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302022成员美国公认会计准则：成员较短美国公认会计准则：呼叫选项成员SRT：情景预测成员2022-06-300001273441美国-GAAP：销售收入细分市场成员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员gte：DeliveraSegmentMember2021-01-012021-12-310001273441美国-GAAP：销售收入细分市场成员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员gte：DeliveraSegmentMember2019-01-012019-12-310001273441美国-GAAP：销售收入细分市场成员美国-公认会计准则：地理集中度风险成员gte：DeliveraSegmentMember2020-01-012020-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2019-01-012019-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2020-01-012020-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2021-01-012021-12-310001273441美国公认会计准则：次要事件成员2022-02-22

美国证券交易委员会

华盛顿特区20549

形式 10-K

(标记一)

☒						根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的年度报告

日终了的财政年度 12月31日, 2021

或

☐						根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告

从_

 

佣金文件编号001-34018

 

格兰蒂拉能源公司

(注册人的确切姓名载于其章程)

 

特拉华州

98-0479924

(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)

(国际税务局雇主身分证号码)

900，520 - 3 Avenue SW

卡尔加里，

艾伯塔省

加拿大

T2P 0R3

（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)条登记的证券：

每个班级的标题			交易代码			注册的每个交易所的名称
普通股，每股票面价值0.001美元			GTE			纽约证券交易所美国证券交易所
						多伦多证券交易所
						伦敦证券交易所

根据该法案第12（g）条注册的证券： 无

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

是的，☐。不是 ☒

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。

是的，☐。不是 ☒

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。*是☒：没有☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S规则第405条(本章232.405节)要求提交的所有交互数据文件。

是*☒不是☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司，还是较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第120亿.2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

 

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

 

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

法 ☐

用复选标记表示注册人是否已提交报告并证明其管理层对

根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.）第404（b）条对财务报告的内部控制的有效性7262（b））由编制或发布审计报告的注册会计师事务所执行。 ☒

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法第120亿.2条所界定)。是☐没有☒

 

截至2021年6月30日（注册人最近完成的第二财年的最后一个工作日），非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为美元265.4百万美元。

2022年2月18日， 367,144,500注册人的普通股面值为0.001美元，已发行。

以引用方式并入的文件

本报告第三部分要求的信息（本文未规定的范围）通过引用纳入登记人与2022年年度股东大会相关的最终委托声明，该最终委托声明将在2021年12月31日后120天内向美国证券交易委员会提交。

审计师姓名：毕马威会计师事务所*审计师地点：加拿大卡尔加里*审计师事务所ID：85

1

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Gran Tiera Energy Inc.

表格10-K的年报

截至2021年12月31日的年度

目录表

 

						页面
第一部分
项目1和2。			企业和物业			5
第1A项。			风险因素			18
项目1B。			未解决的员工意见			26
第三项。			法律诉讼			26
第四项。			煤矿安全信息披露			26
第二部分
第五项。			注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券			28
第7项。			管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			29
第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露			55
第八项。			财务报表和补充数据			57
第九项。			会计与财务信息披露的变更与分歧			88
第9A项。			控制和程序			88
项目9B。			其他信息			90
第三部分
第10项。			董事、高管与公司治理			90
第11项。			高管薪酬			90
第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项			90
第14项。			首席会计费及服务			91
第四部分
第15项。			展示、财务报表明细表			92
第16项。			表格10-K摘要			96
签名						97

2

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有关前瞻性陈述的警示性语言

 

本年度报告中的10-k表格包括符合1933年《证券法》(下称《证券法》)第27A条和1934年《证券交易法》(下称《交易法》)第21E条的前瞻性表述。除本年度报告中包含的有关我们的财务状况、准备金的估计数量和净现值、业务战略、我们管理层对未来运营的计划和目标、契约遵守情况、资本支出计划和我们资本计划或支出变化的好处、我们的流动性和财务状况、新型冠状病毒(新冠肺炎)大流行的影响的所有陈述外，以及前面、后面和以其他方式包括“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“目标”等词语的所有陈述，“目标”、“计划”、“预算”、“目标”、“应该”或这些表述的类似表述或变体均为前瞻性表述。我们不能保证前瞻性陈述所依据的假设将被证明是正确的，或者即使正确，干预情况也不会出现导致实际结果与预期不同的情况。由于前瞻性陈述受风险和不确定因素的影响，实际结果可能与前瞻性陈述所表达或暗示的结果大不相同。有许多风险、不确定因素和其他重要因素可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述大不相同，包括但不限于我们遵守信用契约的能力。

根据我们的信用协议和契约进行借款；我们借款基数的减少和我们偿还任何多余借款的能力；我们延长或更换循环信贷安排的能力；大宗商品价格和石油需求的持续或未来下降；石油和天然气持续或未来的过剩供应；未来已探明储量和价值的潜在减值和减少；新冠肺炎病毒的持续传播以及先前宣布的封锁的延长和未来可能对哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气活动的限制；我们的业务位于南美洲，由于游击队活动和其他当地条件，可能会出现意想不到的问题；可能会出现影响我们产品生产、运输或销售的技术困难和操作困难；地理、政治和天气条件可能会影响我们产品的生产、运输或销售；我们筹集资金的能力；我们识别和完成成功收购的能力；我们执行业务计划的能力；在开发目前拥有的物业方面可能出现意想不到的延误和困难；我们的经营活动及时收到监管部门或其他所需的批准；勘探钻探未能导致商业油井；由于钻井设备和人员有限而造成的意外延误；当前全球经济和信贷市场状况对油价和石油消费的影响可能与我们目前的预测不同，这可能会导致我们进一步修改我们的战略和资本支出计划；我们普通股的交易价格和我们的股票继续在全国证券交易所上市的波动或下跌；以及本10-k表格年度报告第I部分第1A项“风险因素”中列出的那些因素。当前这一流行病的史无前例的性质以及世界经济和石油和天然气行业的衰退，包括病例死灰复燃和政府反应的不可预测性，使得预测前瞻性陈述的准确性变得更加困难。本文包含的信息是截至本年度报告提交美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的10-k表格之日起提供的，除联邦证券法另有要求外，我们不承担任何义务或承诺公开发布本10-k年度报告中包含的任何前瞻性陈述，以反映我们对此的预期的任何变化，或任何前瞻性陈述所基于的事件、条件或情况的任何变化。

石油和天然气术语词汇

 

在本报告中，下列缩写有以下含义：

Bbl			枪管			麦克夫			千立方英尺
Mbbl			千桶			MMCF			百万立方英尺
百万桶			百万桶			Bcf			十亿立方英尺
教委会			桶油当量			bopd			每天桶石油
Mmboe			百万桶油当量			NAR			扣除版税后的净收入
BOEPD			每天桶石油当量			BOPD			每天桶石油

销量代表根据库存变化和损失调整的产量NAR。据报道，我们的石油和天然气储量为NAR。我们的产量也报告为NAR，除非另有特别指出， “特许权使用费前的工作权益制作”.根据天然气和石油的大致相对能量含量，天然气体积以每桶石油6 Mcf天然气的比率转换为BOE。该利率并不一定表明石油和天然气价格之间的关系。BOE可能具有误导性，特别是如果单独使用。6 Mcf：1 bBL的BOE转换比基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。

3

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以下是对石油和天然气行业以及本报告中一些常用术语的解释。

开发的英亩土地。*分配给或可分配给生产井或有能力生产的井的英亩数量。

发展良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

干井。未按商业数量生产石油或天然气的勘探或开发井。

剥削活动。从储集层中回收流体以及钻探和开发石油和天然气储量的过程。

勘探井。勘探井是为了在先前发现在另一个储层中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井。一般来说，勘探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的任何井。

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

总英亩或总井。我们拥有经营权益的全部英亩或油井。

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

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

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

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

探明的已开发储量。总体而言，可以利用现有设备和作业方法从现有油井中回收的储量。美国证券交易委员会在S-X条例第4-10(A)(6)条规则中对已开发油气储量做出了完整的定义。

已探明储量。通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，从某一特定日期起，从已知油气藏可以经济地生产的石油和天然气的数量，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

(i)被视为已探明的水库面积包括：

(A)由钻探识别并由流体接触(如果有)限制的区域，以及

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

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

(Iii)如果通过井渗透的直接观察确定了已知的最高石油（“HKO”）海拔并且存在相关气顶的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较高的联系时，才可以将已证实的石油储量分配到储层的结构较高部分。

4

---

(Iv)在以下情况下，通过应用改进的采收技术（包括但不限于注入流体）可以经济开采的储量将包括在已证明的分类中：

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

(B)所有必要的各方和实体，包括政府实体，都批准了该项目的开发。

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

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

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

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

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

第一部分

项目1和2。企业和物业

一般信息

Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(“Gran Tiera”、“The Company”、“US”、“Our”或“WE”)是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的公司，目前资产位于哥伦比亚和厄瓜多尔。截至2021年12月31日，我们在哥伦比亚的资产占我们已探明储量NAR的98%。在截至2021年12月31日的一年中，我们100%(2020-100%)的收入来自哥伦比亚。

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

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

2021年运营亮点

在截至2021年12月31日的一年中，我们产生了14990万的资本支出，其中大部分发生在哥伦比亚。2021年，我们钻了19口开发井和3口注水井，其中19口是在迈达斯区块钻的，3口是在查扎区块钻的。截至2021年12月31日，18口开发井已投产，1口正在进行中。

截至2020年12月31日，哥伦比亚的一口正在进行的油井于2021年上半年投产。

5

---

2022年展望

我们在哥伦比亚的业务占我们生产的100%，约占我们2022年资本预算的90%，其余部分分配给厄瓜多尔的勘探活动。

下表显示了我们2022年资本计划的细目：

			井数 (毛和净额)												2022年基本建设预算 (百万美元)
哥伦比亚
发展			20 - 25												160 - 170
探索			4												40 -50
厄瓜多尔
探索			2 - 3												20
			26 - 32												220 - 240

我们2022年的基本资本计划为22000万至24000万美元，用于勘探和开发活动。根据2022年指南的中点，预计资本预算约70%用于开发，30%用于勘探活动。2022年资本计划中包含的约15%的开发活动预计将针对设施。

我们预计2022年的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依赖于2022年布伦特油价至少为每桶60美元。

业务战略

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

6

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石油和天然气资产-哥伦比亚和厄瓜多尔

截至2021年12月31日，不包括须放弃的区块，我们在哥伦比亚23个区块、厄瓜多尔3个区块拥有权益，并且是其中24个区块的运营商。

7

---

勘探区块和承诺

下表概述了截至2021年12月31日我们对某些区块的勘探承诺：

海盆			块			电流相位			当前阶段剩余承诺
哥伦比亚
普图马约			Alea 1848-A			3 & 4			一口探井
普图马约			Put-1			2*			两口探井
普图马约			Put-2			2***			三口勘探井
普图马约			Put-4			1*			一口探井
普图马约			Put-7			2			两口探井
普图马约			Put-10			1*			73公里二维地震，两口勘探井
普图马约			Put-31			1			202公里二维地震，一口勘探井
普图马约			NBM			不适用**			两口探井
Llanos			SLA-1			1*			98公里23D地震，一口勘探井
Llanos			SLA-22			1 & 2*			85公里23D地震，一口勘探井
Llanos			SLA-70			1*			163公里23D地震，一口勘探井
Llanos			SLA-85			1			50公里23D地震，451公里23D地震再处理
MMV			迈达斯			不适用**			一口探井
MMV			VMm-24			1			109公里2 3D地震、100公里2D地震再处理、100公里航空地球物理、100公里2 遥感，80公里2 地表地球化学，一口勘探井
厄瓜多尔
东方人			查拉帕			1			50公里2D地震，7口勘探井
东方人			查南格			1			五口勘探井
东方人			鬣蜥			1			两口探井

* 截至2021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

** 开采区块的勘探承诺不受分阶段的限制

***截至2021年12月31日，PUt-2区块正在等待放弃批准，此时剩余勘探

承诺将转移到其他区块

版税

哥伦比亚的特许权使用费受哥伦比亚2002年第756号法律管辖，该法律经2012年第1530号法律修订。2002年第756号法律颁布后的所有发现都有下文所述的浮动比例特许权使用费。在2002年第756号法律颁布之前进行的发现有20%的特许权使用费，如果这类发现是根据归还给国家政府的联合合同进行的，额外12%的使用费适用于32%的总特许权使用费。

国家碳氢化合物管理局(“ANH”)合同的特许权使用费是根据2002年第756号法律规定的浮动比额表计算的。这些特许权使用费以单个油田为基础，从毛产量低于5,000桶的基础特许权使用费税率8%开始，毛产量在5,000桶至125,000桶之间的基本特许权使用费税率从8%线性增加至20%，毛产量在125,000桶至400,000桶之间的基础特许权使用费固定为20%。对于毛收入

8

---

产量在40万到60万桶之间，产量从20%线性增加到25%。对于总产量超过60万桶的，特许权使用费税率固定为25%。Santana和Nancy-Burdine-Maxine区块现有产量的固定率分别为32%和20%。ANH适时批准了新发现或增量生产的滑动规模。除了浮动比例的特许权使用费外，Llanos-22、Putumayo-2、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21和VMM-24还有1%的x要素经济权利；Llanos-85为2%，Putumayo-1为5%；Putumayo-31为12%；Llanos-1和Llanos-70为31%。

对于气田，特许权使用费是以单个气田为基础的，对于每天总产量低于28.5MMcf的天然气，基本特许权使用费税率为6.4%。对于总产量在每天28.5Mcf到712.5 Mcf之间的，特许权使用费从6.4%线性增加到16%，对于总产量在712.5到2280Mcf之间的，特许权使用费稳定在16%，然后对于总产量在2.28Bcf到3.42Bcf之间的，特许权使用费从16%线性增加到20%。对于总产量超过3.42bcf/天的天然气，特许权使用费税率固定为20%。

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

Q系数=(WTI价格-基本价格(1))/WTI价格*30%

(1)基本价格由ANH根据合同中定义的公式每年确定。2021年和2020年的基本价格设定如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020
质量(石油原料药)			(1)基本价格(美元/桶)
o			无						无
10o至15o			58.18						57.2
15o至22o			40.73						40.04
22o至29o			39.27						38.61
> 29o			37.8						37.16

2021年12月31日，HPR适用于我们在Chaza区块的Costayaco和Moqueta开发区以及Midas区块的Acordionero开发区的生产。

除了这些政府特许权使用费和权利外，我们在2006年进入哥伦比亚时获得的Guayuyaco和Chaza区块的原始权益还需要缴纳第三方特许权使用费。我们在2008年收购Solana时获得的Guayuyaco和Chaza的额外权益不受这一第三方特许权使用费的限制。最重要的特许权使用费从工作利息产品的2%减去政府特许权使用费开始。对于在协议达成之日起10年内和达到规定门槛后发现的新商业油田，Crosby Capital，LLC(“Crosby”)保留将最重要的特许权使用费权利转换为净利润权益(“NPI”)的权利。这一NPI的范围从工作利息生产的7.5%到10%减去如上所述的浮动比例政府特许权使用费以及运营和间接成本。没有对HPR进行任何调整。在某些预先存在的油田上，Crosby无权将其压倒一切的特许权使用费转换为NPI。此外，还有仅适用于预先存在的字段的有条件的优先版税权利。目前，我们对Chaza区块Costayaco和Moqueta油田50%的工作权益产量以及Guayuyaco区块Juanambu油田35%的工作权益产量征收10%的NPI，并优先于Guayuyaco区块的Guayuyaco油田的工作权益产量的特许权使用费。

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

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在收购了Putumayo-1区块后，Putumayo-1区块生产的3%特许权使用费将支付给第三方。特许权使用费的条款不允许从生产收入中扣除任何成本、特许权使用费和税款。

行政设施

我们的主要执行办公室位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里。卡尔加里写字楼租约将于2022年11月29日到期。年底后，我们签署了一份为期六年的新卡尔加里写字楼租赁协议，从2022年6月1日开始。哥伦比亚和厄瓜多尔的写字楼租约将分别于2023年8月31日和2025年6月30日到期。

估算储量

我们的2021年储备是由McDaniel&Associates(“McDaniel”)独立编制的。McDaniel&Associates成立于1955年，是一家加拿大独立咨询公司，过去60年来一直为世界石油行业提供石油和天然气储量评估服务。他们在储量评估、资源评估、地质研究以及收购和处置咨询服务方面拥有国际公认的专业知识。麦克丹尼尔的办公室位于加拿大卡尔加里。主要负责McDaniel储量估计编制的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。

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

我们已经制定了估计和评估储量的内部控制。我们对储量估计的内部控制包括：100%的储量至少每年由一家独立的油藏工程公司进行评估；遵循审查控制，包括对储量估计中使用的假设进行独立的内部审查，并将内部审查的结果提交给我们的储量委员会。计算和数据在公司的几个级别进行审查，以确保一致和适当的标准和程序。我们的政策适用于所有参与生成和报告储量估计的员工，包括地质、工程和财务人员。

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

已探明储量是指，通过对地球科学和工程数据的分析，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，可以合理确定地估计，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，从给定日期起，已知油气藏在合同到期之前是经济上可生产的储量，除非有证据表明续签是合理确定的。“合理确定性”一词意味着对实际开采的石油或天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们和独立的储备工程师使用了已经证明能够产生一致性和可重复性结果的技术。已探明储量的估计是通过整合相关的地质、工程和生产数据，利用已在现场证明的技术来产生可重复和一致的结果，如《美国证券交易委员会》法规所定义。这些综合评估中使用的数据包括通过井眼直接从地下获得的信息，如测井记录、储集层岩心样本、流体样本、静态和动态压力信息、生产测试数据以及监测和动态信息。所利用的数据还包括通过间接测量获得的地下信息，例如地震数据。用于解释数据的工具包括专有的和商业上可用的地震处理软件以及商业上可用的储层建模和模拟软件。来自类似储油层的储集层参数被用来提高储量估计的质量和对现有储量估计的信心。用于估计每个储油层储量的方法或方法组合是根据每个储油层的独特情况和估计时可用的数据集确定的。可能储量是指比已探明储量更不确定可采的储量，但与已探明储量一起，有可能无法开采。对可能通过额外钻探或开采技术开采的可能储量的估计，本质上比对已探明储量的估计更具不确定性，因此，我们实际无法实现的风险要大得多。截至2021年12月31日分配的可能储量是基于较大的

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现有碳氢化合物采收率高于已探明储量假设采收率的百分比，以及与已探明储量相邻、数据控制或对现有数据的解释不太确定的储油层区域。

可能储量是指比可能储量更不确定的储量。对可能储量的估计在本质上也是不准确的。对可能和可能储量的估计也会根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变化和其他因素不断进行修订。截至2021年12月31日分配的可能储量，既基于现有碳氢化合物采收率高于对可能储量的假设，也基于与可能储量相邻的储集层区域，在这些区域，数据控制或对现有数据的解释不太确定。

下表列出了我们截至2021年12月31日的估计储量NAR：

			油						天然气						石油和天然气
储量类别			(Mbbl)						(MMcf)						(MBOE)
证明了
总探明开发储量			41,869						880						42,016
已探明未开发储量总额(2)			24,696						789						24,828
总探明储量			66,565						1,669						66,844
很有可能(1)
总可能开发储量			12,984						133						13,006
可能未开发储量总额			23,359						637						23,465
总可能储量			36,343						770						36,471
可能的(1)
可能开发的总储量			12,578						94						12,594
可能的未开发储量总额			18,057						565						18,151
总可能储量			30,635						659						30,745

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

(2) 已证实未开发、可能未开发和可能未开发储量的总量分别包括0.5、0.9和2.3兆桶与厄瓜多尔相关的石油储量。

储量估算中使用的产品价格

用于确定每个房产未来总收入的产品价格反映了对基准价格的重力、质量、当地条件和/或与市场的距离的调整。报告中储量的平均实现价格为：

石油(美元/桶)-哥伦比亚			$	58.07
天然气（美元/麦克夫）-哥伦比亚			$	3.67
石油(美元/桶)-厄瓜多尔			$	62.42
ICE布伦特原油-12个月期间每个月第一天的平均价格			$	68.92

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

已探明未开发储量

截至2021年12月31日，我们已探明的未开发储量总净值为24.8MMBOE(2020年12月31日-26.2MMBOE)，其中哥伦比亚占98%，其余在厄瓜多尔(2020年12月31日-哥伦比亚100%)。约48%, 12%, 15%和5%总共有80%的F已探明的未开发储量分别位于哥伦比亚的Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田。我们已探明的未开发储量中

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自2021年12月31日首次披露为已探明储量以来，已有五年或更长时间未开发，我们已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五年内作为已探明储量进行钻探。

截至2021年12月31日的年度已探明未开发储量变动情况如下表所示：

			道达尔公司-油当量 (Mmboe)
平衡，2020年12月31日			26.2
转换为已探明的生产			(7.2)
技术修订			(3.8)
发现和扩展			7.5
提高了恢复能力			2.1
平衡，2021年12月31日			24.8

上表所示截至2021年12月31日的年度内已探明未开发储量的变化主要是以下重要因素造成的：

转变为已探明的生产。2021年，我们将7.2MMBOE，即2020年已探明未开发储量的27%转换为已开发储量(Acordionero的6.0MMBOE和Costayaco的1.2MMBOE)。在2021年，我们进行了完全由资本支出组成的投资F$4,920万in哥伦比亚参与钻探了22口井，其中19口是在Midas区块钻的，3口是在Chaza区块钻的。

技术和经济修订版。于截至2021年12月31日止年度，我们将哥伦比亚已探明未开发储量下调3.8MMBOE，原因是在租约期满前停止了Suroriente区块未开发位置的钻探计划，同时转换Acordionero油田未开发储量低于预期的储量。

发现和扩展。在截至2021年12月31日的一年中，我们增加了7.5MMBOE的已探明未开发储量，这归因于ExtensioAcordionero场3.7MMBOE的NS，2.1科斯塔亚科油田的MMBOE，莫奎塔油田的1.2MMBOE，以及厄瓜多尔查拉帕油田的0.5MMBOE。

改善恢复。 我们增加了2.1 MMBOE于截至2021年12月31日止年度内已探明的未开发储量，归因于Acordionero油田较佳的重油采收率。

生产、收入和价格历史

有关截至2021年12月31日、2020年12月31日及2019年12月31日止年度的生产、价格、收入及营运费用的若干资料，载于第7项“管理层对财务状况及经营成果的讨论及分析”及本公司财务报表第8项提供的“补充数据(未经审核)”内，该等资料在此并入作为参考。

下表显示了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的三年中，我们主要油田Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi以及我们所有物业的NAR石油产量、平均销售价格和每NAR石油产量的运营费用：

