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美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
(標記一)
☒ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告
截至本財政年度止12月31日, 2022

或
☐ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告
由_至_的過渡期
 
佣金文件編號001-34018
 
Gran Tiera Energy Inc.
(註冊人的確切姓名載於其章程)
 
特拉華州98-0479924
(註冊成立或組織的國家或其他司法管轄區)(國際税務局僱主身分證號碼)
正街東南500號
卡爾加里，艾伯塔省加拿大T2G 1A6
(主要執行機構地址，包括郵政編碼)

(403) 265-3221
(註冊人的電話號碼，包括區號)
 
根據該法第12(B)條登記的證券：
每個班級的標題交易代碼註冊的每個交易所的名稱
普通股，每股票面價值0.001美元
GTE
紐約證券交易所美國證券交易所
多倫多證券交易所
倫敦證券交易所

根據該法第12(G)條登記的證券：無
如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示。
Yes ☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。
Yes ☐ 不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13條或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是 ☒ No ☐

用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。
是 ☒ No ☐

用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司，還是較小的報告公司或新興成長型公司。見《交易法》第12b-2條中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
 
大型加速文件服務器☐加速文件管理器☒
非加速文件服務器☐規模較小的報告公司☐
新興成長型公司☐

 
如屬新興成長型公司，註冊人是否已選擇不使用經延長的過渡期以符合根據聯交所第13(A)條提供的任何新的或經修訂的財務會計準則
Act. ☐

用複選標記表示註冊人是否已提交報告並證明其管理層對
根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編第7262(B)節)第404(B)條對編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所的財務報告進行內部控制的有效性。☒

如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。 ☐

用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對登記人的任何執行幹事在相關恢復期間收到的基於獎勵的補償進行恢復分析
to §240.10D-1(b).                                      ☐

用複選標記表示登記人是否為空殼公司(如該法第12b-2條所界定)。是☐不是☒
 
截至2022年6月30日，也就是註冊人最近完成的第二財季的最後一個營業日，非關聯公司持有的有投票權和無投票權普通股的總市值約為$414.4百萬美元。

2023年2月16日，346,151,157 註冊人的普通股面值為0.001美元，已發行。

以引用方式併入的文件
本報告第三部分所要求的信息，在本文中沒有列出的範圍內，通過引用納入了註冊人關於2023年股東年會的最終委託書，最終委託書將在2022年12月31日後120天內提交給證券交易委員會。

審計師姓名：畢馬威會計師事務所審計師位置：加拿大卡爾加里 Auditor Firm ID: 85


1

Gran Tiera Energy Inc.

表格10-K的年報

截至2022年12月31日的年度

目錄表
 
  頁面
第一部分  
項目1和2。企業和物業
5
第1A項。風險因素
18
項目1B。未解決的員工意見
26
第三項。法律訴訟
26
第四項。煤礦安全信息披露
26
第II部
第五項。註冊人普通股市場、相關股東事項與發行人購買股權證券
28
第六項。[已保留]
第7項。管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析
29
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
55
第八項。財務報表和補充數據
56
第九項。會計與財務信息披露的變更與分歧
86
第9A項。控制和程序
86
項目9B。其他信息
88
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
88
  
第三部分 
第10項。董事、高管與公司治理
88
第11項。高管薪酬
89
第12項。某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項
89
第13項。某些關係和相關交易，以及董事的獨立性
89
第14項。首席會計費及服務
90
第四部分
第15項。展示、財務報表明細表
90
第16項。表格10-K摘要
93
簽名
94

2

有關前瞻性陳述的警示性語言
 
這份Form 10-K年度報告包括符合1933年《證券法》(下稱《證券法》)第27A條和1934年《證券交易法》(下稱《交易法》)第21E條的前瞻性表述。除10-K表格年度報告中包含的有關我們的財務狀況、準備金的估計數量和淨現值、業務戰略、我們管理層對未來運營的計劃和目標、契約遵守情況、資本支出計劃和資本計劃或支出變化的好處、我們的流動性和財務狀況、新型冠狀病毒(新冠肺炎)大流行的影響的陳述以外的所有陳述，以及前面、後面或以其他方式包括“相信”、“預期”、“預期”、“打算”、“估計”、“項目”等詞語的陳述，“目標”、“目標”、“計劃”、“預算”、“目標”、“應該”或這些表述的類似表述或變體均為前瞻性表述。我們不能保證前瞻性陳述所依據的假設將被證明是正確的，或者即使正確，幹預情況也不會出現導致實際結果與預期不同的情況。由於前瞻性陳述受風險和不確定因素的影響，實際結果可能與前瞻性陳述所表達或暗示的結果大不相同。有許多風險、不確定因素和其他重要因素可能導致我們的實際結果與前瞻性陳述大不相同，包括但不限於，我們的業務位於南美洲，遊擊隊活動、罷工可能會出現意想不到的問題。, 當地封鎖或抗議；可能出現影響我們產品生產、運輸或銷售的技術困難和運營困難；當地運營的其他中斷；全球衞生事件(包括正在進行的新冠肺炎大流行)；影響石油和天然氣的需求、供應、價格、差價或其他市場條件的全球和區域變化，包括通貨膨脹和因全球健康危機、俄羅斯入侵烏克蘭，或由於實施或取消原油生產配額或歐佩克可能採取的其他行動而引起的變化，例如歐佩克最近決定減產和其他產油國以及因此而採取的公司或第三方行動；商品價格的變化，包括這些價格相對於歷史或未來預期水平的波動或長期下降；當前全球經濟和信貸狀況對油價和石油消費的影響可能超過我們目前的預測。這可能導致我們的戰略和資本支出計劃進一步修改；石油和天然氣的價格和市場是不可預測和不穩定的；對衝的影響；任何特定油田的生產能力的準確性；地理、政治和天氣條件可能影響我們產品的生產、運輸或銷售；我們執行其業務計劃並從當前計劃中實現預期效益的能力；在開發目前擁有的資產方面可能出現意外延誤和困難的風險；在經濟可行的基礎上更換儲量和生產以及開發和管理儲量的能力；測試和生產結果的準確性以及地震數據, 定價和成本估計(包括與大宗商品定價和匯率有關)；計劃勘探活動的風險概況；向下鑽井的影響；注水和多階段壓裂刺激作業的影響；交付中斷的程度和影響、設備性能和成本；第三方的行動；及時收到監管機構或其他所需的對我們經營活動的批准；勘探鑽探未能導致商業油井；由於鑽井設備和人員有限而導致的意外延誤；我們普通股或債券的交易價格波動或下跌；我們無法獲得政府計劃的預期收益的風險，包括政府退税；我們遵守信貸協議和契約中的財務契約並根據任何信貸協議進行借款的能力；以及本10-K年度報告第I部分第1A項“風險因素”中列出的因素。當前這一流行病的史無前例的性質以及世界經濟和石油和天然氣行業的衰退，包括病例死灰復燃和政府反應的不可預測性，使得預測前瞻性陳述的準確性變得更加困難。本文包含的信息是截至本年度報告提交美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)的10-K表格之日起提供的，除聯邦證券法另有要求外，我們不承擔任何義務或承諾公開發布本10-K年度報告中包含的任何前瞻性陳述，以反映我們對此的預期的任何變化，或任何前瞻性陳述所基於的事件、條件或情況的變化。

3

石油和天然氣術語詞彙
 
在本報告中，下列縮寫有以下含義：
Bbl槍管麥克夫千立方英尺
Mbbl千桶MMCF百萬立方英尺
MMbbl百萬桶Bcf十億立方英尺
教委會桶油當量波普每天的石油桶
Mmboe百萬桶油當量NAR特許權使用費後淨額
博伊普德每天桶油當量波普每天的石油桶

銷售量是指根據庫存變化和損失調整後的生產淨現值。我們的石油和天然氣儲量報告為淨資產收益率。我們的生產也報告為NAR，除非另有特別説明“特許權使用費前的工作利益產出”.天然氣體積以每桶石油6立方米天然氣的速率換算為京東方，這是基於天然氣和石油的大致相對能量含量。這一比率並不一定能反映石油和天然氣價格之間的關係。BOE可能具有誤導性，特別是如果單獨使用的話。6Mcf：1bbl的BOE轉換比是基於主要適用於燃燒器尖端的能量當量轉換方法，並不代表井口的能量當量。

以下是對石油和天然氣行業以及本報告中一些常用術語的解釋。

開發的英畝土地。分配給或可分配給生產井或有能力生產的井的英畝數。

發展良好。在石油或天然氣儲集層探明區域內鑽探到已知可生產的地層深度的井。

乾井。未按商業數量生產石油或天然氣的探井或開發井。

剝削活動。從儲集層中回收流體以及鑽探和開發石油和天然氣儲量的過程。

探井。探井是為了在以前發現另一種儲集層中的石油或天然氣的油田中發現新的油田或新的儲集層而鑽出的井。一般來説，探井是指不是開發井、延伸井、服務井或地層測試井的井。

現場。由一個或多個儲集層組成的區域，這些儲集層都集中在同一地質構造特徵和/或地層條件上，或與之相關。

總英畝或總井。我們擁有經營權益的全部英畝或油井。

淨英畝或淨井。我們在總英畝或總油井中擁有的零碎工作權益的總和，以整數和整數的分數表示。

可能的儲量。可能儲量是指那些比可能儲量更不確定的額外儲量。美國證券交易委員會在S-X規則第4-10(A)(17)條對可能儲量做出了完整的定義。

可能的儲量。可能儲量是指那些比已探明儲量更不確定開採，但與已探明儲量一樣有可能無法開採的額外儲量。《美國證券交易委員會》在S-X規則第4-10(A)(18)條對可能儲量給出了完整的定義。

多產井。被發現能夠生產足夠數量的碳氫化合物的油井，銷售這種生產的收益超過生產費用和税收。

探明的已開發儲量。一般來説，在現有設備和作業方法的情況下，可以從現有油井中回收的儲量。美國證券交易委員會在S-X規則4-10(A)(6)中對已開發石油和天然氣儲量做出了完整的定義。

已探明儲量。通過對地球科學和工程數據的分析，可以合理確定地估計出，從某一特定日期起，從已知的儲集層和地下可以經濟地生產的石油和天然氣的數量。
4

提供經營權的合同到期前的現有經濟條件、經營方法和政府法規，除非有證據表明續簽是合理確定的，無論是使用確定性方法還是概率方法進行估計。開採碳氫化合物的項目必須已經開始，或者操作員必須合理地確定它將在合理的時間內開始該項目。
(i)被視為已探明的水庫面積包括：
(A)由鑽探識別並由流體接觸(如果有)限制的區域，以及
(B)根據現有的地球科學和工程數據，可以合理確定地判斷該油氣藏相鄰的未鑽探部分是連續的，並含有經濟上可生產的石油或天然氣。
(Ii)在沒有關於流體接觸的數據的情況下，儲集層中已探明的數量受已知的最低碳氫化合物(“LKH”)的限制，如油井滲透率所示，除非地球科學、工程或性能數據和可靠的技術以合理的確定性建立了較低的接觸。
(Iii)如果直接通過鑽井觀察確定了已知的最高石油(“HKO”)海拔，並且存在相關天然氣蓋的潛力，則只有在地球科學、工程或性能數據和可靠技術合理確定地建立較高聯繫的情況下，才可在儲集層結構較高的部分分配已探明石油儲量。
(Iv)在下列情況下，可通過應用改進的採油技術(包括但不限於注液)經濟地生產的儲量包括在已證實的分類中：
(A)試點項目在不比整個水庫更有利的性質的水庫區域進行的成功測試、水庫或類似水庫中安裝的程序的運行，或使用可靠技術的其他證據，證實了該項目或方案所基於的工程分析的合理確定性；以及
(B)所有必要的各方和實體，包括政府實體，都批准了該項目的開發。
(v)現有的經濟條件包括確定水庫經濟生產能力的價格和成本。價格應為報告所涉期間結束日期之前12個月期間的平均價格，確定為該期間內每個月的月初1日價格的未加權算術平均數，除非價格由合同安排確定，不包括根據未來條件而增加的價格。

已探明的未開發儲量。一般而言，預計將從未鑽井面積上的新油井或需要相對較大支出才能重新完井的現有油井中回收的儲量。美國證券交易委員會在S-X規則第4-10(A)(31)條中對未開發油氣儲量做出了完整的定義。

預備隊。儲量是指在某一特定日期，通過對已知礦藏實施開發項目，預計在經濟上可生產的石油、天然氣和相關物質的估計剩餘量。此外，必須存在或必須合理預期將會存在生產的合法權利或生產中的收入利益、向市場輸送石油和天然氣或相關物質的已安裝手段，以及實施項目所需的所有許可和融資。

未開發的面積。未鑽探或完成油井的租賃面積，無論該面積是否含有已探明儲量，均可生產經濟數量的石油和天然氣。

工作興趣。使所有者有權鑽探、生產和在該財產上進行經營活動以及分享生產的經營利益，並要求所有者支付鑽探和生產運營成本的一部分。

第一部分

項目1和2。企業和物業

一般信息

Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(“Gran Tiera”、“The Company”、“US”、“Our”或“WE”)是一家專注於國際石油和天然氣勘探和生產的公司，目前資產位於哥倫比亞和厄瓜多爾。截至2022年12月31日，我們在哥倫比亞的資產佔我們已探明儲量NAR的96%。在截至2022年12月31日的一年中，我們100%(2021-100%)的收入來自哥倫比亞。

我們於2008年6月根據內華達州的法律註冊，並於2016年10月將註冊州更改為特拉華州。
5

本年度報告中所指的10-K表格中的所有美元(美元)金額均為美國(美國)美元，除非另有説明。

2022年運營亮點

在截至2022年12月31日的一年中，我們鑽探了34口井(20口開發井、8口注水井和6口勘探井)，產生了2.366億美元的資本支出，其中大部分發生在哥倫比亞。

在哥倫比亞鑽了所有開發井和注水井，其中14口開發井和所有注水井是在Midas區塊鑽的，6口開發井是在Chaza區塊鑽的。截至2022年12月31日，年內鑽探的所有開發井均已投產。

在已鑽探的探井中，有四口在哥倫比亞(兩口在Midas，一口在Chaza，一口在Alea 1848-A區塊)，兩口在厄瓜多爾(一口在Chanangue，一口在Charapa)。截至2022年12月31日，四口探井正在生產，兩口處於乾燥狀態。

2023年展望

我們的哥倫比亞發展行動預計將代表95%約佔2023年資本預算的70%，其餘部分用於勘探活動。

下表顯示了我們2023年資本計劃的細目：
井數
(毛和淨額)
2023年基本建設預算
(百萬美元)
發展--哥倫比亞
18 - 23
150 - 170
探險--哥倫比亞和厄瓜多爾
4 - 6
60 - 80
22 - 29
210 - 250

我們2023年的基本資本計劃是2.1億至2.5億美元用於勘探和開發活動。根據2023年指導方針的中點，資本預算預計約70%用於開發，30%用於勘探活動。預計2023年資本計劃中約15%的開發活動將用於設施。

我們預計我們的2023年資本計劃將完全由運營現金流提供資金。該項目的資金來自運營現金流，部分依賴於2023年布倫特原油價格至少為每桶60美元。

業務戰略

我們是一家國際勘探和生產公司，專注於在已探明、勘探不足的常規盆地開發碳氫化合物，這些盆地擁有成熟的基礎設施和具有競爭力的財政制度。我們的使命是開發高價值的資源機會，以提供最高四分之一的回報。我們打算繼續提高我們的投資組合的檔次，繼續專注於卓越的運營、安全和利益相關者回報。高級管理團隊在開發技術困難的油藏、提高石油採收率以及在要求苛刻的司法管轄區的偏遠地區運營方面擁有良好的業績記錄。我們的目標是通過在我們運營的社區內進行社會投資，產生有意義和可持續的影響。我們的“超越合規政策”側重於我們對環境、社會和治理方面的卓越承諾。

6


石油和天然氣資產-哥倫比亞和厄瓜多爾

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g1.jpg

截至2022年12月31日，不包括需要放棄的區塊，我們在哥倫比亞擁有22個區塊的權益，在厄瓜多爾擁有3個區塊的權益，並是其中24個區塊的運營商。


7

勘探區塊和承諾

下表彙總了截至2022年12月31日我們對某些區塊的勘探承諾：

海盆塊當前階段剩餘承付款，本階段
哥倫比亞
普圖馬約艾莉亞
1848-A		不適用**評估方案
普圖馬約Put-12*兩口探井
普圖馬約Put-41*一口探井
普圖馬約Put-72兩口探井
普圖馬約PUT-101*73公里2D地震，兩口探井
普圖馬約Put-311*202公里2D地震，一口探井
普圖馬約NBM不適用**兩口探井
拉諾斯ILA-11*
98公里2三維地震，一口探井
拉諾斯ILA-221 & 2*
85公里2三維地震，一口探井(45%的工作興趣)
拉諾斯ILA-701*
163 km2三維地震，一口探井
拉諾斯ILA-851一口探井
MMVVMM-241
109 km2 3D地震、100公里2D地震後處理、100公里航空地球物理、100公里2 遙感，80公里2 地表地球化學，一口探井
厄瓜多爾
東方人查拉帕150公里2D地震，6口探井
東方人查南戈爾1四口探井
東方人鬣蜥1兩口探井
* 截至2022年12月31日，由於許可證限制、安全問題或社會原因，勘探已暫停
**截至2022年12月31日，勘探區塊的勘探承諾不受階段性限制。

版税

哥倫比亞的特許權使用費受哥倫比亞2002年第756號法律管轄，該法律經2012年第1530號法律修訂。2002年第756號法律頒佈後的所有發現都有下文所述的浮動比例特許權使用費。在2002年第756號法律頒佈之前進行的發現有20%的特許權使用費，如果這類發現是根據歸還給國家政府的聯合合同進行的，額外12%的使用費適用於32%的總特許權使用費。

國家碳氫化合物管理局(“ANH”)合同的特許權使用費是根據2002年第756號法律規定的浮動比額表計算的。這些特許權使用費以單個油田為基礎，對於總產量低於5,000桶的油田，從8%的基本特許權使用費開始，對總產量在5,000桶至125,000桶之間的特許權使用費以線性方式從8%增加到20%，對於總產量在125,000桶至400,000桶之間的特許權使用費固定為20%。總產量在40萬到60萬桶之間，税率從20%線性增加到25%。對於總產量超過60萬桶的，特許權使用費税率固定為25%。Santana和Nancy-Burdine-Maxine區塊現有產量的固定率分別為32%和20%。新的發現和增加的產量需要繳納ANH適當批准的浮動比例特許權使用費。除了浮動比例的特許權使用費外，Llanos-22、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21和VMM-24還有1%的x因素經濟權利；Llanos-85有2%；Putumayo-1有5%；VMM-24有12%
8

Putumayo-31；Llanos-1和Llanos-70為31%；如果WTI低於每桶30美元，則為0.77%；WTI在每桶30美元到100美元之間從0.77%增加到1.16%，對於每桶100美元以上的WTI固定為1.16%。

對於氣田，特許權使用費是以單個氣田為基礎的，對於每天總產量低於28.5MMcf的天然氣，從6.4%的基本特許權使用費開始計算。對於總產量在每天28.5MMcf到712.5 MMcf之間的，特許權使用費從6.4%線性增加到16%，對於總產量在712.5到2,280MMcf之間的，特許權使用費穩定在16%，然後對於總產量在2,280到3420MMcf之間的，特許權使用費從16%線性增加到20%。對於總產量超過3,420 MMcf/天的天然氣，特許權使用費税率固定為20%。

額外高價權(“HPR”)適用於在2004年及以後根據新的ANH石油監管制度簽署的勘探和生產合同，當時開採區的累計總產量(扣除特許權使用費)超過5 Mbbls石油，且WTI參考價格超過合同中定義的觸發價格。HPR的計算方法是將相關產量乘以Q係數，其計算方法如下：

Q係數=(WTI價格-基本價格(1))/WTI價格*30%

(1)基本價格由ANH根據合同中定義的公式每年確定。2022年和2021年的基本價格設定如下：

截至十二月三十一日止的年度：
2022
2021
質量(石油原料藥)
(1)基本價格(美元/桶)
o
無無
10o to 15o
58.6758.18
15o to 22o
41.0740.73
22o to 29o
39.6039.27
> 29o
38.1237.80

2022年12月31日，HPR適用於我們在Chaza區塊的Costayaco和Moqueta開發區以及Midas區塊的Acordionero開發區的生產，包括最近增加的Gaitas油田。

除了這些政府特許權使用費和權利外，我們在2006年進入哥倫比亞時獲得的Guayuyaco和Chaza區塊的原始權益還需要繳納第三方特許權使用費。我們在2008年收購Solana時獲得的Guayuyaco和Chaza的額外權益不受這一第三方特許權使用費的限制。最重要的特許權使用費從工作利息產品的2%減去政府特許權使用費開始。對於在協議日期後10年內發現的新商業油田，在達到規定的門檻後，Crosby Capital，LLC(“Crosby”)保留將最重要的特許權使用費權利轉換為淨利潤權益(“NPI”)的權利。這一NPI的範圍從工作利息生產的7.5%到10%減去如上所述的浮動比例政府特許權使用費以及運營和間接成本。沒有對HPR進行任何調整。在某些預先存在的油田上，Crosby無權將其最高特許權使用費轉換為NPI。此外，還有僅適用於預先存在的油田的有條件的優先使用費權利。目前，我們對Chaza區塊Costayaco和Moqueta油田50%的工作權益產量以及Guayuyaco區塊Juanambu油田35%的工作權益產量徵收10%的NPI，並凌駕於Guayuyaco區塊Guayuyaco油田的工作權益產量的特許權使用費。

除了政府的特許權使用費和權利外，Putumayo-7和Putumayo-1區塊還需要繳納第三方特許權使用費。根據收購Putumayo-7區塊權益的協議條款，Putumayo-7區塊的開採須向第三方支付10%的特許權使用費。特許權使用費條款允許以現金或實物形式向哥倫比亞政府(或任何聯邦、州、地區或地方政府機構)和ANH支付運輸成本、營銷和手續費、政府特許權使用費(包括根據Putumayo-7區塊合同第39條應支付給ANH的特許權使用費--“高價權利”)和税收(以任何一方的收入衡量的税收除外)，以及在向第三方支付特許權使用費之前從生產收入中扣除1%的‘X’因素付款。根據收購Putumayo-1區塊權益的協議條款，Putumayo-1區塊的開採將向第三方支付3%的特許權使用費。特許權使用費的條款不允許從生產收入中扣除任何成本、特許權使用費和税款。

9

我們目前持有厄瓜多爾Oriente盆地三個區塊(Charapa、Chanangue和Iguana)的參與分享合同(“PSC”)。與傳統的PSC不同，這些合同不包括成本石油或特許權使用費。取而代之的是，整個生產被放入一個利潤分享池，該池根據可競價價格組成部分和生產組成部分得出的百分比在公司和政府之間進行分配。可投標價格部分是基於Oriente石油價格從每桶30美元到每桶120美元的浮動比例，該公司的產量份額分別在87.5%和40%之間。只有當Oriente油價超過每桶100美元時，該公司在產量中的份額才會降至50%以下。生產部分是基於層級的機械師，根據PSC的日常生產從0%增加到6%。在截至2022年12月31日的一年中，厄瓜多爾政府保留的生產份額被記錄為實物特許權使用費。

行政設施

我們的主要執行辦公室位於加拿大阿爾伯塔省卡爾加里。卡爾加里寫字樓租約將於2028年11月30日到期。哥倫比亞和厄瓜多爾的寫字樓租約將分別於2023年8月31日和2025年6月30日到期。

估算儲量

我們的2022年儲備是由McDaniel&Associates(“McDaniel”)獨立編制的。McDaniel成立於1955年，是一家加拿大獨立諮詢公司，過去60年來一直為世界石油行業提供石油和天然氣儲量評估服務。他們在儲量評估、資源評估、地質研究以及收購和處置諮詢服務方面擁有國際公認的專業知識。麥克丹尼爾的辦公室位於加拿大卡爾加里。主要負責McDaniel儲量估計編制的技術人員符合石油工程師協會頒佈的《石油和天然氣儲量信息估計和審計標準》中關於資格、獨立性、客觀性和保密性的要求。

負責監督我們儲量估算編制的主要內部技術人員是資產管理部總裁副主任。他以優異的成績畢業，擁有地質工程學士學位和化學工程(石油)碩士學位。他負責我們的工程活動，包括儲量報告、資產評估、油藏管理和油田開發。他在石油和天然氣行業擁有30多年的經驗，在油藏管理、生產和運營方面擁有豐富的經驗。

我們已經制定了估計和評估儲量的內部控制。我們對儲量估計的內部控制包括：100%的儲量至少每年由一家獨立的油藏工程公司進行評估；遵循審查控制，包括對儲量估計中使用的假設進行獨立的內部審查，並將內部審查的結果提交給我們的儲量委員會。計算和數據在公司的幾個級別進行審查，以確保一致和適當的標準和程序。我們的政策適用於所有參與生成和報告儲量估計的員工，包括地質、工程和財務人員。

正如項目1A“風險因素”所討論的那樣，估計石油和天然氣儲量的過程很複雜，需要作出重大判斷。儲量估算過程要求我們使用重要的決策和假設來評估每個資產的可用的地質、地球物理、工程和經濟數據。因此，儲量估算的準確性取決於數據的質量、基於數據的假設的準確性以及與數據相關的解釋和判斷。

已探明儲量是指，通過對地球科學和工程數據的分析，在現有經濟條件、運營方法和政府法規下，可以合理確定地估計，在現有經濟條件、運營方法和政府法規下，從給定日期起，已知油氣藏在合同到期之前是經濟上可生產的儲量，除非有證據表明續簽是合理確定的。“合理確定性”一詞意味着對實際開採的石油或天然氣的數量將等於或超過估計的高度信心。為了實現合理的確定性，我們和獨立的儲備工程師使用了已經證明能夠產生一致性和可重複性結果的技術。已探明儲量的估計是通過整合相關的地質、工程和生產數據，利用已在現場證明的技術來產生可重複和一致的結果，如美國證券交易委員會法規所定義的那樣。這些綜合評估中使用的數據包括通過井眼直接從地下獲得的信息，如測井記錄、儲集層巖心樣本、流體樣本、靜態和動態壓力信息、生產測試數據以及監測和動態信息。所利用的數據還包括通過間接測量獲得的地下信息，例如地震數據。用於解釋數據的工具包括專有的和商業上可用的地震處理軟件以及商業上可用的儲層建模和模擬軟件。來自類似儲油層的儲集層參數被用來提高儲量估計的質量和對現有儲量估計的信心。用於估計每個儲集層儲量的方法或方法組合是基於唯一的
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估計時每個儲集層的情況和可用的數據集。可能儲量是指比已探明儲量更不確定可採的儲量，但與已探明儲量一起，有可能無法開採。對可能通過額外鑽探或開採技術開採的可能儲量的估計，本質上比對已探明儲量的估計更具不確定性，因此，我們實際無法實現的風險要大得多。截至2022年12月31日分配的可能儲量，既基於現有碳氫化合物採收率高於已探明儲量假設的採收率，也基於與已探明儲量相鄰的儲集層區域，在這些區域，數據控制或對現有數據的解釋不太確定。

可能儲量是指比可能儲量更不確定的儲量。對可能儲量的估計在本質上也是不準確的。對可能和可能儲量的估計也會根據生產歷史、額外勘探和開發的結果、價格變化和其他因素不斷進行修訂。截至2022年12月31日已分配的可能儲量，既基於現有碳氫化合物採收率高於對可能儲量的假設百分比，也基於與可能儲量相鄰的儲集層區域，在這些區域，數據控制或對現有數據的解釋不太確定。

下表列出了我們截至2022年12月31日的估計儲量NAR：
油天然氣石油和天然氣
儲量類別(Mbbl)(MMcf)(MBOE)
證明瞭
總探明開發儲量40,360 858 40,503 
已探明未開發儲量總額24,907 588 25,005 
總探明儲量(2)
65,267 1,446 65,508 
很有可能(1)
總可能開發儲量11,241 58 11,251 
可能未開發儲量總額24,379 271 24,424 
總可能儲量 (3)
35,620 329 35,675 
可能的(1)
可能開發的總儲量11,818 71 11,830 
可能的未開發儲量總額(4)
27,307 264 27,351 
總可能儲量39,125 335 39,181 

(1)對可能儲量和可能儲量的估計比已探明儲量更具不確定性，但由於這種不確定性，尚未對風險進行調整。因此，對可能儲量和可能儲量的估計不具有可比性，並且不應該或不應該彼此進行算術求和，或者與已探明儲量的估計進行算術求和。
(2) 包括與厄瓜多爾有關的已探明石油儲量0.7 Mbbl和已探明未開發石油儲量2.1 Mbbl。
(3) 包括與厄瓜多爾有關的可能已開發石油儲量0.2 Mbbl和可能未開發石油儲量4.3 Mbbl。
(4) 包括與厄瓜多爾有關的可能已開發石油儲量0.2 Mbbl和可能未開發石油儲量5.8 Mbbl。

儲量估算中使用的產品價格

用於確定每個物業未來毛收入的產品價格反映了對地勢、質量、當地條件和/或距市場距離的基準價格的調整。報告中儲量的平均實現價格為：
石油(美元/桶)-哥倫比亞$86.16 
天然氣(美元/mcf)-哥倫比亞$3.67 
石油(美元/桶)-厄瓜多爾$91.53 
ICE布倫特原油-12個月期間每個月第一天的平均價格$97.98 

這些價格不應被解讀為對未來價格的預測。我們並不表示該數據是我們的石油和天然氣資產的公允價值，也不是對從其開發和生產中獲得的現金流現值的公平估計。

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已探明未開發儲量

截至2022年12月31日，我們已探明的未開發儲量淨值為25.0MMBOE(2021年12月31日-24.8MMBOE)，其中92%在哥倫比亞，其餘在厄瓜多爾(2021年12月31日-98%在哥倫比亞，其餘在厄瓜多爾)。約49%、12%和13%，總計74%F已探明的未開發儲量分別位於我們在哥倫比亞的Acordionero、Costayaco和Moqueta油田。截至2022年12月31日，我們的已探明未開發儲量自首次披露為已探明儲量以來，沒有五年或更長時間處於未開發狀態，我們已通過了一項開發計劃，表明已探明未開發儲量計劃在首次披露後五年內作為已探明儲量進行鑽探。

