Acordionero油田的不同距离处出售，具体取决于优化价值的营销策略。MMV 小型油田的产量在井口出售。

2022年，我们所有的MMV产品都出售给了一家国际营销商，我们所有的普图马约产品都出售给了两家国际营销商。普图马约和MMV生产的销售协议将于2025年3月31日到期。每位个人销售客户的损失不会对我们公司产生重大不利影响，因为可以替代客户。

我们的哥伦比亚石油销售收入以美元计算。销售我们原油的石油价格由与石油购买者的协议确定。它们通常基于以ICE布伦特原油为参考的原油平均价格，并根据质量、指定费用、运输费和运输税的差异进行调整。管道费率以美元计价，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。我们面临着来自本地和跨国公司的竞争。这场竞争影响了我们收购房产、合同钻探和其他油田设备以及确保受过培训的人员的能力。许多竞争对手，例如哥伦比亚和厄瓜多尔的国家石油公司，拥有更多的财务和技术资源。我们的规模更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易地承担联邦、州和地方法规的现有以及任何变更的负担，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来收购更多房产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的房产以及完成交易的能力。石油和天然气行业对土地合同、前景和资源的竞争激烈，我们竞相以具有成本效益的方式开发和生产这些储量。此外，我们竞相通过石油生产获利：用于运输能力和基础设施，以交付我们的产品，维持熟练的劳动力，并获得优质的服务和材料。

地理信息

根据地理组织，哥伦比亚是唯一可报告的细分市场。2020年，我们签署了厄瓜多尔三个区块的参与合同。在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度中，厄瓜多尔的业务部门并不重要，已包含在我们的哥伦比亚应报告细分市场中。长期资产是指不动产、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。我们的居住国，即美利坚合众国，没有长期资产。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们在加拿大艾伯塔省卡尔加里的公司总部持有的资产并不重要，并被列入 “其他” 类别的哥伦比亚应申报板块。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，因此我们面临着与这些业务相关的许多风险。有关与我们的国外业务相关的风险，请参阅第1A项 “风险因素”。

规则

哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气行业都受到严格监管。与勘探、开发和生产活动相关的权利和义务对每个项目都有明确规定；经济受特许权使用费和税收制度的约束。房产收购和转让需要各种政府批准，包括但不限于会议

财务和技术资格标准，以便获得该国石油和天然气公司的认证。石油和天然气特许权通常以固定期限授予，并有机会延期。

哥伦比亚行政当局

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 Tierra Energy Colombia LLC、Gran Tierra Colombia Inc.和Gran Tierra Energy Resources Inc.。这些实体目前已获得ANH的石油和天然气资产运营商资格。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的收益。

在哥伦比亚，ANH是该国碳氢化合物的管理者，因此负责管理哥伦比亚的石油和天然气合同并管理所有勘探用地。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与任何其他综合石油公司类似的碳氢化合物。此外，Ecopetrol是哥伦比亚石油的主要购买者和销售商，直接或通过其子公司运营该国的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领域的多数股权。

ANH使用各种形式的合同，为承包商提供全部风险/回报收益。根据这些合同的条款，运营商保留从任何新的勘探和评估区块中生产所有储量、产量和收入的权利，但须遵守现行的特许权使用费和税收法规。每份合同都包含勘探期和生产期。勘探期包含多个勘探阶段，每个阶段都有相关的工作承诺。自宣布商业碳氢化合物发现之日起，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的某些实质性条款，例如未能按照合同进行已承诺的勘探作业或投资，则可根据澳大利亚国立卫生局的选择终止此类合同。Ecopetrol使用各种形式的合同，其中包含勘探和开发阶段。合同期限可以是现场寿命，也可以截止到特定日期，此类合同的条款因合同类型而异。根据Ecopetrol合同，该合作伙伴保留其从任何新的勘探和评估区块中生产所有储量、产量和收入的营运权益，但须遵守此类合同有效期内的现行特许权使用费和税收法规。

根据ANH合同经营时，承包商是运营期间从合同区开采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，但是在法律规定销售方式的自然紧急情况下有限制。根据Ecopetrol合同，各方拥有其开采的碳氢化合物的营运权益。

与ANH和Ecopetrol签订的合同是双方达成的协议，受法规的充分保护，因此不能在政府选举时单方面进行调整。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法规保护现有合同的神圣性。

厄瓜多尔政府

我们通过哥伦比亚格兰铁拉能源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，能源和矿业部（“MEM”，西班牙语缩写）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和控制局监管厄瓜多尔石油和天然气工业。

MeM 使用服务和参与合同来勘探和/或开采碳氢化合物（“参与合同”）。我们目前持有三份参与合同，这些合同规定承包商承担全部风险并与MeM分担产量，并包含勘探和开采期。勘探期有相关的工作承诺，通常持续4年。参与合同包括一项将勘探期延长至多两年的条款，理由包括厄瓜多尔政府在环境许可程序中造成的延误。根据上述条款，在2021年第二季度，我们将所有三份参与合同的勘探期延长了两年。从几项商业碳氢化合物发现之一的开发计划获得批准后，开采期通常持续20年。如果合同持有人未能遵守合同的某些实质性条款，例如未能按照合同进行已承诺的勘探作业，MeM可以选择终止此类合同。

根据参与合同运营时，承包商是运营期间从合同区开采的碳氢化合物的所有者，每份合同中商定的MeM拥有的产量份额除外。

环境合规

我们的活动受我们开展业务的国家/地区有关环境合规质量、废物和污染控制的法律法规的约束。我们在勘探、钻探、生产设施方面的活动，包括管道、工厂和其他运输、加工、处理或储存石油和其他产品的设施的运营和建造，都受到哥伦比亚和厄瓜多尔地区和联邦当局严格的环境监管。此类规章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，包括设施建设的运输、储存和处置许可、回收要求和回收标准，以及对某些动植物物种以及文化资源和土著人民居住地区的保护等。风险是石油和天然气勘探、开发和生产业务所固有的。这些风险包括井喷、火灾或泄漏。可能会产生与环境合规问题有关的巨额成本和责任。我们的勘探和生产活动所需的许可证和许可证可能无法在合理的条件下或及时获得，这可能会导致延误并对我们的业务产生不利影响。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。纠正此类状况的成本可能很高，补救义务可能会对我们的财务状况、经营业绩和前景产生不利影响。此外，违反环境法律法规可能导致行政、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业务。此外，土著团体或其他地方组织可能会反对我们在其社区的业务，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法规的解释和执行，从而可能增加许可和合规成本。我们预计，遵守地区和联邦条款的费用对我们来说不会是实质性的，这些条款已经颁布了规范向环境排放物质的规定，或与保护环境或自然资源有关的其他规定。

我们已经在全公司范围内实施了基于网络的报告系统，这使我们能够跟踪事件以及相应的纠正措施和相关成本。我们有企业健康、安全和环境管理政策与计划以及企业环境管理计划（“EMP”）。EMP以世界银行/国际金融公司的环境绩效标准为基础，反映了最佳行业实践。我们的环境管理体系已通过ISO 14001:2015 认证，表明我们遵守了国际公认的行业最佳实践、环境风险管理计划和严格的废物管理程序。定期进行空气、土壤和水质测试，并已为所有场地和石油运输制定了环境应急计划。我们有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。我们制定了内部和外部审计的时间表，对做法和程序进行了例行检查，并进行了应急响应演习。

