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SeniorNotesDue2029成員美國-GAAP：公允價值衡量遞歸成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-GAAP：老年人注意事項成員美國-公認會計準則：非指定成員2022-12-310001273441美國-GAAP：公允價值衡量遞歸成員美國-公認會計準則：非指定成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員2023-12-310001273441美國-GAAP：公允價值衡量遞歸成員美國-公認會計準則：非指定成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員2022-12-310001273441美國-GAAP：公允價值衡量遞歸成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員2023-12-310001273441美國-GAAP：公允價值衡量遞歸成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員2022-12-310001273441美國-GAAP：老年人注意事項成員gte：SeniorNotesUnsecured6.25成員2023-12-310001273441美國-公認會計準則：商品合同成員2023-01-012023-12-310001273441美國-公認會計準則：商品合同成員2022-01-012022-12-310001273441美國-公認會計準則：商品合同成員2021-01-012021-12-310001273441美國-美國公認會計準則：外匯合同成員2023-01-012023-12-310001273441美國-美國公認會計準則：外匯合同成員2022-01-012022-12-310001273441美國-美國公認會計準則：外匯合同成員2021-01-012021-12-310001273441美國-公認會計準則：應支付賬款成員2023-01-012023-12-310001273441gte：TaxesPayableDynamMember2023-01-012023-12-310001273441gte：延期收入TaxAssetsNetMember2023-01-012023-12-310001273441美國-GAAP：銷售收入細分市場成員gte：DeliveraSegmentMember美國-公認會計準則：地理集中度風險成員2023-01-012023-12-310001273441美國-GAAP：銷售收入細分市場成員國家：歐共體美國-公認會計準則：地理集中度風險成員2023-01-012023-12-310001273441美國-GAAP：銷售收入細分市場成員gte：DeliveraSegmentMember美國-公認會計準則：地理集中度風險成員2022-01-012022-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2022-01-012022-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2021-01-012021-12-310001273441gte：DeliveraSegmentMember2023-01-012023-12-310001273441美國-GAAP：SalesRevenueNetMembersUS-GAAP：客户集中度風險成員gte：Customer 3 Member2023-01-012023-12-31Utr：mmbbls0001273441gte：LiquidsMember2020-12-310001273441gte：GasMember2020-12-310001273441gte：LiquidsMember2021-01-012021-12-310001273441gte：GasMember2021-01-012021-12-310001273441gte：LiquidsMember2021-12-310001273441gte：GasMember2021-12-310001273441gte：LiquidsMember2022-01-012022-12-310001273441gte：GasMember2022-01-012022-12-310001273441gte：LiquidsMember2022-12-310001273441gte：GasMember2022-12-310001273441gte：LiquidsMember2023-01-012023-12-310001273441gte：GasMember2023-01-012023-12-310001273441gte：LiquidsMember2023-12-310001273441gte：GasMember2023-12-310001273441國家：歐共體gte：MpGulfOfMexico LlcMember2023-01-012023-12-310001273441國家：歐共體gte：MpGulfOfMexico LlcMember2022-01-012022-12-310001273441國家：歐共體gte：MpGulfOfMexico 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美國證券交易委員會
華盛頓特區20549
形式 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 |
日終了的財政年度 12月31日, 2023
或 | | | | | | | | |
| ☐ | | 根據1934年證券交易法第13或15（d）條提交的過渡報告 |
從_
佣金文件編號001-34018
格蘭蒂拉能源公司
(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) |
| 中央街500號東南部 |
| 卡爾加里， | 艾伯塔省 | 加拿大 | T2 G 1A6 | |
| （主要行政辦公室地址，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 |
根據該法案第12（g）條註冊的證券： 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。
是的，☐。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。
是的，☐。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☒：沒有☐
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規則第405條(本章232.405節)要求提交的所有交互數據文件。
是*☒不是☐
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120億.2條規則中“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
行動起來。*
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
至§240.10D-1(B)。 ☐
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如該法第120億.2條所界定)。是☐不是☒
截至2023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$158.9百萬美元。
2024年2月15日，32,246,501 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III部分所要求的信息(在本文未列出的範圍內)通過引用納入註冊人與2024年股東年會有關的最終委託書，最終委託書將在2023年12月31日後120天內提交給美國證券交易委員會。
審計師姓名：畢馬威會計師事務所*審計師地點：加拿大卡爾加里*審計師事務所ID：85
Gran Tiera Energy Inc.
表格10-K的年報
截至2023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 |
| 項目1C。 | 網絡安全 | 26 |
| 第三項。 | 法律訴訟 | 27 |
| 第四項。 | 煤礦安全信息披露 | 27 |
| | |
| 第二部分 | | |
| 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 | 53 |
| 第八項。 | 財務報表和補充數據 | 53 |
| 第九項。 | 會計與財務信息披露的變更與分歧 | 84 |
| 第9A項。 | 控制和程序 | 84 |
| 項目9B。 | 其他信息 | 86 |
| 項目9C。 | 關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 86 |
| | | |
| 第三部分 | | |
| 第10項。 | 董事、高管與公司治理 | 86 |
| 第11項。 | 高管薪酬 | 87 |
| 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 | 87 |
| 第13項。 | 某些關係和相關交易，以及董事的獨立性 | 87 |
| 第14項。 | 首席會計費及服務 | 88 |
| | |
| 第四部分 | | |
| 第15項。 | 展示、財務報表明細表 | 88 |
| 第16項。 | 表格10-K摘要 | 91 |
| | |
| 簽名 | 92 |
有關前瞻性陳述的警示性語言
本年度報告中的10-k表格包括符合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。除本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、我們管理層未來運營的計劃和目標、遵守契約、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的歷史事實的陳述外，以及在這些陳述之前、之後或以其他方式包括“相信”、“預期”、“預期”、“打算”、“估計”、“項目”、“目標”、“目標”、“計劃”、“預算”、“客觀的”、“應該的”或類似的表述或這些表述的變體都是前瞻性表述。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、當地封鎖或抗議可能會出現意想不到的問題；可能會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；當地業務的其他中斷；全球衞生事件；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，包括通貨膨脹和全球健康危機、地緣政治事件造成的變化，包括烏克蘭和加沙地區的衝突，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，例如歐佩克在2023年6月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比我們目前預測的更大的風險，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不可預測和不穩定；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實現當前舉措的預期效益的能力；在開發現有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；測試和生產結果以及地震數據、定價和成本估計的準確性(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；第三方採取的行動；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；我們遵守契約中的財務契約並根據未來任何信貸協議進行借款的能力；以及本10-k表格年度報告第I部分第1A項“風險因素”中列出的因素。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，除證券法律另有要求外，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，或反映任何前瞻性陳述所基於的事件、條件或情況的任何變化。