截至2022年12月31日年度的已探明未開發儲量變動情況如下表所示：
道達爾公司-油當量
(Mmboe)
平衡，2021年12月31日
24.8 
轉換為已探明的生產(4.5)
技術修訂(0.3)
擴展和發現5.0 
平衡，2022年12月31日
25.0 

上表所示截至2022年12月31日的年度內已探明未開發儲量的變化主要是以下重要因素造成的：

轉變為已探明的生產。2022年，我們將4.5MMBOE，或2021年已探明未開發儲量的18%轉換為已開發儲量(Acordionero為2.3MMBOE，Costayaco為1.4MMBOE，Moqueta為0.8MMBOE)。2022年，已探明生產量的轉換是資本支出的結果F$5260萬in哥倫比亞參與在Midas區塊鑽探13口井，在Chaza區塊鑽6口井。

技術和經濟修訂版。於截至二零二二年十二月三十一日止年度，我們向下修訂哥倫比亞已探明未開發儲量0.3MMBOE，包括與停止Vonu油田一個未開發地點的計劃鑽探有關的0.2MMBOE及與厄瓜多爾區塊未開發儲量預測轉換量較低有關的0.1MMBOE。

擴展和發現。在截至2022年12月31日的年度內，我們增加了已探明的未開發儲量5.0 MMBOE，其中哥倫比亞有3.3MMBOE，厄瓜多爾有1.7MMBOE。在哥倫比亞，我們在Acordionero和Costayaco油田分別發現了2.4MMBOE和0.5MMBOE，其餘0.4MMBOE發現在Alea-1848區塊。在厄瓜多爾，我們在Chanangue和Charapa區塊分別有1.4MMBOE和0.3MMBOE的擴建。

生產、收入和價格歷史

有關截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度的生產、價格、收入及營運開支的若干資料，載於第7項“管理層對財務狀況及經營結果的討論及分析”及本公司財務報表第8項提供的“補充數據(未經審核)”內，該等資料在此併入作為參考。

下表顯示了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的三年中，我們主要油田Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi和Total的NAR石油產量、平均銷售價格和每NAR石油產量的運營費用：
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阿科迪奧內羅(1)
科斯塔亞科(1)
莫奎塔(1)
Cohembi(1)
所有人合計
屬性 (2)
截至2022年12月31日的年度
石油產量NAR桶4,491,5741,621,073542,7961,105,4518,692,689
每桶石油的平均銷售價格$83.65 $81.85 $80.38 $80.87 $81.84 
每桶石油的運營費用(3)
$15.07 $18.30 $24.10 $25.10 $19.85 
截至2021年12月31日的年度
石油產量NAR桶4,183,773 1,435,434 605,926 797,196 7,879,794 
每桶石油的平均銷售價格$62.17 $59.93 $58.80 $55.01 $60.12 
每桶石油的運營費用(3)(4)
$13.35 $20.12 $24.91 $20.14 $18.70 
截至2020年12月31日的年度
石油產量NAR桶3,612,338 1,773,723 792,011 438,799 7,346,200 
每桶石油的平均銷售價格$32.45 $32.07 $31.52 $32.32 $32.38 
每桶石油的運營費用(3)(4)
$12.53 $17.99 $18.09 $16.04 $16.67 
(1)100%的產品銷售是石油
(2)包括哥倫比亞9,682立方米(1,614桶)、119,046立方米(19,841桶)非核心資產生產的極小天然氣
and 截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度分別為214,719 Mcf(35,787 boe)
(3)運營費用包括運營費用和運輸費用
(4)新冠肺炎每桶成本分別列報截至2021年12月31日和2020年重新分類為運營和運輸成本，以符合2022年12月31日的報告

我們根據財務會計準則委員會(“FASB”)會計準則彙編932“採掘活動-石油和天然氣”編制了已探明儲量的標準化衡量標準。

鑽探活動

下表總結了過去三年我們勘探和開發鑽探活動的結果。截至2022年、2021年或2020年12月31日，有一年標記為“正在進行”的油井正在進行中。這一信息不應被視為未來業績的指標，也不應假定所鑽生產井的數量與由此產生的石油和天然氣儲量或生產井的成本與乾井成本之間存在任何關聯。
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202220212020
毛收入和淨收入毛收入和淨收入毛收入和淨收入
哥倫比亞
探索
多產2.0 — — 
乾的2.0 — — 
發展
多產20.0 18.0 6.0 
正在進行中— 1.0 1.0 
服務
注水器8.0 3.0 1.0 
32.0 22.0 8.0 
厄瓜多爾
探索
多產2.0 — — 
2.0 — — 
總計34.0 22.0 8.0 
截至2021年12月31日，哥倫比亞的一口正在開發的油井於2022年第一季度投產。2022年，我們繼續在Acordionero、Cumplidor、Cohembi和Costayaco油田進行電力可靠性和擴建基礎設施方面的工作。

油井統計

下表列出了我們截至2022年12月31日的生產井：
油井
毛收入網絡
哥倫比亞(1)
285.0 251.0 
厄瓜多爾2.0 2.0 
287.0 253.0 

(1)包括67.0口總井和63.0口淨注水井、63.0口淨注氣井和93.0口總井、91.0口淨井。

我們按計劃開始執行2023年資本計劃，截至2023年2月16日，已在Chaza區塊和Midas區塊分別鑽探了四口開發井和三口開發井。

已開發和未開發面積

截至2022年12月31日，我們的種植面積在哥倫比亞佔91%，在厄瓜多爾佔9%。下表列出了截至2022年12月31日我們已開發和未開發的油氣租賃和礦產面積：
開發
未開發(2)
總計
毛收入網絡毛收入網絡毛收入網絡
哥倫比亞(1)
330,029 242,402 1,129,362 1,119,817 1,459,391 1,362,219 
厄瓜多爾— — 138,239 138,239 138,239 138,239 
總計330,029 242,402 1,267,601 1,258,056 1,597,630 1,500,458 

(1)不包括我們在三個區塊的權益，這些區塊共10萬英畝，政府批准放棄或出售
於2022年12月31日懸而未決。
(2)截至2022年12月31日，總未開發英畝和淨未開發英畝的勘探階段將在未來三年內到期，
延長50%到期區域勘探階段的選項。

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市場營銷和主要客户

哥倫比亞約佔我們產量的99%，石油儲量和產量主要位於中馬格達萊納山谷(“MMV”)和普圖馬約盆地。在MMV，我們最大的油田是Acordionero油田，我們在那裏生產大約17°API油，佔截至2022年12月31日的年度公司總產量的52%。截至2022年12月31日止年度，Chaza區塊的Putumayo產量約為27°API，Suroriente區塊約為18°API，分別佔公司總產量的25%及14%。

我們已經與國內和國際客户簽訂了許多關於我們在MMV和普圖馬約盆地生產的銷售協議。這些協議的重新談判條件為12至30個月，通常包含90天通知後相互終止的條款。這些銷售協議中預期的原油數量不包括與實物特許權使用費對應的石油數量，從2022年10月開始，確實包括與HPR特許權使用費相關的數量。

我們所有的Putumayo產品都在井口銷售。石油由客户在我們位於普圖馬約北部的Costayaco電池或桑塔納站設施的公司運營的卡車裝卸站以及我們在普圖馬約南部的Cohembi和Cumplidor油田提貨。MMV的Acordionero油田的產品通過卡車在不同的碼頭或管道入口以及與Acordionero油田的不同距離進行運輸和銷售，具體取決於優化價值的營銷策略。MMV小油田的產量在井口出售。

2022年，我們所有的MMV作品都賣給了一個國際營銷者，我們所有的Putumayo作品都賣給了兩個國際營銷者。Putumayo和MMV製作的銷售協議將於2025年3月31日到期。每一位銷售客户的流失不會對我們公司造成實質性的不利影響，因為客户可以被替代。

我們在哥倫比亞的石油銷售收入是以美元計算的。出售我們原油的石油價格是由與石油購買者達成的協議確定的。它們通常基於原油的平均價格，參考洲際交易所布倫特原油，並根據質量差異、特定費用、運輸費和運輸税進行調整。管道關税以美元計價，卡車運輸成本以哥倫比亞比索計價。

競爭

石油和天然氣行業競爭激烈。我們面臨來自本地和跨國公司的競爭。這場競爭影響了我們收購資產、承包鑽井和其他油田設備以及獲得訓練有素的人員的能力。許多競爭對手，如哥倫比亞和厄瓜多爾的國家石油公司，擁有更多的財政和技術資源。我們更大或更一體化的競爭對手可能比我們更容易承受現有的聯邦、州和地方法律法規的負擔，以及對其進行的任何更改，這可能會對我們的競爭地位產生不利影響。我們未來收購更多物業和發現儲量的能力將取決於我們在競爭激烈的環境中評估和選擇合適物業並完成交易的能力。石油和天然氣行業在土地合同、前景和資源方面存在着激烈的競爭，我們競爭開發和生產這些儲量，以具有成本效益。此外，我們競相將我們的石油生產貨幣化：運輸能力和基礎設施，以交付我們的產品，保持熟練的勞動力，並獲得高質量的服務和材料。

地理信息

根據地理組織，哥倫比亞是唯一需要報告的部分。2020年，我們在厄瓜多爾簽署了三個區塊的參與合同。在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，厄瓜多爾業務部門並不重要，並計入我們的哥倫比亞可報告部門。長期資產是指房地產、廠房和設備，包括所有石油和天然氣資產、傢俱和固定裝置、汽車、計算機設備和資本化租賃。我國沒有長期持有的資產，這就是美利堅合眾國。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我們位於加拿大阿爾伯塔省卡爾加里的公司總部持有的資產並不顯著，並被計入哥倫比亞應報告部分的“其他”類別。由於我們所有的勘探和開發業務都在哥倫比亞和厄瓜多爾，我們面臨着與這些業務相關的許多風險。關於與我們的海外業務有關的風險，見第1A項“風險因素”。

監管

哥倫比亞和厄瓜多爾的石油和天然氣行業都受到了嚴格的監管。與勘探、開發和生產活動有關的權利和義務對每個項目都是明確的；經濟由特許權使用費和税收制度管理。財產收購和轉讓需要各種政府批准，包括但不限於會議
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財務和技術資格標準，以便認證為該國的石油和天然氣公司。石油和天然氣特許權通常以固定期限授予，並有機會延期。

哥倫比亞政府

我們通過以下實體的哥倫比亞分支機構在哥倫比亞開展業務：Gran Tiera Energy哥倫比亞有限責任公司、Gran Tiera哥倫比亞公司和Gran Tiera Energy Resources Inc.。這些實體目前具有ANH石油和天然氣資產運營商的資格。這些實體在哥倫比亞碳氫化合物公司的特殊制度下運營，該制度使它們有權以美元收取海外石油銷售收益。

在哥倫比亞，國家石油和天然氣管理局是該國碳氫化合物的管理人，因此負責哥倫比亞石油和天然氣合同的管理和所有勘探土地的管理。哥倫比亞國家石油公司Ecopetrol是一家在哥倫比亞和美國股票市場上市的上市公司，由國家持有多數股權，主要目的是勘探和生產碳氫化合物，類似於任何其他綜合石油公司。此外，Ecopetrol是哥倫比亞石油的主要採購商和營銷商，直接或通過其子公司運營該國大部分石油管道運輸和煉油基礎設施。Ecopetrol集團還擁有哥倫比亞能源傳輸部門的多數股權。

ANH使用各種形式的合同，為承包商提供全面的風險/回報利益。根據這些合同的條款，運營商保留生產任何新勘探和評估區塊的所有儲量、生產和收入的權利，但須遵守現有的特許權使用費和税收法規。每份合同都包含一個勘探期和一個生產期。勘探期包含若干勘探階段，每個階段都有相關的工作承諾。從宣佈商業碳氫化合物發現起，生產期持續數年(通常為24年)。如果合同持有人未能遵守合同中的某些重大條款，如未能按照合同履行承諾的勘探作業或投資，則可在ANH的選舉中終止此類合同。Ecopetrol使用各種形式的合同，其中包括勘探和開發階段。合同的期限可以是現場的有效期，也可以是特定日期，合同的條款因合同類型的不同而有所不同。根據ECopetrol合同，合作伙伴保留其生產任何新勘探和評估區塊的所有儲量、生產和收入的工作權益權利，但須遵守此類合同有效期內現有的特許權使用費和税收規定。

當按照ANH合同運營時，承包商是在運營執行期間從合同區提取的碳氫化合物的所有者，但ANH(或其指定人)收取的特許權使用費除外。承包商可以以任何方式銷售碳氫化合物，但受法律規定銷售方式的自然緊急情況的限制。根據ECopetrol合同，每一方都擁有其開採碳氫化合物的工作權益。

與ANH和ECopetrol簽訂的合同是雙方之間的協議，受到條例的適當保護，因此不能在政府選舉時單方面調整。合同包括補救、仲裁和其他保護措施的實例。此外，投資保護條約和哥倫比亞條例保護現有合同的神聖性。

厄瓜多爾行政當局

我們通過哥倫比亞Gran Tiera Energy有限責任公司的厄瓜多爾分公司在厄瓜多爾開展業務。

在厄瓜多爾，能源和礦產部(“MEM”，西班牙語的首字母縮寫)負責簽署石油和天然氣合同，並通過能源和不可再生自然資源監管機構監管厄瓜多爾的石油和天然氣行業。

新興市場使用服務和參與合同勘探和/或開採碳氫化合物(“參與合同”)。我們目前持有三份參與合同，規定承包商承擔全部風險，並與MEM分享生產，幷包含勘探和開採階段。勘探期有相關的工作承諾，通常持續4年。參與合同包括一項條款，將勘探期限延長至多兩年，理由包括厄瓜多爾政府在環境許可程序中造成的延誤。2021年第二季度，根據上述規定，我們收到了將所有三份參與合同的勘探期限延長兩年的通知。 從幾個商業碳氫化合物發現之一的開發計劃獲得批准起，開採週期通常為20年。如果合同持有人未能遵守合同中的某些實質性條款，例如未能按照合同執行承諾的勘探作業，則可由MEM選擇終止此類合同。

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在參與合同下作業時，承包者是在作業執行期間從合同區提取的碳氫化合物的所有人，但根據每份合同商定的海洋和海洋環境管理公司所擁有的份額除外。

環境合規性

我們的活動受到法律法規的約束，這些法律法規規定了我們運營所在國家的環境合規、質量、廢物和污染控制。我們在勘探、鑽探、生產設施方面的活動，包括運營和建造用於運輸、加工、處理或儲存石油和其他產品的管道、工廠和其他設施，都受到哥倫比亞和厄瓜多爾地區和聯邦當局的嚴格環境監管。這些條例涉及強制性環境影響研究、向空氣和水中排放污染物、水的使用和管理、非危險和危險廢物的管理，包括運輸、儲存和處置非危險廢物以允許建造設施、回收要求和回收標準，以及保護某些動植物物種以及文化資源和土著人民居住的地區等。石油和天然氣勘探、開發和生產作業存在固有風險。這些風險包括井噴、火災或泄漏。與環境合規問題有關的費用和責任可能會很大。我們的勘探和生產活動所需的許可證和許可證可能無法以合理的條款或及時獲得，這可能導致延誤並對我們的運營產生不利影響。石油產品泄漏和釋放到環境中可能導致補救費用和損害賠償責任。補救這種情況的成本可能很高，補救義務可能會對我們的財務狀況、運營結果和前景產生不利影響。此外，違反環境法律和條例可導致發出行政、民事或刑事罰款和處罰。, 以及命令或禁令，禁止我們在受影響地區的部分或全部行動。此外，土著羣體或其他當地組織可能會反對我們在其社區的行動，這可能會導致延誤，從而可能對新的發展產生不利影響。政府或司法行動可能會影響環境法律和條例的解釋和執行，從而可能增加許可和遵守成本。我們預計，遵守地區和聯邦規定的費用對我們來説不會是實質性的，這些規定已經頒佈，規定了向環境排放材料，或以其他方式與保護環境或自然資源有關。

我們已經實施了一個全公司範圍的基於網絡的報告系統，使我們能夠跟蹤事件和相應的糾正措施以及相關成本。我們有企業健康、安全和環境管理政策和計劃以及企業環境管理計劃(“EMP”)。環境管理計劃以世界銀行/國際金融公司的環境績效標準為基礎，反映了最佳行業做法。我們擁有通過ISO14001：2015認證的環境管理體系，代表着符合國際公認的行業最佳實踐，以及環境風險管理計劃和健全的廢物管理程序。定期進行空氣、土壤和水測試，併為所有地點和石油運輸制定了環境應急計劃。我們有一個定期的季度報告制度，向執行管理層以及董事會的健康、安全和環境委員會報告。我們有一個內部和外部審計的時間表，並對做法和程序進行例行檢查，並進行緊急反應演習。

人力資本管理

截至2022年12月31日，我們有336名全職員工(2021年12月31日至2019年12月31日)：卡爾加里公司辦公室96人，哥倫比亞235人(波哥大163人，外勤人員72人)，厄瓜多爾(基多)5人。我們的員工都沒有工會代表，我們認為我們的員工關係很好。

健康與安全

安全是我們的首要任務，我們已經實施了安全管理系統、程序和工具來保護我們的員工和承包商。作為我們健康和安全管理系統的一部分，我們識別與工作場所相關的潛在風險，並制定措施來減少可能的危險。我們為我們的員工提供一般的安全培訓，併為那些在我們所有業務中工作的員工實施特定的計劃，如設備和機械安全、化學品管理和電氣安全。

工作場所的做法和政策

Gran Tiera Energy是一家機會均等的僱主，致力於平等和採購當地員工、承包商和供應商。我們有一個增加性別和多樣性代表性的方案，包括防止承包商在選拔和招聘方面存在性別歧視的指導方針，鼓勵在整個供應鏈中招聘女性，培訓以提高女性員工和候選人的競爭力，以及保證公平的工作條件，包括時間表和工資。

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我們致力於通過提供培訓和指導計劃，使員工和承包商能夠在他們的角色中成長，從而取得進步。這方面的一個例子是我們的Te Enseña(與Gran Tiera一起學習)計劃。它涉及幾個部門的獨立培訓課程，參與者提高內部知識並進一步發展他們的技能。我們還提供員工主導的虛擬培訓課程，促進個人成長，並創造向同齡人學習的空間。這些計劃促進了員工和承包商之間的部門間聯繫，提供了遠程工作的能力。

補償

我們相信所有員工都應該得到有競爭力的薪酬和標準的短期和長期激勵，使員工能夠分享公司的成功。

婚約

我們相信，團隊成員、經理和高級管理人員之間的公開、誠實和透明的溝通可以促進公司的參與度，並讓他們對我們的業務大局有更深入的瞭解。我們定期鼓勵員工瞭解組織的戰略目標，瞭解公司的決策以及這些決策對他們的具體影響。我們每季度進行一次回顧，向我們的團隊通報公司的業績和未來目標。我們相信，這些關鍵戰略已經導致了整個組織的戰略調整。

可用信息

我們向美國證券交易委員會提交或提供年度、季度和當前報告、委託書和其他文件。我們通過我們的網站www.grantierra.com免費提供我們的Form 10-K年度報告、Form 10-Q季度報告、Form 8-K當前報告，以及在這些材料以電子方式存檔或提交給美國證券交易委員會後，在合理可行的範圍內儘快對這些報告進行的所有修訂。我們的商業行為和道德準則、公司治理準則、審計委員會章程、薪酬委員會章程以及提名和公司治理委員會章程也張貼在我們網站的治理部分。我們的網站地址僅供參考。本公司網站上的信息未納入本年度報告或以其他方式成為本年度報告的一部分。我們打算使用我們的網站作為向公眾分發信息的手段，以符合公平披露法規的目的。

此外，美國證券交易委員會還設有一個網站(www.sec.gov)，其中包含報告、委託書和信息聲明以及其他有關包括我們在內的向美國證券交易委員會電子提交文件的發行人的信息。

第1A項。風險因素

與我們的業務相關的風險

石油和天然氣的價格和市場是不可預測的，往往會大幅波動，這可能導致暫時停產並降低我們的價值。
 
我們幾乎所有的收入都來自石油銷售。當前和遠期合約油價是基於全球需求、供應、天氣、管道能力限制、庫存水平、地緣政治動盪、世界衞生事件和其他因素，所有這些都不是我們所能控制的。從歷史上看，石油市場一直不穩定，預計將繼續如此。此外，我們收到的石油銷售價格雖然是根據國際石油價格確定的，但也是根據與採購商簽訂的合同確定的，其中包括運輸和質量差額的扣除。差額和運輸成本可能會隨着時間的推移而變化，並對已實現的價格產生不利影響。

未來油價下跌、價格持續低迷、價格波動期延長和借貸成本上升可能會對我們的財務狀況、我們未來的運營結果(包括使現有項目無利可圖或需要暫時停產)、我們可獲得的融資、在經濟基礎上可回收的儲量數量以及我們證券的市場價格產生重大不利影響。

我們可能會受到全球流行病的不利影響，包括正在進行的新冠肺炎大流行

新冠肺炎的爆發持續了整個2022年。世界範圍內的經濟環境繼續動盪，使得會計估計更加繁重。儘管油價在2022年有所改善，但這種動盪的經濟氣候已經並可能在未來對我們公司產生重大不利影響。新冠肺炎疫情對我們的業務、運營結果和財務狀況造成的負面影響程度將取決於未來的事態發展，其中許多事態發展不在我們的控制範圍之內。例如，持續的嚴重性，包括任何持續的地理復甦；新的
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新冠肺炎病毒的變種和毒株；遏制或治療該病毒的行動取得成功；以及 政府當局和其他第三方為應對大流行所採取的行動。就新冠肺炎疫情可能繼續對我們的業務、運營、財務狀況和經營業績產生不利影響的程度而言，它也可能具有增加本文描述的其他風險的效果。

對石油和天然氣儲量的估計可能不準確，我們的實際收入可能低於估計
 
我們對石油和天然氣儲量進行估計，以此為基礎進行財務預測和資本支出計劃。我們使用各種假設做出這些儲量估計，包括對石油和天然氣價格、鑽井和運營費用、資本支出、税收和資金可獲得性的假設。其中一些假設本身就是主觀的，我們儲量估計的準確性在一定程度上取決於我們的管理團隊、工程師和其他顧問做出準確假設的能力。被鑽探的油井可能達不到預期的效果。我們無法控制的經濟因素，如世界石油價格、利率、通貨膨脹和匯率，也將影響我們外匯儲備的數量和價值。

估計石油和天然氣儲量的過程很複雜，需要我們在評估每一處資產的現有地質、地球物理、工程和經濟數據時使用重要的決定和假設。因此，我們的儲量估計從本質上來説是不準確的。根據生產歷史、額外勘探和開發的結果、價格變化和其他因素，所有類別的儲量都會不斷進行修訂。在估計某一特定儲集層的可採石油儲量時，可能儲量是指那些比已探明儲量更不確定可採的額外儲量，但與已探明儲量一起，有可能無法開採。可能的儲量甚至更不確定，通常只需要10%或更高的回收概率。對可能及可能儲量的估計本質上比對已探明儲量的估計更具投機性，並受更大不確定性的影響，因此，回收這些儲量的可能性面臨更大的風險。未來的實際產量、石油和天然氣價格、收入、税收、勘探和開發支出、運營費用以及可採石油和天然氣儲量可能與我們估計的大不相同。這些變化可能會大幅減少我們的收入，並導致我們的石油和天然氣利益受損。

除非我們能夠更換我們的儲備和生產，並在經濟可行的基礎上開發和管理石油和天然氣儲備和生產，否則我們的財務狀況和經營業績將受到不利影響。

我們未來的成功取決於我們發現、開發和獲得更多經濟上可開採的石油和天然氣儲量的能力。生產石油和天然氣的儲集層通常以產量下降為特徵，這取決於儲集層的特徵和其他因素。我們未來的石油和天然氣儲量和產量，以及我們的現金流和運營結果，高度依賴於我們能否有效地開發和開採我們現有的儲量，並在經濟上找到或獲得更多的可採儲量。如果我們不能取代因生產而耗盡的儲備，我們證券的價值和我們籌集資金的能力將受到不利影響。我們可能無法開發、開採、發現或獲得足夠的額外儲量來取代我們目前和未來的產量。

勘探、開發和生產成本(包括運營和運輸成本)、營銷成本(包括分銷成本)和合規成本(包括税收)將對我們從我們生產的石油和天然氣中獲得的淨收入產生重大影響。這些成本會受到我們所在地區的波動和變化的影響，我們可能無法預測或控制這些成本。如果這些成本超出我們的預期，可能會對我們的運營結果產生不利影響。

我們未來的儲量不僅取決於我們開發和有效管理當時現有資產的能力，還取決於我們識別和獲得更多合適的生產資產或前景、識別和留住負責任的服務提供商和承包商以高效地鑽探和完成我們的油井、為我們開發的石油和天然氣尋找市場以及有效地將我們的生產分配到我們的市場的能力。

勘探石油和天然氣以及開發新的地層是有風險的

石油和天然氣勘探涉及高度的運營和財務風險。這些風險在勘探、評估和開發的早期階段更為嚴重。由於在未知地層中鑽井的內在不確定性和成本，以及遇到各種鑽井條件，如意外地層或壓力、儲層過早下降、水侵入產層、井中工具丟失、以及由於先前的探井或額外的地震數據及其解釋而引起的鑽井計劃和位置的變化，因此很難預測實施勘探鑽井計劃的結果和成本。未來的石油和天然氣勘探可能涉及無利可圖的努力，而不是
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僅來自乾井，但來自產量較高但淨收入不足以在扣除鑽井、運營和其他成本後返還利潤的油井。

石油和天然氣勘探、開發和生產作業面臨通常與此類作業相關的風險和危險，包括但不限於火災、爆炸、井噴、凹陷、酸性氣體泄漏、泄漏和其他環境危險。此類風險和危害可能會對油井和天然氣井、生產設施、其他財產或環境造成重大損害，並對我們的員工、承包商或公眾造成人身傷害。

任何這些風險的發生所造成的損失都可能對我們的業務、財務狀況、經營結果和前景產生重大不利影響。

儘管我們以我們認為審慎且符合行業慣例的金額維持良好的控制和責任保險，但與某些風險相關的責任可能超過保單限額或不在承保範圍內。在任何一種情況下，我們都可能招致鉅額成本。

我們的業務受到當地法律、社會、安全、政治和經濟因素的影響，這些因素是我們無法控制的，可能會削弱或推遲我們擴大業務或盈利運營的能力。

我們所有已探明的儲量和產量目前都位於哥倫比亞和厄瓜多爾；然而，我們最終可能會擴展到其他國家。勘探和生產作業受到法律、社會、安全、政治和經濟不確定因素的影響，包括恐怖主義、社會動亂和激進主義、非法封鎖、地方或國家勞工團體罷工、幹擾私人合同權、貨幣匯率劇烈波動、高通貨膨脹率、匯率管制、税率變化、影響環境問題(包括土地使用和用水)、工作場所安全、外國投資、對外貿易、投資或税收的法律或政策變化，以及對石油和天然氣行業實施的限制，如生產限制、價格管制和出口管制。當這種中斷髮生時，它們可能會對我們的運營產生不利影響，並威脅到我們項目的經濟可行性或我們實現生產目標的能力。

哥倫比亞和厄瓜多爾都可能經歷未來的政治和經濟不穩定。哥倫比亞經歷了與安全、遊擊和販毒有關的社會、經濟和安全動盪。由於未來選舉進程而產生的政治變化可能會導致新政府或採取新的政策、法律或法規，可能會對外國投資採取更具敵意的態度，包括但不限於：像2022年那樣徵收附加税；國有化；能源或環境政策或執行這些政策的人員的變化；石油和天然氣定價政策的變化；以及特許權使用費的變化或增加。在極端情況下，這種變化可能導致終止合同權和沒收外國所有的資產，或重新談判或使現有的特許權和合同無效。在厄瓜多爾或哥倫比亞，石油和天然氣或投資法規和政策的任何變化或政治態度的轉變都不是我們所能控制的，可能會嚴重阻礙我們擴大業務或盈利運營的能力。哥倫比亞與美國和加拿大簽訂了投資保護條約，並有合同神聖不可侵犯的歷史。

厄瓜多爾的石油生產最近受到該國兩條主要管道(Sistema de Oleoductos Trans厄瓜多爾adoriano(“SOTE”)和Oleoducto de Crudos Pesados(“OCP”)管道)中斷的影響，這是由於可卡河沿岸地區嚴重的土壤侵蝕造成的有形破壞。雖然這些管道現在已經改道並重新投入使用，但我們從未來通過這些系統向市場輸送石油的能力仍然存在一些風險，可能會再次導致OCP和SOTE管道中斷的不可預見的自然事件。這類事件可能包括但不限於地震、火山噴發和其他嚴重的土壤侵蝕。GTE通過維護其設施的過剩存儲能力(通常設計為3天)以及可選擇用卡車將石油運往銷售點，減輕了這一風險。

我們很容易受到與地理集中運營相關的風險的影響

我們的絕大多數產量來自哥倫比亞的四個油田。在截至2022年12月31日的一年中，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田總共創造了我們89%的產量，截至2022年12月31日，這四個油田佔80% of我們已探明的儲量。由於這種集中，我們可能會不成比例地受到地區供需因素的影響，其中包括我們向較小的潛在買家出售或銷售我們的石油的能力受到限制，政府監管、社區抗議、遊擊隊活動、加工或運輸能力限制、政府繼續授權在這些地區勘探和鑽探、惡劣天氣事件以及鑽井平臺和相關設備、設施、人員或服務的可用性導致這些地區的油井生產延遲或中斷。由於我們物業組合的集中性質，我們的多個物業可能會同時經歷任何相同的情況，導致
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與其他擁有更多元化物業組合的公司相比，對我們經營業績的影響相對更大。