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319年）：96名在卡尔加里公司办公室，235名在哥伦比亚（163名员工在波哥大，72名现场人员），5名在厄瓜多尔（基多）。我们的员工都没有工会代表，我们认为我们的员工关系良好。

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。作为我们健康与安全管理系统的一部分，我们会识别与工作场所相关的潜在风险，并制定措施来减轻可能的危害。我们为员工提供一般安全培训支持，并为所有运营部门的工作人员实施特定计划，例如设备和机械安全、化学品管理和电气安全。

工作场所惯例和政策

Gran Tierra Energy是一家机会均等的雇主，致力于实现平等并寻找当地员工、承包商和供应商。我们有一项提高性别和多元化代表性的计划，包括防止承包商在甄选和招聘中存在性别歧视的指导方针、在整个供应链中促进女性招聘的激励措施、提高女性员工和候选人竞争力的培训，以及保障公平的工作条件，包括时间表和工资。

我们致力于通过提供指导和指导计划，使员工和承包商能够在职位范围内成长以取得进步。我们的 Te Enseía（与 Gran Tierra 一起学习）计划就是一个例子。它包括跨多个部门的独立培训课程，参与者可以在这些课程中提高内部知识并进一步发展技能。我们还提供由员工主导的虚拟培训课程，以促进个人成长并为向同行学习创造空间。这些计划促进了员工与承包商之间的部门间联系，从而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措施，使员工能够分享公司的成功。

参与度

我们相信，团队成员、经理和高级管理层之间开放、诚实和透明的沟通可以促进公司的参与，并使我们对业务大局有深刻的理解。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。我们进行季度审查，向我们的团队通报公司的业绩和未来目标。我们认为，这些关键战略已经促成了整个组织的战略协调。

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10-k表年度报告、10-Q表季度报告、8k表最新报告，以及在以电子方式向美国证券交易委员会提交或提供此类材料后，在合理可行的情况下尽快对这些报告进行的所有修订。我们的《商业行为与道德准则》、《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》也发布在我们网站的治理部分。我们的网站地址仅供参考。我们网站上的信息未纳入本年度报告或以其他方式构成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发布信息的手段，以遵守公平披露法规。

此外，美国证券交易委员会还维护一个网站（www.sec.gov），其中包含有关以电子方式向美国证券交易委员会提交的发行人的报告、委托书和信息声明以及其他信息，包括我们。

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，这可能会导致生产暂时暂停并降低我们的价值

 

我们几乎所有的收入都来自石油的销售。当前和远期合约油价基于世界需求、供应、天气、管道容量限制、库存储存水平、地缘政治动荡、世界卫生事件和其他因素，所有这些都是我们无法控制的。从历史上看，石油市场一直波动不定，预计将保持不变。此外，我们获得的石油销售价格虽然以国际石油价格为基础，但由与购买者的合同确定，包括运输和质量差异的扣除额。差异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。

未来石油价格的下跌、持续的低油价、长期的定价波动以及借贷成本的增加可能会对我们的财务状况、我们未来的经营业绩（包括使现有项目无利可图或需要暂时暂停油田）、可供我们提供的融资、在经济基础上可回收的储备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的不利影响，包括持续的 COVID-19 疫情

COVID-19 的爆发持续了整个 2022 年。全球经济环境继续动荡不定，使会计估算更加繁重。尽管2022年油价有所改善，但这种动荡的经济环境已经并可能对我们公司产生重大不利影响。COVID-19 疫情对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响的程度将取决于未来的发展，其中许多是我们无法控制的。例如持续的严重程度，包括任何持续的地理复苏；新的发展

COVID-19 病毒的变种和毒株；遏制或治疗该病毒的行动的成功，以及政府当局和其他第三方为应对疫情而采取的行动。在某种程度上，COVID-19 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，也可能加剧本文所述的其他风险。

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预期

 

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。我们使用各种假设来估算储量，包括对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性的假设。其中一些假设本质上是主观的，储备金估算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。钻探的油井可能无法达到预期的结果。我们无法控制的经济因素，例如世界石油价格、利率、通货膨胀和汇率，也将影响我们储备的数量和价值。

估算石油和天然气储量的过程很复杂，需要我们在评估每个物业的可用地质、地球物理、工程和经济数据时使用重要的决策和假设。因此，我们的储量估计本质上是不精确的。所有类别的储量都会根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变动和其他因素不断进行修订。在估算可从特定储层开采的石油量时，可能的储量是指那些不太确定可以开采的额外储量，但加上探明储量，可能的储量与未开采的储量一样大。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。就其本质而言，对可能和可能储量的估计比对探明储量的估计更具推测性，并且存在更大的不确定性，因此，回收这些储量的可能性面临的风险要大得多。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、运营费用以及可开采石油和天然气储量可能与我们的估计有很大差异。此类变化可能会严重减少我们的收入，并导致我们的石油和天然气权益减值。

除非我们能够更换储量和产量，并在经济上可行的基础上开发和管理石油和天然气储量和生产，否则我们的财务状况和经营业绩将受到不利影响

我们未来的成功取决于我们寻找、开发和收购更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。生产石油和天然气储层的特点通常是产量下降，这种下降因储层特征和其他因素而异。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及因此我们的现金流和经营业绩，在很大程度上取决于我们在有效开发和开采当前储量以及经济地寻找或获得额外的可开采储量方面的成功。如果我们无法弥补因生产而耗尽的储备，我们的证券价值和筹集资金的能力将受到不利影响。我们可能无法开发、开发、寻找或获取足够的额外储量来取代我们当前和未来的生产。

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）和监管合规成本（包括税收）将严重影响我们从生产的石油和天然气中获得的净收入。这些成本会受到我们运营区域的波动和变化的影响，我们可能无法预测或控制这些成本。如果这些成本超出我们的预期，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响。

我们未来的储量将不仅取决于我们开发和有效管理当时存在的房产的能力，还取决于我们识别和收购更多合适的生产地产或前景的能力，确定和留住负责任的服务提供商和承包商的能力，以有效钻探和完井的能力，为我们开发的石油和天然气寻找市场以及将我们的产品有效地分配到我们的市场的能力。

石油和天然气的勘探以及新地层的开发是有风险的

石油和天然气勘探涉及高度的运营和财务风险。在勘探、评估和开发的早期阶段，这些风险更为严重。由于在未知地层中钻探和遇到各种钻探条件的固有不确定性和成本，例如意外的地层或压力、水库过早衰退、水侵入生产地层、钻井中工具丢失以及钻探计划和地点因先前的勘探井或其他地震数据及其解释而发生的变化，因此很难预测勘探性钻探计划的结果和成本。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

仅来自干井，而是来自生产率高但净收入不足以在扣除钻探、运营和其他成本后获得利润的油井。

石油和天然气的勘探、开发和生产作业通常会面临与此类作业相关的风险和危害，包括但不限于火灾、爆炸、井喷、火山口、酸气释放、泄漏和其他环境危害。此类风险和危害可能对石油和天然气井、生产设施、其他财产或环境造成重大损害，并对我们的员工、承包商或公众造成人身伤害。

任何此类风险的发生所造成的损失都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。

尽管我们维持良好的控制和责任保险，但我们认为金额谨慎且符合行业惯例，但与某些风险相关的负债可能会超过保单限额或不在承保范围内。无论哪种情况，我们都可能承担巨额成本。