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 |
| 百萬桶 | 百萬桶 | Bcf | 十億立方英尺 |
| 教委會 | 桶油當量 | BOPD | 每天桶石油 |
| Mmboe | 百萬桶油當量 | NAR | 扣除版税後的淨收入 |
| BOEPD | 每天桶石油當量 | | |
銷量代表根據庫存變化和損失調整的產量NAR。據報道，我們的石油和天然氣儲量為NAR。我們的產量也報告為NAR，除非另有特別指出， “特許權使用費前的工作權益製作”.根據近似的相對能量，天然氣體積以每桶石油6 mcf的天然氣的速率換算成京東方。
天然氣和石油的含量。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量。
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勘探或開發井。
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。
勘探井。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。
田野。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)條中對可能的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)條中對可能儲量做出了完整的定義。
多產井。*被發現能夠生產足夠數量的碳氫化合物的油井，使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。總體而言，可以利用現有設備和作業方法從現有油井中回收的儲量。美國證券交易委員會在S-X條例第4-10(A)(6)條規則中對已開發油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，在提供經營權的合同到期之前，在現有的經濟條件、經營方法和政府條例下，從某一特定日期起，從已知油氣藏可以經濟地生產的石油和天然氣的數量，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)如果從鑽井的直接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，則可僅在儲層結構較高的部分分配已探明的石油儲量。
如果地球科學、工程或性能數據和可靠的技術建立了具有合理確定性的較高聯繫。
(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。一般來説，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”)是一家專注於油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2023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94%。在截至2023年12月31日的一年中，我們97%(2022-100%)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。
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。
2023年5月5日，公司完成了對公司普通股的10股1股反向拆分。作為反向股票拆分的結果，公司每十股已發行普通股自動合併為一股已發行普通股，每股面值不變。本年度報告中的10-k表格中的所有股票和每股數字均已調整，以反映反向股票拆分。
2023年運營亮點
在截至2023年12月31日的一年中，我們鑽探了25口井(17口開發井和8口注水井)，全部在哥倫比亞，併產生了21890美元萬，其中大部分發生在哥倫比亞。
在邁達斯區塊鑽了8口開發井和5口注水井，在茶扎區塊鑽了9口開發井和3口注水井。截至2023年12月31日，在年內鑽探的17口開發井中，有兩口正在進行中，其餘正在生產。
2024年展望
我們的哥倫比亞發展行動預計將代表93%約佔2024年資本預算的60%-70%，其餘部分分配給勘探活動。
下表顯示了我們2024年資本計劃的細目：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 井數
(毛) | | 井數
(淨額) | | 2024年基本建設預算 (百萬美元) |
| 發展--哥倫比亞 | 13 - 17 | | 12 - 16 | | 130 - 140 |
| 探險--哥倫比亞和厄瓜多爾 | 6 - 9 | | 6 - 9 | | 80 - 100 |
| 19 - 26 | | 18 - 25 | | 210 - 240 |
我們2024年的基本資本計劃是21000美元的萬到24000美元的萬用於勘探和開發活動。根據2024年指導方針的中點，資本預算預計將約60%-70%用於開發，40%-30%用於勘探活動。預計2024年資本計劃中約20%的開發活動將用於支持未來產量增長和提高採收率的設施。
我們預計我們的2024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2024年布倫特原油價格為每桶70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。
石油和天然氣資產-哥倫比亞和厄瓜多爾
截至2023年12月31日，不包括須放棄的區塊，我們在哥倫比亞22個區塊、厄瓜多爾3個區塊擁有權益，並且是其中24個區塊的運營商。
勘探區塊和承諾
下表概述了截至2023年12月31日我們對某些區塊的勘探承諾：
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| 海盆 | 塊 | 電流相位 | 當前階段剩餘承諾 |
| 哥倫比亞 |
| 普圖馬約 | Alea
1848-A | 不適用** | 評價程序 |
| 普圖馬約 | Put-1 | 2* | 兩口探井 |
| 普圖馬約 | Put-4 | 1* | 一口探井 |
| 普圖馬約 | Put-7 | 2 | 兩口探井 |
| 普圖馬約 | Put-10 | 1* | 73公里二維地震，兩口勘探井 |
| 普圖馬約 | Put-31 | 1* | 201.9公里二維地震，一口勘探井 |
| 普圖馬約 | NBM | 不適用** | 兩口探井 |
| Llanos | SLA-1 | 1* | 98公里23D地震一井 |
| Llanos | SLA-22 | 1 & 2* | 85公里23D地震，一口勘探井（45%工作興趣） |
| Llanos | SLA-70 | 1* | 163公里23D地震，一口勘探井 |
| Llanos | SLA-85 | 1 | 一口探井 |
| MMV | VMm-24 | 1 | 50公里2 3D地震、100公里2D地震再處理、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，一口勘探井 |
| 厄瓜多爾 |
| 東方人 | 查拉帕 | 1 | 20公里2D地震，238公里2 3D地震、五口勘探井 |
| 東方人 | 查南格 | 1 | 四口勘探井 |
| 東方人 | 鬣蜥 | 1 | 兩口探井 |
* 截至2023年12月31日，因許可證限制、安全問題或社會原因暫停勘探。
**截至2023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，對於5,000至125,000桶的毛產量，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至400,000桶之間的特許權使用費固定為20%。對於總產量在400,000到600,000 BOPD之間，税率以線性方式從20%增加到25%。對於總產量超過600,000 BOPD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費率分別為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，還有1%的額外x要素經濟權利
Llanos-22、Putumayo-4、Putumayo-7、Putumayo-21和VMM-24；Llanos-85為2%；VMM-2為3%；Putumayo-1為5%；Putumayo-31為12%；Llanos-1和Llanos-70為31%。
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*S(2)
(1) 基本價格由ANH根據合同中定義的公式每年確定。2023年和2022年的基本價格如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 質量(石油原料藥) | 基本價格(美元/桶) |
o | 無 | | 無 |
10o至15o | 64.54 | | 58.67 |
15o至22o | 45.18 | | 41.07 |
22o至29o | 43.56 | | 39.60 |
> 29o | 41.93 | | 38.12 |
2023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。2023年1月，Llanos-22達到了5Mbbls的累積產量，這觸發了其HPR。
(2) S百分比Chaza和Midas區塊的HPR參與率持平30%。對於Llanos-22，百分比與WTI價格相比是可變的，如下所示：
| | | | | |
| S百分比 |
| 基本價格≤西德克薩斯中質原油 | 30% |
| 2倍基本價格≤WTI | 35% |
| 3倍基本價格≤WTI | 40% |
| 4倍基本價格≤WTI | 45% |
| 5X基本價≤WTI | 50% |
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。特許權使用費的條款包括運輸成本、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支付的税，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的1%‘X’因素付款，但以任何一方的收入衡量的增值税(“增值税”)或任何等價物除外。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。