我們依靠當地的基礎設施和交通工具來儲存和運輸我們的產品。這些基礎設施，包括存儲和運輸設施，比北美欠發達，在我們運營的地區，按商業上可接受的條件可能不足以滿足我們的需求。此外，我們在偏遠地區作業，可能依靠直升機、船隻或其他交通方式。其中一些運輸方式可能會導致風險水平上升，包括涉及重傷或生命損失的事故風險，並可能導致運營延誤，這可能會影響我們增加儲備基地或生產石油的能力，並可能對我們的聲譽或現金流產生重大影響。此外，其中一些設備是專門的，在我們的行動地區可能很難獲得，這可能會阻礙或延誤行動，並可能增加這些行動的成本。2022年，經歷了幾次針對哥倫比亞政府的短期本地化農民封鎖，導致Suroriente和Put-7區塊暫時關閉。

我們業務領域的社會混亂或社區糾紛可能會延誤生產並導致收入損失

為了獲得當地居民和政府的支持和信任，我們必須表現出承諾為當地提供就業、培訓和商業機會；高水平的環境績效；開放和透明的溝通；並願意討論和解決社區問題，包括經過精心挑選的社區發展投資，這些投資不會代價過高，併為社區和地區帶來持久的社會和經濟利益。對這些關係的不當管理可能會導致延遲或暫停運營、吊銷執照或對我們在這些社區的聲譽造成重大影響，這可能會對我們的業務產生不利影響。我們無法確保此類問題或中斷在未來不會發生，我們也無法預測其潛在影響，這可能包括生產延遲或損失、備用費用、設備擱淺或對我們設施的損壞。我們也不能確保我們不會遇到犯罪集團或非法作物種植者為迴應哥倫比亞政府剷除這類作物而建立的抗議或封鎖，如果這些作物種植在進入我們行動所需的道路附近的話。此外，我們必須遵守立法要求，事先與受我們在哥倫比亞和厄瓜多爾擬議項目影響的社區和族裔羣體進行協商。儘管我們遵守了這些要求，但我們可能會被這些社區通過哥倫比亞法院發出的保護圖特拉的令狀起訴，要求加強協商，這可能會導致成本增加、業務延誤和其他影響。此外, 哥倫比亞的幾個地區就採掘業進行了全民協商和重要的全民投票。公投是由採礦業或石油和天然氣行業的反對者組織的。目前尚不清楚這些結果會在多大程度上影響中央政府授予的礦業權的行使。2022年，哥倫比亞政府開始與其他非法武裝團體進行對話，以尋求執行旨在瓦解這些組織的新的和平進程和協議。

哥倫比亞或厄瓜多爾的安全擔憂可能會擾亂我們的行動

輸油管道歷來是哥倫比亞恐怖活動的主要目標。儘管哥倫比亞政府在2016年批准了一項和平協議，其結果是哥倫比亞革命武裝力量(FARC)的復員和解除武裝，但仍然有針對管道和其他基礎設施的暴力行為，這被認為是前哥倫比亞革命武裝力量持不同政見者團體和其他非法團體所為。目前尚不清楚暴力是否會繼續或在多大程度上會繼續下去，以及暴力是否會影響我們的行動以及會在多大程度上影響我們的行動。儘管《和平協議》獲得批准，哥倫比亞政府繼續努力執行這些協議，哥倫比亞政府加大了對非法作物的剷除力度，哥倫比亞政府也在繼續努力減少或防止遊擊隊持不同政見者和農民的活動，但這些努力可能不會成功，此類活動可能會繼續擾亂我們未來的行動或導致我們更高的安全成本，並可能對我們的財務狀況、行動結果或現金流產生不利影響。

哥倫比亞和厄瓜多爾經歷了與經濟政策變化有關的社會動盪，這導致全國各地非法封鎖道路，非法入侵私人財產，影響到公司活動所在的地區。雖然封鎖歷來是針對國家的，但由此產生的影響可能會阻礙我們調動石油、人員和設備的能力，導致生產暫時停產或對公司資產造成負面影響。

哥倫比亞和厄瓜多爾也都有安全問題的歷史。我們確保我們人員和實物資產安全的努力可能不會成功，也不能保證我們能夠維持我們的外地人員或承包商的外地人員以及我們在哥倫比亞和厄瓜多爾的波哥大和基多總部人員或行動的安全，也不能保證這種暴力不會對我們今後的行動造成不利影響和造成重大損失。如果這些安全問題擾亂了我們的運營，我們的財務狀況和運營結果可能會受到不利影響。

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我們的所有收入都來自加拿大和美國以外的地區，如果我們決定或被要求將來自外國司法管轄區的收入匯回國內，我們可能會被徵税

我們所有的收入都來自加拿大和美國以外的地區。海外業務產生的現金通常不能用於資助國內或總部業務，除非資金匯回國內。目前，除了支付總部費用外，我們不打算將更多資金匯回國內，但如果我們這樣做了，我們可能不得不在某些司法管轄區就累積收益的分配積累和支付預扣税。外國子公司的未分配收益被視為永久再投資，因此確定這些未分配收益的未確認遞延税項負債額是不可行的。

某些收購可能會對我們的財務業績產生不利影響

我們可能會不時地進行戰略性收購，作為我們業務戰略的一部分。不能保證我們能夠找到合適的收購候選者，或者能夠以有利的條件完成收購，如果有的話。我們還可能發現與任何事先未確定的收購相關的負債或缺陷，這可能會導致意外的成本。此外，與我們的收購相關的整合工作可能需要大量資本和運營費用。

我們打算使用現金、股票、票據、債務、承擔債務或上述任何組合來支付未來收購的費用。如果我們在內部沒有產生足夠的現金來提供我們需要的資本，為我們的增長戰略和未來的運營提供資金，我們將需要額外的債務或股權融資。這筆額外的融資可能無法獲得，或者如果有的話，可能不是我們可以接受的條款。此外，資本市場和股票價格的高度波動可能會使我們很難以有吸引力的價格進入資本市場。

此外，收購的預期收益可能沒有完全實現或根本沒有實現，或者可能需要比我們預期更長的時間才能實現。 如果我們不能在合理的時間內實現預期的收購收益，我們的業務、財務狀況和經營結果可能會受到不利影響。

網絡攻擊的威脅和影響可能會對我們的運營產生不利影響，並可能導致信息被盜、數據損壞、運營中斷和/或財務損失

我們使用數字技術和軟件程序解釋地震數據，管理鑽井平臺，進行儲層建模和儲量估計，以及處理和記錄財務和運營數據。我們依賴數字技術，包括信息系統和相關基礎設施以及雲應用程序和服務，來存儲、傳輸、處理和記錄敏感信息(包括商業機密、員工信息以及財務和運營數據)，與員工和業務合作伙伴溝通，分析地震和鑽探信息，估計石油和天然氣儲量，以及許多其他與我們業務相關的活動。在日益困難的自然環境中勘探和開發石油和天然氣所需技術的複雜性，以及對石油和天然氣資源的全球競爭，使得某些信息對竊賊具有吸引力。我們的業務流程取決於我們信息技術基礎設施的可用性、容量、可靠性和安全性，以及我們根據不斷變化的需求擴展和持續更新該基礎設施的能力，因此，我們的設施和基礎設施保持安全對我們的業務至關重要。雖然我們已經實施了減輕此類事件影響的戰略，但我們不能保證為防禦網絡安全威脅而採取的措施足以達到這一目的。在發生安全漏洞或火災或洪水等災難時，信息技術功能支持我們業務的能力以及我們從意外中斷中恢復關鍵系統和信息的能力無法得到充分測試，並且存在這樣的風險，即如果此類事件實際發生，我們可能無法立即應對漏洞或災難的影響。在這種情況下, 關鍵信息和系統可能在幾天或幾周內不可用，導致我們無法及時開展業務或執行某些業務流程。此外，如果這些事件中的任何一項成為現實，都可能導致我們運營所必需的敏感信息、關鍵基礎設施、人員或能力的損失，並可能對我們的聲譽、財務狀況或運營結果產生重大不利影響。

我們的員工一直是並將繼續成為使用欺詐性“欺騙”和“釣魚”電子郵件的各方的目標，以盜用信息或通過“特洛伊木馬”程序將病毒或其他惡意軟件引入我們的計算機。這些電子郵件看起來是合法的電子郵件，但將收件人引導到由電子郵件發件人運營的虛假網站，或者要求收件人通過電子郵件或下載惡意軟件發送密碼或其他機密信息。儘管我們努力通過政策和教育減少“欺騙”和“網絡釣魚”電子郵件，但“欺騙”和“網絡釣魚”活動仍然是一個嚴重的問題，可能會破壞我們的信息技術基礎設施。

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與我們的財務狀況有關的風險

我們的業務需要大量的資本支出，而我們可能沒有必要的資源來為這些支出提供資金

我們2023年的基本資本計劃為2.1億至2.5億美元用於勘探和開發活動。我們預計將通過運營現金流為我們的2023年資本計劃提供資金。從運營現金流中為這一項目提供資金，在一定程度上取決於布倫特原油價格至少達到每桶60美元或更高。2023年1月1日至2月16日期間，布倫特原油的平均價格為每桶83.95美元。

如果運營現金流、手頭現金和我們信貸安排下的可用能力不足以為我們的資本計劃提供資金，我們可能需要尋求外部融資，或者推遲或減少我們的勘探和開發活動，這可能會影響產量、收入和儲量。

如果我們需要額外資本，我們可以通過各種融資交易或安排尋求資金來源，包括合資項目、債務融資、股權融資或其他方式。我們可能無法以優惠條件獲得資本，或者根本無法獲得資本。如果我們確實成功地籌集了額外的資本，未來的融資可能會稀釋我們的股東，因為我們可能會向投資者發行額外的普通股或其他股權。此外，債務和其他夾層融資可能涉及資產質押，需要約束我們商業活動的契約，並且可能優先於股權持有人的利益。在尋求未來的資本融資時，我們可能會產生大量成本，包括投資銀行費用、法律費用和其他成本。我們還可能被要求確認與我們可能發行的某些證券相關的非現金費用，如可轉換債券和認股權證，這將對我們的財務業績產生不利影響。
 
我們獲得所需資金的能力可能會受到以下因素的影響：資本市場疲軟(包括石油和天然氣行業)、我們的石油和天然氣資產的位置，包括哥倫比亞和厄瓜多爾的石油和天然氣資產的位置，商品市場上石油和天然氣價格低或下降，以及失去關鍵的管理。此外，如果大宗商品市場上的石油或天然氣價格下跌，我們的收入可能會減少，這種減少的收入可能會增加我們對資本的需求。管理我們勘探活動的一些合同安排可能要求我們承諾某些資本支出，如果我們沒有履行這些承諾所需的資本，我們可能會失去合同權利。如果我們能夠從融資活動中籌集到的資金量，以及我們從運營中獲得的現金流，不足以滿足我們的資本需求(即使我們減少了我們的活動)，我們可能會被要求削減我們的業務。

某些主權財富、養老金和捐贈基金推動了化石燃料股票的撤資，並向貸款人施壓，要求停止或限制向從事化石燃料儲備開採的公司提供資金，包括紐約州和紐約州幾個著名的公共僱員養老基金最近採取的撤資行動。這種以氣候變化為目標的環境倡議最終可能會干擾我們獲得資本和為我們的業務提供資金的能力。

未能實現目標或不斷變化的利益相關者對環境、社會和治理(ESG)實踐和報告的期望可能會損害我們的聲譽，並影響員工留住、客户關係和獲得資本的機會。例如，某些市場參與者在做出投資決策時使用第三方基準或分數來衡量公司的ESG實踐，客户和供應商可能會評估我們的ESG實踐或要求我們採用某些ESG政策作為授予合同的條件。

貸款人可能會減少我們信貸安排下的借款基礎，這可能會阻止我們滿足未來的資本需求。

我們的信貸安排下的借款基數目前為1.5億美元，其中1.00億美元目前符合借款資格，經公司和貸款人雙方同意，可選擇額外借款5000萬美元。我們的借款基數可能會因石油或天然氣價格下跌、經營困難、儲備下降、貸款要求或法規、貸款人願意向石油和天然氣行業放貸、發行新的債務或任何其他原因而減少。我們不能肯定，如果需要，資金將以可接受的條件提供，並達到所需的程度。如果我們的借款基數減少，我們可能需要償還超過重新確定的借款基數的任何債務，這將耗盡運營現金流或需要額外的融資。

此外，我們的借款基礎是在遵守我們信貸安排條款下的財務契諾的情況下提供給我們的，包括遵守該等貸款的比率和其他財務契諾，而不遵守該等比率或契諾可能迫使我們償還部分借款並遭受不利的財務影響。我們被要求保持至少150%的全球覆蓋率，該比率是使用綜合未來現金流的淨現值計算的
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信貸安排的未償還金額、預付款壽命期覆蓋率至少150%，使用將交付的商品的估計合計價值超過信貸安排的未償還金額計算，以及當公司的預計現金來源超過預計現金使用量至少1.15倍時的流動性比率。

自.起2022年12月31日，信貸安排仍未動用。

2023年2月20日，信貸安排下的提款可用期再延長6個月。

我們的信貸安排將於2024年8月到期。我們可能無法以經濟利率獲得資本融資

我們的信貸安排將於2024年8月到期。我們無法保證，在重新談判我們的信貸安排時，金融市場條件或借款條款將與當前的條款和利率一樣有利。我們可能無法在未來獲得資金，用於營運資金、資本支出、收購、償債要求或其他目的。

外幣匯率波動可能會影響我們的財務業績
 
我們根據主要以美元計價的協議出售我們的石油和天然氣生產。我們產生的許多業務和其他費用，包括在哥倫比亞的流動和遞延税項資產和負債，都是以哥倫比亞比索計價的。我們在加拿大的大部分行政費用都是以加元計算的。因此，噹噹地貨幣財務報表換算成我們的報告貨幣美元時，我們面臨換算風險。當地貨幣的升值可能會增加我們的成本，並對我們的運營業績產生負面影響。由於我們的合併財務報表是以美元表示的，我們必須在每個報告期內或報告期結束時按有效匯率將收入、費用和收入以及資產和負債換算成美元。我們在結算以外幣計價的應收賬款和應收賬款時也面臨交易風險。

法律和監管風險

我們依賴於從不同的政府當局獲得和維護許可證和許可證

我們的石油和天然氣勘探和生產作業受到複雜和嚴格的法律法規的約束。為了在符合這些法律法規的情況下開展業務，我們必須獲得和維護大量的許可證、許可證、批准和證書，包括環境和其他運營許可證。我們可能無法及時或根本無法獲得、維持或續簽此類許可證和許可證。我們還可能被吊銷執照和許可證，或者可能無法續簽即將到期的執照和許可證。未能或延遲獲得或維持監管部門的批准或許可，可能會對我們開發和勘探我們的物業的能力產生重大不利影響，而獲得帶有苛刻條件的鑽探許可證可能會增加我們的合規成本。失去現有鑽探、注水或生產所需的其他活動的許可證可能會導致我們的產量水平和收入下降或損壞油井結構。與這些許可證和許可證相關的法規和政策可能會發生變化，實施方式我們目前預計不會發生變化，也不會花費更多時間來獲得。不能保證哥倫比亞和厄瓜多爾未來的政治狀況不會導致在外國開發和石油所有權、環境保護、健康和安全或勞資關係方面的政策發生變化，這可能會對我們在現有和未來財產方面進行勘探和開發活動的能力以及我們籌集資金進一步開展此類活動的能力產生負面影響。

由於我們並不是我們目前參與的所有合資企業的運營商，我們可能會依賴運營商獲得所有必要的許可證和執照。如果我們不遵守這些要求，我們可能會被阻止鑽探石油和天然氣，我們可能會受到民事或刑事責任或罰款。吊銷或暫時吊銷我們的環境和經營許可證可能會對我們的業務、財務狀況和經營業績產生重大不利影響。

在哥倫比亞，ANH受礦業和能源部委託，通過勘探和生產(“E&P”)和技術評估協議合同條款提供和授予新區塊。新政府表示，在政府做出不同決定之前，不會進行新一輪勘探區塊的競標。此外，2023年，政府發佈了一項新法令，取消了ANH為公司提供的區塊提供投標回合的義務。根據哥倫比亞的新法規，我們可能無法獲得新的勘探許可證，這可能會對我們未來的勘探活動、生產和運營產生不利影響。

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環境法規和風險可能會對我們的業務產生不利影響
 
環境監管嚴格，監管合規的成本和費用不斷增加。石油和天然氣業務的所有階段都存在環境風險和危害，並根據一系列廣泛的國際公約以及國家和區域法律和條例受到環境管制。環境立法除其他外，規定了對石油和天然氣作業中使用或生產的各種物質的泄漏、釋放或排放的限制和禁止。該立法還要求對油井和設施場地進行操作、維護、廢棄和開墾，以使適用的監管當局滿意。遵守這類立法可能需要大量支出。不遵守這些法律法規可能會導致我們暫停或終止運營，並受到行政、民事和刑事罰款和處罰。如果石油、天然氣或其他污染物非法排放到空氣、土壤或水中或造成某些其他環境影響，我們的業務可能會對政府或第三方造成重大環境責任。關於環境法律和法規的影響存在不確定性，包括目前有效的和預計將在未來提出的法律和法規。我們無法預測未來的環境法律將如何解釋、管理或執行，但未來更嚴格的法律或法規或更有力的執行政策可能需要我們為安裝和運行合規系統花費大量資金；因此，目前無法預測這些要求的性質和對我們公司的影響，儘管它們可能對我們的業務產生重大不利影響。

鑑於我們的業務性質，鑽井或作業現場存在因操作故障、事故、破壞、管道故障或因卡車運輸石油而被篡改或泄漏而導致石油泄漏的固有風險。所有這些都可能導致重大的潛在環境責任，如損害賠償、訴訟費用、清理費用或罰款，其中一些可能是實質性的，我們的保險覆蓋範圍可能不夠充分或不可用。

我們可能面臨反賄賂法律的責任，如果發現我們違反了這些法律，可能會對我們的業務產生實質性的不利影響

我們受到美國、加拿大、厄瓜多爾和哥倫比亞的反賄賂法律的約束，未來我們可能開展業務的其他司法管轄區也將受到類似法律的約束。我們可能直接或間接地面對官員、部落或叛亂組織、國際組織或私人實體的腐敗要求。因此，我們面臨員工、承包商、代理商和我們或我們的子公司或附屬公司的合作伙伴未經授權付款或提供付款的風險，因為這些各方並不總是受我們的控制或指示。我們的政策是禁止這些做法。然而，我們現有的保障措施和對這些措施的任何未來改進可能會被證明是無效的或可能不會得到遵守，我們的員工、承包商、代理商和合作夥伴可能會從事非法行為，我們可能要對此負責。違反這些法律中的任何一項，即使我們的政策禁止，也可能導致刑事或民事制裁或其他處罰(包括利潤返還)以及聲譽損害，並可能對我們的業務和財務狀況產生重大不利影響。

如果美國未來對哥倫比亞或厄瓜多爾實施制裁，我們的業務可能會受到不利影響

哥倫比亞是能否從美國獲得外國援助的幾個國家之一，這些國家在遏制非法毒品生產和轉運方面取得了進展，美國的總裁每年都會對這一進展進行審查。雖然哥倫比亞目前有資格獲得這種援助，但哥倫比亞未來可能不再有資格。總裁認定哥倫比亞明顯未能履行國際禁毒協議規定的義務，這可能導致對哥倫比亞實施經濟和貿易制裁，這可能會在哥倫比亞造成不利的經濟後果，包括可能威脅到我們獲得必要資金開發哥倫比亞資產的能力，並可能進一步增加與我們在那裏的業務相關的政治和經濟風險。

與排放有關的法規和任何氣候變化的影響都可能對我們的業務產生不利影響，包括對我們產品的需求、我們的財務狀況和運營結果

世界各國政府越來越重視控制温室氣體(“GHG”)排放，並以某種方式應對氣候變化的影響。温室氣體排放立法正在形成，並可能發生變化。例如，在國際一級，2015年12月，包括哥倫比亞在內的近200個國家在法國巴黎達成了一項國際氣候變化協定(《巴黎協定》)，該協定呼籲各國制定自己的温室氣體排放目標，並對每個國家為實現其温室氣體排放目標而採取的措施保持透明。雖然目前還無法預測這項立法或可能通過的任何新法規將如何影響我們的業務，但未來任何此類限制温室氣體排放的法律和法規都可能對我們生產的石油和天然氣的需求產生不利影響。目前的温室氣體排放立法沒有產生材料合規成本；然而，影響氣候和氣候相關事項的排放、碳和其他法規正在不斷演變。它是
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目前無法預測擬議的立法或法規是否會被通過，未來的任何此類法律和法規都可能導致額外的合規成本或額外的運營限制。如果我們無法收回與遵守強加於我們的氣候變化監管要求相關的大量成本，可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。對温室氣體排放的重大限制可能會導致對我們生產的石油的需求減少，從而導致我們的儲量價值下降。此外，近年來一直在努力影響投資界，讓他們在投資公司的方式中考慮氣候變化。在一定程度上，金融市場將氣候變化和温室氣體排放視為一種金融風險；這可能會對我們的資本成本或獲得資金產生負面影響。對氣候變化風險的日益關注增加了公共和私人實體就石油和天然氣公司的温室氣體排放對其提起訴訟的可能性。如果我們成為任何此類訴訟的目標，我們可能會招致責任，在涉及社會壓力或政治或其他因素的情況下，可以施加責任，而不考慮公司對所聲稱的損害的原因或貢獻，或其他減輕因素。最後，雖然我們努力使我們的業務運營適應預期的氣候條件，但如果地球氣候發生重大變化，例如我們服務的市場或我們資產所在地區的天氣條件更加惡劣或頻繁，我們可能會產生更多費用，我們的業務可能會受到實質性影響，對我們產品的需求可能會下降。

與我們普通股所有權相關的風險

我們普通股的股票在紐約證券交易所美國交易所、多倫多證券交易所(多倫多證券交易所)和倫敦證券交易所(倫敦證券交易所)上市，尋求利用這些市場之間的價格差異的投資者可能會造成市場價格的意外波動

我們的普通股在紐約證券交易所、多倫多證券交易所和倫敦證券交易所上市。雖然普通股在這些市場上交易，但價格和成交量水平可能在任何市場上大幅波動，而不受其他市場上的價格或交易量的影響。投資者可以通過一種被稱為套利的做法，尋求出售或購買普通股，以利用紐約證交所、多倫多證交所和倫敦證交所之間的任何價格差異。任何套利活動都可能導致這些交易所的普通股價格或這些市場上可供交易的普通股數量出現意想不到的波動。此外，任何上述司法管轄區的股東如未向我們的轉讓代理或登記處辦理必要的手續，便不能轉讓該等普通股股份在另一市場交易。這可能會導致時間延遲和普通股股東的額外成本。

如果我們不能滿足紐約證券交易所美國繼續上市的要求，紐約證券交易所可能會將我們的普通股退市

我們的普通股目前在紐約證券交易所美國交易所上市，我們的股票是否繼續上市取決於我們是否符合一些上市標準。如果我們未能遵守這些持續上市標準，包括如果我們的普通股價格在相當長一段時間內保持在當前的低位，並且我們未能在接到紐約證券交易所的通知後進行反向股票拆分，我們的普通股可能會被摘牌。我們的股票退市可能會對我們產生負面影響，其中包括減少我們股票的流動性，並限制我們發行額外證券、獲得額外融資或進行戰略交易的能力。

項目1B。未解決的員工意見

沒有。

第三項。法律訴訟
 
我們有幾起訴訟和索賠待決。訴訟和糾紛的結果不能肯定地預測；我們相信這些問題的解決不會對公司的綜合財務狀況、經營業績或現金流產生實質性的不利影響。我們記錄發生的或可能發生和確定的成本。

第四項。煤礦安全信息披露

不適用。

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關於我們的執行官員的信息

以下是截至2023年2月16日有關我們高管的信息。
名字年齡職位
加里·S·古德里67總裁和董事首席執行官
瑞安·埃爾森47財務總監兼執行副總裁總裁
詹姆斯·埃文斯57企業服務部總裁副主任
羅傑·特里布爾61投資者關係部總裁副經理
勞倫斯·韋斯特66總裁副局長：探索

•加里·S·古德里、總裁和董事首席執行官。古德里自2015年5月7日以來一直擔任Gran Tiera的首席執行官和總裁。2011年7月至2014年7月，Guidry先生擔任卡拉卡爾能源公司總裁兼首席執行官；2009年10月至2011年7月，擔任獵户座石油天然氣公司總裁兼首席執行官；2005年5月至2009年1月，擔任坦噶尼加石油公司首席執行官；2003年10月至2005年2月，擔任卡爾平天然氣信託公司首席執行官。作為這些公司的首席執行官，Guidry先生負責監督各自公司業務的所有方面。Guidry先生目前是非洲石油公司董事會成員(自2008年4月以來)，他還擔任審計委員會成員和PetroTal Corp.董事會成員(自2017年12月以來)。2010年9月至2011年10月，Guidry先生在Zodiac Explore Corp.董事會任職；2009年10月至2014年3月，他在TransGlobe Energy Corp.董事會任職；2007年2月至2018年5月，他在Shamaran石油公司董事會任職。在此之前，Guidry先生先後擔任艾伯塔省能源公司國際公司的高級副總裁和總裁，以及加拿大西方石油公司尼日利亞業務的總裁和總經理。古德里曾在也門、敍利亞和埃及指導勘探和生產業務，並曾在美國、哥倫比亞、厄瓜多爾、委內瑞拉、阿根廷和阿曼為世界各地的石油和天然氣公司工作。Guidry先生是在艾伯塔省註冊的專業工程師(P.Eng.)並持有理科學士學位。德州農工大學石油工程專業。

•瑞安·埃爾森，首席財務官兼執行副總裁總裁，財務。埃爾森自2015年5月以來一直擔任Gran Tiera的首席財務官。Ellson先生擁有超過23年的國際企業融資和會計職位的豐富經驗。埃爾森目前是金絲雀生物燃料公司的董事，在2022年9月之前一直是PetroTal Corp.的董事(自2017年12月以來)。自二零一四年七月至二零一四年十二月，Ellson先生擔任Glencore E&P(加拿大)Inc.財務主管，在此之前，曾任Caracal Energy Inc.(“Caracal”)財務副主管，Caracal Energy Inc.(“Caracal”)是倫敦證券交易所(“LSE”)上市公司，於二零一一年八月至二零一四年七月在非洲乍得經營。嘉能可E&P(加拿大)於2014年7月收購了Caracal。在加入Caracal之前，Ellson先生於2010年4月至2011年8月期間擔任海龍能源財務副總裁總裁。在這些職位上，Ellson先生負責監督財務和會計職能，實施和監督內部財務控制，為基於準備金的貸款安排提供擔保，並參與了多次資本籌集。埃爾森曾在乍得、埃及、印度和加拿大的公司擔任管理和執行職務。Ellson先生是一名特許專業會計師，擁有薩斯喀徹温大學的商業學士和專業會計碩士學位。Ellson先生已經完成了哈佛商學院的高級管理人員領導力課程和賓夕法尼亞大學沃頓商學院的綜合管理課程。

•詹姆斯·埃文斯，總裁副總裁，企業服務。自2015年5月以來，埃文斯一直擔任格蘭蒂拉負責企業服務的副經理總裁。埃文斯先生擁有超過29年的經驗，包括過去18年在國際石油和天然氣行業的工作經驗。最近，Evans先生於2014年7月至2014年12月擔任Glencore E&P(加拿大)Inc.合規與企業服務主管，在此之前於2011年7月至2014年6月擔任Caracal Energy Inc.合規與企業服務副總裁總裁，負責監督公司戰略和目標的執行，制定和實施強大的企業合規計劃，並管理IT、文件控制、安全和行政的方方面面。埃文斯先生還負責卡爾加里和乍得工作人員的招聘、培訓和留用。他監督Caracal Energy從出售給嘉能可時的7名員工發展到400多名員工。在加入Caracal之前，埃文斯先生曾在獵户座石油天然氣公司和坦噶尼卡石油公司擔任高級管理和行政職位，擁有在埃及、敍利亞和加拿大的運營經驗。埃文斯先生擁有卡爾加里大學的商業學士學位。

•羅傑·特林布爾，總裁副總裁，投資者關係部。特林布爾自2016年6月以來一直擔任Gran Tiera的副手總裁，負責投資者關係。他是一名專業工程師，擁有38年以上國內外流域各類管理崗位的從業經驗。在加入GRAN Tiera之前，Trimble先生是嘉能可E&P(加拿大)Inc.的企業規劃、預算和財務主管，在此之前，他是董事企業規劃、預算和業務發展主管
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與Caracal Energy Inc.(被嘉能可E&P收購)。他曾擔任過多個高級管理職位，包括加拿大獵人勘探公司的阿根廷地區經理、ESPRIT能源信託公司的總裁副經理、阿帕奇加拿大公司的油藏工程經理以及赫斯基能源公司的上游評估-前沿和國際經理。特林布爾先生是在艾伯塔省註冊的專業工程師，也是APEGA的成員。他以優異成績獲得斯坦福大學石油工程理學學士學位。

•勞倫斯·韋斯特，總裁副局長，探索。自2015年5月以來，韋斯特一直擔任格蘭蒂埃拉的副手總裁，負責勘探業務。韋斯特先生擁有超過44年的高管、探險家和地質學家經驗。最近，韋斯特在2011年7月至2014年6月期間擔任加拉卡爾能源勘探公司副董事長總裁。韋斯特組建了一個多學科團隊，評估乍得內陸裂谷盆地的資源和儲量，並領導了一個成功的勘探項目。在他的任期內，他成功地在偏遠的邊境盆地按時和按預算進行了兩次大型2D/3D地震拍攝。在加入Caracal之前，他參與了幾家上市和私營公司的創辦和發展，其中包括Reserve Royalty Corp.、Chariot Energy、Auriga Energy和Orion Oil and Gas。勞倫斯曾在艾伯塔省能源公司(AEC)工作，在那裏他是與康韋斯特合併的團隊中的一員。他建造了AEC東部團隊，並帶領他們前往美國落基山盆地。他的職業生涯始於帝國石油公司，在多學科團隊中從事勘探和儲集層表徵工作，並擔任勘探團隊的技術導師。勞倫斯擁有麥克馬斯特大學地質學榮譽學士學位和卡爾加里大學經濟學專業MBA學位。