我们的业务受当地法律、社会、安全、政治和经济因素的约束，这些因素超出了我们的控制范围，这些因素可能会损害或延迟我们扩大业务或盈利运营的能力

我们所有的探明储量和产量目前都位于哥伦比亚和厄瓜多尔；但是，我们最终可能会扩展到其他国家。勘探和生产活动受到法律、社会、安全、政治和经济不确定性的影响，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的罢工、对私人合同权利的干预、货币汇率的极端波动、高通货膨胀率、外汇管制、税率变化、影响环境问题（包括土地使用和用水）的法律或政策的变化、工作场所安全、外国投资、对外贸易、投资或税收，以及对石油和天然气行业施加的限制，例如生产限制、价格控制和出口管制。当此类中断发生时，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、游击和毒品贩运有关的社会、经济和安全动荡。未来选举进程导致的政治变化可能导致新政府或通过新的政策、法律或法规，这些政策、法律或法规可能对外国投资采取更加敌对的态度，包括但不限于：像2022年那样征收额外税收；国有化；能源或环境政策或管理人员的变化；石油和天然气定价政策的变化；以及特许权使用费的变化或增加。在极端情况下，这种变化可能导致合同权利终止和外资资产被没收，或重新谈判或取消现有特许权和合同。厄瓜多尔或哥伦比亚石油和天然气或投资法规和政策的任何变化或政治态度的转变都超出了我们的控制范围，可能会严重阻碍我们扩大业务或以盈利的方式经营业务的能力。哥伦比亚与美国和加拿大签订了投资保护条约，并且有合同神圣的历史。

厄瓜多尔的石油生产最近受到该国两条主要输油管道（“Sistema de Oleoductos Trans Equadoriano”（“SOTE”）和Oleoducto de Crudos Pesados（“OCP”）管道）因科卡河沿岸地区严重水土流失造成的物理破坏而发生的中断的影响。尽管这些管道现已改道并恢复使用，但我们通过这些系统将石油运往市场的能力仍然存在一些风险，因为未来的不可预见的自然事件可能会再次导致OCP和SOTE管道中断。此类事件可能包括但不限于地震、火山爆发和其他严重的水土流失。GTE通过维护其设施的剩余存储容量（按设计通常为3天）以及选择将石油运送到销售点来降低这种风险。

我们容易受到与地域集中运营相关的风险的影响

我们的绝大部分产品来自哥伦比亚的四个油田。在截至2022年12月31日的年度中，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田共产生了我们产量的89％，截至2022年12月31日，这四个油田占我们探明储量的80％。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到区域供需因素等因素的影响，包括我们向一小部分潜在买家出售或销售石油的最大利润能力受到限制、政府监管、社区抗议、游击活动、加工或运输能力限制导致这些地区的油井生产延误或中断、政府继续批准在这些地区进行勘探和钻探、恶劣天气事件还有钻机及相关设备、设施、人员或服务的可用性。由于我们的房地产投资组合的集中性，我们的许多房产可能会同时遇到任何相同的条件，导致

与其他拥有更多元化房地产投资组合的公司相比，对我们经营业绩的影响相对更大。

我们依靠当地基础设施和可用的运输工具来储存和运输我们的产品。这种基础设施，包括储存和运输设施，不如北美发达，在我们运营的地区，以商业上可接受的条件可能不足以满足我们的需求。此外，我们在偏远地区开展业务，可能依赖直升机、船只或其他运输方式。其中一些运输方式可能会增加风险水平，包括发生涉及严重伤害或生命损失的事故的风险，并可能导致运营延误，这可能会影响我们增加储备基础或生产石油的能力，并可能对我们的声誉或现金流产生重大影响。此外，其中一些设备是专业设备，可能难以在我们的行动区获得，这可能会阻碍或延迟行动，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。

我们运营领域的社会混乱或社区纠纷可能会延迟生产并导致收入损失

为了获得当地民众和政府的支持和信任，我们必须表现出提供当地就业、培训和商业机会的承诺；高水平的环境绩效；公开透明的沟通；以及讨论和解决社区问题的意愿，包括经过精心挑选、成本不过高并能为社区和地区带来持久的社会和经济效益的社区发展投资。对这些关系的管理不当可能会导致运营延迟或暂停、许可证丢失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。我们无法确保将来不会出现此类问题或中断，也无法预测其潜在影响，其中可能包括生产延迟或损失、备用电费、设备滞留或设施损坏。如果这些作物种植在通往我们业务所需的道路附近，我们也无法确保我们不会遭到犯罪集团或非法作物种植者为应对哥伦比亚政府根除此类作物而设置的抗议或封锁。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，但此类社区可能会通过保护令状向哥伦比亚法院起诉我们，要求加强协商，这可能会导致成本增加、运营延误和其他影响。此外，哥伦比亚的几个地区就采掘业进行了全民磋商和基本全民投票。公投是由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国家政府授予的矿产权的行使。2022年，哥伦比亚政府已开始与其他非法武装团体进行对话，以寻求执行旨在解散此类组织的新和平进程和协议。

哥伦比亚或厄瓜多尔的安全问题可能会干扰我们的运营

石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，但仍有针对管道和其他基础设施的暴力行为的例子，这些暴力行为归因于前哥伦比亚革命武装力量持不同政见团体和其他非法团体。目前尚不清楚暴力是否或将在多大程度上持续下去，以及暴力是否和在多大程度上会影响我们的行动。尽管批准了《和平协议》，而且正在努力执行此类协议，哥伦比亚政府进一步根除非法作物，而且哥伦比亚政府继续努力减少或防止持不同政见游击队和农民的活动，但这些努力可能不会成功，此类活动将来可能会继续扰乱我们的业务或导致我们更高的安全成本，并可能对我们的财务状况、经营业绩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，这导致了全国各地的非法道路封锁，私有财产遭到非法入侵，影响了公司活动所在的地区。尽管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，导致生产暂时关闭或对公司资产产生负面影响。

哥伦比亚和厄瓜多尔也有安全问题的历史。我们确保人员和有形资产安全的努力可能不会取得成功，也无法保证我们能够维护我们的外勤人员或承包商的外勤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业务的安全，也无法保证这种暴力不会对我们未来的业务产生不利影响并造成重大损失。如果这些安全问题干扰我们的运营，我们的财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。

我们所有的收入都来自加拿大和美国以外，如果我们决定或被要求汇回来自外国司法管辖区的收入，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方。除非资金汇回本国，否则海外业务产生的现金通常无法为国内或总部业务提供资金。目前，除了支付总部费用外，我们不打算汇回更多资金，但如果我们这样做了，我们可能必须在某些司法管辖区为累计收益的分配累计和缴纳预扣税。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中未确认的递延所得税负债金额是不切实际的。

某些收购可能会对我们的财务业绩产生不利影响

我们可能会不时将战略收购作为我们业务战略的一部分。无法保证我们能够找到合适的收购候选人，也无法保证能够以优惠的条件完成收购。我们还可能会发现与任何未事先确定的收购相关的负债或缺陷，这可能会导致意想不到的成本。此外，与我们的收购相关的整合工作可能需要大量的资本和运营支出。