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，該池由公司和政府根據從可競價價格組成部分和生產組成部分得出的百分比進行分配。可投標價格部分是基於Oriente石油價格的浮動比例，從每桶30美元到每桶120美元，該公司的產量份額分別在87.5%到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2023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2026年2月28日和2025年6月30日到期。
估算儲量
我們的2023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工作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。
我們所有的儲量都由一家獨立的油藏工程公司進行評估，至少每年一次。我們制定了對儲量估計和評估的內部控制。我們對儲量估計的內部控制包括對用於儲量估計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備委員會。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，儲量估計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。
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出，在現有經濟條件、運營方法和政府法規下，在合同到期之前，已知油氣藏從給定日期起是經濟上可生產的儲量，除非有證據表明
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。用於估計每個儲油層儲量的方法或方法組合是根據每個儲油層的獨特情況和估計時可用的數據集確定的。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2023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百分比，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2023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對可能儲量的假設，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。
下表列出了我們位於哥倫比亞和厄瓜多爾的估計儲量NAR，截至2023年12月31日，這兩個國家的石油儲量為100%：
| | | | | | | | | |
| 油 | | | | |
| 儲量類別 | (Mbbl) | | | | |
| 證明瞭 | | | | | |
| 總探明開發儲量 | 39,599 | | | | | |
| 已探明未開發儲量總額 | 34,697 | | | | | |
總探明儲量(2) | 74,296 | | | | | |
| | | | | |
很有可能(1) | | | | | |
| 總可能開發儲量 | 12,139 | | | | | |
| 可能未開發儲量總額 | 34,109 | | | | | |
總可能儲量 (3) | 46,248 | | | | | |
| | | | | |
可能的(1) | | | | | |
| 可能開發的總儲量 | 11,362 | | | | | |
可能的未開發儲量總額(4) | 37,144 | | | | | |
| 總可能儲量 | 48,506 | | | | | |
(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4.0 Mbbl。
(3) 包括與厄瓜多爾有關的可能已開發石油儲量0.1Mbbl和可能未開發石油儲量5.9Mbbl。
(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6.9 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
是基於截至2023年12月31日的12個月期間截至本月1日的未加權算術平均ICE布倫特原油價格：
| | | | | |
| 石油(美元/桶)-哥倫比亞 | $ | 69.91 | |
| |
| 石油(美元/桶)-厄瓜多爾 | $ | 77.44 | |
| ICE布倫特原油-12個月期間每個月第一天的平均價格 | $ | 82.51 | |
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。
已探明未開發儲量
截至2023年12月31日，我們已探明的未開發儲量總淨值為34.7MMBOE(2022年12月31日至25.0MMBOE)，其中89%在哥倫比亞，其餘在厄瓜多爾(2022年12月31日-92%在哥倫比亞，其餘在厄瓜多爾)。約33%、20%和19%，總計72%F已探明的未開發儲量分別位於我們位於哥倫比亞的Acordionero、Costayaco油田和Suroriente區塊。截至2023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，均未開發五年或更長時間，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2023年12月31日的年度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，2022年12月31日 | 25.0 | |
| |
| 轉換為已探明的生產 | (5.5) | |
| 技術修訂 | 1.0 | |
| 擴展和發現 | 14.2 | |
| |
餘額，2023年12月31日 | 34.7 | |
上表所示，在截至2023年12月31日的一年中，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。2023年，我們將5.5MMBOE，或2022年已探明未開發儲量的22%轉換為已開發儲量(Acordionero地區為1.7MMBOE，Costayaco地區為2.3MMBOE，Moqueta油田為1.5MMBOE)。2023年，已探明生產量的轉換是資本支出的結果F$6730萬in哥倫比亞與在Midas區塊鑽探8口井和在Chaza區塊鑽探9口油井有關。
技術和經濟修訂版。在截至2023年12月31日的年度內，增加了1.0 MMBOE已探明的未開發儲量在哥倫比亞增加了0.3MMBOE，主要是由於Costayaco和Acordionero油田的持續注水表現，以及由於Chanangue和Charapa區塊的生產類型曲線變化，厄瓜多爾區塊增加了0.7MMBOE。
擴展和發現。在截至2023年12月31日的年度內，我們增加了14.2 MMBOE的已探明未開發儲量，其中 13.0Mmboe在哥倫比亞1.2 MMBOE在厄瓜多爾。在哥倫比亞，我們延長了1.2嗯，嗯，3.5嗯，嗯，2.0Mmboe和6.3Acordionero油田、Costayaco油田、Moqueta油田和Suroriente區塊的Mmboe。在厄瓜多爾，我們發現了1.2Chanangue區塊的Mmboe，因為現有油井的一個新產區的測試結果成功。
生產、收入和價格歷史
關於截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度的生產、價格、收入和運營費用的某些信息載於第7項“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析”以及我們財務報表第8項之後提供的“補充數據(未經審計)”，這些信息通過引用併入此處。
下表顯示了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的三年中，我們主要油田(Acordionero、Costayaco、Moqueta、Cohembi)的NAR石油產量、平均銷售價格和運營費用以及我們所有資產的總計：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 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2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 石油產量NAR桶 | 4,924,313 | | 1,690,718 | | 666,827 | | 1,069,585 | | 9,526,270 |
| 每桶石油的平均銷售價格 | $ | 67.82 | | | $ | 66.41 | | | $ | 66.57 | | | $ | 65.23 | | | $ | 66.86 | |
每桶石油的運營費用(3) | $ | 13.68 | | | $ | 17.22 | | | $ | 24.34 | | | $ | 32.02 | | | $ | 21.14 | |
| | | | | | | | | |
截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 石油產量NAR桶 | 4,491,574 | | | 1,621,073 | | | 542,796 | | | 1,105,451 | | | 8,692,689 | |
| 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 | |
(1)100%的產品銷售是石油
(2)包括哥倫比亞截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的非核心天然氣產量分別為9,682立方米(1,614 boe)和119,046立方米(19,841 boe)。截至2023年12月31日的年度沒有天然氣生產
(3)運營費用包括運營費用和運輸費用
(4) 截至2021年12月31日的年度，每桶新冠肺炎成本被重新分類為運營和運輸成本，以符合2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的列報
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2023年、2023年、2022年或2021年12月31日，標記為一年的油井正在進行中。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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | 2022 | 2021 |
| 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 | | | — | | |
| 乾的 | — | | | 2 | | | — | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 發展 | | | | | | |
| 多產 | 15 | | | 20 | | | 18 | | |
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| 正在進行中 | 2 | | | — | | | 1 | | |
