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顧客集中度リスクメンバー2020-01-012020-12-310001273441GTE：お客様1メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2022-01-012022-12-310001273441GTE：お客様2メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2020-01-012020-12-310001273441米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersGTE：お客様3メンバーUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2022-01-012022-12-310001273441米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersGTE：お客様3メンバーUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2021-01-012021-12-310001273441GTE：お客様1メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2021-01-012021-12-310001273441GTE：お客様2メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2021-01-012021-12-310001273441GTE：お客様2メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2022-01-012022-12-310001273441GTE：お客様1メンバー米国-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：顧客集中度リスクメンバー2020-01-012020-12-310001273441アメリカ公認会計基準：副次的事件メンバー2023-01-012023-02-210001273441アメリカ公認会計基準：副次的事件メンバー2023-02-21

アメリカ証券取引委員会

ワシントンD.C.，20549

表10-K

(マーク1)

☒						1934年証券取引法第13条又は15条に基づいて提出された年次報告

本財政年度末まで十二月三十一日, 2022

あるいは…。

☐						1934年証券取引法第13条又は15条に基づいて提出された移行報告

_から_への過渡期

 

手数料書類番号001-34018

 

グランTiera Energy Inc.

(登録者の正確な氏名はその定款に記載)

 

デラウェア州

98-0479924

(登録設立又は組織の国又はその他の管轄区域)

(国際税務局雇用主身分証明書番号)

街の南東500番地

カルガリーは

エバータ州

カナダ

T 2 G 1 A 6

(主な執行機関の住所、郵便番号を含む)

(403) 265-3221

(登録者の電話番号、市外局番を含む)

 

同法第12条(B)に基づいて登録された証券：

クラスごとのタイトル			取引コード			登録された各取引所の名称
普通株は一株当たり0.001ドルの価値があります			GTE			ニューヨーク証券取引所アメリカ証券取引所
						トロント証券取引所
						ロンドン証券取引所

同法第12条(G)に基づいて登録された証券：ありません

登録者が証券法規則405で定義されている経験豊富な発行者である場合は、再選択マークで示してください

Yes ☐ 違います。 ☒

登録者がこの法第13節または第15節(D)節に基づいて報告を提出する必要がないかどうかを再選択マークで示す

Yes ☐ 違います。 ☒

再選択マークは、登録者が(1)過去12ヶ月以内(または登録者がそのような報告の提出を要求されたより短い期間)に、1934年の証券取引法第13条または15(D)節に提出されたすべての報告書を提出したかどうか、および(2)過去90日以内にそのような提出要件に適合しているかどうかを示すはい、そうです ☒ No ☐

再選択マークは、登録者が過去12ヶ月以内(または登録者がそのような文書の提出を要求されたより短い時間以内)に、S−T規則405条(本章232.405節)に従って提出を要求した各相互作用データファイルを電子的に提出したか否かを示す。

はい、そうです ☒ No ☐

登録者が大型加速申告会社，加速申告会社，非加速申告会社であるか，小さな報告会社や新興成長型会社であるかを再選択マークで示す。取引法第12 b-2条の“大型加速申告会社”、“加速申告会社”、“小申告会社”、“新興成長型会社”の定義を参照されたい。

 

大型加速ファイルサーバ			☐			ファイルマネージャを加速する			☒
非加速ファイルサーバ			☐			規模の小さい報告会社			☐
						新興成長型会社			☐

 

新興成長型会社に属する場合、登録者は、連結所第13(A)条に従って提供される任意の新しいまたは改正された財務会計基準に適合するために、延長された移行期間を使用しないことを選択したかどうか

Act. ☐

登録者が報告書を提出したかどうかを再選択マークで示し、その経営陣が正しいことを証明する

“サバンズ-オキシリー法案”(“米国連邦法典”第15編7262(B)節)第404(B)条に基づいて、その監査報告を作成または発表する公認会計士事務所の財務報告に対する内部統制の有効性☒

証券が同法第12条(B)に基づいて登録されている場合は，登録者の財務諸表が以前に発表された財務諸表の誤り訂正を反映しているか否かを示すチェックマークを適用する。 ☐

これらのエラーのより真ん中に再記述があるかどうかをチェックマークで示すことは、登録者の任意の実行幹事が関連回復中に受信した報酬ベースの補償を回復分析する必要があるかどうかを示す

to §240.10D-1(b).                                      ☐

登録者が空殻会社であるか否かをチェックマークで示す(同法第12 b-2条で定義される)。はい、そうです☐違います☒

 

2022年6月30日現在，すなわち登録者が最近完成した第2財期の最終営業日であり，非関連会社が保有する投票権と無投票権普通株の総時価は約$である414.4百万ドルです

2023年2月16日346,151,157 登録者の普通株式額面は0.001ドルで、発行された。

引用で編入された書類

本報告第3部で要求された情報は，本稿では示していない範囲で，登録者の2023年株主総会に関する最終依頼書を引用することにより，最終依頼書は2022年12月31日後120日以内に証券取引委員会に提出される。

監査役の名前：ピマウェイ会計士事務所監査役位置：カナダカルガリー Auditor Firm ID: 85

1

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グランTiera Energy Inc.

表格10-Kの年報

2022年12月31日までの年度

カタログ表

 

						ページ
第1部
項目1と2です。			企業と物件			5
第1 A項。			リスク要因			18
項目1 B。			未解決従業員意見			26
第三項です。			法律訴訟			26
第四項です。			炭鉱安全情報開示			26
第II部
五番目です。			登録者普通株市場、関連株主事項及び発行者による株式証券の購入			28
第六項です。			[保留されている]
第七項。			経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析			29
第七A項。			市場リスクの定量的·定性的開示について			55
第八項です。			財務諸表と補足データ			56
第九項です。			会計と財務情報開示の変更と相違			86
第9条。			制御とプログラム			86
プロジェクト9 B。			その他の情報			88
プロジェクト9 Cです。			検査妨害に関する外国司法管区の開示			88
第三部
第10項。			役員·幹部と会社の管理			88
第十一項。			役員報酬			89
第十二項。			特定の実益所有者の担保所有権及び経営陣及び関連株主の事項			89
十三項。			特定の関係や関連取引、取締役の独立性			89
14項です。			最高料金とサービス			90
第4部
第十五項。			展示·財務諸表明細書			90
第十六項。			表格10-Kの概要			93
サイン						94

2

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前向き陳述に関する警告的言語

 

このForm 10-K年度報告書には、1933年の“証券法”(以下、“証券法”)第27 A条と1934年の“証券取引法”(以下、“取引法”)第21 E条に適合する前向きな表現が含まれている。10-K表年次報告に含まれる当社の財務状況、準備金の推定数量と純現在値、業務戦略、将来の運営の計画と目標、契約遵守状況、資本支出計画と資本計画または支出変化のメリット、私たちの流動性と財務状況、新型コロナウイルス(新冠肺炎)の大流行の影響に関する陳述以外のすべての陳述、および前、後、または他の方法で“信じる”、“予想”、“予想”、“推定”、“項目”などの言葉を含む陳述は、“目標”、“目標”、“計画”、“予算”、“目標”、“べき”またはこれらの表現の類似した表現または変形は、前向き表現である。前向き陳述が根拠となる仮説が正しいことが証明されるか，あるいは正しくても介入状況が実際の結果と期待を異ならせることは保証されない.展望性陳述はリスクと不確定要素の影響を受けるため、実際の結果は展望性陳述が表現或いは示唆した結果と大きく異なる可能性がある。多くのリスク、不確定要素とその他の重要な要素は私たちの実際の結果は展望性陳述と大きく異なる可能性があり、含まれているが、限らず、私たちの業務は南アメリカに位置し、ゲリラ活動、ストライキは思わぬ問題が発生する可能性がある, 地元の封鎖や抗議；私たちの製品の生産、輸送、または販売に影響を与える技術的困難と運営困難、現地運営の他の中断、世界的な衛生事件(進行中の新冠肺炎の大流行を含む)。インフレおよび世界的な健康危機、ロシアのウクライナへの侵入、または原油生産割当量またはオペックが取る可能性のある他の行動の実施または廃止による変化、例えば、インフレおよび他の産油国およびそのための会社または第三者の行動を含む、石油および天然ガスの需要、供給、価格、差額または他の市場条件に影響を与える世界的および地域的変化、例えば、オーペックが最近減産および他の産油国を決定し、そのために取られた会社または第三者の行動；歴史または将来の予想レベルに対するこれらの価格の変動または長期的な低下を含む商品価格の変化；現在の世界経済と信用状況が原油価格と石油消費に与える影響は私たちの現在の予測を上回る可能性がある。これは、私たちの戦略と資本支出計画のさらなる修正を招く可能性がある；石油と天然ガスの価格と市場は予測不可能で不安定である；ヘッジの影響；任意の特定の油田の生産能力の正確性；地理的、政治的および気象条件は、私たちの製品の生産、輸送または販売に影響を与える可能性がある；私たちはその業務計画を実行し、現在の計画から予想される利益を達成する能力；現在所有している資産を開発する上で意外な遅延と困難なリスクが発生する可能性があり、経済的に実行可能な基礎の上で埋蔵量と生産および埋蔵量を交換する能力；生産結果の正確性および地震データをテストする, 価格設定とコスト推定(大口商品の価格と為替レートとの関連を含む)；計画探査活動のリスクプロファイル、下向き掘削の影響、注水と多段階破裂刺激作業の影響、納入中断の程度と影響、設備性能とコスト、第三者の行動；監督機関または他の必要な私たちの経営活動の承認をタイムリーに受ける；探査掘削は商業油井を招くことができなかった；掘削設備と人員が限られていることによる意外な遅延；私たちの普通株または債券の取引価格の変動または下落；私たちは政府計画の予想収益のリスクを得ることができません。政府の税金還付を含みます。私たちは信用協定と契約中の財務契約を遵守し、任意の信用協定に従って借金を行う能力と、本10-K年度報告第I部第1 A項“リスク要因”に記載されている要素を含みます。現在、この流行病の前例のない性質及び世界経済と石油と天然ガス業界の衰退は、症例の灰再発と政府反応の予測不可能性を含み、展望性陳述の正確性を予測することは更に困難になる。本明細書に含まれる情報は、本年度報告が米国証券取引委員会(“米国証券取引委員会”)に提出された日までに提供されるものであり、連邦証券法に別の要求があることを除いて、本10-K年度報告書に含まれる任意の前向き陳述を公開する義務または承諾はなく、これに対する私たちの予想される任意の変化、または任意の前向き陳述に基づくイベント、条件、または状況の変化を反映する。

3

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石油と天然ガスという言葉は

 

本報告では、以下の略語に以下の意味がある

Bbl			銃管			マクフ			千立方フィート
Mbbl			千桶			MMCF			百万立方フィート
MMbbl			百万バレル			Bcf			10億立方フィート
教育委員会			バレル油当量			ポープ			毎日のドラム缶
Mmboe			百万バレル油当量			NAR			特許使用料後純額
ボイプッド			1日あたりの油当量			ポープ			毎日のドラム缶

販売量とは，在庫変化や損失に応じて調整した生産純現在値である。私たちの石油と天然ガス埋蔵量報告書は純資産収益率だ。私たちの生産も特別な説明がない限りNARと報告されています“特許使用料前の作業利益の産出”.天然ガス体積は石油1バレル当たり6立方メートルの天然ガスの速度で京東方に換算され，これは天然ガスと石油のほぼ相対エネルギー含有量に基づいている。この比率は必ずしも石油と天然ガス価格の関係を反映するとは限らない。BOEは誤導性がある可能性があり，特に単独で使用すれば.6 Mcf：1 bblのBOE変換比は、主に燃焼器先端に適用されるエネルギー当量変換方法に基づいており、井口のエネルギー当量を表すものではない。

以下は石油と天然ガス産業とこの報告書のいくつかの一般的な用語の説明だ。

開発したエーカーの土地。生産井または生産能力のある井戸のエーカー数に割り当てられるか、または割り当てることができる。

発展が良好である石油や天然ガス貯蔵層が明らかになった地域で生産可能な地層深さが知られている井戸を掘削する。

干井です。石油や天然ガスを商業数量で生産していない探井や開発井。

搾取活動貯留層から流体を回収し，石油と天然ガス埋蔵量を掘削·開発する過程。

井戸を掘る探井は，以前に別の貯留層中の石油や天然ガスを発見した油田から新たな油田や新たな貯蔵層を発見するために掘削された井である。一般に，探井とは，開発井，延伸井，サービス井や地層試験井ではない井戸である。

現場です同じ地質構造特徴および/または地層条件に集中しているか、またはそれに関連する1つまたは複数の貯蔵層からなる領域。

総エーカーか総井戸です私たちは経営権益のすべてのエーカーや油井を持っている。

エーカーや井戸をきれいにする。私たちが総エーカーまたは総油井に持っている断片的な作業権益の総和は、整数と整数の点数で表される。

可能な埋蔵量。可能埋蔵量とは、可能な埋蔵量よりも不確定な追加埋蔵量を意味する。米国証券取引委員会はS-X規則第4-10(A)(17)条で可能埋蔵量を完全に定義した。

可能な埋蔵量。埋蔵量とは，明らかにされた埋蔵量よりも不確実な採掘である可能性があるが，明らかにされた埋蔵量と同様に採掘できない可能性のある余分な埋蔵量である。“米国証券取引委員会”はS-X規則第4-10(A)(18)条で可能埋蔵量を完全に定義している。

多産井戸。十分な量の炭化水素を生産できる油井が発見され、このような生産を販売する収益は生産費用や税収を超えている。

明らかにされた開発埋蔵量。一般に、既存設備や作業方法の場合、既存油井から回収された埋蔵量を回収することができる。米国証券取引委員会はS-X規則4-10(A)(6)の中で開発された石油と天然ガス埋蔵量を完全に定義した。

埋蔵量が明らかになった地球科学と工学データの分析により，ある特定の日から既知の貯蔵層と地下から経済的に生産できる石油や天然ガスの数を合理的に推定することができる

4

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経営権を提供する契約満了前の既存の経済条件、経営方法と政府法規は、継続が合理的に確定されていることを示す証拠がない限り、決定性方法を用いても確率的方法を用いて推定してもよい。炭化水素を採掘するプロジェクトはすでに開始されなければならないし、オペレータはそれが合理的な時間内にこのプロジェクトを開始することを合理的に決定しなければならない。

(i)明らかにされているダム面積には

(A)掘削によって識別され、流体接触によって制限される領域と、

(B)既存の地球科学と工事データに基づいて、この石油ガス貯蔵隣接の未掘削部分が連続しており、経済的に生産可能な石油或いは天然ガスを含むことを合理的に確定的に判断することができる。

(Ii)流体接触に関するデータがない場合、貯蔵層で明らかにされた数は、油井透過率に示されるように、地球科学、工学または性能データおよび信頼性の高い技術が合理的な決定性で低い接触を確立しない限り、既知の最低炭化水素(“LKH”)によって制限される。

(Iii)直接掘削観察を通じて既知の最高石油(“HKO”)の海抜を確定し、しかも関連する天然ガスカバーの潜在力が存在すれば、地球科学、工事或いは性能データと信頼できる技術が合理的に確定的に比較的に高い関係を構築した場合にのみ、貯蔵層構造の高い部分にすでに明らかにされた石油埋蔵量を割り当てることができる。

(Iv)以下の場合、改良された採油技術(注液を含むが、これらに限定されない)を適用することによって経済的に生産されることができる貯蔵量は、確認された分類に含まれる

(A)試験プロジェクトは、ダム全体よりも有利ではない性質のダム区域での成功した試験、ダムまたは同様のダムに設置されたプログラムの動作、または信頼できる技術の他の証拠を使用して、プロジェクトまたはスキームに基づく工事分析の合理的な確実性を確認した

(B)すべての必要な当事者と実体は、政府実体を含めて、このプロジェクトの開発を承認した。

(v)既存の経済条件には、ダムの経済生産能力の価格とコストの決定が含まれている。価格は、報告に係る期間終了日前の12ヶ月間の平均価格であり、その期間内の毎月の月初め1日価格の未加重算術平均として決定されなければならず、価格が将来の条件に応じて増加する価格を含まない限り、契約スケジュールによって決定されなければならない。

明らかにされた未開発埋蔵量。一般的に、掘削面積がない新しい油井または再井戸の既存の油井から回収される貯蔵量を再完成させるためには、比較的大きな支出が必要になると予想される。アメリカ証券取引委員会はS-X規則第4-10(A)(31)条の中で未開発石油ガス埋蔵量を完全に定義した。

予備隊です埋蔵量とは，ある特定の日に既知の鉱物に対して開発プロジェクトを実施することにより，経済的に生産可能な石油，天然ガス，関連物質の推定残量を予想することである。さらに、生産の合法的な権利または生産中の収入利益、石油および天然ガスまたは関連物質を市場に輸送するための設置された手段、およびプロジェクトを実施するために必要なすべての許可および融資が存在するか、または合理的に予想されなければならない。

未開発の面積未掘削あるいは完成油井のリース面積は、この面積にすでに明らかにされた埋蔵量が含まれているか否かにかかわらず、経済数量の石油と天然ガスを生産することができる。

仕事の趣味です所有者に掘削，生産，その財産上での経営活動および生産の経営利益を共有する権利を持たせ，掘削と生産運営コストの一部を所有者に支払うことを要求する。

第1部

項目1と2です企業と物件

一般情報

Gran Tiera Energy Inc.及びその子会社(“Gran Tiera”、“The Company”、“US”、“Our”或いは“WE”)は国際石油と天然ガスの探査と生産に専念する会社であり、現在資産はコロンビアとエクアドルに位置している。2022年12月31日まで、コロンビアでの私たちの資産は、私たちが明らかにした埋蔵量NARの96%を占めている。2022年12月31日までの1年間、私たちの収入100%(2021-100%)はコロンビアから来た。

私たちは2008年6月にネバダ州の法律に基づいて登録し、2016年10月に登録州をデラウェア州に変更した

5

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本年度報告で示した10-K表のすべてのドル(ドル)金額は米国(米国)であるドルは、他に説明がない限り

2022年の運営のハイライト

2022年12月31日までの1年間に、34本の井戸(開発井戸20本、注井戸8本、探査井戸6本)を掘削し、2億366億ドルの資本支出が発生し、その大部分はコロンビアで発生した。

コロンビアではすべての開発井と注水井が掘削され，そのうち14本の開発井とすべての注水井はMidasブロックに掘削され，6つの開発井はChazaブロックに掘削された。2022年12月31日までに、年内に掘削したすべての開発井が操業を開始した。

掘削された掘削では、4人がコロンビアにおり(2口はMidas、1口はChaza、1口はAlea 1848-Aブロック)、2人はエクアドル(1口はChanangue、1口はCharapa)にある。2022年12月31日現在，4つの井戸が生産されており，2本は乾燥状態である

2023年展望

私たちのコロンビア開発は95%2023年の資本予算の約70%を占め、残りの部分は探査活動に用いられる。

次の表は2023年の資本計画の内訳を示しています

			井戸の数 (毛と純額)												2023年基本建設予算 (百万ドル)
発展していますコロンビア			18 - 23												150 - 170
コロンビアとエクアドルの探検は			4 - 6												60 - 80
			22 - 29												210 - 250

私たちの2023年の基本資本計画は探査と開発活動のために2.1億~2.5億ドルだ。2023年のガイドラインの中点によると，資本予算は約70%を開発に，30%を探査活動に用いる予定である。2023年の資本計画では約15%の開発活動が施設に利用される見通しだ。

私たちは私たちの2023年資本計画が運営キャッシュフローによって完全に資金を提供すると予想している。このプロジェクトの資金は運営キャッシュフローから来ており，一部は2023年のブレント原油価格に依存して少なくとも1バレル60ドルである。

業務戦略

著者らは国際探査と生産会社であり、すでに明らかにされ、探査不足の常規盆地で炭化水素を開発することに集中し、これらの盆地は成熟したインフラと競争力のある財政制度を持っている。私たちの使命は最高の4分の1の見返りを提供するために高い価値の資源機会を開発することだ。私たちは引き続き私たちのポートフォリオのランクを高め、卓越した運営、安全、利害関係者のリターンに集中し続けるつもりだ。高度管理チームは，技術的に困難な油貯蔵の開発，石油採取率の向上，要求の厳しい司法管轄区の遠隔地運営において良好な業績記録を有している。私たちの目標は、私たちが運営するコミュニティ内で社会投資を行うことで、有意義で持続可能な影響を与えることです。私たちの“コンプライアンスを超えた政策”は、環境、社会、ガバナンスに対する私たちの卓越した約束に重点を置いている

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石油と天然ガス資産-コロンビアとエクアドル

2022年12月31日まで、放棄すべきブロックは含まれておらず、コロンビアで22ブロックの権益を持ち、エクアドルで3ブロックの権益を持ち、そのうちの24ブロックの事業者である

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ブロックと約束を探査します

次の表は2022年12月31日までのいくつかのブロックに対する探査の約束をまとめています

海の鉢			ブロック.ブロック			当面の段階			余剰引受、本段階
コロンビア
プトゥマヨ			アーヤ 1848-A			適用されません**			評価案
プトゥマヨ			Put-1			2*			2つの井戸を掘る
プトゥマヨ			Put-4			1*			井戸を一つ掘る
プトゥマヨ			Put-7			2			2つの井戸を掘る
プトゥマヨ			PUT-10			1*			73キロ2 D地震、2つの井戸を探る
プトゥマヨ			Put-31			1*			202キロ2 D地震、井戸を掘って
プトゥマヨ			NBM			適用されません**			2つの井戸を掘る
ラノス			ILA-1			1*			98キロ23次元地震、井戸を掘る
ラノス			ILA-22			1 & 2*			85キロ23次元地震、井戸掘り(仕事の興味45%)
ラノス			ILA-70			1*			163 km23次元地震、井戸を掘る
ラノス			ILA-85			1			井戸を一つ掘る
MMV			VMM-24			1			109 km2 3 D地震、100キロ2 D地震後処理、100キロ航空地球物理、100キロ2 リモートセンシング、80キロ2 地表地球化学井戸を探査します
エクアドル
東洋人			チャラパ			1			50キロ2 D地震、6人の井戸掘り
東洋人			チャナゴール			1			4つの井戸を掘る
東洋人			同前の人			1			2つの井戸を掘る

* 2022年12月31日まで、許可証の制限、安全問題或いは社会的原因のため、探査はすでに一時停止しました

**2022年12月31日まで、探査ブロックの探査約束は段階的な制限を受けない。

印税

コロンビアの特許権使用料はコロンビア2002年第756号法律によって管轄され、この法律は2012年第1530号法律によって改正された。2002年法律756号が公布された後のすべての発見は、以下に説明する浮動比例特許使用料を有する。2002年第756号法律が公布される前に行われた発見には20%の特許権使用料があり、このような発見が国家政府に返還された共同契約に基づいて行われた場合、追加12%の使用料は総特許権使用料の32%に適用される。

国家炭化水素管理局(“ANH”)契約の特許使用料は，2002年第756号法律で規定された浮動比額表に基づいて計算される。これらの特許権使用料は，単一油田をもとに，総生産量が5，000バレル未満の油田については，8%の基本特許権使用料から，総生産量5，000バレルから125，000バレルの間の特許使用料は線形的に8%から20%に増加し，総生産量については125，000バレルから400，000バレルの間の特許権使用料は20%に固定されている。総生産量は40万バレルから60万バレルの間で、税率は20%から25%に線形に増加した。総生産量が60万バレルを超える場合、特許権使用料税率は25%に固定されている。SantanaとNancy−Burdine−Maxineブロックの既存収量の固定率はそれぞれ32%と20%であった。新たな発見と増加した生産量はANHが適切に承認された浮動比例特許権使用料を支払う必要がある。浮遊割合の特許使用料のほかに、Llanos-22、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21、VMM-24は1%のx要素経済権利があり、Llanos-85は2%、Putumayo-1は5%、VMM-24は12%である

8

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Putumayo-31；Llanos-1およびLlanos-70は31%であり、WTIが1バレル30ドル未満であれば0.77%であり、WTIは1バレル30ドルから100ドルの間で0.77%から1.16%に増加し、1バレル100ドル以上のWTIに対して1.16%に固定されている。

ガス田については，特許権使用料はガス田単体に基づいており，1日あたりの総生産量が28.5 MMcfを下回る天然ガスについては，6.4%の基本特許権使用料から計算した。総生産量が1日28.5 MMcfから712.5 MMcfの間では，特許使用料は6.4%から16%に線形に増加し，総生産量712.5から2，280 MMcfの間では特許使用料は16%に安定し，次いで総生産量2，280から3420 MMcfの間では特許権使用料は16%から20%に線形に増加した。総生産量が3，420 MMcf/日を超える天然ガスについては，特許使用料税率は20%に固定した。

追加高価格権(“HPR”)は、2004年以降に新しいANH石油規制制度によって署名された探査と生産契約に適用され、当時の採掘区の累積総生産量(特許使用料を差し引く)は5 Mbbls石油を超え、WTI参考価格は契約で定義されたトリガー価格を超える。HPRの計算方法は相関収量にQ係数を乗じたものであり，その計算方法は以下のとおりである

Q係数=(WTI価格-基本価格(1))/WTI価格*30%

(1)基本価格はANHによって契約で定義された式によって毎年決定される。2022年と2021年の基本価格は以下のように設定されている

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021
品質(石油原料薬)			(1)基本価格(ドル/バレル)
o			ありません						ありません
10o to 15o			58.67						58.18
15o to 22o			41.07						40.73
22o to 29o			39.60						39.27
> 29o			38.12						37.80

2022年12月31日、HPRは、最近増加したGaitas油田を含むChazaブロックのCostayacoおよびMoqueta開発区およびMidasブロックのAcordionero開発区での生産に適している。

このような政府の特許使用料と権利に加えて、私たちが2006年にコロンビアに入った時に得られたGuayuyacoとChazaブロックの元の権利はまた第三者の特許使用料を支払う必要がある。私たちが2008年にSolanaを買収した時に得たGuayuyacoとChazaの追加的な権利はこの第三者の特許使用料によって制限されない。最も重要な特許使用料は、仕事の利息製品の2%から政府の特許使用料を引くことから始まる。合意日後10年以内に発見された新商業油田については，規定の敷居に達した後，Crosby Capital，LLC(“Crosby”)は最も重要な特許使用料権利を純利益権益(“NPI”)に変換する権利を保持している。このNPIの範囲は、作業利息生産の7.5%から10%まで、上述した変動割合政府特許使用料および運営および間接コストを減算する。HPRは何も調整されていない。ある既存の油田では，Crosbyはその最高特許使用料をNPIに変換する権利がない。また，あらかじめ存在する油田にのみ適用される条件付き優先使用料権利もある。現在、私たちはChazaブロックCostayacoとMoqueta油田の50%の作業権益生産量とGuayuyacoブロックJuanambu油田の35%の作業権益生産量に対して10%のNPIを徴収し、GuayuyacoブロックGuayuyaco油田の作業権益生産量の特許権使用料を凌駕している。

Putumayo-7とPutumayo-1ブロックは、政府の特許使用料と権利に加えて、第三者の特許使用料を支払う必要がある。Putumayo-7ブロックの権利を買収する協定条項によると、Putumayo-7ブロックの採掘は第三者に10%の特許使用料を支払わなければならない。特許使用料条項は、コロンビア政府(または任意の連邦、州、地域または地方政府機関)およびANHへの現金または実物の形態での輸送コスト、マーケティングおよび手数料、政府特許使用料(Putumayo-7ブロック契約第39条に従ってANHに支払われるべき特許使用料“高価な権利”)および税金(いずれか一方の収入で測定される税金を除く)、および第三者に特許使用料を支払う前に生産収入から1%を差し引く“X”要因の支払いを可能にする。Putumayo-1ブロックの権利を買収する協定条項によると、Putumayo-1ブロックの採掘は第三者に3%の特許使用料を支払う。特許使用料の条項は、生産収入からいかなるコスト、特許権使用料、税金を差し引くことを許可しません。

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私たちは現在エクアドルOriente盆地の3つのブロック(Charapa、Chanangue、Iguana)の参加共有契約(“PSC”)を持っている。従来のPSCと異なり、これらの契約にはコスト石油または特許使用料は含まれていない。代わりに、生産全体が競合可能な価格構成要素と生産構成要素から導出されたパーセンテージに基づいて会社と政府との間で分配される利益共有プールに入れられる。入札可能価格部分は、Oriente石油価格の1バレル30ドルから1バレル120ドルまでの浮動割合に基づいており、同社の生産量シェアはそれぞれ87.5%と40%である。Oriente原油価格が1バレル100ドルを超えた場合にのみ、同社の生産量におけるシェアは50%以下に低下する。生産部分は階層ベースのメカニックであり，PSCによる日常生産は0%から6%に増加した。2022年12月31日までの1年間、エクアドル政府が保持していた生産シェアは実物特許権使用料として記録されている。

行政施設

私たちの主な実行事務室はカナダアルバータ州カルガリーにあります。カルガリーオフィスビル賃貸契約は2028年11月30日に満期になる。コロンビアとエクアドルのオフィスビル賃貸契約はそれぞれ2023年8月31日と2025年6月30日に満期となる。

埋蔵量を見積もる

我々の2022年備蓄はMcDaniel&Associates(“McDaniel”)によって独立して作成された.McDanielは1955年に設立され、カナダ独立コンサルティング会社であり、過去60年間ずっと世界の石油業界に石油と天然ガス埋蔵量評価サービスを提供してきた。彼らは埋蔵量評価、資源評価、地質研究及び買収と処分コンサルティングサービスの面で国際公認の専門知識を持っている。マクダニエルのオフィスはカナダのカルガリーにあります。主にMcDaniel埋蔵量推定作成を担当する技術者は石油エンジニア協会が公布した“石油と天然ガス埋蔵量情報推定と監査標準”の資格、独立性、客観性とセキュリティに関する要求に符合する。

私たちの埋蔵量試算の作成を監督する主要な内部技術者は資産管理部総裁副主任です。彼は優秀な成績で卒業し、地質工学学士号と化学工学(石油)修士号を持っている。彼は埋蔵量報告、資産評価、石油貯蔵管理、油田開発を含む私たちの工事活動を担当している。彼は石油と天然ガス業界で30年以上の経験を持ち、石油貯蔵管理、生産と運営の面で豊富な経験を持っている。

私たちは埋蔵量を推定して評価する内部統制を作成した。私たちの埋蔵量推定の内部制御は、埋蔵量の100%が少なくとも毎年独立した石油貯蔵プロジェクト会社によって評価されることと、埋蔵量推定に使用される仮定を独立した内部審査を行い、内部審査の結果を私たちの貯蔵委員会に提出することを含む審査制御に従うことを含む。計算及びデータは、一貫性及び適切な基準及び手順を確保するために、会社のいくつかのレベルで検討される。私たちの政策は地質、工事、財務人員を含む埋蔵量推定に参加して報告するすべての従業員に適用される。

プロジェクト1 A“リスク要因”で議論されているように，石油や天然ガス埋蔵量を見積もる過程は複雑であり，重大な判断が必要である。埋蔵量推定過程は、各資産の利用可能な地質、地球物理、工学、経済データを評価するために、重要な決定と仮定を使用することが要求される。したがって、埋蔵量推定の正確性は、データの品質、データに基づく仮定の正確性、およびデータに関連する解釈および判断に依存する。

すでに明らかにされた埋蔵量とは、地球科学と工事データの分析を通じて、現有の経済条件、運営方法と政府法規の下で、合理的に確定的に推定することができ、現有の経済条件、運営方法と政府法規の下で、所与の日から、石油ガスの貯蔵は契約が満期になる前に経済的に生産可能な埋蔵量であることが知られており、更新が合理的に確定していることを示す証拠がない限り、。“合理的確実性”という言葉は、実際に採掘された石油または天然ガスの数が推定された高い信頼度に等しいか、またはそれを超えることを意味する。合理的な確実性を実現するために，我々と独立した予備エンジニアは，一貫性と再現性のある結果を生成できることを証明した技術を用いた.明らかにされた埋蔵量の推定は，関連する地質，工事，生産データを統合することにより，米国証券取引委員会法規で定義されているように，現場で証明された技術を用いて重複可能かつ一致した結果を生成する。これらの総合評価に使用されるデータには、坑井記録、貯留層岩心サンプル、流体サンプル、静的および動的圧力情報、生産テストデータ、および監視および動的情報など、坑井によって直接地下から得られる情報が含まれる。利用されるデータはまた、地震データのような間接測定によって得られた地下情報を含む。データを解釈するためのツールは、固有および商業的に利用可能な地震処理ソフトウェアと、商業的に利用可能なレイヤモデリングおよびシミュレーションソフトウェアとを含む。同様の油貯蔵層からの貯蔵層パラメータは、貯蔵量推定の品質を向上させ、既存の貯蔵量推定に対する自信を向上させるために使用される。各貯蔵層の埋蔵量を推定するための方法または方法の組み合わせは、一意に基づく

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推定時に各クラスタ層の場合と利用可能なデータセット.埋蔵量とは，明らかにされた埋蔵量よりも可採可能な埋蔵量のことである可能性があるが，明らかにされた埋蔵量とともに採掘できない可能性がある。追加掘削や採掘技術で採掘可能な可能埋蔵量の推定は，本質的には明らかにされた埋蔵量の推定よりも不確実であるため，実際には実現できないリスクがはるかに大きい。2022年12月31日までに割り当てられた可能な埋蔵量は、既存の炭化水素の採収率が明らかにされた埋蔵量の仮定よりも高いという仮定に基づく採取率であり、明らかにされた埋蔵量に隣接する貯蔵層領域にも基づいており、これらの領域では、データ制御や既存データの解釈はあまり決定されていない。

可能埋蔵量とは、可能埋蔵量よりも不確定な埋蔵量である。可能な埋蔵量の推定も本質的に不正確だ。可能と可能な埋蔵量の推定も生産歴史、追加探査と開発の結果、価格変化とその他の要素によって絶えず改訂される。2022年12月31日までに割り当てられた可能な埋蔵量は、既存の炭化水素の収率が可能な貯蔵量に対する仮定の割合よりも高いことにも、可能な貯蔵量に隣接する貯蔵層領域にも基づいており、これらの領域では、データ制御または既存のデータの解釈があまり決定されていない。

次の表は2022年12月31日までの推定埋蔵量NARを示しています

			石油.石油						天然ガス						石油と天然ガス
埋蔵量種別			(Mbbl)						(MMcf)						(MBOE)
証明しました
開発埋蔵量を総明らかにする			40,360						858						40,503
未開発埋蔵量総額が明らかになった			24,907						588						25,005
埋蔵量を総明らかにする(2)			65,267						1,446						65,508
可能性が高い(1)
埋蔵量を開発する可能性があります			11,241						58						11,251
未開発埋蔵量総額			24,379						271						24,424
総可能埋蔵量 (3)			35,620						329						35,675
可能なのは(1)
開発可能な総埋蔵量			11,818						71						11,830
未開発埋蔵量総額(4)			27,307						264						27,351
総可能埋蔵量			39,125						335						39,181

(1)可能埋蔵量と可能埋蔵量の推定は明らかにされた埋蔵量よりも不確実であるが，この不確実性のためリスクの調整は行われていない。したがって、可能な埋蔵量および可能な埋蔵量の推定は比較可能性を有さず、互いに算術的に合計されるべきではないか、または明らかにされた埋蔵量の推定と算術的に合計されるべきではない。

(2) エクアドルに関する明らかにされた石油埋蔵量0.7 Mbblと未開発石油埋蔵量2.1 Mbblが明らかにされている。

(3) エクアドルに関連する可能性のある開発済み石油埋蔵量0.2 Mbblと未開発可能な石油埋蔵量4.3 Mbblを含む

(4) エクアドルに関連する可能性のある開発済み石油埋蔵量0.2 Mbblと未開発可能石油埋蔵量5.8 Mbblを含む。

埋蔵量試算に使用する製品価格

各物件の将来の毛収入を決定するための製品価格は、地勢、品質、現地条件および/または市場からの距離の基準価格の調整を反映する。報告書の埋蔵量の平均実現価格は

石油(ドル/バレル)-コロンビア			$	86.16
天然ガス(ドル/mcf)-コロンビア			$	3.67
石油(ドル/バレル)-エクアドル			$	91.53
ICEブレント原油-12ヶ月間の毎月1日目の平均価格			$	97.98

このような価格は未来の価格の予測として解釈されてはいけない。私たちはこのデータが私たちの石油と天然ガス資産の公正な価値であることを示していないし、その開発と生産から得られたキャッシュフローの現在値を公平に推定しているわけでもない。

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未開発埋蔵量が明らかになった

2022年12月31日現在，未開発埋蔵量正味値は25.0 MMBOE(2021年12月31日−24.8 MMBOE)であり，その92%はコロンビア，残りはエクアドル(2021年12月31日−98%はコロンビア，残りはエクアドル)であることが明らかになった。約49%です12%、13%、合計74%Fが明らかにした未開発埋蔵量はそれぞれコロンビアのAcordionero，Costayaco，Moqueta油田に位置している。2022年12月31日現在、未開発埋蔵量が初めて明らかになって以来、5年以上未開発状態にあることが明らかになって以来、未開発埋蔵量計画が採択され、未開発埋蔵量計画が初開示後5年以内に明らかにされた埋蔵量として掘削されていることが明らかになった。

2022年12月31日年度までに明らかになった未開発埋蔵量の変動を以下の表に示す

			ダール社-油当量 (Mmboe)
バランス、2021年12月31日			24.8
明らかにされた生産に転換する			(4.5)
技術改訂			(0.3)
拡張と発見			5.0
バランス、2022年12月31日			25.0

上の表に示すように、2022年12月31日までの年間で明らかにされた未開発埋蔵量の変化は、主に以下のような重要な要因によるものである

明らかにされた生産に転換する。2022年には，4.5 MMBOE，または2021年に明らかにされた未開発埋蔵量の18%を開発済埋蔵量(Acordionero 2.3 MMBOE，Costayaco 1.4 MMBOE，Moqueta 0.8 MMBOE)に変換した.2022年，生産量の転換が資本支出の結果であることが明らかになったF$5260万inコロンビアはMidasブロックで13個の井戸を掘削し、Chazaブロックで6つの井戸を掘削した。

技術と経済改訂版。コロンビアの未開発埋蔵量0.3 MMBOEは，Vonu油田の未開発地点の計画掘削停止に関する0.2 MMBOEとエクアドルブロック未開発埋蔵量予測転換量が低いことに関する0.1 MMBOEを，二零二年十二月三十一日までに改訂した。

拡張し発見することです2022年12月31日までの年間で明らかになった未開発埋蔵量5.0 MMBOEを増加させたコロンビアは3.3 MMBOE、エクアドルは1.7 MMBOEです。コロンビアではAcordioneroとCostayaco油田でそれぞれ2.4 MMBOEと0.5 MMBOEが発見され，残りの0.4 MMBOEはAlea−1848ブロックで発見された。エクアドルでは，ChanangueとCharapaブロックにそれぞれ1.4 MMBOEと0.3 MMBOEの拡張がある.