我们打算使用现金、股票、票据、债务、负债假设或上述任何组合来支付未来的收购费用。如果我们在内部没有足够的现金来提供为增长战略和未来运营提供资金所需的资本，我们将需要额外的债务或股权融资。这笔额外融资可能不可用，或者，如果可用，可能不符合我们可接受的条款。此外，资本市场和股票价格的高波动性可能使我们难以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无法完全或根本无法实现，或者可能需要比我们预期更长的时间才能实现。如果我们无法在合理的时间内实现收购的预期收益，我们的业务、财务状况和经营业绩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，并可能导致信息盗窃、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来解释地震数据、管理钻机、进行储层建模和储量估算，以及处理和记录财务和运营数据。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来存储、传输、处理和记录敏感信息（包括商业秘密、员工信息以及财务和运营数据），与员工和业务合作伙伴通信，分析地震和钻探信息，估算石油和天然气储量以及与我们的业务相关的许多其他活动。在日益困难的物理环境中勘探和开发石油和天然气所需的技术的复杂性，以及全球对石油和天然气资源的竞争，使某些信息对盗贼具有吸引力。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，以及我们扩展和持续更新该基础设施以应对不断变化的需求的能力，因此，保持设施和基础设施的安全对我们的业务至关重要。尽管我们已经实施了减轻此类事件影响的战略，但我们无法保证为防御网络安全威胁而采取的措施足以实现这一目的。信息技术职能在发生安全漏洞或火灾或洪水等灾难时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，而且存在一种风险，即如果此类事件确实发生，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会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，如果其中任何事件发生，都可能导致敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

我们的员工一直是并将继续成为各方的目标，他们使用欺诈性的 “欺骗” 和 “网络钓鱼” 电子邮件盗用信息或通过 “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。这些电子邮件看似合法的电子邮件，但会将收件人引导至由电子邮件发件人运营的虚假网站，或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来减少 “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，可能会损害我们的信息技术基础设施。

与我们的财务状况相关的风险

我们的业务需要大量的资本支出，我们可能没有为这些支出提供资金所需的资源

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。从运营现金流中为该计划提供资金，部分取决于布伦特原油价格至少为每桶60美元或以上。在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、手头现金和信贷额度下的可用能力不足以为我们的资本计划提供资金，我们可能需要寻求外部融资或推迟或减少我们的勘探和开发活动，这可能会影响生产、收入和储备。

如果我们需要额外的资本，我们可以通过各种融资交易或安排寻求资本来源，包括项目合资、债务融资、股权融资或其他方式。我们可能无法以优惠条件或根本无法获得资本。如果我们成功筹集了额外资金，那么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，要求签订限制我们业务活动的契约，并且可能优先于股东的利益。在进行未来的资本融资时，我们可能会承担大量成本，包括投资银行费用、律师费和其他费用。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支出，例如可转换证券和认股权证，这将对我们的财务业绩产生不利影响。

 

我们获得所需融资的能力可能会受到诸多因素的削弱，例如资本市场疲软（包括石油和天然气行业）、我们的石油和天然气资产的位置，包括在哥伦比亚和厄瓜多尔、大宗商品市场石油和天然气价格低迷或下跌以及关键管理层的流失。此外，如果大宗商品市场的石油或天然气价格下跌，那么我们的收入可能会减少，而收入的下降可能会增加我们对资本的需求。管理我们勘探活动的某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。如果我们能够从融资活动中筹集的资本金额以及运营现金流不足以满足我们的资本需求（即使我们减少了活动），我们可能需要削减业务。

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，并迫使贷款机构停止或限制对从事化石燃料储备开采的公司的融资，包括纽约州和纽约州几家著名的公共雇员养老基金最近采取的撤资行动。此类旨在应对气候变化的环境举措最终可能会干扰我们获得资本的机会和为我们的运营提供资金的能力。

未能实现目标或利益相关者对环境、社会和治理（“ESG”）实践和报告的期望不断变化，可能会损害我们的声誉并影响员工留存率、客户关系和资金获取渠道。例如，某些市场参与者使用第三方基准或分数来衡量公司在做出投资决策时的ESG做法，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。

贷款人可能会减少信贷额度下的借款基础，这可能会使我们无法满足未来的资本需求

目前，我们的信贷额度下的借款基础为1.5亿美元，其中1.00亿美元目前有资格借款，经公司和贷款人双方同意，可以选择再增加5,000万美元。由于石油或天然气价格下跌、经营困难、储备减少、贷款要求或监管、贷款人愿意向石油和天然气行业贷款、发行新债务或任何其他原因，我们的借贷基础可能会减少。我们无法确定在需要时是否能以可接受的条件提供资金，也无法确定在所需的范围内。如果我们的借贷基础减少，我们可能需要偿还超过重新确定的借款基础的任何债务，这将耗尽运营现金流或需要额外的融资。

此外，我们向我们提供的借款基础必须遵守信贷额度条款下的财务契约，包括遵守此类融资机制的比率和其他财务契约，不遵守此类比率或契约可能会迫使我们偿还部分借款并遭受不利的财务影响。我们必须将全球覆盖率维持在至少150％，该比率是使用合并未来现金流的净现值计算得出的

信贷额度的未偿还金额、至少150％的预付人寿保险比率计算得出，计算方法是将交付的大宗商品的估计总价值超过信贷额度的未偿还金额，以及流动性比率，其中公司的预计现金来源超过预计的现金使用量至少1.15倍。

截至2022年12月31日，信贷额度仍未支付。

2023年2月20日，信贷额度下的提款可用期又延长了六个月。

我们的信贷额度将于2024年8月到期。按经济利率计算，我们可能无法获得资本融资

我们的信贷额度将于2024年8月到期。无法保证重新谈判我们的信贷额度时的金融市场状况或借贷条款会与当前的条款和利率一样有利。我们将来可能无法获得用于营运资金、资本支出、收购、还本付息要求或其他目的的融资。

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产量。我们产生的许多运营和其他费用，包括哥伦比亚的流动和递延税资产和负债，均以哥伦比亚比索计价。我们在加拿大的大部分管理费用都是以加元产生的。因此，当当地货币财务报表转换为我们的报告货币美元时，我们面临折算风险。当地货币升值会增加我们的成本，并对我们的经营业绩产生负面影响。由于我们的合并财务报表以美元列报，因此我们必须按每个报告期内或结束时的有效汇率将收入、支出和收入以及资产和负债折算成美元。在结算以外币计价的应付账款和应收账款时，我们还面临交易风险。

法律和监管风险

我们依赖于从各政府机构获得和维持许可证和执照

我们的石油和天然气勘探和生产业务受复杂而严格的法律和法规的约束。为了按照这些法律法规开展业务，我们必须获得并维持大量的许可证、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、维持或续订此类执照和许可证。我们也可能被吊销执照和许可证，或者可能无法续订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证可能会对我们开发和勘探房产的能力产生重大不利影响，而在艰苦条件下获得钻探许可证可能会增加我们的合规成本。失去现有钻探、注水或其他生产所需活动的许可证可能会导致我们的产量和收入下降或油井结构受损。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，其实施方式是我们目前无法预料的，或者需要更长的时间才能获得。无法保证哥伦比亚和厄瓜多尔未来的政治状况不会导致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，这可能会对我们对现有和未来财产进行勘探和开发活动的能力以及为进一步开展此类活动筹集资金的能力产生负面影响。