第II部

第五項。註冊人普通股市場、相關股東事項與發行人購買股權證券

我們的普通股在紐約證券交易所、多倫多證券交易所和倫敦證券交易所交易，代碼為“GTE”。

截至2023年2月16日，我們的普通股約有32名登記持有人，流通股為346,151,157股，面值0.001美元。

股利政策

我們從未宣佈或支付普通股股票的股息，我們打算保留未來的收益，以支持業務的發展，因此在可預見的未來不會支付現金股息。未來股息的支付(如果有的話)將由我們的董事會在考慮各種因素後酌情決定，這些因素包括當前的財務狀況、匯回現金的税務影響、經營業績以及當前和預期的現金需求。

發行人購買股票證券
(a)
購買的股份總數
(b)
每股平均支付價格 (1)
(C)作為公開宣佈的計劃或方案的一部分購買的股份總數
(d)
根據計劃或計劃可購買的最大股票數量(2)
October 1-31, 2022— $— — 25,300,267 
2022年11月1日至30日4,313,006 $1.31 4,313,006 20,987,261 
2022年12月1日至31日7,700,754 $0.95 7,700,754 13,286,507 
總計12,013,760 $1.08 12,013,760 13,286,507 

(1) 包括支付給經紀人回購普通股的佣金。

(2) 2022年8月29日，我們在加拿大通過多倫多證券交易所的設施和符合條件的另類交易平臺實施了股票回購計劃(“2022計劃”)，自2022年9月1日起至2023年8月31日結束。我們將能夠以當前市場價格購買最多36,033,969股普通股供註銷，相當於截至2022年8月22日我們已發行和已發行普通股的約10%。

性能圖表
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本年度報告中以“業績圖表”標題出現的10-K表格中的信息，是根據證券法S-K規則第201(E)項的規定根據證券法“提供”的，並且不應被視為是向美國證券交易委員會“徵求材料”或“存檔”，除非S-K規則第201(E)項規定了該等信息，否則不應被視為符合第14A或14C條的規定，也不應被視為與交易法第18條中的責任有關的信息，除非我們通過引用的方式將其具體納入了該等備案文件中。

下面的業績圖表顯示了從2017年12月31日到2022年12月31日(我們的2022財年結束)這段時間內我們股票的累計總股東回報。這與同期標準普爾500總回報指數和標準普爾O&G E&P精選指數總回報的累計總回報進行了比較。該圖假設，在2017年12月31日，100美元投資於我們的股票，100美元投資於其他兩個指數，股息在除息日再投資，不支付任何佣金。圖表中顯示的績效代表過去的績效，不應視為未來績效的指標。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g2.jpg

12/31/201712/31/201812/31/201912/31/202012/31/202112/31/2022
大提埃拉能源公司(GTE)$100.0 $80.4 $47.8 $13.5 $28.2 $36.7 
標準普爾500指數總回報率(SPXT)$100.0 $95.6 $125.7 $148.9 $191.6 $156.9 
標準普爾O&G E&P精選指數總回報率(SPSIOPTR)$100.0 $72.0 $65.4 $41.5 $69.5 $101.3 

第7項。管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析
 
本報告，特別是本公司管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析，包含《證券法》第27A條和《交易法》第21E條規定的前瞻性陳述。請參閲本年度報告開頭的10-K表格中有關前瞻性陳述的識別和風險的警示語言，以及第一部分第1A項。本年度報告表格10-K中的“風險因素”。
 
以下有關本公司財務狀況及經營成果的討論，應與本年度報告表格10-K第二部分第8項所載的“財務報表及補充數據”一併閲讀。本管理人員對財務狀況和經營成果的討論和分析一般討論與截至2022年12月31日的財政年度有關的項目，以及分別截至2022年12月31日和2021年12月31日的財政年度之間的年度比較。討論與2021年12月31日終了的財政年度有關的項目以及
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未包括在本10-K表格年度報告中的截至2021年12月31日和2020年12月31日的財政年度，可在公司截至2021年12月31日的財政年度表格10-K年度報告的第二部分第7項中的“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析”中找到。

概述

我們是一家專注於國際石油和天然氣勘探和生產的公司，目前在哥倫比亞和厄瓜多爾擁有資產。截至2022年12月31日，我們在哥倫比亞的資產佔我們已探明儲量NAR的96%。在截至2022年12月31日的一年中，我們100%的收入來自哥倫比亞(2021年-100%和2020-100%)。我們的總部設在加拿大阿爾伯塔省的卡爾加里。

截至2022年12月31日，我們估計已探明儲量淨值為65.5MMBOE，較上年減少2%，其中62%為探明已開發儲量，100%為石油。

財務和運營亮點

主要亮點

•2022年淨收益為1.39億美元，或每股基本和稀釋後收益0.38美元，而淨收益為$4250萬或每秒0.12美元2021年基本和稀釋的野兔
•2022年所得税前收入為2.449億美元，而2021年為2310萬美元
•調整後的EBITDA(2) 2022年是4.896億美元與2021年的2.415億美元相比
•我們2022年的總平均產量為23,815桶/日，高於2021年的21,588桶/日，這是由於Acordionero和Costayaco油田的鑽探和修井活動成功，與2021年相比，封鎖造成的破壞較少，厄瓜多爾的勘探成功也帶來了產量
•我們2022年的石油總銷售量NAR增長了10%，從2021年的21,598桶增加到23,696桶
•與2021年的4.737億美元相比，2022年的石油銷售額增長了50%，達到7.114億美元，主要原因是布倫特原油價格上漲了40%，銷售量增長了10%，但部分被55%的質量和運輸折扣所抵消
•2022年每桶石油銷售額為82.25美元，比2021年高出37%，直接原因是基準價格的提高
•2022年，我們通過運營活動產生的淨現金為4.277億美元，比2021年的2.448億美元增長了75%
•來自運營的資金流動(2) for 2022增長96%至 $366.0 million or $1.00每股基本信息與2021年基本和稀釋後每股1.865億美元或每股0.51美元相比，稀釋後每股0.99美元
•在2022年間，該公司產生了1.294億美元自由現金流(2)用於減少債務和股票回購
•2022年每桶的運營費用為 $18.77, 9% higher到2021年，主要是由於修井增加和發電費用增加，這是由於所有主要油田的產量增加和注水計劃導致活動增加。總運營費用為2022年為1.624億美元，而2021年為1.357億美元，增幅為20%
•2022年每桶的質量和運輸折扣為$16.79相比之下，2021年的價格為10.86美元。這一增長是由於2022年卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價較高，原因是與2021年相比，對重油的需求減少。
•2022年每桶運輸費用下降by 20% to $1.18與$1.482021年，主要是由於2022年井口銷售量增加
•由於2022年優化項目的成本和租賃義務支出增加，2022年每BBL股票補償前的一般和行政(G&A)費用增加5%，達到3.69美元，而2021年為3.53美元。2022年基於股票的薪酬前的G&A支出為3190萬美元，而2021年為2790萬美元，增幅為15%
•資本支出增加了8,670萬美元，比上年增長58%，達到2.366億美元，原因是哥倫比亞和厄瓜多爾的Acordionero和Costayaco油田以及探井的鑽探計劃

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(除非另有説明，否則以千美元計)截至十二月三十一日止的年度：
2022更改百分比2021更改百分比2020
符合美國證券交易委員會標準的儲備，淨資產收益率(MMBOE)
已探明油氣儲量估算66 (1)67 3 65 
估計可能油氣儲量36 — 36 (18)44 
估計可能的油氣儲量39 26 31 (30)44 
日均合併成交量(BOPD)
未計入特許權使用費的工作利益(“WI”)生產30,746 16 26,507 17 22,624 
版税(6,931)41 (4,919)93 (2,552)
生產NAR23,815 10 21,588 8 20,072 
庫存(增加)減少(119)(1,290)10 (89)91 
銷售額(1)
23,696 10 21,598 7 20,163 
淨收益(虧損)
$139,029 227 $42,482 105 $(777,967)
運營淨額回款
石油銷售$711,388 50 $473,722 99 $237,838 
運營費用(162,385)20 (135,722)19 (114,371)
交通費(10,197)(12)(11,618)8 (10,739)
運營淨額回扣(2)
$538,806 65 $326,382 190 $112,728 
股權薪酬前的併購費用$31,908 15 $27,867 15 $24,134 
G&A股票薪酬$9,049 8 $8,396 590 $1,216 
調整後的EBITDA(2)
$489,555 103 $241,536 150 $96,482 
經營活動提供的淨現金$427,711 75 $244,834 202 $81,074 
來自運營的資金流動(2)
$366,024 96 $186,485 312 $45,213 
資本支出$236,604 58 $149,879 56 $96,281 
 截至12月31日，
(以千美元計)2022更改百分比2021更改百分比2020
現金和現金等價物$126,873 386 $26,109 91 $13,687 
循環信貸安排$— (100)$67,500 (64)$190,000 
高級附註$579,909 (3)$600,000 — $600,000 
(1)銷售量代表根據庫存變化調整後的生產淨現值

(2)非GAAP衡量標準

營運淨額、經調整EBITDA、營運資金流量及自由現金流量均為非公認會計原則計量，並無一般公認會計原則(“公認會計原則”)所規定的任何標準化含義。管理層將這些衡量標準視為財務業績衡量標準。請投資者注意，這些指標不應被解釋為淨收益或虧損的替代指標或根據公認會計原則確定的其他財務業績指標。我們計算這些指標的方法可能與其他公司不同，因此可能無法與其他公司使用的類似指標進行比較。每項非公認會計準則財務計量與相應的公認會計準則計量一起列示，以避免暗示應更多地強調非公認會計準則計量。

如圖所示，營業淨收入的定義是石油銷售減去營業和運輸費用。管理層認為，經營淨值是管理層和投資者分析財務業績的有用補充指標，並在考慮其他收入和支出之前提供了我們主要業務活動產生的結果的指示。上表提供了從石油銷售到業務淨回扣的對賬。

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如列示，EBITDA定義為經損耗、折舊及增值(“DD&A”)開支、利息開支及所得税開支或回收調整後的淨收益或虧損。列示的經調整EBITDA定義為經資產減值、商譽減值、非現金租賃費用、租賃付款、未實現匯兑損益、未實現衍生工具損益、其他金融工具損益、其他非現金損益和基於股票的補償支出調整後的EBITDA。管理層在考慮非現金項目如何影響收入之前，使用這一補充指標來分析我們的主要業務活動產生的業績和收入，並相信這一財務指標是投資者分析我們的業績和財務結果的有用的補充信息。從淨收益或虧損到EBITDA和調整後的EBITDA的對賬如下：
 截至的年度截至三個月
十二月三十一日，十二月三十一日，9月30日，
(以千美元計)202220212020202220212022
淨收益(虧損)$139,029 $42,482 $(777,967)$33,275 $62,524 $38,663 
將淨收益(虧損)與EBITDA和調整後的EBITDA進行調整
DD&A費用180,280 139,874 164,233 51,781 41,574 45,320 
利息支出46,493 54,381 54,140 10,750 13,026 11,421 
所得税支出(回收)105,906 (19,346)(75,394)5,966 (46,141)21,734 
息税折舊攤銷前利潤(非公認會計準則)$471,708 $217,391 $(634,988)$101,772 $70,983 $117,138 
資產減值— — 564,495 — — — 
商譽減值— — 102,581 — — — 
非現金租賃費用2,818 1,667 1,951 809 445 851 
租賃費(1,666)(1,621)(1,926)(532)(382)(402)
未實現匯兑損失10,251 21,879 5,271 4,113 4,934 6,636 
未實現衍生工具(收益)損失— (9,589)7,809 — (12,088)(219)
其他金融工具(收益)損失(7)3,369 48,047 (7)15,794 — 
其他非現金(收益)損失(2,598)44 2,026 — 44 (2,598)
基於股票的薪酬費用(回收)9,049 8,396 1,216 2,673 1,799 (170)
調整後的EBITDA(非GAAP)$489,555 $241,536 $96,482 $108,828 $81,529 $121,236 

營運資金流量定義為經DD&A開支、資產減值、商譽減值、遞延税項開支或收回、基於股票的補償開支或收回、債務發行成本攤銷、非現金租賃開支、租賃付款、未實現匯兑損益、未實現衍生工具損益、其他金融工具損益及其他非現金損益調整後的淨收益或虧損。管理層在考慮非現金項目對收入或虧損的影響之前，使用這一財務指標來分析我們的主要業務活動產生的業績和收入或損失，並認為這一財務指標也是投資者分析業績和我們的財務結果的有用的補充信息。自由現金流的定義是資金流減去資本支出。管理層使用這一財務指標來分析我們的主要業務活動在資本要求後產生的現金流，並認為這一財務指標也是投資者分析業績和我們的財務結果的有用補充信息。從淨收益或虧損到業務資金流和自由現金流的對賬如下：
32

 截至的年度三個月過去了，
十二月三十一日，十二月三十一日，9月30日，
(以千美元計)202220212020202220212022
淨收益(虧損)
$139,029 $42,482 $(777,967)$33,275 $62,524 $38,663 
對淨收益(虧損)與業務資金流進行調整
DD&A費用180,280 139,874 164,233 51,781 41,574 45,320 
資產減值— — 564,495 — — — 
商譽減值— — 102,581 — — — 
遞延税費(回收)25,340 (23,825)(76,148)(11,528)(50,634)4,914 
基於股票的薪酬費用(回收)9,049 8,396 1,216 2,673 1,799 (170)
債務發行成本攤銷3,528 3,809 3,625 759 1,127 751 
非現金租賃費用2,818 1,667 1,951 809 445 851 
租賃費(1,666)(1,621)(1,926)(532)(382)(402)
未實現匯兑損失10,251 21,879 5,271 4,113 4,934 6,636 
未實現衍生工具(收益)損失— (9,589)7,809 — (12,088)(219)
其他金融工具(收益)損失(7)3,369 48,047 (7)15,794 — 
其他非現金(收益)損失(2,598)44 2,026 — 44 (2,598)
運營資金流(非公認會計準則)$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 
自由現金流(非公認會計準則)$129,420 $36,606 $(51,068)$8,456 $24,908 $36,711 


綜合經營成果
 截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)2022更改百分比2021更改百分比2020
石油銷售$711,388 50 $473,722 99 $237,838 
運營費用162,385 20 135,722 19 114,371 
交通費10,197 (12)11,618 8 10,739 
運營淨額回扣(1)
538,806 65 326,382 190 112,728 
DD&A費用180,280 29 139,874 (15)164,233 
資產減值— — — (100)564,495 
商譽減值— — — (100)102,581 
股權薪酬前的併購費用31,908 15 27,867 15 24,134 
基於股票的薪酬費用9,049 8 8,396 590 1,216 
匯兑損失2,578 (87)20,477 389 4,184 
衍生工具損失26,611 (46)48,838 1,564 2,935 
其他金融工具(收益)損失(7)(100)3,369 (93)48,047 
利息支出46,493 (15)54,381 — 54,140 
296,912 (2)303,202 (69)965,965 
其他損益2,598 (6,005)(44)(91)(469)
利息收入443 100 — (100)345 
所得税前收入(虧損)244,935 959 23,136 103 (853,361)
33

當期所得税支出80,566 1,699 4,479 494 754 
遞延所得税支出(回收)25,340 206 (23,825)69 (76,148)
所得税總支出(回收)105,906 647 (19,346)74 (75,394)
淨收益(虧損)$139,029 227 $42,482 105 $(777,967)
銷售量(NAR)
總銷售量，BOPD23,696 10 21,598 7 20,163 
每桶布倫特原油價格$99.04 40 $70.95 64 $43.21 
每桶銷售量的綜合運營結果(NAR)
石油銷售$82.25 37 $60.09 86 $32.23 
運營費用18.779 17.2211 15.50
交通費1.18(20)1.482 1.45
運營淨額回扣(1)
62.3051 41.39171 15.28
DD&A費用20.8417 17.74(20)22.25
資產減值—— — (100)76.49
商譽減值—— —(100)13.90
股權薪酬前的併購費用3.695 3.538 3.27
基於股票的薪酬費用1.05(2)1.07569 0.16
匯兑損失0.30(88)2.60356 0.57
衍生工具損失3.08(50)6.191,448 0.40
其他金融工具(收益)損失—(100)0.43(93)6.51
利息支出5.38 (22)6.90(6)7.34
34.34(11)38.46(71)130.89
其他損益0.30 (3,100)(0.01)(83)(0.06)
利息收入0.05 100 — (100)0.05 
所得税前收入(虧損)28.31 870 2.92 103 (115.62)
當期所得税支出9.311,533 0.57470 0.10
遞延所得税支出(回收)2.93197 (3.02)71 (10.32)
所得税總支出(回收)12.24600 (2.45)76 (10.22)
淨收益(虧損)$16.07 199 $5.37 105 $(105.40)

(1)營業淨值是一種非公認會計原則的衡量標準，在公認會計原則下沒有規定的任何標準化含義。請參閲“財務和業務要點--非公認會計準則衡量標準”，瞭解該衡量標準的定義和對賬。

34

石油產銷量，BOPD
截至十二月三十一日止的年度：
日均成交量(BOPD)202220212020
特許權使用費前的Wi生產30,746 26,507 22,624 
版税(6,931)(4,919)(2,552)
生產NAR23,815 21,588 20,072 
庫存(增加)減少(119)10 91 
銷售額23,696 21,598 20,163 
特許權使用費，特許權使用費前工作利益生產的百分比23 %19 %11 %

產油量NAR截至2022年12月31日的年度，增幅為10% to 23,815 BOPD從2021年開始。由於Acordionero和Costayaco油田的鑽探和修井活動取得成功，Suroriente和Put-7區塊的封鎖造成的幹擾減少，以及厄瓜多爾的勘探成功，產量增加。

在截至2022年12月31日的一年中，特許權使用費佔產量的百分比比上一年有所增加，這與哥倫比亞基準石油價格的上漲和對價格敏感的特許權使用費制度相稱。

截至2021年12月31日的年度石油產量NAR增長8%至21,588 BOPD，而2020年為20,072 BOPD。儘管2021年第二季度國家封鎖影響了主要油田的生產，當地農民也在2021年第四季度封鎖了Suroriente區塊，但Acordionero和Costayaco油田的鑽探和修井活動取得了成功，產量有所增加。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g3.jpg

35

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g4.jpg
Midas區塊包括Acordionero、Gaitas和Ayombero-Chuira油田，Chaza區塊包括Costayaco和Moqueta油田。

石油銷售

石油銷售截至2022年12月31日的年度，增幅為50%至7.114億美元，2021年為4.737億美元，主要是由於布倫特原油價格上漲40%，銷售量增加10%，部分抵消了2022年55%的質量和運輸折扣。卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價增加到$9.81和$4.99 from $5.74 and $3.52 per bbl in 2021.

在每桶的基礎上，平均實現價格增長了37% to $82.25 截至2022年12月31日的一年，與2021年的60.09美元相比，主要是由於基準油價的上漲，被2022年卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞更高的差額所抵消。

截至2021年12月31日止年度的石油銷售額較2020年的2.378億美元增長99%至4.737億美元，主要原因是2021年布倫特原油價格上漲64%，銷售量增加7%，以及質量和運輸折扣下降。

以每桶計，截至2021年12月31日止年度的平均已實現價格上升86%至60.09美元，較2020年的32.23美元上升，主要是由於基準油價上升以及2021年卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞差價下降所致。2021年，卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞每桶的平均差額分別為5.74美元和3.52美元，而2020年分別為6.79美元和4.31美元。

下表顯示了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度實現價格和銷售量變化對我們石油銷售的影響：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
比較年度的石油銷售量$473,722 $237,838 $570,983 
實現銷售漲價(降價)效果191,664 219,641 (158,334)
銷售量增(減)效46,002 16,243 (174,811)
本年度石油銷售情況$711,388 $473,722 $237,838 

36

運營費用

運營費用在截至2022年12月31日的一年中，與2021年的1.357億美元相比，增長了20%，達到1.624億美元。以每桶計，營運開支較上一年度的17.22美元增加9%或1.55美元至18.77美元，主要原因是修井費用每桶增加0.48美元，而提升成本則每桶增加1.07美元，這主要是由於所有主要油田的產量增加及注水計劃導致活動增加而導致發電量增加所致。

截至2021年12月31日的一年，運營費用與2020年的1.144億美元相比增長了19%，達到1.357億美元。在每桶基礎上，運營費用較2020年的15.50美元增加11%或1.72美元至17.22美元，主要是由於Acordionero、Costayaco和Cohembi油田的電動潛水泵更換導致每桶修井活動增加1.03美元。修井活動的增加在一定程度上與恢復2020年失敗並於2021年恢復使用的油井有關。2020年經營活動減少的原因是關閉了成本較高的油井，以應對新冠肺炎疫情造成的石油需求低迷造成的低油價環境。

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交通費

我們有通過多條管道和卡車運輸路線出售石油的選擇。每條運輸路線對實際價格和運輸費用的影響是不同的。下表顯示了在截至2022年12月31日的三年中，我們使用每種運輸方式在哥倫比亞銷售的石油數量的百分比：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
通過管道運輸的流量— %12 %4 %
井口銷售量47 %34 %48 %
通過卡車向管道輸送的流量53 %54 %48 %
100 %100 %100 %

通過管道或卡車運輸的貨物可以獲得更高的實現價格，但會產生更高的運輸費用。在井口出售的數量會產生相反的影響，即較低的實現價格，但被較低的運輸費用所抵消。我們專注於最大限度地實現運營淨利潤(1)在選擇運輸方式時，每桶。

交通費截至2022年12月31日的年度，下降b同比增長12%，至1020萬美元相比之下，2021年的銷售額為1160萬美元，原因是2022年井口的銷售量增加。在每桶的基礎上，運輸費用減少了。20%
37

to $1.182021年為1.48美元。每桶運輸費用的下降是由於井口銷售量增加，以及與2021年同期相比，2022年銷售量增加。此外，在2021年期間，由於維護英帕拉碼頭，採用了替代運輸路線，每桶的運輸成本較高。

截至2021年12月31日的年度的運輸費用增加了8% 至1160萬美元，與1070萬美元2020年，由於2021年井口銷售量下降。以每桶計，交通費增加了。2%從2020年的1.45美元降至1.48美元。每桶運輸費用增加是由於2021年井口銷售量較低，以及維護Impala碼頭而使用替代運輸路線，導致每桶運輸費用略高於2020年同期。
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(1)營業淨值是一種非公認會計原則的衡量標準，在公認會計原則下沒有規定的任何標準化含義。請參閲“財務和業務要點--非公認會計準則衡量標準”，瞭解該衡量標準的定義和對賬。

下表顯示了截至2022年12月31日的三年中，我們在哥倫比亞的平均實現價格扣除運輸費用後的淨額：
截至十二月三十一日止的年度：
(每桶美元銷售量NAR)202220212020
布倫特原油平均價格$99.04 $70.95 $43.21 
比較期間的平均實現價格，扣除運輸費用$58.61 $30.78 $51.76 
提高(降低)基準價格28.09 27.74 (20.95)
(增加)質量和運輸折扣減少(5.93)0.12 (0.50)
交通費的減少(增加)0.30 (0.03)0.47 
當年平均實現價格，扣除運輸費用後的價格$81.07 $58.61 $30.78 

38

運營淨額回扣
截至十二月三十一日止的年度：
已整合202220212020
(以千美元計)
石油銷售$711,388 $473,722 $237,838 
交通費(10,197)(11,618)(10,739)
701,191 462,104 227,099 
運營費用(162,385)(135,722)(114,371)
運營淨額回扣(1)
$538,806 $326,382 $112,728 
(每桶美元銷售量NAR)
布倫特原油$99.04 $70.95 $43.21 
質量和運輸折扣(16.79)(10.86)(10.98)
平均實現價格82.25 60.09 32.23 
交通費(1.18)(1.48)(1.45)
平均實現價格，扣除運輸費用81.07 58.61 30.78 
運營費用(18.77)(17.22)(15.50)
運營淨額回扣(1)
$62.30 $41.39 $15.28 

(1) 營業淨值是一種非公認會計原則的衡量標準，在公認會計原則下沒有規定的任何標準化含義。請參閲“財務和業務要點--非公認會計準則衡量標準”，瞭解該衡量標準的定義和對賬。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g7.jpg

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DD&A費用
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
DD&A費用，數千美元$180,280 $139,874 $164,233 
DD&A費用，每桶美元$20.84 $17.74 $22.25 

40

截至2022年12月31日的一年，DD&A費用比2021年增加了29%，即每桶3.10美元。以每桶計，2022年的DD&A增長是由於與2021年相比，可耗竭基礎的產量增加和成本上升。

截至2021年12月31日的一年，DD&A費用比2020年下降了15%，即每桶4.51美元。以每桶計，2021年的DD&A減少是由於與2020年相比，已探明儲量按比例增加。

資產減值
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
石油和天然氣性質的減值$— $— $560,344 
存貨減值— — 4,151 
$— $— $564,495 

我們遵循全成本法核算我們的石油和天然氣資產。在這種方法下，按國別計算的房產賬面淨值減去相關遞延所得税後，不得超過計算出的“上限”。上限是已探明石油和天然氣資產未來税後淨收入的估計值，按每年10%的折扣計算。在計算未來貼現淨收入時，石油和天然氣價格是使用資產負債表所涉期間終了日期前12個月期間的平均價格確定的，計算方法是該期間內每個月的第一天價格的未加權算術平均數。然後，平均價格保持不變，除非發生變化，這些變化是固定的，可以由現有合同確定。因此，上限測試估計是基於以每年10%的折扣計算的歷史價格，不應假設對未來淨收入的估計代表我們儲備的公平市場價值。

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，未錄得上限測試減值虧損。截至2020年12月31日止年度，我們錄得上限測試減值虧損5.603億美元。根據公認會計原則，我們在2022年12月31日的上限測試計算中使用的布倫特原油平均價格為每桶97.98美元減去相應的差價(2021年和2020年分別為每桶68.92美元和43.43美元)。

截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我們沒有石油庫存減值損失。在截至2020年12月31日的一年中，有420萬美元的庫存減值損失。

商譽減值

整個1.026億美元的商譽餘額在截至2020年12月31日的年度內減值。

併購費用
(以千美元計)截至十二月三十一日止的年度：
2022更改百分比2021更改百分比2020
股權薪酬前的併購費用$31,908 15 $27,867 15 $24,134 
G&A股票薪酬9,049 8 8,396 590 1,216 
包括股票薪酬在內的併購費用$40,957 13 $36,263 43 $25,350 
(每桶美元銷售量NAR)
股權薪酬前的併購費用$3.69 5 $3.53 8 $3.27 
G&A股票薪酬1.05 (2)1.07 569 0.16 
包括股票薪酬在內的併購費用$4.74 3 $4.60 34 $3.43 

在每個bbl的基礎上，股權薪酬前的併購費用增長5%，至每桶3.69美元，原因是優化項目成本上升，以及與2022年資本化的額外租賃相關的租賃義務支出。由於上述相同原因，截至2022年12月31日的一年，扣除股票薪酬前的G&A總支出與2021年相比增長了15%，達到3190萬美元。

由於2021年的績效獎金，截至2021年12月31日的一年，扣除股票薪酬前的G&A費用比2020年增長了15%，達到2790萬美元，或8%，達到每桶3.53美元，但略有被差旅、信息技術、諮詢和法律費用的下降所抵消。
41


在每個bbl的基礎上，股權薪酬後的併購費用截至2022年12月31日的年度，由於上述相同原因和更高的基於股票的薪酬支出，與2021年相比，增長了3%，達到每桶4.74美元。由於銷售量與2022年基於股票的薪酬支出的增加比例增加，每桶的股票薪酬下降了2%。由於截至2022年12月31日的一年的股票薪酬支出比2021年有所增加，扣除股票薪酬後的G&A總支出增長了13%，達到4100萬美元。

在截至2021年12月31日的一年中，扣除股票薪酬成本後的G&A費用增長了43%，達到3630萬美元，或34%，達到每桶4.60美元，原因是股票薪酬成本比2020年更高。

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1273441/000127344123000005/gte-20221231_g10.jpg
外匯損失

在截至2022年、2021年和2020年12月31日的一年中，我們的匯兑損失分別為260萬美元、2050萬美元和420萬美元。匯兑損益的主要來源是應收和應付税項重估、遞延税項資產和遠期預付權益(“PEF”)。根據公認會計原則，所得税、遞延税金和PEF被視為貨幣性資產和負債，需要在每個資產負債表日從當地貨幣轉換為美元功能貨幣。

下表列出了截至2022年12月31日的過去三年哥倫比亞比索和加元兑美元的變動情況：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
哥倫比亞比索兑美元匯率的變化被削弱了被削弱了被削弱了
21 %16 %5 %
加元兑美元匯率的變化被削弱了始終如一增強了
7 %— %2 %
42

金融工具損益

下表列出了我們在截至2022年12月31日的三年中每年的金融工具損益性質：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
商品價格衍生損益$26,611 $48,723 $(220)
外幣衍生工具損失— 115 3,155 
$26,611 $48,838 $2,935 
未實現投資損失$— $2,032 $46,883 
投資出售損失— 1,355 — 
金融工具(收益)損失(7)(18)1,164 
$(7)$3,369 $48,047 

所得税支出和追回
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
所得税前收入(虧損)$244,935 $23,136 $(853,361)
當期所得税支出$80,566 $4,479 $754 
遞延所得税支出(回收)25,340 (23,825)(76,148)
所得税總支出(回收)$105,906 $(19,346)$(75,394)
實際税率43 %(84)%9 %

截至2022年12月31日的一年，當前所得税支出為8060萬美元(2021年-450萬美元；2020年-80萬美元)。與2021年相比，截至2022年12月31日的一年，當期所得税支出增加，主要原因是應税收入增加。

截至2022年12月31日的年度的遞延所得税支出為2,530萬美元，主要是由於税收折舊高於會計折舊，以及利用税收損失抵消哥倫比亞的應税收入。

2021年12月31日終了年度的遞延所得税收回金額為2,380萬美元，主要原因是哥倫比亞發放了估值免税額，但與會計折舊相比的超額税收折舊以及利用税收損失抵消哥倫比亞的應税收入部分抵消了這一數額。截至2020年12月31日止年度的遞延所得税收回7,610萬美元，主要是由於哥倫比亞的減值，但哥倫比亞的税務損失被估值津貼完全抵銷。