生産、収入、価格の歴史

2022年12月31日まで、2021年12月31日及び2020年12月31日までの年度の生産、価格、収入及び運営費に関する若干の資料は、第7項“経営層の財務状況及び経営結果の検討及び分析”及び当社財務諸表第8項が提供する“補足データ(審査されていない)”に掲載されており、この資料はここに組み込まれて参考となる。

次の表は、2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日までの3年間における、我々の主要油田Acordionero、CoCoayaco、Moqueta、CohembiとTotalのNAR石油生産量、平均販売価格とNAR石油生産量当たりの運営費用を示している

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			アコディオネロ(1)						コスタヤコ(1)						モクッタ(1)						Cohembi(1)						すべての人が合計する 属性 (2)
2022年12月31日までの年度
石油生産量NARバレル			4,491,574						1,621,073						542,796						1,105,451						8,692,689
石油1バレルあたりの平均販売価格			$	83.65					$	81.85					$	80.38					$	80.87					$	81.84
石油1バレル当たりの運営費は(3)			$	15.07					$	18.30					$	24.10					$	25.10					$	19.85
2021年12月31日までの年度
石油生産量NARバレル			4,183,773						1,435,434						605,926						797,196						7,879,794
石油1バレルあたりの平均販売価格			$	62.17					$	59.93					$	58.80					$	55.01					$	60.12
石油1バレル当たりの運営費は(3)(4)			$	13.35					$	20.12					$	24.91					$	20.14					$	18.70
2020年12月31日までの年度
石油生産量NARバレル			3,612,338						1,773,723						792,011						438,799						7,346,200
石油1バレルあたりの平均販売価格			$	32.45					$	32.07					$	31.52					$	32.32					$	32.38
石油1バレル当たりの運営費は(3)(4)			$	12.53					$	17.99					$	18.09					$	16.04					$	16.67

(1)100%の製品販売は石油です

(2)コロンビア9，682立方メートル(1，614バレル)、119，046立方メートル(19，841バレル)の非コア資産生産を含む極小天然ガス

and 2022年，2021年，2020年12月31日までの年度はそれぞれ214，719 Mcf(35，787 boe)である

(3)運営費用には運営費用と輸送費用が含まれています

(4)新冠肺炎の1バレル当たりのコストはそれぞれ2021年12月31日現在と2020年には2022年12月31日の報告に適合するように運営と輸送コストに再分類される

我々は財務会計基準委員会(“FASB”)会計基準編纂932“採掘活動-石油と天然ガス”に基づいて、明らかにされた埋蔵量の標準化測定基準を作成した

掘削活動

次の表は過去3年間の我々の探査·開発掘削活動の結果をまとめたものである。2022年，2021年あるいは2020年12月31日までに，1年で“進行中”と表記された油井が進行中である。この情報は将来の業績の指標と見なすべきではなく、掘削された生産井の数量とそれによって発生する石油と天然ガス埋蔵量或いは生産井のコストとドライウェルコストとの間にいかなる関連があると仮定すべきではない。

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			2022						2021						2020
			毛収入と純収入												毛収入と純収入												毛収入と純収入
コロンビア
探索
多産			2.0												—												—
さっぱりしている			2.0												—												—
発展する
多産			20.0												18.0												6.0
進行中です			—												1.0												1.0
サービス.サービス
注水器			8.0												3.0												1.0
			32.0												22.0												8.0
エクアドル
探索
多産			2.0												—												—
			2.0												—												—
合計する			34.0												22.0												8.0

コロンビアの開発中の油井は2021年12月31日までに2022年第1四半期に操業を開始した。2022年には，Acordionero，Cumplidor，Cohembi，Costayaco油田で電力信頼性とインフラ拡張を継続している。

油井統計

次の表に2022年12月31日までの生産井を示します

			油井
			毛収入						ネットワークがあります
コロンビア(1)			285.0						251.0
エクアドル			2.0						2.0
			287.0						253.0

(1)総井67.0口と純注水井63.0口、純注気井63.0口と総井93.0本、浄水井91.0口を含む。

我々は計画通り2023年資本計画を実行し始め，2023年2月16日までにChazaブロックとMidasブロックでそれぞれ4つの開発井と3つの開発井を掘削した。

開発済みと未開発面積

2022年12月31日現在，我々の栽培面積はコロンビアで91%，エクアドルで9%を占めている。次の表に2022年12月31日までに開発·未開発の石油·天然ガスリースと鉱物面積を示します

			開発する												未開発(2)												合計する
			毛収入						ネットワークがあります						毛収入						ネットワークがあります						毛収入						ネットワークがあります
コロンビア(1)			330,029						242,402						1,129,362						1,119,817						1,459,391						1,362,219
エクアドル			—						—						138,239						138,239						138,239						138,239
合計する			330,029						242,402						1,267,601						1,258,056						1,597,630						1,500,458

(1)3つのブロックでの権利は含まれていません。これらのブロックは全部で10万エーカーで、政府は放棄または販売を許可します

2022年12月31日に懸案となった

(2)2022年12月31日までに、総未開発エーカーと純未開発エーカーの探査段階が今後3年以内に満期になる

50%満期地域探査段階のオプションを延長する。

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マーケティングと主要顧客

コロンビアは私たちの生産量の約99%を占め、石油埋蔵量と生産量は主に中マグダライナ谷(“MMV”)とプトゥマヨ盆地に位置する。MMVでは，我々の最大の油田はAcordionero油田であり，我々はそこで約17°API油を生産し，2022年12月31日までの年間会社総生産量の52%を占めている。2022年12月31日までの年度のChazaブロックのPutumayo生産量は約27°API，Surorienteブロックは約18°APIであり，それぞれ会社総生産量の25%および14%を占めている

私たちはすでに国内と国際顧客とMMVとプトゥマヨ盆地での生産に関する多くの販売協定を締結しました。これらの合意の再交渉条件は12~30ヶ月であり，通常90日の通知後に相互に終了する条項が含まれている.これらの販売協定で予想される原油数には，実物特許使用料に対応する石油数は含まれておらず，2022年10月から，確かにHPR特許使用料に関する数が含まれている。

私たちのすべてのPutumayo製品は井口で販売されています。石油は私たちがプトゥマヨ北部にあるCohembiとCumplidor油田で顧客が運営しているトラック陸揚げ所とプトゥマヨ南部にあるCohembiとCumplidorで石油を出荷しています。MMVのAcordionero油田の製品は、トラックを介して異なる埠頭やパイプ入口およびAcordionero油田との異なる距離で輸送および販売され、具体的には価値を最適化するマーケティング戦略に依存する。MMV小油田の生産量は井口で販売されている。

2022年、私たちのすべてのMMV作品は1つの国際販売者に販売され、私たちのすべてのPutumayo作品は2人の国際販売者に販売された。PutumayoとMMV制作の販売契約は2025年3月31日に満了する。すべての販売顧客の流失は、顧客が代替できるため、わが社に実質的な悪影響を与えない。

私たちのコロンビアでの石油販売収入はドルで計算されています。私たちの原油を売る石油価格は石油購入者との合意によって決定されます。これらは通常、原油の平均価格に基づいて、大陸間取引所ブレント原油を参考にし、品質差、特定費用、輸送費、輸送税に応じて調整される。パイプライン関税はドルで、トラック輸送コストはコロンビアペソで計算されます。

競争

石油と天然ガス産業は競争が激しい。私たちは地域と多国籍企業からの競争に直面している。この競争は私たちが資産を買収し、掘削や他の油田設備を請負し、訓練された人員を獲得する能力に影響を与えた。コロンビアやエクアドルの国家石油会社のような多くの競争相手は、より多くの財政と技術資源を持っている。私たちのより大きなまたはより統合された競争相手は、私たちよりも既存の連邦、州、地方法律法規の負担を受けやすく、それに対するいかなる変更も、私たちの競争地位に悪影響を及ぼすかもしれない。私たちが将来的により多くの物件を買収し、埋蔵量を発見する能力は、競争の激しい環境で適切な物件を評価し、選択し、取引を完了する能力に依存するだろう。石油と天然ガス業界は土地契約、将来性と資源の面で激しい競争が存在し、私たちはこれらの埋蔵量の開発と生産を競争して、コスト効果を持っている。また、私たちは私たちの石油生産を貨幣化することを競っている：輸送能力とインフラは、私たちの製品を渡し、熟練した労働力を維持し、質の高いサービスと材料を得る。

地理情報

地理的組織によると、コロンビアは報告書が必要な唯一の部分だ。2020年、私たちはエクアドルで3つのブロックの参加契約に署名した。2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日までの年度では、エクアドル業務部門は重要ではなく、我々のコロンビア報告可能部門に計上されている。長期資産とは不動産、工場と設備を指し、すべての石油と天然ガス資産、家具と固定装置、自動車、コンピュータ設備と資本化賃貸を含む。我が国には長期的に保有されている資産がない、これがアメリカ合衆国だ。2022年12月31日と2021年12月31日まで、カナダアルバータ州カルガリーにある会社本社が保有する資産は顕著ではなく、コロンビアの報告すべき部分の“その他”カテゴリに計上されている。私たちのすべての探査と開発事業がコロンビアとエクアドルにあるため、私たちはこれらの業務に関連する多くのリスクに直面している。我々の海外業務に関連するリスクについては、第1 A項“リスク要因”を参照されたい。

監督管理

コロンビアとエクアドルの石油と天然ガス産業は厳格な規制を受けている。探査、開発と生産活動に関連する権利と義務は各プロジェクトに対して明確であり、経済は特許権使用料と税収制度によって管理されている。財産の買収·譲渡には会議を含む様々な政府の承認が必要であるが，会議に限定されない

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財務と技術資格基準は、その国の石油と天然ガス会社として認証するためのものだ。石油と天然ガスの特許権は一般的に固定期限で付与され、延期される機会がある。

コロンビア政府は

私たちは以下の実体のコロンビア支店を通じてコロンビアで業務を展開しています：Gran Tiera Energyコロンビア有限責任会社、Gran Tieraコロンビア社、Gran Tiera Energy Resources Inc.。これらのエンティティは現在ANH石油と天然ガス資産事業者の資格を持っています。これらの実体はコロンビア炭化水素会社の特殊な制度の下で運営されており、この制度は米ドルで海外石油販売収益を受け取る権利がある

コロンビアでは、国家石油·天然ガス管理局は同国炭化水素の管理人であるため、コロンビア石油と天然ガス契約の管理とすべての探査土地の管理を担当している。コロンビア国家石油会社Ecopetrolはコロンビアとアメリカ株式市場に上場する上場会社であり、国家が多数の株式を保有し、主な目的は炭化水素の探査と生産であり、任意の他の総合石油会社に類似している。また、ECopetrolはコロンビア石油の主要な調達業者と営業業者であり、その子会社を通じて同国の大部分の石油パイプライン輸送と製油インフラを直接あるいはその子会社で運営している。Ecopetrolグループはまたコロンビアエネルギー輸送部門の多数の株式を持っている

ANHは様々な形の契約を使用して、請負業者に全面的なリスク/リターン利益を提供する。これらの契約の条項によれば、事業者は、任意の新しい探査および評価ブロックのすべての埋蔵量、生産および収入を生産する権利を保持するが、既存の特許権使用料および税金法規を遵守しなければならない。各契約には探査期間と生産期間が含まれている。探査期間にはいくつかの探査段階が含まれており、各段階には関連する仕事の約束がある。商業炭化水素の発見が発表されてから，生産期間は数年(通常24年)続いた。契約所有者が契約中のいくつかの重大な条項を遵守できなかった場合、契約に従って約束された探査作業または投資を履行できなかった場合、ANHの選挙でそのような契約を終了することができる。Ecopetrolは探査と開発段階を含む様々な形態の契約を使用する。契約の期限は現場の有効期限であってもよいし、特定の日であってもよく、契約の条項は契約のタイプによって異なる。EECopetrol契約によると、パートナーは任意の新しい探査と評価ブロックを生産するすべての埋蔵量、生産と収入の仕事権益権利を保持するが、このような契約の有効期間内の既存の特許権使用料と税収規定を守らなければならない。

ANH契約に従って運営する場合、請負業者は、運営実行中に契約エリアから抽出された炭化水素の所有者であるが、ANH(またはその指定者)が受け取る特許権使用料は除外される。請負業者は任意の方法で炭化水素を販売することができるが、販売方法が法律で規定されている自然緊急事態に制限されている。EECopetrol契約によると，いずれも炭化水素を採掘する作業権益を持っている。

ANHとECopetrolとの契約は双方間の合意であり，条例の適切な保護を受けているため，政府選挙時に一方的に調整することはできない。契約は救済、仲裁、そして他の保護措置の例を含む。しかも、投資保護条約とコロンビア条例は既存の契約の神聖性を保護する。

エクアドル行政当局

私たちはコロンビアGran Tiera Energy有限責任会社のエクアドル支社を通じてエクアドルで事業を展開しています。

エクアドルでは、エネルギー·鉱物部門(“MEM”、スペイン語の頭文字)が石油と天然ガス契約の締結を担当し、エネルギー·再生不可能自然資源規制機関を通じてエクアドルの石油·天然ガス業界を規制している。

新興市場はサービスを使用し、契約探査および/または炭化水素の採掘に参加する(“参加契約”)。私たちは現在3つの参加契約を持っており、請負業者がすべてのリスクを負担し、MEMと生産を共有し、探査と採掘段階を含むことを規定している。探査期間には関連された仕事の約束があり、通常4年間持続される。参加契約には、エクアドル政府の環境許可手続きにおける遅延を含むため、探査期間を最大2年延長する条項が含まれている。2021年第2四半期、上記の規定により、すべての3つの参加契約の探査期間を2年間延長する通知を受けた。 いくつかの商業炭化水素発見の一つである開発計画が承認されてから、採掘周期は通常20年である。契約所有者が契約中のいくつかの実質的な条項、例えば、契約に従って約束された探査作業を実行できなかった場合、MEMによって選択され、そのような契約を終了することができる

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契約下での作業に参加する場合，請負者は作業実行中に契約区から抽出した炭化水素の所有者であるが，契約ごとに合意された海洋と海洋環境管理会社が持つシェアは除外する。

環境適合性

私たちの活動は法律法規によって制限されており、これらの法律法規は私たちの運営する国の環境コンプライアンス、品質、廃棄物、汚染制御を規定している。石油やその他の製品を輸送、加工、処理または貯蔵するためのパイプライン、工場、その他の施設の運営と建設を含む探査、掘削、生産施設での活動は、コロンビアとエクアドル地域と連邦当局の厳しい環境規制を受けている。これらの条例は、強制的な環境影響研究、空気および水中への汚染物質の排出、水の使用と管理、非危険かつ危険な廃棄物の管理、非危険廃棄物の輸送、貯蔵、処分、施設の建設、回収要求と回収基準、特定の動植物種の保護、文化資源や先住民の居住地域などに関する。石油と天然ガスの探査、開発と生産作業には固有のリスクがある。このような危険は噴出、火災、または漏れを含む。環境コンプライアンス問題に関する費用と責任が大きいかもしれない。私たちの探査と生産活動に必要な許可証と許可証は合理的な条項や適時に獲得できない可能性があり、これは遅延を招き、私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性がある。石油製品の流出と環境への放出は救済費用と損害賠償責任を招く可能性がある。このような状況を救済するコストが高い可能性があり、救済義務は私たちの財務状況、運営結果、見通しに悪影響を及ぼす可能性がある。さらに、環境法律と条例違反は、行政、民事または刑事罰金と処罰をもたらすことができる, そして影響を受けた地域での私たちの行動の一部または全部を禁止する命令や禁止がある。さらに、先住民集団や他の地域組織は、そのコミュニティでの私たちの行動に反対する可能性があり、これは遅延を招き、新たな発展に悪影響を及ぼす可能性がある。政府や司法行動は、環境法律や条例の解釈や実行に影響を与える可能性があり、許可や遵守コストを増加させる可能性がある。私たちは、地域と連邦の規定を遵守する費用は私たちにとって実質的ではないと予想し、これらの規定はすでに公布され、環境への材料の排出、あるいは他の方法で環境や自然資源の保護に関連している。

我々は、事件とそれに応じた是正措置および関連コストを追跡することができるように、全社範囲のネットワークベースの報告システムを実施した。我々には，企業健康，安全と環境管理政策と計画，企業環境管理計画(“EMP”)がある。環境管理計画は世界銀行/国際金融会社の環境パフォーマンス基準をもとに，最適業界のやり方を反映している。ISO 14001：2015で認証された環境マネジメントシステムを有し，国際的に公認されている業界ベスト実践，および環境リスク管理計画と健全な廃棄物管理プロセスを代表している。空気，土壌，水テストを定期的に行い，すべての地点と石油輸送のための環境緊急計画を策定した。私たちは、執行管理層および取締役会の健康、安全、環境委員会に報告する定期的な四半期報告制度を持っている。私たちは内部と外部監査のスケジュールを持っていて、接近と手続きを定期的に検査し、緊急反応演習を行っている

人的資本管理

2022年12月31日現在、全従業員336人(2021年12月31日~2019年12月31日)：カルガリー社オフィス96人、コロンビア235人(ボゴタ163人、外回り72人)、エクアドル(キト)5人。私たちの職員たちは労働組合代表者を持っていないし、私たちは私たちの職員たちが仲がいいと思う

健康と安全

安全は私たちの最優先順位であり、私たちは私たちの従業員と請負業者を保護するために安全管理システム、手続き、そして道具を実施した。私たちの健康·安全管理システムの一部として、職場に関連する潜在的なリスクを識別し、可能な危険を減らすための措置を策定する。私たちは私たちの従業員に一般的な安全訓練を提供し、私たちのすべての業務で働いている従業員のために、設備や機械安全、化学品管理、電気安全などの特定の計画を実施します。

職場のやり方と政策

Gran Tiera Energyは機会均等な雇用主であり、地域従業員、請負業者、サプライヤーの平等と調達に取り組んでいる。請負業者の選抜や採用における性差別を防止するためのガイドライン、サプライチェーン全体で女性の採用を奨励し、女性従業員や候補者の競争力を向上させるための訓練、スケジュールや賃金を含む公平な労働条件を保証することを含む、性別および多様性の代表性を増加させる方策がある

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私たちは、研修や指導計画を提供することで、従業員や請負業者が彼らの役割の中で成長し、進歩することができるように努力しています。この点の一例は我々のTe Ense≡a(Gran Tieraと一緒に学習)計画である.それはいくつかの部門の独立訓練コースに関連し、参加者は内部知識を向上させ、彼らのスキルをさらに発展させる。従業員主導のバーチャルトレーニングコースを提供し、個人の成長を促進し、同世代に学ぶ空間を創出しています。これらの計画は、従業員と請負業者との間の部門間連絡を促進し、遠隔作業の能力を提供する。

補償する

私たちはすべての従業員が競争力のある報酬と標準的な短期的かつ長期的なインセンティブを得て、従業員が会社の成功を共有できるようにすべきだと信じている

婚約する

私たちは、チームメンバー、マネージャー、高級管理者間の公開、誠実、透明なコミュニケーションが会社の参加度を促進し、彼らに私たちの業務の大局をより深く理解させることができると信じている。私たちは定期的に従業員に組織の戦略目標を理解し、会社の意思決定とこれらの決定が彼らに与える具体的な影響を理解することを奨励する。私たちは四半期ごとにレビューを行い、当社のチームに会社の業績と将来の目標を通報します。私たちはこのような重要な戦略が組織全体の戦略的調整につながったと信じている。

利用可能な情報

私たちは、年度、四半期、現在の報告書、依頼書、その他の書類を米国証券取引委員会に提出または提供します。当社のウェブサイトwww.grantierra.comを通じて、Form 10-K年次報告、Form 10-Q四半期報告、Form 8-K現在の報告、およびこれらの材料を電子的にアーカイブまたは米国証券取引委員会に提出した後、合理的で実行可能な範囲でこれらの報告書のすべての修正をできるだけ早く提供します。私たちのビジネス行為と道徳基準、会社管理基準、監査委員会定款、給与委員会定款及び指名と会社管理委員会規約も私たちのサイトの管理部分に掲示されています。私たちのウェブサイトの住所は参考にしてください。当社のサイト上の情報は本年度報告に組み込まれていないか、その他の方法で本年度報告の一部となっています。私たちは公正な開示規制の目的に適合するために、私たちのウェブサイトを大衆に情報を配布する手段として使用するつもりだ。

また，米国証券取引委員会には，報告，依頼書，情報声明，我々を含む米国証券取引委員会に電子的に文書を提出する発行者に関する他の情報が含まれたサイト(www.sec.gov)が設置されている.

第1 A項。リスク要因

私たちの業務に関わるリスク

石油と天然ガスの価格と市場は予測できず、しばしば大幅に変動し、これは一時的な生産停止と私たちの価値を低下させる可能性がある

 

私たちのほとんどの収入は石油販売から来ている。現在と長期契約原油価格は全世界の需要、供給、天気、パイプ能力制限、在庫レベル、地政学的動揺、世界衛生事件とその他の要素に基づいており、これらはすべて私たちがコントロールできるものではない。歴史的に、石油市場はずっと不安定で、このように続くと予想される。また、我々が受け取った石油販売価格は、国際石油価格に基づいて決定されているが、輸送と品質差額の控除を含む調達業者との契約に基づいて決定されている。差額と輸送コストは時間の経過とともに変化し、実現された価格に悪影響を及ぼす可能性がある。

将来の原油価格の下落、価格の持続的な低迷、価格変動期間の延長、貸借コストの上昇は、私たちの財務状況、私たちの将来の運営結果(既存プロジェクトの利益がないか、あるいは一時的な生産停止を含む)、私たちが得ることができる融資、経済的に回収可能な埋蔵量、および私たちの証券の市場価格に大きな悪影響を及ぼす可能性がある。

私たちは進行中の新冠肺炎の大流行を含む全世界の流行病の悪影響を受けるかもしれない

新冠肺炎の発生は2022年にわたって続いた。世界的な経済環境は引き続き動揺し、会計推定をより重くしている。原油価格は2022年に改善されたにもかかわらず、このような不安定な経済気候は将来的にわが社に大きな悪影響を及ぼす可能性がある。新冠肺炎疫病が著者らの業務、運営結果と財務状況に与える負の影響程度は未来の事態発展に依存し、その中の多くの事態発展は著者らのコントロール範囲内ではない。例えば、持続的な地理的回復を含む持続的な深刻性；新しい

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新冠肺炎ウイルスの変種と株；このウイルスを抑制または治療する行動が成功した； 政府当局と他の第三者が大流行に対応するための行動。新冠肺炎疫病が引き続き著者らの業務、運営、財務状況と経営業績に不利な影響を与える可能性がある程度についても、本文で述べた他のリスクを増加させる効果がある可能性がある。

石油と天然ガスの埋蔵量の推定は正確ではないかもしれません。私たちの実際の収入は推定を下回るかもしれません

 

我々は石油と天然ガス埋蔵量を見積もり、これをもとに財務予測と資本支出計画を行う。我々は様々な仮説を用いて、石油と天然ガス価格、掘削と運営費用、資本支出、税収と資金獲得可能性の仮説を含むこれらの埋蔵量の推定を行った。その中のいくつかの仮説自体は主観的であり、私たちの埋蔵量推定の正確性は私たちの管理チーム、エンジニア、その他のコンサルタントが正確な仮説を立てる能力にある程度依存する。掘削された油井は期待された効果を達成できないかもしれない。世界の石油価格、金利、インフレ、為替レートのような私たちがコントロールできない経済要素は、私たちの外貨準備の数量と価値にも影響を与えるだろう。

石油と天然ガス埋蔵量を推定する過程は複雑であり、各資産の現有の地質、地球物理、工事と経済データを評価する際に重要な決定と仮定を用いる必要がある。したがって、私たちの埋蔵量推定は本質的に不正確だ。生産歴史、追加探査と開発の結果、価格変化とその他の要素によって、すべての種類の埋蔵量は絶えず改訂される。ある特定の貯留層の可採石油埋蔵量を推定する際には，明らかにされている埋蔵量よりも可採可能な余分な埋蔵量のことである可能性があるが，明らかにされた埋蔵量とともに採掘できない可能性がある。可能な埋蔵量はさらに不確定であり、通常は10%以上の回収確率しか必要としない。可能および可能埋蔵量の推定は本質的に明らかにされた埋蔵量の推定よりも投機的であり，より大きな不確実性の影響を受けるため，これらの埋蔵量を回収する可能性はより大きなリスクに直面している。未来の実際の生産量、石油と天然ガスの価格、収入、税収、探査と開発支出、運営費用及び採取可能な石油と天然ガスの埋蔵量は著者らが推定したものと大きく異なるかもしれない。このような変化は私たちの収入を大幅に減少させ、私たちの石油と天然ガスの利益を損なうかもしれない。

私たちの備蓄と生産を交換し、経済的に実行可能な基礎の上で石油·天然ガス備蓄·生産を開発·管理することができない限り、私たちの財務状況や経営業績は悪影響を受けるだろう

私たちの未来の成功は私たちがより多くの経済的に採掘可能な石油と天然ガス埋蔵量を発見し、開発し、獲得する能力にかかっている。石油と天然ガスを生産する貯蔵層は通常生産量の低下を特徴としており、これは貯蔵層の特徴と他の要素に依存する。私たちの将来の石油と天然ガスの埋蔵量と生産量、そして私たちのキャッシュフローと運営結果は、私たちが私たちの既存の埋蔵量を効率的に開発し、採掘することができ、経済的に採掘可能な埋蔵量を見つけるか、または得ることができるかどうかに強く依存している。もし私たちが生産によって枯渇した備蓄を代替できなければ、私たちの証券の価値と私たちの資金調達能力は不利な影響を受けるだろう。私たちは私たちの現在と未来の生産量の代わりに十分な追加埋蔵量を開発、採掘、発見、または得ることができないかもしれない。

探査、開発、生産コスト(運営および輸送コストを含む)、マーケティングコスト(流通コストを含む)、およびコンプライアンスコスト(税収を含む)は、私たちが生産した石油と天然ガスから得られる純収入に大きな影響を与えるだろう。これらのコストは私たちの地域の変動や変化の影響を受け、私たちはこれらのコストを予測したりコントロールすることができないかもしれない。もしこのような費用が私たちの予想を超えたら、私たちの運営結果に悪影響を及ぼすかもしれない。

私たちの将来の埋蔵量は、当時の既存資産を開発し、効率的に管理する能力だけでなく、私たちがより多くの適切な生産資産や将来性を識別し、獲得し、責任あるサービスプロバイダと請負業者を識別して維持して、私たちの油井を効率的に掘削し、完成させ、私たちが開発した石油と天然ガスのために市場を探し、私たちの生産を私たちの市場に効果的に分配する能力にかかっている。

石油と天然ガスの探査と新しい地層の開発にはリスクがある

石油と天然ガス探査は高度な運営と財政的危険に関するものだ。このような危険は探査、評価、開発の初期段階でもっと深刻だ。未知の地層中で掘削する内在的な不確定性とコスト、及び各種の掘削条件、例えば意外な地層或いは圧力、貯留層の早期低下、水の生産層への侵入、井戸中の工具の紛失、及び以前の掘削或いは追加の地震データ及びその解釈による掘削計画と位置の変化に遭遇するため、探査掘削計画を実施する結果とコストを予測することは困難である。将来の石油と天然ガス探査は利益のない努力と関連があるかもしれない

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ドライウェルのみからであるが，生産量は高いが純収入は掘削，運営，その他のコストを差し引いて利益を返すのに十分ではない油井からである。

石油と天然ガスの探査、開発、生産作業は、火災、爆発、噴出、凹み、酸性ガス漏れ、漏れ、および他の環境危険を含むが、これらに限定されない通常、このような作業に関連するリスクと危険に直面している。このようなリスクと危害は油井と天然ガス井、生産施設、その他の財産或いは環境に重大な損害を与え、私たちの従業員、請負業者或いは公衆に人身被害を与える可能性がある。

これらのリスクの発生による損失は、私たちの業務、財務状況、経営結果、将来性に重大な悪影響を及ぼす可能性がある。

私たちが慎重で業界慣例に符合すると思う金額で良好なコントロールと責任保険を維持しているにもかかわらず、いくつかのリスクに関連する責任は保険限度額を超えているか、または保証範囲内ではない可能性がある。どんな場合でも、私たちは巨額の費用を招く可能性がある。

私たちの業務は現地の法律、社会、安全、政治、経済的要素の影響を受けており、これらの要素は私たちがコントロールできず、私たちの業務の拡大や収益運営の能力を弱体化または延期する可能性がある

私たちが明らかにしたすべての埋蔵量と生産量は現在コロンビアとエクアドルに位置している；しかし、私たちは最終的に他の国に広がるかもしれない。探査·生産作業は、テロ、社会動乱と過激主義、不法封鎖、地方や国家労働団体スト、民間契約権の妨害、通貨為替レートの急激な変動、高インフレ率、為替規制、税率変化、環境問題(土地使用と用水を含む)、職場安全、外国投資、対外貿易、投資または税収の法律または政策の変化、生産制限、価格規制、輸出規制などの石油·天然ガス業界に実施される制限を含む法律、社会、安全、政治および経済不確定要素の影響を受ける。このような中断が発生した場合、それらは私たちの運営に悪影響を与え、私たちのプロジェクトの経済的可能性や私たちの生産目標を達成する能力を脅かす可能性がある。

コロンビアとエクアドルは未来の政治的で経済的不安定を経験するかもしれない。コロンビアは安全、ゲリラ、麻薬密売に関連した社会、経済、そして安全不安を経験した。将来の選挙プロセスによって生じる政治的変化は、2022年のように付加税を徴収すること、国有化、エネルギーまたは環境政策またはこれらの政策を実行する人の変化、石油および天然ガス価格政策の変化、および特許使用料の変化を含む、外国投資に対してより敵意のある態度をとる可能性があるが、これらに限定されるものではない。極端な場合、このような変化は、契約権を終了し、外国のすべての資産を没収すること、または再交渉または既存の特許権および契約を無効にすることをもたらす可能性がある。エクアドルやコロンビアでは、石油と天然ガスや投資規制や政策のいかなる変化や政治的態度の転換も私たちがコントロールできるものではなく、事業の拡大や収益運営の能力を大きく阻害する可能性がある。コロンビアはアメリカとカナダと投資保護条約を締結し、契約の神聖不可侵の歴史がある。