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			阿科迪奥内罗(1)						科斯塔亚科(1)						莫奎塔(1)						Cohembi(1)						所有人合计 三个物业 (2)
截至2021年12月31日的年度
石油产量NAR桶			4,183,773						1,435,434						605,926						797,196						7,879,794
每桶石油的平均销售价格			$	62.17					$	59.93					$	58.80					$	55.01					$	60.12
每桶石油的运营费用(3)			$	12.95					$	19.60					$	24.50					$	19.59					$	18.23
截至2020年12月31日的年度
石油产量NAR桶			3,612,338						1,773,723						792,011						438,799						7,346,200
每桶石油的平均销售价格			$	32.45					$	32.07					$	31.52					$	32.32					$	32.38
每桶石油的运营费用(3)			$	12.19					$	17.63					$	17.71					$	15.60					$	16.67
截至2019年12月31日的年度
石油产量NAR桶			5,166,430						1,966,585						1,022,391						675,086						10,590,137
每桶石油的平均销售价格			$	54.17					$	56.38					$	55.93					$	54.35					$	53.92
每桶石油的运营费用(3)			$	14.60					$	18.95					$	18.88					$	23.94					$	19.23

(1)100%的产品销售是石油

(2)包括哥伦比亚非核心资产的微量天然气产量119，046 Mcf（19，841桶油当量）、214，719 Mcf

(35截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度，分别为361，065 Mcf（60，178 boe）

(3)运营费用包括运营费用和运输费用

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

钻探活动

下表总结了过去三年勘探和开发钻探活动的结果。截至2021年、2020年或2019年12月31日，被标记为“正在进行”一年的油井仍在进行中。该信息不应被视为未来业绩的指示，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相关性，或者与干井成本相比Gran Tierra的生产井成本之间存在任何相关性。

			2021						2020						2019
			毛收入和净收入												毛收入和净收入												毛收入			网络
探索
多产			—												—												3.00			2.50
干的			—												—												1.00			1.00
进行中			—												—												2.00			2.00
发展
多产			18.00												6.00												22.00			22.00
干的			—												—												2.00			2.00
进行中			1.00												1.00												1.00			1.00
服务
注水井			3.00												1.00												5.00			5.00
哥伦比亚共计			22.00												8.00												36.00			35.50

截至2020年12月31日，哥伦比亚正在开发的一口井已于2021年上半年投产。2021年，我们继续在Acordionero和Kohembi油田开展电力可靠性和扩展基础设施的工作。

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好统计

下表列出了截至2021年12月31日我们的生产井：

			油井
			毛收入						网络
哥伦比亚(1)			246.0						208.5
			246.0						208.5

(1)包括48.0口总井和43.0口净注水井和注气井，以及86.0口总井和83.1口净井，多次完成。

我们按计划开始执行2022年资本计划，并于2022年2月18日开始在Accorionero钻探一口开发井。

已开发和未开发面积

截至2021年12月31日，我们的种植面积91%位于哥伦比亚，9%位于厄瓜多尔。下表列出了截至2021年12月31日我们已开发和未开发的石油和天然气租赁以及矿产面积：

			开发												未开发 (2)												总
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
哥伦比亚(1)			312,909						220,520						1,155,538						1,145,993						1,468,447						1,366,513
厄瓜多尔			—						—						138,239						138,239						138,239						138,239
总			312,909						220,520						1,293,777						1,284,232						1,606,686						1,504,752

(1)不包括我们在总共50万净英亩的五个区块中的权益，这些区块于2021年12月31日尚未获得政府放弃或出售的批准。

(2)截至2021年12月31日，2000万总面积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%的勘探阶段。

市场营销和主要客户

哥伦比亚占我们100%的产量，石油储量和产量主要位于中马格达莱纳山谷(“MMV”)和普图马约盆地。在MMV，我们最大的油田是Acordionero油田，我们在那里生产大约17°API油，占2021年公司总产量的53%。Chaza区块的Putumayo产量约为27°API，Suoriente区块约为18°API，占2021年公司总产量的37%。

我们已经与国内和国际客户签订了许多关于我们在MMV和普图马约盆地生产的销售协议。这些协议的重新谈判条件为3至12个月，通常包含90天通知后相互终止的条款。这些销售协议中考虑的原油数量不包括与实物特许权使用费相对应的石油数量，但包括与HPR特许权使用费有关的数量。

我们普图马约的大部分产量都是在井口销售的。石油由客户在位于我们位于普图马约北部的Costayaco电池或桑塔纳站设施的公司运营的卡车装卸站以及位于普图马约南部的Cohembi和Cumplidor油田提货。根据适用的销售协议，MMV的Acordionero油田的生产用卡车在不同的码头或管道入口以及距离Acordionero油田不同的距离进行运输和销售。MMV Minor油田的产量在井口销售。

2021年，我们大约71%的Putumayo制作和100%的MMV制作都卖给了两个国际营销者。普图马约生产的销售协议将于2021年12月31日和2023年6月30日到期。MMV制作的销售协议将于2022年6月30日到期。每一位销售客户的流失不会对我们公司造成实质性的不利影响，因为客户可以被替代。

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

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竞争

石油和天然气行业竞争激烈。我们面临来自本地和跨国公司的竞争。这场竞争影响了我们收购资产、承包钻井和其他油田设备以及获得训练有素的人员的能力。许多竞争对手，如哥伦比亚和厄瓜多尔的国家石油公司，拥有更多的财政和技术资源。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对其进行的任何更改，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。我们未来收购更多物业和发现储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业并完成交易的能力。石油和天然气行业在土地合同、前景和资源方面存在着激烈的竞争，我们竞争开发和生产这些储量，以具有成本效益。此外，我们竞相将我们的石油生产货币化：运输能力和基础设施，以交付我们的产品，保持熟练的劳动力，并获得高质量的服务和材料。

地理信息

根据地理组织，哥伦比亚是唯一需要报告的部分。2019年期间，我们在厄瓜多尔签署了三个区块的参与合同。截至2021年12月31日和2020年12月31日止年度，厄瓜多尔业务部门并不重要，并计入我们的哥伦比亚可报告部分。长期资产是指房地产、厂房和设备，包括所有石油和天然气资产、家具和固定装置、汽车、计算机设备和资本化租赁。我国没有长期持有的资产，这就是美利坚合众国。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里的公司总部持有的资产并不重大，并被计入哥伦比亚可报告部分的“其他”类别。由于我们所有的勘探和开发业务都在哥伦比亚和厄瓜多尔，我们面临着与这些业务相关的许多风险。关于与我们的海外业务有关的风险，见第1A项“风险因素”。

监管

哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气行业都受到了严格的监管。与勘探、开发和生产活动有关的权利和义务对每个项目都是明确的；经济由特许权使用费/税收制度管理。财产收购和转让需要各种政府批准，包括但不限于满足财务和技术资格标准，才能被认证为该国的石油和天然气公司。石油和天然气特许权通常以固定期限授予，并有机会延期。

哥伦比亚政府

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

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

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

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

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

厄瓜多尔行政当局

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

在厄瓜多尔，能源和不可再生自然资源部(“MERNNR”，西班牙语首字母缩写)负责签署石油和天然气合同，并通过能源和不可再生自然资源监管机构管理厄瓜多尔的石油和天然气行业。

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

在参与合同下作业时，承包者是在作业执行期间从合同区提取的碳氢化合物的所有人，但根据每份合同商定的MERNNR所拥有的体积份额除外。

环境合规性

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

我们已经实施了一个全公司范围的基于网络的报告系统，使我们能够跟踪事件和相应的纠正措施以及相关成本。我们有企业健康、安全和环境管理政策和计划以及企业环境管理计划(“EMP”)。该环境管理计划是以

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世界银行/国际金融公司，并反映最佳行业做法。我们拥有通过ISO14001：2015认证的环境管理体系，代表着符合国际公认的行业最佳实践，以及环境风险管理计划和健全的废物管理程序。定期进行空气、土壤和水测试，并为所有地点和石油运输制定了环境应急计划。我们有一个定期的季度报告制度，向执行管理层以及董事会的健康、安全和环境委员会报告。我们有一个内部和外部审计的时间表，并对做法和程序进行例行检查，并进行紧急反应演习。

截至2021年12月31日，我们共完成苏洛伦特区块25.3公顷的环境清理工作。环境清理与2013年非法组织在该地区造成的漏油事件有关。在截至2021年12月31日的年度内，没有发生任何清理活动。

人力资本管理

截至2021年12月31日，我们有319名全职员工(2020年12月31日至322年)：90名在卡尔加里公司办公室，228名在哥伦比亚(波哥大156名员工，72名外勤人员)，1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很好。

健康与安全

安全是我们的第一要务，我们已经实施了安全管理系统、程序和工具来保护我们的员工和承包商。作为我们健康和安全管理系统的一部分，我们识别与工作场所相关的潜在风险，并制定措施来减少可能的危险。我们为我们的员工提供一般的安全培训，并为那些在我们所有业务中工作的员工实施特定的计划，如设备和机械安全、化学品管理和电气安全。在新冠肺炎疫情期间，我们还采取了额外措施，提供广泛的检测、口罩、个人卫生用品包，并经常对我们的设施和设备进行消毒.

工作场所的做法和政策

Gran Tiera Energy是一家机会均等的雇主，致力于平等和采购当地员工、承包商和供应商。该公司有一项增加性别和多样性代表性的计划，包括防止承包商在选拔和招聘方面存在性别歧视的指导方针，鼓励在整个供应链中招聘女性，培训以提高女性员工和候选人的竞争力，以及保证包括时间表和工资在内的公平工作条件。

我们致力于通过提供培训和指导计划，使员工和承包商能够在他们的角色中成长，从而取得进步。这方面的一个例子是我们的Te Enseña(与Gran Tiera一起学习)计划。它涉及几个部门的独立培训课程，参与者提高内部知识并进一步发展他们的技能。Gran Tiera还提供员工主导的虚拟培训课程，促进个人成长，并创造一个向同龄人学习的空间。这些计划促进了员工和承包商之间的部门间联系，提供了远程工作的能力。

补偿

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

婚约

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

可用信息

我们向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交或提供年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。我们通过我们的网站www.grantierra.com免费提供我们的Form 10-k年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-k当前报告，以及对这些报告的所有修订

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在这些材料以电子方式存档或提供给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快提交。我们的商业行为和道德准则、公司治理准则、审计委员会章程、薪酬委员会章程以及提名和公司治理委员会章程也张贴在我们网站的治理部分。我们的网站地址仅供参考。本公司网站上的信息未纳入本年度报告或以其他方式成为本年度报告的一部分。我们打算使用我们的网站作为向公众分发信息的手段，以符合公平披露法规的目的。

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

第1A项。风险因素

与我们的业务相关的风险

石油和天然气的价格和市场是不可预测的，往往会大幅波动，这可能导致暂时停产并降低我们的价值。

 

我们几乎所有的收入都来自石油销售。当前和远期合约油价是基于全球需求、供应、天气、管道能力限制、库存水平、地缘政治动荡、世界卫生事件和其他因素，所有这些都不是我们所能控制的。从历史上看，石油市场一直不稳定，预计将继续如此。2021年期间，全球石油和天然气价格从历史低点回升，并创下多年来的新高，这是由于许多国家正在从新冠肺炎疫情中恢复过来，在世界经济增长的推动下，全球对石油的需求增加。我们预计，近期油价将继续受到新冠肺炎疫情持续时间和严重程度以及相关宏观经济事态发展的影响，如供应链和物流中断，以及它们对石油和天然气供需的影响。此外，我们收到的石油销售价格虽然是根据国际石油价格确定的，但也是根据与采购商签订的合同确定的，其中包括运输和质量差额的扣除。差额和运输成本可能会随着时间的推移而变化，并对已实现的价格产生不利影响。

未来油价下跌、价格持续低迷、价格持续波动和借贷成本上升可能会对我们的财务状况、我们未来的运营结果(包括使现有项目无利可图或需要暂时停产)、我们可获得的融资、在经济基础上可回收的储量数量以及我们证券的市场价格产生实质性的不利影响。

我们可能会受到全球流行病的不利影响，包括正在进行的新冠肺炎大流行

新冠肺炎的爆发持续了整个2021年，包括高传播性奥密克戎变体的传播。世界范围内的经济环境继续动荡，使得会计估计更加繁重。尽管油价在2021年有所改善，但这种动荡的经济气候已经并可能在未来对我们的公司产生重大不利影响，包括但不限于：

•如果大宗商品价格大幅下跌，收入和现金流就会出现实质性下降；

•与“新冠肺炎”健康和安全预防措施有关的额外业务和运输费用，包括增加卫生要求和改进现场卡车运输桶和更换船员的程序；

•由于资本计划减少和停产，收入和经营活动下降；

•减值费用；

•不能遵守债务协议中的契诺和限制；

•无法获得资金来源；

•由于金融机构面临投资者和政治压力，要求它们减少对化石燃料行业的承诺，可用资本减少；

•我们的客户和供应商不履行义务的风险增加；

•供应链问题；

•由于通货膨胀率上升，运营和运输成本增加；

•劳工短缺；以及

•当我们调整人员以适应动态环境时，操作中断。

情况是动态的，对经济的最终影响和对我们公司的财务影响的最终持续时间和程度目前还不完全清楚。

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对石油和天然气储量的估计可能不准确，我们的实际收入可能低于估计

 

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

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

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

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

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

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

勘探石油和天然气以及开发新的地层是有风险的

石油和天然气勘探涉及高度的运营和财务风险。这些风险在勘探、评估和开发的早期阶段更为严重。由于在未知地层中钻井的内在不确定性和成本，以及遇到各种钻井条件，如意外地层或压力、储层过早下降、水侵入产层、井中工具丢失、以及由于先前的探井或额外的地震数据及其解释而引起的钻井计划和位置的变化，因此很难预测实施勘探钻井计划的结果和成本。未来的油气勘探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自那些产量高但净收入不足以在扣除钻井、运营和其他成本后返还利润的油井。

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

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

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

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

我们所有已探明的储量和产量目前都位于哥伦比亚；然而，我们最终可能会扩展到其他国家。勘探和生产作业受到法律、社会、安全、政治和经济不确定因素的影响，包括恐怖主义、社会动乱和激进主义、非法封锁、地方或国家劳工团体罢工、干扰私人合同权、货币汇率剧烈波动、高通货膨胀率、汇率管制、税率变化、影响环境问题(包括土地使用和用水)、工作场所安全、外国投资、对外贸易、投资或税收的法律或政策变化，以及对石油和天然气行业实施的限制，如生产限制、价格管制和出口管制。当这种中断发生时，它们可能会对我们的运营产生不利影响，并威胁到我们项目的经济可行性或我们实现生产目标的能力。

哥伦比亚和厄瓜多尔都可能经历未来的政治和经济不稳定。哥伦比亚经历了与安全、游击和贩毒有关的社会、经济和安全动荡。未来选举进程带来的政治变化可能会导致新政府或采取新的政策、法律或法规，从而可能对外国投资采取更具敌意的态度，包括但不限于：征收附加税；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，这种变化可能导致终止合同权和没收外国所有的资产，或重新谈判或使现有的特许权和合同无效。在厄瓜多尔或哥伦比亚，石油和天然气或投资法规和政策的任何变化或政治态度的转变都不是我们所能控制的，可能会严重阻碍我们扩大业务或盈利运营的能力。哥伦比亚与美国和加拿大签订了投资保护条约，并有合同神圣不可侵犯的历史。

厄瓜多尔的石油生产最近受到两条主要管道(Sistema de Oleoductos Trans厄瓜多尔adoriano(SOTE)和Oleoducto de Crudos Pesados(OCP)管道)中断的影响，这是由于可卡河沿岸地区严重的土壤侵蚀造成的有形破坏。虽然这些管道现在已经改道并重新投入使用，但GTE从未来通过这些系统向市场输送石油的能力仍然存在一些风险，因为不可预见的自然事件可能再次导致OCP和SOTE管道中断。这类事件可能包括但不限于地震、火山喷发和其他严重的土壤侵蚀。GTE通过维护其设施的过剩存储容量(通常设计为3天)以及可选择用卡车将石油运输到销售点来缓解这一风险。

我们很容易受到与地理集中运营相关的风险的影响

我们的绝大多数产量来自位于哥伦比亚的四个油田。在截至2021年12月31日的一年中，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田总共创造了我们89%的产量，截至2021年12月31日，这四个油田占84%的我们已探明的储量。由于这种集中，我们可能会不成比例地受到地区供需因素的影响，其中包括我们向较小的潜在买家出售或销售我们的石油的能力受到限制，政府监管、社区抗议、游击队活动、加工或运输能力限制、政府继续授权在这些地区勘探和钻探、恶劣天气事件以及钻井平台和相关设备、设施、人员或服务的可用性导致这些地区的油井生产延迟或中断。由于我们物业组合的集中性质，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营业绩的影响可能比对其他拥有更多元化物业组合的公司的影响更大。

我们依靠当地的基础设施和交通工具来储存和运输我们的产品。这些基础设施，包括存储和运输设施，比北美欠发达，在我们运营的地区，按商业上可接受的条件可能不足以满足我们的需求。此外，我们在偏远地区作业，可能依靠直升机、船只或其他交通方式。其中一些运输方式可能导致风险水平上升，包括涉及重伤或生命损失的事故风险，并可能导致运营

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延迟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，其中一些设备是专门的，在我们的行动地区可能很难获得，这可能会阻碍或延误行动，并可能增加这些行动的成本。2021年，我们经历了国家封锁，对我们主要油田的年产量产生了负面影响，如Acordionero、Costayaco、Suroriente、Cumplidor和Moqueta。2021年第四季度初，国家封锁已经解决。此外，在2021年第四季度，我们经历了当地农民对哥伦比亚政府的封锁，导致Suroriente和Put-7区块暂时关闭。这些封锁于2021年11月解决。

我们业务领域的社会混乱或社区纠纷可能会延误生产并导致收入损失

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

哥伦比亚或厄瓜多尔的安全担忧可能会扰乱我们的行动

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

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

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

我们的所有收入都来自加拿大和美国以外的地区，如果我们决定或被要求将来自外国司法管辖区的收入汇回国内，我们可能会被征税

我们所有的收入都来自加拿大和美国以外的地区。海外业务产生的现金通常不能用于资助国内或总部业务，除非资金汇回国内。目前，除了支付总部费用外，我们不打算将更多资金汇回国内，但如果我们这样做了，我们可能不得不在某些司法管辖区就累积收益的分配积累和支付预扣税。境外子公司的未分配收益被认为是

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永久再投资，以及确定这些未分配收益的未确认递延税项负债额是不可行的。

网络攻击的威胁和影响可能会对我们的运营产生不利影响，并可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失

我们使用数字技术和软件程序解释地震数据，管理钻井平台，进行储层建模和储量估计，以及处理和记录财务和运营数据。我们依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来存储、传输、处理和记录敏感信息(包括商业机密、员工信息以及财务和运营数据)，与员工和业务合作伙伴沟通，分析地震和钻探信息，估计石油和天然气储量，以及许多其他与我们业务相关的活动。在日益困难的自然环境中勘探和开发石油和天然气所需技术的复杂性，以及对石油和天然气资源的全球竞争，使得某些信息对窃贼具有吸引力。我们的业务流程取决于我们信息技术基础设施的可用性、容量、可靠性和安全性，以及我们根据不断变化的需求扩展和持续更新此基础设施的能力，因此，我们的设施和基础设施保持安全对我们的业务至关重要。虽然我们已经实施了减轻此类事件影响的战略，但我们不能保证为防御网络安全威胁而采取的措施足以达到这一目的。在发生安全漏洞或火灾或洪水等灾难时，信息技术功能支持我们业务的能力以及我们从意外中断中恢复关键系统和信息的能力无法得到充分测试，并且存在这样的风险，即如果此类事件实际发生，我们可能无法立即应对漏洞或灾难的影响。在这种情况下，关键信息和系统可能在几天或几周内不可用，导致我们无法及时开展业务或执行某些业务流程。此外，如果这些事件中的任何一项成为现实，都可能导致我们运营所必需的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

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

与我们的财务状况有关的风险

我们的业务需要大量的资本支出，而我们可能没有必要的资源来为这些支出提供资金

我们2022年的基本资本计划是22000美元的万到24000美元的万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2022年资本计划提供资金。从运营现金流中为这一项目提供资金，在一定程度上取决于布伦特原油价格至少达到每桶60美元或更高。2022年1月1日至2月18日期间，布伦特原油的平均价格为每桶88.34美元。

如果运营现金流、手头现金和我们信贷安排下的可用能力不足以为我们的资本计划提供资金，我们可能需要寻求外部融资，或者推迟或减少我们的勘探和开发活动，这可能会影响产量、收入和储量。

如果我们需要额外资本，我们可以通过各种融资交易或安排寻求资金来源，包括合资项目、债务融资、股权融资或其他方式。我们可能无法以优惠条件获得资本，或者根本无法获得资本。如果我们确实成功地筹集了额外的资本，未来的融资可能会稀释我们的股东，因为我们可能会向投资者发行额外的普通股或其他股权。此外，债务和其他夹层融资可能涉及资产质押，需要约束我们商业活动的契约，并且可能优先于股权持有人的利益。在寻求未来的资本融资时，我们可能会产生大量成本，包括投资银行费用、法律费用和其他成本。我们还可能被要求确认与我们可能发行的某些证券相关的非现金费用，如可转换债券和认股权证，这将对我们的财务业绩产生不利影响。

 

我们获得所需资金的能力可能会受到以下因素的影响：资本市场疲软(包括石油和天然气行业)、我们的石油和天然气资产的位置，包括哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气资产的位置，商品市场上石油和天然气价格低或下降，以及失去关键的管理。此外，如果是石油或天然的

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大宗商品市场上的天然气价格下降，那么我们的收入可能会减少，这种收入的减少可能会增加我们对资本的要求。管理我们勘探活动的一些合同安排可能要求我们承诺某些资本支出，如果我们没有履行这些承诺所需的资本，我们可能会失去合同权利。如果我们能够从融资活动中筹集到的资金量，以及我们从运营中获得的现金流，不足以满足我们的资本需求(即使我们减少了我们的活动)，我们可能会被要求削减我们的业务。

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

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

我们的循环信贷安排下的借款基础可能会被贷款人减少，这可能会阻止我们满足未来的资本需求。

我们循环信贷安排下的借款基数目前为15000美元万，其中12500美元万目前有资格借款，2,500美元万尚待多数贷款人批准。我们的借款基数每年由贷款人重新确定两次，下一次重新确定不晚于2022年5月。我们的借款基数可能会因石油或天然气价格下跌、经营困难、储备下降、贷款要求或法规、贷款人愿意向石油和天然气行业放贷、发行新的债务或任何其他原因而减少。我们不能肯定，如果需要，资金将以可接受的条件提供，并达到所需的程度。如果我们的借款基数减少，我们可能需要偿还超过重新确定的借款基数的任何债务，这将耗尽运营现金流或需要额外的融资。