截至2022年12月31日的一年，我們的有效税率為43%，而2021年為(84%)。實際税率的增加主要是由於哥倫比亞的估價津貼、其他永久性差異、基於股票的補償費用和不可扣除的第三方特許權使用費的增加。外幣換算調整的減少和外國税收的影響略微抵消了這一影響。

截至2021年12月31日的一年，我們的有效税率為(84%)，而2020年為9%。實際税率的下降主要是由於2020年不可抵扣商譽減值以及估值準備減少、外幣換算調整、外國税的影響、其他永久性差異以及對PetroTal的不可抵扣投資損失。哥倫比亞基於股票的補償費用和不可扣除的第三方特許權使用費的增加略微抵消了這些費用。

截至2022年12月31日的年度，我們43%的有效税率與哥倫比亞法定税率35%之間的差異主要是由於2660萬美元的套期保值損失，4650萬美元的主要與優先票據相關的融資成本，以及2310萬美元的基於股票的薪酬和G&A成本，這是在沒有確認税收優惠的司法管轄區發生的。這些被1320萬美元的非應税外匯收益部分抵消。
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截至2021年12月31日的年度，我們的有效税率為(84%)%，與哥倫比亞法定税率31%之間的差異主要是由於估值津貼和其他永久性差異的減少，但這些差異被外幣換算調整、外國税收、股票補償成本、哥倫比亞不可扣除的第三方特許權使用費和PetroTal不可扣除的投資損失的增加部分抵消。

截至2020年12月31日的年度，我們的有效税率為9%，哥倫比亞法定税率為32%，兩者之間的差異主要是由於估值津貼、外幣換算調整、不可抵扣商譽減值和外國税的增加。

我們在2022年12月31日的估計税池如下：

(以千美元計)2022
哥倫比亞
非資本損失和其他税收抵免$40,788 
可耗盡和可折舊資產624,940 
税池和抵免總額$665,728 
厄瓜多爾
可耗盡和可折舊資產$46,696 
税池和抵免總額$712,424 
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運營淨收入和資金流(非公認會計準則衡量標準)
(以千美元計)
2022年第四季度與2022年第三季度
更改百分比
2022年第四季度與2021年第四季度
更改百分比
截至2022年12月31日的年度與截至2021年12月31日的年度比較
更改百分比
比較期間的淨收入
$38,663 $62,524 $42,482 
增加(減少)由於：
銷售量15,363 11,600 46,002 
價格(21,123)4,750 191,664 
費用：
現金運營費用(4,282)(5,763)(26,663)
交通運輸(16)454 1,421 
現金併購，不包括基於股票的薪酬費用286 475 (4,041)
扣除債務發行成本攤銷後的淨利息679 1,908 7,607 
已實現匯兑(損)利(3,126)1,740 6,271 
金融工具的結算219 13,386 31,816 
現行税種(674)(13,001)(76,087)
租賃付款淨額(172)214 1,106 
利息收入443 443 443 
營運資金流淨變化(1) 從比較期間開始
(12,403)16,206 179,539 
費用：
耗盡、折舊和增值(6,461)(10,207)(40,406)
遞延税金16,442 (39,106)(49,165)
債務發行成本攤銷(8)368 281 
租賃付款淨額172 (214)(1,106)
基於股票的薪酬(2,843)(874)(653)
其他非現金(虧損)收益(2,598)44 2,642 
金融工具(虧損)收益，金融工具結算淨額(212)3,713 (6,213)
未實現匯兑損失2,523 821 11,628 
淨收入淨變化
(5,388)(29,249)96,547 
本期淨收入
$33,275 (14)%$33,275 (47)%$139,029 227 %

(1)運營資金流是一種非公認會計原則的衡量標準，在公認會計原則下沒有任何標準化的含義。請參閲“財務和業務要點--非公認會計準則衡量標準”，瞭解該衡量標準的定義和對賬。


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2023年工作方案和資本支出
 
我們的哥倫比亞發展行動預計將代表95%約佔2023年資本預算的70%，其餘部分用於勘探活動。

下表顯示了我們2023年資本計劃的細目：
井數
(毛和淨額)		2023年基本建設預算
(百萬美元)
發展--哥倫比亞
18 - 23
150 - 170
探險--哥倫比亞和厄瓜多爾
4 - 6
60 - 80
22 - 29
210-250

我們2023年的基本資本計劃是2.1億至2.5億美元用於勘探和開發活動。根據2023年指導方針的中點，資本預算預計約70%用於開發，30%用於勘探活動。預計2023年資本計劃中約15%的開發活動將用於設施。

我們預計我們的2023年資本計劃將完全由運營現金流提供資金。該項目的資金來自運營現金流，部分依賴於2023年布倫特原油價格至少為每桶60美元。

資本計劃

截至2022年12月31日的一年中，資本支出為2.366億美元。

在截至2022年12月31日的一年中，我們在哥倫比亞和厄瓜多爾鑽探了以下油井：
井數
(毛和淨額)
哥倫比亞
發展20.0 
探索4.0 
服務8.0 
32.0 
厄瓜多爾
探索2.0 
2.0 
公司總數34.0 
 
在2022年，我們挖土豆20發展，四個探索和八在哥倫比亞的服務井和二厄瓜多爾的探井。在哥倫比亞鑽探的油井中，有24口是在邁達斯鑽探的，Chaza有7個，Alea 1848-A街區有1個。在厄瓜多爾，我們分別在Chanangue和Charapa區塊鑽了一口井。截至2022年12月31日，哥倫比亞的所有開發井和兩口探井以及厄瓜多爾的兩口探井都在生產。

流動性與資本資源
 截至12月31日，
(以千美元計)2022更改百分比2021更改百分比2020
現金和現金等價物$126,873 386 $26,109 91 $13,687 
流動受限現金和現金等價物$1,142 191 $392 (8)$427 
循環信貸安排$— (100)$67,500 (64)$190,000 
高級附註$579,909 (3)$600,000 — $600,000 
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我們相信，考慮到當前的油價趨勢和產量水平，我們的資本資源，包括手頭現金、運營產生的現金以及我們信貸安排的可用能力，將為我們提供足夠的流動性，以維持當前的運營，並在未來12個月及以後執行資本計劃。根據我們的投資政策，可用現金餘額存放在我們的主要現金管理銀行，或投資於美國或加拿大政府支持的聯邦、省或州政府支持的證券或其他具有高信用評級和短期流動性的貨幣市場工具。我們相信，我們目前的財務狀況為我們提供了應對內部增長機會和通過收購獲得的機會的靈活性。除了手頭的現金，我們的信貸安排下的運營和借款產生的現金，在尋求我們的戰略收購和增長機會時，我們可能會尋求其他資金來源。

於2022年12月31日止年度，吾等終止先前的循環信貸安排協議，並以新的信貸安排協議取代先前的循環信貸安排協議。該信貸安排的借款基數最高為1.5億美元，其中1.0億美元作為2022年12月31日的初步承諾，經我們和貸款人共同同意，還可以選擇再提供5000萬美元。信貸安排的利息基於紐約聯邦儲備銀行公佈的有擔保隔夜融資利率加上6.00%的信貸保證金和0.26%的信貸調整利差。信貸安排項下的未支取金額根據可用金額按2.10%的年利率計息。信貸安排以我們哥倫比亞的資產和經濟權利為擔保。它的最終到期日為2024年8月15日，如果滿足某些條件，該日期可能會延長至2025年2月18日。提款的有效期限為6個月，自信貸安排之日起算。截至2022年12月31日，信貸安排仍未動用。在2022年12月31日之後，信貸安排下的提款可用期延長至2023年8月20日。

根據信貸安排的條款，我們必須遵守以下財務契約：

i.至少150%的全球覆蓋率是使用截至最終到期日的公司綜合未來現金流的淨現值計算的，折現率比每個報告期的信貸安排未償還金額高出10%。本公司綜合未來現金流的淨現值須以現行洲際交易所布倫特遠期分帶的80%為基礎。

二、至少150%的預付款終身覆蓋比率，使用根據商業合同從開始日期到最終到期日的估計總價值計算，基於當前ICE布倫特遠期條帶的80%，並根據信貸安排上的未償還金額(包括利息和應付給貸款人的所有其他成本)的質量和運輸折扣進行調整。

i.流動資金比率，即我們預計的現金來源在包括一年的合併未來現金流在內的每個季度期間至少超過預計現金使用量的1.15倍。未來現金流包括預期的運營現金流、預期較少的資本支出和某些其他調整。對於預測的未來現金流，本公約中使用的大宗商品定價假設必須是當前布倫特遠期現金流的90%。

在2022年12月31日，我們有3.0億美元2027年到期的7.75釐優先債券(“7.75釐優先債券”)及2.799億美元於2025年到期的6.25釐高級債券(“6.25釐高級債券”及連同7.75釐高級債券，稱為“高級債券”)。
該批利率為7.75釐的優先債券，息率為年息7.75釐，由2019年11月23日開始，每半年派息一次，分別在每年的5月23日及11月23日派息。除非提早贖回或購回，否則該批息率7.75的優先債券將於2027年5月23日期滿。

債券息率為6.25釐，年息6.25釐，由2018年8月15日開始，每半年派息一次，分別在每年的2月15日及8月15日派息一次。除非提早贖回或購回，否則該批6.25釐的優先債券將於2025年2月15日期滿。

循環信貸安排下的違約事件將導致管理優先票據的契約違約，這可能允許票據持有人要求我們回購所有未償還的優先票據。

於截至二零二二年十二月三十一日止年度，我們於公開市場回購2,010萬元6.25釐優先債券，現金代價為1,730萬元，包括應付利息10萬元。回購產生了260萬美元的收益，其中包括註銷30萬美元的遞延融資費用。回購的6.25%優先債券並未取消，並於2022年12月31日以國債形式持有。

於截至2022年12月31日止年度內，我們透過多倫多證券交易所(“多倫多證券交易所”)的設施及加拿大的合資格另類交易平臺實施股份回購計劃(“2022計劃”)。根據2022年計劃，我們能夠以現行市場價格購買最多36,033,969股普通股，約佔截至2022年8月22日普通股已發行和已發行股票的10%。2022年計劃到期
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2023年8月31日，或更早，如果達到10%的份額上限。回購取決於當時的市場條件、我們普通股的交易價格、我們的財務表現和其他條件。

在截至2022年12月31日的年度內，我們以加權平均價約每股1.20美元回購了22,747,462股股票。回購的股份由我們持有，並於2022年12月31日記錄為庫存股。

在年底之後，公司從授予600萬個短期PEF單位中獲得了540萬美元。

加拿大和美國境外持有的現金和現金等價物

2022年12月31日, 100% 我們的現金和現金等價物由加拿大和美國以外的子公司持有。
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現金流

下表列出了我們在所列期間的現金和現金等價物的來源和用途：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
現金和現金等價物的來源：
淨收益(虧損)$139,029 $42,482 $(777,967)
對淨收益(虧損)與業務資金流進行調整
DD&A費用180,280 139,874 164,233 
資產減值— — 564,495 
商譽減值— — 102,581 
遞延税費(回收)25,340 (23,825)(76,148)
基於股票的薪酬費用9,049 8,396 1,216 
債務發行成本攤銷3,528 3,809 3,625 
未實現匯兑損失10,251 21,879 5,271 
其他非現金(收益)損失(2,598)44 2,026 
衍生工具損失26,611 48,838 2,935 
衍生工具的現金結算(26,611)(58,427)4,874 
其他金融工具(收益)損失(7)3,369 48,047 
非現金租賃費用2,818 1,667 1,951 
租賃費(1,666)(1,621)(1,926)
來自運營的資金流動(1)
366,024 186,485 45,213 
非現金營運週轉金變動64,317 59,154 36,062 
其他債務收益，扣除發行成本— — 88,332 
非現金投資營運資金的變動26,273 1,431 — 
行使股票期權所得收益1,298 100 — 
普通股發行收益，扣除發行成本2 — — 
出售投資的收益，扣除交易成本— 43,126 — 
457,914 290,296 169,607 
現金和現金等價物的使用：
物業、廠房和設備的附加費(236,604)(149,879)(96,281)
償還債務(67,803)(122,500)(17,000)
租賃費(2,228)(2,182)(879)
其他債務收益，扣除發行成本— (228)— 
非現金投資營運資金的變動— — (48,642)
資產報廢債務的現金結算(2,630)(805)(201)
回購普通股股份(27,317)— — 
回購優先債券(17,274)— — 
現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物的匯兑損失(2,104)(821)(156)
(355,960)(276,415)(163,159)
現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物淨增$101,954 $13,881 $6,448 

(1)運營資金流是一種非公認會計原則的衡量標準，在公認會計原則下沒有任何標準化的含義。請參閲“財務和業務要點--非公認會計準則衡量標準”，瞭解該衡量標準的定義和對賬。

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表外安排
 
截至2022年12月31日、2021年和2020年，我們沒有表外安排。

合同義務
 
以下是截至2022年12月31日，初始或剩餘不可取消期限超過一年的確定協議和租賃的購買義務、未來最低付款年限的時間表：
(以千美元計)總計2023
2024-2025
2026-2027
2028年及以後
6.25%高級債券
279,909 — 279,909 — — 
7.75%高級債券
300,000 — — 300,000 — 
長期債務總額579,909 — 279,909 300,000 — 
利息支付(1)
142,820 42,844 67,491 32,485 — 
設施8,704 1,997 3,999 2,708 — 
經營租約10,684 2,093 3,315 3,661 1,615 
融資租賃22,036 5,105 6,877 10,054 — 
軟件和電信774 387 387 — — 
總計$764,927 $52,426 $361,978 $348,908 $1,615 

(1)利息支付的計算方法是假設我們的信貸安排將持有至2024年8月15日的到期日，而我們的6.25%優先債券及7.75%優先債券將分別持有至2025年2月及2027年5月的到期日。實際結果將與這些估計和假設不同。

截至2022年12月31日，我們提供的期票共計1.111億美元(2021年--1.03億美元)，用於支持與勘探合同和其他資本或經營要求中所載工作承諾擔保有關的信用證或擔保債券。這些無擔保信用證沒有利用我們的信貸安排能力，因為它們得到了哥倫比亞當地銀行和加拿大出口發展部的支持。

上表並未反映因放棄我們的石油和天然氣資產及其他長期負債而預期於未來產生的估計金額，因為我們無法準確地確定該等付款的時間。有關我們的資產報廢債務的信息可以在綜合財務報表的附註10資產報廢債務中的第8項“財務報表和補充數據”中找到。

按照石油和天然氣行業的慣例，我們有時可能會做出承諾，保留或賺取某些面積的頭寸或油井。如果我們不履行這些承諾，可能會失去種植面積或油井，並可能支付相關罰款。

氣候變化

我們審議了氣候事件對本年度報告(截至2022年12月31日的10-K表格)中提出的以下項目的影響：

減損

我們在石油和天然氣資產的上限測試減值評估中考慮了全球不斷變化的能源需求和非化石燃料替代能源的全球進步的影響。我們石油和天然氣資產的估計上限是根據已探明儲量計算的，這些儲量的壽命一般不到15年。全球能源市場從以碳為基礎的能源向替代能源過渡的最終時期是高度不確定的。然而，根據2022年儲量報告，與已探明儲量相關的大部分現金流應在潛在消除碳基能源之前實現。

在2022年12月31日，不允許對上限測試中使用的貼現率進行具體調整，以考慮能源需求不斷變化的風險，因為根據全成本核算10%的貼現率是規定的。

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不動產、廠房和設備支出

從2018年到2022年，我們在Acordionero氣田的天然氣轉換設施上花費了2,270萬美元，主要通過回收天然氣和置換柴油來減少排放。2022年，阿科迪奧內羅油田佔我們產量的52%。截至2022年12月31日，我們在Cohembi氣田的天然氣發電設施上產生了60萬美元的資本支出，主要是通過回收天然氣和置換柴油來減少排放。2022年，我們將18億標準立方英尺的天然氣轉化為電力，而不是燃燒。與減少我們的業務對氣候的影響直接相關的項目支出的程度。

我們自願支持環境保護項目。通過像Gran Tiera的旗艦環境倡議NaturAmazonas這樣的項目，與國際非政府組織保護國際合作，我們承諾在安第斯-亞馬遜雨林走廊重新造林1,000公頃土地，並保護和維護18,000公頃森林。僅NaturAmazonas項目一項，就有望在其生命週期內封存約870萬噸二氧化碳。自2018年以來，通過公司的所有環境努力，我們總共種植了150萬棵樹，並保護、保存或重新造林了3874公頃土地。繼續實施以環境保護、節約和退耕還林為重點的工程。

流動資產和流動負債

這些數額是短期的，在2022年期間，管理層沒有意識到與氣候變化和氣候事件有關的對這些項目的任何實質性影響。2022年，我們的應收賬款沒有出現重大信貸損失。

股本

不斷變化的能源轉型和對石油和天然氣行業的普遍情緒可能會導致進入資本市場的機會減少。

關鍵會計政策和估算
 
根據公認會計原則編制財務報表要求管理層作出估計、判斷和假設，以影響資產和負債的報告金額以及報告的收入和費用以及或有負債的披露。由於事實和環境的變化或新信息的發現，與判斷和假設有關的這些估計數將發生變化，因此，實際結果可能與估計的數額不同。

我們定期評估我們的估計、判斷和假設。我們還與董事會審計委員會討論我們的關鍵會計政策和估計。

在以下情況下，某些會計估計被視為關鍵：(A)由於對高度不確定的事項或該等事項對變動的敏感性所需的主觀性和判斷的程度，估計和假設的性質是重要的；及(B)估計和假設對財務狀況或經營業績的影響是重大的。以下討論會計領域以及相關的關鍵估計和假設。

全成本法核算、探明儲量、DD&A與油氣資產減值

我們按照美國證券交易委員會S-X規則4-10對我們的石油和天然氣資產進行全成本會計核算，如合併財務報表重要會計政策第8項“財務報表和補充數據”的附註2所述。在完全成本會計方法下，收購、勘探和開發物業所產生的所有成本均被資本化，包括直接可歸因於這些活動的內部成本。淨資本化成本的總和，包括估計資產報廢債務(“ARO”)，以及開發已探明儲量將產生的估計未來開發成本的總和，採用生產單位法耗盡。

使用全成本法核算石油和天然氣勘探和開發活動的公司被要求進行上限測試計算。上限測試將彙集成本限制為已探明油氣資產的貼現估計未來税後淨收入的總和，加上未探明資產的成本或估計公允價值減去任何相關税收影響的較低者。

如果我們的石油和天然氣資產的賬面淨值，減去相關的遞延所得税，超過了計算的上限，超出的部分必須作為費用註銷。任何此類減記都將減少發生期間的收益，並導致未來期間的DD&A費用減少。上限限制是針對我們擁有石油和石油的每個國家單獨實施的
51

氣體屬性。在一個期間記錄的費用不得在下一個期間沖銷，即使較高的石油和天然氣價格可能增加了適用於下一個期間的上限。

我們對已探明石油和天然氣儲量的估計是耗竭和全成本上限計算的主要組成部分。此外，我們的已探明儲量代表了這些計算的要素，需要做出最主觀的判斷。儲量估計是基於工程數據、預計的未來產量、以及未來支出的數量和時間的預測。估計石油和天然氣儲量的過程需要大量的判斷，導致確定不準確，特別是對新發現的石油。不同的儲量工程師可能會根據相同的數據對儲量做出不同的估計。

我們相信我們的假設是合理的，這是基於我們在準備我們的估計時獲得的信息。然而，隨着來自正在進行的開發活動和生產業績的更多數據的獲得，以及經濟狀況對石油和天然氣價格和成本的影響，這些估計可能會發生重大變化。

管理層負責估計已探明石油和天然氣儲量的數量，並準備相關披露。估計和相關披露是根據美國證券交易委員會的要求和美國石油工程師協會規定的普遍接受的行業實踐來編制的。儲量估計至少每年由獨立的合格儲量顧問進行評估。

雖然探明儲量的數量需要大量判斷，但用於計算儲量貼現現值的石油和天然氣相關價格和適用貼現率不需要判斷。上限計算規定使用10%的折扣率，並使用代表12個月期間每個月第一天的平均價格來計算未來淨收入。因此，與估計已探明儲量相關的未來淨收入不是基於我們對未來價格或成本的評估，而是反映了重力、質量、當地條件、採集費和運輸費以及距離市場的距離的調整。根據已探明儲量對未來現金流的標準化衡量估計2022年12月31日，上限測試基於截至該12個月期間每個月第一天的每桶井口價格。

由於上限測試計算要求使用不能代表未來價格的價格，並且需要10%的折扣率，因此由此產生的價值不應被解釋為可歸因於我們物業的估計石油和天然氣儲量的當前市場價值。任何特定12個月期間的歷史石油和天然氣價格可能高於或低於我們的價格預測。因此，因適用全額成本上限限制而導致的石油和天然氣財產減記，以及因價格波動而不是儲量基礎數量減少而引起的減記，不應被視為相關儲量最終價值減少的絕對指標。

我們的儲備委員會監督對我們的石油和天然氣儲量的年度審查和相關披露。審計委員會定期與管理層開會，審查準備金程序、結果和相關披露，並任命和會見獨立準備金顧問，以審查他們的工作範圍、他們是否能夠獲得足夠的信息、任何重大意見分歧的性質和令人滿意的解決辦法，以及就獨立準備金顧問而言，他們的獨立性。

截至2022年及2021年12月31日止年度，本集團並無上限測試減值虧損，而截至2020年12月31日止年度則產生上限測試減值虧損5.603億美元。我們使用的布倫特原油平均價格為$97.98每桶減去2022年12月31日上限測試計算的相應差額(2021年和2020年分別為68.92美元和43.43美元)。

考慮到影響資產基礎和美國公認會計原則上限測試計算所用現金流的諸多因素，很難合理確定地預測預期未來減值損失的金額。這些因素包括但不限於未來大宗商品定價、不同定價環境下的特許權使用費費率、運營成本和協議節餘、匯率、資本支出時機和協議節餘、產量及其對損耗和成本基礎的影響、持續勘探和開發活動導致的儲量上調或下調、以及税收屬性。

未經證明的屬性

在確定是否存在已探明儲量之前，未探明的財產不會枯竭。成本於評估物業及建立已探明儲備或確定減值時持續轉入攤銷基準。未經證實的物業每季度評估一次，以確定是否已發生減值。未探明的財產，其個別成本是顯著的，通過考慮地震數據、計劃或要求來單獨評估
52

放棄種植面積、鑽探結果和活動、承諾期內的剩餘時間、剩餘資本計劃以及政治、經濟和市場狀況。若個別評估成本並非重大的物業的減值金額並不可行，則為評估減值而將該等物業分組。在任何因素表明減值的期間內，此類財產迄今發生的累計成本被轉移到全部成本池中，然後進行攤銷。成本轉入攤銷基礎涉及大量判斷，可能會根據我們的鑽探計劃和結果、地震評估、已探明儲量的分配、資本可用性和其他因素而隨着時間的推移而發生變化。對於尚未建立儲備基數的國家，減值計入收益。

資產報廢債務

我們必須拆除和拆除生產設施，並補救造成的任何損害，以消除或補救我們現在和以前的作業地點的活動對環境的影響。估計我們未來的ARO需要我們對未來許多年後發生的活動做出估計和判斷。此外，隨着我們所在國家標準的發展，環境法律和法規的最終財務影響並不總是清楚地知道，也不能合理地估計。

我們通過對與我們的油氣井和設施相關的估計報廢債務的現值進行貼現，在我們的合併財務報表中記錄ARO。在得出記錄的金額時，我們就ARO的法律義務的存在、估計的概率、和解的金額和時機、通脹因素、信用調整後的無風險貼現率以及法律、法規、環境和政治環境的變化做出了許多假設和判斷。由於成本通常延續到未來很多年，估計未來的成本是困難的，需要管理層做出判斷，這些判斷可能會根據許多因素進行修訂，這些因素包括不斷變化的技術以及政治和監管環境。在首次計量ARO之後的期間，我們必須確認因時間推移以及對未貼現現金流的原始估計的時間或金額的修訂而導致的負債的期間間變化。由於時間流逝而增加的ARO負債會影響作為增值費用的淨收入。相關資本化成本，包括其修訂，通過DD&A計入費用。

很難確定我們的任何一個假設發生變化的影響。因此，我們無法就我們假設的改變對我們的財務結果產生的影響提供合理的敏感性分析。

預付權益遠期

我們利用PEF在經濟上全部或部分對衝與業績單位(“PSU”)計劃相關的普通股市場價格波動帶來的經濟風險，並通過損益按公允價值指定。PEF的公允價值是根據我們普通股的股價來衡量的。與PEF按市值計價相關的收益和損失記錄在G&A費用中。

租契

在合同開始時，我們評估合同是否是租賃或包含租賃。如果合同轉讓了在一段時間內控制已確定資產的使用權以換取對價，則該合同是租賃或包含租賃。在包含租賃部分的合同開始時，我們根據租賃和非租賃部分的相對獨立價格將合同中的對價分配給每個租賃和非租賃部分。我們在租賃開始日確認使用權資產和租賃負債。使用權資產最初按成本計量，其後按成本減去任何累計折舊和減值損失計量，並根據租賃負債的某些重新計量進行調整。

租賃負債最初按開始日期未支付的租賃付款的現值計量，使用租賃中隱含的利率貼現，如果該利率不能輕易確定，則按我們的遞增借款利率貼現。一般來説，我們使用我們的增量借款利率作為貼現率。租賃負債隨後因租賃負債的利息成本而增加，並因支付的租賃付款而減少。當未來租賃付款因指數或利率的變動、剩餘價值擔保項下預期應付金額的估計變動、或(如適用)購買或延期選擇權是否合理地肯定會行使或終止選擇權是否合理地肯定不會行使而發生變化時，將重新計量。

我們已經運用判決來確定包括續簽或終止選項的合同的租賃期。評估吾等是否合理地肯定會行使該等選擇權會影響租賃期，而租賃期則會對已確認的租賃負債額及使用權資產產生重大影響。
53


與客户簽訂合同的收入

我們的收入與哥倫比亞的石油銷售有關。當收入將產品的控制權轉移給客户時，我們就會確認收入。這通常發生在客户獲得產品的合法所有權時，以及產品被實際轉移到與客户商定的交貨點時。付款條件通常是在發票交付給客户後的三個工作日內。收入是根據與客户的合同中規定的對價確認的。收入代表我們的份額，並記錄為向政府和其他礦產權益所有者支付的特許權使用費淨額。

我們評估我們與第三方和合作夥伴的安排，以確定我們是作為委託人還是代理人。在進行評估時，我們的管理層考慮我們是否對交付的產品進行了控制，這表明我們對產品的交付負有主要責任，是否有能力制定價格或是否存在庫存風險。如果我們在交易中以代理人的身份而不是以委託人的身份行事，那麼收入就是以淨額為基礎確認的，只反映了我們從交易中實現的費用。

管理層對使用我們擁有的管道向其他實體收取的關税、通行費和費用進行評估，以確定這些是來自與客户的合同還是來自附帶安排。

於比較期間，石油及天然氣生產收入於客户取得所有權並承擔所有權的風險及回報、價格固定或可釐定、出售有合約證明及收入獲得合理保證時確認。

在確定我們在交易中是作為委託人還是代理人時，管理層決定我們是否獲得了對產品的控制權。作為這項評估的一部分，管理層考慮會計準則編纂(“ASC”)606中規定的收入確認的詳細標準。

信貸損失準備

在每個報告日期，我們評估初始確認應收貿易賬款時的預期終身信貸損失。信用風險是根據應收賬款未償還的天數和客户的內部信用評估來評估的。預期損失率是根據期末前36個月期間的付款情況以及這一期間經歷的相應信貸損失計算得出的。歷史損失率進行調整，以反映我們銷售石油的國家當前和前瞻性的經濟因素，影響客户結算應收賬款的能力。當沒有合理的回收預期時，應收貿易賬款被註銷。

所得税

我們採用負債法核算所得税，即確認遞延所得税資產和負債的未來税務後果，歸因於資產和負債額的財務報表與其各自的計税基礎之間的差異。遞延税項資產亦確認可歸因於預期利用現有税項淨營業虧損結轉及其他類型結轉的未來税項利益。遞延税項資產及負債以制定税率計量，預期適用於預計收回或結轉該等暫時性差額及結轉的年度的應税收入。税率變動對遞延税項資產和負債的影響在包括頒佈日期在內的期間的收入中確認。

我們在多個國家開展業務，因此，我們需要在多個司法管轄區繳納所得税。我們所得税條款的確定本身就很複雜，我們需要對不斷變化的法規進行解讀，並做出某些判斷。雖然所得税申報要接受審計和重新評估，但我們相信我們已經為所有所得税義務做了足夠的撥備。然而，由於所得税審計、重估、判例和任何新立法而導致的事實和情況的變化可能會導致我們的所得税撥備增加或減少。

為評估遞延税項資產的變現情況，我們會考慮部分或全部遞延税項資產是否更有可能無法變現。遞延税項資產的最終變現取決於在這些臨時差額可扣除期間產生的未來應納税所得額。我們在作出這項評估時，會考慮遞延税項負債的預定沖銷、預計未來應課税收入及税務籌劃策略。

我們的有效税率是基於税前收入以及我們經營業務的各個司法管轄區適用於該收入的税率。本年度的估計有效税率適用於我們的季度經營業績。如果發生以下情況
54

在本公司季度經營業績中確認或預計將確認的重大異常或離散項目，該項目的應佔税額將與異常或離散項目同時單獨計算和記錄。我們認為上一年度税務事項的解決就是這樣的項目。在確定我們的有效税率和評估我們的納税狀況時，需要做出重大判斷。當我們很有可能不能實現該職位的全部税收利益時，我們就會建立儲備。我們會根據不斷變化的事實和情況調整這些儲備。

我們經常評估潛在的不確定税收頭寸，如果需要，估計並建立此類金額的應計項目。

法律和其他或有事項

法律和其他或有事項準備金在損失可能發生且成本可以合理估計時計入費用。確定何時應為這些或有事項記錄費用以及應計費用的適當數額是一個複雜的估計過程，其中包括管理層的主觀判斷。在許多情況下，管理層的判斷是基於對法律和法規的解釋，監管機構和/或法院可以對法律和法規進行不同的解釋。管理層密切監測已知和潛在的法律及其他或有事項，並根據我們掌握的信息定期決定何時應記錄這些項目的損失。