エクアドルの石油生産は最近，同国の2つの主要管路(Sistema de Oleoductos Transエクアドルadoriano(“SOTE”)とOleoducto de Crudos Pesados(“OCP”)管路の中断の影響を受けており，これはコカ川沿岸地域の深刻な土壌侵食による有形破壊である。これらの管路は現在道を変えて再使用されているが，将来的にこれらのシステムを介して市場に石油を輸送する能力にはいくつかのリスクがあり，再びOCPやSOTE管路中断の予見不可能な自然事件を招く可能性がある。このような事件は地震、火山噴火、および他の深刻な土壌侵食を含むことができるが、これらに限定されない。GTEは，その施設の過剰貯蔵能力(通常は3日間設計)と，石油をトラックで販売先に輸送することを選択することで，このリスクを軽減した

私たちは地理的集中運営に関するリスクの影響を受けやすい

私たちの大多数の生産量はコロンビアの4つの油田から来た。2022年12月31日までの1年間に、Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi油田は合計89%の生産量を創出し、2022年12月31日現在、この4つの油田が占めている80% of私たちが明らかにした埋蔵量。このような集中のため、私たちは、私たちがより小さい潜在的な買い手に私たちの石油を販売または販売する能力が制限されている地域の需給要因の影響を比例せずに受ける可能性があり、政府の規制、コミュニティ抗議、ゲリラ活動、加工または輸送能力の制限、政府がこれらの地域での探査および掘削、悪天候事件および掘削プラットフォームおよび関連設備、施設、人員またはサービスの利用可能性を許可し続けることで、これらの地域の油井生産が遅延または中断される可能性がある。私たちの物件グループの集中的な性質のため、私たちの複数の物件は同時に同じ状況を経験する可能性があり、

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より多様な物件グループを持つ他の会社に比べて、私たちの経営業績への影響は相対的に大きい。

私たちは地域のインフラと交通機関に依存して私たちの製品を貯蔵して輸送する。これらのインフラは、貯蔵や輸送施設を含め、北米よりも発達しておらず、私たちが運営している地域では、商業的に受け入れ可能な条件では、私たちのニーズを満たすのに十分ではないかもしれません。しかも、私たちは遠隔地で作業して、ヘリコプター、船、あるいは他の交通手段に依存するかもしれない。その中のいくつかの輸送方法は、重傷や生命損失に関連する事故リスクを含むリスクレベルの上昇を招く可能性があり、運営遅延を招く可能性があり、これは私たちの備蓄基地や石油を生産する能力を増加させ、私たちの名声やキャッシュフローに重大な影響を与える可能性がある。さらに、その中のいくつかの設備は専門であり、私たちの行動地域では入手が困難かもしれないが、これは行動を阻害したり遅延したりし、これらの行動のコストを増加させる可能性がある。2022年には，コロンビア政府に対する短期現地化農民封鎖をいくつか経験し，SurorienteとPut−7ブロックを一時閉鎖した

私たちの業務分野の社会的混乱やコミュニティ紛争は生産が遅れて収入損失を招く可能性があります

地域住民と政府の支持と信頼を得るためには、地域に雇用、訓練、ビジネス機会を提供することを約束しなければならない。高いレベルの環境パフォーマンス、開放的で透明なコミュニケーション、厳選されたコミュニティ発展投資を含むコミュニティ問題を議論し、解決したい。これらの投資は代償が高すぎず、コミュニティと地域に持続的な社会と経済的利益をもたらす。これらの関係の不適切な管理は、運営の遅延または一時停止、免許の取り消し、またはこれらのコミュニティにおける私たちの名声に大きな影響を与える可能性があり、これは私たちの業務に悪影響を及ぼす可能性がある。私たちはこのような問題や中断が未来に起こらないことを保証することができず、私たちはその潜在的な影響を予測することもできません。これは生産遅延や損失、予備費用、設備の座礁、または私たちの施設への損傷を含む可能性があります。私たちはまた、もしこれらの作物が私たちの行動に入るために必要な道の近くに植えられていたら、私たちが犯罪集団や不法作物栽培者たちに遭遇しないことを確実にすることはできない。しかも、私たちは立法要求を遵守して、コロンビアとエクアドルで提案されたプロジェクトの影響を受けた地域社会と民族集団と事前に協議しなければならない。私たちはこのような要求を守っているにもかかわらず、私たちはコロンビア裁判所が出したトゥトラ保護令状を通じてこれらのコミュニティに起訴され、協議の強化を要求するかもしれない。これはコスト増加、業務遅延、そして他の影響を招く可能性がある。また、, コロンビアのいくつかの地域は採掘業について国民協議と重要な国民投票を行った。国民投票は採鉱業や石油と天然ガス産業の反対者によって組織された。これらの結果が中央政府が付与した鉱業権の行使にどの程度影響するかは不明である。コロンビア政府は2022年、これらの組織を崩壊させるための新たな平和プロセスと合意の実行を求めるため、他の不法武装団体との対話を開始した。

コロンビアやエクアドルの安全懸念は私たちの行動を乱すかもしれません

パイプラインは昔からコロンビアテロの主な目標だった。コロンビア政府が2016年に平和協定を承認した結果、コロンビア革命武装勢力(FARC)の復員と武装解除が行われたにもかかわらず、パイプラインや他のインフラに対する暴力行為があり、これは元コロンビア革命武装勢力が異なる政見者団体や他の不法団体を持っていたと考えられている。暴力がどの程度継続するか、どの程度継続されるか、暴力が私たちの行動に影響を与えるかどうか、そして私たちの行動にどの程度影響を与えるかはまだ分からない。“平和協定”が承認されたにもかかわらず、コロンビア政府はこれらの合意の実行に努力し続け、コロンビア政府は不法作物の排除に力を入れ、コロンビア政府もゲリラの異なる政見者や農民の活動を減少または防止しようと努力しているが、これらの努力は成功しない可能性があり、このような活動は引き続き私たちの未来の行動を混乱させ、あるいは私たちのより高い安全コストを招き、私たちの財務状況、行動結果、あるいはキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある

コロンビアとエクアドルは経済政策の変化に関連した社会不安を経験し、全国各地で道路を不法封鎖し、私財に不法侵入し、会社活動のある地域に影響を与えている。封鎖は従来国に対するものであったが，それによる影響は石油，人員，設備の能力を動員することを阻害し，生産の一時停止や会社の資産に悪影響を与える可能性がある

コロンビアとエクアドルもまた安全問題の歴史を持っている。私たちの人員と実物資産の安全を確保する努力は成功しないかもしれないし、私たちの地方職員や請負業者の外地人員とコロンビアとエクアドルでのボゴタとキト本部員や行動の安全を維持できる保証もなく、このような暴力が私たちの今後の行動に悪影響を与え、大きな損失を与えないことを保証することはできない。もしこのような安全問題が私たちの運営を混乱させたら、私たちの財務状況と運営結果は不利な影響を受けるかもしれない。

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私たちのすべての収入はカナダとアメリカ以外の地域から来て、もし私たちが外国の管轄区域からの収入を国内に送金することを決定あるいは要求されたら、課税されるかもしれません

私たちのすべての収入はカナダとアメリカ以外の地域から来た。海外業務で発生した現金は通常、資金が国内に送金されない限り、国内や本部業務を援助するために使用できない。現在、本部費用の支払い以外に、私たちはより多くの資金を国内に送金するつもりはありませんが、もしそうすれば、ある司法管轄区域で収益の分配蓄積と源泉徴収税を蓄積しなければならないかもしれません。外国子会社の未分配収益は永久再投資とみなされるため，これらの未分配収益の未確認繰延税項負債額を決定することは不可能である。

いくつかの買収は私たちの財務業績に悪影響を及ぼす可能性があります

私たちは私たちの業務戦略の一部として時々戦略的買収を行うかもしれない。もしあれば、適切な買収候補を見つけることができるか、有利な条件で買収を完了できる保証はない。事前に確定されていない買収に関連する負債や欠陥も発見される可能性があり、これは意外なコストを招く可能性がある。また、私たちの買収に関連した統合作業には、大量の資本と運営費用が必要になる可能性がある

私たちは現金、株、手形、債務、債務または上記の任意の組み合わせを使用して将来の買収費用を支払うつもりだ。もし私たちが内部で必要な資本を提供し、私たちの成長戦略と将来の運営に資金を提供するのに十分な現金がなければ、私たちは追加の債務や株式融資が必要になるだろう。この追加的な融資は得られないかもしれないし、もしあれば、私たちが受け入れられる条項ではないかもしれない。また、資本市場や株価の高度な変動は、魅力的な価格の資本市場への参入を困難にする可能性がある。

さらに、買収の予想収益は完全に実現されていないかもしれないし、全く実現されていないかもしれないし、達成するには私たちの予想よりも長い時間が必要かもしれない。 もし私たちが合理的な時間で予想される買収収益を達成できなければ、私たちの業務、財務状況、経営結果は不利な影響を受ける可能性がある。

サイバー攻撃の脅威と影響は、私たちの運営に悪影響を及ぼす可能性があり、情報の盗難、データの破損、運営中断、および/または財務損失を招く可能性があります

我々は，デジタル技術とソフトウェアプログラムを用いて地震データを解釈し，掘削プラットフォームを管理し，貯留層モデリングと埋蔵量推定を行い，財務·運営データを処理·記録した。我々は、情報システムおよび関連インフラおよびクラウドアプリケーションおよびサービスを含むデジタル技術に依存して、敏感な情報(商業機密、従業員情報および財務および運営データを含む)を記憶、送信、処理、記録し、従業員および業務パートナーとのコミュニケーション、地震および掘削情報の分析、石油および天然ガス埋蔵量の推定、および私たちの業務に関連する多くの他の活動を含む。日々困難になっている自然環境における石油と天然ガスの探査と開発に必要な技術の複雑さ、及び石油と天然ガス資源に対する全世界的な競争は、ある情報が泥棒に魅力を持たせる。私たちのビジネスプロセスは、当社の情報技術インフラの可用性、容量、信頼性、セキュリティ、および変化する需要に応じてインフラを拡張し、継続的に更新する能力に依存しており、したがって、私たちのインフラおよびインフラが安全を維持することは、私たちの業務に重要です。我々はこのような事件の影響を軽減する戦略を実施しているが，ネットワークセキュリティ脅威を防御するための措置がこの目的を達成するのに十分である保証はない.セキュリティホールや火災や洪水などの災害が発生した場合，情報技術機能は我々の業務を支援する能力や，予期しない中断からキーシステムや情報を回復する能力が十分にテストされず，このような事件が実際に発生した場合，脆弱性や災害の影響に即座に対応できない可能性がある.この場合には, 重要な情報およびシステムは、数日または数週間以内に利用できない可能性があり、タイムリーに業務を展開したり、いくつかのビジネスプロセスを実行することができません。さらに、これらの事件のいずれかが現実になれば、私たちの運営に必要な敏感な情報、重要なインフラ、人員、または能力の損失を招き、私たちの名声、財務状況、または運営結果に大きな悪影響を及ぼす可能性がある。

私たちの従業員は、情報を盗用するため、または“トロイの木馬”プログラムを介してウイルスや他のマルウェアを私たちのコンピュータに導入するために、詐欺的な“詐欺”および“釣り”電子メールを使用する当事者の目標となり続けている。これらの電子メールは、正当な電子メールのように見えるが、受信者を電子メール送信者によって運営される偽のサイトに誘導するか、または受信者に電子メールまたはマルウェアをダウンロードしてパスワードまたは他の機密情報を送信するように要求する。政策や教育を通じて“詐欺”や“ネット釣り”電子メールを削減しようと努力しているにもかかわらず、“詐欺”や“ネット釣り”活動は依然として深刻な問題であり、我々の情報技術インフラを破壊する可能性がある。

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私たちの財務状況に関連するリスク

私たちの業務は大量の資本支出が必要で、私たちはこれらの支出に資金を提供するために必要な資源がないかもしれません

我々の2023年の基本資本計画は探査·開発活動に2億1千万~2億5千万ドルである。私たちはキャッシュフローを運営することで私たちの2023年資本計画に資金を提供する予定だ。運営キャッシュフローからこのプロジェクトに資金を提供することは、ブレント原油価格が少なくとも1バレル60ドル以上に達することにある程度依存する。2023年1月1日から2月16日までの間、ブレント原油の平均価格は1バレル83.95ドルだった。

もしキャッシュフローを運営して、手元の現金と私たちの信用手配下の利用可能な能力が不足して、私たちの資本計画が資金を提供すると思ったら、私たちは外部融資を求める必要があるかもしれません。あるいは私たちの探査と開発活動を延期あるいは減少させる必要があります。これは生産量、収入と埋蔵量に影響を与える可能性があります。

もし私たちが追加資本が必要なら、私たちは様々な融資取引や手配を通じて、合弁プロジェクト、債務融資、株式融資、または他の方法を含む資金源を求めることができる。私たちは優遇条件で資本を得ることができないかもしれないし、資本を得ることができないかもしれない。もし私たちが追加資本の調達に成功したら、将来の融資は私たちの株主を希釈するかもしれない。なぜなら、私たちは投資家に追加の普通株または他の株式を発行するかもしれないからだ。また、債務や他の中間層融資は資産質権に関連する可能性があり、私たちの商業活動を制約する契約が必要であり、株式所有者の利益よりも優先される可能性がある。将来の資本融資を求める際には、投資銀行費用、法的費用、その他のコストを含む大量のコストが発生する可能性がある。私たちはまた、転換可能な債券や引受権証のような、私たちが発行する可能性のある証券に関連する非現金費用の確認を要求される可能性があり、これは私たちの財務業績に悪影響を及ぼすだろう。

 

私たちが必要な資金を得る能力は、資本市場の疲弊(石油と天然ガス産業を含む)、コロンビアとエクアドルの石油と天然ガス資産の位置、商品市場における石油と天然ガスの価格の低または低下、重要な管理を失うことを含む、私たちの石油と天然ガス資産の位置に影響を受ける可能性がある。また、大口商品市場で石油や天然ガス価格が下落すれば、私たちの収入は減少する可能性があり、この減少した収入は資本に対する需要を増加させる可能性がある。私たちの探査活動を管理するいくつかの契約スケジュールは、私たちにいくつかの資本支出を約束することを要求するかもしれません。もし私たちがこれらの約束を履行するために必要な資本を履行しなければ、私たちは契約権を失うかもしれません。私たちが融資活動から集めた資金量と、私たちが運営から得たキャッシュフローが、私たちの資本需要を満たすのに十分でなければ(私たちの活動を減らしても)、私たちは私たちの業務を削減することを要求されるかもしれません。

ある主権富、年金、寄付基金は化石燃料株の撤退を推進し、融資者に圧力をかけ、化石燃料備蓄採掘に従事する会社への資金提供を停止または制限することを要求し、ニューヨーク州とニューヨーク州のいくつかの有名な公共従業員年金基金が最近取った撤退行動を含む。このような気候変動を目標とした環境計画は、最終的には私たちが資本を獲得し、私たちの業務に資金を提供する能力を妨害するかもしれない

目標を達成できなかった、または変化し続ける利害関係者の環境、社会およびガバナンス(ESG)実践および報告に対する期待は、私たちの名声を損なう可能性があり、従業員の維持、顧客関係、および資本獲得の機会に影響を与える可能性がある。例えば、ある市場参加者は、投資決定を行う際に第三者基準またはスコアを使用して会社のESG実践を測定し、顧客およびプロバイダは、私たちのESG実践を評価するか、または契約を付与する条件としていくつかのESGポリシーを採用することを要求する可能性がある

貸手は私たちの信用手配下の借入基盤を減らすことができ、これは私たちが未来の資本需要を満たすことを阻止するかもしれない

我々の信用手配下の借入基数は現在1.5億ドルであり、その中の1.00億ドルは現在借入資格に符合し、会社と貸手の双方の同意を経て、追加借入5000万ドルを選択することができる。私たちの借金基数は石油或いは天然ガス価格の下落、経営困難、備蓄低下、融資要求或いは法規、貸金人が石油と天然ガス業界に貸し付け、新しい債務を発行すること、あるいは任意の他の原因によって減少する可能性がある。私たちは必要であれば、資金が受け入れ可能な条件で提供され、必要な程度に到達するということを確信できない。もし私たちの借金基数が減少すれば、再決定された借金基数を超える任意の債務を返済する必要があるかもしれません。これは運営キャッシュフローを枯渇させたり、追加の融資を必要としたりします

さらに、私たちの借入金基盤は、私たちの信用手配条項の下での財務的チノを遵守した場合に提供され、そのような融資の比率および他の財務的契約を遵守することを含む、その比率またはチノを遵守しないことは、私たちに借金の一部を返済させ、不利な財政的影響を受ける可能性がある。将来のキャッシュフローを統合した正味現在値を使用して計算された少なくとも150%のグローバルカバー率を維持することが要求されています

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クレジット手配の未返済金額、前払い寿命期間カバー率は少なくとも150%であり、納入される商品の推定合計価値がクレジット手配を超える未返済金額を用いて計算され、会社の予想現金源が予想現金使用量の少なくとも1.15倍を超えた場合の流動性比率が計算される。

自分から2022年12月31日信用の手配はまだ動いていない.

2023年2月20日、信用手配下の引き出し可能期間はさらに6ヶ月延長された。

私たちの信用計画は2024年8月に満期になるだろう。経済金利で資本融資を受けることができないかもしれません

私たちの信用計画は2024年8月に満期になるだろう。私たちの信用手配を再交渉する時、金融市場条件や借入条項が現在の条項や金利と同じように有利になることは保証できない。私たちは将来的に運営資金、資本支出、買収、債務超過要求、または他の目的のための資金を得ることができないかもしれない

外貨為替レートの変動は私たちの財務業績に影響を与える可能性があります

 

私たちは主にドル建ての合意に基づいて私たちの石油と天然ガス生産を売却する。私たちが発生した多くの業務と他の費用は、コロンビアでの流動と繰延税金資産と負債を含めて、コロンビアペソで価格を計算しています。私たちのカナダでのほとんどの行政費用はカナダドルで計算されています。したがって、現地通貨財務諸表を私たちの報告通貨ドルに換算する時、私たちは換算リスクに直面します。現地通貨の値上がりは私たちのコストを増加させ、私たちの運営業績にマイナス影響を与える可能性がある。私たちの連結財務諸表はドルで表されているので、各報告期間内または報告期間の終了時に、収入、費用と収入、および資産と負債を有効為替レートでドルに換算しなければならない。私たちは外貨建ての売掛金と売掛金を決済する際にも取引リスクに直面しています

法律と規制リスク

私たちは様々な政府当局から許可証と許可証を取得することに依存しています

私たちの石油と天然ガスの探査と生産作業は複雑で厳格な法律法規によって制限されている。これらの法律法規に準拠して業務を展開するためには、環境および他の運営許可証を含む大量のライセンス、ライセンス、承認および証明書を取得して維持しなければならない。私たちはそのようなライセンスとライセンスをタイムリーに、維持、または更新することができないかもしれない。私たちはまた免許と許可証を取り消されるかもしれないし、満期になる免許と許可証を更新できないかもしれない。規制部門の承認や許可を得たり遅延したりすることは、私たちの物件を開発し、探査する能力に重大な悪影響を及ぼす可能性があり、過酷な条件を持つ掘削許可証を取得することは、コンプライアンスコストを増加させる可能性がある。既存の掘削、注水、または生産に必要な他の活動の許可証を失うことは、私たちの生産量レベルと収入の低下や油井構造の損傷を招く可能性がある。これらのライセンスやライセンスに関連する法規や政策が変化する可能性があり，実施形態は現在変化しないことが予想され，より多くの時間をかけて取得することもない。コロンビアとエクアドルの将来の政治状況が、外国の開発と石油所有権、環境保護、健康と安全、または労使関係の政策に変化をもたらさないことは保証されず、これは、既存および未来の財産の面で探査·開発活動を行う能力と、このような活動をさらに展開する資金を調達する能力に悪影響を及ぼす可能性がある。

私たちは私たちが現在参加しているすべての合弁企業の事業者ではないので、私たちは事業者にすべての必要なライセンスと免許を取得することに依存するかもしれません。もし私たちがこのような要求を守らなければ、私たちは石油と天然ガスの掘削を阻止されるかもしれないし、私たちは民事または刑事責任や罰金を受けるかもしれない。私たちの環境と経営許可証を取り消したり一時的に取り消したりすることは、私たちの業務、財務状況、経営業績に重大な悪影響を及ぼす可能性があります。

コロンビアでは、ANHは鉱業とエネルギー省の委託を受け、探査·生産(“E&P”)と技術評価協定契約条項を通じて新しいブロックを提供し、付与する。新政府は、政府が異なる決定を下すまで、新たな探査ブロックの入札は行わないと表明した。また、2023年に政府は、ANHが会社に提供するブロックに入札ラウンドを提供する義務を撤廃する新しい法令を発表した。コロンビアの新しい法規によると、私たちは新しい探査許可証を得ることができないかもしれません。これは私たちの未来の探査活動、生産と運営に悪影響を及ぼすかもしれません。

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環境規制とリスクは私たちの業務に悪影響を及ぼす可能性があります

 

環境規制が厳しく、規制コンプライアンスのコストと費用が増加している。石油と天然ガス事業のすべての段階に環境リスクと危害が存在し、一連の広範な国際条約及び国と地域法律と条例に基づいて環境規制を受けている。環境立法は他にも，石油や天然ガス作業で使用または生産される各種物質の漏洩，放出または排出の制限と禁止が規定されている。この立法はまた、適用される規制当局を満足させるために、油井と施設場の操作、維持、廃棄、開墾を要求している。このような立法を遵守するためには多くの支出が必要かもしれない。このような法律法規を遵守しないことは、私たちが運営を一時停止または終了させ、行政、民事、刑事罰金、処罰を受ける可能性がある。石油、天然ガス、または他の汚染物質が空気、土壌または水に不法に排出され、または何らかの他の環境影響をもたらす場合、私たちの業務は政府または第三者に重大な環境責任をもたらす可能性がある。環境法律·法規の影響については，現在有効であることと将来提出されると予想される法律·法規を含む不確実性がある。将来の環境法律がどのように解釈、管理、実行されるかは予測できませんが、将来のより厳しい法律や法規やより強力な実行政策は、コンプライアンスシステムの設置と運用に多くの資金を必要とするかもしれません。そのため、これらの要求の性質やわが社への影響は、私たちの業務に大きな悪影響を及ぼす可能性がありますが、現在は予測できません。

我々の業務性質を考慮すると，掘削や作業現場には，操作故障，事故，破壊，配管故障やトラック輸送石油の改ざんや漏洩による石油漏洩の固有のリスクがある。これらすべては、損害賠償、訴訟費用、整理費用、または罰金のような重大な潜在的な環境責任をもたらす可能性があり、その中のいくつかは実質的である可能性があり、私たちの保険カバー範囲は十分ではないか、または利用できない可能性がある。

私たちは反賄賂法律の責任に直面するかもしれません。もし私たちがこれらの法律に違反していることを発見すれば、私たちの業務に実質的な悪影響を及ぼすかもしれません

私たちはアメリカ、カナダ、エクアドル、コロンビアの反賄賂法律の制約を受けており、将来私たちが業務を展開する可能性のある他の管轄区域も同様の法律の制約を受けるだろう。私たちは官僚、部族、または反乱組織、国際組織、または民間団体の腐敗要求に直接または間接的に直面することができる。したがって、私たちは、これらの当事者がいつも私たちのコントロールや指示を受けているわけではないので、従業員、請負業者、代理店、および私たちまたは私たちの子会社または付属会社のパートナーが無許可で支払いを提供するリスクに直面しています。私たちの政策はこのような接近を禁止することだ。しかし、私たちの既存の保障措置とこれらの措置の任意の未来の改善は無効であることが証明されるか、または遵守されない可能性があり、私たちの従業員、請負業者、代理店、およびパートナーは不法行為に従事する可能性があり、私たちはこれに責任を負わなければならないかもしれない。これらの法律のいずれかに違反して、私たちの政策が禁止されていても、刑事または民事制裁または他の処罰(利益返還を含む)および名声被害をもたらす可能性があり、私たちの業務および財務状況に大きな悪影響を及ぼす可能性があります。

もしアメリカが将来コロンビアやエクアドルに制裁を科すれば、私たちの業務は不利な影響を受けるかもしれません

コロンビアは米国から外国援助を受けることができるかどうかのいくつかの国の一つであり，これらの国は不法麻薬生産や輸送の抑制に進展しており，米国の総裁は毎年この進展を審査している。コロンビアは現在このような援助を受ける資格があるが、コロンビアは未来に資格がないかもしれない。総裁はコロンビアが国際麻薬禁止協定で定められた義務を明らかに履行できなかったことは、コロンビアに対する経済·貿易制裁をもたらす可能性があると認定し、コロンビアではコロンビアで必要な資金を獲得してコロンビア資産を開発する能力を脅かす可能性があり、私たちのそこでの業務に関連する政治的·経済的リスクをさらに増加させる可能性があると判断した。

排出に関連する法規といかなる気候変化の影響も私たちの業務に悪影響を及ぼす可能性があります。私たちの製品の需要、私たちの財務状況と運営結果を含む

世界各国政府は温室効果ガス(“GHG”)の排出抑制を重視し，何らかの形で気候変動の影響に対応している。温室効果ガス排出立法が形成されており、変化する可能性がある。例えば、国際レベルでは、2015年12月、コロンビアを含む200カ国近くがフランス·パリで国際気候変動協定(“パリ協定”)を達成し、各国に自らの温室効果ガス排出目標の策定を呼びかけ、各国がその温室効果ガス排出目標を達成するための措置を透明にしている。この立法や通過可能ないかなる新しい法規が我々の業務にどのように影響するかは予測できないが，将来的にはこのような温室効果ガス排出を制限する法律や法規は，我々が生産する石油や天然ガスの需要に悪影響を及ぼす可能性がある。現在の温室効果ガス排出立法は材料コンプライアンスコストを発生させていないが、気候や気候に影響を与える事項の排出、炭素、その他の法規は変化している。そうなんです

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現在、提案された立法または法規が通過されるかどうかは予測できず、将来のどのような法律および法規も、追加のコンプライアンスコストまたは追加の運用制限をもたらす可能性がある。私たちに課せられた気候変動規制要件の遵守に関する大量のコストを回収できなければ、私たちの業務、財務状況、運営結果に大きな悪影響を及ぼす可能性がある。温室効果ガス排出の重大な制限は、私たちが生産する石油の需要を減少させ、私たちの埋蔵量の価値を低下させる可能性がある。また、近年は投資界に影響を与え、投資会社のあり方の中で気候変動を考えてもらおうと努力してきた。ある程度、金融市場は気候変動と温室効果ガス排出を金融リスクと見なしている；これは私たちの資本コストや資金獲得に悪影響を及ぼす可能性がある。気候変動リスクへの関心は，石油·天然ガス会社の温室効果ガス排出について公共·民間実体が提訴する可能性を増加させている。もし私たちがどのような訴訟の目標になっても、私たちは責任を招く可能性があり、社会的圧力や政治的または他の要因に関連した場合には、会社が主張する損害の原因や貢献、または他の軽減要因を考慮することなく責任を加えることができる。最後に、私たちの業務運営を予想された気候条件に適応させるために努力していますが、地球気候に大きな変化があれば、例えば私たちのサービスの市場や私たちの資産がある地域の天気条件がもっと悪いか、あるいは頻繁に、私たちはもっと多くの費用を発生するかもしれません。私たちの業務は実質的な影響を受けるかもしれません。私たちの製品への需要は下がるかもしれません。

私たちの普通株式所有権に関連するリスク

われわれの普通株はニューヨーク証券取引所米国取引所、トロント証券取引所(トロント証券取引所)とロンドン証券取引所(ロンドン証券取引所)に上場しており、これらの市場間の価格差を利用しようとする投資家は市場価格の意外な変動を招く可能性がある

私たちの普通株はニューヨーク証券取引所、トロント証券取引所、ロンドン証券取引所に上場しています。普通株はこれらの市場で取引されているが、価格と出来高レベルは他の市場での価格や取引量の影響を受けることなく、どの市場でも大幅に変動する可能性がある。投資家は裁定と呼ばれるやり方を通じて、ニューヨーク証券取引所、トロント証券取引所とロンドン証券取引所の間の任意の価格差を利用するために、普通株の売却或いは購入を求めることができる。いずれの裁定活動も、これらの取引所の普通株価格またはこれらの市場で取引可能な普通株数に予期せぬ変動をもたらす可能性がある。また、上記司法管区のいずれかの株主は、我々の譲渡代理又は登録所に必要な手続きを行わなければ、当該等の普通株式を譲渡して別の市場で取引することができない。これは時間遅延と普通株主の追加費用を招く可能性がある。

もしニューヨーク証券取引所アメリカの継続上場の要求を満たすことができなければ、ニューヨーク証券取引所は私たちの普通株を退市するかもしれません

私たちの普通株は現在ニューヨーク証券取引所アメリカ取引所に上場しています。私たちの株が上場を続けるかどうかは私たちがいくつかの上場基準を満たしているかどうかにかかっています。もし私たちがこれらの持続的な上場基準を遵守できなかった場合、私たちの普通株価格がかなり長い間現在の下位に維持され、ニューヨーク証券取引所の通知を受けた後に逆株式分割を行うことができなかった場合、私たちの普通株は株式を取得される可能性がある。私たちの株式の退市は、私たちの株の流動性を減少させ、追加証券の発行を制限し、追加融資を獲得したり、戦略取引を行う能力を制限することを含むマイナスの影響を与えるかもしれません。

項目1 B未解決従業員意見

ない。

第三項です法律訴訟

 

私たちはいくつかの訴訟とクレームが待っている。訴訟や紛争の結果は肯定的に予測できない；これらの問題の解決は会社の総合財務状況、経営業績またはキャッシュフローに実質的な悪影響を与えないと信じている。私たちは発生したり発生したりして確定された費用を記録する。

第四項です炭鉱安全情報開示

適用されません。

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私たちの執行官に関する情報は

以下は2023年2月16日までの私たちの幹部に関する情報です。

名前.名前

年ごろ

ポスト

ゲイリー·S·グデリー

67

社長と取締役CEO

ライアン·エルソン

47

財務総監兼執行副総裁

ジェームズ·エバンス

57

企業サービス部総裁副主任

ロジャー·トリブル

61

投資家関係部総裁副社長

ローレンス·ウェスト

66

総裁副局長：探索

•ゲイリー·S·グデリー社長取締役CEOですグドリーは2015年5月7日からGran Tieraの最高経営責任者と社長を務めてきた。Guidryさんは2011年7月~2014年7月にカラカール·エネルギー会社の社長兼CEOを務め、2009年10月~2011年7月にオリオン石油天然ガス会社の社長兼CEOを務め、2005年5月~2009年1月にタンザニア石油会社のCEOを務め、2003年10月~2005年2月にカルピン天然ガス信託会社のCEOを務めた。Guidryさんは、これらの会社のCEOとして、それぞれの企業のビジネスのあらゆる側面を監視する責任があります。Guidryさんは現在、アフリカ石油会社の取締役会のメンバーであり(2008年4月以降)、監査委員会のメンバーやPetroTal Corp.取締役会のメンバーも務めています(2017年12月以降)。Guidryさんは、2010年9月から2011年10月までの間、Zodiac Explore Corp.取締役会に勤務し、2009年10月から2014年3月まで、TransGlobe Energy Corp.取締役会に勤務し、2007年2月から2018年5月まで、Shamaran石油会社の取締役会に勤めていました。これまで、Guidryさんは、エバータ州エネルギー会社の国際上級副社長と社長、カナダの西洋石油会社ナイジェリアの社長と社長を務めていました。グデリーはイエメン、シリア、エジプトで探査と生産業務を指導し、アメリカ、コロンビア、エクアドル、ベネズエラ、アルゼンチン、オマーンで世界各地の石油と天然ガス会社で働いていた。Guidryさんは、エバータ州に登録されているプロのエンジニアです(P.Eng.)理科学士号を持っています徳州農工大学石油工学専攻です。

•ライアン·エルソンは、首席財務官兼執行副総裁、財務。エルソンは2015年5月からGran Tieraの首席財務官を務めてきた。Ellsonさんは、23年以上の国際企業融資と会計職の豊富な経験を持っています。エルソンは現在カナリアバイオ燃料会社の取締役で、2022年9月までPetroTal Corp.の取締役(2017年12月以来)。二零一四年七月から二零四年十二月まで、EllsonさんはGlencore E&P(カナダ)Inc.財務主管を務め、これまでCaracal Energy Inc.(“Caracal”)財務副主管、Caracal Energy Inc.(“Caracal”)はロンドン証券取引所(“LSE”)上場企業であり、二零一年八月から二零一四年七月までアフリカのチャドで経営していた。嘉能可E&P(カナダ)は2014年7月にCaracalを買収した。Caracalに加入する前に、Ellsonさんは2010年4月から2011年8月までの間に海竜エネルギー財務副総裁を務めた。これらのポジションで、Ellsonさんは財務と会計機能の監督を担当し、内部財務のコントロールを実施し、監督し、準備金に基づくローンの手配のための保証を提供し、複数回の資本調達に参加している。エルソンはチャド、エジプト、インド、カナダの会社で管理と執行を務めていた。Ellsonさんは、サスカチューン大学のビジネス学士号と会計修士号を有するフランチャイズ公認会計士です。Ellsonさんは、ハーバード大学ビジネススクールの上級管理職リーダーシップコースとペンシルバニア大学ウォートンビジネススクールの総合管理コースを完了しました。

•ジェームズ·エバンズ社長副社長企業サービスそれは.エバンズは2015年5月以降、グランティラの企業サービス担当副社長を務めてきた。さんエバンスは、国際石油と天然ガス産業の過去18年間の経験を含む29年以上の経験を持っています。最近、Evansさんは、2014年7月から2014年12月までGlencore E&P(カナダ)Inc.コンプライアンスおよび企業サービス担当者を務め、2011年7月から2014年6月までCaracal Energy Inc.コンプライアンスおよび企業サービス副社長を務め、会社の戦略および目標の実行を監視し、強力な企業コンプライアンス計画を策定し、実施し、IT、ファイル制御、セキュリティ、行政のあらゆる面で管理しています。エバンスさんはまた、カルガリーとチャドのスタッフの募集、トレーニング、および滞在を担当しています。彼はCaracal Energyを監督して嘉能可に売却された時の7人の従業員から400人以上の従業員に発展した。Caracalに加入する前に、さん·エバンスは、エジプト、シリア、カナダでの運営経験を持つ、オリオン石油天然ガス会社とタンヤンカ石油会社で高級管理と行政職に就いていました。さん·エバンスはカルガリー大学で商業学士号を持っている。