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| 服務 | | | | | | |
| 注水井 | 8 | | | 8 | | | 3 | | |
| 25 | | | 32 | | | 22 | | |
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| 厄瓜多爾 | | | | | | |
| | | | | | |
| 探索 | | | | | | |
| 多產 | — | | | 2 | | | — | | |
| — | | | 2 | | | — | | |
| 總 | 25 | | | 34 | | | 22 | | |
好統計
下表列出了截至2023年12月31日我們的生產井：
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| 油井 |
| 毛收入 | | 網絡 |
哥倫比亞(1) | 303 | | | 269 | |
| 厄瓜多爾 | 2 | | | 2 | |
| 305 | | | 271 | |
(1)包括80口總水井和75口淨水井以及104口總水井和102口多井淨水井。
我們按計劃開始執行2024年資本計劃，截至2024年2月15日，已在Chaza區塊鑽探了三口開發井，在Midas區塊鑽探了六口開發井。
已開發和未開發面積
截至2023年12月31日，我們的種植面積91%位於哥倫比亞，9%位於厄瓜多爾。下表列出了截至2023年12月31日我們已開發和未開發的石油和天然氣租賃以及礦產面積：
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| 開發 | | 未開發 (2) | | 總 |
| 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
哥倫比亞(1) | 330,025 | | | 239,692 | | | 1,072,874 | | | 1,063,331 | | | 1,402,899 | | | 1,303,023 | |
厄瓜多爾(3) | — | | | — | | | 138,239 | | | 138,239 | | | 138,239 | | | 138,239 | |
| 總 | 330,025 | | | 239,692 | | | 1,211,113 | | | 1,201,570 | | | 1,541,138 | | | 1,441,262 | |
(1)不包括我們在One Block的權益，該區塊總共有10萬淨英畝，截至2023年12月31日，政府正在等待政府批准放棄或出售
(2)截至2023年12月31日，50萬總面積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
(3) 在截至2023年12月31日的年度內，我們在厄瓜多爾開始生產，這是根據勘探階段的評估許可執行的，因此厄瓜多爾的整個面積被報告為未開發
市場營銷和主要客户
哥倫比亞約佔我們產量的97%，石油儲量和產量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2023年12月31日的年度公司總產量的52%。Putumayo區塊的產量約為Chaza區塊的27°API及Suroriente區塊的18°API，分別佔公司截至2023年12月31日止年度總產量的25%及13%。
我們已經與國內客户簽訂了許多銷售協議，銷售我們在MMV和普圖馬約盆地生產的原油，用於出口目的。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相對應的石油數量，自2022年10月以來，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。石油由客户在位於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位於普圖馬約南部的Cohembi和Cumplidor油田提貨。為了獲取最好的市場價值和優化我們的淨值，我們的營銷戰略是銷售整個Putumayo產品的混合“Chaza Heavy”，平均質量為25°API。MMV的Acordionero油田的產品用卡車運輸並在不同的碼頭或管道入口銷售，距離Acordionero油田不同距離，這取決於我們優化價值的營銷戰略。MMV小油田的產量在井口出售。
2023年，我們所有的MMV和Putumayo製作都賣給了一家國內營銷商。Putumayo和MMV製作的銷售協議將於2025年3月31日到期。任何個別銷售客户的流失都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，或者我們可以自己直接銷售原油。
2022年第四季度，我們開始在厄瓜多爾生產，這為3%在截至2023年12月31日的年度總產量中。Bocachico生產約19°API油，Charapa生產約28°API油。厄瓜多爾的所有產品都賣給了兩個國際營銷者，並在裝運港銷售。
我們從哥倫比亞和厄瓜多爾的石油銷售中獲得以美元計算的收入。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，而卡車運輸成本在哥倫比亞以哥倫比亞比索計價，在厄瓜多爾以美元計價。
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。我們還為厄瓜多爾的三個區塊簽訂了參與分享合同(PSC)。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，厄瓜多爾業務部門並不重要，幷包括在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2023年12月31日、2023年12月31日和2022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，並被計入哥倫比亞可報告部分的“其他”類別。因為我們所有的勘探和開發業務都在哥倫比亞
在厄瓜多爾，我們面臨着與這些行動相關的許多風險。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，包括但不限於滿足財務和技術資格標準，才能被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 Columbia GmbH、Gran Tiera Operations Columbia GmbH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，根據採礦和能源部的授權，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。每份合同都包括一次勘探和一次生產。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，產油期通常為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，但在該合同有效期內須遵守現有的特許權使用費和税收法規。
當根據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 GmbH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”)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。
海洋和海洋管理局利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，其中規定承包商承擔全部風險，並與MEM分享生產，幷包含勘探和開採期。勘探期有一項相關工作
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，則可經MEM選舉終止此類合同。
在按照參與合同進行作業時，承包者是在執行作業期間從合同區提取的碳氫化合物的所有人，但根據每一份合同商定的海洋環境管理部所擁有的份額除外。
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，違反環境法律和法規可能會導致發佈行政、民事或刑事罰款和處罰，以及禁止我們在受影響地區的部分或全部業務的命令或禁令。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2023年12月31日，我們有351名全職員工(2022年12月31日至2036年12月31日)：卡爾加里公司辦公室94名，哥倫比亞234名(波哥大166名工作人員，68名外勤人員)，厄瓜多爾23名(基多3名工作人員，20名外勤人員)。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安全培訓和
為我們所有業務的工作人員執行特定的計劃，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。
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，其中包括質量差額和運輸費的扣除。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。
我們可能受到全球流行病或公共衞生危機的不利影響
全球流行病和公共衞生危機以及對此類事件的恐懼可能會對我們的業務和全球經濟產生不利影響，包括全球對石油和天然氣的需求。我們的業務、運營結果和財務狀況將在多大程度上受到此類事件的影響取決於未來的事態發展，其中許多事態發展是我們無法控制的，例如病毒的持續時間、嚴重性和持續的地理傳播，以及政府控制和治療疫情的行動的影響和有效性，包括政府政策和限制；疫苗遲疑、疫苗強制要求和自願或強制隔離；以及圍繞這些不確定性的全球反應。如果任何全球性疫情或公共衞生危機可能對我們的業務、運營、財務狀況和經營業績產生不利影響，它也可能會增加本文所述的其他風險。
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但與已探明儲量一起有可能無法開採的額外儲量。可能儲量更不確定，通常只需要10%或更高的被開採概率。從本質上講，對可能儲量和潛在儲量的估計比對已探明儲量的估計更具投機性，並受到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開採儲量。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。未來的油氣勘探可能涉及無利可圖的努力，不僅來自乾井，而且來自那些產量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。在哥倫比亞或厄瓜多爾，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2023年12月31日的一年中，Acordionero、Costayaco、Moqueta和Cohembi油田總共產生了88%的產量，截至2023年12月31日，這四個油田佔84%的我們已探明的儲量。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，我們的許多物業可能會同時經歷任何相同的情況，導致對我們的運營業績的影響可能比對其他擁有更多元化物業組合的公司的影響更大。