此外，我们的借款基础是在符合我们的循环信贷安排的条款和契诺的情况下提供的，包括遵守该等安排的比率和其他财务契诺，而未能遵守该等比率或契诺可能迫使我们偿还部分借款并遭受不利的财务影响。我们必须遵守以下财务契约：将公司的债务与EBITDAX的比率限制为最高4.0；将公司的高级担保债务与EBITDAX的比率限制为最高3.0；以及维持EBITDAX与利息支出的比率至少为2.5。

如果我们不遵守这些金融契约，将导致信贷协议条款下的违约，这可能导致我们循环信贷安排下所有债务的加速偿还。循环信贷安排下的违约事件将导致管理我们优先票据的契约违约，这可能允许票据持有人要求我们回购所有未偿还的优先票据。根据2022年使用的布伦特原油价格和产量水平展望，管理层预计将遵守信贷安排协议中包含的财务契约。

某些LIBOR基准在2021年12月31日之后将不再发布。我们预计，伦敦银行同业拆借利率基准将被无风险利率取代。债务、对冲成本、估值和内部财务模型都是将受到替代参考利率过渡影响的领域的例子。这一过渡可能会影响我们的公司间贷款、商业合同中的逾期付款条款、结构性融资交易以及其他引用我们正常银行协议之外的LIBOR合同。将伦敦银行同业拆息利率转换为另一种参考利率，可能会增加我们的贷款成本。

我们的循环信贷安排将于2022年11月到期。我们可能无法以经济利率获得资本融资。

我们的循环信贷安排计划于2022年11月到期。不能保证我们重新谈判循环信贷安排时的金融市场条件或借款条款将与当前条款一样有利。

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和利率。我们可能无法在未来获得资金，用于营运资金、资本支出、收购、偿债要求或其他目的。

外币汇率波动可能会影响我们的财务业绩

 

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

法律和监管风险

我们依赖于从不同的政府当局获得和维护许可证和许可证

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

由于我们并不是我们目前参与的所有合资企业的运营商，我们可能会依赖运营商获得所有必要的许可证和执照。如果我们不遵守这些要求，我们可能会被阻止钻探石油和天然气，我们可能会受到民事或刑事责任或罚款。吊销或暂时吊销我们的环境和经营许可证可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

环境法规和风险可能会对我们的业务产生不利影响

 

环境监管严格，监管合规的成本和费用不断增加。石油和天然气业务的所有阶段都存在环境风险和危害，并根据一系列广泛的国际公约以及国家和区域法律和条例受到环境管制。环境立法除其他外，规定了对石油和天然气作业中使用或生产的各种物质的泄漏、释放或排放的限制和禁止。该立法还要求对油井和设施场地进行操作、维护、废弃和开垦，以使适用的监管当局满意。遵守这类立法可能需要大量支出。不遵守这些法律法规可能会导致我们暂停或终止运营，并受到行政、民事和刑事罚款和处罚。如果石油、天然气或其他污染物非法排放到空气、土壤或水中或造成某些其他环境影响，我们的业务可能会对政府或第三方造成重大环境责任。关于环境法律和法规的影响存在不确定性，包括目前有效的和预计将在未来提出的法律和法规。我们无法预测未来的环境法律将如何解释、管理或执行，但未来更严格的法律或法规或更有力的执行政策可能需要我们为安装和运行合规系统花费大量资金；因此，目前无法预测这些要求的性质和对我们公司的影响，尽管它们可能对我们的业务产生重大不利影响。

鉴于我们的业务性质，钻井或作业现场存在因操作故障、事故、破坏、管道故障或因卡车运输石油而被篡改或泄漏而导致石油泄漏的固有风险。所有这些都可能导致重大的潜在环境责任，如损害赔偿、诉讼费用、清理费用或罚款，其中一些可能是实质性的，我们的保险覆盖范围可能不够充分或不可用。

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

我们受到美国、加拿大、厄瓜多尔和哥伦比亚的反贿赂法律的约束，未来我们可能开展业务的其他司法管辖区也将受到类似法律的约束。我们可能直接或间接地面对官员、部落或叛乱组织、国际组织或私人实体的腐败要求。因此，我们面临员工、承包商、代理商和我们或我们的子公司或附属公司的合作伙伴未经授权付款或提供付款的风险，因为这些各方并不总是受我们的控制或指示。我们的政策是禁止这些做法。然而，我们现有的保障措施和对这些措施的任何未来改进可能会被证明是无效的或可能不会得到遵守，我们的员工、承包商、代理商和合作伙伴可能会从事非法行为，我们可能要对此负责。违反这些法律中的任何一项，即使我们的政策禁止，也可能导致刑事或民事制裁或其他处罚(包括利润返还)以及声誉损害，并可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。

如果美国未来对哥伦比亚或厄瓜多尔实施制裁，我们的业务可能会受到不利影响

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

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

世界各国政府越来越重视控制温室气体(“GHG”)排放，并以某种方式应对气候变化的影响。温室气体排放立法正在形成，并可能发生变化。例如，在国际一级，2015年12月，包括哥伦比亚在内的近200个国家在法国巴黎达成了一项国际气候变化协定(《巴黎协定》)，该协定呼吁各国制定自己的温室气体排放目标，并对每个国家为实现其温室气体排放目标而采取的措施保持透明。虽然目前还无法预测这项立法或可能通过的任何新法规将如何影响我们的业务，但未来任何此类限制温室气体排放的法律和法规都可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。目前的温室气体排放立法没有产生材料合规成本；然而，影响气候和气候相关事项的排放、碳和其他法规正在不断演变。目前还无法预测拟议的立法或法规是否会被采用，未来的任何此类法律和法规都可能导致额外的合规成本或额外的运营限制。如果我们无法收回与遵守强加于我们的气候变化监管要求相关的大量成本，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。对温室气体排放的重大限制可能会导致对我们生产的石油的需求减少，从而导致我们的储量价值下降。此外，近年来一直在努力影响投资界，让他们在投资公司的方式中考虑气候变化。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险；这可能会对我们的资本成本或获得资金产生负面影响。对气候变化风险的日益关注增加了公共和私人实体就石油和天然气公司的温室气体排放对其提起诉讼的可能性。如果我们成为任何此类诉讼的目标，我们可能会招致责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加责任，而不考虑公司对所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。最后，虽然我们努力使我们的业务运营适应预期的气候条件，但如果地球气候发生重大变化，例如我们服务的市场或我们资产所在地区的天气条件更加恶劣或频繁，我们可能会产生更多费用，我们的业务可能会受到实质性影响，对我们产品的需求可能会下降。

与我们普通股所有权相关的风险

我们普通股的股票在纽约证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所(LSE)上市，寻求利用这些市场之间的价格差异的投资者可能会造成市场价格的意外波动

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

如果我们不能满足纽约证券交易所美国继续上市的要求，纽约证券交易所可能会将我们的普通股退市

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

项目1B。未解决的员工意见

没有。

第三项。法律诉讼

 

我们正与安大略省医院商讨如何解释某些运输及相关费用是否有资格在计算HPR专营权费时扣除。与ANH的讨论正在进行中。虽然这些讨论的结果不能确切地预测，但我们相信这些问题的解决不会对公司的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。成本在发生或成为可能发生和确定时被记录。

我们还有其他几起诉讼和索赔悬而未决。尽管这些诉讼和纠纷的结果无法确定地预测，但我们相信这些问题的解决不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。我们记录发生或可能发生且可确定的成本。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

关于我们的执行官员的信息

以下是截至2022年2月18日有关我们高管的信息。

名字

年龄

位置

加里·S·古德里

66

总裁和董事首席执行官

瑞安·埃尔森

46

财务总监兼执行副总裁总裁

詹姆斯·埃文斯

56

企业服务部总裁副主任

罗杰·特林布尔

60

投资者关系部总裁副经理

劳伦斯·韦斯特

65

总裁副局长：探索

•加里·S·古德里、总裁和董事首席执行官。古德里自2015年5月7日以来一直担任Gran Tiera的首席执行官和总裁。2011年7月至2014年7月，Guidry先生担任卡拉卡尔能源公司总裁兼首席执行官；2009年10月至2011年7月，担任猎户座石油天然气公司总裁兼首席执行官；2005年5月至2009年1月，担任坦噶尼加石油公司首席执行官；2003年10月至2005年2月，担任卡尔平天然气信托公司首席执行官。作为这些公司的首席执行官，Guidry先生负责监督各自公司业务的所有方面。Guidry先生目前是非洲石油公司董事会成员(自2008年4月以来)，他还担任审计委员会成员和PetroTal Corp.董事会成员(自2017年12月以来)。2010年9月至2011年10月，古德里先生在Zodiac Explore Corp.董事会任职；2009年10月至2014年3月，他在TransGlobe Energy Corp.董事会任职；2007年2月至5月，他在TransGlobe Energy Corp.董事会任职

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2018年，他在沙马拉石油公司董事会任职。在此之前，Guidry先生先后担任艾伯塔省能源公司国际公司的高级副总裁和总裁，以及加拿大西方石油公司尼日利亚业务的总裁和总经理。古德里曾在也门、叙利亚和埃及指导勘探和生产业务，并曾在美国、哥伦比亚、厄瓜多尔、委内瑞拉、阿根廷和阿曼为世界各地的石油和天然气公司工作。Guidry先生是在艾伯塔省注册的专业工程师(P.Eng.)并持有理科学士学位。得克萨斯农工大学石油工程专业。

•瑞安·埃尔森，首席财务官兼执行副总裁总裁，财务。埃尔森自2015年5月以来一直担任Gran Tiera的首席财务官。Ellson先生拥有超过22年的国际企业融资和会计职位经验。埃尔森目前是美国石油公司(PetroTal Corp.)董事的合伙人(自2017年12月起)。自二零一四年七月至二零一四年十二月，Ellson先生担任Glencore E&P(加拿大)Inc.财务主管，而在此之前，总裁先生于二零一一年八月至二零一四年七月期间担任Caracal Energy Inc.财务主管，Caracal Energy Inc.为伦敦证券交易所(“伦敦证交所”)上市公司，业务于非洲乍得。嘉能可E&P(加拿大)于2014年7月收购了Caracal。在加入Caracal之前，Ellson先生于2010年4月至2011年8月期间担任海龙能源财务副总裁总裁。在这些职位上，Ellson先生负责监督财务和会计职能，实施和监督内部财务控制，为基于准备金的贷款安排提供担保，并参与了多次资本筹集。埃尔森曾在乍得、埃及、印度和加拿大的公司担任管理和执行职务。Ellson先生是一名特许专业会计师，拥有萨斯喀彻温大学的商业学士和专业会计硕士学位。埃尔森先生在哈佛商学院完成了高级管理人员领导力课程，并在宾夕法尼亚大学沃顿商学院完成了几个高管教育课程。

•詹姆斯·埃文斯，总裁副总裁，企业服务。自2015年5月以来，埃文斯一直担任格兰蒂拉负责企业服务的副经理总裁。埃文斯先生拥有超过28年的经验，包括过去17年在国际石油和天然气行业的工作经验。最近，Evans先生于2014年7月至2014年12月担任Glencore E&P(加拿大)Inc.合规与企业服务主管，在此之前于2011年7月至2014年6月担任Caracal Energy Inc.合规与企业服务副总裁总裁，负责监督公司战略和目标的执行，制定和实施强有力的企业合规计划，并管理其各个方面，包括文件控制、安全和行政。埃文斯先生还负责卡尔加里和乍得工作人员的招聘、培训和留用。他监督Caracal Energy从出售给嘉能可时的7名员工发展到400多名员工。在加入Caracal之前，埃文斯先生曾在猎户座石油天然气公司和坦噶尼卡石油公司担任高级管理和行政职位，拥有在埃及、叙利亚和加拿大的运营经验。埃文斯先生拥有卡尔加里大学的商业学士学位。

•罗杰·特林布尔，总裁副总裁，投资者关系部。特林布尔自2016年6月以来一直担任Gran Tiera的副手总裁，负责投资者关系。他是一名专业工程师，拥有38年以上国内外流域各类管理岗位的从业经验。在加入Gran Tiera之前，Trimble先生是Glencore E&P(加拿大)Inc.的企业规划、预算和财务主管，在此之前，他是Caracal Energy Inc.(被Glencore E&P收购)的企业规划、预算和业务发展主管。他曾担任过多个高级管理职位，包括加拿大猎人勘探公司的阿根廷地区经理、ESPRIT能源信托公司的总裁副经理、阿帕奇加拿大公司的油藏工程经理以及赫斯基能源公司的上游评估-前沿和国际经理。特林布尔先生是在艾伯塔省注册的专业工程师，也是APEGA的成员。他以优异成绩获得斯坦福大学石油工程理学学士学位。

•劳伦斯·韦斯特，总裁副局长，探索。自2015年5月以来，韦斯特一直担任格兰蒂埃拉的副手总裁，负责勘探业务。韦斯特先生拥有超过43年的高管、探险家和地质学家经验。最近，韦斯特在2011年7月至2014年6月期间担任加拉卡尔能源勘探公司副董事长总裁。韦斯特组建了一个多学科团队，评估乍得内陆裂谷盆地的资源和储量，并领导了一个成功的勘探项目。在他的任期内，他成功地在偏远的边境盆地按时和按预算进行了两次大型2D/3D地震拍摄。在加入Caracal之前，他参与了几家上市和私营公司的创办和发展，其中包括Reserve Royalty Corp.、Chariot Energy、Auriga Energy和Orion Oil and Gas。劳伦斯曾在艾伯塔省能源公司(AEC)工作，在那里他是与康韦斯特合并的团队中的一员。他建造了AEC东部团队，并带领他们前往美国落基山盆地。他的职业生涯始于帝国石油公司，在多学科团队中从事勘探和储集层表征工作，并担任勘探团队的技术导师。劳伦斯拥有麦克马斯特大学地质学荣誉学士学位和卡尔加里大学经济学专业MBA学位。

第二部分

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第五项。注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券

我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所、多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)和伦敦证券交易所(“伦敦证券交易所”)交易，代码为“GTE”。

AS截至2022年2月18日，我们普通股的记录持有人约有31人，367,144,500人面值0.001美元的流通股。

股利政策

我们从未宣布或支付普通股股票的股息，我们打算保留未来的收益，以支持业务的发展，因此在可预见的未来不会支付现金股息。未来股息的支付(如果有的话)将由我们的董事会在考虑各种因素后酌情决定，这些因素包括当前的财务状况、汇回现金的税务影响、经营业绩以及当前和预期的现金需求。根据信贷融资的条款，如本公司在信贷融资下出现违约，则本公司不能向其股东支付任何股息，如果本公司没有违约，则其向由本公司在哥伦比亚、加拿大和美利坚合众国的子公司组成的信贷融资集团(“信贷融资集团”)以外的股东支付股息必须获得银行批准。

性能图表

本年度报告中以“业绩图表”标题出现的10-k表格中的信息，是根据证券法S-k规例第201(E)项的规定“提供”的，并且不应被视为在美国证券交易委员会或受第14A或14C条(S-k规例第201(E)项所规定的除外)的“征求材料”或“存档”，也不应被视为与交易法第18条中的责任有关的“征求材料”或“存档”信息，除非我们通过引用的方式将其具体纳入证券法或交易法下的任何备案文件中。

下面的业绩图表显示了自2016年12月31日至2021年12月31日(我们的2021财年结束)这段时间内我们股票的累计总股东回报。这是与同期S总回报指数和S市盈率精选指数总回报的累计总回报进行比较的。该图假设，在2016年12月31日，100美元投资于我们的股票，100美元投资于其他两个指数，股息在除息日再投资，不支付任何佣金。图表中显示的绩效代表过去的绩效，不应视为未来绩效的指标。

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			12/2016			12/2017			12/2018			12/2019			12/2020			12/2021
大提埃拉能源公司(GTE)			$	100.0		$	89.4		$	71.9		$	42.7		$	12.0		$	25.2
S总回报率(SPXT)			$	100.0		$	121.8		$	116.5		$	153.2		$	181.4		$	233.4
S精选指数总回报率(SPSIOPTR)			$	100.0		$	90.9		$	65.5		$	59.5		$	37.7		$	63.2

第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

 

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

 

以下有关本公司财务状况和经营结果的讨论应与本年度报告表格10-k第二部分第8项所载的“财务报表和补充数据”一并阅读。本管理人员对财务状况和经营成果的讨论和分析一般讨论与截至2021年12月31日的财政年度有关的项目，以及分别截至2021年12月31日和2020年12月31日的财政年度之间的年度比较。与截至2019年12月31日的财政年度相关的讨论以及分别截至2020年12月31日和2019年12月31日的财政年度之间的年度比较未包括在本10-k表格年度报告中的讨论可在公司截至2020年12月31日的财政年度表格10-k年度报告的第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中找到。

概述

我们是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的公司，目前在哥伦比亚和厄瓜多尔拥有资产。截至2021年12月31日，我们在哥伦比亚的资产占我们已探明储量NAR的99%。在截至2021年12月31日的一年中，我们100%的收入来自哥伦比亚(2020-100%和2019-100%)。我们的总部设在加拿大阿尔伯塔省的卡尔加里。

截至2021年12月31日，我们估计已探明储量NAR为66.8MMBOE，较上年增长3%，其中63%为已探明开发储量，100%为石油。

财务和运营亮点

主要亮点

•2021年净收益为4,250美元万，或每股基本和稀释后收益0.12美元，而净亏损为$77800万，或每个S$(2.12)2020年基本野兔和稀释野兔

•2021年所得税前收入为2310美元万，而2020年所得税前亏损为85340美元万

•由于Acordionero和Costayaco油田的钻探和修井活动取得成功，我们2021年的总平均产量为21,588桶/日，高于2020年的20,072桶/日

•与2020年相比，我们2021年的石油总销售量NAR增长了7%，达到21598桶/日

•2021年石油销售额与2020年的2378万美元相比增长了99%，达到47370万美元，主要是由于布伦特价格上涨64%、销量上涨7%以及质量和运输折扣降低

•2021年每桶石油销量为60.09美元，比2020年高出86%，这直接是基准定价提高的结果

•调整后的EBITDA(2) 2021年是 24150万美元而2020年为9650万美元

•2021年，我们通过经营活动产生的净现金为24480万美元，比2020年的8110万美元增长202%

•来自运营的资金流动(2) 2021年增长312% 到$18650万或$0.51每股基本的和稀释的而2020年基本和稀释后为4520万美元或每股0.12美元

•2021年公司产生了 3,660万美元自由现金流(2)用于削减债务

•2021年每桶运营费用为16.79美元，上涨11%这主要是由于与Acordionero、Costayaco和Cohembi油田的电动潜水泵更换相关的更高的修井工作。2020年，我们关闭了未成年人

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由于新冠肺炎造成的低价环境，油田和延迟修井。总运营费用为2021年万为13230美元，而2020年万为11190美元，增幅为18%

•2021年每桶的质量和运输折扣为$10.86相比之下，2020年为10.98美元。减少的原因是2021年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚的差价较低，原因是与2020年相比，对重油的需求增加

•2021年每桶运输费用增加bY1%至1.44美元与2020年相比，主要是由于2021年井口销售量下降

•由于2021年的绩效奖金，2021年每桶基于股票的薪酬前的一般和行政(G&A)费用比2020年增加了8%，达到3.53美元。2021年基于股票的薪酬前的G&A支出为2,790美元万，而2020年为2,410美元万，增幅为15%

•资本支出增加了5,360美元万，较上年增长56%，至14990美元万，原因是2020年资本支出减少，原因是由于新冠肺炎造成的低价环境，减少了钻井活动并推迟了修井

•2021年12月21日，我们完成了半年度复核。在我们的选举中，我们将借款基础减少到15000美元万，其中12500美元的万目前有资格借款，2,500美元的万有待多数贷款人的批准。2021年，我们偿还了12250美元的循环信贷安排万，余额减少到6,750美元万截至2021年12月31日

•通过哥伦比亚政府的直接退税和我们石油销售的增值税，我们总共收取了12070万的增值税和所得税应收款项，并支付了10010万的增值税和所得税，2021年现金净流入为2050万，而2020年的净收入为5540万

(除非另有说明，否则以千美元计)			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						更改百分比						2020						更改百分比						2019
符合美国证券交易委员会标准的储备，净资产收益率(MMBOE)
已探明油气储量估算			67						3						65						(4)						68
估计可能油气储量			36						(18)						44						(24)						58
估计可能的油气储量			31						(30)						44						16						38
日均合并成交量(BOPD)
特许权使用费前的工作权益（“WI”）生产			26,507						17						22,624						(35)						34,817
版税			(4,919)						93						(2,552)						(56)						(5,802)
产量NAR			21,588						8						20,072						(31)						29,015
库存减少			10						(89)						91						(27)						125
销售额(1)			21,598						7						20,163						(31)						29,140
净收益(亏损)			$	42,482					105						$	(777,967)					(2,111)						$	38,690
运营网背
石油销售			$	473,722					99						$	237,838					(58)						$	570,983
运营费用			(132,331)						18						(111,888)						(39)						(183,204)
交通费			(11,315)						7						(10,543)						(48)						(20,400)
运营净收益 (2)			$	330,076					186						$	115,407					(69)						$	367,379
股票补偿前的G & A费用			$	27,867					15						$	24,134					(31)						$	35,071
G & A股票补偿			$	8,396					590						$	1,216					(15)						$	1,430
调整后的EBITDA(2)			$	241,536					150						$	96,482					(71)						$	329,359
经营活动提供的净现金			$	244,834					202						$	81,074					(54)						$	177,665
运营资金流 (2)			$	186,485					312						$	45,213					(83)						$	272,409
资本支出			$	149,879					56						$	96,281					(75)						$	379,314
为收购支付的现金，扣除收购的现金			$	—					—						$	—					(100)						$	77,772

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			截至12月31日，
（千美元）			2021						更改百分比						2020						更改百分比						2019
现金和现金等价物以及当前受限现金和现金等价物			$	26,501					88						$	14,114					60						$	8,817
循环信贷安排			$	67,500					(64)						$	190,000					61						$	118,000
高级附注			$	600,000					—						$	600,000					—						$	600,000

(1)销售量是指根据库存变化调整后的生产净现值。

(2)非GAAP衡量标准

营运净额、经调整的EBITDA、营运资金流及自由现金流均为非GAAP计量，并无任何GAAP规定的标准化含义。管理层将这些衡量标准视为财务业绩衡量标准。请投资者注意，这些指标不应被解释为净收益或亏损的替代指标或根据公认会计原则确定的其他财务业绩指标。我们计算这些指标的方法可能与其他公司不同，因此可能无法与其他公司使用的类似指标进行比较。每项非公认会计准则财务计量与相应的公认会计准则计量一起列示，以避免暗示应更多地强调非公认会计准则计量。