基於股票的薪酬

我們的基於股票的薪酬成本是根據最終預期授予的獎勵的公允價值來衡量的。公允價值是使用定價模型來確定的，例如布萊克-斯科爾斯模擬股票期權定價模型和/或可觀測的股票價格。這些估計取決於某些假設，包括波動性、無風險利率、獎勵期限、罰沒率和業績因素，這些因素的性質受到計量不確定性的影響。我們使用歷史數據來估計布萊克-斯科爾斯期權定價模型、期權執行和員工離職行為中使用的預期術語。公允價值估計中使用的預期波動性是基於我們股票的歷史波動性。股票期權預期期限內的無風險利率以授予時生效的美國國債收益率曲線為基礎。

第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
 
商品價格風險

我們的主要市場風險與油價有關。石油價格波動和不可預測，受到對世界供需失衡的擔憂和許多其他我們無法控制的市場因素的影響。我們的收入來自按布倫特原油定價的石油銷售，並根據質量進行了調整。

外幣風險

外匯風險是我們公司的一個因素，但在一定程度上會因我們所在國家的支出和收入的性質而得到改善。我們的報告貨幣是美元，我們100%的收入與布倫特或WTI石油的美元價格有關。在哥倫比亞，我們100%的收入以美元計價，我們的大部分資本支出以美元計價或以美元價格計算。所有地點的大部分收入以及增值税和併購費用都是以當地貨幣計算的。

此外，匯兑損益主要來自美元對哥倫比亞比索和加元(“加元”)的波動，這是由於我們的流動和遞延税項資產，以及以哥倫比亞對外業務的當地貨幣計價的應收税款，這些都是我們的貨幣資產。因此，匯兑損益必須根據兑換成美元功能貨幣來計算。哥倫比亞比索兑美元升值導致遞延税項資產餘額匯兑收益約6,000美元，應付税款匯兑損失約7,000美元。

利率風險

利率風險是指未來現金流因市場利率變化而波動的風險。我們的信貸安排承受着利率浮動的風險，因此我們面臨着利率波動的風險。截至2022年12月31日，我們的信貸安排仍未動用(2021年12月31日-6750萬美元)。

我們的投資目標是保護本金和流動性。根據政策，我們通過限制以隔夜利率發行的高質量銀行債券或美國或加拿大政府支持的聯邦政府債券的投資來管理市場風險敞口。
55

具有較高信用評級和短期流動性的省、州證券或其他貨幣市場工具。10%的利率變動不會對我們投資組合的價值產生實質性影響。我們不會出於交易目的持有任何此類投資。

第八項。財務報表和補充數據
 
獨立註冊會計師事務所報告

致Gran Tiera Energy Inc.的股東和董事會：

對合並財務報表的幾點看法

我們審計了Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合併資產負債表，截至2022年12月31日的三年期間各年度的相關合並運營報表、股東權益和現金流量，以及相關附註(統稱為合併財務報表)。我們認為，綜合財務報表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的財務狀況，以及截至2022年12月31日的三年期間每年的經營結果和現金流量，符合美國公認會計原則。

我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，根據下列標準審計了公司截至2022年12月31日的財務報告內部控制內部控制--綜合框架(2013)特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的報告和我們2023年2月21日的報告對公司財務報告內部控制的有效性表達了無保留意見。

意見基礎

這些合併財務報表由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的審計對這些合併財務報表發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。

我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得關於合併財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。我們的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。

關鍵審計事項

下文所述的關鍵審計事項是指向審計委員會傳達或要求傳達給審計委員會的當期綜合財務報表審計所產生的事項：(1)涉及對綜合財務報表具有重大意義的賬目或披露；(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們不會通過傳達下面的關鍵審計事項來就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。

已探明油氣儲量估算對耗竭費用計算和哥倫比亞油氣性質上限檢驗的影響

如綜合財務報表附註2所述，本公司以國家為基礎，採用生產單位法消耗其石油及天然氣資產。根據這種方法，與哥倫比亞有關的資本化成本將超過與哥倫比亞有關的估計已探明石油和天然氣儲量。如綜合財務報表附註5所述，截至2022年12月31日止年度，本公司錄得虧損及折舊支出1.758億美元。此外，如綜合財務報表附註2及附註6所述，本公司每季度進行上限測試計算，而截至2022年12月31日止年度，本公司並無記錄上限測試
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減損。在進行季度上限測試時，本公司將已探明石油和天然氣資產的資本化成本(扣除累計損耗和遞延所得税後的淨額)限制在已探明儲量的估計未來現金流量淨額(已探明儲量折現10%，扣除相關税收影響後)，再加上攤銷成本中未探明資產的成本或公允價值的較低者。如果該等資本化成本超過上限，本公司將對超出的部分進行減記，如非現金費用計入淨收益或虧損。已探明儲量的估算用於枯竭計算和上限測試，涉及考慮儲量假設的獨立油藏工程專家的專業知識。該公司聘請獨立的油藏工程專家來估算已探明儲量。

我們將評估估計已探明儲量對枯竭費用計算的影響以及與石油和天然氣屬性相關的上限測試確定為一項關鍵審計事項。準備金假設的變化可能會對消耗費用的計算和上限測試產生重大影響。在評估已探明儲量和相關儲量假設時需要高度的審計師判斷力，這是計算消耗費用和上限測試的一項投入。

以下是我們為解決這一關鍵審計問題而執行的主要程序。我們評估了與關鍵審計事項相關的某些內部控制的設計和運行有效性，包括對消耗費用計算和上限測試的控制，以及對已探明儲量估計的控制，包括儲量假設。我們評估了消耗費用的計算和遵守監管標準的上限測試。我們評估了該公司聘請的獨立油藏工程專家的能力、能力和客觀性，他們估算了已探明儲量。我們評估了獨立油藏工程專家用來估計符合法規標準的已探明儲量的方法。我們將公司2022年的實際生產、運營、特許權使用費和資本成本與上一年已探明儲量估計中使用的估計進行了比較，以評估公司準確預測的能力。我們通過與歷史結果進行比較，評估了用於估計已探明儲量的預測產量估計以及預測運營、特許權使用費和資本成本假設。

自2018年以來，我們一直擔任本公司的審計師。

/s/畢馬威律師事務所

特許專業會計師
加拿大卡爾加里
2023年2月21日
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Gran Tiera Energy Inc.
合併業務報表
(千美元，不包括每股和每股金額)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202220212020
石油銷售(附註11)
$711,388 $473,722 $237,838 
費用
運營中162,385 135,722 114,371 
交通運輸10,197 11,618 10,739 
損耗、折舊和增值(附註5和10)
180,280 139,874 164,233 
商譽減值(附註6)
— — 102,581 
資產減值(附註6)
— — 564,495 
一般和行政40,957 36,263 25,350 
匯兑損失
2,578 20,477 4,184 
衍生工具損失(附註14)
26,611 48,838 2,935 
其他金融工具(收益)虧損(附註14)
(7)3,369 48,047 
利息支出(附註8)
46,493 54,381 54,140 
總費用469,494 450,542 1,091,075 
其他損益
2,598 (44)(469)
利息收入443 — 345 
所得税前收入(虧損)244,935 23,136 (853,361)
所得税支出(回收)
當前(注12)
80,566 4,479 754 
延期(注12)
25,340 (23,825)(76,148)
105,906 (19,346)(75,394)
淨收益和綜合收益(虧損)$139,029 $42,482 $(777,967)
每股淨收益(虧損)
基本的和稀釋的
$0.38 $0.12 $(2.12)
加權平均流通股-基本情況(附註9)
364,455,456 367,022,903 366,981,556 
加權平均已發行股份-攤薄(注9)
369,280,097 367,873,389 366,981,556 
(見合併財務報表附註)
58

Gran Tiera Energy Inc.
合併資產負債表
(千美元，不包括每股和每股金額)
 截至12月31日，
 20222021
資產  
流動資產  
現金和現金等價物126,873 26,109 
受限現金和現金等價物(附註10)
1,142 392 
應收賬款(附註3)
10,706 13,185 
應收税金(附註4)
54 45,506 
其他流動資產29,812 16,609 
流動資產總額168,587 101,801 
石油和天然氣屬性(使用全成本會計方法)  
證明瞭1,000,424 859,580 
未經證實74,471 131,865 
石油和天然氣總屬性1,074,895 991,445 
其他資本資產26,007 4,352 
物業、廠房及設備合計(附註5)
1,100,902 995,797 
其他長期資產  
應收税金(附註4)
27,796 17,522 
遞延税項資產(附註12)
22,990 61,494 
其他長期資產15,335 12,497 
其他長期資產總額66,121 91,513 
總資產$1,335,610 $1,189,111 
負債和股東權益  
流動負債
應付帳款和應計負債(附註7)
$167,579 $148,694 
長期債務的當期部分(附註8)
— 66,987 
衍生工具(附註14)
— 2,976 
應繳税款(附註4)
58,978 6,620 
股權補償賠償責任(附註9及14)
15,082 2,710 
流動負債總額241,639 227,987 
長期負債  
長期債務(附註8)
589,593 587,404 
遞延税項負債(附註12)
28 — 
資產報廢債務(附註10)
63,358 54,525 
股權補償賠償責任(附註9及14)
16,437 13,718 
其他長期負債6,989 3,397 
長期負債總額676,405 659,044 
承付款和或有事項(附註13)
股東權益  
普通股(附註9)(368,898,619和367,144,500已發出，346,151,157和367,144,500普通股流通股，面值$0.001分別於2022年12月31日和2021年12月31日的每股已發行和已發行股票)
10,272 10,270 
額外實收資本1,291,354 1,287,582 
庫存股(附註9)
(27,317)— 
赤字(856,743)(995,772)
股東權益總額417,566 302,080 
總負債與股東權益$1,335,610 $1,189,111 
(見合併財務報表附註)
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Gran Tiera Energy Inc.
合併現金流量表
(以千美元計)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202220212020
經營活動  
淨收益(虧損)$139,029 $42,482 $(777,967)
將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： 
損耗、折舊和增值(附註5和10)
180,280 139,874 164,233 
商譽減值(附註6)
— — 102,581 
資產減值(附註6)
— — 564,495 
遞延税項支出(收回)(附註12)
25,340 (23,825)(76,148)
基於股票的薪酬支出(附註9)
9,049 8,396 1,216 
債務發行成本攤銷(附註8)
3,528 3,809 3,625 
非現金租賃費用2,818 1,667 1,951 
租賃費(1,666)(1,621)(1,926)
未實現匯兑損失10,251 21,879 5,271 
衍生工具損失(附註14)
26,611 48,838 2,935 
衍生工具現金結算(附註14)
(26,611)(58,427)4,874 
其他金融工具(收益)虧損(附註14)
(7)3,369 48,047 
現金清償資產報廢債務(附註10)
(2,630)(805)(201)
其他非現金(收益)損失(2,598)44 2,026 
經營活動資產和負債淨變動(附註15)
64,317 59,154 36,062 
經營活動提供的淨現金427,711 244,834 81,074 
投資活動  
增加物業、廠房及設備(附註5)
(236,604)(149,879)(96,281)
出售投資所得，扣除交易成本(附註14)
— 43,126 — 
非現金投資營運資金的變動26,273 1,431 (48,642)
用於投資活動的現金淨額(210,331)(105,322)(144,923)
融資活動  
購回優先債券(附註8)
(17,274)— — 
扣除發行成本後的銀行債務收益— (228)88,332 
償還債務(67,803)(122,500)(17,000)
租賃費(2,228)(2,182)(879)
發行普通股所得款項扣除發行成本(附註9)
2 — — 
行使股票期權所得款項(附註9)
1,298 100 — 
回購普通股股份(附註9)
(27,317)— — 
融資活動提供的現金淨額(用於)(113,322)(124,810)70,453 
現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物的匯兑損失(2,104)(821)(156)
現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物淨增101,954 13,881 6,448 
現金和現金等價物以及受限現金和現金等價物，
年初(附註15)
31,404 17,523 11,075 
現金和現金等價物以及受限現金和現金等價物，
年終(附註15)
$133,358 $31,404 $17,523 
補充現金流量披露(附註15)
 
(見合併財務報表附註)
60

Gran Tiera Energy Inc.
合併股東權益報表
(以千美元計)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202220212020
股本  
年初餘額$10,270 $10,270 $10,270 
普通股發行，扣除發行成本(附註9)
2 — — 
年終餘額10,272 10,270 10,270 
額外實收資本  
年初餘額1,287,582 1,285,018 1,282,627 
行使股票期權(附註9)
1,298 100 — 
股票薪酬(附註9)
2,474 2,464 2,391 
年終餘額1,291,354 1,287,582 1,285,018 
庫存股
年初餘額— — — 
回購普通股股份(附註9)
(27,317)— — 
年終餘額(27,317)— — 
赤字  
年初餘額(995,772)(1,038,254)(260,287)
淨收益(虧損)139,029 42,482 (777,967)
年終餘額(856,743)(995,772)(1,038,254)
股東權益總額$417,566 $302,080 $257,034 

(見合併財務報表附註)
61

Gran Tiera Energy Inc.
合併財務報表附註
截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度
(除非另有説明，否則以美元表示)
 
1. 業務説明
 
Gran Tiera Energy Inc.是特拉華州的一家公司(“公司”或“Gran Tiera”)，是一家專注於國際石油和天然氣勘探和生產的上市公司，目前資產位於哥倫比亞和厄瓜多爾。
 
2. 重大會計政策
 
綜合財務報表是根據公認會計準則編制的。

重要的會計政策有：

鞏固的基礎

這些合併財務報表包括本公司及其受控子公司的賬目。所有的公司間賬户和交易都已被取消。

預算的使用

按照公認會計準則編制財務報表要求管理層作出估計和假設，以影響合併財務報表日期的資產和負債額以及或有資產和負債的披露，以及報告期內收入和支出的報告金額。估計已探明及可能儲量及相關現金流量由獨立的油藏工程專家釐定，並用於管理層編制財務報表時所作的若干估計。需要在儲備報告中作出許多估計，包括預測的產量、預測的經營特許權使用費、資本成本假設，以及在某些情況下預測的商品價格。管理層作出的重大估計包括：已探明石油及天然氣資產的折舊、損耗、攤銷(“DD&A”)及減值；從不受耗竭影響的石油及天然氣資產轉移至可耗竭基礎的時間；資產報廢義務；釐定轉讓代價的價值及收購的可識別資產淨值及與業務合併及釐定商譽有關的承擔；評估法律及其他或有事項的可能後果；所得税；基於股票的補償；以及釐定衍生工具的公允價值。儘管管理層認為這些估計是合理的，但事實和環境的變化或新信息的發現可能會導致修訂估計，實際結果可能與這些估計不同。

現金和現金等價物

本公司將所有原始到期日為三個月或以下的高流動性投資視為現金等價物。

限制性現金和現金等價物

限制性現金和現金等價物包括為擔保信用證和清償資產報廢債務而質押的現金和現金等價物。目前以現金擔保的信用證涉及勘探合同中所載的工作承諾擔保。當根據勘探合同履行工作義務或清償資產報廢義務時，限制將失效。限制提取或用於當前業務以外的其他業務，或被指定用於購置或建造長期資產的支出的現金和對現金的索賠不包括在當前資產分類中。限制性現金和現金等價物的長期部分包括在公司資產負債表上的其他長期資產中。

壞賬準備

於每個報告日期，本公司於初步確認應收貿易賬款時評估預期終身信貸損失。信用風險是根據應收賬款未償還的天數和客户的內部信用評估來評估的。預期損失率是根據期末前36個月期間的付款情況以及這一期間經歷的相應信貸損失計算得出的。歷史損失率調整為
62

反映公司銷售石油的國家當前和前瞻性的經濟因素，這些因素影響客户結算應收賬款的能力。當沒有合理的回收預期時，應收貿易賬款被註銷。

預付權益遠期

本公司因其長期激勵計劃而面臨股權價格風險。本公司利用相當於本公司普通股數目的預付權益遠期(“PEF”)，以確定其現金結算長期激勵計劃的一部分的未來結算成本。

PEF按公允價值計入公司資產負債表中的其他流動和長期資產，公允價值變動在綜合經營報表中確認為G&A費用。該公司利用PEF管理與其長期激勵計劃有關的股權價格風險。

衍生品

本公司在資產負債表上按公允價值將衍生工具記為資產或負債，其公允價值變動在綜合經營報表中確認為金融工具損益。雖然本公司利用衍生工具管理其預期石油產量及外匯風險所應佔的價格風險，但根據會計指引，本公司已選擇不將其衍生工具指定為會計對衝。

庫存

庫存包括油罐中的石油和第三方管道和供應品，按成本和可變現淨值中較低者計價。庫存成本是用加權平均法確定的。石油庫存包括生產、升級和將產品運輸到儲存設施所發生的支出，幷包括運營、損耗和折舊費用以及特許權使用費。

所得税

所得税採用負債法確認，遞延税項資產和負債按合併財務報表中現有資產和負債與其各自税基之間的差額以及營業虧損和税項抵免結轉之間的差異而確認未來的税項後果。遞延税項資產及負債以制定税率計量，預期適用於預計收回或結轉該等暫時性差額及結轉的年度的應税收入。如果在考慮現有證據後，部分或全部遞延税項資產不太可能變現，則會提供估值免税額。

不確定的税務狀況所帶來的税務利益，在税務機關審核後更有可能維持該狀況時，才予以確認。此外，確認的税收優惠金額是在最終和解時實現的可能性大於50%的最大優惠金額。在評估一項税務狀況是否已達到極有可能達到的確認門檻時，本公司假設該狀況將由充分了解所有相關信息的適當税務機關進行審查。該公司將與未確認的税收優惠相關的潛在罰款和利息確認為所得税支出的組成部分。

石油和天然氣屬性

該公司對其在石油和天然氣資產上的投資採用美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)定義的全成本會計方法。根據這一方法，該公司將為尋找石油和天然氣儲量而發生的所有收購、勘探和開發成本資本化，包括工資、福利和其他直接可歸因於這些活動的內部成本。與生產和一般公司活動相關的成本；在發生時計入費用。對於公司產生成本的每個國家/地區，都有單獨的成本中心。

該公司根據產量和已探明儲量的估計，採用單位產量法按季度計算石油和天然氣資產的損耗。與已探明儲量的物業相關的未來開發成本也包括在攤銷基數中，用於計算損耗。在對物業進行評估之前，未經證實的物業的成本不包括在攤銷基礎上。勘探乾井的成本轉移到已探明的財產，因此在確定存在已探明儲量的國家的一口井是乾的後立即攤銷。

63

公司每季度按照美國證券交易委員會S-X規則4-10進行上限測試計算。在進行季度上限測試時，本公司以國家為基準，將已探明石油及天然氣資產的資本化成本(扣除累積損耗及遞延所得税後)限制為已探明石油及天然氣儲量經10%折現的估計未來現金流量淨額(扣除相關税項影響後)，加上成本或攤銷成本中未探明資產的公允價值較低者。如果該等資本化成本超過上限，本公司將對超出的部分進行減記，如非現金費用計入淨收益或虧損。任何此類減記將減少發生期間的收益，並導致未來期間的DD&A比率較低。未來，減記可能不會逆轉，儘管石油和天然氣價格上漲可能會隨後提高上限。

該公司計算未來現金流量淨額的方法是，根據地點和質量差異進行調整後，按前12個月的每月1日的有效價格計算出未加權平均價格。除非不同的價格是固定的，並且可以根據適用的合同在這些合同的剩餘期限內確定，否則使用這種價格。

在確定是否存在已探明儲量之前，未探明的財產不會枯竭。成本在評估物業、建立探明儲量或確定減值時持續轉入可耗竭基礎。未經證實的物業每季度評估一次，以確定是否已發生減值。除其他因素外，該評估還考慮了地震數據、放棄面積的要求、鑽探結果和活動、承諾期內的剩餘時間、剩餘資本計劃以及政治、經濟和市場條件。在任何因素顯示減值的期間內，此類財產迄今產生的累計成本被轉移到全部成本池並受到耗盡的影響。對於尚未建立儲備基數的國家，減值計入收益。

在勘探區，相關的地震成本被資本化為未探明的財產，並作為與財產相關的總資本化成本的一部分進行評估。與開發項目相關的地震成本記錄在已探明的物業中，因此可在發生時進行損耗。

出售或以其他方式處置石油和天然氣資產的損益不予以確認，除非該損益會顯著改變一國的資本化成本與已探明石油和天然氣儲量之間的關係。

資產報廢義務

該公司記錄了與放棄其石油和天然氣資產相關的未來成本的估計負債，包括鑽探場地的開墾成本。本公司於產生負債期間，以相關石油及天然氣資產的抵消性增加，記錄資產報廢的法定責任的公允價值。資產報廢債務的公允價值是參考為滿足報廢債務所需的預期未來現金流出而計量的，該現金流出按本公司經信貸調整的無風險利率貼現。隨着時間的推移，增值費用被確認為折現負債增加到其預期結算價值，而資產報廢成本則在相關資產的估計生產年限內攤銷。資產報廢債務的增加和資產報廢成本的攤銷計入DD&A。如果資產報廢債務的估計未來成本發生變化，資產報廢債務和石油和天然氣資產都將記錄調整。對估計資產報廢債務的修訂可能是由於退休成本估計的變化、估計通貨膨脹率的修正以及估計的放棄時間的變化造成的。

其他資本資產

其他資本資產，包括增加和替換，在購置時按成本入賬，包括傢俱、固定裝置、租賃改進、計算機設備、汽車以及用於運營和融資租賃的使用權資產。傢俱和固定裝置、計算機設備和汽車的折舊是在資產的使用年限內使用直線法計算的。經營及融資租賃的租賃改善及使用權資產按直線折舊，以估計使用年限及相關租賃年期中較短者為準。維修和保養費用在發生時計入費用。

租契

在合同開始時，公司評估合同是否是租賃或包含租賃。如果合同轉讓了在一段時間內控制已確定資產的使用權以換取對價，則該合同是租賃或包含租賃。在包含租賃部分的合同開始時，本公司根據租賃和非租賃部分的相對獨立價格將合同中的對價分配給每個租賃和非租賃部分。公司確認使用權資產
64

以及租賃開始日的租賃負債。使用權資產最初按成本計量，其後按成本減去任何累計折舊和減值損失計量，並根據租賃負債的某些重新計量進行調整。

租賃負債最初按開始日期未支付的租賃付款的現值計量，使用租賃中隱含的利率貼現，或如該利率不能輕易確定，則按公司的遞增借款利率貼現。一般情況下，公司使用其增量借款利率作為貼現率。租賃負債隨後因租賃負債的利息成本而增加，並因支付的租賃付款而減少。當未來租賃付款因指數或利率的變動、剩餘價值擔保項下預期應付金額的估計變動、或(如適用)購買或延期選擇權是否合理地肯定會行使或終止選擇權是否合理地肯定不會行使而發生變化時，將重新計量。

本公司已適用判決，以確定包括續簽或終止選項的合同的租賃期。評估本公司是否合理肯定會行使該等選擇權會影響租賃期，而租賃期則會對已確認的租賃負債額及使用權資產產生重大影響。

與客户簽訂合同的收入

公司在將產品控制權轉讓給客户時確認收入。這通常發生在客户獲得產品的合法所有權時，以及產品被實際轉移到與客户商定的交貨點時。收入是根據與客户的合同中規定的對價確認的。收入為本公司的份額，扣除支付給政府和其他礦產權益所有者的特許權使用費後計入淨額。

本公司評估其與第三方和合作夥伴的安排，以確定本公司是作為委託人還是代理人。在進行此評估時，管理層應考慮公司是否對交付的產品進行了控制，這表明公司對產品的交付負有主要責任，是否有能力確定價格，或是否存在庫存風險。如果公司在交易中以代理人而不是委託人的身份行事，則收入按淨額確認，僅反映公司從交易中變現的費用。

管理層對使用本公司擁有的管道向其他實體收取的關税、通行費和費用進行評估，以確定這些是來自與客户的合同還是來自附帶安排。在確定公司在交易中是作為委託人還是代理人時，管理層決定公司是否獲得了對產品的控制權。作為這項評估的一部分，管理層考慮會計準則編纂(“ASC”)606中規定的收入確認標準。

基於股票的薪酬

該公司在其合併財務報表中記錄以股票為基礎的薪酬支出，按最終預期授予的獎勵的公允價值計量。公允價值是使用定價模型來確定的，例如Black-Scholes-Merton或蒙特卡洛模擬股票期權定價模型和/或可觀測股價。對於股權結算的基於股票的補償獎勵，公允價值在授予日確定，扣除估計沒收的費用在必要的服務期內使用加速方法確認。對估計沒收與實際沒收之間的任何差額對補償費用進行調整。對於現金結算的基於股票的補償獎勵，公允價值在每個報告日期確定，定期變化確認為補償成本，負債也有相應的變化。

該公司使用歷史數據來估計布萊克-斯科爾斯期權定價模型、期權執行和員工離職行為中使用的預期術語。公允價值估計中使用的預期波動率是基於本公司股票的歷史波動性。股票期權預期期限內的無風險利率以授予時生效的美國國債收益率曲線為基礎。

基於股票的薪酬支出被資本化為石油和天然氣資產的一部分，或作為G&A或運營費用的一部分(視情況而定)。

外幣折算

包括子公司在內，公司的本位幣為美元。貨幣項目按資產負債表日的有效匯率折算為報告貨幣，非貨幣項目按歷史匯率折算。
65

匯率。收入和支出項目的折算方式產生的報告貨幣金額基本上與相關交易在發生日期折算時所產生的報告貨幣金額相同。

資產的DD&A費用按與其相關的資產類似的歷史匯率換算。外幣交易產生的損益，即以實體職能貨幣以外的貨幣計價的交易，在淨收益或虧損中確認。

每股收益(虧損)

每股基本收益(虧損)的計算方法是將普通股股東應佔淨收益或虧損除以每個期間已發行和已發行普通股的加權平均數。每股攤薄淨收益是通過調整已發行普通股的加權平均數量來計算的，如果有股份等價物的稀釋影響的話。本公司採用庫存股方法確定攤薄效應。該方法假設所有普通股等價物在期初(或發行時，如較晚)均已行使，由此獲得的資金用於按期內普通股成交量加權平均交易價購買公司普通股。

風險與計量不確定性

新冠肺炎疫情的影響及其恢復，再加上俄羅斯入侵烏克蘭導致的不確定性增加、能源市場波動、利率和通貨膨脹率上升以及供應鏈受限等幾個因素，造成了更高的波動性和不確定性。管理層已在合理範圍內將已知事實和情況納入估計，然而，不確定性和波動性的增加使會計估計更具判斷性，實際結果可能與估計大不相同。

3. 應收帳款
截至12月31日，
(以千美元計)20222021
貿易$5,601 $9,193 
其他5,105 3,992 
應收賬款總額$10,706 $13,185 


4. 應收税金(應付)

下表顯示了應收税和應付税的細目，包括增值税和所得税：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)20222021
應收税金
當前
應收增值税$54 $21,918 
應收所得税— 23,588 
$54 $45,506 
長期的
應收所得税27,796 17,522 
$27,796 $17,522 
應繳税金
當前
應繳增值税$(11,784)$(6,620)
應付所得税$(47,194)$— 
$(58,978)$(6,620)
應收税金(應付)合計$(31,128)$56,408 

66

下表顯示了過去兩年增值税和應收及應付所得税的變動情況：

(以千美元計)增值税應收(應付)應收(應付)所得税應收(應付)税額合計
平衡，2020年12月31日
$64,462 $28,098 $92,560 
通過政府直接退款收取(604)(14,228)(14,832)
通過銷售合同收款(105,858)— (105,858)
已繳納的税款63,792 36,352 100,144 
當期税費— (4,479)(4,479)
匯兑損失(6,494)(4,633)(11,127)
平衡，2021年12月31日
$15,298 $41,110 $56,408 
通過政府直接退款收取(448)(15,956)(16,404)
通過銷售合同收款(157,117)— (157,117)
已繳納的税款130,716 37,052 167,768 
當期税費— (80,566)(80,566)
匯兑損失(179)(1,038)(1,217)
平衡，2022年12月31日
$(11,730)$(19,398)$(31,128)

5. 物業、廠房及設備
截至12月31日，
(以千美元計)20222021
石油和天然氣性質  
證明瞭$4,617,804 $4,302,473 
未經證實74,471 131,865 
 4,692,275 4,434,338 
其他(1)
61,386 34,943 
4,753,661 4,469,281 
累計損耗、折舊和減值(3,652,759)(3,473,484)
$1,100,902 $995,797 
(1)“其他”類別包括#美元38.9經營和融資租賃的百萬使用權資產，賬面淨值為#美元24.6截至2022年12月31日(2021年12月31日-$13.9百萬美元，賬面淨值為3.9百萬)。

於截至2022年12月31日止年度內，本公司訂立與辦公室租賃、發電機及注聚設備有關的各項租賃合同，並資本化$24.8與這些合同相關的百萬使用權資產。

截至2022年12月31日的年度，不動產、廠房和設備的損耗和折舊費用為#美元175.8 million (2021 - $135.7 million; 2020 - $160.8百萬)。損耗和折舊費用的一部分被記錄為每年的石油庫存。

未探明的石油和天然氣性質

截至2022年12月31日，未探明的石油和天然氣資產包括哥倫比亞和厄瓜多爾的勘探土地。未探明的石油和天然氣資產因其勘探價值而被持有，在確定是否存在已探明儲量之前不會枯竭。Gran Tiera將在未來幾年繼續評估未探明的資產，因為已探明的儲量已經建立，無論未來地區是否將被開發，勘探都是必要的。該公司預計大約100%在2022年12月31日之前不會耗盡的費用，將在下一年內轉移到耗盡的基地五年.