•ロジャー·ターンブル社長副社長投資家関係部それは.ターンブルは2016年6月からGran Tieraの副総裁を務め、投資家関係を担当している。彼は専門エンジニアで、38年以上国内外の流域の各種管理職の従業経験を持っている。GRAN Tieraに加入する前に、Trimbleさんは、企業計画、予算、財務担当者であり、それまでは、企業計画、予算、ビジネス開発担当取締役だった

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Caracal Energy Inc.(嘉能可E&Pに買収)と。彼はカナダハンター探査会社のアルゼンチン地区マネージャー、ESPRITエネルギー信託会社の総裁副社長、アパッチカナダ会社の油蔵プロジェクトマネージャー、ヘスキーエネルギー会社の上流評価-先端と国際マネージャーを含む多くの高級管理職を務めたことがある。さん·ターンブルは、エバータ州に登録されているプロのエンジニアであり、APEGAのメンバーでもあります。彼はスタンフォード大学の石油工学理学学士号を優秀な成績で取得した。

•ローレンス·ウェスト社長副局長探索それは.ウェストは2015年5月以来、グランティエラの副総裁を務め、探査業務を担当している。ウェストさんは、44年以上の幹部、探検家、地質学者の経験を持っています。最近、ウェストは2011年7月から2014年6月までの間にガラカールエネルギー探査会社の副会長を務めた。ウェストは多学科チームを結成し、一見内陸裂谷盆地の資源と埋蔵量を評価し、成功した探査プロジェクトを指導した。彼の任期中、彼は遠隔地の辺境盆地で時間通りと予算通りに大型2 D/3 D地震撮影を2回行うことに成功した。Caracalに加入する前に、彼はReserve Royalty Corp.，Chariot Energy、Auriga Energy、Orion Oil and Gasを含むいくつかの上場と民間会社の設立と発展に参加した。ローレンスはエバータ州エネルギー会社(AEC)で働いていたが、そこではコンウェストと合併したチームの一員だった。彼はAEC東部チームを建設し、彼らをアメリカのロッキー山盆地に連れて行った。彼のキャリアは帝国石油会社から始まり、多学科チームの中で探査と貯蔵層の表現仕事に従事し、そして探査チームの技術指導者を務めた。ローレンスはマクマスター大学地質学栄誉学士号とカルガリー大学経済学専攻MBA号を持っています。

第II部

五番目です登録者普通株市場、関連株主事項及び発行者による株式証券の購入

私たちの普通株はニューヨーク証券取引所、トロント証券取引所、ロンドン証券取引所で取引され、コードは“GTE”です

2023年2月16日現在、私たちの普通株は約32名の登録所有者があり、流通株は346，151，157株で、額面は0.001ドルです。

配当政策

私たちは普通株の配当金を発表したり支払ったりすることはありません。私たちは事業の発展を支援するために将来の収益を維持するつもりですので、予測可能な未来に現金配当金は支払われません。将来の配当金の支払い(あれば)は私たちの取締役会が各種の要素を考慮して適宜決定し、これらの要素は現在の財務状況、現金の送金の税務影響、経営業績及び現在と予想される現金需要を含む。

発行人が株式証券を購入する

			(a) 購入株式総数			(b) 1株平均支払価格 (1)			(C)公開発表された計画又は案の一部として購入した株式総数			(d) 計画や計画に基づいて購入可能な最大株式数(2)
October 1-31, 2022			—			$	—		—			25,300,267
2022年11月1日から30日まで			4,313,006			$	1.31		4,313,006			20,987,261
2022年12月1日から31日まで			7,700,754			$	0.95		7,700,754			13,286,507
合計する			12,013,760			$	1.08		12,013,760			13,286,507

(1) マネージャーに普通株を買い戻す手数料が含まれています。

(2) 2022年8月29日、カナダでトロント証券取引所の施設と条件を満たす別の取引プラットフォームを介して株式買い戻し計画(“2022計画”)を実施し、2022年9月1日から2023年8月31日まで終了した。私たちは現在の市場価格で最大36，033，969株の普通株を購入してログアウトすることができます。2022年8月22日までに私たちが発行した普通株の約10%に相当します。

[パフォーマンスチャート]

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本年度報告に“業績グラフ”のタイトルで出現する10−K表の情報は、証券法S−K規則201(E)項の規定に基づいて証券法“提供”に基づいており、S−K規則201(E)項に規定されている限り、第14 A又は14 C条の規定に適合するものとみなされてはならず、取引法第18条の責任に関する情報とみなされてはならず、引用により当該等の届出文書に具体的に組み込まれていない限り、取引法第18条の責任に関する情報とみなされてはならない

以下の業績グラフは、2017年12月31日から2022年12月31日(私たちの2022年度終了)までの間の私たちの株式の累計総株主リターンを示しています。これは同期標準プール500総リターン指数と標準プールO&G E&Pベスト指数総リターンの累積総リターンと比較した。この図は、2017年12月31日に、100ドルが私たちの株に投資され、100ドルが他の2つの指数に投資され、配当金は除利子日に再投資され、手数料は何も支払われないと仮定している。グラフに表示されている業績は過去の業績を表し、未来の業績の指標と見なすべきではない

			12/31/2017			12/31/2018			12/31/2019			12/31/2020			12/31/2021			12/31/2022
テティエラエネルギー会社(GTE)			$	100.0		$	80.4		$	47.8		$	13.5		$	28.2		$	36.7
標準プール500指数総収益率(SPXT)			$	100.0		$	95.6		$	125.7		$	148.9		$	191.6		$	156.9
標準プールO&G E&Pベスト指数総収益率(SPSIOPTR)			$	100.0		$	72.0		$	65.4		$	41.5		$	69.5		$	101.3

第七項経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析

 

本報告は、特に当社経営陣の財務状況及び経営結果の検討及び分析は、証券法第27 A条及び取引法第21 E条に規定する前向き陳述を含む。本年度報告書の冒頭の10−K表における前向き記述の識別およびリスクに関する警告言語、および第1部1 A項を参照されたい。本年度報告表格10−Kにおける“リスク要因”。

 

以下、当社の財務状況及び経営成果に関する検討は、本年度報告表格10−K第2部第8項に記載されている“財務諸表及び補足データ”とともに読まなければならない。本管理者は，財務状況と経営成果の検討と分析一般検討と2022年12月31日までの財政年度に関する項目，およびそれぞれ2022年12月31日と2021年12月31日までの財政年度との年間比較を検討した。2021年12月31日終了の財政年度に関する項目の検討と

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本10-K表年次報告に含まれていない2021年12月31日現在と2020年12月31日現在の財政年度は、会社が2021年12月31日までの財政年度表10-K年度報告の第2部第7項の“経営陣の財務状況と経営結果の検討·分析”で見つけることができる。

概要

私たちは国際石油と天然ガスの探査と生産に集中している会社で、現在コロンビアとエクアドルで資産を持っています。2022年12月31日まで、コロンビアでの私たちの資産は、私たちが明らかにした埋蔵量NARの96%を占めている。2022年12月31日までの1年間、私たちの収入の100%はコロンビアから来た(2021年-100%、2020-100%)。私たちの本部はカナダアルバータ州のカルガリーにあります

2022年12月31日までに明らかにされた埋蔵量正味価は65.5 MMBOEであり，前年より2%減少し，その62%は開発済み埋蔵量を明らかにし，100%は石油であると予想される

財務と運営のハイライト

主なハイライト

•2022年の純利益は1.39億ドル、または1株当たり基本と希釈後の収益は0.38ドルで、純収益は$4250万または毎秒0.12ドル2021年基本的に希釈された野ウサギ

•2022年までの所得税収入は2兆449億ドルですが、2021年は2310万ドルです

•調整後EBITDA(2) 2022年は4.896億ドル2021年の2兆415億ドルと比較すると

•2022年の総生産量は23，815バレル/日であり，2021年の21，588バレル/日を上回っているが，これはAcordioneroとCostayaco油田の掘削や掘削活動が成功し，2021年に比べて封鎖による破壊が少なく，エクアドルの探査成功も生産量をもたらしたためである

•2022年の石油総販売量NARは10%増加し、2021年の21，598バレルから23，696バレルに増加しました

•2021年の4.737億ドルに比べ、2022年の石油売上高は50%増の7.114億ドルに達し、主な原因はブレント原油価格が40%上昇し、販売量が10%増加したが、一部は55%の品質と輸送割引によって相殺された

•2022年の石油1バレル当たりの売上高は82.25ドルで、2021年より37%高く、直接の原因は基準価格の向上だ

•2022年、私たちが運営活動を通じて発生した純現金は4兆277億ドルで、2021年の2.448億ドルより75%増加した

•運営からの資金の流れ(2) for 202296%増加しました至れり尽くせり $366.0 million or $1.001株当たり基本的な情報2021年の基本的かつ希釈後の1株当たり1株1.865億ドルまたは1株0.51ドルと比較して、希釈後の1株当たり0.99ドル

•2022年の間に同社は1億294億ドル自由キャッシュフロー(2)債務削減や株買い戻しに使われています

•2022年の1バレルあたりの運営費は $18.77, 9% higher2021年までには主に井戸の増加と発電費用の増加が原因であり，これはすべての主要油田の生産量増加と注水計画による活動増加である。総運営費は2022年は1.624億ドルですが、2021年は1兆357億ドルで20%に増加しました

•2022年の1バレルあたりの品質と輸送割引は$16.79対照的に、2021年の価格は10.86ドルだ。この増加は，2022年のカスティリアとワスコニアの差額が高いためであり，2021年に比べて重油需要が減少したためである

•2022年に1バレルあたりの輸送費用が低下by 20% to $1.18与$1.482021年は、主に2022年の井口販売量の増加によるものです

•2022年に最適化プロジェクトのコストとリース義務支出が増加したため、2022年にはBBL株補償前の一般·行政(G&A)費用が5%増加して3.69ドル、2021年には3.53ドルとなった。2022年の株式ベースの報酬前のG&A支出は3190万ドルだったが、2021年は2790万ドルと15%増となった

•資本支出が増加したコロンビアとエクアドルのAcordioneroとCostayaco油田および井戸探査計画が原因で、8，670万ドル、前年比58%増加して2兆366億ドルに達した

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(別の説明がない限り、千ドルで)			十二月三十一日までの年度
			2022						変更率						2021						変更率						2020
米国証券取引委員会基準に適合した備蓄、純資産収益率(MMBOE)
石油·天然ガス埋蔵量の試算が明らかになった			66						(1)						67						3						65
石油·ガス埋蔵量を見積もる			36						—						36						(18)						44
可能な石油·ガス埋蔵量を見積もる			39						26						31						(30)						44
1日平均出来高(BOPD)
特許使用料を計上していない作業利益(“WI”)生産			30,746						16						26,507						17						22,624
印税			(6,931)						41						(4,919)						93						(2,552)
NARの生産			23,815						10						21,588						8						20,072
在庫が減る			(119)						(1,290)						10						(89)						91
売上高(1)			23,696						10						21,598						7						20,163
純収益(赤字)			$	139,029					227						$	42,482					105						$	(777,967)
運営純額返金
石油販売			$	711,388					50						$	473,722					99						$	237,838
運営費			(162,385)						20						(135,722)						19						(114,371)
交通費			(10,197)						(12)						(11,618)						8						(10,739)
運営純額リベート(2)			$	538,806					65						$	326,382					190						$	112,728
株式報酬前のM&A費用			$	31,908					15						$	27,867					15						$	24,134
G&A株報酬			$	9,049					8						$	8,396					590						$	1,216
調整後EBITDA(2)			$	489,555					103						$	241,536					150						$	96,482
経営活動が提供する現金純額			$	427,711					75						$	244,834					202						$	81,074
運営からの資金の流れ(2)			$	366,024					96						$	186,485					312						$	45,213
資本支出			$	236,604					58						$	149,879					56						$	96,281

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						変更率						2021						変更率						2020
現金と現金等価物			$	126,873					386						$	26,109					91						$	13,687
循環信用手配			$	—					(100)						$	67,500					(64)						$	190,000
高級付記			$	579,909					(3)						$	600,000					—						$	600,000

(1)販売量は在庫変化に応じて調整した生産純現在価値を表します

(2)非GAAP測定基準

運営純額、調整されたEBITDA、運営資金流量及び自由現金流量はすべて非公認会計原則計量であり、一般公認会計原則(“公認会計原則”)が規定するいかなる標準化意味もない。経営陣はこのような測定基準を財務業績測定基準と見なしている。投資家は、これらの指標は純収益或いは損失の代替指標或いは公認会計原則に基づいて確定された他の財務業績指標と解釈されてはならないことに注意してください。これらの指標を計算する方法は他社と異なる可能性があるため，他社が使用している類似指標と比較できない可能性がある。各非公認会計基準財務計量は、非公認会計基準計量をより多く強調すべきであることを示唆することを回避するために、対応する公認会計基準計量と共に示されている。

図に示すように，営業純収入の定義は，石油販売から営業と輸送費用を差し引くことである。経営陣は、経営純価値は、経営陣や投資家が財務業績を分析するための有用な補完指標であり、他の収入や支出を考慮する前に、主要業務活動による結果の指示を提供していると考えている。上表は石油販売から業務純リベートまでの入金を提供しています。

31

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表に示すように、EBITDAは損失、減価償却及び付加価値(“DD&A”)支出、利息支出及び所得税支出又は回収調整後の純収益又は損失と定義される。示された調整EBITDAは、資産減価、営業権減値、非現金リース費用、リース支払い、未実現為替損益、未実現デリバティブ損益、他の金融商品損益、その他の非現金損益、株式による補償支出調整後のEBITDAと定義される。経営者は、非現金プロジェクトが収入にどのように影響するかを考慮する前に、この補完指標を用いて、私たちの主要業務活動によって生じる業績および収入を分析し、この財務指標は、投資家が私たちの業績および財務結果を分析するための有用な補足情報であると信じている。純収益または損失からEBITDAと調整後のEBITDAへの入金は以下のとおりである

			現在までの年度																		3か月まで
			十二月三十一日																		十二月三十一日												九月三十日
(千ドルで)			2022						2021						2020						2022						2021						2022
純収益(赤字)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)					$	33,275					$	62,524					$	38,663
純収益(損失)とEBITDAと調整後のEBITDAを調整する
DD&A費用			180,280						139,874						164,233						51,781						41,574						45,320
利子支出			46,493						54,381						54,140						10,750						13,026						11,421
所得税支出(回収)			105,906						(19,346)						(75,394)						5,966						(46,141)						21,734
減価償却前利益(非公認会計基準)			$	471,708					$	217,391					$	(634,988)					$	101,772					$	70,983					$	117,138
資産減価			—						—						564,495						—						—						—
営業権の減価			—						—						102,581						—						—						—
非現金レンタル費用			2,818						1,667						1,951						809						445						851
レンタル料			(1,666)						(1,621)						(1,926)						(532)						(382)						(402)
未実現為替損失			10,251						21,879						5,271						4,113						4,934						6,636
未実現デリバティブ(収益)損失			—						(9,589)						7,809						—						(12,088)						(219)
他の金融商品(収益)損失			(7)						3,369						48,047						(7)						15,794						—
その他非現金(収益)損失			(2,598)						44						2,026						—						44						(2,598)
株に基づく報酬(回収)			9,049						8,396						1,216						2,673						1,799						(170)
調整後EBITDA(非GAAP)			$	489,555					$	241,536					$	96,482					$	108,828					$	81,529					$	121,236

運営資金流量は、DD&A支出、資産減値、営業権減値、繰延税項目支出或いは回収、株式による補償支出或いは回収、債務発行コストの償却、非現金レンタル支出、レンタル支払い、未実現為替損益、未実現デリバティブ損益、その他の金融商品損益及びその他の非現金損益調整後の純収益又は損失と定義される。経営者は、非現金項目が収入又は損失に与える影響を考慮する前に、この財務指標を用いて、我々の主要業務活動による業績及び収入又は損失を分析し、この財務指標も投資家が業績及び我々の財務結果を分析するための有用な補足情報であると考えられる。自由キャッシュフローの定義は資金フローから資本支出を差し引くことだ。経営陣は、この財務指標を用いて、資本要求後に生じる主要業務活動のキャッシュフローを分析し、この財務指標も投資家が業績と我々の財務結果を分析するための有用な補足情報であると考えている。純収益または損失から業務資金フローと自由キャッシュフローへの入金は以下のとおりである

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						現在までの年度																		3ヶ月が経ちました
						十二月三十一日																		十二月三十一日												九月三十日
(千ドルで)						2022						2021						2020						2022						2021						2022
純収益(赤字)						$	139,029					$	42,482					$	(777,967)					$	33,275					$	62,524					$	38,663
純収益と業務資金フローを調整する
DD&A費用						180,280						139,874						164,233						51,781						41,574						45,320
資産減価						—						—						564,495						—						—						—
営業権の減価						—						—						102,581						—						—						—
税金を繰延する						25,340						(23,825)						(76,148)						(11,528)						(50,634)						4,914
株に基づく報酬(回収)						9,049						8,396						1,216						2,673						1,799						(170)
債務発行原価償却						3,528						3,809						3,625						759						1,127						751
非現金レンタル費用						2,818						1,667						1,951						809						445						851
レンタル料						(1,666)						(1,621)						(1,926)						(532)						(382)						(402)
未実現為替損失						10,251						21,879						5,271						4,113						4,934						6,636
未実現デリバティブ(収益)損失						—						(9,589)						7,809						—						(12,088)						(219)
他の金融商品(収益)損失						(7)						3,369						48,047						(7)						15,794						—
その他非現金(収益)損失						(2,598)						44						2,026						—						44						(2,598)
運営資金流(非公認会計基準)						$	366,024					$	186,485					$	45,213					$	81,343					$	65,137					$	93,746
資本支出						$	236,604					$	149,879					$	96,281					$	72,887					$	40,229					$	57,035
自由キャッシュフロー(非公認会計基準)						$	129,420					$	36,606					$	(51,068)					$	8,456					$	24,908					$	36,711

総合経営成果

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						変更率						2021						変更率						2020
石油販売			$	711,388					50						$	473,722					99						$	237,838
運営費			162,385						20						135,722						19						114,371
交通費			10,197						(12)						11,618						8						10,739
運営純額リベート(1)			538,806						65						326,382						190						112,728
DD&A費用			180,280						29						139,874						(15)						164,233
資産減価			—						—						—						(100)						564,495
営業権の減価			—						—						—						(100)						102,581
株式報酬前のM&A費用			31,908						15						27,867						15						24,134
株に基づく報酬費用			9,049						8						8,396						590						1,216
為替損失			2,578						(87)						20,477						389						4,184
誘導工具損失			26,611						(46)						48,838						1,564						2,935
他の金融商品(収益)損失			(7)						(100)						3,369						(93)						48,047
利子支出			46,493						(15)						54,381						—						54,140
			296,912						(2)						303,202						(69)						965,965
その他損益			2,598						(6,005)						(44)						(91)						(469)
利子収入			443						100						—						(100)						345
所得税前収入			244,935						959						23,136						103						(853,361)

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当期所得税支出			80,566						1,699						4,479						494						754
所得税支出を繰延する			25,340						206						(23,825)						69						(76,148)
所得税総支出(回収)			105,906						647						(19,346)						74						(75,394)
純収益(赤字)			$	139,029					227						$	42,482					105						$	(777,967)
販売量(NAR)
総販売量、BOPD			23,696						10						21,598						7						20,163
ブレント原油1バレル当たりの価格			$	99.04					40						$	70.95					64						$	43.21
1バレル当たりの販売量の総合運営結果(NAR)
石油販売			$	82.25					37						$	60.09					86						$	32.23
運営費			18.77						9						17.22						11						15.50
交通費			1.18						(20)						1.48						2						1.45
運営純額リベート(1)			62.30						51						41.39						171						15.28
DD&A費用			20.84						17						17.74						(20)						22.25
資産減価			—						—						—						(100)						76.49
営業権の減価			—						—						—						(100)						13.90
株式報酬前のM&A費用			3.69						5						3.53						8						3.27
株に基づく報酬費用			1.05						(2)						1.07						569						0.16
為替損失			0.30						(88)						2.60						356						0.57
誘導工具損失			3.08						(50)						6.19						1,448						0.40
他の金融商品(収益)損失			—						(100)						0.43						(93)						6.51
利子支出			5.38						(22)						6.90						(6)						7.34
			34.34						(11)						38.46						(71)						130.89
その他損益			0.30						(3,100)						(0.01)						(83)						(0.06)
利子収入			0.05						100						—						(100)						0.05
所得税前収入			28.31						870						2.92						103						(115.62)
当期所得税支出			9.31						1,533						0.57						470						0.10
所得税支出を繰延する			2.93						197						(3.02)						71						(10.32)
所得税総支出(回収)			12.24						600						(2.45)						76						(10.22)
純収益(赤字)			$	16.07					199						$	5.37					105						$	(105.40)

(1)営業純価値は1種の非公認会計原則の測定基準であり、公認会計原則の下で規定されていないいかなる標準化の意味もない。“財務と業務の要点--非公認会計基準測定基準”を参照して、この測定基準の定義と帳簿を理解してください。

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石油生産販売量、BOPD

			十二月三十一日までの年度
1日平均出来高(BOPD)			2022						2021						2020
特許使用料前のWi生産			30,746						26,507						22,624
印税			(6,931)						(4,919)						(2,552)
NARの生産			23,815						21,588						20,072
在庫が減る			(119)						10						91
売上高			23,696						21,598						20,163
特許権使用料、特許権使用料前の作業利益生産の割合			23		%				19		%				11		%

産油量NAR2022年12月31日までの年度は10% to 23,815 BOPD2021年からです。AcordioneroとCostayaco油田の掘削と掘削活動が成功したため、SurorienteとPut-7ブロックの封鎖による妨害の減少、及びエクアドルの探査が成功し、生産量が増加した。

2022年12月31日までの年間で、生産量に占める特許権使用料の割合が前年より増加しており、コロンビア基準石油価格の上昇と価格に敏感な特許権使用料制度に見合っている。

2021年12月31日までの年間石油生産量NARは増加8%21，588 BOPDまで，2020年には20，072 BOPDである。2021年第2四半期に国家封鎖が主要油田の生産に影響を与え、現地農民も2021年第4四半期にSurorienteブロックを封鎖したにもかかわらず、AcordioneroとCostayaco油田の掘削と掘削活動が成功し、生産量が増加した。

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MidasブロックはAcordionero、Gaitas、Ayombero-Chuira油田を含み、ChazaブロックはCostayacoとMoqueta油田を含む。

石油販売

石油販売2022年12月31日までの年度は50%7.114億ドルまで、2021年は4.737億ドルで、主にブレント原油価格が40%上昇し、販売量が10%増加し、2022年の55%の品質と輸送割引を部分的に相殺した。カスティリアとワスコニアの差額は$9.81そして$4.99 from $5.74 and $3.52 per bbl in 2021.

1バレル当たり平均価格は増加しました37% to $82.25 2022年12月31日までの1年間は，2021年の60.09ドルに比べて，主に基準原油価格の上昇により，2022年のカスティリアとワスコニアの方が高い差額で相殺された

2021年12月31日までの年度の石油売上高は2020年の2兆378億ドルより99%から4.737億ドル増加し、主な原因は2021年のブレント原油価格の64%上昇、販売量の7%増加、品質と輸送割引の低下である。

1バレルあたりの平均価格は2021年12月31日時点で86%から60.09ドルに上昇しており、2020年の32.23ドルより上昇しており、主に基準原油価格の上昇および2021年のカスティリアとワスコニアの差額の低下によるものである。2021年、カスティリアとワスコニアの1バレルあたりの平均差額はそれぞれ5.74ドルと3.52ドルだったが、2020年にはそれぞれ6.79ドルと4.31ドルだった

次の表は、2022年12月31日、2021年12月31日、2020年12月31日までの年間実現価格と販売量変化が私たちの石油販売に及ぼす影響を示しています

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
年間の石油販売量を比較する			$	473,722					$	237,838					$	570,983
販売値上げ効果を実現する			191,664						219,641						(158,334)
販売量が増加する			46,002						16,243						(174,811)
本年度の石油販売状況			$	711,388					$	473,722					$	237,838

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運営費

運営費2022年12月31日までの1年間で、2021年の1兆357億ドルに比べて20%増加し、1兆624億ドルに達した。1バレル当たりの運営費は前年度の17.22ドルより9%または1.55ドルから18.77ドル増加し、主な原因は井戸修理費用が1バレル当たり0.48ドル増加し、コストを上げると1バレル1.07ドル増加し、これは主にすべての主要油田の生産量増加と注水計画による活動増加による発電量増加によるものである

2021年12月31日までの1年間、運営費は2020年の1億144億ドルに比べて19%増加し、1兆357億ドルに達した。1バレル当たりの運営費用は2020年の15.50ドルより11%または1.72ドルから17.22ドル増加し、主にAcordionero、Costayaco、Cohembi油田の電動潜水ポンプ交換により1バレル当たり1.03ドル増加した。改修活動の増加は，2020年に失敗し2021年に使用を再開した油井の回復にある程度関係している。2020年に経営活動が減少した原因は，コストの高い油井を閉鎖し，新冠肺炎の流行による石油需要低迷による低原油価格環境に対応したことである。

交通費

私たちは複数のパイプラインとトラック輸送ルートで石油を売る選択がある。各輸送経路が実際の価格と輸送費用に与える影響は異なる。次の表は2022年12月31日までの3年間にコロンビアで販売されている各輸送方式の石油数の割合を示しています

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
パイプを介して輸送される流量			—		%				12		%				4		%
井口販売量			47		%				34		%				48		%
トラックを介してパイプに輸送される流量			53		%				54		%				48		%
			100		%				100		%				100		%

配管やトラックを介して輸送される貨物は、より高い実現価格を得ることができるが、より高い輸送費用が発生する。井口で販売される数量は，低い実現価格であるが，低い輸送費用で相殺される逆の影響を与える.私たちは営業純利益を最大限に実現することに集中しています(1)輸送方法を選択する際には、1バレル当たり。

交通費2022年12月31日までの年度、b前年比12%から1020万ドル増加しましたこれに対し、2021年の売上高は1160万ドルで、2022年の井口の販売量が増加したためだ。一バレル当たりのベースで、輸送費用が減少した20%

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to $1.182021年は1.48ドル。1バレルあたりの輸送費用の低下は，井口販売量の増加と，2021年同期に比べて2022年の販売量が増加したためである。また，2021年の間はインパラ埠頭の維持により代替輸送経路が採用されており，1バレルあたりの輸送コストが高い。

2021年12月31日までの年間輸送費が増加しました8% 至れり尽くせり1160万ドル、と、1070万ドル2020年には2021年に井口の販売量が減少するため。1バレル当たりの交通費が増えた2%2020年の1.45ドルから1.48ドルに低下する。1バレルあたりの輸送費用が増加したのは，2021年の井口販売量が低いことと，Impala埠頭を維持して代替輸送経路を使用することにより，1バレルあたりの輸送費用が2020年同期をやや上回ったためである

(1)営業純価値は1種の非公認会計原則の測定基準であり、公認会計原則の下で規定されていないいかなる標準化の意味もない。“財務と業務の要点--非公認会計基準測定基準”を参照して、この測定基準の定義と帳簿を理解してください。

次の表は、2022年12月31日までの3年間のコロンビアでの平均実現価格から輸送費用を差し引いた純額を示しています

			十二月三十一日までの年度
(1バレルあたりの販売量NAR)			2022						2021						2020
ブレント原油の平均価格			$	99.04					$	70.95					$	43.21
期間の平均実現価格を比較し、輸送費用を差し引く			$	58.61					$	30.78					$	51.76
基準価格を上げる(下げる)			28.09						27.74						(20.95)
品質と輸送割引の減少			(5.93)						0.12						(0.50)
交通費の減少			0.30						(0.03)						0.47
その年の平均実現価格、輸送費用を差し引いた価格			$	81.07					$	58.61					$	30.78

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運営純額リベート

			十二月三十一日までの年度
統合された			2022						2021						2020
(千ドルで)
石油販売			$	711,388					$	473,722					$	237,838
交通費			(10,197)						(11,618)						(10,739)
			701,191						462,104						227,099
運営費			(162,385)						(135,722)						(114,371)
運営純額リベート(1)			$	538,806					$	326,382					$	112,728
(1バレルあたりの販売量NAR)
ブレント原油			$	99.04					$	70.95					$	43.21
品質と輸送割引			(16.79)						(10.86)						(10.98)
平均実現価格			82.25						60.09						32.23
交通費			(1.18)						(1.48)						(1.45)
平均実現価格、輸送費用を差し引く			81.07						58.61						30.78
運営費			(18.77)						(17.22)						(15.50)
運営純額リベート(1)			$	62.30					$	41.39					$	15.28

(1) 営業純価値は1種の非公認会計原則の測定基準であり、公認会計原則の下で規定されていないいかなる標準化の意味もない。“財務と業務の要点--非公認会計基準測定基準”を参照して、この測定基準の定義と帳簿を理解してください。

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DD&A費用

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
DD&A費用、数千ドル			$	180,280					$	139,874					$	164,233
DD&A料金、1バレル当たり10ドル			$	20.84					$	17.74					$	22.25

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DD&A費用は2022年12月31日までの1年間で2021年比29%増の1バレル3.10ドルとなった。1バレル当たり2022年のDD&A増加は，2021年と比較して枯渇可能ベースの収量増加とコスト上昇によるものである。

DD&A費用は2021年12月31日までの1年間で2020年比15%減の1バレル4.51ドルとなった。1バレル当たり2021年のDD&Aが減少したのは，2020年に比べて埋蔵量が比例して増加することが明らかになったためである。

資産減価

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
石油と天然ガスの性質の減少			$	—					$	—					$	560,344
在庫品が値下がりする			—						—						4,151
			$	—					$	—					$	564,495

私たちは全費用法に従って私たちの石油と天然ガス資産を計算する。この方法では、国別に計算された不動産帳簿純値から関連繰延所得税を引いた後、算出された“上限”を超えてはならない。上限は石油と天然ガス資産の将来の税引後純収入が明らかになった見積もり値で、毎年10%の割引で計算される。将来の割引純収入を算出する際には，石油と天然ガス価格は貸借対照表に係る期間終了日前12カ月期間の平均価格を用いて決定され，計算方法はその期間内の毎月1日目の価格の未加重算術平均である。その後、平均価格は変化しない限り、これらの変化は固定されており、既存の契約によって決定されてもよい。したがって、上限テスト推定は毎年10%の割引で計算された履歴価格に基づいており、将来の純収入の推定が私たちが備蓄している公平な市場価値を代表すると仮定すべきではない

2022年12月31日および2021年12月31日までに上限テスト減値損失を計上しなかった。2020年12月31日までに上限テスト減額5億603億ドルの赤字を記録した。公認会計原則によると、2022年12月31日の上限テスト計算で使用したブレント原油の平均価格は、1バレル97.98ドルから対応する差額を引いた(2021年と2020年はそれぞれ1バレル68.92ドルと43.43ドル)

2022年12月31日と2021年12月31日までの年度まで、石油在庫減価損失はありません。2020年12月31日までの1年間で420万ドルの在庫減値損失があった。

営業権の減価

1.026億ドル全体の営業利益残高は2020年12月31日までの年間で減額された

M&A費用

(千ドルで)			十二月三十一日までの年度
			2022						変更率						2021						変更率						2020
株式報酬前のM&A費用			$	31,908					15						$	27,867					15						$	24,134
G&A株報酬			9,049						8						8,396						590						1,216
株式報酬を含めたM&A費用			$	40,957					13						$	36,263					43						$	25,350
(1バレルあたりの販売量NAR)
株式報酬前のM&A費用			$	3.69					5						$	3.53					8						$	3.27
G&A株報酬			1.05						(2)						1.07						569						0.16
株式報酬を含めたM&A費用			$	4.74					3						$	4.60					34						$	3.43

各bblに基づいて株式報酬前のM&A費用5%増加し、1バレル3.69ドルに増加したのは、最適化プロジェクトコストの上昇と、2022年の資本化された追加賃貸に関する賃貸義務支出が原因である。上記と同様の理由により、2022年12月31日までの1年間、株式給与を差し引く前のG&A総支出は2021年に比べて15%増加し、3190万ドルに達した。

2021年の業績ボーナスにより、2021年12月31日までの1年間、株式給与を差し引く前のG&A費用は2020年より15%増加し、2790万ドル、あるいは8%に達し、1バレル3.53ドルに達したが、出張、情報技術、コンサルティング、法律費用の低下によってわずかに相殺された。

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各bblに基づいて株式報酬後のM&A費用2022年12月31日までの年度は、上記と同様の理由とより高い株式ベースの給与支出は、2021年に比べて3%増加し、1バレル4.74ドルに達した。2022年の株式ベースの報酬支出に対する販売量の増加割合が増加したため、1バレルあたりの株式報酬は2%低下した。2022年12月31日までの年間の株式報酬支出が2021年より増加したため、株式報酬を差し引いたG&A総支出は13%増の4100万ドルに達した。

2021年12月31日までの1年間で、株式報酬コストを差し引いたG&A費用は43%増加し、3630万ドル、または34%に達し、1バレル4.60ドルに達した。なぜなら株式報酬コストが2020年よりも高いからである。

外国為替損失

2022年、2021年、2020年12月31日までの1年間、私たちの為替損失はそれぞれ260万ドル、2050万ドル、420万ドルだった。為替損益の主要な源は課税項目の再評価、繰延税金資産と長期前払い権益(“PEF”)である。公認会計原則によると、所得税、繰延税金、PEFは貨幣的資産と負債とみなされ、各貸借対照表の日に現地通貨からドル機能通貨に変換する必要がある。

次の表は、2022年12月31日までの過去3年間のコロンビアペソとカナダドルの変動状況を示している

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
コロンビアペソ対ドルレートの変化			弱体化した						弱体化した						弱体化した
			21		%				16		%				5		%
カナダドル対ドルレートの変化			弱体化した						終始一貫している						増強した
			7		%				—		%				2		%

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金融商品損益

次の表は、2022年12月31日までの3年間の年間金融商品損益の性質を示しています

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
商品価格派生損益			$	26,611					$	48,723					$	(220)
外貨デリバティブ損失			—						115						3,155
			$	26,611					$	48,838					$	2,935
未実現投資損失			$	—					$	2,032					$	46,883
投資売却損失			—						1,355						—
金融商品(収益)損失			(7)						(18)						1,164
			$	(7)					$	3,369					$	48,047

所得税支出と回収

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
所得税前収入			$	244,935					$	23,136					$	(853,361)
当期所得税支出			$	80,566					$	4,479					$	754
所得税支出を繰延する			25,340						(23,825)						(76,148)
所得税総支出(回収)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)
実際の税率			43		%				(84)		%				9		%

2022年12月31日までの1年間の現在の所得税支出は8060万ドル(2021年-450万ドル；2020年-80万ドル)である。2021年と比較して、2022年12月31日までの1年間、当期所得税支出が増加し、課税収入の増加が主な原因となっている