如图所示，营业净收入的定义是石油销售减去营业和运输费用。管理层认为，经营净值是管理层和投资者分析财务业绩的有用补充指标，并在考虑其他收入和支出之前提供了我们主要业务活动产生的结果的指示。上表提供了从石油销售到业务净回扣的对账。

如列示，EBITDA定义为经损耗、折旧及增值(“DD&A”)开支、利息开支及所得税开支或回收调整后的净收益或亏损。列示的经调整EBITDA定义为经资产减值、商誉减值、非现金租赁费用、租赁付款、未实现汇兑损益、未实现衍生工具损益、其他金融工具损益、可转换票据赎回损失、其他非现金亏损和基于股票的补偿支出调整后的EBITDA。管理层在考虑非现金项目对收入的影响之前，使用这个补充指标来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入，并相信这个财务指标是一个有用的补充

供投资者分析我们的业绩和财务结果的信息。从净收益或亏损到EBITDA和调整后的EBITDA的对账如下：

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			截至的年度																		截至三个月
			十二月三十一日，																		十二月三十一日，												9月30日，
（千美元）			2021						2020						2019						2021						2020						2021
净收益(亏损)			$	42,482					$	(777,967)					$	38,690					$	62,524					$	(47,871)					$	35,007
调整以调节净利润（亏损）与EBITDA和调整后EBITDA
DD&A费用			139,874						164,233						225,033						41,574						33,115						38,055
利息开支			54,381						54,140						43,268						13,026						13,936						13,608
所得税(回收)费用			(19,346)						(75,394)						57,285						(46,141)						(13,158)						8,955
息税折旧摊销前利润(非公认会计准则)			$	217,391					$	(634,988)					$	364,276					$	70,983					$	(13,978)					$	95,625
资产减值			—						564,495						—						—						57,402						—
商誉减值			—						102,581						—						—						—						—
非现金租赁费用			1,667						1,951						1,806						445						457						408
租赁费			(1,621)						(1,926)						(1,969)						(382)						(522)						(384)
未实现汇兑损失(收益)			21,879						5,271						1,803						4,934						(17,064)						3,465
未实现衍生工具（收益）损失			(9,589)						8,974						396						(12,088)						8,421						(4,729)
其他金融工具损失(收益)			3,369						46,882						(49,884)						15,794						(14,404)						(13,634)
可转换票据赎回损失			—						—						11,501						—						—						—
其他非现金损失			44						2,026						—						44						—						—
基于股票的薪酬费用			8,396						1,216						1,430						1,799						1,923						1,053
调整后的EBITDA(非GAAP)			$	241,536					$	96,482					$	329,359					$	81,529					$	22,235					$	81,804

所列营运资金流量定义为经DD&A开支、资产减值、商誉减值、递延税项开支或回收、股票补偿开支、债务发行摊销成本摊销、非现金租赁开支、租赁付款、未实现汇兑损益、未实现衍生工具损益、可转换票据赎回亏损、其他金融工具损益及其他非现金亏损调整后的净收益或亏损。管理层在考虑非现金项目对收入或亏损的影响之前，使用这一财务指标来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入或损失，并认为这一财务指标也是投资者分析业绩和我们的财务结果的有用的补充信息。自由现金流的定义是资金流减去资本支出。管理层使用这一财务指标来分析我们的主要业务活动在资本要求后产生的现金流，并认为这一财务指标也是投资者分析业绩和我们的财务结果的有用补充信息。从净收益或亏损到业务资金流和自由现金流的对账如下：

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						截至的年度																		三个月过去了，
						十二月三十一日，																		十二月三十一日，												9月30日，
（千美元）						2021						2020						2019						2021						2020						2021
净收益(亏损)						$	42,482					$	(777,967)					$	38,690					$	62,524					$	(47,871)					$	35,007
对净收益(亏损)与业务资金流进行调整
DD&A费用						139,874						164,233						225,033						41,574						33,115						38,055
资产减值						—						564,495						—						—						57,402						—
商誉减值						—						102,581						—						—						—						—
递延税金(回收)费用						(23,825)						(76,148)						40,227						(50,634)						(13,352)						8,955
基于股票的薪酬费用						8,396						1,216						1,430						1,799						1,923						1,053
债务发行成本摊销						3,809						3,625						3,376						1,127						851						907
非现金租赁费用						1,667						1,951						1,806						445						457						408
租赁费						(1,621)						(1,926)						(1,969)						(382)						(522)						(384)
未实现汇兑损失(收益)						21,879						5,271						1,803						4,934						(17,064)						3,465
未实现衍生工具（收益）损失						(9,589)						8,974						396						(12,088)						8,421						(4,729)
可转换票据赎回损失						—						—						11,501						—						—						—
其他金融工具损失(收益)						3,369						46,882						(49,884)						15,794						(14,404)						(13,634)
其他非现金损失						44						2,026						—						44						—						—
运营资金流（非GAAP）						$	186,485					$	45,213					$	272,409					$	65,137					$	8,956					$	69,103
资本支出						$	149,879					$	96,281					$	379,314					$	40,229					$	39,903					$	34,839
自由现金流(非公认会计准则)						$	36,606					$	(51,068)					$	(106,905)					$	24,908					$	(30,947)					$	34,264

综合经营成果

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						更改百分比						2020						更改百分比						2019
石油销售			$	473,722					99						$	237,838					(58)						$	570,983
运营费用			132,331						18						111,888						(39)						183,204
交通费			11,315						7						10,543						(48)						20,400
运营净收益 (1)			330,076						186						115,407						(69)						367,379
新冠肺炎相关成本			3,694						38						2,679						100						—
DD&A费用			139,874						(15)						164,233						(27)						225,033
资产减值			—						(100)						564,495						100						—
商誉减值			—						(100)						102,581						100						—
股票补偿前的G & A费用			27,867						15						24,134						(31)						35,071
G & A股票补偿费用			8,396						590						1,216						(15)						1,430
汇兑损失			20,477						389						4,184						567						627
衍生工具损失			48,838						1,564						2,935						(20)						3,669
其他金融工具损失(收益)			3,369						(93)						48,047						196						(49,884)
利息开支			54,381						—						54,140						25						43,268
			306,896						(68)						968,644						274						259,214

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其他损失			(44)						(91)						(469)						(96)						(12,886)
利息收入			—						(100)						345						(50)						696
所得税前收入(亏损)			23,136						103						(853,361)						(989)						95,975
当期所得税支出			4,479						494						754						(96)						17,058
递延所得税(回收)费用			(23,825)						69						(76,148)						(289)						40,227
所得税（回收）费用总额			(19,346)						74						(75,394)						(232)						57,285
净收益(亏损)			$	42,482					105						$	(777,967)					(2,111)						$	38,690
销售发票（NAR）
总销量，BOPD			21,598						7						20,163						(31)						29,140
布伦特每桶价格			$	70.95					64						$	43.21					(33)						$	64.16
每桶销售配额的合并运营业绩（NAR）
石油销售			$	60.09					86						$	32.23					(40)						$	53.68
运营费用			16.79						11						15.16						(12)						17.23
交通费			1.44						1						1.43						(26)						1.92
运营净收益 (1)			41.86						168						15.64						(55)						34.53
新冠肺炎相关成本			0.47						31						0.36						100						—
DD&A费用			17.74						(20)						22.25						5						21.16
资产减值			—						(100)						76.49						100						—
商誉减值			—						(100)						13.90						100						—
股票补偿前的G & A费用			3.53						8						3.27						(1)						3.30
G & A股票补偿费用			1.07						569						0.16						23						0.13
汇兑损失			2.60						356						0.57						850						0.06
衍生工具损失			6.19						1,448						0.40						18						0.34
其他金融工具损失(收益)			0.43						(93)						6.51						239						(4.69)
利息开支			6.90						(6)						7.34						80						4.07
			38.93						(70)						131.25						439						24.37
其他损失			(0.01)						(83)						(0.06)						(95)						(1.21)
利息收入			—						(100)						0.05						(29)						0.07
所得税前收入(亏损)			2.92						103						(115.62)						(1,382)						9.02
当期所得税支出			0.57						470						0.10						(94)						1.60
递延所得税(回收)费用			(3.02)						71						(10.32)						(373)						3.78
所得税（回收）费用总额			(2.45)						76						(10.22)						(290)						5.38
净收益(亏损)			$	5.37					105						$	(105.40)					(2,996)						$	3.64

(1)运营净回报是一项非GAAP指标，不具有GAAP规定的任何标准化含义。有关该指标的定义和对账，请参阅“财务和运营要点-非GAAP指标”。

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石油生产和销售主管，BOPD

			截至十二月三十一日止的年度：
日均成交量(BOPD)			2021						2020						2019
特许权使用费前的Wi生产			26,507						22,624						34,817
版税			(4,919)						(2,552)						(5,802)
产量NAR			21,588						20,072						29,015
库存减少			10						91						125
销售			21,598						20,163						29,140
特许权使用费，特许权使用费前工作利益生产的百分比			19		%				11		%				17		%

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

在截至2021年12月31日的一年中，特许权使用费占产量的百分比与上一年相比有所增加，这与哥伦比亚基准石油价格的上涨和对价格敏感的特许权使用费制度相称。

截至2020年12月31日的年度石油产量NAR下降31%从2019年的29,015 BOPD增加到20,072 BOPD。由于新冠肺炎大流行和相关的世界石油价格暴跌，产量下降。在2020年上半年，我们关闭了次要油田，减少了钻井活动，并推迟了修井，以保护公司的资产负债表和流动性。在低价环境下，我们采取了谨慎的举措，不是最大化生产，而是将生产推迟到更高的价格环境中。此外，我们遇到了与当地农民封锁有关的不可抗力，导致Suroriente和Put-7区块的生产在2020年上半年停产。

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

石油销售

石油销售截至2021年12月31日的年度，增长99%万达到47370美元，而2020年的万为23780美元，这主要是由于2021年布伦特原油价格上涨%，销售量增加7%，以及质量和运输折扣下降。

截至2020年12月31日止年度的石油销售额为23780美元万，较2019年的57100美元万下降58%，主要原因是布伦特原油价格下降33%，销售量下降31%，以及2020年质量和运输折扣增加。

下表显示了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度，已实现价格和销售量的变化对我们石油销售的影响：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
比较期间的石油销售量			$	237,838					$	570,983					$	613,431
实现销售涨价(降价)效果			219,641						(158,334)						(51,485)
销售量增(减)效			16,243						(174,811)						9,037
本期石油销售量			$	473,722					$	237,838					$	570,983

在每桶的基础上，平均实现价格增长了86%至60.09美元截至2021年12月31日的一年，与2020年的32.23美元相比，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的差价较低。2021年，卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚每桶的平均差额5.74美元和3.52美元分别为6.79美元和4.31美元，2020年分别为6.79美元和4.31美元。

以每桶计，截至2020年12月31日止年度的平均已实现价格下降40%至32.23美元，较2019年的53.68美元下降，主要是由于基准油价下降以及2020年卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚差价上升所致。2020年，卡斯蒂利亚和瓦斯科尼亚每桶的平均差额分别为6.79美元和4.31美元，而2019年分别为5.64美元和2.54美元。

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交通费

我们有通过多条管道和卡车运输路线出售石油的选择。每条运输路线对实际价格和运输费用的影响是不同的。下表显示了在截至2021年12月31日的三年中，我们使用每种运输方式在哥伦比亚销售的石油数量的百分比：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
通过管道运输的流量			12		%				4		%				1		%
井口销售量			34		%				48		%				51		%
通过卡车向管道输送的流量			54		%				48		%				48		%
			100		%				100		%				100		%

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

交通费截至2021年12月31日的年度，增加bY 7%至1,130美元万，而2020年的万为1,050美元，这是由于2021年期间井口的销售量较高而销售量较低所致。以每桶计，交通费增加了。1%至1.44美元，2020年为1.43美元。每桶运输费用的增加是由于2021年井口销售量减少，导致每桶运输费用与2020年同期相比略有上升。

截至2020年12月31日的年度的运输费用下降了48% 至1050万美元，与2040万美元2019年，由于销售量下降和2020年期间使用替代交通路线。在每桶的基础上，运输费用减少了。26%从2019年的1.92美元增加到1.43美元。每桶运输费用减少的原因是2020年期间采用了替代运输路线，与2019年同期相比，每桶运输费用较低。

(1)运营净回报是一项非GAAP指标，不具有GAAP规定的任何标准化含义。有关该指标的定义和对账，请参阅“财务和运营要点-非GAAP指标”。

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下表显示了截至2021年12月31日的三年中，我们在哥伦比亚的平均实现价格净额扣除运输费用后的差异：

			截至十二月三十一日止的年度：
(U.S.每桶美元销售额NAR）			2021						2020						2019
布伦特原油平均价格			$	70.95					$	43.21					$	64.16
平均实现价格，扣除比较期的运输费用			$	30.80					$	51.76					$	55.76
提高(降低)基准价格			27.74						(20.95)						(7.53)
质量和运输折扣减少（增加）			0.12						(0.50)						2.68
交通费用（增加）减少			(0.01)						0.49						0.85
平均实现价格，扣除当年运输费用			$	58.65					$	30.80					$	51.76

运营费用

运营费用截至2021年12月31日的一年，万增长18%，达到13230美元，而2020年的万为11190美元。在每桶基础上，与上年的15.16美元相比，运营费用增加了1.63美元，达到16.79美元，这主要是因为与更换Acordionero、Costayaco和Cohembi油田的电动潜水泵有关的每桶修井活动增加了1.03美元。修井活动的增加在一定程度上与恢复2020年失败并于2021年恢复使用的油井有关。2020年经营活动减少的原因是关闭了成本较高的油井，以应对新冠肺炎疫情造成的石油需求低迷造成的低油价环境。

截至2020年12月31日的年度的运营费用为11190美元万，较2019年的18320美元万下降了39%。以每桶计，营运费用较2019年的17.23美元减少2.07美元至15.16美元，主要是由于2020年上半年为应对世界油价恶化而实施的成本节约措施，以及2020年部分时间关闭成本较高的小油田。到2020年第四季度末，我们以低得多的成本恢复了整个投资组合的开发活动，包括正在进行的修井作业和重新启动Acordionero的开发钻探，重新启动Costayaco的修井作业，以及重新启动以前关闭的次要油田。

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运营网背

			截至十二月三十一日止的年度：
已整合			2021						2020						2019
（千美元）
石油销售			$	473,722					$	237,838					$	570,983
交通费			(11,315)						(10,543)						(20,400)
			462,407						227,295						550,583
运营费用			(132,331)						(111,888)						(183,204)
运营净收益 (1)			$	330,076					$	115,407					$	367,379
(U.S.每桶美元销售额NAR）
布伦特原油			$	70.95					$	43.21					$	64.16
质量和运输折扣			(10.86)						(10.98)						(10.48)
平均实现价格			60.09						32.23						53.68
交通费			(1.44)						(1.43)						(1.92)
平均实现价格，扣除运输费用			58.65						30.80						51.76
运营费用			(16.79)						(15.16)						(17.23)
运营净收益 (1)			$	41.86					$	15.64					$	34.53

(1) 营业净值是一种非公认会计原则的衡量标准，在公认会计原则下没有规定的任何标准化含义。请参阅“财务和业务要点--非公认会计准则衡量标准”，了解该衡量标准的定义和对账。

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新冠肺炎相关成本

新冠肺炎疫情导致与新冠肺炎健康和安全预防措施有关的额外运营和运输费用，包括增加卫生要求、测试以及改进现场卡车运输桶和船员更换程序。截至2021年12月31日的年度，新冠肺炎与运营相关的成本为340美元万

40

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活动和30美元的万用于交通活动。2020年有2.7万美元的万(万-运营2.5亿美元，万-运输20美元)与新冠肺炎相关的成本，2019年没有与新冠肺炎相关的成本。

DD&A费用

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
美元的DD&A费用万S			$	139,874					$	164,233					$	225,033
DD&A费用，每桶美元			$	17.74					$	22.25					$	21.16

截至2021年12月31日的年度，DD&A费用下降了15%，与2020年相比每桶下降了20%。以每桶计，2021年的DD&A减少是由于与2020年相比探明储量增加。

截至2020年12月31日的年度，每桶DD&A费用比2019年下降了27%，增加了5%。以每桶计，二零二零年的DD&A增加是由于产量的减幅高于二零一九年整体DD&A开支的减幅。

资产减值

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
石油和天然气性质的减值			$	—					$	560,344					$	—
存货减值			—						4,151						—
			$	—					$	564,495					$	—

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

截至2021年12月31日止年度，并无记录上限测试减损。根据GAAP，我们在2021年12月31日的上限测试计算中使用的布伦特原油平均价格为每桶68.92美元减去相应的差价(2020年和2019年分别为每桶43.43美元和64.20美元)。截至2020年12月31日止年度录得56030美元万上限测试减值亏损，截至2019年12月31日止年度并无录得上限测试减值亏损。

截至2021年12月31日的年度，我们没有石油库存减值损失。截至2020年12月31日止年度的存货减值亏损为420万美元，截至2019年12月31日止年度并无存货减值亏损。

商誉减值

在截至2020年12月31日的年度内，整个商誉余额102.6美元减值。由于预测商品价格较低，报告单位的账面价值超过了其公允价值。截至2019年12月31日止年度并无商誉减值。

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G&A费用

（千美元）			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						更改百分比						2020						更改百分比						2019
股票补偿前的G & A费用			$	27,867					15						$	24,134					(31)						$	35,071
G&A股票薪酬			8,396						590						1,216						(15)						1,430
包括股票薪酬在内的并购费用			$	36,263					43						$	25,350					(31)						$	36,501
(每桶美元销售量NAR)
股票补偿前的G & A费用			$	3.53					8						$	3.27					(1)						$	3.30
G&A股票薪酬			1.07						569						0.16						23						0.13
包括股票薪酬在内的并购费用			$	4.60					34						$	3.43					—						$	3.43

股票补偿前的G & A费用在截至2021年12月31日的年度中，由于2021年绩效奖金被差旅、信息技术、咨询和法律费用的下降略微抵消，与2020年相比，万增长了15%，达到2790美元，或增长了8%，达到每桶3.53美元。

截至2020年12月31日的年度，由于2020年实施了员工优化和成本节约措施，扣除股票薪酬前的G&A费用与2019年相比下降了31%，至2,410美元万。在每桶基础上，与2019年相比，基于股票的薪酬前的G&A费用下降了1%，至3.27美元，尽管产量下降了31%。

股权薪酬后的并购费用截至2021年12月31日止年度，由于上述相同原因，万上升43%至3,630美元，或上升34%至每桶4.6美元，以及股价较2020年上升导致股票薪酬成本上升。

截至2020年12月31日止年度，扣除股票薪酬成本后的G&A支出下降31%至2,540美元万，这是由于2020年实施了员工优化和成本节约措施，以及与2019年相比股价下降导致股票薪酬下降。在每桶基础上，以股票为基础的薪酬后的G&A费用与2019年相当。

42

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外汇损失

截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度，我们的汇兑损失分别为2050美元万、420美元万和60美元万。汇兑损失的主要来源是应收及应付税项重估、递延税项资产及预付权益远期(“PEF”)。根据公认会计原则，所得税、递延税金和PEF被视为货币性资产和负债，需要在每个资产负债表日从当地货币转换为美元功能货币。

下表列出了截至2021年12月31日的最后三年哥伦比亚比索和加元兑美元的变化：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
哥伦比亚比索兑美元汇率的变化			削弱						削弱						削弱
			16		%				5		%				1		%
加元兑美元汇率的变化			始终如一						加强						加强
			—		%				2		%				5		%

金融工具损益

下表列出了截至2021年12月31日的三年中每一年我们金融工具的损益性质：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
商品价格衍生损益			$	48,723					$	(220)					$	3,642
外币衍生品损失			115						3,155						27
			48,838						2,935						3,669
未实现投资损失(收益)			2,032						46,883						(49,884)
投资出售损失			1,355						—						—
金融工具(收益)损失			(18)						1,164						—
			$	3,369					$	48,047					$	(49,884)

截至2021年12月31日止年度，我们有200美元万(2020年-未实现投资亏损4,690美元万；2019年-未实现投资收益4,990美元万)的未实现投资亏损，与我们在PetroTal Corp.(“PetroTal”)的投资重估有关。于截至2021年12月31日止年度内，吾等以4,310美元万现金代价出售我们于PetroTal的100%权益，并产生140美元万的出售亏损。

所得税征收和恢复

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
所得税前收入(亏损)			$	23,136					$	(853,361)					$	95,975
当期所得税支出			$	4,479					$	754					$	17,058
递延所得税(回收)费用			(23,825)						(76,148)						40,227
所得税（回收）费用总额			$	(19,346)					$	(75,394)					$	57,285
实际税率			(84)		%				9		%				60		%

截至2021年12月31日的一年，当前所得税支出为4,500美元万(2020年-80美元万；2019年-1,710美元万)。由于哥伦比亚内部重组的资本利得税，截至2021年12月31日的一年，当前所得税支出比2020年有所增加。

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截至2021年12月31日止年度的递延所得税收回金额为2,380万，主要原因是哥伦比亚发放估值免税额，但与会计折旧相比的超额税项折旧及利用税项亏损抵销哥伦比亚的应税收入，部分抵销了这笔差额。截至2020年12月31日止年度的递延所得税收回金额为7,610万，主要是由于哥伦比亚的减值所致，但哥伦比亚的税项亏损已被估值津贴完全抵销。截至2019年12月31日的年度递延所得税支出为4,020美元万，主要是由于与哥伦比亚的会计折旧相比，税收折旧超额所致。

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

截至2020年12月31日的一年，我们的有效税率为9%，而2019年为60%。实际税率下降的主要原因是估值准备增加、外币换算调整增加、商誉减值以及外国税收的影响。

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

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

截至2019年12月31日的年度，我们60%的有效税率与哥伦比亚法定税率33%之间的差异主要是由于外币换算调整增加、外国税收的影响、其他永久性差异、估值津贴和哥伦比亚不可抵扣的第三方特许权使用费。这些部分被免税投资收益所抵消。

我们在2021年12月31日的估计税池如下：

（千美元）						2021
哥伦比亚
非资本损失和其他税收抵免						$	102,423
可耗尽和可折旧的资产						771,546
税收池和抵免总额						$	873,969