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。
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還就採掘業進行了全民協商和必要的全民公投。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。2023年，哥倫比亞政府正在與該國的非法組織進行其他和平進程對話。
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。儘管哥倫比亞政府於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)復員和解除武裝，但仍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，這導致了全國各地的非法道路封鎖，以及對私人財產的非法入侵，並影響了我們活動的地區。
活動的位置。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我們的資產造成負面影響。
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。
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、承擔債務或上述各項的任何組合支付未來收購費用。如果我們無法在內部產生足夠的現金來提供為我們的增長戰略和未來運營提供資金所需的資本，我們將需要額外的債務或股權融資。此額外融資可能無法獲得，或者如果可用，可能無法按照我們可以接受的條款進行。此外，資本市場和股價的高度波動可能使我們難以以有吸引力的價格進入資本市場（如果有的話）。
此外，收購的預期好處可能不會完全或根本實現，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。
網絡安全事件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此基礎設施的能力，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風險和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
敏感信息、關鍵基礎設施、人員或能力對我們的運營至關重要，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。
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2024年的基本資本計劃是21000美元的萬到24000美元的萬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2024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，在一定程度上依賴於布倫特原油價格達到或超過每桶70美元。2024年1月1日至2月15日期間，布倫特原油的平均價格為每桶79.58美元。
如果運營現金流和手頭現金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，這可能會影響生產、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。
公眾和投資者對氣候變化、化石燃料和其他環境、社會和治理(ESG)事項的情緒可能會對我們的資本成本和普通股價格產生不利影響
一些投資界(包括投資基金經理、主權財富、養老和捐贈基金以及個人投資者)推動撤資化石燃料股票，並向貸款人施壓，要求其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。貸款機構和其他金融服務公司也面臨壓力，要求它們限制或減少對石油和天然氣行業公司的融資。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。
投資界的一些成員更加重視ESG做法和上市公司的披露，包括與氣候變化和可持續性、多樣性、公平和包容性(“DEI”)倡議以及提高治理標準有關的做法和披露。此外，對氣候變化的擔憂已經導致並預計將繼續導致對與氣候有關的披露採取監管要求。因此，我們可能會繼續面臨有關ESG披露和實踐的越來越大的壓力，強制性報告義務可能會增加我們的合規負擔和成本。我們發佈了一份可持續發展報告，其中概述了我們的進展和不斷推進的努力
我們的ESG計劃。我們對這些事項的披露取決於管理層在首次發表聲明之日的預期，以及衡量進展的標準，這些標準仍在制定中，可能會發生變化或無法實現。這些預期和標準可能會繼續演變。
未能實現目標或不斷變化的利益相關者對ESG實踐和報告的期望可能會損害我們的聲譽，並影響員工保留率、客户關係和獲得資金的機會。
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，噹噹地貨幣交易換算成我們的報告貨幣美元時，我們面臨着兑換風險。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向公司提供新區塊投標輪的義務。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。
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。我們的業務造成了因任何非法向空氣排放石油、天然氣或其他污染物而對政府或第三方承擔重大環境責任的風險，
土壤或水或某些其他環境影響。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，但它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反毒品協定規定的義務，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。目前還無法預測擬議的立法或法規是否會被採用，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。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，我們可能會承擔責任，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，但只要地球氣候發生重大變化，例如我們服務的市場或市場出現更惡劣或更頻繁的天氣條件，我們就會
在我們資產所在的地區，我們可能會產生更多費用，我們的運營可能會受到實質性影響，對我們產品的需求可能會下降。2023年，由於厄爾尼諾現象導致哥倫比亞全境乾旱，水力發電發電量的減少增加了電力成本，從而導致運營費用增加。
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
我們的普通股股票在紐約證券交易所美國證券交易所、多倫多證券交易所和倫敦證券交易所上市。雖然普通股在此類市場上交易，但任何市場的價格和成交量水平都可能出現顯着波動，而獨立於其他市場的價格或交易量。投資者可以通過所謂的套利行為尋求出售或購買普通股，以利用紐約證券交易所美國證券交易所、多倫多證券交易所和倫敦證券交易所之間的任何價差。任何套利活動都可能導致任何這些交易所普通股價格或任何這些市場可供交易的普通股數量出現意外波動。此外，如果沒有與我們的轉讓代理人或登記官進行必要的程序，任何這些司法管轄區的股東都無法轉讓此類普通股在另一個市場上交易。這可能會導致時間延遲和普通股股東的額外成本。
項目1B。未解決的員工意見
沒有。
項目1C。網絡安全
治理
董事會
董事會(“董事會”)已將監督網絡安全威脅風險的主要責任委託給審計委員會。董事會和審計委員會定期審查本公司為識別和緩解數據保護和網絡安全風險而實施的措施。董事會和審計委員會每季度由公司服務部副主任總裁彙報公司內部信息技術(“IT”)安全測試、任何未經授權訪問公司網絡的企圖、網絡安全風險和威脅的任何重大事態發展以及公司保護公司數據的政策和程序的最新情況。我們亦設有程序，使某些網絡安全事件在公司內部上報，並在適當情況下，及時向董事會及審計委員會報告。所有事件都報告給執行幹事(包括總裁和首席執行官、首席財務官和首席運營官)，由他們評估嚴重程度以及需要採取的措施和程序。
作為本公司企業風險管理的一部分，本公司董事會負責接收、審查和評估董事會各委員會和管理層提交的有關企業級風險的報告。審計委員會在每次定期召開的董事會會議上向全體董事會報告其網絡安全風險評估。
管理
首席執行官總裁和企業服務部副總裁總裁參與了有關我們IT架構實施和設計的所有重要和適當的網絡安全決策。總裁副處長在董事的支持下，負責評估和管理來自網絡安全威脅的風險，並監督包括網絡安全在內的信息技術流程在公司核心業務中的實施。董事擁有豐富的網絡安全知識和技能，積累了20多年的相關工作經驗。在實施之前，董事與總裁副經理(企業服務部)討論所有可能對公司控制或檢測系統進行的更改。董事負責企業服務的總裁副總裁定期更新公司網絡安全計劃的技術趨勢和網絡安全威脅或任何潛在的變化。董事通過一系列經驗豐富的指揮系統和第三方網絡安全提供商，瞭解並監控網絡安全事件的預防、檢測、緩解和補救。企業服務總裁副主任還出席審計委員會的某些會議，報告網絡安全威脅帶來的重大風險信息。我們影響石油和天然氣生產、運輸或銷售的關鍵核心業務活動都不是遠程控制的。
風險管理與戰略
我們實施了一項網絡安全計劃，以評估、識別、緩解和管理網絡安全威脅帶來的風險，這些威脅可能會對我們的信息系統的保密性、完整性和可用性產生重大不利影響。作為該計劃的一部分，我們制定了包括各種控制、系統和技術在內的流程，旨在防止或減少數據丟失、被盜、濫用或其他影響我們作為業務一部分收集、處理、存儲和傳輸數據的網絡安全事件。我們進行滲透測試和網絡安全審計，並要求所有員工每年進行數據保護和網絡安全培訓。我們還使用旨在監督和識別與我們使用第三方服務提供商相關的風險的系統和流程，包括與第三方服務提供商發生的網絡安全事件有關的風險，或者涉及我們使用的第三方技術或系統的風險。我們委託網絡安全專家審查和實施控制和結構機制，以增強我們的網絡安全計劃，並防範和檢測網絡安全威脅。
據我們所知，截至本年度報告發布之日，我們沒有遇到任何網絡安全威脅或事件的風險，這些威脅或事件對公司、其業務戰略、運營結果或財務狀況產生了重大影響或可能產生重大影響。這並不能保證未來的事件或威脅不會產生實質性影響，也不能保證我們目前不是可能產生這種影響的未被發現的事件或威脅的對象。
關於我們面臨的網絡安全風險的更多信息在項目1A的“風險因素”中討論，這些信息應與上述信息一併閲讀。
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。
關於我們的執行官員的信息
以下是截至2024年2月15日我們高管的信息：
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| 名字 | | 年齡 | | 位置 |
| 加里·S·古德里 | | 68 | | 總裁和董事首席執行官 |
| 瑞安·埃爾森 | | 48 | | 財務總監兼執行副總裁總裁 |
| 塞巴斯蒂安·莫林 | | 47 | | 首席運營官 |
| 菲利普·亞伯拉罕 | | 53 | | 總裁副主任，法律與商業發展 |
| 詹姆斯·埃文斯 | | 58 | | 企業服務部總裁副主任 |