由于我们不是我们目前参与的所有合资企业的运营商，因此我们可以依靠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，并可能被追究民事或刑事责任或罚款。吊销或暂停我们的环境和运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，矿业和能源部委托ANH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，除非政府做出不同的决定，否则不会对勘探区块进行新一轮的竞标。此外，政府在2023年发布了一项新法令，取消了ANH为公司提供的区块进行轮次竞标的义务。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。

环境监管和风险可能会对我们的业务产生不利影响

 

环境监管非常严格，合规的成本和费用正在增加。石油和天然气业务的各个阶段都存在环境风险和危害，并受一系列国际公约以及国家和地区法律法规的环境监管。除其他外，环境立法规定限制和禁止在石油和天然气业务中使用或生产的各种物质的泄漏、释放或排放。该立法还要求对油井和设施场地进行运营、维护、废弃和开垦，以使相关监管机构满意。遵守此类立法可能需要大量开支。不遵守这些法律法规可能会导致业务暂停或终止，并对我们处以行政、民事和刑事罚款和处罚。我们的业务可能会因非法向空气、土壤或水中排放石油、天然气或其他污染物或某些其他环境影响而给政府或第三方带来重大环境责任的风险。环境法律和法规，包括目前生效的和预计将在未来提出的法律和法规，其影响尚不确定。我们无法预测未来的环境法将如何解释、实施或执行，但是更严格的法律或法规或更严格的执法政策将来可能需要我们在安装和运营合规系统方面投入大量资金；因此，目前无法预测这些要求对我们公司的性质和影响，无论它们可能对我们的业务产生重大不利影响。

鉴于我们业务的性质，由于运营故障、事故、破坏、管道故障或卡车运输石油导致的石油被篡改或泄漏，钻探或作业现场存在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，例如损害赔偿、诉讼费用、清理费用或罚款，其中一些可能是重大的，我们的保险范围可能不足或不可用。

根据反贿赂法，我们可能会承担责任，而发现我们违反了这些法律可能会对我们的业务产生重大不利影响

我们受美国、加拿大、厄瓜多尔和哥伦比亚的反贿赂法的约束，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。我们可能会直接或间接地面临官员、部落或叛乱组织、国际组织或私人实体的腐败要求。因此，我们面临着我们或我们的子公司或关联公司的员工、承包商、代理和合作伙伴未经授权的付款或要约付款的风险，因为这些方并不总是受我们的控制或指导。我们的政策是禁止这些行为。但是，我们现有的保障措施以及未来对这些措施的任何改进都可能不起作用或可能无法得到遵守，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，我们可能对此负责。违反任何这些法律的行为，即使是我们的政策所禁止，也可能导致刑事或民事制裁或其他处罚（包括利润损失）以及声誉损失，并可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。

如果美国将来对哥伦比亚或厄瓜多尔实施制裁，我们的业务可能会受到不利影响

哥伦比亚是有资格从美国获得外国援助的几个国家之一，这取决于其在遏制非法毒品生产和转运方面的进展，而非法毒品的生产和转运需要接受美国总统的年度审查。尽管哥伦比亚目前有资格获得此类援助，但哥伦比亚将来可能没有资格。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，这可能导致对哥伦比亚实施经济和贸易制裁，这可能对哥伦比亚造成不利的经济后果，包括可能威胁到我们获得开发哥伦比亚财产所需资金的能力，并可能进一步加剧与我们在哥伦比亚的业务相关的政治和经济风险。

与排放和任何气候变化的影响相关的法规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、我们的财务状况和经营业绩

世界各国政府越来越注重监管温室气体（“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出台，可能会发生变化。例如，在国际层面，2015年12月，包括哥伦比亚在内的近200个国家在法国巴黎商定了一项国际气候变化协议（“巴黎协定”），该协议要求各国设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。尽管目前无法预测这项立法或为解决温室气体排放而可能通过的任何新法规将如何影响我们的业务，但任何限制温室气体排放的未来法律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并未导致材料合规成本；但是，影响气候和气候相关事项的排放、碳和其他法规在不断变化。它是

目前无法预测拟议的立法或法规是否会获得通过，任何此类未来的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对我们的气候变化监管要求相关的大量成本，则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。对温室气体排放的严格限制可能导致对我们生产的石油的需求减少，从而降低我们的储量价值。此外，近年来一直在努力影响投资界在投资公司时考虑气候变化。在某种程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为金融风险；这可能会对我们的资本成本或获得资本的机会产生负面影响。对气候变化风险的关注日益增加，导致公共和私营实体就石油和天然气公司的温室气体排放对它们提起诉讼的可能性增加。如果我们成为任何此类诉讼的目标，我们可能会承担责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的范围内，不考虑公司对所称损害的因果关系或对所称损害的贡献，或其他缓解因素，都可能强加责任。最后，尽管我们努力运营业务以适应预期的气候条件，但如果地球气候发生重大变化，例如我们所服务的市场或资产所在地区的天气状况更加恶劣或频繁，我们可能会承担更多的开支，我们的运营可能会受到重大影响，对我们产品的需求可能会下降。

与普通股所有权相关的风险

我们的普通股在美国纽约证券交易所、多伦多证券交易所（“TSX”）和伦敦证券交易所（“LSE”）上市，寻求利用这些市场之间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美国证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所上市。尽管普通股是在此类市场上交易的，但无论其他市场的价格或交易量如何，任何市场的价格和交易量都可能大幅波动。投资者可以通过一种称为套利的做法寻求出售或购买普通股，以利用纽约证券交易所美国证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所之间的任何价格差异。任何套利活动都可能使这些交易所的普通股价格或任何这些市场上可供交易的普通股数量出现意想不到的波动。此外，如果未向我们的过户代理人或注册机构执行必要程序，这些司法管辖区的股东将无法转让此类普通股在其他市场上交易。这可能会导致时间延迟，并给普通股股东带来额外成本。

如果我们无法满足纽约证券交易所美国证券交易所的持续上市要求，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上市，我们的股票的持续上市取决于我们遵守多项上市标准。如果我们未能保持对这些持续上市标准的遵守，包括如果我们的普通股价格在很长一段时间内保持在目前的低点，并且我们未能在纽约证券交易所发出通知后进行反向股票拆分，我们的普通股可能会被退市。除其他外，我们的股票退市可能会降低股票的流动性，限制我们发行更多证券、获得额外融资或进行战略交易的能力，从而对我们产生负面影响。

项目 1B。未解决的员工评论

没有。

第 3 项。法律诉讼

 

我们有几起诉讼和索赔待决。无法肯定地预测诉讼和争议的结果；我们认为这些问题的解决不会对公司的合并财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。当成本发生或变得可能和可确定时，我们会记录成本。