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净亏损和运营资金流（非GAAP指标）

（千美元）			2021年第四季度与2021年第三季度相比						更改百分比						2021年第四季度与2020年第四季度相比						更改百分比						截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度相比						更改百分比
比较期净利润（亏损）			$	35,007											$	(47,871)											$	(777,967)
增加(减少)由于：
销售量			(319)												14,161												16,243
价格			11,287												67,333												219,641
费用：
现金交易费用			(2,141)												(12,493)												(20,443)
交通运输			154												(873)												(772)
新冠肺炎相关成本			322												482												(1,015)
现金G & A，不包括股票补偿费用			(3,029)												(2,991)												(3,733)
遣散费			—												—												—
利息，扣除债务发行成本摊销			802												1,186												(57)
已实现外汇（损失）收益			(534)												1,435												315
金融工具结算			(6,054)												(8,290)												(63,301)
其他损益			—												402												(1,557)
当前税收			(4,493)												(4,299)												(3,725)
租赁净付款			39												128												21
利息收入			—												—												(345)
运营资金流量净变化 (1) 从比较时期来看			(3,966)												56,181												141,272
费用：
消耗、折旧和增值			(3,519)												(8,459)												24,359
商誉减值			—												—												102,581
资产减值			—												57,402												564,495
递延税金			59,589												37,282												(52,323)
债务发行成本摊销			(220)												(276)												(184)
可转换票据损失			—												—												—
租赁净付款			(39)												(128)												(21)
基于股票的薪酬			(746)												124												(7,180)
其他非现金（损失）收益			(44)												(44)												1,982
金融工具（损失）收益，扣除金融工具结算			(22,069)												(9,689)												62,076
未实现外汇			(1,469)												(21,998)												(16,608)
净利润净变化			27,517												110,395												820,449
本期净利润			$	62,524					79		%				$	62,524					231		%				$	42,482					105		%

(1)运营资金流是一项非GAAP指标，不具有GAAP规定的任何标准化含义。有关该指标的定义和对账，请参阅“财务和运营要点-非GAAP指标”。

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2022年工作计划和资本支出

 

我们在哥伦比亚的业务占我们生产的100%，约占我们2022年资本预算的90%，其余部分分配给厄瓜多尔的勘探活动。

下表显示了我们2022年资本计划的细目：

			井数 (毛和净额)												2022年基本建设预算 (百万美元)
哥伦比亚
发展			20 - 25												160 - 170
探索			4												40 -50
厄瓜多尔
探索			2 - 3												20
			26 - 32												220-240

我们2022年的基本资本计划为22000万至24000万美元，用于勘探和开发活动。根据2022年指南的中点，预计资本预算约70%用于开发，30%用于勘探活动。2022年资本计划中包含的约15%的开发活动预计将针对设施。

我们预计2022年的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依赖于2022年布伦特油价至少为每桶60美元。

资本计划

截至2021年12月31日止年度的资本支出为14990万美元。

截至2021年12月31日止年度，我们在哥伦比亚钻探了以下油井：

			井数 (毛和净额)
发展			19.0
服务			3.0
总计			22.0

 

我们踢 19发展和三2021年的服务井，其中19口在Midas区块钻探，3口在Chaza区块钻探。截至2021年12月31日，18口开发井正在生产，1口正在开发中。

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流动性与资本资源

			截至12月31日，
（千美元）			2021						更改百分比						2020						更改百分比						2019
现金及现金等价物			$	26,109					91						$	13,687					65						$	8,301
当前受限制现金和现金等值物			$	392					(8)						$	427					(17)						$	516
循环信贷安排			$	67,500					(64)						$	190,000					61						$	118,000
高级附注			$	600,000					—						$	600,000					—						$	600,000

我们相信，考虑到当前的油价趋势和产量水平，我们的资本资源，包括手头现金、运营产生的现金以及我们信贷安排的可用能力，将为我们提供足够的流动性，以实现我们的战略目标，维持当前的运营，并在未来12个月及以后执行资本计划。根据我们的投资政策，可用现金余额存放在我们的主要现金管理银行，或投资于美国或加拿大政府支持的联邦、省或州政府支持的证券或其他具有高信用评级和短期流动性的货币市场工具。我们相信，我们目前的财务状况为我们提供了应对内部增长机会和通过收购获得的机会的灵活性。

截至2021年12月31日，我们与贷款人组成的银团拥有循环信贷安排，借款基数为15000美元万。2021年12月21日，我们完成了半年一次的重新确定。我们选择将借款基数从21500美元的万减少到15000美元的万，其中12500美元的万和2,500美元的万有待多数贷款人的批准。循环信贷安排项下借款的到期日为2022年11月10日。下一次重新确定借款基数将不迟于2022年5月进行。

截至2021年12月31日，循环信贷安排下提取的金额为6,750美元万，截至2022年2月18日，仍为6,750美元万.

根据循环信贷安排提取的金额根据本公司的选择，按美元LIBOR利率加2.90%至4.90%的保证金(2020年12月31日-2.90%至4.90%)或备用基本利率加保证金1.90%至3.90%(2020年12月31日-1.90%至3.90%)计息，每种情况均基于借款基础利用率百分比。备用基本利率目前是美国的最优惠利率。循环信贷安排项下的未支取金额根据每日平均未用承诺额计算，年息由0.73%至1.23%(2020年12月31日-0.73%至1.23%)。

根据我们的信贷安排条款，我们必须遵守以下财务契约：将公司的债务与EBITDAX的比率限制为最高4.0；将公司的高级担保债务与EBITDAX的比率限制为最高3.0；以及维持EBITDAX与利息支出的比率至少为2.5。如果我们不遵守这些金融契约，将导致信贷协议条款下的违约，这可能导致我们循环信贷安排下所有债务的加速偿还。根据信贷安排的条款，我们在没有银行批准的情况下向股东支付任何股息的能力是有限的。截至2021年12月31日，我们遵守了所有适用的公约。

在2021年12月31日，我们有3.0亿美元于2027年到期之7.75厘优先债券(“7.75厘优先债券”)及于2025年到期之6.25厘30000元万优先债券(“6.25厘优先债券”及连同7.75厘优先债券及“高级债券”)中，优先债券由本公司及担保循环信贷安排的本公司若干附属公司全面及无条件担保。

该批利率为7.75厘的优先债券，息率为年息7.75厘，由2019年11月23日开始，每半年派息一次，分别在每年的5月23日及11月23日派息。除非提前赎回或回购，否则利率为7.75%的优先债券将于2027年5月23日到期。

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

循环信贷安排下的违约事件将导致管理优先票据的契约违约，这可能允许票据持有人要求我们回购所有未偿还的优先票据。

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加拿大和美国境外持有的现金和现金等价物

2021年12月31日, 100% 我们的现金和现金等价物由加拿大和美国以外的子公司持有。

衍生头寸

截至2021年12月31日，我们有3,000个未平仓大宗商品价格衍生品头寸，并在年底后额外签订了6,000个Bopd大宗商品衍生品，总套期保值计划如下：

文书的期限和类型			音量， bopd						参考						出售掉期（美元/桶，加权平均）						卖出看跌（美元/桶，加权平均）						买入看跌期权（美元/桶，加权平均）						已售出电话 （$/桶，加权平均值）						补价 （$/桶，加权平均值）
三向领：2022年1月1日至6月30日			5,000						冰布伦特原油						—						63.56						73.56						91.28						—
互换：2022年1月1日至6月30日			3,000						冰布伦特原油						80.41						—						—						—						—
延期推杆：2022年1月1日至6月30日			1,000						冰布伦特原油						—						—						70.00						—						4.00

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现金流

下表列出了我们在所列期间的现金和现金等价物的来源和用途：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
现金和现金等值来源：
净收益(亏损)			$	42,482					$	(777,967)					$	38,690
对净收益(亏损)与业务资金流进行调整
DD&A费用			139,874						164,233						225,033
资产减值			—						564,495						—
商誉减值			—						102,581						—
递延税金(回收)费用			(23,825)						(76,148)						40,227
基于股票的薪酬费用			8,396						1,216						1,430
债务发行成本摊销			3,809						3,625						3,376
未实现汇兑损失			21,879						5,271						1,803
其他非现金损失			44						2,026						—
衍生工具损失			48,838						4,100						3,669
衍生工具的现金结算			(58,427)						4,874						(3,273)
其他金融工具损失(收益)			3,369						46,882						(49,884)
可转换票据赎回损失			—						—						11,501
非现金租赁费用			1,667						1,951						1,806
租赁费			(1,621)						(1,926)						(1,969)
来自运营的资金流动(1)			186,485						45,213						272,409
非现金营运周转金变动			59,154						36,062						—
发行优先票据的收益，扣除发行成本			—						—						289,271
其他债务收益，扣除发行成本			—						88,332						342,575
非现金投资营运资金变化			1,431						—						—
行使股票期权所得收益			100						—						—
处置投资收益，扣除交易成本（注15）			43,126						—						—
			290,296						169,607						904,255
现金和现金等值物的使用：
不动产、厂房和设备的增加-不动产收购			—						—						(77,772)
物业、厂房和设备的附加费			(149,879)						(96,281)						(379,314)
偿还债务			(122,500)						(17,000)						(349,219)
租赁费			(2,182)						(879)						—
其他债务收益，扣除发行成本			(228)						—						—
非现金营运周转金变动			—						—						(93,874)
非现金投资营运资金变化			—						(48,642)						(7,851)
资产报废义务现金结算			(805)						(201)						(870)
回购普通股股份			—						—						(37,561)
现金及现金等值物以及受限制现金及现金等值物的外汇损失			(821)						(156)						(1,027)
			(276,415)						(163,159)						(947,488)
现金及现金等值物以及限制性现金及现金等值物净增加（减少）			$	13,881					$	6,448					$	(43,233)

(1)运营资金流是一项非GAAP指标，不具有GAAP规定的任何标准化含义。有关该指标的定义和对账，请参阅“财务和运营要点-非GAAP指标”。

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表外安排

 

截至2021年、2020年和2019年12月31日，我们没有表外安排。

合同义务

 

以下是截至2021年12月31日初始或剩余不可取消条款超过一年的固定协议和租赁按年份列出的购买义务、未来最低付款时间表：

（千美元）			总						2022						2023-2024						2025-2026						2027年及以后
循环信贷安排			$	67,500					$	67,500					$	—					$	—					$	—
6.25%高级债券			300,000						—						—						—						300,000
7.75%高级债券			300,000						—						—						300,000						—
长期债务总额			667,500						67,500						—						300,000						300,000
利息支付(1)			186,405						44,378						84,000						48,792						9,235
设施			31,228						5,981						11,725						11,478						2,044
经营租约			2,889						2,163						717						9						—
融资租赁			3,686						2,532						1,154						—						—
软件和电信			1,239						413						826						—						—
总			$	892,947					$	122,967					$	98,422					$	360,279					$	311,279

(1)利息支付的计算方法是假设我们于2021年12月31日的循环信贷安排未偿还余额6,750美元万将于2022年11月到期，而我们的6.25厘优先债券及7.75厘优先债券将分别持有至2025年2月及2027年5月的到期日。实际结果将与这些估计和假设不同。

截至2021年12月31日，我们已提供本票共计10300美元万(2020年-10060美元万)，用于支持与勘探合同和其他资本或运营要求中包含的工作承诺担保有关的信用证或担保债券。这些无担保信用证没有利用我们的循环信贷安排能力，因为它们得到了哥伦比亚当地银行和加拿大出口发展部的支持。

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

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

气候变化

我们审议了气候事件对本年度报告中提出的截至2021年12月31日财政年度的10-k表格中的以下项目的影响：

减值

我们在石油和天然气资产的上限测试减值评估中考虑了全球不断变化的能源需求和非化石燃料替代能源的全球进步的影响。我们石油和天然气资产的估计上限是根据已探明储量计算的，这些储量的寿命一般不到16好几年了。全球能源市场从以碳为基础的能源向替代能源过渡的终极阶段是

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不确定。然而，根据2021年储量报告，与已探明储量相关的大部分现金流应在潜在消除碳基能源之前实现。

在2021年12月31日，不允许对上限测试中使用的贴现率进行具体调整，以考虑能源需求不断变化的风险，因为根据全成本核算10%的贴现率是规定的。

不动产、厂房和设备支出

于2021年，我们在Cohembi油田的天然气发电设施上产生了60万的资本支出，主要是通过回收天然气和置换柴油来减少排放。与减少我们运营的气候影响直接相关的项目的支出程度将有所不同，然而，管理层预计2022年将通过运营现金流为项目提供资金。从2018年到2020年，我们在阿科迪奥内罗油田的天然气发电设施上花费了22,270美元万，主要通过回收天然气和置换柴油来减少排放。在2021年期间，我们将1.4亿将标准立方英尺的天然气转化为电力，而不是燃烧。2021年，阿科迪奥内罗油田占我们产量的53%。

流动资产及流动负债

这些数额是短期的，在2021年期间，管理层没有意识到与气候变化和气候事件有关的对这些项目的任何实质性影响。2021年，我们的应收账款没有出现重大信贷损失。

信贷安排

我们没有被银行告知，他们正在撤回信贷，这是专门由于气候相关问题而产生的。贷款人可能会减少对石油和天然气行业的借款，这是有风险的。管理层监控公司的债务水平，并将继续调整资本结构，以适应动态环境。

股本

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

关键会计政策和估算

 

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

我们定期评估我们的估计、判断和假设。我们还与董事会审计委员会讨论我们的关键会计政策和估计。

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

全成本法核算、探明储量、DD&A与油气资产减值

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

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

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如果我们的石油和天然气资产的账面净值，减去相关的递延所得税，超过了计算的上限，超出的部分必须作为费用注销。任何此类减记都将减少发生期间的收益，并导致未来期间的DD&A费用减少。上限限制是针对我们拥有石油和天然气资产的每个国家单独实施的。在一个期间记录的费用不得在下一个期间冲销，即使较高的石油和天然气价格可能增加了适用于下一个期间的上限。

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

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

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

虽然探明储量的数量需要大量判断，但用于计算储量贴现现值的石油和天然气相关价格和适用贴现率不需要判断。上限计算规定使用10%的折扣率，并使用代表12个月期间每个月第一天的平均价格来计算未来净收入。因此，与估计已探明储量相关的未来净收入不是基于我们对未来价格或成本的评估，而是反映了重力、质量、当地条件、采集费和运输费以及距离市场的距离的调整。根据2021年12月31日的已探明储量对我们未来现金流的标准化衡量估计，上限测试基于截至该12个月期间每个月第一天的每桶井口价格。

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

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

截至2021年12月31日止年度，我们并无上限测试减值亏损。截至2020年12月31日的年度，我们有560.3,000,000美元的上限测试减值亏损，截至2019年12月31日的年度，我们没有上限测试减值亏损。我们使用的布伦特原油平均价格为$68.92每桶减去2021年12月31日上限测试计算的相应差额(2020年和2019年分别为43.43美元和64.20美元)。

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

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未经证明的属性

在确定是否存在已探明储量之前，未探明的财产不会枯竭。成本于评估物业及建立已探明储备或确定减值时持续转入摊销基准。未经证实的物业每季度评估一次，以确定是否已发生减值。未探明物业的个别重大成本乃按地震数据、放弃种植面积的计划或要求、钻探结果及活动、承诺期内的剩余时间、剩余基建计划及政治、经济及市场状况进行个别评估。若个别评估成本并非重大的物业的减值金额并不可行，则为评估减值而将该等物业分组。在任何因素表明减值的期间内，此类财产迄今发生的累计成本被转移到全部成本池中，然后进行摊销。成本转入摊销基础涉及大量判断，可能会根据我们的钻探计划和结果、地震评估、已探明储量的分配、资本可用性和其他因素而随着时间的推移而发生变化。对于尚未建立储备基数的国家，减值计入收益。

资产报废债务

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

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

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

预付权益远期

我们利用预付权益远期(“PEF”)在经济上全部或部分对冲我们与PSU计划相关的普通股市场价格波动的经济风险，并通过损益按公允价值指定。PEF的公允价值是根据我们普通股的股价来衡量的。与PEF按市值计价有关的损益记在一般和行政费用中。

租契

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

租赁负债最初按开始日期未支付的租赁付款的现值计量，使用租赁中隐含的利率贴现，如果该利率不能轻易确定，则按我们的递增借款利率贴现。一般来说，我们使用我们的增量借款利率作为贴现率。租赁负债随后因租赁负债的利息成本而增加，并因支付的租赁付款而减少。当指数或利率的变化引起未来租赁付款的变化时，即根据一项规定预计应支付的金额的估计发生变化时，重新计量

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剩余价值担保，或(视情况而定)对购买或延期期权是否合理地肯定行使或终止期权是否合理地肯定不行使的评估的变化。

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

与客户签订合同的收入

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

我们评估我们与第三方和合作伙伴的安排，以确定我们是作为委托人还是代理人。在进行评估时，我们的管理层考虑我们是否对交付的产品进行了控制，这表明我们对产品的交付负有主要责任，是否有能力制定价格或是否存在库存风险。如果我们在交易中以代理人的身份而不是以委托人的身份行事，那么收入就是以净额为基础确认的，只反映了我们从交易中实现的费用。

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

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

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

信贷损失准备

在每个报告日期，我们评估初始确认应收贸易账款时的预期终身信贷损失。信用风险是根据应收账款未偿还的天数和客户的内部信用评估来评估的。预期损失率是根据期末前36个月期间的付款情况以及这一期间经历的相应信贷损失计算得出的。历史损失率进行调整，以反映我们销售石油的国家当前和未来的经济因素，影响客户结算应收账款的能力。当没有合理的回收预期时，应收贸易账款被注销。

所得税

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

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

为评估递延税项资产的变现情况，我们会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税金资产的最终变现取决于未来资产的产生

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这些临时差额变为可扣除期间的应纳税所得额。我们在作出这项评估时，会考虑递延税项负债的预定冲销、预计未来应课税收入及税务筹划策略。

我们的有效税率是基于税前收入以及我们经营业务的各个司法管辖区适用于该收入的税率。本年度的估计有效税率适用于我们的季度经营业绩。如果我们的季度经营业绩中确认或预计将确认重大异常或离散项目，则该项目的应占税额将与异常或离散项目同时单独计算和记录。我们认为上一年度税务事项的解决就是这样的项目。在确定我们的有效税率和评估我们的纳税状况时，需要做出重大判断。当我们很有可能不能实现该职位的全部税收利益时，我们就会建立储备。我们会根据不断变化的事实和情况调整这些储备。

我们经常评估潜在的不确定税收头寸，如果需要，估计并建立此类金额的应计项目。

法律和其他或有事项

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

基于股票的薪酬

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

风险与计量不确定性

新冠肺炎的爆发持续了整个2021年，包括高传播性奥密克戎变体的传播。世界范围内的经济环境继续动荡，使得会计估计更加繁重。

最近采用的会计公告

政府援助(ASC 832)

2021年11月，FASB发布了ASU 2021-10《政府援助》。由于GAAP缺乏具体的权威指导，本ASU是为提高政府援助交易和披露的透明度而发布的一个新课题。这项ASU要求在财务报表附注中披露有关政府援助的信息，以便向投资者和其他财务报表使用者提供可比和透明的信息，使他们能够了解实体的财务结果和未来现金流的前景。此ASU在2021年12月15日之后的年度期间有效。我们很早就在2021年12月31日的财务报表中采用了这一ASU，这对我们的披露要求、资产负债表、运营结果或现金流没有实质性影响。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

 

商品价格风险

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

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在截至2021年12月31日的年度内，我们拥有3,000桶大宗商品价格衍生合约，并在年底后签订了额外的6,000桶合约，以管理与我们的石油生产预测销售相关的现金流的变化，降低大宗商品价格风险，并提供基本现金流水平，以确保我们能够执行至少一部分资本支出。下表提供有关我们商品价格衍生合约的资料，包括按预期(合约)到期日计算的名义金额及加权平均汇率。远期合同的预期现金流等于合同的公允价值。这些信息是以美元表示的，因为这是我们的报告货币。我们不会出于交易目的持有任何此类投资。

文书的期限和类型			音量， bopd						参考						出售掉期（美元/桶，加权平均）						卖出看跌（美元/桶，加权平均）						买入看跌期权（美元/桶，加权平均）						已售出电话 （$/桶，加权平均值）						补价 （$/桶，加权平均值）
三向领：2022年1月1日至6月30日			5,000						冰布伦特原油						—						63.56						73.56						91.28						—
互换：2022年1月1日至6月30日			3,000						冰布伦特原油						80.41						—						—						—						—
延期推杆：2022年1月1日至6月30日			1,000						冰布伦特原油						—						—						70.00						—						4.00

外币风险

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

此外，汇兑损益主要来自美元对哥伦比亚比索和加元(“加元”)的波动，这是由于我们的流动和递延税项资产，以及以哥伦比亚对外业务的当地货币计价的应收税款，这些都是我们的货币资产。因此，汇兑损益必须根据兑换成美元功能货币来计算。哥伦比亚比索兑美元汇率走强导致递延税项资产余额的外汇收益约为17,000美元，应收税的外汇收益约为13,000美元。

在截至2021年12月31日的年度内，我们签订了外币衍生品合同，以管理与我们预测的哥伦比亚比索计价成本相关的现金流变化。截至2021年12月31日及以后，我们没有外币远期兑换协议。

利率风险

利率风险是指未来现金流因市场利率变化而波动的风险。我们的循环信贷安排存在利率波动的风险，它承受着浮动利率。截至2021年12月31日，我们的未偿还循环信贷安排为6,750美元万(2020年12月31日-19000美元万)。伦敦银行同业拆借利率10%的变化不会对我们截至2021年12月31日未偿债务的利息支出产生实质性影响。

我们的投资目标是保护本金和流动性。根据政策，我们通过将投资限制在隔夜利率的高质量银行债券，或美国或加拿大政府支持的联邦、省或州政府支持的证券或其他具有高信用评级和短期流动性的货币市场工具，来管理我们对市场风险的敞口。10%的利率变动不会对我们投资组合的价值产生实质性影响。我们不会出于交易目的持有任何此类投资。

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第八项。财务报表和补充数据

 

独立注册会计师事务所报告

致Gran Tiera Energy Inc.的股东和董事会：

对合并财务报表的几点看法

我们审计了Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(本公司)截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表、截至2021年12月31日的三年期间各年度的相关合并经营报表、股东权益和现金流量的变化以及相关附注(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年期间各年度的运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2022年2月22日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。

意见基础

这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

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

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

已探明油气储量估算对耗竭费用计算和哥伦比亚油气性质上限检验的影响

如综合财务报表附注2所述，本公司以国家为基础，采用生产单位法消耗其石油及天然气资产。根据这种方法，与哥伦比亚有关的资本化成本将超过与哥伦比亚有关的估计已探明石油和天然气储量。如综合财务报表附注5所述，截至2021年12月31日止年度，本公司录得亏损及折旧支出13570美元万。此外，如综合财务报表附注2及附注6所述，本公司每季度进行上限测试计算，截至2021年12月31日止年度，本公司并无记录上限测试减值。在进行季度上限测试时，本公司以国家为基础，将已探明石油和天然气资产的资本化成本(扣除累计损耗和递延所得税后的净额)限制为已探明储量的估计未来现金流量净额，折现幅度为10%，扣除相关税收影响后，再加上未探明储量成本或公允价值的较低者

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包括在摊销成本中的财产。如果该等资本化成本超过上限，本公司将对超出的部分进行减记，如非现金费用计入净收益或亏损。已探明储量的估算用于枯竭计算和上限测试，涉及考虑储量假设的独立油藏工程专家的专业知识。该公司聘请独立的油藏工程专家来估算已探明储量。

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

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了与关键审计事项相关的某些内部控制的设计和运行有效性，包括对消耗费用计算和上限测试的控制，以及对已探明储量估计的控制，包括储量假设。我们评估了消耗费用的计算和遵守监管标准的上限测试。我们评估了该公司聘请的独立油藏工程专家的能力、能力和客观性，他们估算了已探明储量。我们评估了独立油藏工程专家用来估计符合法规标准的已探明储量的方法。我们将公司2021年的实际生产、运营、特许权使用费和资本成本与上一年已探明储量估计中使用的估计进行了比较，以评估公司准确预测的能力。我们通过与历史结果进行比较，评估了用于估计已探明储量的预测产量估计以及预测运营、特许权使用费和资本成本假设。

自2018年以来，我们一直担任本公司的审计师。

/s/毕马威律师事务所

特许专业会计师

加拿大卡尔加里

2022年2月22日

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Gran Tiera Energy Inc.