2022年12月31日までの年度の繰延所得税支出は2，530万ドルであり、主に税収減価償却が会計減価償却よりも高いことと、税収損失を利用してコロンビアの課税収入を相殺するためである

2021年12月31日終了年度の繰延所得税回収額は2，380万ドルであり，コロンビアが推定免税額を発行したことが主な原因であるが，会計減価償却と比較した超過減価償却および税収損失を用いてコロンビアの課税収入部分を相殺した。2020年12月31日までの繰延所得税が7，610万ドル回収されたのは，主にコロンビアの減値によるものであったが，コロンビアの税務損失は推定手当によって完全に相殺された。

2022年12月31日までの1年間の有効税率は43%であり、2021年は(84%)である。実際の税率の増加は，主にコロンビアの評価手当，その他の恒久的差異，株式による補償費用と差し引くことのできない第三者特許使用料の増加によるものである。外貨換算調整の減少と外国税収の影響はこの影響をわずかに相殺した。

2021年12月31日までの1年間、有効税率は(84%)、2020年には9%となる。実際の税率の低下は主に2020年の営業権減額及び推定準備の減少、外貨換算調整、外国税の影響、その他の永久的な差異及びPetroTalに対する相殺できない投資損失によるものである。コロンビアは株の補償費用と差し引かれない第三者特許使用料の増加に基づいてこれらの費用をわずかに相殺した。

2022年12月31日までの年間、我々の有効税率43%とコロンビア法定税率35%との差は、主に2660万ドルの保証金損失、4650万ドルの主な優先手形に関する融資コスト、2310万ドルの株式ベース報酬とG&Aコストによるものであり、税収割引が確認されていない司法管轄区域で発生した。これらは1320万ドルの非課税外国為替収益によって部分的に相殺される。

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2021年12月31日までの年間、我々の有効税率は(84%)%であり、コロンビア法定税率31%との差は、主に推定手当とその他の恒久的な差の減少によるものであるが、これらの差は、外貨換算調整、外国税収、株式補償コスト、コロンビア控除不可能な第三者特許使用料、PetroTal控除不可能な投資損失の増加分によって相殺される。

2020年12月31日までの年度、我々の有効税率は9%、コロンビア法定税率は32%であり、両者の差は主に推定手当、外貨換算調整、相殺不可能な営業権減値、外国税の増加によるものである。

2022年12月31日の見積もり税金プールは以下の通りです

(千ドルで)						2022
コロンビア
非資本損失とその他の税金控除						$	40,788
枯渇可能で減価償却可能な資産						624,940
税金プールと相殺総額						$	665,728
エクアドル
枯渇可能で減価償却可能な資産						$	46,696
税金プールと相殺総額						$	712,424

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運営純収入と資金流(非公認会計基準)

(千ドルで)			2022年第4四半期と2022年第3四半期						変更率						2022年第4四半期と2021年第4四半期						変更率						2022年12月31日までの年度と2021年12月31日現在の年度との比較						変更率
比較期間の純収入			$	38,663											$	62,524											$	42,482
増加(減少)理由：
販売量			15,363												11,600												46,002
値段			(21,123)												4,750												191,664
費用：
現金運営費			(4,282)												(5,763)												(26,663)
交通輸送			(16)												454												1,421
現金M&A、株式ベースの報酬費用は含まれていません			286												475												(4,041)
債務発行原価償却後の純利息			679												1,908												7,607
為替相場の利益を実現した			(3,126)												1,740												6,271
金融商品の決済			219												13,386												31,816
現行の税種			(674)												(13,001)												(76,087)
賃貸支払純額			(172)												214												1,106
利子収入			443												443												443
運営資金流動変化(1) 比較期間から			(12,403)												16,206												179,539
費用：
消耗、減価償却、付加価値			(6,461)												(10,207)												(40,406)
税金を繰延する			16,442												(39,106)												(49,165)
債務発行原価償却			(8)												368												281
賃貸支払純額			172												(214)												(1,106)
株に基づく報酬			(2,843)												(874)												(653)
その他の非現金収益			(2,598)												44												2,642
金融商品(赤字)収益、金融商品決済純額			(212)												3,713												(6,213)
未実現為替損失			2,523												821												11,628
純収入の変化			(5,388)												(29,249)												96,547
今期の純収入			$	33,275					(14)		%				$	33,275					(47)		%				$	139,029					227		%

(1)運営資金流は非公認会計原則の測定基準であり、公認会計原則の下ではいかなる標準化の意味もない。“財務と業務の要点--非公認会計基準測定基準”を参照して、この測定基準の定義と帳簿を理解してください。

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2023年の仕事プログラムと資本支出

 

私たちのコロンビア開発は95%2023年の資本予算の約70%を占め、残りの部分は探査活動に用いられる。

次の表は2023年の資本計画の内訳を示しています

			井戸の数 (毛と純額)												2023年基本建設予算 (百万ドル)
発展していますコロンビア			18 - 23												150 - 170
コロンビアとエクアドルの探検は			4 - 6												60 - 80
			22 - 29												210-250

私たちの2023年の基本資本計画は探査と開発活動のために2.1億~2.5億ドルだ。2023年のガイドラインの中点によると，資本予算は約70%を開発に，30%を探査活動に用いる予定である。2023年の資本計画では約15%の開発活動が施設に利用される見通しだ。

私たちは私たちの2023年資本計画が運営キャッシュフローによって完全に資金を提供すると予想している。このプロジェクトの資金は運営キャッシュフローから来ており，一部は2023年のブレント原油価格に依存して少なくとも1バレル60ドルである。

資本計画

2022年12月31日までの1年間の資本支出は2兆366億ドル。

2022年12月31日までの1年間、コロンビアとエクアドルで次の油井を掘削した

			井戸の数 (毛と純額)
コロンビア
発展する			20.0
探索			4.0
サービス.サービス			8.0
			32.0
エクアドル
探索			2.0
			2.0
会社の総数			34.0

 

2022年にはジャガイモを掘ります20発展しました4つの探索そして8人コロンビアのサービス井戸と二つエクアドルの井戸掘りです。コロンビアで掘削された油井のうち24本はマイケルで掘削されていますChazaは7つ、Alea 1848-Aブロックは1つあります。エクアドルではChanangueとCharapaブロックにそれぞれ井戸を掘りました2022年12月31日現在、コロンビアのすべての開発井と2つの探井およびエクアドルの2つの探井が生産されている

流動性と資本資源

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						変更率						2021						変更率						2020
現金と現金等価物			$	126,873					386						$	26,109					91						$	13,687
流動制限現金と現金等価物			$	1,142					191						$	392					(8)						$	427
循環信用手配			$	—					(100)						$	67,500					(64)						$	190,000
高級付記			$	579,909					(3)						$	600,000					—						$	600,000

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私たちは、現在の原油価格の傾向と生産量レベルを考慮して、私たちの資本資源、手元の現金、運営によって発生した現金、そして私たちの信用手配の利用可能な能力を含めて、現在の運営を維持し、今後12ヶ月以降に資本計画を実行するために十分な流動性を提供すると信じている。私たちの投資政策によると、現金残高は、私たちの主要な現金管理銀行に保管されていてもよく、または米国またはカナダ政府が支持する連邦、省または州政府が支持する証券、または高い信用格付けおよび短期流動性を有する他の通貨市場ツールに投資することができる。私たちの現在の財務状況は、内部成長の機会と買収によって得られる機会に対応する柔軟性を提供してくれると信じています。手元の現金に加えて、私たちの信用手配下の運営や借金による現金は、私たちの戦略的買収や成長機会を求める際に、他の資金源を求めることができるかもしれません。

2022年12月31日に年度を停止し、吾らは以前の循環信用手配プロトコルを終了し、新しい信用手配プロトコルで以前の循環信用手配プロトコルを代替した。この信用手配の借入基数は最高1.5億ドルであり、その中の1.0億ドルは2022年12月31日の初歩的な約束として、著者らと貸金人の共同同意を経て、また5000万ドルを再提供することを選択することができる。信用手配の利息はニューヨーク連邦準備銀行が公表した保証付き隔夜融資金利に6.00%の信用保証金と0.26%の信用調整利差を加えた。信用手配項目の下の未引き出し金額は利用可能な金額によって2.10%の年利率で利息を計算する。信用手配は私たちコロンビアの資産と経済的権利を保証する。その最終期限は2024年8月15日であり、何らかの条件を満たせば、2025年2月18日まで延長される可能性がある。引き出しの有効期限は6ヶ月で、自己信用手配の日から計算します。2022年12月31日まで、信用計画はまだ使用されていない。2022年12月31日以降、信用手配下の引き出し可能期間は2023年8月20日まで延長される。

信用手配の条項によると、私たちは以下の財務契約を守らなければならない

i.少なくとも150%のグローバルカバー率は，最終満期日までの会社が将来のキャッシュフローを総合した正味現在値を用いて計算され，割引率は報告期間ごとのクレジット手配未返済額よりも10%高い。当社の将来のキャッシュフローを総合した純現在価値は現行の大陸間取引所ブレント長期分帯の80%を基礎としなければならない。

二、少なくとも150%の前払い終身カバー比率は、商業契約の開始日から最終満期日までの推定総価値を使用して計算され、現在のICEブレント長期ストリップの80%に基づいて、クレジットスケジュール上の未返済金額(利息および貸手に対応するすべての他のコストを含む)の品質および輸送割引に基づいて調整される。

i.流動資金比率、すなわち我々が予想する現金源は、1年間の連結将来のキャッシュフローを含む四半期ごとに予想現金使用量の少なくとも1.15倍を超えている。将来のキャッシュフローには、予想される運営キャッシュフロー、予想されるより少ない資本支出、およびいくつかの他の調整が含まれる。予測された将来のキャッシュフローについて、本条約で使用される大口商品定価は、現在のブレント長期キャッシュフローの90%でなければならないと仮定する。

2022年12月31日には3.0億ドル2027年満期の7.75分の優先債券(“7.75分の優先債券”)および2億799億ドル2025年に満期となる6.25分の高級債券(“6.25分の高級債券”および7.75分の高級債券とともに“高級債券”と呼ばれる)。

このロットの金利7.75分の優先債券は、利息率は年利7.75厘で、2019年11月23日から半年ごとに配当され、それぞれ毎年5月23日および11月23日に配当される。早期償還または購入が行われない限り、この承認率7.75の優先債券は2027年5月23日に満了する。

債権率は6.25厘、年利6.25厘で、2018年8月15日から半年ごとに配当され、それぞれ毎年2月15日および8月15日に配当されている。早期償還や買い戻しがない限り、この6.25分の優先債券は2025年2月15日に満了する。

循環信用手配による違約事件は、管理優先手形の契約違約を招き、手形所持者が未返済の優先手形のすべての買い戻しを要求することを可能にする可能性がある。

二零二年十二月三十一日まで、私たちは公開市場で2，010万元6.25分の優先債券を購入し、現金の代価は1，730万元で、利息10万元を含めています。買い戻しは30万ドルの繰延融資費用を含む260万ドルの収益を生み出した。買い戻しの6.25%優先債券は廃止されず、2022年12月31日に国債形式で保有されている。

2022年12月31日までの年度中に、トロント証券取引所(“トロント証券取引所”)の施設およびカナダの合資格別取引プラットフォームを通じて株式買い戻し計画(“2022計画”)を実施する。2022年計画によると、現行の市場価格で最大36，033，969株の普通株を購入することができ、2022年8月22日までの普通株発行と発行済み株の約10%を占めることができる。2022年計画満期

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2023年8月31日、またはそれ以上であれば、10%のシェア上限に達する。買い戻しは当時の市場条件、私たちの普通株の取引価格、私たちの財務表現、その他の条件にかかっています

2022年12月31日までの年間で、加重平均価格で1株約1.20ドルで22，747，462株を買い戻した。買い戻し株式は私たちが保有し、2022年12月31日に在庫株として記録されています。

年末以降、会社は600万個の短期PEF単位から540万ドルを獲得した。

カナダとアメリカ国外で持っている現金と現金同等物

2022年12月31日, 100% 私どもの現金と現金等価物はカナダとアメリカ以外の子会社が持っています

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キャッシュフロー

以下の表は、私たちが列挙した間の現金および現金等価物の出所と用途を示している：

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
現金と現金等価物の出所：
純収益(赤字)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
純収益と業務資金フローを調整する
DD&A費用			180,280						139,874						164,233
資産減価			—						—						564,495
営業権の減価			—						—						102,581
税金を繰延する			25,340						(23,825)						(76,148)
株に基づく報酬費用			9,049						8,396						1,216
債務発行原価償却			3,528						3,809						3,625
未実現為替損失			10,251						21,879						5,271
その他非現金(収益)損失			(2,598)						44						2,026
誘導工具損失			26,611						48,838						2,935
派生ツールの現金決済			(26,611)						(58,427)						4,874
他の金融商品(収益)損失			(7)						3,369						48,047
非現金レンタル費用			2,818						1,667						1,951
レンタル料			(1,666)						(1,621)						(1,926)
運営からの資金の流れ(1)			366,024						186,485						45,213
非現金運営回転金変動			64,317						59,154						36,062
その他の債務収益、発行コストを差し引く			—						—						88,332
非現金投資運営資金の変動			26,273						1,431						—
株式オプションを行使して得られる収益			1,298						100						—
普通株発行収益は，発行コストを差し引く			2						—						—
売却投資の収益は，取引コストを差し引く			—						43,126						—
			457,914						290,296						169,607
現金と現金等価物の使用：
物件·工場·設備の課徴金			(236,604)						(149,879)						(96,281)
債務を返済する			(67,803)						(122,500)						(17,000)
レンタル料			(2,228)						(2,182)						(879)
その他の債務収益、発行コストを差し引く			—						(228)						—
非現金投資運営資金の変動			—						—						(48,642)
資産廃棄債務の現金決済			(2,630)						(805)						(201)
普通株株を買い戻す			(27,317)						—						—
買い戻し優先債券			(17,274)						—						—
現金及び現金等価物並びに制限現金及び現金等価物の為替損失			(2,104)						(821)						(156)
			(355,960)						(276,415)						(163,159)
現金および現金等価物ならびに限定的な現金および現金等価物の純増加			$	101,954					$	13,881					$	6,448

(1)運営資金流は非公認会計原則の測定基準であり、公認会計原則の下ではいかなる標準化の意味もない。“財務と業務の要点--非公認会計基準測定基準”を参照して、この測定基準の定義と帳簿を理解してください。

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表外手配

 

2022年12月31日、2021年、2020年まで、私たちは表外の予定がありません。

契約義務

 

以下は、2022年12月31日現在、初期または残りキャンセル不可期間が1年を超える確定契約とレンタルの購入義務、将来の最低支払年限のスケジュールです

(千ドルで)			合計する						2023						2024-2025						2026-2027						2028年以降
6.25%プレミアム債券			279,909						—						279,909						—						—
7.75%高級債券			300,000						—						—						300,000						—
長期債務総額			579,909						—						279,909						300,000						—
利子支払い(1)			142,820						42,844						67,491						32,485						—
施設			8,704						1,997						3,999						2,708						—
賃貸借契約を経営する			10,684						2,093						3,315						3,661						1,615
融資リース			22,036						5,105						6,877						10,054						—
ソフトウェアと電気通信			774						387						387						—						—
合計する			$	764,927					$	52,426					$	361,978					$	348,908					$	1,615

(1)利息支払いの計算方法は、私たちの信用手配が2024年8月15日までの満期日まで保有すると仮定し、私たちの6.25%優先債券および7.75%優先債券はそれぞれ2025年2月および2027年5月の満期日まで保有する。実際の結果は，これらの推定や仮定とは異なるであろう.

2022年12月31日まで、私たちが提供する約束手形は合計1.111億ドル探査契約および他の資本または経営要件に記載された作業承諾保証に関連する信用状または保証債券をサポートするための(2021年--1.03億ドル)。これらの無担保信用状は私たちの信用手配能力を利用していません。コロンビア現地銀行とカナダ輸出発展部の支持を得たからです。

上の表は、私たちの石油と天然ガス資産および他の長期負債の放棄によって将来生じると予想される推定金額を反映していません。このような支払いの時間を正確に決定できないからです。我々の資産廃棄債務に関する情報は、総合財務諸表の付記10資産廃棄債務の第8項“財務諸表及び補足データ”で見つけることができる

石油と天然ガス産業の慣例では、私たちは時々約束をして、いくつかの面積の頭寸や油井を維持したり稼いだりするかもしれない。もし私たちがこのような約束を履行しなければ、栽培面積や油井を失うかもしれないし、関連する罰金を支払うかもしれない。

気候変動

本年度報告(2022年12月31日現在の10−K表)で提案された以下の項目に及ぼす気候事象の影響を審議した

減損する

我々は，石油·天然ガス資産の上限テスト減価評価において，世界的に変化するエネルギー需要と非化石燃料代替エネルギーの世界的進歩の影響を考慮した。我々の石油と天然ガス資産の推定上限は明らかにされた埋蔵量から計算されており，これらの埋蔵量の寿命は一般に15年未満である。世界エネルギー市場の炭素ベースのエネルギーから代替エネルギーへの移行の最終時期は高度に不確実である。しかし、2022年の埋蔵量報告によると、明らかにされた埋蔵量に関する大部分のキャッシュ流は、炭素系エネルギーを潜在的に除去する前に実現すべきである

2022年12月31日には，全コスト計算により10%の割引率が規定されているため，エネルギー需要が変化するリスクを考慮して上限テストに使用する割引率の具体的な調整は認められない。

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不動産·工場·設備支出

2018年から2022年までにAcordioneroガス田の天然ガス転換施設に2，270万ドルを費やし，主に天然ガスと置換ディーゼルを回収することで排出を削減した。2022年、アコディオネロ油田は私たちの生産量の52%を占めている。2022年12月31日現在，Cohembiガス田の天然ガス発電施設に60万ドルの資本支出が発生しており，主に天然ガスと置換ディーゼルを回収することで排出を削減している。2022年には18億標準立方フィートの天然ガスを燃焼ではなく電力に変換します私たちの業務の気候への影響を減らすことに直接関連するプロジェクト支出の程度。

私たちは自発的に環境保護プロジェクトを支持する。Gran Tieraの旗艦環境イニシアチブNaturAmazonasのようなプロジェクトを通じて、国際NGO保護国際協力を通じて、アンデス-アマゾン熱帯雨林回廊で1，000ヘクタールの土地を再造林し、18，000ヘクタールの森林を保護·維持することを約束しました。NaturAmazonasプロジェクト1項目だけで，そのライフサイクルに約870万トンの二酸化炭素を封入することが期待される。2018年以降、会社のすべての環境努力により、合計150万本の木を植え、3874ヘクタールの土地を保護、保存、または再造林しました。環境保全，節約，退耕還林に重点を置いた工事を継続した。

流動資産と流動負債

これらの額は短期的であり、2022年の間、管理層は気候変動や気候事件に関連したこれらのプロジェクトへの実質的な影響を認識していない。2022年、私たちの売掛金に重大な信用損失は発生しなかった。

株本

変化するエネルギー転換と石油と天然ガス業界に対する普遍的な感情は資本市場に入る機会の減少を招く可能性がある

重要な会計政策と試算

 

公認会計原則に基づいて財務諸表を作成することは、資産及び負債の報告金額及び報告の収入及び費用及び又は負債の開示に影響を与えるために、管理層に推定、判断及び仮定を要求する。事実や環境の変化や新たな情報の発見により，判断や仮定に関するこれらの見積り数が変化するため，実際の結果は見積りの額と異なる可能性がある.

私たちは私たちの推定、判断、そして仮定を定期的に評価する。私たちはまた取締役会監査委員会と私たちの重要な会計政策と推定について議論した。

以下の場合、ある会計推定は、(A)高度不確実な事項またはそのような事項の変動に対する感受性に必要な主観的および判断の程度のため、推定および仮定の性質が重要であり、(B)財務状況または経営業績に及ぼす影響を推定および仮定することが重要であるとみなされる。以下では、会計分野および関連する重要な見積もりと仮定について議論する

全コスト計算、埋蔵量の解明、DD&Aと石油·天然ガス資産の減価

我々は、連結財務諸表の重要会計政策第8項“財務諸表と補充データ”の付記2で述べたように、米国証券取引委員会S-X規則4-10に従って、我々の石油と天然ガス資産に対して全コスト会計計算を行う。完全コスト会計方法の下で、買収、探査と開発物件が発生したすべてのコストは資本化され、これらの活動に直接起因できる内部コストを含む。純資本化コストの総和には，推定資産廃棄債務(“ARO”)と，開発が明らかになった埋蔵量による将来の開発コストの総和があり，生産単位法で枯渇している。

全コスト法を用いて石油と天然ガスの探査と開発活動を計算する会社は上限テスト計算を要求されている。上限テストは集約コストを明らかにした石油·天然ガス資産の割引推定未来の税引き後の純収入の総和に制限し、明らかにされていない資産のコスト或いは公正価値を推定して任意の関連税収の影響を引く比較的に低い者を加える。

もし私たちの石油と天然ガス資産の帳簿純値が、関連する繰延所得税を引いて、計算の上限を超えた場合、超えた部分は費用として解約しなければなりません。このような減記はいずれも発生期間の報酬を減少させ，将来の期間のDD&A費用の減少を招く.上限制限は私たちが石油と石油を持つすべての国に対して単独で実施されています

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ガス属性。一期間に記録された費用は、次の期間に打ち消してはならず、高い石油及び天然ガス価格であっても、次の期間に適用される上限を増加させる可能性がある。

我々はすでに明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量の推定は消耗と全コスト上限計算の主要な構成部分である。また，我々の明らかな埋蔵量はこれらの計算の要素を表しており，最も主観的な判断が必要である.埋蔵量推定は，工事データ，予想される将来の生産量，および将来の支出の数量と時間に基づく予測である。石油と天然ガス埋蔵量を推定する過程は大量の判断が必要であり、確定が不正確、特に新たに発見された石油を招く。異なる埋蔵量エンジニアは同じデータに基づいて埋蔵量を異なる推定をするかもしれない。

私たちは私たちの仮定が合理的だと信じており、これは私たちが私たちの推定を準備する時に得られた情報に基づいている。しかし，現在行われている開発活動や生産実績からのより多くのデータの獲得や，石油や天然ガス価格やコストに及ぼす経済状況の影響に伴い，これらは大きく変化する可能性がある。

経営陣は、明らかになった石油と天然ガスの埋蔵量を推定し、開示する準備をしている。推定および関連開示は、米国証券取引委員会の要求と米国石油エンジニア協会が規定する一般的に受け入れられた業界実践に基づいて作成された。埋蔵量推定は少なくとも毎年独立した合格埋蔵量コンサルタントによって評価される。

埋蔵量の数を明らかにするには大量の判断が必要であるが，埋蔵量割引値を計算するための石油と天然ガス関連価格や適用割引率は判断を必要としない。上限計算は、10%の割引率を使用することを規定し、12ヶ月間の毎月1日目を代表する平均価格を用いて将来の純収入を計算する。したがって，推定埋蔵量に関する将来の純収入は，将来の価格やコストの評価に基づいているのではなく，重力，品質，現地条件，採取費と輸送費および市場からの距離の調整を反映している。明らかにされた埋蔵量の将来のキャッシュフローの標準化測定によると、2022年12月31日、上限テストは、この12ヶ月までの毎月1日目の1バレル当たりの井戸価格に基づいている。

上限テスト計算は、将来の価格を表すことができない価格を使用することを要求し、10%の割引率を必要とするため、それによって生じる価値は、我々の不動産の推定石油および天然ガス埋蔵量に起因する現在の市場価値と解釈されるべきではない。任意の特定の12ヶ月間の歴史的な石油と天然ガス価格は、私たちの価格予測よりも高いか低いかもしれません。したがって，全額コスト上限制限の適用による石油や天然ガス財産の減記や，埋蔵量ベース数の減少ではなく価格変動による減記は，関連埋蔵量の最終価値減少の絶対指標と見なすべきではない。

私たちの備蓄委員会は私たちの石油と天然ガス埋蔵量の年間審査と関連開示を監督する。監査委員会は、管理職と定期的に会議を開き、準備金手続き、結果、関連開示を審査し、彼らの作業範囲、彼らが十分な情報を得ることができるかどうか、任意の重大な意見の相違の性質、満足できる解決策、および独立準備金顧問の独立性を審査するために独立準備金顧問を任命し、会見する。

本グループは2022年および2021年12月31日までに上限テスト減値損失はなかったが、2020年12月31日までに上限テスト減値損失5.603億ドルを発生させた。ブレント原油の平均価格は$97.981バレル当たり2022年12月31日の上限テストで計算された差額を引いた(2021年と2020年はそれぞれ68.92ドルと43.43ドル)。

資産基礎とアメリカ公認会計原則上限テスト計算用キャッシュフローに影響する多くの要素を考慮すると、将来の減値損失の金額を合理的に確定的に予測することは困難である。これらの要素は、未来の大口商品の定価、異なる価格設定環境下での特許権使用料率、運営コストとプロトコル節約、為替レート、資本支出タイミングとプロトコル節約、生産量及び損失とコスト基礎への影響、持続的な探査と開発活動による埋蔵量の引き上げ或いは引き下げ、及び税収属性を含むが、これらに限定されない。

未証明の属性

明らかにされた埋蔵量が存在するかどうかが決まるまで、明らかにされていない財産は枯渇しない。コストは物件の評価及びすでに明らかにされた備蓄或いは減値を確定した時に持続的に償却基準に移行する。未確認物件は四半期ごとに評価され、減値が発生したかどうかを決定する。未解明の財産は，その個別コストが顕著であり，地震データ，計画あるいは要求を考慮することで単独で評価する

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栽培面積、掘削結果と活動、約束期間内の残り時間、余剰資本計画および政治、経済と市場状況を放棄する。個別評価コストが重大でない物件の減値金額が実行可能でなければ、減値を評価するために当該等物件をグループ化する。いずれの要因も減値を示している期間内に，このような財産がこれまでに発生した累積コストは全コストプールに移され，償却が行われる。コストの償却基礎への移行は大量の判断に関連し、著者らの掘削計画と結果、地震評価、明らかにされた埋蔵量の分配、資本可用性とその他の要素によって時間の経過とともに変化する可能性がある。備蓄基数が確立されていない国に対しては，減値を収益に計上する。

資産廃棄債務

私たちは生産施設を解体して解体し、私たちの現在と以前の作業場所の活動が環境に与える影響を除去または救済するために、引き起こされたどんな被害も救済しなければならない。私たちの未来のAROは私たちが今後数年後に発生した活動を推定して判断する必要があると予想される。また，我々の国家基準の発展に伴い，環境法律や法規の最終財務影響は常に明確に知られているわけではなく，合理的に見積もることもできない。

私たちは私たちの油井と施設に関する推定廃棄債務の現在値を割引することで、私たちの連結財務諸表にAROを記録した。記録された金額を得る際には，AROの法的義務の存在，推定された確率，和解の金額とタイミング，インフレ要因，信用調整後の無リスク割引率および法律，法規，環境，政治環境の変化について多くの仮定と判断を行った。コストは通常今後数年間続くため、将来のコストを見積もることは困難であり、管理層が判断する必要があり、これらの判断は、変化する技術や政治や規制環境を含む多くの要因に基づいて修正される可能性がある。AROを最初に計測した後の期間では、時間経過および非割引キャッシュフローの元の推定された時間または金額の改訂による負債の期間間変化を確認しなければならない。時間の経過により増加したARO負債は付加価値費用としての純収入に影響を与える。関連資本化コストは，その改訂を含めてDD&Aにより費用を計上する。

私たちのすべての仮定が変化した影響を決定することは難しい。したがって、私たちは私たちが仮定した変化が私たちの財務結果に与える影響について合理的な敏感性分析を提供することができない。

資本長期を前払いする

我々は，PEFを用いて経済的に業績単位(“PSU”)計画に関連する普通株市場価格変動による経済リスクを全部または部分的にヘッジし，損益により公正価値で指定した。PEFの公正価値は私たちの普通株の株価によって測定される。PEFの時価計算に関する収益と損失はG&A費用に記録されている

賃貸借証書

契約が始まった時、私たちは契約がレンタルであるか、またはレンタルを含むかどうかを評価する。契約が一定期間内に確定された資産の使用権を価格と交換するように制御した場合、契約はレンタルであるか、またはレンタルを含む。賃貸部分を含む契約開始時には、レンタル部分と非レンタル部分との相対的な独立価格に基づいて、契約中の対価格を各レンタル部分および非レンタル部分に割り当てる。私たちはレンタル開始日に使用権資産と賃貸負債を確認します。使用権資産は最初にコストで計量し、その後コストから任意の減価償却と減価損失を差し引いて計量し、レンタル負債のいくつかの再計量に基づいて調整する

賃貸負債は、最初に開始日に支払われていない賃貸支払いの現在値で計量され、レンタルに隠れている金利割引を使用し、その金利が容易に確定できない場合は、私たちの逓増借入金金利で割引します。一般的に、私たちは割引率として私たちの増量借金金利を使います。賃貸負債はその後、賃貸負債の利息コストにより増加し、支払いによるリース支払いにより減少する。将来の賃貸支払いが指数や金利の変動、残存価値保証項で予想される対応金額の推定変動、または(適用するような)購入または延期選択権が合理的に確実に行使または終了するかどうかによって選択権が合理的に行使されないかどうかによって変化した場合、再計量する

私たちは、継続または終了オプションを含む契約のレンタル期間を決定するために判決を使用しました。吾等が合理的にその等選択権を行使するか否かはリース期間に影響を与え，リース期間は確認されたリース負債額や使用権資産に大きな影響を与えることを評価した

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取引先と契約した収入

私たちの収入はコロンビアの石油販売と関連がある。収入が製品の統制権を顧客に移す時、私たちは収入を確認します。これは，通常，顧客が製品の合法的な所有権を取得した場合や，製品が実際に顧客と合意した納品点に転送された場合に発生する.支払い条件は通常、領収書がお客様に渡されてから3営業日以内です。収入は顧客との契約に規定されている対価格によって確認されます。収入は私たちのシェアを表し、政府や他の鉱物権益所有者に支払われる特許権使用料純額として記録されている。

私たちは私たちが依頼人であるか代理人であるかを確認するために、第三者とパートナーとの手配を評価します。評価を行う際には，我々の経営陣は，納入された製品を制御しているかどうかを考慮しており，製品の納入に主な責任があり，価格を策定する能力があるかどうか，在庫リスクがあるかどうかを示している。もし私たちが取引中に依頼人としてではなく代理人として行動すれば、収入は純額をもとに確認され、私たちが取引から実現した費用のみを反映している。

管理層は、これらが顧客との契約から来たのか、付随的な手配から来たのかを決定するために、私たちの所有するパイプを使用して他のエンティティに徴収される関税、通行料、および費用を評価する。

比較期間中、石油及び天然ガス生産収入は顧客が所有権を取得し、所有権を負担するリスク及びリターン、価格固定或いは整理可能、販売に契約証明及び収入が合理的に保証された時に確認する。

私たちが取引中に依頼者であるか代理人であるかを決定する際に、管理層は、製品に対する支配権を獲得したかどうかを決定する。この評価の一部として、経営陣は、会計基準編纂(“ASC”)606に規定されている収入確認の詳細な基準を考慮している。

信用損失準備

各報告日において、売掛金を初期確認する際の期待終身信用損失を評価する。信用リスクは，売掛金未返済日数と顧客の内部信用評価に基づいて評価される。予想損失率は、期末前36ヶ月間の支払い状況と、その期間に経験した相応の信用損失から算出される。歴史損失率は、我々が石油を販売している国の現在と展望性の経済要素を反映し、顧客が売掛金を決済する能力に影響を与えるように調整されている。合理的な回収期待がない場合、売掛金は解約される。

所得税

私たちは負債法を用いて所得税を計算し、すなわち繰延所得税資産と負債の将来の税務結果を確認し、資産と負債額の財務諸表とそのそれぞれの税額との差額によるものである。繰延税金資産も、既存の税金項目の純営業損失の繰越および他のタイプの繰り越しを期待した将来の税金項目の利益に起因することが確認された。繰延税金資産及び負債は税率計量を策定し、当該等の一時的差額及び繰越を予定する年度の課税収入に適用されることが予想される。税率変動が繰延税金資産や負債に及ぼす影響は、公布日を含む期間の収入で確認されている。

私たちは複数の国で事業を展開しているので、私たちは複数の管轄区域で所得税を払わなければならない。私たちの所得税条項の決定自体は複雑で、私たちは変化する法規を解読し、いくつかの判断をしなければならない。所得税申告は監査と再評価を受けなければならないが、私たちは私たちがすべての所得税義務のために十分な準備をしたと信じている。しかし、所得税監査、再評価、判例、および任意の新しい立法による事実および状況の変化は、私たちの所得税の支出を増加または減少させる可能性がある。

繰延税金資産の現金化状況を評価するために、繰延税金資産の一部または全部が現金化できない可能性が高いかどうかを考慮します。繰延税金資産の最終的な現金化は、これらの一時的差額控除可能期間中に生成された将来の課税所得額に依存する。我々はこの評価を行う際に、繰延税金負債の予定沖販売、将来の課税収入の予想、税務計画策を考慮する。

私たちの有効税率は税引前収入と私たちが経営している各司法管轄区域に基づいてその収入に適用される税率です。今年度の見積もり有効税率は私どもの四半期経営実績に適用されます。次のようなことが起きたら

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当社の四半期経営業績において確認または確認される予定の重大異常または離散項目は、当該項目の課税額を異常または離散項目と同時に個別に計算·記録する。私たちは前年度の税務事項の解決がそのようなプロジェクトだと思う。私たちの有効税率を決定し、私たちの納税状況を評価する際には、重大な判断が必要だ。私たちがその職のすべての税金利益を達成できない可能性が高い時、私たちは備蓄を作るつもりだ。私たちは変化する事実と状況に基づいてこのような備蓄を調整するつもりだ。

私たちは常に潜在的な不確定税収を評価し、必要であれば、このような金額の計算すべき項目を推定して確立する。

法律やその他の事項

法律およびその他または事項準備金は、損失が発生する可能性があり、コストが合理的に推定できる場合に費用を計上する。これらまたは事項記録費用および計算すべき費用の適切な額を決定することは、管理層の主観的判断を含む複雑な推定プロセスである。多くの場合、経営陣の判断は法律·法規の解釈に基づいており、規制機関および/または裁判所は法律·法規を異なる解釈を行うことができる。経営陣は、既知および潜在的な法律およびその他の事項を密接に監視し、私たちが把握している情報に基づいて、いつこれらの項目の損失を記録すべきかを定期的に決定する。