第 4 项。矿山安全披露

不适用。

有关我们执行官的信息

以下是截至2023年2月16日的有关我们执行官的信息。

•加里·吉德里，总裁兼首席执行官兼董事。吉德里先生自2015年5月7日起担任Gran Tierra的首席执行官兼总裁。2011年7月至2014年7月，吉德里先生担任卡拉卡尔能源公司的总裁兼首席执行官。吉德里先生还于2009年10月至2011年7月担任猎户座石油天然气公司的总裁兼首席执行官，2005年5月至2009年1月担任坦噶尼喀石油公司的总裁兼首席执行官，并于2003年10月至2005年2月担任卡尔平天然气信托基金的总裁兼首席执行官。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各个方面。吉德里先生目前是非洲石油公司的董事会成员（自2008年4月起），他还担任该公司的审计委员会和PetroTal公司董事会成员（自2017年12月起）。2010 年 9 月至 2011 年 10 月，吉德里先生在 Zodiac Exploration Corp. 的董事会任职，从 2009 年 10 月到 2014 年 3 月，他在环球能源公司的董事会任职；2007 年 2 月至 2018 年 5 月，他在沙马兰石油公司董事会任职。在担任这些职位之前，吉德里先生曾担任高级副总裁，随后担任艾伯塔国际能源公司总裁，以及加拿大西方石油公司尼日利亚业务总裁兼总经理。Guidry先生曾领导也门、叙利亚和埃及的勘探和生产业务，并曾在美国、哥伦比亚、厄瓜多尔、委内瑞拉、阿根廷和阿曼的全球石油和天然气公司工作。Guidry 先生是艾伯塔省注册的专业工程师（P.Eng.），拥有德克萨斯农工大学石油工程学士学位。

•瑞安·埃尔森，首席财务官兼财务执行副总裁。埃尔森先生自2015年5月起担任Gran Tierra的首席财务官。埃尔森先生在广泛的国际企业财务和会计职位上拥有超过23年的经验。埃尔森先生目前是加那利生物燃料公司的董事，并在2022年9月之前一直担任Petrotal Corp. 的董事（自2017年12月起）。从2014年7月到2014年12月，埃尔森先生担任嘉能可勘探与生产（加拿大）公司的财务主管，在此之前，他曾在伦敦证券交易所（“伦敦证券交易所”）上市公司卡拉卡尔能源公司（“卡拉卡尔”）担任财务副总裁，于2011年8月至2014年7月在非洲乍得开展业务。嘉能可勘探与生产（加拿大）于2014年7月收购了卡拉卡尔。在加入卡拉卡尔之前，埃尔森先生在2010年4月至2011年8月期间担任海龙能源的财务副总裁。在这些职位上，埃尔森先生监督财务和会计职能，实施和监督内部财务控制，有担保的储备金贷款机制，并参与了多次融资。埃尔森先生曾在乍得、埃及、印度和加拿大运营的公司担任管理和行政职务。埃尔森先生是一名特许专业会计师，拥有萨斯喀彻温大学的商学学士学位和专业会计硕士学位。埃尔森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，企业服务副总裁。埃文斯先生自2015年5月起担任Gran Tierra的企业服务副总裁。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工作。最近，埃文斯先生于2014年7月至2014年12月担任嘉能可勘探与生产（加拿大）公司的合规与企业服务主管，在此之前，他于2011年7月至2014年6月在卡拉卡尔能源公司担任合规与企业服务副总裁，负责监督公司战略和目标的执行，制定和实施了强有力的企业合规计划，并管理了IT、文件控制、安全和管理的各个方面。埃文斯先生还管理卡尔加里和乍得的员工招聘、培训和留用工作。他监督了卡拉卡尔能源从七名员工增长到出售给嘉能可时的400多名员工。在加入卡拉卡尔之前，埃文斯先生曾在猎户座石油天然气公司和坦噶尼喀石油公司担任高级管理层和行政职务，并在埃及、叙利亚和加拿大拥有运营经验。Evans 先生拥有卡尔加里大学的商学学士学位。

•罗杰·特林布尔，投资者关系副总裁。Trimble先生自2016年6月起担任Gran Tierra的投资者关系副总裁。他是一名专业工程师，在国内和国际盆地担任过各种管理职位，拥有超过38年的经验。在加入Gran Tierra之前，Trimble先生曾在嘉能可E＆P（加拿大）公司担任企业规划、预算和财务主管，在此之前担任企业规划、预算和业务发展总监

与卡拉卡尔能源公司（被嘉能可勘探和普收购）合作。他曾担任过多个高级管理职位，包括加拿大亨特勘探公司的阿根廷区域经理、Esprit Energy Trust的开发副总裁、Apache Canada Inc.的储层工程经理和赫斯基能源前沿与国际上游评估经理。Trimble 先生是艾伯塔省注册的专业工程师，也是 APEGA 的成员。他以优异成绩获得了斯坦福大学的石油工程理学学士学位。

•劳伦斯·韦斯特，勘探副总裁。韦斯特先生自2015年5月起担任格兰地岛勘探副总裁。韦斯特先生拥有超过44年的行政人员、勘探家和地质学家经验。最近，韦斯特先生在2011年7月至2014年6月期间担任卡拉卡尔能源公司的勘探副总裁。韦斯特先生组建了一个多学科小组，负责评估乍得内陆裂谷盆地的资源和种植储量，并领导了一项成功的勘探计划。在任职期间，他按时按预算成功地在偏远的边境盆地进行了两次大型二维/三维地震拍摄。在加入卡拉卡尔之前，他曾参与创办和发展多家上市和私营公司，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，在那里他加入了与康韦斯特合并的团队。他建造并带领AEC东部团队前往美国洛基山盆地。他的职业生涯始于帝国石油公司（Imperial Oil），在多学科团队中从事勘探和储层特征工作，并担任勘探团队的技术指导。Lawrence 拥有麦克马斯特大学地质学荣誉理学士学位和卡尔加里大学经济学专业工商管理硕士学位。

第二部分

第 5 项。注册人普通股市场、相关股东事务和发行人购买股权证券

我们的普通股在纽约证券交易所美国证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所上市，股票代码为 “GTE”。

截至2023年2月16日，大约有32名普通股的登记持有人和346,151,157股已发行股票，面值为0.001美元。

股息政策

我们从未申报或支付过普通股股息，我们打算保留未来的收益（如果有）以支持业务发展，因此预计在可预见的将来不会支付现金分红。未来股息（如果有）的支付将由董事会在考虑各种因素后自行决定，包括当前的财务状况、汇回现金的税收影响、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

(1) 包括向经纪人支付的回购普通股的佣金。

(2) 2022年8月29日，我们通过加拿大多伦多证券交易所和符合条件的另类交易平台的设施实施了一项股票回购计划（“2022年计划”），该计划自2022年9月1日起至2023年8月31日结束。截至2022年8月22日，我们将能够按现行市场价格购买最多36,033,969股普通股以供取消，约占我们已发行和流通普通股的10％。

性能图

本年度报告中 “业绩图表” 标题下的10-k表信息是根据《证券法》第S-k条第201（e）项 “提供” 的，不应被视为 “征集材料” 或 “向美国证券交易委员会提交”，也不得受第14A或14C条的约束，除非S-k法规第201（e）项的规定或《交易法》第18条的责任，并且应该除非我们特别指定，否则不得被视为已通过引用纳入根据《证券法》或《交易法》提交的任何文件以引用方式将其纳入此类申报中。

以下业绩图表显示了自2017年12月31日起至2022年12月31日（即我们的2022财年末）这段时间内，我们股票的累计股东总回报率。这是与标普500指数总回报指数和标普O＆G勘探与生产精选指数总回报率同期的累计总回报率进行了比较。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。图表中显示的表现代表过去的表现，不应被视为未来表现的指标。

第 7 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

 

本报告，特别是本管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析，包含《证券法》第27A条和《交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。请参阅本10-k表年度报告开头关于前瞻性陈述识别和风险的警示性措辞，以及第一部分第1A项。本10-k表年度报告中的 “风险因素”。

 