合并业务报表

(千美元，不包括每股和每股金额)

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
石油销售（注11）			$	473,722					$	237,838					$	570,983
费用
运营中			132,331						111,888						183,204
交通运输			11,315						10,543						20,400
COVID-19相关成本（注12）			3,694						2,679						—
消耗、折旧和增值（注5和10）			139,874						164,233						225,033
善意减损（注6）			—						102,581						—
资产减损（注6）			—						564,495						—
一般和行政			36,263						25,350						36,501
汇兑损失			20,477						4,184						627
衍生工具损失（注15）			48,838						2,935						3,669
其他金融工具损失（收益）（注15）			3,369						48,047						(49,884)
利息费用（注8）			54,381						54,140						43,268
总费用			450,542						1,091,075						462,818
其他损失			(44)						(469)						(12,886)
利息收入			—						345						696
所得税前收入(亏损)			23,136						(853,361)						95,975
所得税费用（恢复）
当前（注13）			4,479						754						17,058
延期（注13）			(23,825)						(76,148)						40,227
			(19,346)						(75,394)						57,285
净收入和综合收入（损失）			$	42,482					$	(777,967)					$	38,690
每股净收益(亏损)
–基本的和稀释的			$	0.12					$	(2.12)					$	0.10
加权平均股份超出-基本（注9）			367,022,903						366,981,556						376,495,306
加权平均股份超出-稀释（注9）			367,873,389						366,981,556						376,507,812

(See合并财务报表附注）

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Gran Tiera Energy Inc.

合并资产负债表

(千美元，不包括每股和每股金额)

			截至12月31日，
			2021						2020
资产
流动资产
现金及现金等价物			26,109						13,687
受限制现金及现金等值物（注10）			392						427
应收账款（注3）			13,185						8,044
投资（注15）			—						48,323
应收税款（注4）			45,506						49,925
其他流动资产			16,609						13,459
流动资产总额			101,801						133,865
石油和天然气财产（使用完全成本会计法）
证明了			859,580						797,355
未经证实			131,865						161,763
石油和天然气资产总数			991,445						959,118
其他资本资产			4,352						5,364
财产、厂房和设备总计（注5）			995,797						964,482
其他长期资产
应收税款（注4）			17,522						42,635
递延所得税资产（注13）			61,494						57,318
其他长期资产			12,497						3,425
其他长期资产总额			91,513						103,378
总资产			$	1,189,111					$	1,201,725
负债和股东权益
流动负债
应付帐款和应计负债(附注7)			$	148,694					$	100,784
长期债务的当期部分(附注8)			66,987						—
衍生品（注15）			2,976						12,050
应付税款（注4）			6,620						—
股权补偿奖励责任（注9和15）			2,710						805
流动负债总额			227,987						113,639
长期负债
长期债务（附注8）			587,404						774,770
资产报废义务（注10）			54,525						48,214
股权补偿奖励负债（注9和15）			13,718						3,955
其他长期负债			3,397						4,113
长期负债总额			659,044						831,052
承付款和或有事项(附注14)
股东权益
普通股（注9）（367,144,500和366,981,556普通股，面值$0.001每股（分别于2021年12月31日和2020年12月31日已发行和发行）			10,270						10,270
额外实收资本			1,287,582						1,285,018
赤字			(995,772)						(1,038,254)
股东权益总额			302,080						257,034
总负债与股东权益			$	1,189,111					$	1,201,725

(See合并财务报表附注）

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Gran Tiera Energy Inc.

合并现金流量表

（千美元）

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
经营活动
净收益(亏损)			$	42,482					$	(777,967)					$	38,690
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
消耗、折旧和增值（注5和10）			139,874						164,233						225,033
善意减损（注6）			—						102,581						—
资产减损（注6）			—						564,495						—
递延税款（收回）费用（注13）			(23,825)						(76,148)						40,227
股票薪酬（注9）			8,396						1,216						1,430
债务发行成本摊销（注8）			3,809						3,625						3,376
非现金租赁费用			1,667						1,951						1,806
租赁费			(1,621)						(1,926)						(1,969)
未实现汇兑损失			21,879						5,271						1,803
衍生工具损失（注15）			48,838						4,100						3,669
衍生工具现金结算（注15）			(58,427)						4,874						(3,273)
其他金融工具损失（收益）（注15）			3,369						46,882						(49,884)
资产报废义务现金结算（注10）			(805)						(201)						(870)
其他非现金损失			44						2,026						—
可转换票据赎回损失			—						—						11,501
经营活动资产和负债净变化（注16）			59,154						36,062						(93,874)
经营活动提供的净现金			244,834						81,074						177,665
投资活动
不动产、厂房和设备的增加（注5）			(149,879)						(96,281)						(379,314)
房地产收购（注5）			—						—						(77,772)
处置投资收益，扣除交易成本（注15）			43,126						—						—
非现金投资营运资金变化			1,431						(48,642)						(7,851)
投资活动所用现金净额			(105,322)						(144,923)						(464,937)
融资活动
发行优先票据的收益，扣除发行成本（注8）			—						—						289,271
银行债务收益，扣除发行成本			(228)						88,332						342,575
偿还债务			(122,500)						(17,000)						(349,219)
租赁费			(2,182)						(879)						—
行使股票期权所得收益			100						—						—
回购普通股股份（注9）			—						—						(37,561)
融资活动提供的现金净额(用于)			(124,810)						70,453						245,066
现金及现金等值物以及受限制现金及现金等值物的外汇损失			(821)						(156)						(1,027)
现金及现金等值物以及限制性现金及现金等值物净增加（减少）			13,881						6,448						(43,233)
现金及现金等值物以及受限制现金及现金等值物， 年初（注16）			17,523						11,075						54,308
现金及现金等值物以及受限制现金及现金等值物， 年底（注16）			$	31,404					$	17,523					$	11,075
补充现金流量披露（注16）

(See合并财务报表附注）

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Gran Tiera Energy Inc.

合并股东权益报表

（千美元）

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
股本
年初余额			$	10,270					$	10,270					$	10,290
普通股回购（注9）			—						—						(20)
年终余额			10,270						10,270						10,270
额外实收资本
年初余额			1,285,018						1,282,627						1,318,048
股票期权的行使（注9）			100						—						—
股票薪酬（注9）			2,464						2,391						2,120
普通股回购			—						—						(37,541)
年终余额			1,287,582						1,285,018						1,282,627
赤字
年初余额			(1,038,254)						(260,287)						(298,588)
净收益(亏损)			42,482						(777,967)						38,690
与租赁相关的会计变更的累积调整			—						—						(389)
年终余额			(995,772)						(1,038,254)						(260,287)
股东权益总额			$	302,080					$	257,034					$	1,032,610

(See合并财务报表附注）

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Gran Tiera Energy Inc.

合并财务报表附注

截至2021年、2020年和2019年12月31日的年份

（除非另有说明，否则以美元表示）

 

1. 业务说明

 

Gran Tierra Energy Inc.，一家特拉华州公司（“公司”或“Gran Tierra”）是一家专注于国际石油和天然气勘探和生产的上市公司，目前资产位于哥伦比亚和厄瓜多尔。

 

2. 重大会计政策

 

合并财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的。

重要的会计政策是：

巩固的基础

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

预算的使用

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

现金和现金等价物

本公司将所有原到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。

限制性现金和现金等价物

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

坏账准备

于每个报告日期，本公司于初步确认应收贸易账款时评估预期终身信贷损失。信用风险是根据应收账款未偿还的天数和客户的内部信用评估来评估的。预期损失率是根据在此之前36个月期间的付款情况

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期末及该期间所经历的相应历史信贷损失。历史损失率进行调整，以反映该公司销售石油的国家当前和前瞻性的经济因素，这些因素影响客户结算应收账款的能力。当没有合理的回收预期时，应收贸易账款被注销。

预付权益远期

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

PEF按公允价值计入公司资产负债表中的其他长期资产，公允价值变动在综合经营报表中确认为基于股票的薪酬支出。该公司利用PEF管理与其长期激励计划有关的股权价格风险。

衍生品

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

库存

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

所得税

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

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

石油和天然气属性

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

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

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公司按照美国证券交易委员会S-X规则4-10规定，每季度进行一次上限测试计算。在进行季度上限测试时，本公司以国家为基准，将已探明石油及天然气资产的资本化成本(扣除累积损耗及递延所得税后)限制为已探明石油及天然气储量经10%折现的估计未来现金流量净额(扣除相关税项影响后)，加上成本或摊销成本中未探明资产的公允价值较低者。如果该等资本化成本超过上限，本公司将对超出的部分进行减记，如非现金费用计入净收益或亏损。任何此类减记将减少发生期间的收益，并导致未来期间的DD&A比率较低。未来，减记可能不会逆转，尽管石油和天然气价格上涨可能会随后提高上限。

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

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

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

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

资产报废义务

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

其他资本资产

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

租契

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

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

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

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

与客户签订合同的收入

该公司的收入与哥伦比亚的石油销售有关。公司在将产品控制权转让给客户时确认收入。这通常发生在客户获得产品的合法所有权时，以及产品被实际转移到与客户商定的交货点时。付款条件通常是在发票交付给客户后的三个工作日内。收入是根据与客户的合同中规定的对价确认的。收入为本公司的份额，扣除支付给政府和其他矿产权益所有者的特许权使用费后计入净额。

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

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

基于股票的薪酬

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

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

基于股票的薪酬支出被资本化为石油和天然气资产的一部分，或作为一般和行政(“G&A”)或运营费用(视情况而定)的一部分支出。

外币折算

公司的功能货币，包括其子公司，是美元。货币项目按资产负债表日的有效汇率折算为报告货币，非货币项目折算为

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

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

每股收益(亏损)

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

风险与计量不确定性

新冠肺炎的爆发持续了整个2021年，包括高传播性奥密克戎变体的传播。世界范围内的经济环境继续动荡，使得会计估计更加繁重。

最近采用的会计公告

政府援助(ASC 832)

2021年11月，FASB发布了ASU 2021-10《政府援助》。由于GAAP缺乏具体的权威指导，本ASU是为提高政府援助交易和披露的透明度而发布的一个新课题。这项ASU要求在财务报表附注中披露有关政府援助的信息，以便向投资者和其他财务报表使用者提供可比和透明的信息，使他们能够了解实体的财务结果和未来现金流的前景。此ASU在2021年12月15日之后的年度期间有效。本公司早已在其日期为2021年12月31日的财务报表中采用了这一标准，该标准的采用对公司的披露要求、资产负债表、经营结果或现金流没有重大影响。

近期发布的会计公告

企业合并(ASC 805)

2021年10月，FASB发布了ASU 2021-08《企业合并》。这个ASU将通过解决实践中的多样性和与确认收购合同责任和付款条款及其对收购方确认的后续收入的影响有关的不一致之处，改进与业务合并中客户的收购收入合同的会计处理。ASU将在2022年12月15日之后的财政年度内有效，包括这些财政年度内的过渡期。允许及早领养。该公司目前正在评估这一更新对其综合财务状况、经营结果或现金流的影响。

3. 应收帐款

			截至12月31日，
（千美元）			2021						2020
贸易			$	9,193					$	3,799
其他			3,992						4,245
应收账款总额			$	13,185					$	8,044

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4. 应收税款

下表显示了应收税款的细目，包括增值税（“增值税”）和应收所得税。

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020
应收税款
当前
增值税应收			$	21,918					$	35,977
应收所得税			23,588						13,948
			$	45,506					$	49,925
长期的
增值税应收			$	—					$	28,485
应收所得税			17,522						14,150
			$	17,522					$	42,635
应缴税金
当前
应交增值税			$	6,620					$	—
应收税款总额扣除应付税款			$	56,408					$	92,560

下表显示过去两年增值税和应收所得税的变动：

（千美元）			增值税应收						应收所得税						应收税款总额
平衡，2019年12月31日			$	118,646					$	43,061					$	161,707
通过政府直接退款收取			(40,884)						(26,471)						(67,355)
通过销售合同收取			(46,326)						—						(46,326)
已缴纳的税款			43,719						14,611						58,330
当期税费			—						(754)						(754)
汇兑损失			(10,693)						(2,349)						(13,042)
平衡，2020年12月31日			$	64,462					$	28,098					$	92,560
通过政府直接退款收取			(604)						(14,228)						(14,832)
通过销售合同收取			(105,858)						—						(105,858)
已缴纳的税款			63,792						36,352						100,144
当期税费			—						(4,479)						(4,479)
汇兑损失			(6,494)						(4,633)						(11,127)
平衡，2021年12月31日			$	15,298					$	41,110					$	56,408

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5. 物业、厂房及设备

			截至12月31日，
（千美元）			2021						2020
石油和天然气性质
证明了			$	4,302,473					$	4,106,768
未经证实			131,865						161,763
			4,434,338						4,268,531
其他(1)			34,943						32,135
			4,469,281						4,300,666
累计损耗、折旧和减损			(3,473,484)						(3,336,184)
			$	995,797					$	964,482

(1)“其他”类别包括美元13.9经营和融资租赁的百万使用权资产，账面净值为#美元3.9截至2021年12月31日(2020年12月31日-$11.4百万美元，净资产为美元4.4百万)。

截至2021年12月31日的年度，物业、厂房和设备的损耗和折旧费用为#美元。135.7百万美元(2020-美元)160.8百万美元；2019年-美元220.8百万)。损耗和折旧费用的一部分被记录为每年的石油库存。

未探明的石油和天然气性质

截至2021年12月31日，未探明的石油和天然气资产包括哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探土地。未探明的石油和天然气资产因其勘探价值而被持有，在确定是否存在已探明储量之前不会枯竭。Gran Tiera将在未来几年继续评估未探明的资产，因为已探明的储量已经建立，无论未来地区是否将被开发，勘探都是必要的。该公司预计大约100%在2021年12月31日之前不会耗尽的费用，将在下一年内转移到可耗尽的基地五年.

以下是截至2021年12月31日Gran Tiera尚未枯竭的石油和天然气资产摘要：

			在以下方面招致的费用
（千美元）			2021						2020						2019						2019年前						总
采购成本-哥伦比亚			$	—					$	—					$	—					$	10,268					$	10,268
勘探成本-哥伦比亚			2,416						9,909						36,881						63,306						112,512
勘探成本-厄瓜多尔			2,708						2,160						4,217						—						9,085
			$	5,124					$	12,069					$	41,098					$	73,574					$	131,865

6. 减值

资产减值

截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度的资产损失如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
石油和天然气性质的减值			$	—					$	560,344					$	—
存货减值			—						4,151						—
			$	—					$	564,495					$	—

(i)石油和天然气财产损失

截至2021年12月31日止年度，公司已 不是上限测试减值损失。有一块钱560.3 截至2020年12月31日止年度的上限测试减损损失为百万美元，以及 不是截至2019年12月31日止年度的上限测试减值亏损。该公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。在这种方法下，按国别计算的房产账面净值减去相关递延所得税后，不得超过计算出的“上限”。上限是已探明油气资产的估计税后未来净收入，贴现为10% 每

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年。在计算未来贴现净收入时，石油和天然气价格是使用资产负债表所涉期间终了日期前12个月的平均价格确定的，计算方法是该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均数。然后，除了现有合同的固定和可确定的变化外，平均价格保持不变。因此，上限测试估计是基于历史价格贴现的10因此，不应假设对未来净收入的估计代表公司储备的公平市场价值。根据公认会计原则，Gran Tiera使用了布伦特原油的平均价格共$68.92 p2021年12月31日上限测试计算的ER bbl(2020年12月31日和2019年12月31日-$43.43及$64.20分别为每桶)。

本公司已在石油和天然气资产的上限测试减值评估中考虑了全球不断变化的能源需求以及全球发展非化石燃料来源的替代能源的影响。该公司石油和天然气财产的估计上限数额是根据已探明储量计算的，其寿命一般小于16好几年了。全球能源市场从以碳为基础的能源向替代能源过渡的最终时期是高度不确定的。然而，根据2021年储量报告，与已探明储量相关的大部分现金流应在潜在消除碳基能源之前实现。

在2021年12月31日，不允许对上限测试中使用的贴现率进行具体调整，以考虑能源需求不断变化的风险，因为在完全成本核算下10规定了%的折扣率。

(Ii)存货减值

截至2021年12月31日止年度，公司已 不是存货减值损失。存货减值损失为#美元。4.2截至2020年12月31日的年度不是截至2019年12月31日止年度的库存减损损失。

商誉减值

整个善意余额为美元102.6截至2020年12月31日止年度，有000万美元出现了减损。由于预测商品价格较低，报告单位的公允价值超过了其公允价值。有 不是截至2019年12月31日止年度的善意损失。

7. 应付账款和应计负债

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020
贸易			$	91,101					$	70,450
版税			14,761						1,570
员工薪酬			4,382						1,701
其他			38,450						27,063
			$	148,694					$	100,784

70

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8. 债务和债务发行成本

公司2021年12月31日和2020年12月31日的债务情况如下：

			截至12月31日，
（千美元）			2021						2020
当前
循环信贷安排			$	67,500					$	—
未摊销债务发行成本			(513)						—
长期债务的当期部分			$	66,987					$	—
长期
6.25高级附注百分比			$	300,000					$	300,000
7.75高级附注百分比			300,000						300,000
循环信贷安排			—						190,000
未摊销债务发行成本			(14,030)						(18,124)
长期租赁义务 (1)			1,434						2,894
长期债务			$	587,404					$	774,770
债务总额			$	654,391					$	774,770

(1)租赁义务的当前部分已纳入 应付账款和应计负债在公司的资产负债表上，总计美元3.3截至2021年12月31日(2020年12月31日-$3.3百万)。

高级附注

截至2021年12月31日，公司拥有300.0百万美元7.752027年到期的优先债券百分比(“7.75高级附注百分比“)及$300.0百万美元6.252025年到期的优先债券百分比(“6.25高级附注百分比“，并连同7.75高级票据百分比，即“高级票据”)。优先票据由本公司及其若干为循环信贷安排提供担保的附属公司提供全面及无条件担保。

这个7.75优先债券的息率为7.75每年%，从2019年11月23日开始，每年5月23日和11月23日每半年支付一次。的 7.75%优先债券将于2027年5月23日到期，除非提前赎回或回购。

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

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

在2022年2月15日之前，公司可以选择赎回全部或部分6.25高级注释百分比：100本金的%，外加应计利息和未付利息以及全额保险费。此后，本公司可赎回全部或部分6.25优先债券另加适用于赎回日期的应计及未付利息，赎回价格如下：2022-103.125%; 2023 - 101.563%；2024年，此后-100%.

信贷安排

于2021年12月31日，本公司与贷款人组成的银团拥有循环信贷安排，借款基数为$150.0百万美元。2021年12月21日，管理层完成了每半年一次的重新确定，并选择将借款基数从1美元降至1美元。215.0百万至美元150.0百万美元，连同$125.0百万美元现成可用和$25.0百万美元，有待以下机构批准

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多数贷款人。循环信贷安排项下借款的到期日为2022年11月10日。下一次重新确定借款基数将不迟于2022年5月进行。

根据信贷安排条款，本公司须遵守下列财务契约：本公司的债务与未计利息、税项、折旧、折旧及增值及勘探费用的比率(“EBITDAX”)最高限额为4.0；将公司优先担保债务与EBITDAX的比率限制为最高3.0以及维持EBITDAX与利息支出的比率至少为2.5。不遵守这些金融契约将导致信贷协议条款下的违约，导致循环信贷安排下所有债务的加速偿还。截至2021年12月31日，本公司遵守所有公约。

根据循环信贷安排提取的金额按美元伦敦银行同业拆息加保证金计息，由公司选择，保证金范围为2.90%到 4.90%(2020年12月31日-2.90%到 4.90%)，或备用基本利率加上以下范围的边际1.90%到 3.90%(2020年12月31日-1.90%到 3.90%)，在每种情况下都是基于借款基数利用率百分比。备用基本利率目前是美国的最优惠利率。循环信贷安排项下的未支取款项计入下列利息0.73%到 1.23%(2020年12月31日-0.73%到 1.23%)，根据平均每天未使用的承付款数额计算。

本公司的循环信贷融资由本公司若干附属公司(“信贷融资集团”)的资产作担保及抵押。根据信贷安排的条款，本公司向信贷安排集团以外的实体分配资金的能力受到某些限制，包括向公司股东支付股息的能力限制。

某些LIBOR基准在2021年12月31日之后将不再公布。我们预计，伦敦银行同业拆借利率基准将被无风险利率取代。本公司预计这一变化不会对本公司产生实质性影响，因为信贷安排下的美元借款也可以按美国基本贷款利率计息。

利息支出

下表列出了随附综合经营报表中确认的利息支出总额：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
合同利息和其他融资费用			$	50,572					$	50,515					$	39,892
债务发行成本摊销			3,809						3,625						3,376
			$	54,381					$	54,140					$	43,268

本公司因发行优先票据及其循环信贷安排而产生债务发行成本。截至2021年12月31日，未摊销债务发行成本余额已直接从债务账面金额中扣除，并正在使用有效利息方法在债务期限内摊销为利息支出。

9. 股本

			普通股股份
平衡，2018年12月31日			387,079,027
股份回购及注销			(20,097,471)
平衡，2019年12月31日和2020年			366,981,556
行使的期权			162,944
平衡，2021年12月31日			367,144,500

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

股权补偿奖

该公司为其高管、员工和董事制定了股权薪酬计划。高管和员工将获得基于接受者继续受雇的股权补偿。在性能方面股份单位（“PSU”），即归属的单位数量取决于特定关键绩效指标的实现。股权

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已确定的奖项包括 80PSU和20股票期权的%。截至2021年12月31日，该公司尚未支付的股票薪酬奖励包括PSU、递延股份单位（“DTU”）和股票期权。

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

 

下表提供了截至2021年12月31日止年度有关NSO、DS U和股票期权活动的信息：

			PSU						DSU						股票期权
			已发行股票单位数量						已发行股票单位数量						未行使股票期权数量						加权平均行使价/股票期权（美元）
平衡，2020年12月31日			23,273,404						4,067,897						15,444,949						$	1.50
授与			13,428,840						1,642,867						5,889,310						0.80
已锻炼			(1,639,926)						—						(162,944)						0.62
被没收			(4,697,122)						—						(1,998,558)						1.14
过期			—						—						(1,324,035)						3.17
平衡，2021年12月31日			30,365,196						5,710,764						17,848,722						$	1.20
于2021年12月31日获得授权并可行使															7,534,488						$	1.66
于2021年12月31日在期权有效期内归属或预计归属															17,394,842						$	1.21

截至2021年12月31日止年度，股票补偿费用s $8.4百万 (2020 - $1.2百万美元；2019年-美元1.4 百万）并计入G & A费用。

2021年12月31日，有 $11.8百万(2020年12月31日--$5.9百万; 2019年12月31日-美元6.7 百万）与未归属的PSU和股票期权相关的未确认补偿成本将在加权平均期内确认 1.6年份.截至2021年12月31日，已归属或预计将归属的期权的加权平均剩余合同期限为 3.0年份.