株に基づく報酬

私たちの株式ベースの給与コストは、最終的に期待されて付与された奨励金の公正価値に基づいて測定される。公正価値は、ブラック·スコアーズが株式オプション価格モデルおよび/または観測可能な株価をシミュレートするような価格設定モデルを使用して決定される。これらの推定はある仮定に依存し、波動性、無リスク金利、奨励期限、罰金率と業績要素を含み、これらの要素の性質は計量不確定性の影響を受ける。私たちは、ブラック·スコアーズオプション定価モデル、オプション実行、および従業員の離職行動において使用される予想される用語を推定するために履歴データを使用する。公正価値推定に用いられる期待変動性は，我々の株の歴史的変動性に基づいている.株式オプション期待期間内の無リスク金利は、付与時に発効する米国債収益率曲線に基づいている。

第七A項市場リスクの定量的·定性的開示について

 

商品価格リスク

私たちの主な市場リスクはガソリン価格と関連がある。石油価格の変動と予測不可能性は、世界の需給不均衡への懸念や、他の多くの我々がコントロールできない市場要因の影響を受けている。私たちの収入はブレント原油価格で価格設定された石油販売から来て、品質に応じて調整されました

外貨リスク

外国為替リスクはわが社の要因の一つですが、我が国の支出や収入の性質によってある程度改善されます。私たちの報告書の通貨はドルで、私たちの100%の収入はブレントやWTI石油のドル価格と関係があります。コロンビアでは、私たちの100%の収入はドルで、私たちの大部分の資本支出はドルで計算しますか、あるいはドルで計算します。すべての場所の収入の大部分と付加価値税とM&A費用は現地通貨で計算されています

しかも、為替損益は主にコロンビアペソとカナダドル(“カナダドル”)に対するドルの変動から来ており、これは私たちの流動と繰延税金資産と、コロンビア対外業務の現地通貨建ての課税された税金であり、これらはすべて私たちの通貨資産だからだ。したがって，為替損益はドル機能通貨に両替することによって計算しなければならない.コロンビアペソ対ドル高による繰延税金資産残高為替収益は約6，000ドル，支払税金為替損失は約7，000ドルである

金利リスク

金利リスクとは、将来のキャッシュフローが市場金利の変化によって変動するリスクである。私たちの信用計画は金利変動のリスクを受けているので、私たちは金利変動のリスクに直面している。2022年12月31日現在、私たちの信用計画はまだ使用されていません(2021年12月31日-6750万ドル)

私たちの投資目標は元金と流動性を保護することだ。政策により、隔夜金利で発行される高品質の銀行債券や米国やカナダ政府が支援する連邦政府債券の投資を制限することで市場リスクの開放を管理している

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より高い信用格付けと短期流動性を有する省、州証券、または他の通貨市場ツール。10%の金利変動は私たちのポートフォリオの価値に実質的な影響を与えないだろう。私たちは取引目的でこのような投資を持っていないだろう。

第八項です財務諸表と補足データ

 

独立公認会計士事務所報告

Gran Tiera Energy Inc.の株主と取締役会へ：

連結財務諸表に対するいくつかの見方

Gran Tiera Energy Inc.とその子会社(当社)の2022年12月31日と2021年12月31日までの連結貸借対照表，2022年12月31日までの3年間の各年度の関連合併運営報告書，株主権益と現金流量，および関連付記(総称して連結財務諸表と呼ぶ)を監査した。総合財務諸表は、すべての重要な面で、会社の2022年12月31日と2021年12月31日までの財務状況、および2022年12月31日までの3年間の毎年の経営結果と現金流量を公平に反映しており、米国公認会計原則に適合していると考えられる。

我々はまた、米国上場企業会計監督委員会(PCAOB)の基準に基づき、次の基準に基づいて、会社が2022年12月31日までの財務報告内部統制を監査した内部統制--統合フレームワーク(2013)トレデビル委員会後援組織委員会が発表した報告書と、2023年2月21日の我々の報告書は、社内財務報告の内部統制の有効性について保留されていない意見を表明した。

意見の基礎

これらの連結財務諸表は会社の経営陣が責任を負う。私たちの責任は私たちの監査に基づいてこのような連結財務諸表に意見を発表することだ。私たちはPCAOBに登録されている公共会計士事務所で、アメリカ連邦証券法およびアメリカ証券取引委員会とPCAOBの適用規則と法規に基づいて、私たちは会社と独立しなければなりません。

私たちはPCAOBの基準に従って監査を行っている。これらの基準は、連結財務諸表に重大な誤報がないかどうかに関する合理的な保証を得るために、エラーによるものであっても不正であっても、監査を計画し、実行することを要求する。我々の監査には、連結財務諸表の重大な誤報リスクを評価するプログラム、エラーによるものであっても詐欺であっても、これらのリスクに対応するプログラムを実行することが含まれる。これらの手続きは、連結財務諸表中の金額および開示に関する証拠をテストに基づいて検討することを含む。我々の監査には、経営陣が使用する会計原則の評価と重大な見積もり、合併財務諸表の全体列報の評価も含まれています。私たちは私たちの監査が私たちの観点に合理的な基礎を提供すると信じている。

重要な監査事項

以下に述べる重要な監査事項は、監査委員会が監査委員会に伝達または要求する当期総合財務諸表監査によって生じる事項を指すことである：(1)総合財務諸表に対して大きな意味を有する勘定または開示に関するものであり、(2)私たちが特に挑戦的で主観的または複雑な判断に関するものである。重要監査事項の伝達は、総合財務諸表に対する私たちの全体的な意見をいかなる方法でも変えることはなく、以下の重要な監査事項を伝達することによって、重要な監査事項またはそれに関連する勘定または開示について個別の意見を提供することはない。

石油ガス埋蔵量推定が枯渇費用計算とコロンビア石油ガス性質上限検査に及ぼす影響が明らかになった

総合財務諸表付記2で述べたように、当社は国を基礎として、生産単位法を用いて石油及び天然ガス資産を消費している。この方法により，コロンビアに関する資本化コストはコロンビアに関する推定で明らかにされた石油や天然ガス埋蔵量を超えることになる。総合財務諸表付記5で述べたように、2022年12月31日までに、当社は損失及び減価償却支出1兆758億ドルを記録した。また、総合財務諸表付記2および付記6に記載されているように、当社は四半期ごとに上限テスト計算を行っていますが、2022年12月31日現在、当社には上限テストは記録されていません

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減損する。四半期上限テストを行うにあたり，当社は石油と天然ガス資産の資本化コスト(累積損失と繰延所得税を差し引いた純額)を明らかにした埋蔵量の推定将来のキャッシュフロー純額(埋蔵量が10%割引され，関連税収の影響を差し引いたことが明らかになった)に制限し，償却コストのうち明らかにされていない資産のコストや公正価値の低い者を加えた。当該等資本化コストが上限を超えた場合、当社は超過した部分を減記し、非現金費用を純収益や損失に計上する。埋蔵量の推定は枯渇計算と上限テストに用いられており、埋蔵量の仮定を考慮した独立石油貯蔵工程の専門家の専門知識に関連していることが明らかになった。同社は独立した石油貯蔵工事の専門家を招いて、すでに明らかになった埋蔵量を試算した

枯渇費用計算に及ぼす埋蔵量の影響と石油·天然ガス属性に関する上限テストを重要な監査事項として決定したことを評価した。準備金仮説の変化は，消費費用の計算や上限テストに大きな影響を与える可能性がある.明らかになった埋蔵量や関連埋蔵量の仮定を評価する際には高度な監査人判断力が必要であり，消費費用と上限テストを計算するための投入である。

以下は私たちがこの重要な監査問題を解決するために実行した主な手続きだ。我々は、消費費用計算および上限テストの制御、および埋蔵量仮定を含む、明らかにされた埋蔵量推定の制御を含む、重要な監査事項に関するいくつかの内部制御の設計および実行有効性を評価した。私たちは消費費用の計算と規制基準を遵守する上限テストを評価した。我々は，同社が招聘した独立油貯蔵工事の専門家の能力，能力，客観性を評価し，明らかにされた埋蔵量を試算した。著者らは独立石油貯蔵工事の専門家が法規基準に符合するすでに明らかにされた埋蔵量を推定する方法を評価した。我々は，会社の2022年の実生産，運営，特許使用料，資本コストを前年に明らかにされた埋蔵量推定に使用されている推定と比較し，会社が正確に予測する能力を評価した。歴史的結果と比較することにより，明らかになった埋蔵量を推定するための予測収量推定および予測運営，特許使用料，資本コスト仮定を評価した。

2018年以来、当社の監査役を務めてきました。

/s/ピマウェイ法律事務所

フランチャイズ専門会計士

カナダカルガリー

2023年2月21日

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グランTiera Energy Inc.

連結業務報告書

(千ドル、1株当たりの金額は含まれていません)

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
石油販売(付記11)			$	711,388					$	473,722					$	237,838
費用.費用
運営中です			162,385						135,722						114,371
交通輸送			10,197						11,618						10,739
損失、減価償却、付加価値(付記5および10)			180,280						139,874						164,233
営業権減価(付記6)			—						—						102,581
資産減額(付記6)			—						—						564,495
一般と行政			40,957						36,263						25,350
為替損失			2,578						20,477						4,184
派生ツール損失(付記14)			26,611						48,838						2,935
その他金融商品(収益)損失(付記14)			(7)						3,369						48,047
利子支出(付記8)			46,493						54,381						54,140
総費用			469,494						450,542						1,091,075
その他損益			2,598						(44)						(469)
利子収入			443						—						345
所得税前収入			244,935						23,136						(853,361)
所得税支出(回収)
現在(注12)			80,566						4,479						754
延期(注12)			25,340						(23,825)						(76,148)
			105,906						(19,346)						(75,394)
純収益と総合収益			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
1株当たり純収益
基本的希釈の			$	0.38					$	0.12					$	(2.12)
加重平均流通株−基本状況(付記9)			364,455,456						367,022,903						366,981,556
加重平均発行済み株式-割増(注9)			369,280,097						367,873,389						366,981,556

(連結財務諸表付記参照)

58

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グランTiera Energy Inc.

合併貸借対照表

(千ドル、1株当たりの金額は含まれていません)

			12月31日まで
			2022						2021
資産
流動資産
現金と現金等価物			126,873						26,109
制限された現金と現金等価物(付記10)			1,142						392
売掛金(付記3)			10,706						13,185
税金を徴収する(付記4)			54						45,506
その他流動資産			29,812						16,609
流動資産総額			168,587						101,801
石油·天然ガス属性(全コスト会計方法を使用)
証明しました			1,000,424						859,580
未確認である			74,471						131,865
石油と天然ガスの総属性			1,074,895						991,445
その他資本資産			26,007						4,352
物件·工場および設備の合計(付記5)			1,100,902						995,797
その他長期資産
税金を徴収する(付記4)			27,796						17,522
繰延税金資産(付記12)			22,990						61,494
その他長期資産			15,335						12,497
その他長期資産総額			66,121						91,513
総資産			$	1,335,610					$	1,189,111
負債と株主権益
流動負債
売掛金と売掛金負債(付記7)			$	167,579					$	148,694
長期債務の当期部分(付記8)			—						66,987
派生ツール(付記14)			—						2,976
税金を納める(付記4)			58,978						6,620
持分補償賠償責任(付記9及び14)			15,082						2,710
流動負債総額			241,639						227,987
長期負債
長期債務(付記8)			589,593						587,404
繰延税金負債(付記12)			28						—
資産廃棄債務(付記10)			63,358						54,525
持分補償賠償責任(付記9及び14)			16,437						13,718
その他長期負債			6,989						3,397
長期負債総額			676,405						659,044
引受金及び又は有事項(付記13)
株主権益
普通株式(付記9)368,898,619そして367,144,500すでに発行されている346,151,157そして367,144,500普通株流通株、額面$0.0012022年12月31日と2021年12月31日の1株当たり発行済み株と発行済み株)			10,272						10,270
追加実収資本			1,291,354						1,287,582
在庫株(別注9)			(27,317)						—
赤字.赤字			(856,743)						(995,772)
株主権益総額			417,566						302,080
総負債と株主権益			$	1,335,610					$	1,189,111

(連結財務諸表付記参照)

59

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グランTiera Energy Inc.

統合現金フロー表

(千ドルで)

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
経営活動
純収益(赤字)			$	139,029					$	42,482					$	(777,967)
純収益(損失)を経営活動に提供する現金純額に調整する：
損失、減価償却、付加価値(付記5および10)			180,280						139,874						164,233
営業権減価(付記6)			—						—						102,581
資産減額(付記6)			—						—						564,495
繰延税支出(回収)(付記12)			25,340						(23,825)						(76,148)
株式ベースの報酬支出(付記9)			9,049						8,396						1,216
債務発行原価償却(付記8)			3,528						3,809						3,625
非現金レンタル費用			2,818						1,667						1,951
レンタル料			(1,666)						(1,621)						(1,926)
未実現為替損失			10,251						21,879						5,271
派生ツール損失(付記14)			26,611						48,838						2,935
デリバティブ現金決済(付記14)			(26,611)						(58,427)						4,874
その他金融商品(収益)損失(付記14)			(7)						3,369						48,047
現金清算資産廃棄債務(付記10)			(2,630)						(805)						(201)
その他非現金(収益)損失			(2,598)						44						2,026
経営活動資産と負債純変動(付記15)			64,317						59,154						36,062
経営活動が提供する現金純額			427,711						244,834						81,074
投資活動
物件·工場および設備を増やす(付記5)			(236,604)						(149,879)						(96,281)
投資を売却して得られた、取引コストを差し引く(付記14)			—						43,126						—
非現金投資運営資金の変動			26,273						1,431						(48,642)
投資活動のための現金純額			(210,331)						(105,322)						(144,923)
融資活動
優先債券の買い戻し(付記8)			(17,274)						—						—
発行コストを差し引いた銀行債務収益			—						(228)						88,332
債務を返済する			(67,803)						(122,500)						(17,000)
レンタル料			(2,228)						(2,182)						(879)
普通株発行で得られた金は発行コストを差し引く(付記9)			2						—						—
株式オプションを行使して得た金(付記9)			1,298						100						—
普通株式の買い戻し(付記9)			(27,317)						—						—
融資活動が提供する現金純額			(113,322)						(124,810)						70,453
現金及び現金等価物並びに制限現金及び現金等価物の為替損失			(2,104)						(821)						(156)
現金および現金等価物ならびに限定的な現金および現金等価物の純増加			101,954						13,881						6,448
現金と現金等価物と制限された現金と現金等価物 年明け(付記15)			31,404						17,523						11,075
現金と現金等価物と制限された現金と現金等価物 年末(付記15)			$	133,358					$	31,404					$	17,523
補充キャッシュフロー開示(付記15)

(連結財務諸表付記参照)

60

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グランTiera Energy Inc.

合併株主権益報告書

(千ドルで)

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
株本
年初残高			$	10,270					$	10,270					$	10,270
普通株式発行、発行コストを差し引く(付記9)			2						—						—
年末残高			10,272						10,270						10,270
追加実収資本
年初残高			1,287,582						1,285,018						1,282,627
株式オプションを行使する(付記9)			1,298						100						—
株式報酬(付記9)			2,474						2,464						2,391
年末残高			1,291,354						1,287,582						1,285,018
在庫株
年初残高			—						—						—
普通株式の買い戻し(付記9)			(27,317)						—						—
年末残高			(27,317)						—						—
赤字.赤字
年初残高			(995,772)						(1,038,254)						(260,287)
純収益(赤字)			139,029						42,482						(777,967)
年末残高			(856,743)						(995,772)						(1,038,254)
株主権益総額			$	417,566					$	302,080					$	257,034

(連結財務諸表付記参照)

61

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グランTiera Energy Inc.

連結財務諸表付記

2022年まで、2021年および2020年12月31日まで年度

(別の説明がない限り、ドルで表す)

 

1. 業務説明

 

Gran Tiera Energy Inc.はデラウェア州の会社(“会社”あるいは“Gran Tiera”)であり、国際石油と天然ガスの探査と生産に専念する上場企業であり、現在資産はコロンビアとエクアドルに位置している。

 

2. 重大会計政策

 

総合財務諸表は公認会計基準に基づいて作成された。

重要な会計政策には：

強固な基礎

これらの連結財務諸表は、当社及びその制御された子会社の勘定を含む。すべての会社間口座と取引はキャンセルされた。

予算の使用

公認会計基準に従って財務諸表を作成することは、連結財務諸表の日付の資産及び負債額、又は有資産及び負債の開示、並びに報告期間内の収入及び支出の報告金額に影響を与えるために、管理層に推定及び仮定を要求する。推定はすでに明らかにされ、可能な埋蔵量と関連する現金流量は独立した石油貯蔵工事の専門家によって決定され、管理層が財務諸表を作成する際に行ったいくつかの推定に用いられる。予測された生産量、予測された経営特許権使用料、資本コスト仮定、場合によっては予測された商品価格を含む備蓄報告書で多くの推定が必要である。管理層が下した重大な推定は、石油及び天然ガス資産の減価償却、損失、償却(“DD&A”)及び減価額を明らかにした；消耗の影響を受けない石油及び天然ガス資産が枯渇可能な基礎に移行する時間；資産廃棄義務；譲渡代価の価値及び買収の識別可能な資産純値及び業務合併及び整理取り決めに関連する負担を特定する；法律及びその他或いはある事項の可能な結果を評価する；所得税；株に基づく補償；及び誘導ツールの公正価値を決定することを含む。経営陣はこれらの推定が合理的であると考えているにもかかわらず、事実や環境の変化や新しい情報の発見が推定改訂を招く可能性があり、実際の結果はこれらの推定とは異なる可能性がある。

現金と現金等価物

当社はすべての原始期限が三ヶ月以下の高流動性投資を現金等価物と見なしています。

限定的な現金と現金同等物

限定的な現金および現金等価物は、担保信用状および弁済資産廃棄債務のために質入れされた現金および現金等価物を含む。現在現金で保証されている信用状は探査契約に含まれている仕事の約束保証に関連している。探査契約に基づいて作業義務または資産廃棄義務を履行する場合、制限は失効する。現在の業務以外の他の業務の抽出または使用を制限するか、または長期資産の購入または構築のために指定された支出の現金および現金に対するクレームは、現在の資産分類には含まれない。限定的な現金および現金等価物の長期部分は、会社の貸借対照表上の他の長期資産に含まれる。

不良債権準備

報告日ごとに、当社は売掛金を初歩的に確認する際に、予想される終身信用損失を評価する。信用リスクは，売掛金未返済日数と顧客の内部信用評価に基づいて評価される。予想損失率は、期末前36ヶ月間の支払い状況と、その期間に経験した相応の信用損失から算出される。履歴損失率を

62

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会社が石油を販売する国の現在と展望性の経済要素を反映し、これらの要素は顧客が売掛金を決済する能力に影響する。合理的な回収期待がない場合、売掛金は解約される。

資本長期を前払いする

当社はその長期インセンティブ計画により持分価格リスクに直面しています。当社は、当社の普通株式数に相当する前払い権益長期(“PEF”)を利用して、その現金決済長期インセンティブ計画の一部の将来の決済コストを決定します。

PEFは公正価値で会社貸借対照表中の他の流動と長期資産に計上され、公正価値変動は総合経営報告書でG&A費用であることが確認された。同社はPEFを利用してその長期インセンティブ計画に関する株式価格リスクを管理している。

派生商品

当社は貸借対照表上で公開価値別に派生ツールを資産または負債と記入し、その公正価値変動は総合経営報告書で金融商品損益であることを確認した。当社はデリバティブツールを用いて予想される石油生産量および外国為替リスクが占めるべき価格リスクを管理しているが、会計指針によると、当社はその派生ツールを会計ヘッジに指定しないことを選択した。

在庫品

在庫は油タンク中の石油と第三者配管と供給品を含み、コストと可変現純値の中で低い者によって価格を計算する。在庫コストは重み付き平均法で決定した.石油在庫には、生産、アップグレード、貯蔵施設への製品の輸送に発生する支出が含まれ、運営、損失、減価償却費用、特許使用料が含まれています。

所得税

所得税はバランスシート法を用いて確認し、繰延税項資産と負債は、連結財務諸表中の既存資産と負債とそのそれぞれの税ベースとの差額および営業損失と税項相殺繰越の間の差異によって将来の税収結果を確認する。繰延税金資産及び負債は税率計量を策定し、当該等の一時的差額及び繰越を予定する年度の課税収入に適用されることが予想される。既存の証拠を考慮した後、繰延税金資産の一部または全部が現金化される可能性が低い場合、推定免税額が提供される。

不確定な税務状況による税務利益は、税務機関が審査後にその状況を維持する可能性が高い場合に確認する。また、確認された税収割引額は、最終和解時に実現される可能性が50%を超える最大割引額である。1つの税務状況が達成可能性の高い確認敷居に達しているかどうかを評価する際には、当社はその状況をすべての関連情報を十分に知っている適切な税務機関が審査すると仮定している。同社は、未確認の税金優遇に関する潜在的な罰金と利息を所得税支出の構成要素として確認している。

石油と天然ガス属性

同社の石油·天然ガス資産への投資は、米国証券取引委員会(“米国証券取引委員会”)で定義された全コスト会計方法を採用している。この方法によると、同社は石油と天然ガス埋蔵量を探すために発生するすべての買収、探査、開発コストを資本化し、賃金、福祉、その他はこれらの活動の内部コストに直接起因することができる。生産や一般会社の活動に関するコスト；発生時に費用を計上する。企業がコストを発生させる国/地域ごとに、個別のコストセンターがある。

同社は生産量と明らかにされた埋蔵量の見積もりに基づき、単位生産量法を用いて石油と天然ガス資産の損失を四半期ごとに計算している。埋蔵量が明らかになった物件に関する将来の開発コストも償却基数に含まれ，損失計算に用いられる。物件を評価する前に、未確認物件のコストは償却ベースに含まれていない。井戸探査のコストは明らかにされた財産に移行するため，埋蔵量が明らかになった国が存在することが確定した井戸が乾であることが確定した後，直ちに償却した。

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会社は四半期ごとに米証券取引委員会S-Xルール4-10に従って上限テスト計算を行っている。四半期上限テストを行う際には，当社は国を基準に，石油および天然ガス資産の資本化コスト(累積損失および繰延所得税を差し引いた)を，石油および天然ガス埋蔵量が10%割引された推定将来のキャッシュフロー純額(関連税項の影響を差し引いた)に制限し，コストや償却コストのうち明らかにされていない資産の公正価値の低い者に制限している。当該等資本化コストが上限を超えた場合、当社は超過した部分を減記し、非現金費用を純収益や損失に計上する。いずれもこのような減記は発生期間の報酬を減少させ，将来の期間のDD&A比率を低くする.将来、減記は逆転しないかもしれないが、石油と天然ガスの価格上昇はその後上限を上げるかもしれない。

同社が将来のキャッシュフロー純額を計算する方法は，地点と品質の違いに基づいて調整した後，前12カ月の毎月1日の有効価格で未加重平均価格を算出することである。異なる価格が固定されていない限り、このような価格は、適用される契約に従ってこれらの契約の残り期間内に決定されることができる。

明らかにされた埋蔵量が存在するかどうかが決まるまで、明らかにされていない財産は枯渇しない。コストは物件を評価し、埋蔵量を明らかにし、あるいは減少値を確定する時に持続的に消耗可能な基礎に移行する。未確認物件は四半期ごとに評価され、減値が発生したかどうかを決定する。その他の要因に加えて、この評価は地震データ、放棄面積の要求、掘削結果と活動、約束期間内の残り時間、余剰資本計画及び政治、経済と市場条件を考慮した。いずれの要因も減値を示す期間内に、このような財産がこれまでに生じた累積コストは、全コストプールに移され、枯渇の影響を受ける。備蓄基数が確立されていない国に対しては，減値を収益に計上する。

探査区では，関連する地震コストが不明な財産に資本化され，財産に関する総資本化コストの一部として評価されている。開発プロジェクトに関する地震コストは明らかにされた物件に記録されているため，発生時に損失を行うことができる。

石油や天然ガス資産を売却または処分する損益は確認されておらず，この損益が一国の資本化コストと明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量との関係を著しく変えない限りである。

資産廃棄義務

同社は掘削場の開墾コストを含む石油·天然ガス資産の放棄に関する将来コストの推定負債を記録している。当社は負債発生期間中，関連石油及び天然ガス資産の相殺性で増加し，資産廃棄の法定責任の公正価値を記録している。資産廃棄債務の公正価値は、廃棄債務に必要な予想将来の現金流出を満たすために計量されたものであり、この現金流出は当社の信用調整された無リスク金利で割引される。時間が経つにつれて、付加価値費用は割引負債が期待される決済価値まで増加することが確認され、資産廃棄コストは関連資産の推定生産年限内に償却される。資産廃棄債務の増加と資産廃棄コストの償却はDD&Aに計上されています。資産廃棄債務の見積もりが今後コストが変化すれば、資産廃棄債務と石油·天然ガス資産が記録調整されます。推定資産廃棄債務の改定は、退職コスト推定の変化、推定インフレ率の修正、推定放棄時間の変化による可能性がある。

その他資本資産

追加および置換を含む他の資本資産は、購入時にコスト別に入金され、家具、固定装置、レンタル改善、コンピュータ機器、自動車、および運営および融資リースのための使用権資産を含む。家具や固定装置、コンピュータ設備、自動車の減価償却は、資産の使用年数内に直線法で計算される。経営及び融資リースのリース改善及び使用権資産は直線減価償却であり、推定耐用年数及び関連リース期間中の短い者を基準とする。修理と保守費用は発生時に費用を計上する。

賃貸借証書

契約開始時に、会社は契約がレンタルであるか、レンタルを含むかどうかを評価する。契約が一定期間内に確定された資産の使用権を価格と交換するように制御した場合、契約はレンタルであるか、またはレンタルを含む。賃貸部分を含む契約開始時には、当社は、リースと非レンタル部分の相対独立価格に応じて、契約中の対価格をリースと非レンタル部分毎に割り当てる。会社は資産の使用権を確認する

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レンタル開始日のレンタル負債もあります使用権資産は最初にコストで計量し、その後コストから任意の減価償却と減価損失を差し引いて計量し、レンタル負債のいくつかの再計量に基づいて調整する

賃貸負債は、最初に開始日に支払われていない賃貸支払いの現在値で計量され、レンタルに隠れている金利割引を使用したり、その金利が容易に確定できない場合は、会社の逓増借入金金利で割引します。一般に，会社は割引率としてその増量借金金利を用いる.賃貸負債はその後、賃貸負債の利息コストにより増加し、支払いによるリース支払いにより減少する。将来の賃貸支払いが指数や金利の変動、残存価値保証項で予想される対応金額の推定変動、または(適用するような)購入または延期選択権が合理的に確実に行使または終了するかどうかによって選択権が合理的に行使されないかどうかによって変化した場合、再計量する

当社は、契約の更新または終了オプションを含む契約のレンタル期間を決定するために判決を適用しました。当社が合理的かどうかを評価すると必ずそのようなオプションを行使することが賃貸期間に影響し、賃貸期間は確認された賃貸負債額や使用権資産に大きな影響を与える。

取引先と契約した収入

会社は製品統制権を顧客に譲渡する際に収入を確認します。これは，通常，顧客が製品の合法的な所有権を取得した場合や，製品が実際に顧客と合意した納品点に転送された場合に発生する.収入は顧客との契約に規定されている対価格によって確認されます。収入は当社のシェアであり、政府や他の鉱物権益所有者に支払われる特許権使用料を差し引いて純額に計上される。

当社は、当社が依頼者であるか代理人としてであるかを決定するために、第三者およびパートナーとの手配を評価する。この評価を行う際には，管理層は，会社が納入した製品を制御しているかどうかを考慮すべきであり，会社が製品の納入に主な責任があり，価格を決定する能力があるかどうか，あるいは在庫リスクがあるかどうかを示している。会社が取引中に依頼者ではなく代理人として行動すれば、収入は純額で確認され、会社が取引から現金化した費用のみを反映する。

経営陣は、顧客との契約からか、付帯手配からのものかを決定するために、当社が所有しているパイプを用いて他のエンティティに徴収する関税、通行料、料金を評価している。会社が取引中に依頼者であるか代理人であるかを決定する際に、管理層は、会社が製品に対する支配権を獲得したか否かを決定する。この評価の一部として、経営陣は、会計基準編纂(“ASC”)606に規定されている収入確認基準を考慮する。

株に基づく報酬

同社はその連結財務諸表に株式ベースの報酬支出を記録し、最終予想で付与された奨励金の公正価値に応じて計量した。公正価値は、Black−Scholes−Mertonまたはモンテカルロシミュレーション株式オプション定価モデルおよび/または観測可能株価のような価格設定モデルを使用して決定される。株式決済の株式による補償奨励については、公正価値が付与日に決定され、推定没収費用を差し引いて必要なサービス期間内に加速方法で確認される。見積もり没収と実際の没収とのいかなる差額も補償費用を調整します。現金決済の株式ベースの補償奨励については、公正価値は報告日毎に決定され、定期的な変化は補償コストであることが確認され、負債もそれに応じて変化する。

同社は、ブラック·スコアーズオプション定価モデル、オプション実行、および従業員の離職行動で使用される予想される用語を推定するために履歴データを使用している。公正価値推定に用いる予想変動率は、当社株の歴史的変動性に基づいている。株式オプション期待期間内の無リスク金利は、付与時に発効する米国債収益率曲線に基づいている。

株式ベースの報酬支出は、石油や天然ガス資産の一部に資本化されるか、G&Aまたは運営費用の一部として資本される(場合によっては)。

外貨換算

子会社を含め、会社の本位貨幣はドルです。通貨項目は貸借対照表の日の有効為替レートによって報告通貨に換算され、非貨幣項目は歴史的為替レートによって換算される

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為替レートです。収入と支出項目の換算方式による報告通貨金額は，関連取引が発生日換算時に発生した報告通貨金額とほぼ同じである

資産のDD&A費用は，それに関連する資産に類似した履歴レートで換算される.外貨取引による損益、すなわち実体機能通貨以外の通貨建ての取引は、純収益又は損失で確認される。

1株当たりの収益

1株当たり基本収益(損失)の計算方法は、普通株株主が純収益または損失を期間ごとに発行されたものと発行された普通株の加重平均で割るべきである。1株当たり純利益は発行された普通株の加重平均数を調整することで計算され，株式等価物の希釈影響があれば計算される。当社は在庫株方法を用いて希薄化効果を決定した。この方法は、すべての普通株等価物が期首(または発行時、例えば遅い)に行使されたと仮定し、それによって得られた資金は、期間内の普通株出来高加重平均取引価格で会社の普通株を購入するために使用される。

リスクと計量不確実性

新冠肺炎疫病の影響及びその回復に加え、ロシアのウクライナ侵入による不確定性の増加、エネルギー市場の変動、金利とインフレ率の上昇及びサプライチェーン制限などのいくつかの要素は、更に高い波動性と不確定性をもたらした。経営陣はすでに合理的な範囲内で既知の事実と状況を推定に入れているが、不確定性と波動性の増加は会計推定をより判断性を持たせ、実際の結果は推定とは大きく異なる可能性がある。

3. 売掛金

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						2021
貿易			$	5,601					$	9,193
他にも			5,105						3,992
売掛金総額			$	10,706					$	13,185

4. 税金を払う

次の表は、付加価値税と所得税を含む課税と課税の内訳を示しています

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021
税金を受け取るべきだ
現在のところ
未収増値税			$	54					$	21,918
課税所得税			—						23,588
			$	54					$	45,506
長期の
課税所得税			27,796						17,522
			$	27,796					$	17,522
課税税金を納める
現在のところ
付加価値税を納めるべきだ			$	(11,784)					$	(6,620)
所得税に対処する			$	(47,194)					$	—
			$	(58,978)					$	(6,620)
課税額を合計する			$	(31,128)					$	56,408

66

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次の表に過去2年間の増値税と受取および所得税の変動状況を示す

(千ドルで)			付加価値税課税						所得税を課税する						受取税額合計
バランス、2020年12月31日			$	64,462					$	28,098					$	92,560
政府の直接払い戻しで受け取る			(604)						(14,228)						(14,832)
販売契約で入金する			(105,858)						—						(105,858)
納めた税金			63,792						36,352						100,144
当期税金			—						(4,479)						(4,479)
為替損失			(6,494)						(4,633)						(11,127)
バランス、2021年12月31日			$	15,298					$	41,110					$	56,408
政府の直接払い戻しで受け取る			(448)						(15,956)						(16,404)
販売契約で入金する			(157,117)						—						(157,117)
納めた税金			130,716						37,052						167,768
当期税金			—						(80,566)						(80,566)
為替損失			(179)						(1,038)						(1,217)
バランス、2022年12月31日			$	(11,730)					$	(19,398)					$	(31,128)

5. 不動産·工場および設備

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						2021
石油と天然ガスの性質
証明しました			$	4,617,804					$	4,302,473
未確認である			74,471						131,865
			4,692,275						4,434,338
他にも(1)			61,386						34,943
			4,753,661						4,469,281
減価償却·減価償却累計			(3,652,759)						(3,473,484)
			$	1,100,902					$	995,797

(1)“その他”カテゴリは#ドルを含む38.9経営と融資リースの百万使用権資産、帳簿純価値は#ドル24.62022年12月31日まで(2021年12月31日-$13.9百万ドル、帳簿純価値は3.9百万)。

当社は2022年12月31日までにオフィス賃貸、発電機および注入設備に関する各賃貸契約を締結し、資本化します24.8このような契約に関連する百万の使用権資産。

2022年12月31日までの年度，不動産，建屋，設備の損失と減価償却費用は#ドルである175.8 million (2021 - $135.7 million; 2020 - $160.8百万)。損耗と減価償却費用の一部は毎年の石油在庫として記録されている。

未解明の石油と天然ガスの性質

2022年12月31日現在、明らかにされていない石油·天然ガス資産には、コロンビアとエクアドルの探査土地が含まれている。不明な石油や天然ガス資産はその探査価値によって保有されており，明らかにされた埋蔵量が存在するかどうかが決定されるまで枯渇しない。Gran Tieraは今後数年にわたって未明らかな資産を評価し続ける予定であり，明らかにされた埋蔵量が確立されているため，将来地域が開発されるか否かにかかわらず探査が必要である。その会社は約100%2022年12月31日までに枯渇しない費用は、次の年以内に枯渇した基地に移る5年.