以下关于我们财务状况和经营业绩的讨论应与本10-k表年度报告第二部分第8项中规定的 “财务报表和补充数据” 一起阅读。本管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析通常讨论与截至2022年12月31日的财年相关的项目，以及截至2022年12月31日的财政年度和2021年12月31日的财年之间的逐年比较。讨论与截至2021年12月31日的财政年度相关的项目以及两者的同比比较

本10-k表年度报告中未包含的分别截至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日财年的10-k表年度报告第二部分第7项的 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析” 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，我们在哥伦比亚的房产占我们探明储量NAR的96％。在截至2022年12月31日的年度中，我们100％的收入来自哥伦比亚（2021年至100％，2020年为100％）。我们的总部位于加拿大艾伯塔省卡尔加里。

截至2022年12月31日，我们估计探明储量为65.5百万桶当量，比上年下降2％，其中62％为已探明已开发储量，100％为石油。

财务和运营要点

主要亮点

•2022年的净收益为1.39亿美元，基本和摊薄后每股收益为0.38美元，而2021年的净收益为4,250万美元，基本和摊薄后每股收益为0.12美元

•2022年所得税前收入为2.449亿美元，而2021年为2310万美元

•2022年调整后的息税折旧摊销前利润（2）为4.896亿美元，而2021年为2.415亿美元

•我们2022年的总平均产量NAR为23,815桶/日，较2021年的21,588桶/日有所增加，这要归因于Acordionero和Costayaco油田的成功钻探和修井活动，与2021年相比，封锁造成的干扰较少，以及厄瓜多尔成功的勘探产量

•我们2022年的石油总销售量NAR增长了10％，达到23,696桶/日，而2021年为21,598桶/日

•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，这主要是由于布伦特原油价格上涨了40％，销量增长了10％，但被质量和运输折扣的55％提高所部分抵消

•2022年每桶石油销售额为82.25美元，与2021年相比增长37％，这直接归因于基准定价上涨

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

•2022年的运营资金流（2）增长了96％，至3.66亿美元，基本每股1.00美元，摊薄后每股0.99美元，而2021年经摊薄后为1.865亿美元，基本每股0.51美元

•在2022年，公司创造了1.294亿美元的自由现金流（2），用于债务减免和股票回购

•2022年每桶运营支出为18.77美元，比2021年增长9％，这主要是由于所有主要油田的产量增加和洪水计划导致活动增加，从而增加了工作量和发电费用。2022年的总运营支出为1.624亿美元，而2021年为1.357亿美元，增长了20％

•2022年的每桶质量和运输折扣为16.79美元，而2021年为10.86美元。增长是由于与2021年相比，对重油的需求减少，2022年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚的差异增加

•与2021年的1.48美元相比，2022年的每桶运输费用下降了20％，至1.18美元，这主要是由于2022年井口的销售量增加

•由于2022年优化项目成本和租赁义务支出增加，2022年每桶股票薪酬前的一般和管理（“G&A”）支出与2021年的3.53美元相比增长了5％，至3.69美元。2022年，股票薪酬前的并购支出为3190万美元，而2021年为2790万美元，增长了15％

•由于Acordionero和Costayaco油田的钻探计划以及哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探井，资本支出比上年增加了8,670万美元，增长了58％，达到2.366亿美元

(1) 销量代表根据库存变化调整后的产量 NAR

(2) 非公认会计准则指标

运营净回值、调整后的息税折旧摊销前利润、运营资金流和自由现金流是非公认会计准则指标，不具有《通用公认会计原则》（“GAAP”）规定的任何标准化含义。管理层将这些衡量标准视为财务业绩衡量标准。提醒投资者，不应将这些指标解释为根据公认会计原则确定的净收益或亏损或其他财务业绩衡量标准的替代方案。我们计算这些衡量标准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衡量标准相提并论。每项非公认会计准则财务指标都与相应的GAAP指标一起列报，以免意味着应更加重视非公认会计准则指标。

如上所示，运营净回值定义为石油销售减去运营和运输费用。管理层认为，运营净回值是管理层和投资者分析财务业绩的有用补充衡量标准，它可以在考虑其他收入和支出之前表明我们的主要业务活动产生的业绩。上表提供了石油销售与运营净回报之间的对账情况。

列报的息税折旧摊销前利润定义为经损耗、折旧和增加（“DD&A”）支出、利息支出和所得税支出或回收调整后的净收益或亏损。列报的调整后息税折旧摊销前利润定义为经资产减值、商誉减值、非现金租赁支出、租赁付款、未实现外汇收益或亏损、未实现衍生工具收益或亏损、其他金融工具收益或亏损、其他非现金收益或损失以及股票薪酬支出调整后的息税折旧摊销前利润。在考虑非现金项目如何影响收入之前，管理层使用这种补充指标来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入，并认为该财务指标是投资者分析我们的业绩和财务业绩的有用补充信息。净收益或亏损与息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润的对账如下：

列报的运营资金流定义为经调整后的净收益或亏损、资产减值、商誉减值、递延税支出或回收、股票薪酬支出或回收、债务发行成本摊销、非现金租赁费用、租赁付款、未实现的外汇收益或亏损、未实现的衍生工具收益或亏损、其他金融工具收益或亏损以及其他非现金收益或损失。在考虑非现金项目如何影响收入或亏损之前，管理层使用这种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亏损，并认为该财务指标也是投资者分析业绩和财务业绩的有用补充信息。如所示，自由现金流定义为资金流减去资本支出。管理层使用这种财务指标来分析扣除资本要求后我们的主要业务活动产生的现金流，并认为该财务指标也是投资者分析业绩和财务业绩的有用补充信息。净收益或亏损与运营资金流和自由现金流之间的对账如下：

合并经营业绩

(1) 运营净回值是一项非公认会计准则指标，没有公认会计准则规定的任何标准化含义。有关该衡量标准的定义和对账，请参阅 “财务和运营亮点——非公认会计准则指标”。

石油产量和销量，BOPD

截至2022年12月31日止年度的石油产量从2021年起增长了10％，达到23,815桶/日。产量增加归因于在Acordionero和Costayaco油田成功进行钻探和修井活动，减少了对Suroriente和Put-7区块的封锁造成的干扰，以及厄瓜多尔的成功勘探所产生的产量。

截至2022年12月31日的财年，特许权使用费占产量的百分比与上年相比有所增加，这与哥伦比亚基准油价的上涨和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增长了8％，达到21,588桶/日，而2020年为20,072桶/日。尽管2021年第二季度的全国封锁影响了主要油田的产量，2021年第四季度当地农民的封锁影响了Suroriente区块的产量，但由于Acordionero和Costayaco油田的成功钻探和修井活动，产量仍有所增加。

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

石油销售

截至2022年12月31日的年度石油销售额与2021年的4.737亿美元相比增长了50％，达到7.114亿美元，这主要是由于布伦特原油价格上涨了40％，销售量增长了10％，被2022年质量和运输折扣的55％提高部分抵消。卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚的差价从2021年的每桶5.74美元和3.52美元增加到9.81美元和4.99美元。

按每桶计算，截至2022年12月31日止年度的平均已实现价格上涨了37％，至82.25美元，而2021年为60.09美元，这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差异的上升所抵消。

截至2021年12月31日的财年，石油销售额与2020年的2.378亿美元相比增长了99％，达到4.737亿美元，这主要是由于布伦特原油价格上涨了64％，销售量增长了7％，以及2021年质量和运输折扣降低。