•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。古德里目前是非洲石油公司(African Oil Corp.)董事會成員(自2008年4月以來)，同時也是審計委員會的成員。古德里在2017年12月至2022年9月期間擔任PetroTal Corp.的董事會成員。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。得克薩斯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24年的國際企業融資和會計職位經驗。埃爾森目前是金絲雀生物燃料和Beyond Renewables(兩傢俬營公司)的董事成員，2022年9月之前一直是PetroTal Corp.的董事成員(自2017年12月起)。自二零一四年七月至二零一四年十二月，Ellson先生擔任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。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。
•首席運營官塞巴斯蒂安·莫林。莫林於2023年11月6日被任命為Gran Tiera的首席運營官。Morin先生在石油和天然氣行業擁有20多年的各種管理職位經驗。在被任命為公司首席運營官之前，Morin先生於2021年10月至2023年10月在西部石油公司擔任總裁兼首席運營官，該公司是一傢俬營石油運營公司，在伊拉克庫爾德斯坦地區擁有產量分享合同。在加入WestnZagros之前，Morin先生是Gran Tiera全球鑽井和完井副總裁總裁，從2014年8月至2021年9月，他在Gran Tiera哥倫比亞公司和卡爾加里公司辦公室擔任越來越多的高級職位。從2001年5月至2014年7月，Morin先生在帝國石油(Esso)和埃克森美孚工作，在那裏他在上下游獲得了更高級的技術和管理職位，包括鑽井和完井、油藏開發、生產、客户服務和分銷，主要是陸上工作，但也有墨西哥灣海上工作的經驗。莫林先生於2001年在滑鐵盧大學獲得地質工程理學學士學位。
•菲利普·亞伯拉罕，副總裁，法律和商業發展。亞伯拉罕先生自2016年1月以來一直在Gran Tiera擔任各種職務，除了目前擔任法律和業務發展副總裁的職務外，他還擔任Gran Tiera的公司祕書。他是一名律師，擁有超過25年的公司和法律經驗。他的法律經驗包括在知名律師事務所的職位，基礎廣泛，重點是國際能源法。亞伯拉罕先生的企業經驗延伸到Cenovus Energy、Encana Corporation和Nexen Inc.的各種領導職位。他在石油和天然氣方面的經驗包括位於加拿大和拉丁美洲、歐洲、非洲、亞洲和中東多個國際司法管轄區的陸上和海上項目。亞伯拉罕先生是艾伯塔省法學會會員，擁有學士學位和法學碩士學位。從卡爾加里大學獲得法學學士學位。畢業於維多利亞大學，1997年在不列顛哥倫比亞省首次獲得律師資格。他被譽為各種出版物的作者，並在許多專業論壇上發表過演講。
•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30多年的經驗，包括過去19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，制定和實施強有力的企業合規計劃，並管理其各個方面，包括文件控制、安全和行政。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。
第二部分
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2024年2月15日，約有32名我們普通股的記錄持有人和32,246,501股流通股，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)
每股支付的平均價格 (1) | (C)作為公開宣佈的計劃或方案的一部分而購買的股票總數 | (d) 根據新計劃或新計劃可能尚未購買的最大股票數量(2) |
| 2023年10月1日至31日 | — | | $ | — | | — | | 3,234,914 | |
| 2023年11月1日至30日 | 755,790 | | $ | 6.34 | | 755,790 | | 2,479,124 | |
| 2023年12月1日至31日 | 286,014 | | $ | 5.87 | | 286,014 | | 2,193,110 | |
| 總 | 1,041,804 | | $ | 6.21 | | 1,041,804 | | 2,193,110 | |
(1)包括支付給經紀商回購普通股的佣金。
(2)2023年10月31日，我們通過多倫多證券交易所、紐約證券交易所美國交易所或加拿大或美國的另類交易計劃實施了股票回購計劃(下稱“2023計劃”)，從2023年11月3日開始至2024年11月2日結束。根據2023年計劃，我們能夠以現行市場價格購買最多3,234,914股普通股，約佔截至2023年10月20日普通股公開流通股的10%。
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表格10-k中關於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。“風險因素”在本年報的10-k表格中。
以下有關本公司財務狀況和經營結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“財務報表和補充數據”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2023年12月31日的財政年度有關的項目，以及分別截至2023年12月31日和2022年12月31日的財政年度之間的同比比較。關於截至2022年12月31日的財政年度的討論以及分別截至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，這些項目沒有包括在本10-k表格年度報告中，可以在公司截至2022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。2023年5月5日，公司完成了公司普通股10股中1股的反向拆分。作為反向股票拆分的結果，公司每十股已發行普通股自動合併為一股已發行普通股。本年度報告中包含的10-k表格中的所有股票和每股數據都已進行追溯調整，以反映反向股票拆分。
概述
我們是一家專注於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2023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94%。在截至2023年12月31日的一年中，我們97%的收入來自哥倫比亞(2022-100%和2021-100%)。我們的總部設在加拿大阿爾伯塔省的卡爾加里。
截至2023年12月31日，我們估計已探明儲量NAR為74.3MMBOE，較上年增長13%，其中53%為已探明開發儲量，100%為石油。
財務和運營亮點
主要亮點
•2023年淨虧損為630美元萬，每股基本和稀釋後虧損0.19美元，而淨收益為$13900萬或每股S$3.81.Hare Basic和3.76美元記者S2022年稀釋的野兔
•2023年所得税前收入為10620美元萬，而2022年為24490美元萬
•調整後的EBITDA(2) 2023年是39940美元萬相比之下，2022年的萬為48190美元
•2023年，我們重新購買了130萬和100萬到2022年和2023年的普通股共享回購計劃，分別佔截至2023年12月31日流通股的4%和3%
•我們2023年的總平均產量為26,099桶，高於2022年的23,815桶，這是所有主要油田成功鑽探和修井活動以及厄瓜多爾產量增加的結果
•我們2023年的石油總銷售量NAR增長了9%，達到25,947桶，而去年同期為23,696桶 2022年
•2023年的石油銷售額為63700美元萬，比2022年的71140美元萬下降了10%，主要原因是布倫特原油價格下降了17%，卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價較高，但銷售量增加9%和運輸折扣減少部分抵消了這一影響
•由於基準油價下降，2023年每桶石油銷售額為67.26美元，比2022年下降18%
•2023年，我們通過運營活動產生的淨現金為22800美元萬，比2022年的42770美元萬下降了47%
•在2023年，該公司產生了5790萬美元自由現金流(2)用於減少債務和股票回購
•2023年每桶的運營費用為19.73美元，上漲5%與2022年相比，這主要是由於道路和管道維護、發電和設備租賃導致的提升成本上升，但因修井減少而被抵消。總運營費用為2023年萬為18690美元，而2022年萬為16240美元，增幅為15%
•與2022年的16.79美元相比，2023年每桶的質量和運輸折扣下降到14.90美元。減少的原因是使用了比2022年更有利的交貨點
•與2022年的1.18美元相比，2023年每桶的運輸費用增加了31%，達到1.54美元，這主要是因為哥倫比亞和厄瓜多爾使用了與探井有關的新運輸路線，以及2023年期間美元對哥倫比亞比索貶值
•與2022年到期的3.69美元相比，2023年每桶的一般和行政(“G&A”)費用增加了15%，達到4.24美元。與業務發展活動有關的更高薪金，因為厄瓜多爾增加了員工人數，以支持業務的擴大和哥倫比亞比索的走強在2023年期間。2023年基於股票的薪酬前的G&A費用為4,010美元萬，而2022年為3,190美元萬，增幅為26%
•資本支出減少通過1,770美元萬或7%至21890美元萬2022由於更精簡的鑽井程序，2023
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (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： |
| 2023 | | 更改百分比 | | 2022 | | 更改百分比 | | 2021 |
| 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 | 74 | | | 12 | | | 66 | | | (1) | | | 67 | |
| | | | | | | | | |
| 估計可能油氣儲量 | 46 | | | 28 | | | 36 | | | — | | | 36 | |
| | | | | | | | | |
| 估計可能的油氣儲量 | 49 | | | 26 | | | 39 | | | 26 | | | 31 | |
| | | | | | | | | |
| 日均合併成交量(BOPD) | | | | | | | | | |
| 特許權使用費前的工作權益（“WI”）生產 | 32,647 | | | 6 | | | 30,746 | | | 16 | | | 26,507 | |
| 版税 | (6,548) | | | (6) | | | (6,931) | | | 41 | | | (4,919) | |
| 產量NAR | 26,099 | | | 10 | | | 23,815 | | | 10 | | | 21,588 | |
| 庫存(增加)減少 | (152) | | | (28) | | | (119) | | | (1,290) | | | 10 | |
銷售額(1) | 25,947 | | | 9 | | | 23,696 | | | 10 | | | 21,598 | |
| | | | | | | | | |