67

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以下は、2022年12月31日現在Gran Tieraが枯渇していない石油·天然ガス資産の概要である

			以下の点で招いた費用
(千ドルで)			2022						2021						2020						2020年前						合計する
調達コスト-コロンビア			$	—					$	—					$	—					$	10,268					$	10,268
探査コスト-コロンビア			5,814						1,728						9,495						43,925						60,962
探査コスト-エクアドル			3,106						2						—						133						3,241
			$	8,920					$	1,730					$	9,495					$	54,326					$	74,471

6. 減損する

資産減価

“会社”ができた違います。本グループは2022年12月31日および2021年12月31日までの年間で減値損失はなかった。同社が記録した石油と天然ガス資産の減価は#ドルだった560.3百万ドルと在庫品の減価#ドル4.22020年12月31日までの1年間で

(i)石油·天然ガス資産の減価

2022年12月31日及び2021年12月31日まで、当社は違います。上限テスト減値損失。この年度までに2020年12月31日に会社はドルを記録しました560.3何百万もの上限が減価損失をテストした。同社は全コスト法を用いて石油と天然ガス資産を計算した。この方法では、国別に計算された不動産帳簿純値から関連繰延所得税を引いた後、算出された“上限”を超えてはならない。上限は石油·天然ガス資産の推定税引き後の将来の純収入を明らかにしたもので、割引は10% 毎年です。将来の割引純収入を算出する際には，石油と天然ガス価格は貸借対照表に係る期間終了日前12カ月の平均価格を用いて決定され，計算方法はその期間内の毎月の毎月1日目の価格の未加重算術平均である。そして、既存の契約の固定および確定可能な変化を除いて、平均価格は不変のままである。したがって，上限テストは履歴価格割引に基づいていると予想される10したがって、将来の純収入の推定は会社が備蓄している公平な市場価値を代表すると仮定すべきではない。公認会計原則によると、Gran Tieraはブレント原油の平均価格を使用している共$97.98 p2022年12月31日上限テスト計算(2021年12月31日と2020年12月31日-$68.92そして$43.43それぞれ1バレル)

当社はすでに石油と天然ガス資産の上限テスト減値評価において，世界的に変化するエネルギー需要および非化石燃料源の代替エネルギー発展の影響を考慮している。同社の石油と天然ガス財産の推定上限額は，明らかにされた埋蔵量から計算されており，その寿命は一般に小さい16何年もです。世界エネルギー市場の炭素ベースのエネルギーから代替エネルギーへの移行の最終時期は高度に不確実である。しかし、2022年の埋蔵量報告によると、明らかにされた埋蔵量に関する大部分のキャッシュ流は、炭素系エネルギーを潜在的に除去する前に実現すべきである

2022年12月31日には、全コスト計算によりエネルギー需要が変化するリスクを考慮するため、上限テストに使用される割引率の具体的な調整は認められない10%割引率が規定されています。

(Ii)在庫品が値下がりする

2022年12月31日及び2021年12月31日まで、当社は違います。在庫減価損失。2020年12月31日までの在庫減額損失は#ドル4.2大口商品価格の低下により、この数字は100万ドルに達した。

営業権の減価

全営業権残高は$102.62020年12月31日までの年間で、100万ドルの減値があった。

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7. 売掛金と売掛金

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021
貿易			$	114,263					$	91,101
印税			2,760						14,761
従業員報酬			3,051						4,382
他にも			47,505						38,450
			$	167,579					$	148,694

8. 債務と債務発行コスト

2022年12月31日と2021年12月31日の会社の債務は以下の通り

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						2021
現在のところ
循環信用手配			$	—					$	67,500
未償却債務発行コスト			—						(513)
長期債務の当期部分			$	—					$	66,987
長い間
6.25上級付記率			$	279,909					$	300,000
7.75上級付記率			300,000						300,000
未償却債務発行コスト(1)			(10,992)						(14,030)
長期賃貸義務(2)			20,676						1,434
長期債務			$	589,593					$	587,404
債務総額			$	589,593					$	654,391

(1) $も含めて0.3信用手配に関する未償却繰延融資費用

(2)賃貸債務の現在の部分は売掛金と売掛金会社の貸借対照表に

そして総額は$4.82022年12月31日まで(2021年12月31日-$3.3百万)。

高級付記

2022年12月31日現在、同社は300.0百万ドル7.752027年満期の優先債券率(“7.75高度な注釈パーセント“)と$279.9百万のです6.252025年満期の優先債券の割合(“6.25高度な付記率“と7.75高級手形の割合、すなわち“高級手形”)である。

♪the the the7.75優先債券の利子率は7.752019年11月23日から、毎年5月23日と11月23日に半年ごとに借金を納めている。♪the the the7.75事前償還や買い戻しがない限り、優先債券は2027年5月23日に満期になる。

2023年5月23日までに、会社はすべてまたは一部を償還することを選択することができます7.75高度な注釈率：100元金の%には、計上すべき利息と未払い利息及び“全額”保険料が印加される。その後，当社は全部または一部を償還することができる7.75優先債券には償還日に適用される課税利息および未払い利息が別途加算され、償還価格は以下の通り：2023-103.875%; 2024 - 101.9382025年その後-100%.

♪the the the6.25優先債券の利子率は6.252018年8月15日から、毎年2月15日と8月15日に半年ごとに延滞している。♪the the the6.25事前償還や買い戻しがない限り、優先債券は2025年2月15日に満期となる。

当社は全部または一部を償還することができる6.25優先債券には償還日に適用される課税利息および未払い利息が別途加算され、償還価格は以下の通り：2023-101.5632024年、その後-100%.

当社は2022年12月31日までに公開市場で買い戻します20.1百万ドル6.25現金代が$の高級手形の割合17.3百万ドル、支払利息を含めて#ドル0.1百万ドルです。買い戻しの結果は一ドルでした2.6百万

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繰延融資の解約費用を含む収益#ドル0.3百万ドルです。再購入の6.252022年12月31日、優先債券は解約せず、当社が国債形式で保有している。

信用手配

2022年12月31日までの年度まで、当社はその以前の循環信用手配協定を終了し、新しい信用手配プロトコルで以前の循環信用手配協定を代替する。この信用手配の借入基数は最高#ドルに達する150.0百万ドル100.02022年12月31日に提供された初期約束は100万ドルで、追加提供$を選択することができます50.0当社と貸手の双方の同意を得て、金額は百万元です。信用手配の利息はニューヨーク連邦準備銀行が発表した保証付き隔夜融資金利と信用保証金に基づいています6.00%は、クレジット調整後の利益は0.26%です。信用手配項目の未引き出し金と利息を計上する2.10年間%は、利用可能な金額に基づいています。この信用計画はコロンビアでの会社の資産と経済的権利を保証する。その最終期限は2024年8月15日であり、何らかの条件を満たせば、2025年2月18日まで延長される可能性がある。抽選の有効期間は6ヶ月で、2022年8月18日の信用手配の日から計算される。2022年12月31日まで、信用計画はまだ使用されていない。

信用手配の条項によると、同社は以下の財務契約を遵守しなければならない

i.世界のカバー率は少なくとも150%は、最終期限までの会社が将来のキャッシュフローを統合した正味現在価額を使用して計算され、割引日は10各報告期間内に、信用手配の未返済金額は未返済金額より%高い。当社は将来のキャッシュフローの正味現在価値を総合しなければならない80現在、インターコンチネンタル取引所のブレント長期原油先物価格の%である。

二、早期返済生命保険の割合は少なくとも150開始日から最終期限までの商業契約による商品の推定合計価値計算を用いた百分率80現在、大陸間取引所ブレント原油長期契約の%は、品質と輸送割引に基づいて、融資者に支払う利息と他のすべてのコストを含む信用手配上の未返済金額を調整する。

i.会社は現金源が予想現金使用量の少なくとも2倍以上の流動資金比率を超えると予想している1.15四半期ごとに1年間に将来のキャッシュフローを統合した回数を計上する。将来のキャッシュフローには、予想される運営キャッシュフロー、予想されるより少ない資本支出、およびいくつかの他の調整が含まれる。この条約で使用されている商品の価格設定は90将来のキャッシュフローの現行ブレント長期バンドの%が予想される。

2022年12月31日以降、信用手配下の引き出し可能期間は2023年8月20日まで延長される。

賃貸借証書

当社は2022年12月31日までに発電機およびポリマー注射設備融資リース合わせて#ドルを記録した16.5百万ドルと1つは運営オフィスのレンタル料は$8.3百万ドルです。融資リースの契約期間は2至れり尽くせり5年とほぼ同じように5.7%から9.6%です。レンタル経営の期限は6.5年、増額借入金金利は約7.0%.

利子支出

添付の連結業務報告書で確認された支払利息総額を以下の表に示します

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
契約利息その他融資費用			$	42,965					$	50,572					$	50,515
債務発行原価償却			3,528						3,809						3,625
			$	46,493					$	54,381					$	54,140

当社は優先手形の発行とその信用手配により債務発行コストが発生しています。2022年12月31日現在、未償却債務発行コスト残高は債務帳簿金額から直接差し引かれており、有効利息方法を用いて債務期限内に利息支出に償却されている。

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9. 株本

			普通株株
発行済みと発行済み株、2020年12月31日			366,981,556
行使のオプション			162,944
発行済みと発行済み株式、2021年12月31日			367,144,500
行使のオプション			1,754,119
発行済み株式、2022年12月31日			368,898,619
在庫株			(22,747,462)
2022年12月31日に発行·発行される株式			346,151,157

会社の法定配当金には595百万株の株があります570百万ドルは普通株に指定され、額面$0.0011株当たり25100万ドルを優先株として額面$0.001一株ずつです。

当社は2022年12月31日までに、トロント証券取引所(“トロント証券取引所”)の施設及びカナダの合資格別取引プラットフォームを通じて株式買い戻し計画(“2022計画”)を実施している。2022年計画によると、同社は現行の市場価格で購入できる36,033,969普通株は約102022年8月22日現在の普通株式発行·発行済み株式の割合。2022年計画は2023年8月31日以降に満期になります10最大シェアに達しています買い戻しは、株式供給状況、当時の市場状況、会社株の取引価格、会社の財務業績、その他の条件に依存する

当社は2022年12月31日までに年間で購入しました22,747,462加重平均価格が約$1の株1.20一株ずつです。買い戻し株式は当社が保有し、2022年12月31日に在庫株として記録する

株式報酬賞

同社はその役員、従業員、取締役のために株式報酬計画を立てた。幹部たちと職員たちは受給者たちに基づいて継続的に雇用された株式補償を受けるだろう。性能の面で共有ユニット(“PSU”)は，付与されたユニット数は具体的なキー業績評価基準の実現状況に依存する.株式ベースの報酬には80PSUと20%の株式オプション。2022年12月31日現在、会社が支払っていない株式ベースの報酬には、PSU、繰延株式単位(“DSU”)および株式オプションが含まれている。

改正された2007年株式インセンティブ計画によると、会社取締役会は、会社普通株の株式を取得するためにオプションまたはその他の権利を発行する権利を有する。2012年6月27日、sウサギを飼う人Gran Tieraは会社の2007年株式激励計画に対する修正案を承認し、この計画に基づいて発行可能な普通株式を追加したm 23,306,100共有する39,806,100株式です。2021年6月2日、Gran Tieraの株主は会社の2007年株式激励計画の改訂を許可し、この計画に基づいて発行可能な普通株を追加した39,806,100共有する54,806,100株式です。2022年5月4日、Gran Tieraの株主は会社の2007年株式激励計画の改訂を許可し、この計画に基づいて発行可能な普通株を追加した54,806,100共有する59,806,100株式です。

 

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次の表は、2022年12月31日までの年度のPSU、DSU、株式オプション活動の情報を提供します

			PSU						DSU						株式オプション
			既発行株式単位数						既発行株式単位数						未償還株式オプション数						加重平均相場(ドル)
バランス、2021年12月31日			30,365,196						5,710,764						17,848,722						1.20
授与する			6,841,907						851,095						2,859,030						1.40
鍛えられた			(4,396,646)						—						(1,754,119)						0.74
没収される			(1,282,224)						—						(292,887)						1.35
期限が切れる			—						—						(1,357,886)						2.77
バランス、2022年12月31日			31,528,233						6,561,859						17,302,860						1.15
付与され行使可能であり，2022年12月31日に															9,056,863						1.31
オプションの有効期間内に2022年12月31日に帰属または予想帰属															17,022,420						1.15

2022年12月31日までの年度、株式に基づく報酬支出s $9.0百万 (2021 - $8.4 million; 2020 - $1.2100万ドル)をG&A費用に記入します

2022年12月31日には $10.5百万(December 31, 2021 and 2020 - $11.8百万ドルとドル5.9それぞれ)PSUとストックオプションに帰属していない未確認補償コストは，加重平均期間内に確認する1.5年.年それは.加重平均残りG契約t2022年12月31日に帰属または予想されるオプションに帰属したERMは2.5年.年.

PSU

PSUは所有者に当社の選択権に応じて、当該等単位に帰属する際に自社普通株の関連株式数又は関連株式価値に相当する現金支払いを請求する権利を持たせる。PSUは後ろの崖のベストになります3年しかし、受授者は引き続き雇用の制限を受けている。帰属後、普通株式の標的数又はその価値に相当する現金支払範囲がゼロ至れり尽くせり200PSU数のパーセンテージは、適用された業績目標に対する会社の業績に基づいて付与された2022年12月31日までに12.4百万(2021年12月31日) - 4.4百万)のPSUが付与され、現金で決済される。2022年12月31日現在、完成していないPSUの業績目標は以下の通り

i.50報酬の割合は、同業者会社のグループに対する会社の総株主報酬(TSR)に関連する目標に依存する

二、2020年と2021年の賞：25報酬の割合は会社の1株当たりの純資産額に関する目標に依存し、資産純資産額は税前純現在価値に基づいて割引されています10埋蔵量と可能な埋蔵量の割合を明らかにする

2022年賞：財務契約とドルを守る20百万の自由キャッシュフロー (1)および

三、三、25報酬の割合は会社の戦略実行と関連した目標にかかっている。

(1)運営資金から探査費用を差し引く前の資本支出と短期インセンティブ計画と定義する。

複数のサービス株の補償費用は、これらの業績目標の実現状況に応じて調整することができる。業績が適用される最低基準を下回れば、業績目標ごとに定められたPSU賠償金部分について何の和解も達成されない。業績が目標パフォーマンス目標を超えた場合、PSUは付与された目標数を超えて解決されます。同社は現在PSUを現金で決済する予定だ。

DSU

当該等単位に帰属する際には、持株者は、自社普通株の関連株式数を受け取る権利があるか、又は自社の選択に応じて、関連株式価値に等しい現金支払いを受ける権利がある。DSUが許可されると

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この事はすぐに解決した.2022年12月31日までの年度内に、授権者から取締役特別引出権が付与され、授与者が取締役会メンバーでなくなった場合に決済される。同社は現在、現金でDSUを決済する予定だ。

株式オプション

株式オプションごとに所有者の購入を許可する1つは規定行使価格で計算された普通株式。執行権価格は付与と帰属時の普通株の市場価格に等しい3年それは.付与された株式オプション期限は5年あるいは…3か月当社のサービス終了後、最初に発生した者を基準とします

2022年12月31日までの年度1,754,119株式オプションが行使され、ドル1.3百万の現金を受け取りました2021- 162,944株式オプションが行使され、ドル0.1100万ドルの現金を受け取り2020年には違います。オプションを行使し，違います。受け取った現金収益)。

2022年12月31日と2021年12月31日までの未償還株式オプションの加重平均残存契約期間はs 2.5そして3.0年は別々に行使可能な株式オプションは 1.9そして2.2それぞれ数年です

各株式オプション報酬の公正価値は、付与された日にブラック·スコルスオプション定価モデルを採用し、次の表に記載された仮定に基づいて推定される

十二月三十一日までの年度

2022

2021

2020

配当率(1株)

ありません

ありません

ありません

波動率

77%から81%

71%から80%

50%から69%

加重平均変動率

77

%

78

%

52

%

無リスク金利

1.4%から4.0%

0.4%から0.9%

0.3%から1.7%

所期期限

5年.年

4 - 5年.年

5年.年

2022年12月31日までの年度授権権の加重平均授出日公正価値は$0.88 (2021 - $0.47; 2020 - $0.29)各オプション。2022年12月31日までの年度帰属のオプションの加重平均授受日公正価値は$0.58(2021 - $0.52; 2020 - $0.79)各オプション。2022年12月31日までの年度内に帰属する株式オプションの総公平価値は$2.2百万 (2021 - $2.1 million; 2020 - $1.9百万)。

加重平均未償還株式

 

			十二月三十一日までの年度
			2022						2021						2020
発行済み普通株式加重平均			364,455,456						367,022,903						366,981,556
株式オプションによって発行可能な株式			11,847,316						1,592,092						—
株式オプション収益から購入した株を仮定する			(7,022,675)						(741,606)						—
希釈して発行された普通株式の加重平均			369,280,097						367,873,389						366,981,556

2022年12月31日までの年度5,900,245オプション1株当たりの収益(損失)を希釈する計算には含まれていないが，オプションは逆に赤字であるからである(2021 - 15,559,816；2020--すべてのオプション)

 

73

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10. 資産廃棄義務

 

同社の石油·天然ガス資産に関する資産廃棄債務の帳簿価値の変化は以下の通りである

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021
年初残高			$	54,525					$	48,214
負う責任			5,025						4,122
集まって落ち合う			(2,630)						(805)
吸引積			4,498						4,180
見積もり負債を改訂する			2,081						(1,186)
年末残高			$	63,499					$	54,525
現在のところ(1)			$	141					$	—
長期の			$	63,358					$	54,525
年末残高			$	63,499					$	54,525

(1)資産廃棄債務の流動部分会社貸借対照表に計上された買掛金と売掛金負債

推定負債の改定は、インフレ率、財産寿命の変化、および清算資産廃棄債務の予想時間の改定を含むが、これらに限定されない資産廃棄コスト推定の変化に主に関連する。2022年12月31日現在，資産廃棄債務を返済するために法律で制限されている資産の公正価値は#ドルである6.5百万ドル(2021年12月31日-$5.3百万)。これらの資産は、会社貸借対照表に限定的な現金と現金等価物として入金される(付記15)。

11. 収入.収入

同社のすべての収入は、出荷時に買い手が指定された販売所で受信した混合価格を反映した石油販売からのものであり、またはICEブレント原油に対する契約によって定義され、ワスコニアまたはカスティリア原油の差額および毎月の品質および輸送割引に基づいて調整される。2022年12月31日までの年度100% (2021 and 2020 - 100%)石油販売および品質および輸送割引からの収入17% (2021 - 15%; 2020 - 25インターコンチネンタル取引所のブレント原油価格。2022年12月31日までの年間で、会社の製品は主にコロンビアの2つの主要顧客に販売されており、これは78%和22総売上高の割合を占める(2021-3年、占める66%, 19%和12販売量の割合と2020-3は41%, 31%和25販売量のパーセント)

2022年12月31日現在、売掛金はゼロ2022年12月生産に関する計上販売収入(2021年12月31日現在−ゼロ2020年12月31日ドル0.1毎年12月の生産高に関する百万ドル)。

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12. 税金.税金

 

以下の理由により、報告されている所得税費用および回収は、法定税率を所得税前収入(損失)に適用して計算される金額とは異なる

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
所得税前収入
アメリカです			$	(38,161)					$	(31,329)					$	(19,065)
外国.外国			283,096						54,465						(834,296)
			244,935						23,136						(853,361)
法定料率(1)			35		%				31		%				32		%
所得税支出(回収)を見込む			85,727						7,172						(273,076)
外国税収の影響			8,876						9,723						26,668
外貨換算			(4,641)						14,450						48,734
営業権の減価			—						—						32,826
株に基づく報酬			5,804						1,708						666
評価免除額を変更する			2,386						(53,434)						75,241
コロンビアは差し引かれない第三者特許使用料			3,422						1,568						697
他の恒久的差異			4,332						(1,058)						5,349
減額できない投資損失			—						525						7,501
所得税総支出(回収)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)
実際の税率			43		%				(84)		%				9		%
当期所得税支出
外国.外国			80,566						4,479						754
			80,566						4,479						754
所得税支出を繰延する
外国.外国			25,340						(23,825)						(76,148)
所得税総支出(回収)			$	105,906					$	(19,346)					$	(75,394)

(1)税率はコロンビアの法定税率です。

全体的に、当社のやり方と意図は、私たちの非米国子会社の収益をこのような子会社の運営に再投資することです。当社は2022年12月31日現在、無期限再投資の外国子会社の投資に米国または追加の外国源泉徴収税を割り当てていない。一般的に、配当金の送金時や他の場合、このようなお金は税金を払わなければならない

2022年12月、コロンビア政府は1月1日に発効する新しい税改正法案を公布したST2023年です改革には、資本利益税税率を15%(10%)に引き上げ、配当税率を20%(10%)に引き上げること、課税所得額を計算する際の現金支払いの特許権使用料と実物特許権使用料に関連するコストの税収控除を廃止すること、現在35%の税率に基づいて付加価値を導入することなど、石油会社に適用される所得税制度の重大な改革が含まれる。追加料金は，納税年度内にインフレ調整されたブレント原油平均価格と，これまで120カ月の毎月のインフレ調整ブレント原油価格を比較することで決定される。納税年度のブレント原油価格が過去価格範囲の30%値を超えた場合には，5%の付加税が徴収される。納税年度内にブレント原油価格が45%と60パーセンタイル値を超えた場合，それぞれ10%と15%に増加した。GTEは2023年の付加税は15%，総合所得税税率は50%と予想している。繰延所得税の計算に適用される税率は、この変化を反映するように調整された。

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次の表は、2022年12月31日と2021年12月31日までの繰延税金資産の構成要素を示しています

			12月31日まで
(千ドルで)			2022						2021
営業損失を繰り越した税収割引			$	53,720					$	67,134
計税基準を超えた帳簿基準			(20,349)						16,815
外国税収控除その他の課税項目			103,700						91,381
繰り越し資本損失の税収割引			—						28,050
減価準備前の繰延税金資産			137,071						203,380
推定免税額			(114,109)						(141,886)
繰延税項目純資産			$	22,962					$	61,494
繰延税金資産			22,990						61,494
			22,990						61,494
繰延税金負債			28						—
			28						—
繰延税項目純資産			$	22,962					$	61,494

当社は2022年12月31日現在、未使用の非資本損失繰越収益$を確認していません91.3 million (2021 - $62.1 million, 2020 - $46.0100万)を米国の連邦目的に使用し、2030年から2042年までに期限を満了する。

2022年12月31日に、当社は未使用の非資本損失繰越利益を$と確認しました40.7 million (2021 - $102.4 million, 2020 - $115.6100万ドルの総額は$59.5百万ドル違います。税金控除(2021年-違います。2020年の税金控除-ドル1.0100万ドルの総額は$2.1コロンビアの連邦目的に100万ドルです同社の余剰税額損失は12年の繰り越し期を得る権利がある。

2022年12月31日と2021年12月31日まで、大提エラ違います。税金優遇及び関連利息及び罰金が総合貸借対照表に計上されている繰延税項資産及び当期税項負債が確認されていない。会社は今後12カ月以内に、未確認の税収割引に大きな変化はないと予想している。当社は2022年12月31日までの年度総合経営報告書に、他に税金に関する重大な権益や罰金はありません。

13. 引受金とその他の事項

 

購入義務、契約決定、レンタル

 

2022年12月31日現在、残り期限が1年を超える撤回不能協定で規定されている今後の最低支払いは以下の通り

			12月31日までの年度
(千ドルで)			合計する						2023						2024						2025						2026						2027						その後…
施設			8,704						1,997						2,002						1,997						1,997						711						—
賃貸借契約を経営する(1)			10,684						2,093						1,605						1,710						1,723						1,938						1,615
融資リース(1)			22,036						5,105						4,644						2,233						2,233						7,821						—
ソフトウェアと電気通信			774						387						387						—						—						—						—
			$	42,198					$	9,582					$	8,638					$	5,940					$	5,953					$	10,470					$	1,615

(1)維持費と運営費が含まれています。

Gran Tieraはオフィススペース，車両，タンクの運営リース，発電と強化石油回収施設，タンク，圧縮機の融資リースを有している。

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完済する

 

当社は、当社およびその付属会社および/または連属会社との関連によるすべての訴訟や訴訟和解費用を含むが、いくつかの制限を受けなければならないが、様々なプロジェクトについて取締役および上級管理者に会社補償を提供している。会社は、将来起こりうる任意の訴訟または訴訟のコストを軽減するために、取締役および上級管理職の責任保険を購入している。潜在的な未来の支払いの最高金額を合理的に見積もることはできない。会社は通常の業務中に取引相手に、通常は売買協定のような標準的な契約条項の賠償を提供することができる。これらの賠償の条項は契約によって異なり、契約の性質は会社が支払う必要がある可能性のある最高潜在金額を合理的に見積もることができない。

信用状

2022年12月31日まで、会社は累計信用状とその他の信用支援を提供しました呉元元111.1百万(百万)December 31, 2021 - $103.0コロンビアとエクアドル探査契約に記載されている仕事の保証及び他の資本又は業務要求の保証として。

事件があったり

Gran Tieraにはいくつかの訴訟とクレームが含まれている。訴訟や紛争の結果は肯定的に予測できない；Gran Tieraはこれらの問題の解決が会社の総合財務状況、経営業績またはキャッシュフローに実質的な悪影響を与えないと信じている。Gran Tieraは、コストが発生したり、可能となり、決定可能なコストが発生した場合にコストを記録する。

14. 金融商品、公正価値計量、信用リスク、外国為替リスク

 

金融商品

金融商品は最初に公正価値に従って入金され、公正価値は計量日に資産を売却するか、または市場参加者に支払いをして負債を清算する価格と定義される。公正価値によって計量する金融商品に対して、公認会計原則は公正価値階層構造を構築し、公正価値を計量するための評価技術の投入を優先順位付けした。この階層構造は3つの主要なレベルから構成されている

•第1レベル-アクティブ市場における同じ資産と負債を代表するオファーの投入

•第2級−第1級内で直接又は間接的に観察可能な資産及び負債の見積以外の投入

•第3級−資産と負債の観察不可能な投入

当社が貸借対照表で確認した金融商品には、現金および現金等価物、限定的な現金および現金等価物、売掛金、その他の長期資産、デリバティブ、支払すべき帳簿および売掛金負債、長期債務の流動部分、長期債務、流動および長期持分補償報酬負債、およびその他の長期負債が含まれる。当社は既存の情報に基づく適切な推定技術を用いて資産と負債の公正価値を計測している

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公正価値計量

以下の表に、同社の2022年12月31日と2021年12月31日までの金融商品の公正価値計測を示す

			12月31日まで
			2022						2021
(千ドルで)
レベル1
資産
PEF-電流(2)			$	5,981					$	—
PEF-長期(1)			9,975						7,578
			$	15,956					$	7,578
負債.負債
DSU責任--長期責任(3)			$	6,496					$	4,346
6.25上級付記率			243,801						273,672
7.75上級付記率			241,455						271,500
			$	491,752					$	549,518
レベル2
資産
派生資産(2)			$	—					$	219
制限された現金と現金等価物-長期(1)			5,343						4,903
			$	5,343					$	5,122
負債.負債
派生負債			$	—					$	2,976
循環信用手配			—						66,987
PSU負債-現在			15,082						2,710
PSU責任-長期(3)			9,941						9,372
			$	25,023					$	82,045
レベル3
負債.負債
資産廃棄債務--流れ			$	141					$	—
資産廃棄債務--長期			63,358						54,525
			$	63,499					$	54,525

(1)制限現金およびPEFの長期部分は、会社の貸借対照表に計上されている他の長期資産

(2)会社貸借対照表に計上されたその他の流動資産

(3)長期配当及び配当負債を会社貸借対照表に計上した長期持分補償奨励負債

このような手形の短期満期日により、現金及び現金等価物、流動制限現金及び現金等価物、売掛金及び売掛金の公正価値は、その帳簿額面と一致する。

長期制限現金と現金等価物の公正価値はその帳簿価値に近く、金利は可変であるため、市場金利を反映している

PEF

当社の発売済みPSUでの普通株取引価格変化のリスクを減らすため、当社はPEFを設立しました。期限終了時には、取引相手は、推定値日会社普通株価格で計算された株式名義金額に相当する金額を会社に支払う。当社は前払権益の長期名義金額を適宜増加または減少させるか、または早期に合意を終了する権利があります。時点で

78

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2022年12月31日、会社のPEF名目金額は16.0百万株、公正価値は$16.0百万ドルです。2022年12月31日まで、当社は収益$を記録しました1.3PEFのG&A費用は百万ドル(2021年12月31日-$0.9100万ドルの収益と2020年にゼロ)である。PEF資産の公正価値は、各報告期間の終了時にアクティブ市場での会社のオファーを用いて推定される。

DSU責任

各報告期間が終了した時点で、企業が活発な市場で報告した株価に基づいて、直接供給株負債の公正価値を推定する。

PSU責任

PSU負債の公正価値は，会社株価やPSU業績係数などを用いて試算した

派生資産と派生負債

派生ツールの公正価値は、アクティブ市場のオファーおよび第三者のオファーを含む様々な要因に基づいて推定される。社内評価も行い、第三者の見積もりの合理性を確保している。当社は、取引相手の信用リスクを考慮して、デリバティブの取引相手が契約要求金を支払うことができずに違約する可能性があるかどうかを評価した。また、当社は同社がかなり高い信用要素を持っており、デリバティブ取引に関連する潜在的な償還責任を履行する財力と意思があると考えている。2022年12月31日、当社には平倉派生製品は何もありません。

以下の表に、添付の統合業務レポートで確認された派生ツールおよび他のツールの損益を示す

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
商品価格派生損益			$	26,611					$	48,723					$	(220)
外貨デリバティブ損失			—						115						3,155
誘導工具損失			$	26,611					$	48,838					$	2,935
未実現投資損失			$	—					$	2,032					$	46,883
投資売却損失			—						1,355						—
金融商品(収益)損失			(7)						(18)						1,164
他の金融商品(収益)損失			$	(7)					$	3,369					$	48,047

これらの損益は，総合業務表とキャッシュフロー表で金融商品列として損益を報告している

信用手配と高級手形

2022年12月31日現在、公正な価値で記録されていない金融商品には、高級手形と信用手配が含まれている(付記8)。

2022年12月31日までの年度内に、当社はその以前の循環信用手配協定を終了し、新しい信用手配で以前の循環信用手配を代替する。2022年12月31日まで、信用計画はまだ使用されていない。

2022年12月31日に6.25高級付記と百分率7.75高度な備考率は$275.9百万 aND$293.2百万人それぞれ元金総額から未償却債務発行コストを差し引いたものであり，公正価値は $243.8百万ドルとドル241.5百万ドルです。

資産廃棄債務

同社の非日常的公正価値計量には資産廃棄債務が含まれている。資産廃棄債務の公正価値は、廃棄債務に必要な予想将来の現金流出を満たすために計量されたものであり、この現金流出は当社の信用調整された無リスク金利で割引される。このようなデータを計算するための重要な第3レベル入力

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負債には、発生するコストの推定、会社の信用調整された無リスク金利、インフレ率、および推定された放棄日が含まれる。時間が経つにつれて、付加価値費用は割引負債が期待される決済価値まで増加することが確認され、資産廃棄コストは関連資産の推定生産年限内に償却される

 

商品価格リスク

同社は、その石油生産の予測販売に関連するキャッシュフローの変動性を管理するために、商品価格デリバティブを時々利用し、商品価格リスクを低減し、資本支出の少なくとも一部を実行できることを確実にするために、基本的なキャッシュフローレベルを提供する可能性がある。当社には2022年12月31日現在、商品価格派生ツールはありません

外国為替リスク

同社のコロンビアでの業務は外国為替リスクに直面しており、主に運営と輸送コストおよびG&A費用である。為替変動のリスクを軽減するため、当社は外貨両替デリバティブを締結することができる。当社は2022年12月31日現在、外貨両替デリバティブの返済を行っていません

為替損益を実現しなかったのは主にGran Tieraの流動と繰延税項資産と課税項目(主に現地通貨建ての貨幣性資産と負債)によるドル対コロンビアペソとカナダドルの変動によるものである。したがって，為替損益はドル機能通貨に両替することによって計算しなければならない.コロンビアのペソはドルに切り上げられ、為替収益は約6千だドルの繰延税金資産残高と約7千だドルは税金を払うべきです。この影響は、会社の2022年12月31日の繰延税金資産と支払税に基づいて計算される。

2022年、2021年、2020年12月31日まで年度y, 100同社の石油売上の%はコロンビアから来ていますコロンビアでは同社は100%の収入はドルで、大部分の資本支出はドルで計算しますか、あるいはドルで計算します

信用リスク

金融商品の取引相手が合意した条項に従ってその義務を履行できなければ、当社は損失を被り、信用リスクが生じる可能性がある。会社が集中的な信用リスクに直面している金融商品は主に現金と現金等価物、制限的な現金と売掛金を含む。現金および現金等価物、制限的現金と売掛金の帳簿価値は、経営層の信用リスクの評価を反映している。

2022年12月31日現在、現金および現金等価物および限定的な現金には、投資レベルの信用格付けを有する金融機関に保管されている銀行口座残高、定期預金、および預金が含まれている。

同社の売掛金の大部分は石油や天然ガス業界への顧客販売と関係があり、典型的な業界信用リスクに直面している。収入が一つの業界に集中することは、顧客が経済や他の条件の変化の影響を受ける可能性があるため、会社全体の信用リスクに影響を与える。当社は信用の良い実体とのみ販売契約を締結し、個別実体に対するリスクを定期的に検討し、この信用リスクを管理している。当社は2022年12月31日までに2つの顧客(2021年と2020-3つ)を保有しており、10売り上げの%を占めています。

いずれかの単一取引相手へのリスクを減らすために、同社は一連の投資級格付け金融機関を利用してそのデリバティブ取引を行っている。当社は取引相手の信用を監視し続けているが、取引相手の信用の突然の変化を予測することはできない。また、このような変化が突然でなくても、当社が取引相手の信用リスク増加を緩和する能力は限られている可能性がある。これらの取引相手の一方が義務を履行しなければ、当社はその一部のデリバティブのメリットを実現できない可能性がある。

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15. キャッシュフロー情報を補完する

次の表は、現金、現金等価物、制限現金および現金等価物と会社合併貸借対照表との入金を提供し、これらの現金および現金等価物の合計は、統合現金フロー表に示されている

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
現金と現金等価物			$	126,873					$	26,109					$	13,687
制限された現金と現金等価物-流れ			1,142						392						427
制限された現金と現金等価物-長期(1)			5,343						4,903						3,409
			$	133,358					$	31,404					$	17,523

(1)制限現金の長期部分は、会社の貸借対照表上の他の長期資産に含まれる。

業務活動の資産と負債の純変動は以下のとおりである

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
売掛金その他の長期資産			$	2,352					$	(5,686)					$	27,607
派生商品			(12,625)						(5,808)						2,302
在庫品			(4,165)						(2,383)						(2,628)
その他前払い費用			(1,775)						(199)						(279)
売掛金、売掛金、その他の長期負債			(5,789)						48,206						(47,194)
前払い税金と受取と支払税金			86,319						25,024						56,254
経営活動の資産と負債の純変動			$	64,317					$	59,154					$	36,062