67

以下是截至2022年12月31日Gran Tiera尚未枯竭的石油和天然氣資產摘要：
在以下方面招致的費用
(以千美元計)202220212020
2020年前
總計
採購成本-哥倫比亞$— $— $— $10,268 $10,268 
勘探成本-哥倫比亞5,814 1,728 9,495 43,925 60,962 
勘探成本-厄瓜多爾3,106 2 — 133 3,241 
$8,920 $1,730 $9,495 $54,326 $74,471 

6. 減損

資產減值

《公司》做到了不是於截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度內，本集團並無任何減值虧損。該公司記錄的石油和天然氣資產減值為#美元。560.3百萬美元和存貨減值#美元4.2在截至2020年12月31日的一年中，

(i)油氣資產減值

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，本公司不是上限測試減值損失。截至該年度為止2020年12月31日，公司記錄了美元560.3上百萬上限測試減值損失。該公司採用全成本法核算其石油和天然氣資產。在這種方法下，按國別計算的房產賬面淨值減去相關遞延所得税後，不得超過計算出的“上限”。上限是已探明油氣資產的估計税後未來淨收入，貼現為10% 每年。在計算未來貼現淨收入時，石油和天然氣價格是使用資產負債表所涉期間終了日期前12個月的平均價格確定的，計算方法是該期間內每個月的每月第一天價格的未加權算術平均數。然後，除了現有合同的固定和可確定的變化外，平均價格保持不變。因此，上限測試估計是基於歷史價格貼現的10因此，不應假設對未來淨收入的估計代表公司儲備的公平市場價值。根據公認會計原則，Gran Tiera使用了布倫特原油的平均價格共$97.98 p2022年12月31日上限測試計算(2021年12月31日和2020年12月31日-$68.92及$43.43分別為每桶)。

本公司已在石油和天然氣資產的上限測試減值評估中考慮了全球不斷變化的能源需求以及全球發展非化石燃料來源的替代能源的影響。該公司石油和天然氣財產的估計上限數額是根據已探明儲量計算的，其壽命一般小於16好幾年了。全球能源市場從以碳為基礎的能源向替代能源過渡的最終時期是高度不確定的。然而，根據2022年儲量報告，與已探明儲量相關的大部分現金流應在潛在消除碳基能源之前實現。

在2022年12月31日，不允許對上限測試中使用的貼現率進行具體調整，以考慮能源需求不斷變化的風險，因為根據全成本核算10規定了%的折扣率。

(Ii)存貨減值

截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，本公司不是存貨減值損失。截至2020年12月31日止年度，存貨減值虧損為#美元4.2由於大宗商品價格的下降，這一數字達到了100萬美元。

商譽減值

整個商譽餘額為$102.6在截至2020年12月31日的一年中，有100萬美元減值。
68


7. 應付賬款和應計負債
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)20222021
貿易$114,263 $91,101 
版税2,760 14,761 
員工薪酬3,051 4,382 
其他47,505 38,450 
$167,579 $148,694 

8. 債務和債務發行成本

公司在2022年12月31日和2021年12月31日的債務如下：
截至12月31日，
(以千美元計)20222021
當前
循環信貸安排$— $67,500 
未攤銷債務發行成本— (513)
長期債務的當期部分$— $66,987 
長期
6.25高級附註百分比
$279,909 $300,000 
7.75高級附註百分比
300,000 300,000 
未攤銷債務發行成本(1)
(10,992)(14,030)
長期租賃義務(2)
20,676 1,434 
長期債務$589,593 $587,404 
債務總額$589,593 $654,391 
(1) 包括$0.3與信貸安排相關的未攤銷遞延融資費用
(2)租賃債務的當前部分已包括在應付賬款和應計負債在公司的資產負債表上
和總額為$4.8截至2022年12月31日(2021年12月31日-$3.3百萬)。

高級附註

截至2022年12月31日，該公司擁有300.0百萬美元7.752027年到期的優先債券百分比(“7.75高級註釋百分比“)和$279.9百萬的6.252025年到期的優先債券百分比(“6.25高級附註百分比“，並連同7.75高級票據百分比，即“高級票據”)。

這個7.75優先債券的息率為7.75自2019年11月23日起，每年5月23日和11月23日每半年繳納一次欠款。這個7.75除非提前贖回或回購，否則優先債券將於2027年5月23日到期。

在2023年5月23日之前，公司可以選擇贖回全部或部分7.75高級註釋百分比：100本金的%，外加應計利息和未付利息以及“全額”保費。此後，本公司可贖回全部或部分7.75優先債券另加適用於贖回日期的應計及未付利息，贖回價格如下：2023-103.875%; 2024 - 101.938%；2025年，此後-100%.

這個6.25優先債券的息率為6.25自2018年8月15日起，每年2月15日和8月15日每半年拖欠一次。這個6.25除非提前贖回或回購，否則優先債券將於2025年2月15日到期。

本公司可贖回全部或部分6.25優先債券另加適用於贖回日期的應計及未付利息，贖回價格如下：2023-101.563%；2024年，此後-100%.

於截至2022年12月31日止年度內，本公司於公開市場回購20.1百萬美元6.25現金代價為$的高級票據百分比17.3百萬美元，包括應付利息#美元0.1百萬美元。回購的結果是一美元。2.6百萬
69

收益，其中包括註銷遞延融資費用#美元0.3百萬美元。重新購買的6.25於2022年12月31日，優先債券並未註銷，由本公司以國債形式持有。

信貸安排

於截至2022年12月31日止年度，本公司終止其先前的循環信貸安排協議，並以新的信貸安排協議取代先前的循環信貸安排協議。該信貸安排的借款基數最高可達#美元。150.0百萬美元100.02022年12月31日提供的初步承諾為100萬美元，並可選擇額外提供$50.0經本公司及貸款人雙方同意，金額為百萬元。信貸安排的利息基於紐約聯邦儲備銀行公佈的有擔保隔夜融資利率加上信貸保證金6.00%，信用調整後的利差為0.26%。信貸安排項下的未支取款項計息為2.10每年%，基於可用金額。該信貸安排以公司在哥倫比亞的資產和經濟權利為擔保。它的最終到期日為2024年8月15日，如果滿足某些條件，該日期可能會延長至2025年2月18日。抽獎的有效期為六個月，自2022年8月18日信貸安排之日起計算。截至2022年12月31日，信貸安排仍未動用。

根據信貸安排的條款，該公司須遵守下列財務契約：

i.全球覆蓋率至少為150%是使用截至最終到期日的公司綜合未來現金流量的淨現值計算的，折現日期為10在每個報告期內，信貸安排的未償還金額比未償還金額高出%。本公司綜合未來現金流量的淨現值須以80目前洲際交易所布倫特遠期原油期貨價格的%。

二、提前還款人壽保險比例至少150使用從開始日期到最終到期日根據商業合同交付的商品的估計合計價值計算的百分比80目前洲際交易所布倫特原油遠期合約的%，並根據質量和運輸折扣對信貸安排上的未償還金額進行調整，包括支付給貸款人的利息和所有其他成本。

i.公司預計現金來源超過預計現金使用量至少多一倍的流動資金比率1.15每季度計入一年合併未來現金流的次數。未來現金流包括預期的運營現金流、預期較少的資本支出和某些其他調整。本公約中使用的商品定價假設必須是90預計未來現金流的現行布倫特遠期條帶的%。

在2022年12月31日之後，信貸安排下的提款可用期延長至2023年8月20日。

租契

於截至2022年12月31日止年度，本公司錄得發電機及聚合物注射設備融資租賃合共#美元。16.5百萬美元，以及一運營辦公室租金為$8.3百萬美元。融資租賃的合同期限為2至5年，並以大約從5.7%至9.6%。經營租賃的期限為6.5年，並使用增量借款利率約為7.0%.

利息支出

下表列出了在所附合並業務報表中確認的利息支出總額：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
合同利息和其他融資費用$42,965 $50,572 $50,515 
債務發行成本攤銷3,528 3,809 3,625 
$46,493 $54,381 $54,140 

本公司因發行優先票據及其信貸安排而產生債務發行成本。截至2022年12月31日，未攤銷債務發行成本餘額已直接從債務賬面金額中扣除，並正在使用有效利息方法在債務期限內攤銷為利息支出。

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9. 股本
普通股股份
已發行和已發行股票，2020年12月31日
366,981,556 
行使的期權162,944 
已發行和已發行股份，2021年12月31日
367,144,500 
行使的期權1,754,119 
已發行股份，2022年12月31日
368,898,619 
庫存股(22,747,462)
於2022年12月31日發行及發行的股份
346,151,157 

公司的法定股本包括595百萬股股本，其中570百萬美元被指定為普通股，面值$0.001每股及25百萬作為優先股，面值$0.001每股。

於截至2022年12月31日止年度，本公司透過多倫多證券交易所(“多倫多證券交易所”)的設施及加拿大的合資格另類交易平臺實施股份回購計劃(“2022計劃”)。根據2022年計劃，該公司能夠以現行市場價格購買36,033,969普通股，相當於大約10截至2022年8月22日普通股已發行和已發行股份的百分比。2022年計劃將於2023年8月31日或更早到期，如果10已達到最大份額百分比。回購取決於股票供應情況、當時的市場狀況、公司股票的交易價格、公司的財務業績和其他條件。

於截至2022年12月31日止年度內，本公司已購回22,747,462加權平均價約為$1的股票1.20每股。回購的股份由本公司持有，並於2022年12月31日記錄為庫存股。

股權薪酬獎

該公司為其高管、員工和董事制定了股權薪酬計劃。高管和員工將獲得基於接受者繼續受僱的股權補償。在性能方面共享單位(“PSU”)，授予的單位數量取決於具體關鍵業績衡量標準的實現情況。基於股權的獎勵包括80PSU和20%的股票期權。截至2022年12月31日，公司尚未支付的基於股票的薪酬獎勵包括PSU、遞延股票單位(“DSU”)和股票期權。

根據修訂後的2007年股權激勵計劃，公司董事會有權發行期權或其他權利，以獲得公司普通股的股份。2012年6月27日，s養兔人Gran Tiera批准了對公司2007年股權激勵計劃的修正案，增加了根據該計劃可供發行的普通股m 23,306,100共享至39,806,100股份。2021年6月2日，Gran Tiera的股東批准了對公司2007年股權激勵計劃的修訂，增加了根據該計劃可供發行的普通股39,806,100共享至54,806,100股份。2022年5月4日，Gran Tiera的股東批准了對公司2007年股權激勵計劃的修訂，增加了根據該計劃可供發行的普通股54,806,100共享至59,806,100股份。
 
71

下表提供了截至2022年12月31日的年度的PSU、DSU和股票期權活動的信息：
PSUDSU股票期權
已發行股份單位數已發行股份單位數未償還股票期權數量加權平均行使價(美元)
平衡，2021年12月31日
30,365,196 5,710,764 17,848,722 1.20 
授與6,841,907 851,095 2,859,030 1.40 
已鍛鍊(4,396,646)— (1,754,119)0.74 
被沒收(1,282,224)— (292,887)1.35 
過期— — (1,357,886)2.77 
平衡，2022年12月31日
31,528,233 6,561,859 17,302,860 1.15 
已授予並可行使，於2022年12月31日
9,056,863 1.31 
在期權有效期內於2022年12月31日歸屬或預期歸屬
17,022,420 1.15 

截至2022年12月31日的年度，基於股票的薪酬支出s $9.0百萬 (2021 - $8.4 million; 2020 - $1.2百萬美元)，並記入G&A費用。

在2022年12月31日，有 $10.5百萬(December 31, 2021 and 2020 - $11.8百萬美元和美元5.9分別)與未歸屬PSU和股票期權有關的未確認補償成本，將在加權平均期間內確認1.5年份。加權平均剩餘G合同t於2022年12月31日已歸屬或預期歸屬的期權的ERM為2.5年份.

PSU

PSU使持有人有權根據本公司的選擇權，在歸屬該等單位時收取本公司普通股的相關股份數目或相當於相關股份價值的現金付款。PSU將在之後懸崖背心三年，但受承授人繼續受僱的規限。歸屬後，普通股的標的數量或相當於其價值的現金支付範圍可能在零至200已授予PSU數量的百分比，基於公司在適用的績效目標方面的績效。截至2022年12月31日，12.4百萬(2021年12月31日 - 4.4百萬)的PSU已被授予並將以現金結算。截至2022年12月31日，尚未完成的PSU的業績目標如下：

i.50獎勵的百分比取決於與公司相對於一組同行公司的總股東回報(TSR)相關的目標；

二、2020年和2021年獎項：25獎勵的百分比取決於與公司每股資產淨值相關的目標，資產淨值是基於税前淨現值貼現於10探明儲量加可能儲量的百分比；
2022年獎：遵守財務契約和美元20百萬自由現金流 (1)及

三、25獎勵的百分比取決於與公司戰略執行有關的目標。

(1)定義為來自運營的資金減去勘探費用前的資本支出和短期激勵計劃。

多項服務股的補償費用可根據這些業績目標的實現情況進行調整。如果業績低於適用的最低標準，將不會就每項業績目標所規定的PSU賠償金部分達成任何和解。如果績效超過目標績效目標，PSU將被授予並解決超過授予的目標數量。該公司目前打算以現金結算PSU。

DSU

在歸屬該等單位時，持股人有權收取本公司普通股的相關股份數目，或根據本公司的選擇，收取相等於相關股份價值的現金付款。一旦授權了一個DSU，
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這件事馬上就解決了。於截至2022年12月31日止年度內，獲授權者獲授予董事特別提款權，並將於獲授予人不再為董事會成員之時結算。該公司目前打算以現金結算DSU。

股票期權

每個股票期權允許持有者購買一按規定行使價計算的普通股股份。行權價格等於授予和歸屬時普通股的市場價格三年。授予的股票期權期限為五年或三個月承授人於本公司服務終止後，以最先發生者為準。

截至2022年12月31日的年度，1,754,119股票期權被行使，美元1.3收到百萬現金收益(2021- 162,944股票期權被行使，美元0.1收到了100萬現金收益，2020年-不是行使了期權，並不是收到的現金收益)。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，未償還股票期權的加權平均剩餘合同期限為s 2.5和3.0年，分別為可行使的股票期權是 1.9和2.2分別是幾年。

每個股票期權獎勵的公允價值在授予之日採用布萊克-斯科爾斯期權定價模型，根據下表所述假設進行估算：
 截至十二月三十一日止的年度：
 202220212020
股息率(每股)無無無
波動率
77%至81%
71%至80%
50%至69%
加權平均波動率77 %78 %52 %
無風險利率
1.4%至4.0%
0.4%至0.9%
0.3%至1.7%
預期期限
5年份
4 - 5年份
5年份

截至2022年12月31日止年度所授期權之加權平均授出日期公允價值為$0.88 (2021 - $0.47; 2020 - $0.29)每個選項。截至2022年12月31日止年度歸屬的期權之加權平均授出日期公允價值為$0.58(2021 - $0.52; 2020 - $0.79)每個選項。截至2022年12月31日止年度內歸屬的股票期權的總公平價值為$2.2百萬 (2021 - $2.1 million; 2020 - $1.9百萬)。

加權平均未償還股份
 
 截至十二月三十一日止的年度：
 202220212020
已發行普通股加權平均數364,455,456 367,022,903 366,981,556 
根據股票期權可發行的股份11,847,316 1,592,092 — 
假定從股票期權收益中購買的股票(7,022,675)(741,606)— 
稀釋後已發行普通股的加權平均數369,280,097 367,873,389 366,981,556 

截至2022年12月31日的年度，5,900,245選項不包括在稀釋每股收益(虧損)的計算中，因為期權是反攤薄的(2021 - 15,559,816；2020--所有選項)
 
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10. 資產報廢義務
 
與該公司的石油和天然氣資產相關的資產報廢債務的賬面價值變化如下：
 截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)20222021
年初餘額$54,525 $48,214 
承擔的責任5,025 4,122 
聚落(2,630)(805)
吸積4,498 4,180 
修訂估計負債2,081 (1,186)
年終餘額$63,499 $54,525 
當前(1)
$141 $— 
長期的$63,358 $54,525 
年終餘額$63,499 $54,525 

(1)資產報廢債務的流動部分計入公司資產負債表上的應付帳款和應計負債

估計負債的修訂主要涉及資產報廢成本估計的變化，包括但不限於對估計通貨膨脹率、財產壽命的變化以及清償資產報廢債務的預期時間的修訂。截至2022年12月31日，為清償資產報廢債務而受到法律限制的資產的公允價值為#美元6.5百萬美元(2021年12月31日-$5.3百萬)。這些資產在公司資產負債表上作為限制性現金和現金等價物入賬(附註15)。

11. 收入

該公司的所有收入來自石油銷售，價格反映了買方在裝運時在指定銷售點收到的混合價格，或由相對於ICE布倫特原油的合同定義，並根據瓦斯科尼亞或卡斯蒂利亞原油差價以及每月的質量和運輸折扣進行調整。截至2022年12月31日的年度，100% (2021 and 2020 - 100%)來自石油銷售以及質量和運輸折扣的收入17% (2021 - 15%; 2020 - 25%)的洲際交易所布倫特原油價格。在截至2022年12月31日的年度內，公司的產品主要銷往哥倫比亞的兩個主要客户，相當於78%和22佔總銷售額的百分比(2021-三年，佔66%, 19%和12銷售量的百分比和2020-3，代表41%, 31%和25銷售量的百分比)

截至2022年12月31日，應收賬款包括零與2022年12月生產相關的應計銷售收入(截至2021年12月31日-零和2020年12月31日--美元0.1每一年的12月份產量相關的百萬美元)。

74

12. 税費
 
由於以下原因，報告的所得税費用和回收不同於將法定税率應用於所得税前收入(虧損)所計算的金額：

 截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
所得税前收入(虧損)
美國$(38,161)$(31,329)$(19,065)
外國283,096 54,465 (834,296)
244,935 23,136 (853,361)
法定費率(1)
35 %31 %32 %
預計所得税支出(回收)85,727 7,172 (273,076)
外國税收的影響8,876 9,723 26,668 
外幣折算(4,641)14,450 48,734 
商譽減值— — 32,826 
基於股票的薪酬5,804 1,708 666 
更改估值免税額2,386 (53,434)75,241 
哥倫比亞不可扣除的第三方特許權使用費3,422 1,568 697 
其他永久性差異4,332 (1,058)5,349 
不可抵扣的投資損失
— 525 7,501 
所得税總支出(回收)$105,906 $(19,346)$(75,394)
實際税率43 %(84)%9 %
當期所得税支出
外國80,566 4,479 754 
80,566 4,479 754 
遞延所得税支出(回收)
外國25,340 (23,825)(76,148)
所得税總支出(回收)$105,906 $(19,346)$(75,394)
(1)税率是哥倫比亞的法定税率。

總體而言，本公司的做法和意圖是將我們非美國子公司的收益再投資於此類子公司的運營。截至2022年12月31日，本公司尚未為無限期再投資的外國子公司的投資撥備美國或額外的外國預扣税。一般而言，在股息匯出時及在某些其他情況下，這類款項須繳税。

2022年12月，哥倫比亞政府頒佈了一項新的税改法案，該法案將於1月1日生效ST，2023年。改革包括對適用於石油公司的所得税制度進行重大改革，包括將資本利得税税率提高到15%(從10%)，將股息税率提高到20%(從10%)；取消計算應納税所得額時現金支付的特許權使用費和與實物特許權使用費相關的成本的税收抵扣；以及在目前35%的税率基礎上引入附加費。附加費將通過將納税年度內經通脹調整的布倫特原油平均價格與之前120個月的每月通脹調整布倫特原油價格進行比較來確定。當納税年度的布倫特原油價格超過歷史價格範圍的第30個百分位數時，徵收5%的附加税。當納税年度內布倫特原油價格超過第45和60個百分位數時，分別增加到10%和15%。GTE預計2023年的附加税將為15%，綜合所得税税率為50%。適用於計算遞延所得税的税率已進行調整，以反映這一變化。

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下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的遞延税項資產的組成部分：
 截至12月31日，
(以千美元計)20222021
結轉營業虧損的税收優惠$53,720 $67,134 
超出計税基準的賬面基準
(20,349)16,815 
外國税收抵免和其他應計項目103,700 91,381 
結轉資本損失的税收優惠— 28,050 
減值準備前的遞延税項資產137,071 203,380 
估值免税額(114,109)(141,886)
遞延税項淨資產$22,962 $61,494 
遞延税項資產
22,990 61,494 
 22,990 61,494 
遞延税項負債
28 — 
28 — 
遞延税項淨資產
$22,962 $61,494 

截至2022年12月31日，本公司尚未確認未使用的非資本虧損結轉收益$91.3 million (2021 - $62.1 million, 2020 - $46.0100萬)用於美國的聯邦目的，從2030年到2042年到期。

於2022年12月31日，本公司已確認未使用的非資本虧損結轉利益為$40.7 million (2021 - $102.4 million, 2020 - $115.6百萬美元)，總額為$59.5百萬美元；以及不是税收抵免(2021年-不是2020年税收抵免--美元1.0百萬美元)，總額為$2.1100萬美元，用於哥倫比亞的聯邦目的。該公司的剩餘税項虧損有權獲得12年的結轉期。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，大提埃拉不是未確認税項優惠及相關利息及罰金計入綜合資產負債表的遞延税項資產及當期税項負債。公司預計在未來12個月內，未確認的税收優惠不會有任何重大變化。本公司在截至2022年12月31日的年度綜合經營報表中並無其他與税款有關的重大權益或罰金。

13. 承付款和或有事項
 
購買義務、確定協議和租賃
 
截至2022年12月31日，剩餘期限超過一年的不可撤銷協議規定的未來最低付款如下：
 截至十二月三十一日止的年度
(以千美元計)總計20232024202520262027此後
設施8,704 1,997 2,002 1,997 1,997 711 — 
經營租約(1)
10,684 2,093 1,605 1,710 1,723 1,938 1,615 
融資租賃(1)
22,036 5,105 4,644 2,233 2,233 7,821 — 
軟件和電信774 387 387 — — — — 
$42,198 $9,582 $8,638 $5,940 $5,953 $10,470 $1,615 

(1)包括維護費和運營費。

Gran Tiera擁有辦公空間、車輛和油罐的運營租賃，以及發電和增強型石油回收設施、儲罐和壓縮機的融資租賃。

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彌償
 
本公司已就各種項目向董事及高級管理人員提供公司彌償，包括但不限於因與本公司及其附屬公司及/或聯屬公司有關聯而導致的所有訴訟或訴訟和解費用，但須受若干限制所規限。公司已經購買了董事和高級管理人員的責任保險，以減輕未來可能發生的任何訴訟或訴訟的成本。無法合理估計任何潛在未來付款的最高金額。該公司可能在正常業務過程中向交易對手提供通常是標準合同條款的賠償，例如買賣協議。這些賠償的條款將根據合同的不同而有所不同，合同的性質使公司無法對可能需要支付的最高潛在金額做出合理估計。

信用證

截至2022年12月31日，公司已累計提供信用證和其他信貸支持吳元元111.1百萬(December 31, 2021 - $103.0作為哥倫比亞和厄瓜多爾勘探合同中所載工作承諾擔保以及其他資本或業務要求的擔保。

或有事件
Gran Tiera有幾起訴訟和索賠待決。訴訟和糾紛的結果不能肯定地預測；Gran Tiera相信這些問題的解決不會對公司的綜合財務狀況、經營業績或現金流產生實質性的不利影響。Gran Tiera在發生成本或成為可能和可確定的成本時記錄成本。

14. 金融工具、公允價值計量、信用風險和外匯風險
 
金融工具

金融工具最初按公允價值入賬，公允價值定義為在計量日出售資產或支付給市場參與者以清償負債的價格。對於按公允價值計量的金融工具，公認會計原則建立了公允價值層次結構，對用於計量公允價值的估值技術的投入進行優先排序。此層次結構由三個主要級別組成：

•第1級--代表相同資產和負債在活躍市場上的報價的投入
•第2級--第1級內可直接或間接觀察到的資產和負債的報價以外的投入
•第3級--資產和負債的不可觀察的投入

本公司在資產負債表上確認的金融工具包括現金和現金等價物、限制性現金和現金等價物、應收賬款、其他長期資產、衍生品、應付賬款和應計負債、長期債務的流動部分、長期債務、流動和長期股權補償報酬負債和其他長期負債。本公司使用基於現有信息的適當估值技術來計量資產和負債的公允價值。
















77

公允價值計量

下表列出了該公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的金融工具的公允價值計量：
截至12月31日，
20222021
(以千美元計)
1級
資產
PEF-電流(2)
$5,981 $— 
PEF-長期(1)
9,975 7,578 
$15,956 $7,578 
負債
DSU責任--長期責任(3)
$6,496 $4,346 
6.25高級附註百分比
243,801 273,672 
7.75高級附註百分比
241,455 271,500 
$491,752 $549,518 
2級
資產
衍生資產(2)
$— $219 
受限現金和現金等價物--長期(1)
5,343 4,903 
$5,343 $5,122 
負債
衍生負債$— $2,976 
循環信貸安排— 66,987 
PSU負債-當前15,0822,710
PSU責任-長期(3)
9,941 9,372 
$25,023 $82,045 
3級
負債
資產報廢債務--流動$141 $— 
資產報廢債務--長期63,358 54,525 
$63,499 $54,525 

(1)限制性現金和PEF的長期部分計入公司資產負債表上的其他長期資產
(2)計入公司資產負債表中的其他流動資產
(3)長期配股和配股負債計入公司資產負債表的長期股權補償獎勵負債

由於該等票據的短期到期日，現金及現金等價物、流動受限現金及現金等價物、應收賬款及應付賬款及應計負債的公允價值與其賬面值相若。

長期受限現金和現金等價物的公允價值接近其賬面價值，因為利率是可變的，反映了市場利率。

PEF

為了減少本公司在已發行PSU上的普通股交易價格變化的風險，本公司成立了PEF。在期限結束時，交易對手將向公司支付相當於按估值日公司普通股價格計算的股份名義金額的金額。本公司有權酌情增加或減少預付權益遠期名義金額或提前終止協議。截至
78

2022年12月31日，公司的PEF名義金額為16.0百萬股，公允價值為$16.0百萬美元。截至2022年12月31日止年度，本公司錄得收益$1.3PEF的G&A費用為百萬美元(2021年12月31日-$0.9百萬美元收益和2020年-零)。PEF資產的公允價值是在每個報告期結束時使用公司在活躍市場上的報價來估計的。

DSU責任

在每一報告期結束時，根據公司在活躍市場所報的股價來估計直接供股負債的公允價值。

PSU責任

PSU負債的公允價值是使用公司股價和PSU業績係數等投入估算的。

衍生資產和衍生負債

衍生工具的公允價值是根據各種因素估計的，包括活躍市場的報價和第三方的報價。公司還進行內部評估，以確保第三方報價的合理性。考慮到交易對手的信用風險，本公司評估了衍生產品的交易對手是否會因未能支付任何合同要求的款項而違約的可能性。此外，本公司認為該公司具有相當高的信貸質素，並有財力及意願履行其與衍生工具交易有關的潛在償還責任。於2022年12月31日，本公司並無任何未平倉衍生產品。

下表列出了在所附綜合業務報表中確認的衍生工具和其他工具的損益：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
商品價格衍生損益$26,611 $48,723 $(220)
外幣衍生工具損失— 115 3,155 
衍生工具損失$26,611 $48,838 $2,935 
未實現投資損失$— $2,032 $46,883 
投資出售損失— 1,355 — 
金融工具(收益)損失(7)(18)1,164 
其他金融工具(收益)損失$(7)$3,369 $48,047 

這些損益在綜合業務表和現金流量表中作為金融工具列報損益。

信貸安排及高級票據

截至2022年12月31日，未按公允價值記錄的金融工具包括高級票據和信貸安排(附註8)。

於截至2022年12月31日止年度內，本公司終止其先前的循環信貸安排協議，並以新的信貸安排取代先前的循環信貸安排。截至2022年12月31日，信貸安排仍未動用。

在2022年12月31日，6.25高級附註和百分比7.75高級備註百分比為$275.9百萬 aND$293.2百萬，分別代表本金總額減去未攤銷債務發行成本，而公允價值為 $243.8百萬美元和美元241.5百萬美元。

資產報廢債務

該公司的非經常性公允價值計量包括資產報廢債務。資產報廢債務的公允價值是參考為滿足報廢債務所需的預期未來現金流出而計量的，該現金流出按本公司經信貸調整的無風險利率貼現。用於計算此類數據的重要的第三級輸入
79

負債包括對將發生的成本的估計、公司經信貸調整的無風險利率、通貨膨脹率和估計的放棄日期。隨着時間的推移，增值費用被確認為折現負債增加到其預期結算價值，而資產報廢成本則在相關資產的估計生產年限內攤銷。
 
商品價格風險

該公司可能會不時利用商品價格衍生品來管理與其石油生產的預測銷售相關的現金流的變異性，降低商品價格風險，並提供基本的現金流水平，以確保它能夠執行至少一部分資本支出。截至2022年12月31日，本公司並無未平倉商品價格衍生工具。

外匯風險

該公司在哥倫比亞的業務面臨外匯風險，主要是運營和運輸成本以及G&A費用。為減輕外匯波動的風險，本公司可訂立外幣兑換衍生工具。截至2022年12月31日，本公司並無未償還外幣兑換衍生工具頭寸。

未實現匯兑損益主要是由於Gran Tiera的流動及遞延税項資產及應收税項(主要以當地貨幣計價的貨幣資產及負債)導致美元兑哥倫比亞比索及加元的波動所致。因此，匯兑損益必須根據兑換成美元功能貨幣來計算。哥倫比亞比索兑美元升值，外匯收益約為六千美元的遞延税項資產餘額和大約七千美元的應繳税金。這一影響是根據公司2022年12月31日的遞延税項資產和應付税款計算的。

截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度y, 100該公司石油銷售額的%來自哥倫比亞。在哥倫比亞，該公司收到100%的收入以美元計價，大部分資本支出以美元計價或以美元計價。

信用風險

如果金融工具的交易對手未能按照商定的條款履行其義務，本公司可能會蒙受損失，從而產生信貸風險。公司面臨集中信用風險的金融工具主要包括現金和現金等價物、限制性現金和應收賬款。現金及現金等價物、限制性現金和應收賬款的賬面價值反映了管理層對信用風險的評估。

截至2022年12月31日，現金和現金等價物以及限制性現金包括存放在具有投資級信用評級的金融機構的銀行賬户餘額、定期存款和存單。

該公司的大部分應收賬款與向石油和天然氣行業的客户銷售有關，並面臨典型的行業信用風險。收入集中在一個行業會影響公司的整體信用風險，因為客户可能同樣會受到經濟和其他條件變化的影響。本公司只與信譽良好的實體訂立銷售合約，並定期檢討其對個別實體的風險敞口，以管理此信貸風險。截至2022年12月31日止年度，本公司擁有兩個客户(2021年和2020-3個)，佔10佔銷售額的%。