淨(虧損)收益 | $ | (6,287) | | | (105) | | | $ | 139,029 | | | 227 | | | $ | 42,482 | |
| | | | | | | | | |
| 運營網背 | | | | | | | | | |
| 石油銷售 | $ | 636,957 | | | (10) | | | $ | 711,388 | | | 50 | | | $ | 473,722 | |
| 運營費用 | (186,864) | | | 15 | | | (162,385) | | | 20 | | | (135,722) | |
| 交通費 | (14,546) | | | 43 | | | (10,197) | | | (12) | | | (11,618) | |
運營淨收益 (2) | $ | 435,547 | | | (19) | | | $ | 538,806 | | | 65 | | | $ | 326,382 | |
| | | | | | | | | |
| 股票補償前的G & A費用 | $ | 40,124 | | | 26 | | | $ | 31,908 | | | 15 | | | $ | 27,867 | |
| G & A股票補償 | $ | 5,722 | | | (37) | | | $ | 9,049 | | | 8 | | | $ | 8,396 | |
調整後的EBITDA(2) | $ | 399,355 | | | (17) | | | $ | 481,882 | | | 101 | | | $ | 240,134 | |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 227,992 | | | (47) | | | $ | 427,711 | | | 75 | | | $ | 244,834 | |
運營資金流 (2) | $ | 276,785 | | | (24) | | | $ | 366,024 | | | 96 | | | $ | 186,485 | |
資本支出 | $ | 218,882 | | | (7) | | | $ | 236,604 | | | 58 | | | $ | 149,879 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 更改百分比 | | 2022 | | 更改百分比 | | 2021 |
| 現金及現金等價物 | $ | 62,146 | | | (51) | | | $ | 126,873 | | | 386 | | | $ | 26,109 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
信貸安排 | $ | 36,364 | | | 100 | | | $ | — | | | (100) | | | $ | 67,500 | |
| | | | | | | | | |
| 高級附註 | $ | 536,619 | | | (7) | | | $ | 579,909 | | | (3) | | | $ | 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、EBITDA、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。
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。如所示，調整後的EBITDA定義為經非現金租賃費用調整後的EBITDA，
租賃支付、匯兑損益、未實現的衍生工具損益、其他金融工具損益、其他非現金損益、股票補償費用。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， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2023 |
| 淨(虧損)收益 | $ | (6,287) | | | $ | 139,029 | | | $ | 42,482 | | | $ | 7,711 | | | $ | 33,275 | | | $ | 6,527 | |
將淨(虧損)收入與EBITDA和調整後的EBITDA進行調整 | | | | | | | | | | | |
| DD&A費用 | 215,584 | | | 180,280 | | | 139,874 | | | 52,635 | | | 51,781 | | | 55,019 | |
| 利息開支 | 55,806 | | | 46,493 | | | 54,381 | | | 17,789 | | | 10,750 | | | 13,503 | |
| 所得税支出(回收) | 112,447 | | | 105,906 | | | (19,346) | | | 5,499 | | | 5,966 | | | 40,333 | |
| 息税折舊攤銷前利潤(非公認會計準則) | $ | 377,550 | | | $ | 471,708 | | | $ | 217,391 | | | $ | 83,634 | | | $ | 101,772 | | | $ | 115,382 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 非現金租賃費用 | 4,967 | | | 2,818 | | | 1,667 | | | 1,479 | | | 809 | | | 1,235 | |
| 租賃費 | (3,018) | | | (1,666) | | | (1,621) | | | (1,100) | | | (532) | | | (676) | |
| 匯兑損失 | 11,822 | | | 2,578 | | | 20,477 | | | 3,696 | | | 2,092 | | | 1,717 | |
| 未實現衍生工具收益 | — | | | — | | | (9,589) | | | — | | | — | | | — | |
| 其他金融工具損失(收益) | 15 | | | (7) | | | 3,369 | | | 15 | | | (7) | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
其他非現金損失(收益) | 2,297 | | | (2,598) | | | 44 | | | 3,266 | | | — | | | (354) | |
基於股票的薪酬費用 | 5,722 | | | 9,049 | | | 8,396 | | | 1,974 | | | 2,673 | | | 1,931 | |
| 調整後的EBITDA(非GAAP) | $ | 399,355 | | | $ | 481,882 | | | $ | 240,134 | | | $ | 92,964 | | | $ | 106,807 | | | $ | 119,235 | |
所列營運資金流量定義為經DD&A開支、遞延税項開支或回收、股票薪酬開支、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如何影響收入之前，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，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。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，並相信這一財務指標也是投資者分析我們的業績和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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 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， |
| （千美元） | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2023 |
淨(虧損)收益 | | $ | (6,287) | | | $ | 139,029 | | | $ | 42,482 | | | $ | 7,711 | | | $ | 33,275 | | | $ | 6,527 | |
對淨(虧損)收入與業務資金流進行調整 | | | | | | | | | | | | |
| DD&A費用 | | 215,584 | | | 180,280 | | | 139,874 | | | 52,635 | | | 51,781 | | | 55,019 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 遞延税費(回收) | | 56,759 | | | 25,340 | | | (23,825) | | | 13,517 | | | (11,528) | | | 13,990 | |
| 基於股票的薪酬費用 | | 5,722 | | | 9,049 | | | 8,396 | | | 1,974 | | | 2,673 | | | 1,931 | |
| 債務發行成本攤銷 | | 5,831 | | | 3,528 | | | 3,809 | | | 2,437 | | | 759 | | | 1,594 | |
| 非現金租賃費用 | | 4,967 | | | 2,818 | | | 1,667 | | | 1,479 | | | 809 | | | 1,235 | |
| 租賃費 | | (3,018) | | | (1,666) | | | (1,621) | | | (1,100) | | | (532) | | | (676) | |
| 未實現匯兑(利得)損失 | | (5,085) | | | 10,251 | | | 21,879 | | | 2,729 | | | 4,113 | | | (266) | |
| 未實現衍生工具收益 | | — | | | — | | | (9,589) | | | — | | | — | | | — | |
| 其他金融工具損失(收益) | | 15 | | | (7) | | | 3,369 | | | 15 | | | (7) | | | — | |
| 其他非現金損失(收益) | | 2,297 | | | (2,598) | | | 44 | | | 3,266 | | | — | | | (354) | |
| 運營資金流（非GAAP） | | $ | 276,785 | | | $ | 366,024 | | | $ | 186,485 | | | $ | 84,663 | | | $ | 81,343 | | | $ | 79,000 | |
| 資本支出 | | $ | 218,882 | | | $ | 236,604 | | | $ | 149,879 | | | $ | 39,175 | | | $ | 72,887 | | | $ | 43,080 | |
| 自由現金流(非公認會計準則) | | $ | 57,903 | | | $ | 129,420 | | | $ | 36,606 | | | $ | 45,488 | | | $ | 8,456 | | | $ | 35,920 | |
綜合經營成果
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 更改百分比 | | 2022 | | 更改百分比 | | 2021 |