PSU

PSU使持有人有权根据公司的选择在此类单位归属时收取公司普通股的相关股份数量或等于相关股份价值的现金付款。MPS将在之后悬崖背心 三年，但须视受助人的继续雇用而定。归属后，普通股的基础数量或相当于其价值的现金付款范围可能从 零至200根据公司在适用绩效目标方面的表现，归属的PFA数量的%。 截至2021年12月31日， 4.4百万（12月

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31, 2020 - 2.7百万）的PSE已归属并将以现金结算。截至2021年12月31日，未完成的PSU绩效目标如下：

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

二、2019年和2020年奖项： 25奖励的百分比取决于与公司每股资产净值相关的目标，资产净值是基于税前净现值贴现于10探明储量加可能储量的百分比；

2021年奖项：遵守财务契约和美元20万自由现金流 (1)及

三、25奖励的百分比取决于与公司战略执行有关的目标。

(1)定义为运营资金流动减去勘探费用和短期激励计划之前的资本支出。

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

DSU

DS U使持有人有权在此类单位归属时获得公司普通股的相关股份数量，或者根据公司的选择，获得等于相关股份价值的现金付款。一旦授予争端解决机制，它就会立即得到解决。截至2021年12月31日止年度，DSU已授予董事并将归属 100%此时承授人不再担任董事会成员。该公司目前打算以现金结算DSU。

股票期权

每个股票期权允许持有者购买一按规定行使价格持有的普通股份额。行使价格等于授予和归属时普通股的市场价格 三年.授予的股票期权的期限为 五年或三个月在承授人结束对公司的服务后，以先发生者为准。

截至2021年12月31日止年度， 162,944股票期权被行使，美元0.1已收到百万现金收益（截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度， 不是已行使及 不是收到的现金收益）。

于2021年和2020年12月31日，未行使和可行使股票期权的加权平均剩余合同期限为s 3.0和3.2分别为年和 可行使的股票期权是 2.2和1.9分别是几年。

每份股票期权奖励的公允价值是在授予日期使用Black-Scholes期权定价模型基于下表中所述的假设估计的：

 

截至十二月三十一日止的年度：

2021

2020

2019

股息率(每股)

无

无

无

波动率

71%到 80%

50%到 69%

48%到 54%

加权平均波动率

78

%

52

%

51

%

无风险利率

0.4%到 0.9%

0.3%到 1.7%

1.5%到 2.5%

预期期限

4 - 5年份

5年份

4 - 5年份

截至2021年12月31日止年度授予的期权的加权平均授予日期公允价值为 $0.47 (2020 - $0.29; 2019 - $0.89）每个选项。截至2021年12月31日止年度归属期权的加权平均授予日期公允价值为 $0.52(2020 - $0.79; 2019 - $1.10）每个选项。截至2021年12月31日止年度归属的股票期权的总公允价值为 $2.1百万(2020 2019年-美元1.9每年百万）。

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加权平均未偿还股份

 

			截至十二月三十一日止的年度：
			2021						2020						2019
已发行普通股加权平均数			367,022,903						366,981,556						376,495,306
根据股票期权可发行的股份			1,592,092						—						87,204
假设从股票期权收益中购买的股份			(741,606)						—						(74,698)
已发行稀释普通股加权平均数			367,873,389						366,981,556						376,507,812

截至2021年12月31日止年度， 15,559,816选项 由于期权具有反稀释作用，因此被排除在每股稀释收益（亏损）计算之外 (2020- 所有选项; 2019年- 9,465,737选项)

 

10. 资产报废义务

 

与公司石油和天然气资产相关的资产报废义务的公允价值变化如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020
年初余额			$	48,214					$	43,419
招致的责任			4,122						909
聚落			(805)						(201)
吸积			4,180						3,464
修订估计负债			(1,186)						623
年终余额			$	54,525					$	48,214

估计负债的修订主要涉及资产报废成本估计的变化，包括但不限于对估计通货膨胀率、财产寿命的变化以及清偿资产报废债务的预期时间的修订。于2021年12月31日，为清偿资产报废义务而受到法律限制的资产的公允价值为#美元。5.3百万（2020年12月31日—美元3.8百万)。这些资产在公司资产负债表上作为限制性现金和现金等价物入账(附注16)。

11. 收入

该公司的所有收入来自石油销售，价格反映了买方在装运时在指定销售点收到的混合价格，或由相对于ICE布伦特原油的合同定义，并根据瓦斯科尼亚或卡斯蒂利亚原油差价以及每月的质量和运输折扣进行调整。截至2021年12月31日的年度，100%(2020年和2019年-100%)来自石油销售以及质量和运输折扣的收入15% (2020 - 25%; 2019 - 16%)的洲际交易所布伦特原油价格。在截至2021年12月31日的年度内，公司的产品主要销往哥伦比亚的三个主要客户(2020和2019-三个)66%, 19%和12占总销售量的百分比。

截至2021年12月31日，应收账款包括零与2021年12月生产相关的应计销售收入(截至2020年12月31日和2019年12月31日--美元0.1每一年的12月份产量相关的百万美元)。

12. 新冠肺炎相关成本

新冠肺炎大流行导致与新冠肺炎健康和安全预防措施有关的额外业务和运输费用，包括增加卫生要求和改进现场卡车运输桶和船员更换程序。以下是成本明细：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
运营费用			$	3,391					$	2,482					$	—
运输成本			303						197						—
新冠肺炎的成本			$	3,694					$	2,679					$	—

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13. 税费

 

报告的所得税费用和追回与通过对所得税前收入（损失）应用法定税率计算的金额不同，原因如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
所得税前收入(亏损)
美国			$	(31,329)					$	(19,065)					$	(27,984)
外国			54,465						(834,296)						123,959
			23,136						(853,361)						95,975
法定费率(1)			31		%				32		%				33		%
预期所得税费用（恢复）			7,172						(273,076)						31,672
外国税收的影响			9,723						26,668						9,387
外币折算			14,450						48,734						11,527
商誉减值			—						32,826						—
基于股票的薪酬			1,708						666						430
更改估值免税额			(53,434)						75,241						3,429
哥伦比亚不可扣除的第三方版税			1,568						697						2,240
其他永久性差异			(1,058)						5,349						6,082
不可抵扣的投资损失(收益)			525						7,501						(7,482)
所得税（回收）费用总额			$	(19,346)					$	(75,394)					$	57,285
实际税率			(84)		%				9		%				60		%
当期所得税支出
《纽约时报》外国版(2)			4,479						754						17,058
			4,479						754						17,058
递延所得税(回收)费用
外国			(23,825)						(76,148)						40,227
所得税（回收）费用总额			$	(19,346)					$	(75,394)					$	57,285

(1)税率是哥伦比亚的法定税率。

(2)2021年当前的税收支出与哥伦比亚内部重组产生的资本利得税有关。

总体而言，本公司的做法和意图是将我们非美国子公司的收益再投资于此类子公司的运营。截至2021年12月31日，本公司尚未为无限期再投资的外国子公司的投资拨备美国或额外的外国预扣税。一般而言，在股息汇出时及在某些其他情况下，这类款项须缴税。

2021年第三季度，哥伦比亚政府颁布了新的税制改革，以取代2019年的税制改革。新的税制改革从2022年1月1日起将公司税率提高到35%。适用于计算递延所得税的税率已进行调整，以反映这一变化。

下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的递延税项资产的组成部分：

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			截至12月31日，
（千美元）			2021						2020
营业亏损结转的税收优惠			$	67,134					$	100,616
计税基础超过账面基础			16,815						37,698
外国税收抵免和其他应计项目			91,381						86,664
结转资本损失的税收优惠			28,050						27,661
减值准备前的递延税项资产			203,380						252,639
估值免税额			(141,886)						(195,321)
递延税项资产			$	61,494					$	57,318

截至2021年12月31日，公司尚未确认未使用非资本损失结转美元的利益62.1百万美元(2020-美元)46.0百万）用于美国联邦目的，有效期为2030年至2041年。

截至2021年12月31日，公司尚未确认未使用非资本损失结转美元的利益21.1百万美元(2020-美元)33.1百万）用于加拿大联邦和省级目的，有效期为2030年至2040年。公司尚未确认资本损失结转美元的好处243.9百万美元(2020-美元)240.5百万）用于加拿大联邦和省级目的，可以无限期结转。

于2021年12月31日，公司已确认未使用非资本损失结转的收益为美元102.4百万美元(2020-美元)115.6百万美元)，总额为$122.0百万;和 不是税收抵免（2020年-美元1.0百万美元)，总额为$1.8百万美元，用于哥伦比亚联邦目的。公司损失美元122.0百万人有权享受12年的结转期。

截至2021年12月31日和2020年12月31日，Gran Tierra 不是未确认税项优惠及相关利息及罚金计入综合资产负债表中的递延税项资产及当期税项负债。公司预计在未来12个月内，未确认的税收优惠不会有任何重大变化。本公司于截至2021年12月31日止年度的综合经营报表内并无其他与税项相关的重大权益或罚金。该公司及其子公司在美国和某些其他外国司法管辖区提交所得税申报单。本公司在某些司法管辖区须就截至2013年至2021年的课税年度进行所得税审查。

14. 承付款和或有事项

 

购买义务、确定协议和租赁

 

截至2021年12月31日，剩余期限超过一年的不可撤销协议下的未来最低付款如下：

			截至十二月三十一日止的年度
（千美元）			总						2022						2023						2024						2025						2026						此后
设施			31,228						5,981						5,970						5,755						5,739						5,739						2,044
经营租约(1)			2,889						2,163						623						94						9						—						—
融资租赁(1)			3,686						2,532						1,154						—						—						—						—
软件和电信			1,239						413						413						413						—						—						—
			$	39,042					$	11,089					$	8,160					$	6,262					$	5,748					$	5,739					$	2,044

(1)包括维护费和运营费。

Gran Tiera拥有办公空间、车辆和水箱的运营租赁，以及注水设施、储水罐和压缩机的融资租赁。

弥偿

 

本公司已就各种项目向董事及高级管理人员提供公司弥偿，包括但不限于因与本公司及其附属公司及/或联属公司有关联而导致的所有诉讼或诉讼和解费用，但须受若干限制所规限。公司已经购买了董事和高级管理人员的责任保险，以减轻未来可能发生的任何诉讼或诉讼的成本。无法合理估计任何潜在未来付款的最高金额。“公司”(The Company)

77

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可在正常业务过程中向买卖协议等交易中的交易对手提供通常是标准合同条款的赔偿。这些赔偿的条款将根据合同的不同而有所不同，合同的性质使公司无法对可能需要支付的最高潜在金额做出合理估计。

信用证

截至2021年12月31日，公司累计提供信用证等信用支持吴元元103.0百万(2020年12月31日--美元100.6作为哥伦比亚和厄瓜多尔勘探合同中所载工作承诺担保以及其他资本或业务要求的担保。

或有事件

Gran Tiera有几起诉讼和索赔待决，包括与ANH有关HPR特许权使用费计算的纠纷。诉讼和纠纷的结果不能肯定地预测；Gran Tiera相信这些问题的解决不会对公司的综合财务状况、经营业绩或现金流产生实质性的不利影响。Gran Tiera在发生成本或成为可能和可确定的成本时记录成本。

15. 金融工具、公允价值计量、信用风险和外汇风险

 

金融工具

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

•第1级--代表相同资产和负债在活跃市场上的报价的投入

•第2级--第1级内可直接或间接观察到的资产和负债的报价以外的投入

•第3级--资产和负债的不可观察的投入

于2021年12月31日，本公司于资产负债表确认的金融工具包括现金及现金等价物、限制性现金及现金等价物、应收账款、其他长期资产、衍生工具、应付账款及应计负债、长期债务的流动部分、长期债务、流动及长期股权补偿报酬负债及其他长期负债。本公司使用基于现有信息的适当估值技术来计量资产和负债的公允价值。

公允价值计量

下表列出了该公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的金融工具的公允价值计量：

78

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			截至12月31日，
			2021						2020
（千美元）
1级
资产
投资			$	—					$	48,323
PEF(1)			7,578						—
			$	7,578					$	48,323
负债
DSU责任-长期(3)			$	4,346					$	1,480
6.25高级附注百分比			273,672						205,500
7.75高级附注百分比			271,500						206,865
			$	549,518					$	413,845
2级
资产
衍生资产(2)			$	219					$	—
受限制现金和现金等值物-长期(1)			4,903						3,409
			$	5,122					$	3,409
负债
衍生负债			$	2,976					$	12,050
循环信贷安排			66,987						188,704
NSO负债-流动			2,710						805
PSE责任-长期(3)			9,372						2,475
			$	82,045					$	204,034
3级
负债
资产报废债务			$	54,525					$	48,214

(1)限制性现金和PEF的长期部分计入公司资产负债表上的其他长期资产

(2)计入公司资产负债表中的其他流动资产

(3)长期DSU和PSU负债计入公司资产负债表上的长期股权补偿奖励负债

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

长期受限现金和现金等价物的公允价值接近其账面价值，因为利率是可变的，反映了市场利率。

预付权益远期(PEF)

为了减少公司在已发行的PSU上普通股的交易价格变化的风险，公司成立了PEF。在期限结束时，交易对手将向公司支付相当于按估值日公司普通股价格计算的股份名义金额的金额。本公司有权酌情增加或减少预付权益远期名义金额或提前终止协议。截至2021年12月31日，公司的PEF名义金额为10.0百万股，公允价值为$7.6百万美元。截至2021年12月31日止年度，本公司录得收益$0.9PEF一般和行政费用(2020年12月31日和2019年12月31日-零)。PEF资产的公允价值是在每个报告期结束时使用公司在活跃市场上的报价来估计的。

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DSU责任

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

PSU责任

PSU负债的公允价值是使用公司股价和PSU业绩系数等投入估算的。

衍生资产和衍生负债

衍生工具的公允价值是根据各种因素估计的，包括活跃市场的报价和第三方的报价。公司还进行内部评估，以确保第三方报价的合理性。考虑到交易对手的信用风险，本公司评估了衍生产品的交易对手是否会因未能支付任何合同要求的款项而违约的可能性。此外，本公司认为该公司具有相当高的信贷质素，并有财力及意愿履行其与衍生工具交易有关的潜在偿还责任。

下表列出了在所附综合业务报表中确认的衍生工具和其他工具的损益：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
商品价格衍生损益			$	48,723					$	(220)					$	3,642
外币衍生品损失			115						3,155						27
衍生工具损失			$	48,838					$	2,935					$	3,669
未实现投资损失(收益)			$	2,032					$	46,883					$	(49,884)
投资出售损失			1,355						—						—
金融工具(收益)损失			(18)						1,164						—
其他金融工具损失(收益)			$	3,369					$	48,047					$	(49,884)

这些损益在综合业务表和现金流量表中作为金融工具列报损益。

于截至2021年12月31日止年度内，本公司出售100% (246.1百万股普通股)出售其在PetroTal Corp.(“PetroTal”)的权益，扣除交易成本后的现金收益净额为#美元。43.1100万美元，导致销售亏损$1.4百万美元。截至2021年12月31日，Gran Tiera不再持有PetroTal普通股的投资。

循环信贷安排和高级票据

截至2021年12月31日，未按公允价值记录的金融工具包括优先票据和循环信贷安排(附注8)。

循环信贷安排的公允价值接近其账面价值。循环信贷融资的公允价值是根据本公司为承担债务而必须向第三方支付的金额估计的，包括发行利率与期末市场利率之间的差额的信贷利差。信用利差是指公司的违约或偿还风险。信用价差(溢价或折价)是通过比较债务与新发行的债券(有担保或无担保)和类似规模的二级交易以及公共和私人债务的信用统计数据来确定的。

在2021年12月31日，6.25高级附注和百分比7.75高级备注百分比为$294.0百万 aND$292.0百万，分别代表本金总额减去未摊销债务发行成本，而公允价值为 $273.7百万美元和美元271.5百万美元。

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资产报废债务

该公司的非经常性公允价值计量包括资产报废债务。资产报废债务的公允价值是参考为满足报废债务所需的预期未来现金流出而计量的，该现金流出按本公司经信贷调整的无风险利率贴现。用于计算此类负债的重要的3级数据包括将发生的成本估计、公司经信贷调整的无风险利率、通货膨胀率和估计的放弃日期。随着时间的推移，增值费用被确认为折现负债增加到其预期结算价值，而资产报废成本则在相关资产的估计生产年限内摊销。

 

商品价格风险

该公司可能会不时利用商品价格衍生品来管理与其石油生产的预测销售相关的现金流的变异性，降低商品价格风险，并提供基本的现金流水平，以确保它能够执行至少一部分资本支出。截至2021年12月31日，本公司拥有3,000BOPD未偿还大宗商品价格衍生品头寸并签订了额外的6,000BOPD大宗商品衍生品年底后的总套期保值方案如下：

文书的期限和类型			音量， bopd						参考						出售掉期（美元/桶，加权平均）						卖出看跌（美元/桶，加权平均）						买入看跌期权（美元/桶，加权平均）						已售出电话 （$/桶，加权平均值）						补价 （$/桶，加权平均值）
三向领：2022年1月1日至6月30日			5,000						冰布伦特原油						—						63.56						73.56						91.28						—
互换：2022年1月1日至6月30日			3,000						冰布伦特原油						80.41						—						—						—						—
延期推杆：2022年1月1日至6月30日			1,000						冰布伦特原油						—						—						70.00						—						4.00

外汇风险

本公司与其哥伦比亚业务有关的外汇风险主要体现在运营成本、一般和行政成本以及运输成本上。为减轻外汇波动的风险，本公司可订立外币兑换衍生工具。于2021年12月31日，本公司并无未偿还外币兑换衍生工具头寸。

未实现汇兑损益主要是由于Gran Tiera的流动和递延税项资产及应收税项(主要以当地货币计价的货币性资产及负债)导致美元兑哥伦比亚比索及加元的波动所致。因此，汇兑损益必须根据兑换成美元功能货币来计算。哥伦比亚比索兑美元汇率走强，外汇收益约为#美元17,000关于递延税项资产余额和大约#美元的外汇收益13,000关于应收税金。这一影响是根据公司2021年12月31日的递延税项资产和应收税金计算的。

截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度y, 100该公司石油销售额的%来自哥伦比亚。在哥伦比亚，该公司收到100%的收入以美元计价，大部分资本支出以美元计价或以美元计价。

信用风险

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

截至2021年12月31日，现金和现金等价物以及限制性现金包括存放在具有投资级信用评级的金融机构的银行账户、定期存款和存单中的余额。

该公司的大部分应收账款与向石油和天然气行业的客户销售有关，并面临典型的行业信用风险。收入集中在一个行业会影响公司的整体信贷敞口

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风险，因为客户可能同样会受到经济和其他条件变化的影响。本公司只与信誉良好的实体订立销售合约，定期检讨其对个别实体的风险敞口，并从客户取得金额达$18.3百万截至2021年12月31日。截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度，公司分别有三名客户，占销售额的10%以上。

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

16. 补充现金流信息

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

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
现金及现金等价物			$	26,109					$	13,687					$	8,301
受限现金和现金等价物--流动			392						427						516
受限现金和现金等价物--长期(1)			4,903						3,409						2,258
			$	31,404					$	17,523					$	11,075

(1)受限制现金的长期部分计入公司资产负债表上的其他长期资产。

经营活动的资产和负债净变化如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
应收账款和其他长期资产			$	(5,686)					$	27,607					$	(5,680)
衍生品			(5,808)						2,302						(638)
库存			(2,383)						(2,628)						(3,179)
其他预付费用			(199)						(279)						583
应付账款和应计负债及其他长期负债			48,206						(47,194)						(1,367)
预付税款以及应收和应付税款			25,024						56,254						(83,593)
经营活动资产和负债净变化			$	59,154					$	36,062					$	(93,874)

下表提供了额外的补充现金流量披露：

			截至十二月三十一日止的年度：
（千美元）			2021						2020						2019
缴纳所得税的现金			$	36,352					$	14,611					$	49,196
支付利息的现金			$	50,109					$	50,209					$	37,767
非现金投资活动
与财产、厂房和设备有关的净负债，年终			$	30,142					$	28,711					$	77,353

17. 后续事件

年底后，公司签署了一份 6- 卡尔加里公司办公室的一年办公室租赁协议，从2022年6月1日开始。该协议包括平均年租赁付款额为美元1.8租期内价值百万美元。

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补充数据(未经审计)

1)石油和天然气生产活动

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

A.估计已证实的NAR储量

下表列出了Gran Tierra截至2019年、2020年和2021年12月31日的估计已证实NAR储量以及净已开发和未开发储量总额，以及截至2021年12月31日的三年期内总净已证实储量的变化。

净已证实储量代表管理层对扣除特许权使用费后已证实石油和天然气储量的最佳估计。每个房产的储量估计每年都会在内部编制，截至2021年12月31日，100%的储量已由独立合格储量顾问McDaniel & Associates Consultants Ltd进行评估。