為了減少對任何單個交易對手的風險敞口，該公司利用一組投資級評級金融機構進行其衍生品交易。本公司持續監測交易對手的信譽；然而，它不能預測交易對手的信譽的突然變化。此外，即使這種變化不是突然的，本公司緩解交易對手信用風險增加的能力也可能有限。如果這些交易對手中的一方不履行義務，本公司可能無法實現其部分衍生工具的好處。

80

15. 補充現金流信息

下表提供了現金、現金等價物、限制性現金和現金等價物與公司合併資產負債表的對賬，這些現金和現金等價物的總和顯示在合併現金流量表中：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
現金和現金等價物$126,873 $26,109 $13,687 
受限現金和現金等價物--流動1,142 392 427 
受限現金和現金等價物--長期(1)
5,343 4,903 3,409 
$133,358 $31,404 $17,523 

(1)限制性現金的長期部分包括在公司資產負債表上的其他長期資產中。

業務活動的資產和負債淨變動如下：
 截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
應收賬款和其他長期資產$2,352 $(5,686)$27,607 
衍生品(12,625)(5,808)2,302 
庫存(4,165)(2,383)(2,628)
其他預付費用(1,775)(199)(279)
應付賬款、應計賬款和其他長期負債(5,789)48,206 (47,194)
預付税金及應收和應付税金86,319 25,024 56,254 
經營活動的資產和負債淨變動$64,317 $59,154 $36,062 

下表提供了補充現金流披露：
截至十二月三十一日止的年度：
(以千美元計)202220212020
繳納所得税的現金$37,052 $36,352 $14,611 
支付利息的現金$43,363 $50,109 $50,209 
非現金投資活動  
與財產、廠房和設備有關的淨負債，年終$55,118 $30,142 $28,711 

16 後續事件

年終後，公司收到#美元。5.4來自歸屬的百萬美元6.0百萬個短期PEF單位。

補充數據(未經審計)

1)石油和天然氣生產活動

根據財務會計準則委員會會計準則彙編第932題“採掘活動-石油和天然氣”以及美國證券交易委員會(美國證券交易委員會)的規定，該公司對其石油和天然氣勘探和生產業務做出某些補充披露。

A.估計已探明的NAR儲量

下表列出了截至2020年12月31日、2021年和2022年12月31日的Gran Tiera的估計已探明淨儲量和總淨已探明儲量和未開發總儲量，以及截至2022年12月31日的三年期間總淨探明儲量的變化。

81

淨探明儲量代表管理層在扣除特許權使用費後對探明石油和天然氣儲量的最佳估計。每個物業的儲量估計是每年在內部編制的，截至2022年12月31日的100%儲量已由獨立的合格儲量顧問McDaniel&Associates Consulters Ltd.進行評估。
儲量估算過程要求我們使用重大決策和假設來評估每個物業的現有地質、地球物理、工程和經濟數據，並證明在年底存在的經濟和運營條件下，這些數據可以從已知的儲集層中開採出來。石油和天然氣儲量的確定是複雜的，需要重大的判斷。用於估計儲備信息的假設可能會在未來一段時間內大幅增加或減少此類儲備。儲量的估計可能會不斷變化，因此，由於開發、鑽探、測試和研究油藏所需的時間，準確確定儲量可能在許多年內是不可能的。
液體(1)
燃氣
(Mbbl)(MMcf)
已探明的NAR儲量，2019年12月31日
67,329 1,894 
提高了恢復速度961 — 
延拓879 — 
技術修訂2,477 (40)
生產(6,954)(199)
已探明的NAR儲量，2020年12月31日
64,692 1,655 
提高了恢復速度2,057 — 
延拓(2)
7,475 — 
技術修訂1,009 133 
生產(8,668)(119)
已探明的NAR儲量，2021年12月31日
66,565 1,669 
提高了恢復速度— — 
擴展和發現(2)
6,273 — 
技術修訂1,558 (208)
生產(9,129)(15)
已探明的NAR儲量，2022年12月31日(2)
65,267 1,446 
已探明已開發儲量NAR，2020年12月31日
38,660 633 
已探明已開發儲量NAR，2021年12月31日
41,869 880 
已探明已開發儲量NAR，2022年12月31日
40,360 858 
已探明未開發儲量NAR，2020年12月31日
26,032 1,022 
已探明未開發儲量NAR，2021年12月31日
24,696 789 
已探明未開發儲量NAR，2022年12月31日
24,907 588 

(1)在2022年、2021年和2020年12月31日，液體儲量為100%油。
(2)包括厄瓜多爾的2.5 Mbbl延期和(0.2)MMbbl技術修訂(2021年--包括厄瓜多爾的0.5 Mbbl延期)。

上表所示截至2022年、2021年和2020年12月31日的已探明儲量變化主要是以下重要因素造成的：

提高了恢復速度。由於Acordionero油田重油採收率的提高，截至2022年12月31日的年度採收率沒有改善(2021-2.1MMBOE和2020-1.0MMBOE)。

擴展和發現。截至2022年12月31日止年度，已探明儲量增加6.3MMBOE，其中3.8MMBOE為哥倫比亞的擴建及發現，2.5MMBOE於厄瓜多爾。在哥倫比亞，我們在Acordionero和Costayaco油田分別有2.4和0.5MMBOE的延伸，其餘0.9處發現在Alea-1848年
82

區塊(2021-7.5MMBOE，由於Acordionero、Costayaco、Moqueta和Charapa油田的儲備擴展和2020年 - 0.9MMBOE，由於Acordionero和Costayaco油田的儲備擴建)。

技術和經濟修訂版。在截至2022年12月31日的年度內，已探明儲量增加1.6MMBOE，主要與基於Acordionero和Costayaco油田鑽井增加和持續注水表現的積極技術修訂有關(2021-1.0MMBOE與根據Acordionero和Costayaco油田的表現和注水反應和2020年的積極技術修訂有關 - 2.5 MMBOE,與Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田根據業績和注水反應進行積極的技術修訂有關)。

B.資本化成本

在截至2022年12月31日的兩年期間，Gran Tiera石油和天然氣生產活動的資本化成本包括以下各項：
(以千美元計)已證明的性質未經證明的屬性累計
耗盡，
折舊
和
減損		淨資本化成本
平衡，2022年12月31日
$4,617,804 $74,471 $(3,617,380)$1,074,895 
平衡，2021年12月31日
$4,302,473 $131,865 $(3,442,893)$991,445 

C.產生的費用

下表列出了各年度Gran Tiera收購石油和天然氣資產以及勘探和開發所產生的成本：
(以千美元計)總計
截至2020年12月31日的年度
物業購置成本
證明瞭$— 
未經證實$— 
勘探成本$12,852 
開發成本$92,773 
截至2021年12月31日的年度
物業購置成本
證明瞭$— 
未經證實$— 
勘探成本$20,410 
開發成本$142,461 
截至2022年12月31日的年度
物業購置成本
證明瞭$— 
未經證實$— 
勘探成本$89,898 
開發成本$160,933 

83

D.石油和天然氣生產活動的經營成果
(以千美元計)哥倫比亞
2022年12月31日
石油銷售$711,388 
生產成本(172,582)
勘探費— 
DD&A費用(180,039)
資產減值— 
所得税費用(105,906)
經營成果$252,861 
2021年12月31日
石油銷售$473,722 
生產成本(147,339)
勘探費— 
DD&A費用(139,765)
資產減值— 
所得税費用19,346 
經營成果$205,964 
2020年12月31日
石油銷售$237,838 
生產成本(122,431)
勘探費— 
DD&A費用(164,013)
資產減值(564,495)
所得税費用75,394 
經營成果$(537,707)

E.未來現金流量和變動貼現的標準化計量

以下披露基於對已探明淨儲量的估計以及這些儲量的預計開採期。未來現金流入按十二個月期間內每個月第一天的價格的未加權算術平均值計算，除非合同安排規定價格，但不包括根據未來條件對Gran Tiera在已探明石油和天然氣儲量估計未來年產量估計的特許權使用費份額進行升級。
哥倫比亞厄瓜多爾
12個月期間未加權算術平均值，截至12個月期間內每個月的第一天井口價格
2022$86.16 $91.53 
2021$58.07 $62.42 
2020$35.33 $— 
加權平均生產成本
2022$16.26 $19.55 
2021$15.55 $17.40 
2020$12.90 $— 

生產及進一步開發已探明儲量所產生的未來開發及生產成本乃根據年終成本指標計算。未來所得税是通過適用年終法定税率計算的。這些比率反映了允許的扣除和税收抵免，並適用於估計的税前未來現金流量淨額。貼現未來淨現金
84

流量使用10%的年中折扣率計算。計算假定繼續現有的經濟、經營和合同條件。然而，這種武斷的假設在過去並沒有證明是這樣的。其他假設可能會產生截然不同的結果。

該公司認為，這些信息不以任何方式反映其石油和天然氣生產資產的當前經濟價值或其估計的未來現金流的現值，如下所示：

•沒有經濟價值歸因於可能和可能的儲量；
•使用10%的折扣率是任意的；以及
•從十二個月期間內每個月的第一天起的十二個月期間的未加權算術平均值開始，價格不斷變化。

Gran Tiera估計的已探明石油和天然氣儲量的貼現未來淨現金流的標準化衡量如下：
(以千美元計)哥倫比亞厄瓜多爾總計
2022年12月31日
未來現金流入$5,410,256 $256,220 $5,666,476 
未來生產成本(1,298,198)(104,614)(1,402,812)
未來開發成本(334,560)(63,040)(397,600)
未來資產報廢債務(50,520)(2,700)(53,220)
未來所得税支出(1,391,436)(33,058)(1,424,494)
未來淨現金流2,335,542 52,808 2,388,350 
10%折扣(659,092)(18,632)(677,724)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$1,676,450 $34,176 $1,710,626 
2021年12月31日
未來現金流入$3,880,608 $30,573 $3,911,181 
未來生產成本(1,249,901)(13,502)(1,263,403)
未來開發成本(365,983)(12,175)(378,158)
未來資產報廢債務(47,580)(600)(48,180)
未來所得税支出(514,231)(1,866)(516,097)
未來淨現金流1,702,913 2,430 1,705,343 
10%折扣(481,504)(2,062)(483,566)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$1,221,409 $368 $1,221,777 
2020年12月31日
未來現金流入$2,329,016 $— $2,329,016 
未來生產成本(929,591)— (929,591)
未來開發成本(252,347)— (252,347)
未來資產報廢債務(43,455)— (43,455)
未來所得税支出(104,311)— (104,311)
未來淨現金流999,312 — 999,312 
10%折扣(271,825)— (271,825)
未來淨現金流量貼現的標準化計量$727,487 $— $727,487 

85

未來淨現金流量貼現標準化計量的變化

下表總結了Gran Tiera已探明石油和天然氣儲量未來淨現金流貼現的標準化衡量方法的變化：
(以千美元計)202220212020
年初餘額$1,221,777 $727,487 $1,188,196 
生產的石油和天然氣的銷售和轉讓，扣除生產成本(433,676)(244,486)(442,826)
與未來生產有關的價格和生產成本淨變化1,373,950 1,217,785 (813,627)
擴展、發現和提高回收，降低相關成本384,414 382,423 47,271 
先前估計於年內發生的發展成本(136,856)(98,724)(150,644)
對先前數量估計數的修訂75,460 (191,738)700,106 
折扣的增加122,178 72,748 118,820 
所得税淨變動(739,879)(414,458)128,265 
未來開發成本的變化(156,742)(229,260)(48,074)
淨增長488,849 494,290 (460,709)
年終餘額$1,710,626 $1,221,777 $727,487 

第九項。會計與財務信息披露的變更與分歧

沒有。

第9A項。控制和程序
 
披露控制和程序
 
我們已經建立了披露控制和程序(如1934年證券交易法或交易法下的規則13a-15(E)和15d-15(E)所定義的)。我們的管理層在首席執行官和首席財務官的參與下，根據交易所法案第13a-15(B)條的要求，評估了截至本報告所述期間結束時我們的披露控制程序和程序的設計和運作的有效性。基於他們的評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，Gran Tiera的披露控制和程序自2022年12月31日起有效，以提供合理的保證，Gran Tiera根據交易所法案提交或提交的報告中要求披露的信息已在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內記錄、處理、彙總和報告，並且此類信息經過積累並傳達給管理層，包括我們的首席執行官和首席財務官，以便及時做出有關所需披露的決定。

管理層財務報告內部控制年度報告

我們的管理層負責建立和維護對Gran Tiera財務報告的充分內部控制，這一術語在《交易法》下的規則13a-15(F)和15d-15(F)中定義。我們的管理層在首席執行官和首席財務官的參與下，根據特雷德韋委員會贊助組織委員會於2013年發佈的內部控制框架-綜合框架(“2013 COSO框架”)，對截至2022年12月31日的財務報告內部控制的有效性進行了評估。根據2013年COSO框架下的這項評估，管理層得出結論，我們對財務報告的內部控制自2022年12月31日起有效。截至2022年12月31日，我們對財務報告的內部控制的有效性已由獨立註冊會計師事務所畢馬威會計師事務所審計，該會計師事務所審計了我們在本年度報告中以Form 10-K格式提交的財務報表，如本文所述。
 
財務報告內部控制的變化
 
於截至2022年12月31日止年度內，我們對財務報告的內部控制並無重大影響，或合理地可能會對我們的財務報告內部控制產生重大影響。

86

獨立註冊會計師事務所報告

致Gran Tiera Energy Inc.的股東和董事會：

財務報告內部控制之我見

我們審計了Gran Tiera Energy Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日的財務報告內部控制，根據內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。我們認為，截至2022年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了對財務報告的有效內部控制，其依據是內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布。

我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準審計了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的綜合資產負債表、截至2022年12月31日的三年期間各年度的相關綜合經營報表、股東權益和現金流量以及相關附註(統稱為綜合財務報表)，我們於2023年2月21日的報告對該等綜合財務報表表達了無保留意見。

意見基礎

本公司管理層負責維持有效的財務報告內部控制，並負責評估財務報告內部控制的有效性，包括在隨附的管理層財務報告內部控制年度報告中。我們的責任是根據我們的審計，對公司財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。

我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定財務報告的有效內部控制是否在所有重要方面都得到了維護。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。

財務報告內部控制的定義及侷限性

公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理的保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產。

由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。

/s/畢馬威律師事務所
特許專業會計師
加拿大卡爾加里
2023年2月21日
87

項目9B。其他信息

Gran Tiera Energy Inc.董事會已將2023年5月3日確定為公司2023年股東年會(以下簡稱2023年年會)的召開日期，並將2023年3月7日定為確定有權在2023年股東年會上通知和投票的股東的記錄日期。2023年年會的時間和地點將在公司為2023年年會提供的委託書中闡明。

2023年2月20日，Gran Tiera Energy Inc.(Gran Tiera)、Gran Tiera Energy Columbia GmbH(前身為Gran Tiera Energy Columbia，LLC)和Gran Tiera Operations Columbia GmbH(前身為Gran Tiera哥倫比亞公司)與托克私人有限公司簽訂修訂和重述契約，作為貸款人(“托克”),修改和重申融資協議(“信貸融資”)。該信貸安排最初於2022年8月18日簽訂。

修正案對信貸安排進行了各種修改, 包括：(1)設施的可用期延長至2023年8月20日，設施的到期日曾經是延長至2025年8月20日；(Ii)信貸安排下的借款人可在借款人與Gran Tiera集團成員之間產生某些財務債務，但該等集團內債務須根據從屬協議的條款排在次要地位。

信貸安排，經修訂和重述，仍然由Gran Tiera的哥倫比亞資產和經濟權利擔保，其剩餘商業條款保持不變。截至2023年2月21日，信貸安排下沒有提取任何金額。

本經修訂及重述信貸安排的描述是參考經修訂及重述信貸安排的完整條款及條件而有保留的，該修訂及重述信貸安排已作為附件10.22存檔。

項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露

不適用

第三部分
 
第10項。董事、高管與公司治理

所需有關本公司董事的資料參考自本公司2023年股東周年大會最終委託書(下稱“委託書”)題為“建議1-董事選舉”一節所載資料，委託書副本將於2022年12月31日後120天內呈交美國證券交易委員會。關於我們的執行幹事的資料，見本報告第一部分末尾的“關於我們的執行幹事的資料”，項目4“披露礦山安全”。

有關第16(A)條規定的受益所有權報告合規性(如果適用)的信息，從我們委託書中題為“拖欠第16(A)條的報告”一節中的信息引用而成。

有關證券持有人向我們的董事會推薦被提名人的程序、我們的審計委員會的組成以及我們是否有“審計委員會財務專家”所需的信息，通過參考納入我們委託書中題為“建議1-董事選舉”一節的信息。

採納《道德守則》

GRAN Tiera通過了適用於所有董事會成員、員工和高管的商業行為和道德準則(“守則”)，包括董事首席執行官總裁和首席執行官董事(首席執行官)，以及財務首席財務官兼執行副總裁總裁(首席財務會計官)。Gran Tiera已經在其網站www.grantierra.com上提供了該代碼。

Gran Tiera打算滿足以下方面的公開披露要求：(1)對守則的任何修訂，或(2)根據守則給予Gran Tiera(首席執行官)和(首席財務和會計官)的任何豁免，在修訂或豁免後四個工作日內在其網站http://www.grantierra.com/governance.html上發佈此類信息。本公司網站上的信息未納入本年度報告或以其他方式成為本年度報告的一部分。

88

第11項。高管薪酬

有關我們董事和高管薪酬的所需信息在此引用自我們的委託書中題為“高管薪酬及相關信息”一節的信息，包括“董事薪酬”、“薪酬委員會報告”和“薪酬委員會聯鎖和內部人士參與”副標題下的信息。

第12項。某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項

某些實益所有人和管理層的擔保所有權

關於我們10%或更多股東以及我們董事和管理層的擔保所有權所需的信息通過引用我們的委託書中題為“某些實益所有者和管理層的擔保所有權”一節中的信息併入本文。

下表提供了有關根據截至2022年12月31日有效的Gran Tiera股權補償計劃授權發行的證券的某些信息：
計劃類別
(a)
在行使未償還期權時鬚髮行的證券數目(1)
(b)
未償還期權的加權平均行權價
(c)
根據股權補償計劃未來可供發行的證券數量，不包括(A)欄所反映的證券(2)
證券持有人批准的股權補償計劃17,302,860 1.15 20,766,922 
未經證券持有人批准的股權補償計劃— — — 
17,302,860 1.15 20,766.922 

(1)包括根據2007年股權激勵計劃(“該計劃”)授予的股票期權而預留髮行的股份，該計劃是對我們2005年股權激勵計劃的修訂和重述。這不包括任何與績效股票單位(“PSU”)和遞延股份單位(“DSU”)有關的預留髮行股份，該等股份可在吾等選擇時以現金或我們普通股的股份結算，而管理層的現金結算意圖反映在該等獎勵的財務報表分類中作為財務負債。

(2)根據S-K條例第201(D)項，本欄中的數字代表截至2022年12月31日根據該計劃剩餘可供發行的普通股總數，減去上文(A)欄中報告的獎勵。注意，根據該計劃的條款，根據該計劃可供授予的股份池實際上不會減少，直到裁決以我們普通股的股份結算為止(而不是在授予時減少股份池)。2022年12月31日，已發行和發行了38,090,092股與PSU和DSU有關的股票，如果此類獎勵以股本方式結算，則將減少該計劃下未來可供發行的證券。與反映管理層的會計處理方式一致由於有現金結算的意向，該等金額並不包括在上表內，以減少未來可供發行的證券。根據該計劃的規定，剩餘可供發行的證券數量減去(I)以1.0股的可替代係數行使和發行的股票期權和(Ii)根據根據該計劃授予的任何股權結算獎勵發行的普通股每股以1.0股的可替代係數計算的單位獎勵的綜合餘額。因此，根據該計劃，未來可供獎勵的股票數量可能不同於本欄目中顯示的金額。

我們唯一獲得股東批准的股權薪酬計劃是我們的2007年股權激勵計劃，它是對我們2005年股權激勵計劃的修改和重述。

第13項。 某些關係和相關交易，以及董事的獨立性

所需的有關關聯交易的信息在本文中引用自我們的委託書中題為“某些關係和關聯交易”一節以及董事獨立的題為“提案1-董事選舉”一節中的信息。

89

第14項。首席會計費及服務

所需資料於本公司委託書中題為“批准遴選獨立核數師”的建議中“首席會計師費用及服務”及“審批前政策及程序”一節所載資料中引用。

第四部分

第15項。展示、財務報表明細表

(A)本年報以表格10-K的形式提交下列文件：

(一)財務報表
頁面
獨立註冊會計師事務所報告
56
合併業務報表
58
合併資產負債表
59
合併現金流量表
60
合併股東權益報表
61
合併財務報表附註
62
補充數據(未經審計)
81

(2)財務報表附表

沒有。

(3)展品
證物編號：描述參考
3.1
公司註冊證書。

通過引用附件3.3併入2016年11月4日提交給美國證券交易委員會的當前報告中的8-K表(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
3.2
Gran Tiera Energy Inc.的章程。

通過引用附件3.4併入2016年11月4日提交給美國證券交易委員會的當前報告中的8-K表(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
3.3
Gran Tiera Energy Inc.章程第1號修正案
通過引用附件3.1併入2021年8月4日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.1
Gran Tiera Energy Inc.和加拿大ComputerShare Trust Company之間的認購收據協議，日期為2016年7月8日.
通過引用附件4.1併入2016年7月14日提交給美國證券交易委員會的當前報告中的8-K表(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.2
與2025年到期的6.25%優先債券有關的契約，日期為2018年2月15日，由Gran Tiera Energy International Holdings Ltd.、其中指定的擔保人和美國銀行全國協會簽訂.
引用附件4.1併入2018年2月16日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.3
與2019年7月23日到期的6.25%優先債券相關的第一補充契約，由Gran Tiera Energy Inc.、其中提到的擔保人和美國銀行全國協會共同簽署。
通過引用附件10.3併入2019年8月8日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.4
6.25釐優先債券，2025年到期.
引用附件4.2併入2018年2月16日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)。
90

4.5
與2027年到期的7.750%優先債券相關的契約，日期為2019年5月23日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的擔保人和美國銀行全國協會共同簽署。

引用附件4.1併入2019年5月23日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.6
第一份補充契約，與2027年到期的7.750優先債券有關，日期為2019年7月23日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的擔保人和美國銀行組成。
通過引用附件10.4併入2019年8月8日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.10
2027年到期的7.750釐優先債券表格(載於附件A至附件4.1)。
引用附件4.2併入2019年5月23日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
4.11
證券的説明。
引用附件4.11併入2020年2月27日提交給美國證券交易委員會的Form 10-K年度報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)。
10.1
修訂和重申2007年股權激勵計劃*
通過引用結合於2022年3月25日提交給美國證券交易委員會的最終委託書(美國證券交易委員會檔案號001-34018)的附錄。
10.2
2007年股權激勵計劃下的限制性股票單位獎勵協議表格。*
在2013年8月7日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.1併入。
10.3
2007年股權激勵計劃下的期權協議格式。*
在2013年8月7日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.2併入。
10.4
彌償協議的格式。*
通過引用附件3.5併入2016年11月4日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)。
10.5
2007年股權激勵計劃下的遞延股票單位獎勵協議表格。*
引用附件10.29併入2016年2月29日提交給美國證券交易委員會的Form 10-K年度報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)。
10.6
遞延股份單位批出通知書表格。*
在2016年2月29日提交給美國證券交易委員會的Form 10-K年度報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)中引用附件10.30併入。
10.7
Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Gary Guidry之間的高管聘用協議於2015年5月7日生效。*
通過引用附件10.2併入2015年11月4日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
10.8
Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Lawrence West之間的高管聘用協議於2015年5月11日生效。*
通過引用附件10.5併入2015年11月4日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
10.10
Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和James Evans之間的高管聘用協議於2015年5月11日生效。*
通過引用附件10.6併入2015年11月4日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。
10.11
2007年股權激勵計劃下的績效股票單位獎勵協議表格。*
在2016年5月4日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.3併入。
10.12
績效股票單位授予通知書的格式。*
在2016年5月4日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.4併入。
10.13
Gran Tiera Energy Canada ULC、Gran Tiera Energy Inc.和Ryan Ellson之間的高管聘用協議於2015年5月11日生效。*
在2016年5月4日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.5。
91

10.14
信貸協議，日期為2022年8月18日，由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy Columbia GmbH、Gran Tiera Operations Columbia GmbH和Trafigura Pte Ltd.作為貸款人簽署
通過引用附件10.1併入2022年8月23日提交給美國證券交易委員會的當前報告中的8-K表(美國證券交易委員會文件第001-34018號)。
10.15
2023年2月20日由Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy Columbia LLC、Gran Tiera哥倫比亞Inc.和Trafigura Pte Ltd.作為貸款人的信貸協議修訂和重述契據。
現提交本局。
10.16
哥倫比亞參與協議，日期為2006年6月22日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC簽署。
通過引用附件10.55併入2008年8月11日提交給美國證券交易委員會的Form 10-Q季度報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)。
10.17
哥倫比亞參與協議的第1號修正案，日期為2006年11月1日，由Argoy Energy International、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC執行。
通過引用附件10.56併入2008年8月11日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)。
10.18
哥倫比亞參與協議的第2號修正案，日期為2008年7月3日，由Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital，LLC達成。
通過引用附件10.3併入2008年11月19日提交給美國證券交易委員會的10-Q/A季度報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)。
10.19
參與協議的第3號修正案，日期為2008年12月31日，由哥倫比亞Gran Tiera Energy有限公司、Gran Tiera Energy Inc.和Crosby Capital有限責任公司之間簽署。
通過引用附件10.1併入2009年1月7日提交給美國證券交易委員會的當前8-K表格報告(美國證券交易委員會檔案第001-34018號)。
10.20
2011年6月13日，哥倫比亞Gran Tiera有限公司與Crosby Capital，LLC於2006年6月22日簽署的哥倫比亞參與協議的第4號修正案。
在2012年5月7日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.1併入。
10.21
2011年2月10日第5號修正案，2006年6月22日哥倫比亞Gran Tiera有限公司與Crosby Capital，LLC之間的哥倫比亞參與協議。
在2012年5月7日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.2併入。
10.22
哥倫比亞Gran Tiera有限公司與Crosby Capital，LLC於2006年6月22日簽訂的哥倫比亞參與協議的第6號修正案，日期為2012年3月1日。
在2012年5月7日提交給美國證券交易委員會的10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會文件第001-34018號)中引用附件10.9併入。
21.1
子公司名單。
現提交本局。
23.1
畢馬威有限責任公司同意。
現提交本局。
23.2
McDaniel&Associates諮詢有限公司同意。
現提交本局。
24.1授權書。請參閲簽名頁。
31.1
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302節通過的第13a-14(A)/15d-14(A)條頒發的特等執行幹事證書。
現提交本局。
31.2
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條通過的第13a-14(A)/15d-14(A)條規定的首席財務幹事證書。
現提交本局。
92

32.1
根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節通過的《美國法典》第18編第1350條對首席執行官和首席財務官的認證。
隨信提供。
99.1
Gran Tiera Energy Inc.石油和天然氣資產的儲量評估和評估公司摘要，2022年12月31日生效。
現提交本局。

101.INS內聯XBRL實例文檔-實例文檔不出現在交互數據文件中，因為其XBRL標記嵌入在內聯XBRL文檔中
101.SCH內聯XBRL分類擴展架構文檔
101.CAL內聯XBRL分類擴展計算鏈接庫文檔
101.定義內聯XBRL分類擴展定義Linkbase文檔
101.Lab內聯XBRL分類擴展標籤Linkbase文檔
101.預內嵌XBRL分類擴展演示文稿Linkbase文檔
104.封面交互數據文件-封面XBRL標記嵌入到內聯XBRL文檔中

*管理合同或補償計劃或安排。

第16項。表格10-K摘要

沒有。

93

簽名

根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式授權下列簽署人代表其簽署本報告。
 
Gran Tiera Energy Inc.
日期：2023年2月21日
/s/Gary S.Guidry
 作者：Gary S.Guidry
 總裁和董事首席執行官
 (首席行政主任)
日期：2023年2月21日
/s/Ryan Ellson
 作者：瑞安·埃爾森
財務總監兼執行副總裁總裁
 (首席財務會計官)
 
94

授權委託書

以下簽名的每個人均以此等身份構成並委任Gary S.Guidry和Ryan Ellson為其真正合法的事實代理人和代理人，並有充分權力以其姓名、職位和代理人的名義、職位和代理，以任何和所有身份簽署本10-K表格年度報告的任何和所有修正案(包括生效後的修正案)，並將該表格連同其所有證物和其他相關文件提交證券交易委員會，授予上述事實代理人和代理人，而他們中的每一人都有完全的權力和權限來作出和執行與此相關的每一項必要和必要的作為和事情，盡其可能或可以親自作出的所有意圖和目的，在此批准和確認所有上述事實代理人和代理人，或他們中的任何人，或他們或他們的替代者，可以合法地憑藉本條例作出或安排作出。

根據1934年《證券交易法》的要求，本報告已由下列人員以登記人的身份在下列日期簽署：
名字標題日期
/s/Gary S.Guidry總裁和董事首席執行官2023年2月21日
加里·S·古德里(首席行政主任)
/s/Ryan Ellson財務總監兼執行副總裁總裁2023年2月21日
瑞安·埃爾森(首席財務會計官)
/s/Peter Dey董事2023年2月21日
彼得·戴伊
/s/埃文·哈澤爾董事2023年2月21日
埃文·哈澤爾
/s/艾莉森·雷德福董事2023年2月21日
艾莉森·雷德福
羅伯特·B·哈金斯董事2023年2月21日
羅伯特·B·哈金斯
/s/羅納德·羅亞爾董事2023年2月21日
羅納德·羅亞爾
/s/桑德拉·斯科特董事2023年2月21日
桑德拉·斯科特
/s/David P.史密斯董事2023年2月21日
David·P·史密斯
/s/布魯克·韋德董事2023年2月21日
布魯克·韋德

95