按每桶计算，截至2021年12月31日止年度的平均已实现价格上涨了86％，至60.09美元，而2020年为32.23美元，这主要是由于基准油价上涨以及2021年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚差异的降低。2021年，卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚每桶的平均差价分别为5.74美元和3.52美元，而2020年为6.79美元和4.31美元。

下表显示了截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度的已实现价格和销量变化对我们石油销售的影响：

运营费用

截至2022年12月31日止年度的运营支出增长了20％，达到1.624亿美元，而2021年为1.357亿美元。按每桶计算，运营费用与去年的17.22美元相比增长了9％，达到1.55美元，至18.77美元，这主要是由于每桶修工人数增加0.48美元，每桶起重成本上涨1.07美元，这主要是由于所有主要油田产量增加和洪水计划导致活动增加，发电量增加。

与2020年的1.144亿美元相比，截至2021年12月31日的年度的运营支出增长了19％，达到1.357亿美元。按每桶计算，运营费用与2020年的15.50美元相比增长了11％，达到1.72美元，达到17.22美元，这主要是由于与Acordionero、Costayaco和Cohembi油田更换潜水泵相关的修井活动每桶增加了1.03美元。修井活动的增加在一定程度上与修复2020年失效并于2021年恢复上线的油井有关。2020 年运营活动减少归因于成本较高的油井关闭，以应对低油价环境，这归因于 COVID-19 疫情导致的石油需求低迷。

交通费用

我们可以选择通过多条管道和卡车运输路线出售石油。每条运输路线对已实现的价格和运输费用都有不同的影响。下表显示了截至2022年12月31日的三年中，我们每年使用每种运输方式在哥伦比亚销售的石油量百分比：

通过管道或卡车运输的货物的实际价格更高，但会产生更高的运输费用。井口的销售量与较低的已实现价格相反，但被较低的运输费用所抵消。在选择运输方式时，我们专注于最大化每桶的运营净回报率（1）。

由于2022年井口销售量增加，截至2022年12月31日止年度的运输费用下降了12％，至1,020万美元，而2021年为1160万美元。按每桶计算，运输费用下降了20％

从 2021 年的 1.48 美元升至 1.18 美元。每桶运输费用的减少是由于与2021年同期相比，2022年井口的销量增加和销售量的增加。此外，由于Impala码头的维护，在2021年使用了替代运输路线，该码头的每桶运输成本更高。

由于2021年井口的销售量减少，截至2021年12月31日止年度的运输费用增长了8％，达到1160万美元，而2020年为1,070万美元。按每桶计算，运输费用从2020年的1.45美元增长了2％，至1.48美元。每桶运输费用的增加是由于2021年井口的销售量减少，以及由于Impala码头的维护而使用了替代运输路线，导致每桶的运输费用与2020年同期相比略有增加。

(1) 运营净回值是一项非公认会计准则指标，没有公认会计准则规定的任何标准化含义。有关该衡量标准的定义和对账，请参阅 “财务和运营亮点——非公认会计准则指标”。

下表显示了截至2022年12月31日的三年中我们在哥伦比亚扣除交通费用的平均已实现价格的差异：

运营净回值

			截至12月31日的财年
合并			2022						2021						2020
（千美元）
石油销售			$	711,388					$	473,722					$	237,838
交通费用			(10,197)						(11,618)						(10,739)
			701,191						462,104						227,099
运营费用			(162,385)						(135,722)						(114,371)
运营净回值 (1)			$	538,806					$	326,382					$	112,728
（每桶销售量以美元计 NAR）
布伦特			$	99.04					$	70.95					$	43.21
质量和运输折扣			(16.79)						(10.86)						(10.98)
平均已实现价格			82.25						60.09						32.23
交通费用			(1.18)						(1.48)						(1.45)
已实现的平均价格，扣除运输费用			81.07						58.61						30.78
运营费用			(18.77)						(17.22)						(15.50)
运营净回值 (1)			$	62.30					$	41.39					$	15.28

(1) 运营净回值是一项非公认会计准则指标，没有公认会计准则规定的任何标准化含义。有关该衡量标准的定义和对账，请参阅 “财务和运营亮点——非公认会计准则指标”。

DD&A 费用

截至2022年12月31日的财年，DD&A费用比2021年增加了29％，即每桶3.10美元。按每桶计算，2022年DD&A的增加是由于与2021年相比，可耗用基地的产量增加和成本的增加。

截至2021年12月31日的财年，DD&A费用比2020年下降了15％，降至每桶4.51美元。按每桶计算，2021年DD&A的下降是由于探明储量与2020年相比比例增加。

资产减值

我们采用全额成本法核算我们的石油和天然气财产。根据这种方法，逐国房地产的净账面价值，减去相关的递延所得税，不得超过计算出的 “上限”。上限是已探明石油和天然气资产的预计税后未来净收入，按每年10％的折扣收益。在计算折扣后的未来净收入时，石油和天然气价格是使用资产负债表所涉期间结束日期之前的12个月期间的平均价格确定的，该平均价格是该石油和天然气在此期间内每个月的首日价格的未加权算术平均值。然后，该平均价格将保持不变，但固定且可由现有合同确定的变动除外。因此，上限测试估算是基于每年10％的折扣的历史价格，不应假设未来净收入的估计代表我们储备的公允市场价值。

在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，没有记录上限测试减值损失。在截至2020年12月31日的年度中，我们记录了5.603亿美元的上限测试减值损失。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了每桶97.98美元的布伦特原油平均价格减去相应的差价（2021年和2020年分别为每桶68.92美元和43.43美元）。

在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，我们没有石油库存减值损失。截至2020年12月31日的财年，记录的库存减值损失为420万美元。

商誉减值

在截至2020年12月31日的年度中，1.026亿美元的全部商誉余额已减值。

G&A 费用

按每桶计算，股票薪酬前的并购支出增加了5％，至每桶3.69美元，这是由于优化项目成本上涨以及与2022年资本化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日止年度的股票薪酬前的并购支出总额与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日的年度不计股票薪酬的并购支出与2020年相比增长了15％，至2790万美元，增长了8％，至每桶3.53美元，但差旅、信息技术、咨询和法律费用的减少略有抵消。

按每桶计算，截至2022年12月31日止年度的股票薪酬后的并购支出与2021年相比增长了3％，至每桶4.74美元，原因与上述相同，股票薪酬支出也有所增加。每桶股票薪酬下降了2％，这是由于2022年销量增加与股票薪酬支出的增加成正比。与2021年相比，截至2022年12月31日止年度的股票薪酬支出增加，扣除股票薪酬后的并购支出总额增长了13％，达到4,100万美元。

截至2021年12月31日的财年，扣除股票薪酬成本后的并购支出增长了43％，至每桶4.60美元，增长了34％，至每桶4.60美元。

外汇损失

在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度中，我们的外汇损失分别为260万美元、2,050万美元和420万美元。外汇收益和亏损的主要来源是应收和应付税款、递延所得税资产和预付股权远期（“PEF”）的重估。根据GAAP，所得税、递延税和PEF被视为货币资产和负债，需要在每个资产负债表日从当地货币转换为美元本位币。

下表显示了截至2022年12月31日的过去三年中哥伦比亚比索和加元兑美元的变化：

金融工具的收益或损失

下表列出了截至2022年12月31日的三年中我们每年的金融工具收益或亏损的性质：