次の表は、補足キャッシュフロー開示を提供します

			十二月三十一日までの年度
(千ドルで)			2022						2021						2020
所得税の現金を納める			$	37,052					$	36,352					$	14,611
利子を支払う現金			$	43,363					$	50,109					$	50,209
非現金投資活動
財産·工場·設備に関する純負債，年末			$	55,118					$	30,142					$	28,711

16 後続事件

年末の後、会社は#ドルを受け取りました5.4100万ドルの帰属から6.0100万個の短期PEF単位です

補足データ(監査なし)

1)石油·天然ガス生産活動

財務会計基準委員会会計基準編纂第932号“採掘活動-石油と天然ガス”及びアメリカ証券取引委員会(アメリカ証券取引委員会)の規定によると、同社はその石油と天然ガスの探査と生産業務に対して何らかの補足開示を行った。

A.明らかになったNAR埋蔵量を推定する

2020年12月31日，2021年，2022年12月31日までのGran Tieraの推定で明らかにされた純埋蔵量と総純明らか埋蔵量と未開発総埋蔵量，および2022年12月31日までの3年間の総純明らか埋蔵量の変化を表に示す。

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埋蔵量代表経営陣が特許使用料を差し引いて石油と天然ガス埋蔵量の最適推定を明らかにした。各物件の埋蔵量推定は毎年内部で作成され、2022年12月31日までの100%埋蔵量はすでに独立した合格埋蔵量コンサルタントMcDaniel&Associates Consulters Ltd.によって評価された。

埋蔵量推定過程は、重大な決定と仮定を用いて、各物件の既存の地質、地球物理、工事と経済データを評価し、年末に存在する経済と運営条件下で、これらのデータが既知の貯蔵層から採掘できることを証明することが要求される。石油と天然ガス埋蔵量の決定は複雑で、重大な判断が必要だ。予備情報を推定するための仮定は、今後一定期間にわたってそのような備蓄を大幅に増加または減少させる可能性がある。埋蔵量の推定は絶えず変化する可能性があるため、開発、掘削、テストと油貯蔵の研究に要する時間のため、埋蔵量を正確に確定することは数年以内に不可能である可能性がある

			液体(1)						ガス.ガス
			(Mbbl)						(MMcf)
明らかになったNAR埋蔵量、2019年12月31日			67,329						1,894
回復速度を上げた			961						—
延拓			879						—
技術改訂			2,477						(40)
生産する			(6,954)						(199)
明らかになったNAR埋蔵量、2020年12月31日			64,692						1,655
回復速度を上げた			2,057						—
延拓(2)			7,475						—
技術改訂			1,009						133
生産する			(8,668)						(119)
明らかにされたNAR埋蔵量、2021年12月31日			66,565						1,669
回復速度を上げた			—						—
拡張と発見(2)			6,273						—
技術改訂			1,558						(208)
生産する			(9,129)						(15)
明らかになったNAR埋蔵量、2022年12月31日(2)			65,267						1,446
埋蔵量NARの開発が明らかになり、2020年12月31日			38,660						633
埋蔵量NARの開発が明らかになり、2021年12月31日			41,869						880
埋蔵量NARの開発が明らかになり、2022年12月31日			40,360						858
未開発埋蔵量NAR，2020年12月31日が明らかになった			26,032						1,022
未開発埋蔵量NAR，2021年12月31日が明らかになった			24,696						789
未開発埋蔵量NAR，2022年12月31日が明らかになった			24,907						588

(1)2022年2021年2020年12月31日には100%石油です。

(2)エクアドルを含む2.5 Mbbl延期および(0.2)MMbbl技術改正(2021年--エクアドルの0.5 Mbbl延期を含む)。

上の表に示すように、2022年、2021年、2020年12月31日までに明らかになった埋蔵量の変化は、主に以下のような重要な要素によるものである

回復速度を上げたAcordionero油田重油採取率の向上により，2022年12月31日までの年間採収率は改善されなかった(2021−2.1 MMBOEと2020−1.0 MMBOE)。

拡張し発見することです2022年12月31日までに埋蔵量が6.3 MMBOE増加することが明らかにされており，そのうち3.8 MMBOEはコロンビアの拡張·発見であり，2.5 MMBOEはエクアドルにある。コロンビアではAcordioneroとCostayaco油田でそれぞれ2.4と0.5 MMBOEの延長があり，残りの0.9でAlea−1848年に発見された

82

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ブロック(2021-7.5 MMBOE、Acordionero、Costayaco、Moqueta、Charapa油田の備蓄拡張と2020年のため - 0.9 MMBOEは，AcordioneroやCostayaco油田の備蓄拡張により)。

技術と経済改訂版。2022年12月31日までの年間で埋蔵量が1.6 MMBOE増加することが明らかにされており、主にAcordioneroとCostayaco油田掘削増加と持続注水表現に基づく積極的な技術改訂に関連している(2021-1.0 MMBOEはAcordioneroとCostayaco油田の表現と注水反応と2020年の積極技術改正に関連している - 2.5 MMBOE,Acordionero，Costayaco，Moqueta，Cohembi油田が業績や注水反応による積極的な技術改訂に関与している)。

B.資本化コスト

2022年12月31日までの2年間、Gran Tiera石油と天然ガス生産活動の資本化コストには以下の項目が含まれている

(千ドルで)			証明された性質						未証明の属性						積算 枯渇し、 減価償却 そして 減損する						純資本化コスト
バランス、2022年12月31日			$	4,617,804					$	74,471					$	(3,617,380)					$	1,074,895
バランス、2021年12月31日			$	4,302,473					$	131,865					$	(3,442,893)					$	991,445

C.発生した費用

次の表に各年度のGran Tieraによる石油と天然ガス資産の買収および探査と開発によるコストを示す

(千ドルで)			合計する
2020年12月31日までの年度
物件購入コスト
証明しました			$	—
未確認である			$	—
探査コスト			$	12,852
開発コスト			$	92,773
2021年12月31日までの年度
物件購入コスト
証明しました			$	—
未確認である			$	—
探査コスト			$	20,410
開発コスト			$	142,461
2022年12月31日までの年度
物件購入コスト
証明しました			$	—
未確認である			$	—
探査コスト			$	89,898
開発コスト			$	160,933

83

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D.石油·天然ガス生産活動の経営成果

(千ドルで)			コロンビア
2022年12月31日
石油販売			$	711,388
生産コスト			(172,582)
探査料			—
DD&A費用			(180,039)
資産減価			—
所得税費用			(105,906)
経営成果			$	252,861
2021年12月31日
石油販売			$	473,722
生産コスト			(147,339)
探査料			—
DD&A費用			(139,765)
資産減価			—
所得税費用			19,346
経営成果			$	205,964
2020年12月31日
石油販売			$	237,838
生産コスト			(122,431)
探査料			—
DD&A費用			(164,013)
資産減価			(564,495)
所得税費用			75,394
経営成果			$	(537,707)

E.将来のキャッシュフローと変動割引の標準化計測

以下の開示は、明らかにされた純埋蔵量の推定およびこれらの埋蔵量の予想採掘期間に基づく。将来の現金流入は、契約が規定価格を手配しない限り、12ヶ月間の毎月1日目の価格の未加重算術平均値で計算されるが、将来の条件に基づいて、Gran Tieraが明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量の今後の年間生産量推定の特許使用料シェアをアップグレードすることは含まれていない。

			コロンビア						エクアドル
12ヶ月間の加重演算平均値なし、12ヶ月間の毎月の初日井口価格
2022			$	86.16					$	91.53
2021			$	58.07					$	62.42
2020			$	35.33					$	—
加重平均生産コスト
2022			$	16.26					$	19.55
2021			$	15.55					$	17.40
2020			$	12.90					$	—

生産および更なる開発により埋蔵量による将来の開発と生産コストは年末コスト指標に基づいて計算されることが明らかになった。未来の所得税は年末法定税率の適用によって計算される。これらの比率は、許容される控除と税収控除を反映し、推定された税引き前の将来の現金流量純額に適用される。将来純現金を割引する

84

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ストリームは10%の年間割引率を用いて計算した.計算は既存の経済、経営、そして契約条件を継続することを仮定している。しかし、このような独断的な仮定は過去にそうであることが証明されなかった。他の仮定は異なる結果をもたらすかもしれない。

同社は、これらの情報は、その石油および天然ガス生産資産の現在の経済的価値またはその推定された将来のキャッシュフローの現在値をいかなる方法でも反映していないと考えている

•経済的価値は可能で可能な埋蔵量によるものではありません

•10%を使用する割引率は任意である；および

•十二ヶ月間の毎月の初日から十二ヶ月間の未加重算術平均値から、価格は変化していく。

Gran Tieraが推定した明らかになった石油と天然ガス埋蔵量の割引未来の純キャッシュ流の標準化測定は以下の通りである

(千ドルで)			コロンビア			エクアドル			合計する
2022年12月31日
将来現金流入			$	5,410,256		$	256,220		$	5,666,476
将来の生産コスト			(1,298,198)			(104,614)			(1,402,812)
将来の開発コスト			(334,560)			(63,040)			(397,600)
将来的に資産廃棄債務			(50,520)			(2,700)			(53,220)
将来の所得税支出			(1,391,436)			(33,058)			(1,424,494)
未来浄現金流			2,335,542			52,808			2,388,350
10%割引			(659,092)			(18,632)			(677,724)
将来の純現金流量割引の標準化計量			$	1,676,450		$	34,176		$	1,710,626
2021年12月31日
将来現金流入			$	3,880,608		$	30,573		$	3,911,181
将来の生産コスト			(1,249,901)			(13,502)			(1,263,403)
将来の開発コスト			(365,983)			(12,175)			(378,158)
将来的に資産廃棄債務			(47,580)			(600)			(48,180)
将来の所得税支出			(514,231)			(1,866)			(516,097)
未来浄現金流			1,702,913			2,430			1,705,343
10%割引			(481,504)			(2,062)			(483,566)
将来の純現金流量割引の標準化計量			$	1,221,409		$	368		$	1,221,777
2020年12月31日
将来現金流入			$	2,329,016		$	—		$	2,329,016
将来の生産コスト			(929,591)			—			(929,591)
将来の開発コスト			(252,347)			—			(252,347)
将来的に資産廃棄債務			(43,455)			—			(43,455)
将来の所得税支出			(104,311)			—			(104,311)
未来浄現金流			999,312			—			999,312
10%割引			(271,825)			—			(271,825)
将来の純現金流量割引の標準化計量			$	727,487		$	—		$	727,487

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将来の純現金流量割引標準化計量の変化

次の表はGran Tieraが明らかにした石油と天然ガス埋蔵量の未来の純キャッシュフロー割引の標準化測定方法の変化をまとめた

(千ドルで)			2022						2021						2020
年初残高			$	1,221,777					$	727,487					$	1,188,196
生産された石油·天然ガスの販売·譲渡、生産コストを差し引く			(433,676)						(244,486)						(442,826)
将来の生産に関する価格と生産コストの純変化			1,373,950						1,217,785						(813,627)
回収を拡大、発見、向上させ、関連コストを削減する			384,414						382,423						47,271
先に年内に発生する発展コストを見積もりました			(136,856)						(98,724)						(150,644)
以前の数量推定数の改訂			75,460						(191,738)						700,106
割引の増加			122,178						72,748						118,820
所得税の純変動			(739,879)						(414,458)						128,265
将来の開発コストの変化			(156,742)						(229,260)						(48,074)
純成長			488,849						494,290						(460,709)
年末残高			$	1,710,626					$	1,221,777					$	727,487

第九項です会計と財務情報開示の変更と相違

ない。

第9条制御とプログラム

 

制御とプログラムを開示する

 

我々は、開示制御および手順(1934年の証券取引法または取引法の下のルール13 a-15(E)および15 d-15(E)によって定義されるような)を確立した。我々の経営陣は、CEO及び最高財務官の参加の下、取引所法案第13 a−15(B)条の要求に基づいて、本報告で述べた期間終了までの開示制御プログラム及びプログラムの設計及び動作の有効性を評価した。彼らの評価に基づいて、我々の最高経営責任者および最高財務官は、Gran Tieraの開示制御および手続きは、合理的な保証を提供するために2022年12月31日から有効であり、Gran Tieraが取引所法案の提出または提出された報告書に基づいて開示を要求する情報は、米国証券取引委員会規則および表で指定された期間内に記録、処理、まとめ、報告されており、このような情報は、開示に必要な決定をタイムリーに行うために、我々の最高経営責任者および最高経営責任者を含む管理層に伝達されると結論した。

経営陣財務報告内部統制年次報告書

我々の経営陣は、“取引法”の下のルール13 a-15(F)および15 d-15(F)で定義されているGran Tiera財務報告の十分な内部統制の確立と維持を担当している。我々の経営陣は、最高経営責任者と最高財務責任者の参加の下、トレデビル委員会後援組織委員会が2013年に発表した内部統制枠組みである総合的な枠組み(“2013 COSOフレームワーク”)に基づいて、2022年12月31日までの財務報告内部統制の有効性を評価した。2013年のCOSO枠組みでのこの評価によると、経営陣は、財務報告書の内部統制が2022年12月31日から有効であると結論した。2022年12月31日現在、本年度報告書にForm 10−K形式で提出された財務諸表を監査している独立公認会計士事務所ピマウェイ会計士事務所が財務報告書の内部統制の有効性を監査している。

 

財務報告の内部統制の変化

 

2022年12月31日までの年度中に、財務報告の内部統制に大きな影響を与えたり、合理的に財務報告の内部統制に大きな影響を与える可能性があります。

86

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独立公認会計士事務所報告

Gran Tiera Energy Inc.の株主と取締役会へ：

財務報告の内部統制については

Gran Tiera Energy Inc.とその子会社(当社)の2022年12月31日までの財務報告内部統制を監査し、内部統制--統合フレームワーク(2013)テレデビル委員会が主催して委員会が発表された。2022年12月31日現在、当社はすべての重要な面で財務報告に対する有効な内部統制を維持しており、その根拠は内部統制--統合フレームワーク(2013)テレデビル委員会が主催して委員会が発表された。

我々はまた、米国上場会社会計監督委員会(PCAOB)の基準に従って、当社の2022年12月31日と2021年12月31日までの総合貸借対照表、2022年12月31日までの3年間の各年度の関連総合経営報告書、株主権益と現金流量および関連付記(総称して総合財務諸表と呼ぶ)を監査し、2023年2月21日の報告書でこのなどの総合財務諸表に対して保留の有無を表明した。

意見の基礎

当社経営陣は、効果的な財務報告内部統制を維持し、付随する経営陣財務報告内部統制年次報告に含まれる財務報告内部統制の有効性の評価を担当する。私たちの責任は私たちの監査に基づいて、会社の財務報告書の内部統制に意見を述べることです。私たちはPCAOBに登録されている公共会計士事務所で、アメリカ連邦証券法およびアメリカ証券取引委員会とPCAOBの適用規則と法規に基づいて、私たちは会社と独立しなければなりません。

私たちはPCAOBの基準に従って監査を行っている。これらの基準は、財務報告の有効な内部統制がすべての重要な面で維持されているかどうかを決定するために、合理的な保証を得るために監査を計画し、実行することを要求する。我々の財務報告の内部統制の監査には、財務報告の内部統制を理解すること、重大な弱点があるリスクを評価すること、評価されたリスクテストに基づいて内部統制の設計と運営有効性を評価することが含まれる。私たちの監査はまた、私たちがこのような状況で必要だと思う他の手続きを実行することを含む。私たちは私たちの監査が私たちの観点に合理的な基礎を提供すると信じている。

財務報告の内部統制の定義と限界

会社の財務報告に対する内部統制は、公認された会計原則に基づいて、財務報告の信頼性と外部目的の財務諸表の作成に合理的な保証を提供することを目的としたプログラムである。会社の財務報告に対する内部統制には、(1)合理的で詳細かつ正確かつ公平に会社の資産を反映した取引および処分に関する記録の保存、(2)公認された会計原則に従って財務諸表を作成するために必要な取引が記録されている合理的な保証を提供し、会社の収入および支出は会社の経営陣と取締役の許可のみに基づいて行われる。(三)財務諸表に重大な影響を及ぼす可能性のある不正買収、使用、または処分会社の資産を防止またはタイムリーに発見する合理的な保証を提供する。

その固有の限界のため、財務報告書の内部統制は誤った陳述を防止したり発見できない可能性がある。また，将来的にどのような有効性評価を行うかの予測は，条件の変化により制御不足のリスクが生じる可能性があり，あるいは政策やプログラムの遵守度が悪化する可能性がある.

/s/ピマウェイ法律事務所

フランチャイズ専門会計士

カナダカルガリー

2023年2月21日

87

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プロジェクト9 Bその他の情報

Gran Tiera Energy Inc.取締役会は、2023年5月3日を会社2023年株主総会(以下、2023年年次総会と略す)の開催日と決定し、2023年3月7日を2023年株主総会で通知·投票する権利のある株主を決定する記録日とした。2023年年次総会の時期と場所は、会社が2023年年次総会に提供する依頼書で明らかにされます。

2023年2月20日、Gran Tiera Energy Inc.(Gran Tiera)、Gran Tiera Energy Columbia GmbH(前身はGran Tiera Energy Columbia，LLC)、Gran Tiera Operations Columbia GmbH(前身はGran Tieraコロンビア社)貸手としてトークプライベート株式会社と改訂·重述契約を締結した(“トック”),融資協定(“信用融資”)を修正して再確認する。この信用手配は最初に2022年8月18日に締結された

修正案は信用手配をいろいろ修正した, (1)施設の利用可能期間を2023年8月20日に延長し，施設の満期日を含むかつては…2025年8月20日まで延長される；(Ii)信用手配下の借り手は、借り手とGran Tieraグループのメンバーの間でいくつかの財務債務を発生させることができるが、このようなグループ内の債務は従属協定の条項に従って副次的な地位に置かなければならない。

信用手配は改訂され再説明されましたまだGran Tieraのコロンビア資産と経済的権利によって保証され、その残りの商業条項は変わらない。2023年2月21日現在、信用手配では何の金額も抽出されていない。

本改訂および再記述信用スケジュールの記述は、修正および再記述された信用スケジュールの完全な条項および条件を参照して保留されており、この改訂および再記述信用スケジュールはすでに添付ファイル10.22としてアーカイブされている。

プロジェクト9 Cです検査妨害に関する外国司法管区の開示

適用されない

第三部

 

第10項役員·幹部と会社の管理

当社取締役に関する資料は、当社の2023年株主総会最終委託書(以下、“依頼書”と呼ぶ)から“提案1-役員選挙”と題する節に掲載された資料を参考にして、依頼書コピーは2022年12月31日後120日以内に米国証券取引委員会に提出される。我々の執行幹事の資料については，本報告第1部末尾の“我々の実行幹事に関する資料”，項目4“鉱山安全の開示”を参照されたい.

第16(A)条に規定する受益所有権報告適合性(適用される場合)に関する情報は，我々の委託書から“延滞第16(A)条の報告”と題する節の情報から引用される。

証券保有者が私たちの取締役会に推薦される手続き、私たちの監査委員会の構成、および“監査委員会財務専門家”に必要な情報があるかどうかについては、私たちの依頼書に盛り込まれた“提言1-取締役選挙”と題する情報を参考にしてください。

“道徳的規則”を採択する

GRAN Tieraは、取締役最高経営責任者総裁および最高経営責任者取締役(最高経営責任者)、財務責任者兼執行副総裁(財務会計責任者)を含む、すべての取締役メンバー、従業員、および幹部に適用されるビジネス行動および道徳基準(“規則”)を採択した。Gran Tieraはすでにそのウェブサイトwww.grantierra.comでこのコードを提供している。

Gran Tieraは、以下の態様の開示要件を満たすことを意図している：(1)規則の任意の修正、または(2)規則に従ってGran Tiera(最高経営責任者)および(財務および会計担当者)の任意の免除を与え、修正または免除後4営業日以内にそのウェブサイト上でそのような情報を発行し、URLはhttp：//www.grantierra.com/Government ance.htmlである。当社のサイト上の情報は本年度報告に組み込まれていないか、その他の方法で本年度報告の一部となっています。

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第十一項役員報酬

当社役員および役員報酬に関する必要な情報は、“役員報酬”“報酬委員会報告”および“報酬委員会連動および内部者参加”という副題の情報を含む当社の委託書の“役員報酬および関連情報”と題する節の情報を引用しています。

第十二項特定の実益所有者の担保所有権及び経営陣及び関連株主の事項

特定の実益所有者と経営陣の保証所有権

私たちの10%以上の株主および私たちの取締役および経営陣の保証所有権に必要な情報は、私たちの委託書の“いくつかの実益所有者および経営陣の保証所有権”と題する節の情報を参照して本明細書に組み込まれます。

次の表は、2022年12月31日までの有効なGran Tiera持分補償計画に従って発行された証券に関するいくつかの情報を提供します

計画種別						(a) 未償還オプションを行使する際に発行すべき証券数(1)						(b) 未償還オプションの加重平均行権価格						(c) 持分補償計画により将来発行可能な証券の数は、(A)欄に反映された証券を含まない(2)
証券保有者が承認した持分補償計画						17,302,860						1.15						20,766,922
証券保有者の許可を得ていない持分補償計画						—						—						—
						17,302,860						1.15						20,766.922

(1)2007年の株式インセンティブ計画(“この計画”)によって付与された株式オプションに基づいて発行された株式を予約することを含み、この計画は、2005年の株式インセンティブ計画の改訂および再記述である。これには、パフォーマンス株式単位(“PSU”)および繰延株式単位(“DSU”)に関する予約発行株式は含まれておらず、これらの株式は、吾等の選択時に現金または我々普通株の株式で決済することができ、管理層の現金決済意図は、当該報酬の財務諸表分類に財務負債として反映される。

(2)S-K条例第201(D)項によれば、この欄の数字は、2022年12月31日までに、この計画に基づいて発行可能な普通株式総数を表し、上記(A)の欄で報告された報酬を減算する。計画の条項によれば、計画に基づいて付与可能な株式プールは、私たちの普通株式の株式で決済されるまで実質的に減少しないことに留意されたい(付与時に株式プールを減少させるのではない)。2022年12月31日PSUおよびDSUに関連する38，090，092株の株式が発行および発行され、このような奨励が株式方式で決済された場合、将来発行可能な証券を減少させる。経営陣を反映した会計処理方式と一致する現金決済の意向があるため、当該等の金額は上表に含まれておらず、将来発行可能な証券を削減する。この計画の規定によれば、残り発行可能な証券の数から(I)1.0株の代替係数で行使及び発行された株式オプションを減算し、(Ii)当該計画に従って付与された任意の持分に基づいて奨励発行された普通株の1株当たり1.0株の単位報酬の総合残高を決済する。したがって、この計画によれば、将来奨励可能な株式数は、当欄に示した金額とは異なる可能性がある

私たちが株主の承認を得た唯一の株式報酬計画は、私たちの2007年株式激励計画であり、それは私たちの2005年の株式激励計画の修正と再記述である。

十三項。 特定の関係や関連取引、取締役の独立性

必要な関連取引に関する情報は，本稿では我々の依頼書の“ある関係と関連取引”と題する節および取締役が独立した“提案1-取締役選挙”と題する節の情報から引用する

89

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14項です最高料金とサービス

必要な資料は当社の委託書の“独立監査士の選抜を許可する”と題する提案の中で“首席会計士費用とサービス”および“承認前の政策と手続き”の節に掲載された資料から引用した。

第4部

第十五項展示·財務諸表明細書

(A)本年報は、以下の書類を表格10-Kの形式で提出します

一財務諸表

			ページ
独立公認会計士事務所報告			56
連結業務報告書			58
合併貸借対照表			59
統合現金フロー表			60
合併株主権益報告書			61
連結財務諸表付記			62
補足データ(監査なし)			81

(2)財務諸表添付表

ない

(3)展示品

証拠品番号：			説明する						参考までに
3.1			会社登録証明書。						添付ファイル3.3を参照して、2016年11月4日に米国証券取引委員会に提出された現在の報告書の8-K表(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
3.2			Gran Tiera Energy Inc.の規約。						添付ファイル3.4を参照して、2016年11月4日に米国証券取引委員会に提出された現在の報告書の8-K表(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
3.3			グランTiera Energy Inc.規約第1号改正案						添付ファイル3.1を参照して2021年8月4日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.1			Gran Tiera Energy Inc.とカナダComputerShare Trust Companyとの引受領収書契約は，2016年7月8日である.						添付ファイル4.1を参照して、2016年7月14日に米国証券取引委員会に提出された現在の報告書の8-K表(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
4.2			2025年に満期となる6.25%優先債券に関する契約は，2018年2月15日であり，Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.，その中で指定された保証人とアメリカ銀行全国協会が締結した.						添付ファイル4.1を参照して、2018年2月16日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.3			2019年7月23日に満期となった6.25%優先債券に関する第1補充契約は、Gran Tiera Energy Inc.，その中で述べた保証人と米国銀行全国協会が共同で署名した。						添付ファイル10.3を参照して2019年8月8日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.4			6.25分の優先債券、2025年満期.						添付ファイル4.2を参照して、2018年2月16日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に組み込まれる。

90

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4.5			2027年に満期となる7.750%優先債券に関する契約は、2019年5月23日にGran Tiera Energy Inc.，その中で指定された保証人とアメリカ銀行全国協会が共同で署名した						添付ファイル4.1を参照して、2019年5月23日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.6			最初の補充契約は，2027年に満期となる7.750優先債券に関連しており，日付は2019年7月23日であり，Gran Tiera Energy Inc.，その中で指定された保証人と米国銀行からなる						添付ファイル10.4を参照して2019年8月8日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.10			2027年満期の7.750分の優先債券表(添付ファイルA~添付ファイル4.1に掲載)。						添付ファイル4.2を参照して、2019年5月23日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)を組み込む。
4.11			証券の説明。						添付ファイル4.11を参照して、2020年2月27日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10−K年次報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001−34018号)に組み込まれる。
10.1			2007年の株式インセンティブ計画の改訂と再確認*						2022年3月25日に米国証券取引委員会に提出された最終委託書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に結合した付録を引用する。
10.2			2007年株式インセンティブ計画下の制限株式単位奨励プロトコル表。*						2013年8月7日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.1を参照して組み込まれる。
10.3			2007年株式インセンティブ計画下のオプションプロトコルフォーマット。*						2013年8月7日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.2を参照して組み込まれる。
10.4			契約のフォーマットを達成します。*						添付ファイル3.5を参照して、2016年11月4日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に組み込まれる。
10.5			2007年持分インセンティブ計画下の繰延株式単位奨励プロトコル表。*						添付ファイル10.29を引用して、2016年2月29日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-K年次報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001-34018号)に組み込まれる。
10.6			繰延株式単位は通知書表を発行します。*						2016年2月29日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10−K年次報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001−34018号)に添付ファイル10.30を参照して組み込まれる。
10.7			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.とGary Guidry間の幹部採用協定は2015年5月7日に発効した。*						添付ファイル10.2を参照して、2015年11月4日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
10.8			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.とLawrence Westとの間の役員採用協定が2015年5月11日に施行された*						添付ファイル10.5を参照して、2015年11月4日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
10.10			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.とJames Evansの間の幹部採用協定は2015年5月11日に発効した。*						添付ファイル10.6を参照して、2015年11月4日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ番号001-34018)に組み込まれる。
10.11			2007年株式インセンティブ計画下の業績株式単位奨励プロトコル表。*						2016年5月4日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.3を参照して組み込まれる。
10.12			業績株式単位付与通知書のフォーマット*						2016年5月4日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.4を参照して組み込まれる。
10.13			Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.とRyan Ellsonとの間の役員採用協定が2015年5月11日に発効した。*						2016年5月4日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.5を引用した。

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10.14			信用協定、期日は2022年8月18日であり、Gran Tiera Energy Inc.，Gran Tiera Energy Columbia GmbH、Gran Tiera Operations Columbia GmbHとTrafigura Pte Ltd.が融資者として署名された						添付ファイル10.1を参照して、2022年8月23日に米国証券取引委員会に提出された現在の報告書の8−K表(米国証券取引委員会文書第001−34018号)に組み込まれる。
10.15			2023年2月20日に、貸手の信用協定の修正および再記載のための契約として、Gran Tiera Energy Inc.，Gran Tiera Energy Inc.，Gran Tiera Energy Columbia LLC，Gran TieraコロンビアInc.，Trafigura Pte Ltd.によって改訂された。						本局に提出します。
10.16			コロンビア参加協定は，日付は2006年6月22日であり，Argoy Energy International，Gran Tiera Energy Inc.とCrosby Capital，LLCによって署名された。						添付ファイル10.55を参照して、2008年8月11日に米国証券取引委員会に提出されたForm 10-Q四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001-34018号)に組み込まれる。
10.17			コロンビア参加協定の第1号改正案は，2006年11月1日にArgoy Energy International，Gran Tiera Energy Inc.とCrosby Capital，LLCによって実行された						添付ファイル10.56を参照して、2008年8月11日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に組み込まれる。
10.18			コロンビア参加協定の第2号改正案は，2008年7月3日にGran Tiera Energy Inc.とCrosby Capital，LLCによって達成された。						添付ファイル10.3を参照して、2008年11月19日に米国証券取引委員会に提出された10-Q/A四半期報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001-34018号)に組み込まれる。
10.19			参加協定の第3号改正案は，2008年12月31日にコロンビアGran Tiera Energy株式会社，Gran Tiera Energy Inc.とCrosby Capital有限責任会社の間で署名された。						添付ファイル10.1を参照して2009年1月7日に米国証券取引委員会に提出された現在の8-K表報告書(米国証券取引委員会アーカイブ第001-34018号)に組み込まれる。
10.20			2011年6月13日、コロンビアGran Tiera株式会社とCrosby Capital，LLCが2006年6月22日に調印したコロンビア参加協定の第4号修正案。						2012年5月7日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.1を参照して組み込まれる。
10.21			2011年2月10日修正案第5号、2006年6月22日コロンビアGran Tiera株式会社とCrosby Capital，LLCの間のコロンビア参加協定。						2012年5月7日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.2を参照して組み込まれる。
10.22			コロンビアGran Tiera株式会社とCrosby Capital，LLCが2006年6月22日に締結したコロンビア参加協定の修正案第6号は，2012年3月1日である。						2012年5月7日に米国証券取引委員会に提出された10-Q表四半期報告書(米国証券取引委員会文書第001-34018号)に添付ファイル10.9を参照して組み込まれる。
21.1			子会社リスト。						本局に提出します。
23.1			ビーマウェイ有限責任会社は同意しました。						本局に提出します。
23.2			McDaniel&Associatesコンサルティング株式会社は同意します。						本局に提出します。
24.1			授権書。						サインページをご参照ください。
31.1			2002年サバンズ-オキシリー法第302節で可決された第13 a-14(A)/15 d-14(A)条に基づいて発行された特等執行幹事証明書。						本局に提出します。
31.2			2002年のサバンズ·オキシリー法第302条に基づく第13 a-14(A)/15 d-14(A)条に規定する首席財務幹事証明書。						本局に提出します。

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32.1			2002年の“サバンズ-オックススリー法案”906節で採択された“米国法典”第18編1350条による最高経営責任者と最高財務官の認証。						手紙で提供する。
99.1			Gran Tiera Energy Inc.石油·天然ガス資産の埋蔵量評価と評価会社の概要は、2022年12月31日に発効した。						本局に提出します。

101.INSインターコネクションXBRLインスタンスドキュメント-インスタンスドキュメントは、そのXBRLタグがインターフェイスXBRLドキュメントに埋め込まれているので、対話データファイルには現れません

101.SCHイントラネットXBRL分類拡張アーキテクチャドキュメント

101.CALイントラネットXBRL分類拡張計算リンクライブラリ文書

101.インラインXBRL分類拡張の定義Linkbaseドキュメントの定義

101.LabイントラネットXBRL分類拡張ラベルLinkbaseドキュメント

101.XBRL分類拡張プレゼンテーションLinkbaseドキュメントをプリインする

104.表紙インタラクションデータファイル-表紙XBRLタグはイントラネットXBRL文書に埋め込まれている

*契約または補償計画またはスケジュールを管理します。

第十六項表格10-Kの概要

ない。

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サイン

1934年“証券取引法”第13又は15(D)節の要求に基づいて、登録者は、次の署名者が代表して本報告書に署名することを正式に許可した。

 

グランTiera Energy Inc.

日付：2023年2月21日			/s/Gary S.Guidry
			作者：Gary S.Guidry
			社長と取締役CEO
			(首席行政主任)
日付：2023年2月21日			/s/Ryan Ellson
			作者：ライアン·エルソン
			財務総監兼執行副総裁
			(首席財務会計官)

 

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授権依頼書

以下の署名の各一人当たりは、Gary S.GuidryとRyan Ellsonをその真の合法的な事実代理人及び代理人に任命し、その氏名、職位及び代理人の名義、職位及び代理、本10−K表年次報告の任意及び全ての修正案(発効後の修正案を含む)に任意及び全ての身分で署名する十分な権限を有し、その表をそのすべての証拠物及び他の関連文書とともに証券取引委員会に提出し、上記事実代理人及び代理人を付与する。一方、彼らの各々は、これに関連するすべての必要かつ必要なものおよび事項を行い、実行するための完全な権力および権限を有しており、その可能性または自ら行うことができるすべての意図および目的を尽くし、本明細書で上述したすべての事実代理人および代理人、または彼らのいずれか、または彼らまたはそれらの代替者を承認および確認することは、本条例によって合法的にまたは手配することができる。

1934年の証券取引法の要求によると、本報告は、次の日に登録者として次の日に署名された

名前.名前

タイトル

日取り

/s/Gary S.Guidry

社長と取締役CEO

2023年2月21日

ゲイリー·S·グデリー

(首席行政主任)

/s/Ryan Ellson

財務総監兼執行副総裁

2023年2月21日

ライアン·エルソン

(首席財務会計官)

/s/Peter Dey

役員.取締役

2023年2月21日

ピーター·ダイイ

/s/エヴァン·ハゼル

役員.取締役

2023年2月21日

エヴァン·ハゼル

/s/アリソン·レドフォード

役員.取締役

2023年2月21日

アリソン·レドフォード

ロバート·B·ハギンズ

役員.取締役

2023年2月21日

ロバート·B·ハギンズ

/s/ロナルド·ロアル

役員.取締役

2023年2月21日

ロナルド·ロアル

/s/サンドラ·スコット

役員.取締役

2023年2月21日

サンドラ·スコット

/s/David P.スミス

役員.取締役

2023年2月21日

デヴィッド·P·スミス

/s/ブルック·ウェイド

役員.取締役

2023年2月21日

ブルック·ウェイド

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