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

			液体 (1)						燃气
			(Mbbl)						(MMcf)
已证明的NAR储量，2018年12月31日			53,922						2,182
储备的购买到位			4,495						—
延拓			6,106						—
技术修订			13,336						73
生产			(10,530)						(361)
已证明的NAR储量，2019年12月31日			67,329						1,894
提高了恢复速度			961						—
延拓			879						—
技术修订			2,477						(40)
生产			(6,954)						(199)
已证明的NAR储量，2020年12月31日			64,692						1,655
提高了恢复速度			2,057						—
延拓(2)			7,475						—
技术修订			1,009						133
生产			(8,668)						(119)
已证明的NAR储量，2021年12月31日			66,565						1,669
已证明已开发储量NAR，2019年12月31日			36,465						1,008
已证明已开发储量NAR，2020年12月31日			38,660						633
已探明已开发储量NAR，2021年12月31日			41,869						880
已探明未开发储量NAR，2019年12月31日			30,864						886
已证实的未开发储量NAR，2020年12月31日			26,032						1,022
已探明未开发储量NAR，2021年12月31日			24,696						789

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(1)截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，液体储量为100%油。

(2)包括对厄瓜多尔的0.5Mbbl延期。

上表所示截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度探明储量的变化主要是下列重要因素造成的：

改善恢复。 由于Acordionero油田重油采收率的提高，截至2021年12月31日的年度增加了2.1MMBOE的已探明储量(2020-1.0MMBOE和2019-零)。

分机。在截至2021年12月31日的年度内，已探明储量增加7.5MMBOE，归因于厄瓜多尔Acordionero油田增加3.7MMBOE，Costayaco油田增加2.1MMBOE，Moqueta油田增加1.2MMBOE，查拉帕油田增加0.5MMBOE(2020-0.9MMBOE和2019年 - 6.1 MMBOE，由于Acordionero和Costayaco油田的保留扩展)。

技术和经济修订版。在截至2021年12月31日的年度内，增加了1.0MMBOE的已探明储量，主要与根据Acordionero和Costayaco油田的表现和注水反应进行积极的技术修订有关(2020-2.5MMBOE和2019年 - 13.3 MMBOE,与Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田根据业绩和注水反应进行积极的技术修订有关)。

储备的购买到位。 截至2021年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度没有增加。截至2019年12月31日止年度，本公司 4.5收购Suroriente区块36.2%的WI权益和VMm-2区块20.0%的WI权益，使已勘探储量的MMBOE。

B.资本化成本

Gran Tierra石油和天然气生产活动的资本化成本截至2021年12月31日的两年期内每年年底包括以下内容：

（千美元）			已证明的性质						未经证明的属性						累计 耗尽， 折旧 和 减值						净资本化成本
平衡，2021年12月31日			$	4,302,473					$	131,865					$	(3,442,893)					$	991,445
平衡，2020年12月31日			$	4,106,768					$	161,763					$	(3,309,413)					$	959,118

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C.费用

下表列出了Gran Tierra各自年份石油和天然气资产收购以及勘探和开发产生的成本：

（千美元）			总
截至2019年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	53,650
未经证实			$	48,648
勘探成本			$	97,648
开发成本			$	281,151
截至2020年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	—
未经证实			$	—
勘探成本			$	12,852
开发成本			$	92,773
截至2021年12月31日的年度
物业购置成本
证明了			$	—
未经证实			$	—
勘探成本			$	20,410
开发成本			$	142,461

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D.石油和天然气生产活动的运营结果

（千美元）			哥伦比亚
2021年12月31日
石油销售			$	473,722
生产成本			(143,646)
勘探费			—
DD&A费用			(139,765)
资产减值			—
所得税费用			19,346
经营成果			$	209,657
2020年12月31日
石油销售			$	237,838
生产成本			(122,431)
勘探费			—
DD&A费用			(164,013)
资产减值			(564,495)
所得税费用			75,394
经营成果			$	(537,707)
2019年12月31日
石油销售			$	570,983
生产成本			(203,604)
勘探费			—
DD&A费用			(224,045)
资产减值			—
所得税费用			(53,989)
经营成果			$	89,345

E.贴现未来净现金流和变化的标准化衡量

以下披露基于对净已证实储量及其预计生产期的估计。未来现金流入是通过应用十二个月期间内每月第一天价格的十二个月期间未加权算术平均值来计算的，除非价格由合同安排定义，但不包括根据未来条件升级到Gran Tierra ' s的特许权使用费份额后估计的未来产量来自已证实的石油和天然气储量。

			哥伦比亚						厄瓜多尔
12个月期间未加权算术平均值，截至12个月期间内每个月的第一天井口价格
2021			$	58.07					$	62.42
2020			$	35.33					$	—
2019			$	54.05					$	—
加权平均生产成本
2021			$	15.55					$	17.40
2020			$	12.90					$	—
2019			$	18.67					$	—

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

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流量使用10%的年中折扣系数计算。计算假设现有的经济、运营和合同条件继续存在。然而，这种武断的假设过去并没有被证明是如此。其他假设可能会产生截然不同的结果。

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

•没有经济价值归因于可能和可能的储量；

•使用10%的折扣率是任意的;以及

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

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

（千美元）			哥伦比亚			厄瓜多尔			总
2021年12月31日
未来现金流入			$	3,880,608		$	30,573		$	3,911,181
未来生产成本			(1,249,901)			(13,502)			(1,263,403)
未来开发成本			(365,983)			(12,175)			(378,158)
未来资产报废债务			(47,580)			(600)			(48,180)
未来所得税支出			(514,231)			(1,866)			(516,097)
未来净现金流			1,702,913			2,430			1,705,343
10%折扣			(481,504)			(2,062)			(483,566)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	1,221,409		$	368		$	1,221,777
2020年12月31日
未来现金流入			$	2,329,016		$	—		$	2,329,016
未来生产成本			(929,591)			—			(929,591)
未来开发成本			(252,347)			—			(252,347)
未来资产报废债务			(43,455)			—			(43,455)
未来所得税支出			(104,311)			—			(104,311)
未来净现金流			999,312			—			999,312
10%折扣			(271,825)			—			(271,825)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	727,487		$	—		$	727,487
2019年12月31日
未来现金流入			$	3,711,517		$	—		$	3,711,517
未来生产成本			(1,429,689)			—			(1,429,689)
未来开发成本			(351,750)			—			(351,750)
未来资产报废债务			(46,922)			—			(46,922)
未来所得税支出			(288,088)			—			(288,088)
未来净现金流			1,595,068			—			1,595,068
10%折扣			(406,872)			—			(406,872)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	1,188,196		$	—		$	1,188,196

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贴现未来净现金流标准化衡量标准的变化

下表总结了截至2021年12月31日的两年内Gran Tierra已证实石油和天然气储量贴现未来净现金流量标准化衡量标准的变化：

（千美元）			2021						2020						2019
年初余额			$	727,487					$	1,188,196					$	1,194,460
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本			(244,486)						(442,826)						(595,872)
与未来生产相关的价格和生产成本净变化			1,217,785						(813,627)						(387,603)
扩展、发现和提高回收，降低相关成本			382,423						47,271						200,486
先前估计的年内发生的开发成本			(98,724)						(150,644)						155,287
对先前数量估计数的修订			(191,738)						700,106						731,352
折扣的增加			72,748						118,820						119,446
储备的购买到位			—						—						98,244
所得税净变动			(414,458)						128,265						(92,527)
未来开发成本的变化			(229,260)						(48,074)						(235,077)
净增加(减少)			494,290						(460,709)						(6,264)
年终余额			$	1,221,777					$	727,487					$	1,188,196

第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧

没有。

第9A项。控制和程序

 

披露控制和程序

 

我们已经建立了披露控制和程序(如1934年证券交易法或交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)。我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，根据交易所法案第13a-15(B)条的要求，评估了截至本报告所述期间结束时我们的披露控制程序和程序的设计和运作的有效性。基于他们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，Gran Tiera的披露控制和程序于2021年12月31日生效，以提供合理的保证，Gran Tiera根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，并且这些信息经过积累并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关必要披露的决定。

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维护对Gran Tiera财务报告的充分内部控制，这一术语在《交易法》下的规则13a-15(F)和15d-15(F)中定义。我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会2013年发布的内部控制框架-综合框架(“2013 COSO框架”)，对截至2021年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据2013年COSO框架下的这项评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2021年12月31日起有效。我们截至2021年12月31日的财务报告内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所审计，该会计师事务所审计了本年度报告中包含的10-k表格中的财务报表，如本文所示。

 

财务报告内部控制的变化

 

于截至2021年12月31日止年度内，我们对财务报告的内部控制并无重大影响，或合理地可能会对我们的财务报告内部控制产生重大影响。

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独立注册会计师事务所报告

致Gran Tiera Energy Inc.的股东和董事会：

财务报告内部控制之我见

我们已审计了S能源公司(本公司)截至2021年12月31日的财务报告内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2021年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表、截至2021年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量表以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2022年2月22日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

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

财务报告内部控制的定义及局限性

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

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

/s/毕马威律师事务所

特许专业会计师

加拿大卡尔加里

2022年2月22日

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项目9B。其他信息

Gran Tiera Energy Inc.董事会已将2022年5月4日定为公司2022年股东年会(以下简称2022年年会)的召开日期，并将2022年3月8日定为确定有权通知2022年股东大会并在其上投票的股东的记录日期。2022年年会的时间和地点将在公司为2022年年会提供的委托书中阐明。

第三部分

 

第10项。董事、高管与公司治理

本公司所需有关董事的资料参考自本公司2022年股东周年大会最终委托书(下称“委托书”)题为“建议1-董事选举”一节所载资料，委托书副本将于2021年12月31日后120天内呈交美国证券交易委员会。关于我们的执行干事的资料，见本报告第一部分末尾的“关于我们的执行干事的资料”，项目4“披露矿山安全”。

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

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

采纳《道德守则》

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

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

第11项。高管薪酬

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

第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项

某些实益所有人和管理层的担保所有权

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

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下表提供了有关根据Gran Tiera的股权补偿计划授权发行的证券的某些信息，该计划截至2021年12月31日底生效：

计划类别						(a) 在行使未偿还期权时须发行的证券数目(1)						(b) 未偿还期权的加权平均行权价						(c) 根据股权补偿计划未来可供发行的证券数量，不包括(A)栏所反映的证券(2)
证券持有人批准的股权补偿计划						17,848,722						1.20						18,333,065
未经证券持有人批准的股权补偿计划						—						—						—
						17,848,722						1.20						18,333.065

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

(2)根据S-k条例第201(D)项，本栏中的数字表示截至2021年12月31日根据该计划剩余可供发行的普通股总数，减去上文(A)栏中报告的奖励。注意，根据该计划的条款，根据该计划可供授予的股份池实际上不会减少，直到裁决以我们普通股的股份结算为止(而不是在授予时减少股份池)。2021年12月31日，已发行和发行36，075，960股与PSU和DS U相关的股份，如果该等奖励以股权结算，将意味着该计划下剩余可供未来发行的证券的减少。与反映管理层的会计处理一致出于现金结算的目的，这些金额不包括在上表中，作为剩余可供未来发行的证券的减少。根据该计划的规定，剩余可供发行的证券数量将减少以下总余额：（i）以可替代因子1.0股已行使和未行使的股票期权;（ii）就根据该计划授予的任何股权结算奖励发行的每股普通股，以可替代因子1.0股的单位奖励。因此，根据该计划可用于未来奖励的股份数量可能与本列中所示的金额不同。

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

第14项。首席会计费及服务

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

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第四部分

第15项。展示、财务报表明细表

(A)本年报以表格10-K的形式提交下列文件：

(一)财务报表

			页面
独立注册会计师事务所报告			57
合并业务报表			59
合并资产负债表			60
合并现金流量表			61
合并股东权益报表			62
合并财务报表附注			63
补充数据(未经审计)			83

(2)财务报表附表

没有。

(3)展品

证物编号：			描述						参考
2.2			转换计划，日期为2016年10月31日。						参考2016年11月4日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件2.1（SEC文件号001-34018）。
3.1			公司注册证书。						参考2016年11月4日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件3.3（SEC文件号001-34018）。
3.2			Gran Tierra Energy Inc.章程						通过引用附件3.4并入2016年11月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
3.3			Gran Tiera Energy Inc.章程第1号修正案						通过引用附件3.1并入2021年8月4日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.1			Gran Tiera Energy Inc.和加拿大ComputerShare Trust Company之间的认购收据协议，日期为2016年7月8日.						通过引用附件4.1并入2016年7月14日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.2			与2025年到期的6.25%优先债券有关的契约，日期为2018年2月15日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、其中指定的担保人和美国银行全国协会签订.						参考附件4.1并入2018年2月16日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表格报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.3			与2019年7月23日到期的6.25%优先债券相关的第一补充契约，由Gran Tiera Energy Inc.、其中提到的担保人和美国银行全国协会共同签署。						通过引用附件10.3并入2019年8月8日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.4			6.25厘优先债券，2025年到期.						参考2018年2月16日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件4.2（SEC文件编号001-34018）。
4.5			Gran Tierra Energy Inc.与2027年到期的7.750%优先票据相关的契约，日期为2019年5月23日，其中提到的担保人以及美国银行全国协会。						通过引用附件4.1并入2019年5月23日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。

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4.6			第一份补充契约，与2027年到期的7.750优先债券有关，日期为2019年7月23日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的担保人和美国银行组成。						通过引用附件10.4并入2019年8月8日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.10			2027年到期的7.750厘优先债券表格(载于附件A至附件4.1)。						通过引用附件4.2并入2019年5月23日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
4.11			证券的说明。						引用附件4.11并入2020年2月27日提交给美国证券交易委员会的Form 10-k年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.1			Gran Tierra Energy International Holdings Ltd.之间于2016年6月30日签订的购股协议，翠贝卡石油天然气公司，麦格理银行有限公司、罗里克风险投资集团公司、作为供应商，以及PetroLatina Energy Limited。						参考2016年7月7日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件2.1（SEC文件号001-34018）。
10.2			修订并重述2007年股权激励计划。*						参考2021年8月4日向SEC提交的10-Q表格季度报告的附件10.1（SEC文件编号001-34018）。
10.3			2007年股权激励计划下的限制性股票单位奖励协议表格。*						引用附件10.1并入2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)。
10.4			2007年股权激励计划下的期权协议格式。*						在2013年8月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.2。
10.5			弥偿协议的格式。*						在2016年11月4日提交给美国证券交易委员会的8-k表格的当前报告(美国证券交易委员会档案号：0001-34018)中引用附件3.5并入。
10.6			2007年股权激励计划下的递延股票单位奖励协议表格。*						引用附件10.29并入2016年2月29日提交给美国证券交易委员会的Form 10-k年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.7			递延股份单位批出通知书表格。*						通过引用附件10.30并入2016年2月29日提交给美国证券交易委员会的Form 10-k年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.8			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Gary Guidry之间的高管聘用协议于2015年5月7日生效。*						通过引用附件10.2并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.9			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Lawrence West之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						通过引用附件10.5并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.10			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和James Evans之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						通过引用附件10.6并入2015年11月4日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.11			2007年股权激励计划下的绩效股票单位奖励协议表格。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.3并入。
10.12			绩效股票单位授予通知书的格式。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.4。
10.13			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Ryan Ellson之间的高管聘用协议于2015年5月11日生效。*						在2016年5月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.5。

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10.14			信贷协议，日期为2015年9月18日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行和贷款人签署。						通过引用附件10.1并入2015年9月21日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表格报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.15			信贷协议第一修正案，日期为2016年3月31日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、Gran Tiera Energy Inc.、丰业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.2并入2016年4月6日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.16			信贷协议第二修正案，日期为2016年6月2日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、Gran Tiera Energy Inc.、丰业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.1并入2016年6月3日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.17			第三修正案信贷协议，日期为2016年8月23日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、Gran Tiera Energy Inc.、丰业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.42并入2017年3月1日提交给美国证券交易委员会的Form 10-k年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.18			信贷协议第四修正案，日期为2016年11月16日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行和贷款方签署。						通过引用附件10.43并入2017年3月1日提交给美国证券交易委员会的Form 10-k年度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.19			信贷协议第五修正案，日期为2017年2月13日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.1并入2017年2月15日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.20			信贷协议第六修正案，日期为2017年5月17日，于2017年6月1日生效，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行及其贷款人组成。						通过引用附件10.1并入2017年5月19日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.21			信贷协议第七修正案，日期为2017年6月15日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行及其贷款人之间签署。						在2017年8月4日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)中引用附件10.2并入。
10.22			信贷协议第八修正案，日期为2017年9月18日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.1并入2017年9月21日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.23			信贷协议第九修正案，日期为2017年11月10日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行、法国兴业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.1并入2017年11月14日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。
10.24			信贷协议第十修正案，日期为2018年5月25日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人之间签署。						引用附件10.1并入2018年8月2日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)

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10.25			第十一项信贷协议修正案，日期为2018年12月20日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人之间签署。						引用附件10.1并入2018年12月21日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)
10.26			第十二次信贷协议修正案，日期为2019年5月14日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人之间签署。						引用附件10.1并入2019年5月15日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)
10.27			《信贷协议第十三修正案》，日期为2019年12月10日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人签署。						引用附件10.1并入2019年12月11日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)
10.28			第十四条信贷协议修正案，日期为2020年6月1日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人之间签署。						通过引用附件10.1并入2020年8月5日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)(根据注册S-k第601(A)(5)项，本协议的某些附表和证据已被省略。如有任何遗漏的时间表和/或展品，应要求将作为美国证券交易委员会的补充材料提供)。
10.29			《信贷协议第十五修正案》，日期为2020年12月7日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人之间签署。						本协议参考2021年2月25日提交给美国证券交易委员会的10-k表格年度报告(美国证券交易委员会文件第001-34018号)的附件10.37纳入(本附件的某些部分已根据S-k条例第601(B)(10)(Iv)项进行编辑，而本协议的某些附表和证物已根据S-k登记第601(A)(5)项予以省略。本展品的未经编辑的副本以及任何遗漏的时间表和/或展品的副本将根据要求作为美国证券交易委员会的补充提供)。
10.30			《信贷协议第十六修正案》，日期为2021年12月21日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、丰业银行及其贷款人签署。						随函提交的(本展览的某些部分已根据S-k法规第601(B)(10)(Iv)项进行编辑，本协议的某些附表和证物已根据注册S-k第601(A)(5)项被省略。本展品的未经编辑的副本以及任何遗漏的时间表和/或展品的副本将根据要求作为美国证券交易委员会的补充提供)。
10.31			哥伦比亚参与协议，日期为2006年6月22日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC签署。						引用附件10.55并入2008年8月11日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会档案号：第0001-34018号)。
10.32			哥伦比亚参与协议的第1号修正案，日期为2006年11月1日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC执行。						引用附件10.56并入2008年8月11日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会档案号：第0001-34018号)。
10.33			哥伦比亚参与协议的第2号修正案，日期为2008年7月3日，由Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC达成。						在2008年11月19日提交给美国证券交易委员会的10-Q/A季度报告(美国证券交易委员会档案号：第0001-34018号)中引用附件10.3并入。
10.34			参与协议的第3号修正案，日期为2008年12月31日，由哥伦比亚Gran Tiera Energy有限公司、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital有限责任公司之间签署。						通过引用附件10.1并入2009年1月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-k表报告(美国证券交易委员会档案号：第0001-34018号)。
10.35			2011年6月13日，哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC于2006年6月22日签署的哥伦比亚参与协议的第4号修正案。						引用附件10.1并入2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会档案号001-34018)。

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10.36			2011年2月10日第5号修正案，2006年6月22日哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC之间的哥伦比亚参与协议。						引用附件10.2并入2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会档号001-34018)。
10.37			哥伦比亚Gran Tiera有限公司与Crosby Capital，LLC于2006年6月22日签订的哥伦比亚参与协议的第6号修正案，日期为2012年3月1日。						引用附件10.9并入2012年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会档案第001-34018号)。
10.38			Vetra Southeast S. LU所有已发行股本的买卖协议，日期为2019年2月20日。						参考2019年2月25日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件10.1（SEC文件号001-34018）纳入其中。
10.39			Suroriente的买卖协议，日期为2019年2月20日。						参考2019年2月25日向SEC提交的8-k表格当前报告的附件10.4（SEC文件号001-34018）。
21.1			子公司名单。						现提交本局。
23.1			毕马威有限责任公司同意。						现提交本局。
23.2			McDaniel&Associates咨询有限公司同意。						现提交本局。
24.1			授权书。						请参阅签名页。
31.1			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节通过的第13a-14(A)/15d-14(A)条颁发的特等执行干事证书。						现提交本局。
31.2			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的第13a-14(A)/15d-14(A)条规定的首席财务干事证书。						现提交本局。
32.1			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官和首席财务官的认证。						随信提供。
99.1			Gran Tierra Energy Inc储量评估和石油和天然气资产评估公司摘要，2021年12月31日生效。						现提交本局。

101. INline MBE实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其MBE标签嵌入Inline MBE文档中

101. SCH Inline MBE分类扩展架构文档

101. CAL Inline MBE分类扩展计算Linkbase文档

101. ADF Inline MBE分类扩展定义Linkbase文档

101. LAB Inline MBE分类扩展标签Linkbase文档

101. PRI Inline DatabRL分类扩展演示Linkbase文档

104.封面交互式数据文件-封面XYZ标签嵌入Inline BEP文档中

*管理合同或补偿计划或安排。

第16项。表格10-K摘要

没有。

96

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签名

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

 

格兰蒂拉能源公司

日期：2022年2月22日			/s/加里·S.古伯伯
			作者：Gary S古伯伯
			总裁和董事首席执行官
			(首席行政主任)
日期：2022年2月22日			撰稿S/瑞安·埃尔森
			作者：瑞安·埃尔森
			财务总监兼执行副总裁总裁
			(首席财务会计官)

 

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授权委托书

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

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

名字

标题

日期

/s/加里·S.古伯伯

总裁和董事首席执行官

2022年2月22日

加里·S·古德里

(首席行政主任)

撰稿S/瑞安·埃尔森

财务总监兼执行副总裁总裁

2022年2月22日

瑞安·埃尔森

(首席财务会计官)

/s/ Peter Dey

主任

2022年2月22日

彼得·戴

/s/埃文·黑兹尔

主任

2022年2月22日

埃文·黑兹尔

/s/艾莉森·雷德福

主任

2022年2月22日

艾莉森·雷德福

/s/罗伯特b. Hodgins

主任

2022年2月22日

Robert B. Hodgins

/s/罗纳德·罗亚尔

主任

2022年2月22日

罗纳德·罗亚尔

/s/桑德拉·斯科特

主任

2022年2月22日

桑德拉·斯科特

/s/大卫·P·史密斯

主任

2022年2月22日

大卫·P·史密斯

/s/布鲁克·韦德

主任

2022年2月22日

布鲁克·韦德

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