| 石油銷售 | $ | 636,957 | | | (10) | | | $ | 711,388 | | | 50 | | | $ | 473,722 | |
| 運營費用 | 186,864 | | | 15 | | | 162,385 | | | 20 | | | 135,722 | |
| 交通費 | 14,546 | | | 43 | | | 10,197 | | | (12) | | | 11,618 | |
運營淨收益 (1) | 435,547 | | | (19) | | | 538,806 | | | 65 | | | 326,382 | |
| | | | | | | | | |
| DD&A費用 | 215,584 | | | 20 | | | 180,280 | | | 29 | | | 139,874 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 股票補償前的G & A費用 | 40,124 | | | 26 | | | 31,908 | | | 15 | | | 27,867 | |
| G & A股票補償費用 | 5,722 | | | (37) | | | 9,049 | | | 8 | | | 8,396 | |
| | | | | | | | | |
| 匯兑損失 | 11,822 | | | 359 | | | 2,578 | | | (87) | | | 20,477 | |
| 衍生工具損失 | — | | | (100) | | | 26,611 | | | (46) | | | 48,838 | |
| 其他金融工具損失(收益) | 15 | | | 314 | | | (7) | | | (100) | | | 3,369 | |
| 利息開支 | 55,806 | | | 20 | | | 46,493 | | | (15) | | | 54,381 | |
| 329,073 | | | 11 | | | 296,912 | | | (2) | | | 303,202 | |
| | | | | | | | | |
| 其他（損失）收益 | (2,297) | | | (188) | | | 2,598 | | | 6,005 | | | (44) | |
| 利息收入 | 1,983 | | | 348 | | | 443 | | | 100 | | | — | |
| 所得税前收入 | 106,160 | | | (57) | | | 244,935 | | | 959 | | | 23,136 | |
| | | | | | | | | |
| 當期所得税支出 | 55,688 | | | (31) | | | 80,566 | | | 1,699 | | | 4,479 | |
| 遞延所得税支出(回收) | 56,759 | | | 124 | | | 25,340 | | | 206 | | | (23,825) | |
| 所得税總支出(回收) | 112,447 | | | 6 | | | 105,906 | | | 647 | | | (19,346) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 淨(虧損)收益 | $ | (6,287) | | | (105) | | | $ | 139,029 | | | 227 | | | $ | 42,482 | |
| | | | | | | | | |
| 銷售發票（NAR） | | | | | | | | | |
| 總銷量，BOPD | 25,947 | | | 9 | | | 23,696 | | | 10 | | | 21,598 | |
| | | | | | | | | |
| 布倫特每桶價格 | $ | 82.16 | | | (17) | | | $ | 99.04 | | | 40 | | | $ | 70.95 | |
| | | | | | | | | |
| 每桶銷售配額的合併運營業績（NAR） | | | | | | | | | |
| 石油銷售 | $ | 67.26 | | | (18) | | | $ | 82.25 | | | 37 | | | $ | 60.09 | |
| 運營費用 | 19.73 | | 5 | | | 18.77 | | 9 | | | 17.22 |
| 交通費 | 1.54 | | 31 | | | 1.18 | | (20) | | | 1.48 |
運營淨收益 (1) | 45.99 | | (26) | | | 62.30 | | 51 | | | 41.39 |
| | | | | | | | | |
| DD&A費用 | 22.76 | | 9 | | | 20.84 | | 17 | | | 17.74 |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 股票補償前的G & A費用 | 4.24 | | 15 | | | 3.69 | | 5 | | | 3.53 |
| G & A股票補償費用 | 0.60 | | (43) | | | 1.05 | | (2) | | | 1.07 |
| | | | | | | | | |
| 匯兑損失 | 1.25 | | 317 | | | 0.30 | | (88) | | | 2.60 |
| 衍生工具損失 | — | | (100) | | | 3.08 | | (50) | | | 6.19 |
其他金融工具損失 | — | | — | | | — | | (100) | | | 0.43 |
| 利息開支 | 5.89 | | | 9 | | | 5.38 | | (22) | | | 6.90 |
| 34.74 | | 1 | | | 34.34 | | (11) | | | 38.46 |
| | | | | | | | | |
| 其他（損失）收益 | (0.24) | | | (180) | | | 0.30 | | | 3,100 | | | (0.01) | |
| 利息收入 | 0.21 | | | 320 | | | 0.05 | | | 100 | | | — | |
| 所得税前收入 | 11.22 | | | (60) | | | 28.31 | | | 870 | | | 2.92 | |
| | | | | | | | | |
| 當期所得税支出 | 5.88 | | (37) | | | 9.31 | | 1,533 | | | 0.57 |
| 遞延所得税支出(回收) | 5.99 | | 104 | | | 2.93 | | 197 | | | (3.02) |
| 所得税總支出(回收) | 11.87 | | (3) | | | 12.24 | | 600 | | | (2.45) |
| 淨(虧損)收益 | $ | (0.65) | | | (104) | | | $ | 16.07 | | | 199 | | | $ | 5.37 | |
(1)運營淨回報是一項非GAAP指標，不具有GAAP規定的任何標準化含義。有關該指標的定義和對賬，請參閲“財務和運營要點-非GAAP指標”。
石油生產和銷售主管，BOPD
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 日均成交量(BOPD) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 特許權使用費前的Wi生產 | 32,647 | | | 30,746 | | | 26,507 | |
| 版税 | (6,548) | | | (6,931) | | | (4,919) | |
| 產量NAR | 26,099 | | | 23,815 | | | 21,588 | |
| 庫存(增加)減少 | (152) | | | (119) | | | 10 | |
| 銷售 | 25,947 | | | 23,696 | | | 21,598 | |
| | | | | |
| 特許權使用費，特許權使用費前工作利益生產的百分比 | 20 | % | | 23 | % | | 19 | % |
產油量NAR截至2023年12月31日的年度，增長了10%至26,099 BOPD相比之下，2022年為23,815人。產量的增加歸功於所有主要油田的成功鑽探和修井活動，以及厄瓜多爾的產量增加。
與2022年相比，在截至2023年12月31日的年度中，特許權使用費佔產量的百分比有所下降，這與基準油價的下降和哥倫比亞對價格敏感的特許權使用費制度相稱。
截至2022年12月31日的年度石油產量NAR增長10%與2021年的21,588 BOPD相比，BOPD增至23,815 BOPD。由於Acordionero和Costayaco油田的鑽探和修井活動取得成功，Suroriente的封鎖造成的幹擾減少，以及厄瓜多爾的勘探成功導致產量增加，產量增加。
Midas區塊包括Acordionero油田，Suroriente區塊包括Cohembi油田，Chaza區塊包括Costayaco和Moqueta油田。厄瓜多爾包括查拉帕、查南格和伊瓜納三個區塊。
石油銷售
石油銷售截至2023年12月31日的年度，下降了10%2022年萬為63700美元，而2022年為71140美元，主要原因是布倫特原油價格下跌17%，卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價較高，2023年銷售量增加9%，運輸折扣減少，部分抵消了這一影響。卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價增加到$10.22和$5.392022年分別為每桶9.81美元和4.99美元。截至年底止年度2023年12月31日，我們開始在厄瓜多爾銷售，每桶Oriente差額9.91美元。
在每桶基礎上，平均實現價格下降了18%至67.26美元截至2023年12月31日的一年，與2022年的82.25美元相比，主要是由於基準油價下降以及2023年卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價較高。
截至2022年12月31日止年度的石油銷售額為71140美元萬，較2021年的47370美元萬上升50%，主要原因是布倫特原油價格上升40%，銷售量上升10%，但部分被2022年55%的質量和運輸折扣所抵消。卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞的差價增加到$9.81和$4.992021年，每桶分別為5.74美元和3.52美元。
在每桶基礎上，截至2022年12月31日的年度，平均實現價格上漲37%，至82.25美元，而2021年為60.09美元，這主要是由於基準油價上漲，但被2022年卡斯蒂利亞和瓦斯科尼亞較高的差額所抵消。
下表顯示了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021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： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 比較年度的石油銷售量 | $ | 711,388 | | | $ | 473,722 | | | $ | 237,838 | |
| 已實現的銷售價格(降價)增加效果 | (141,997) | | | 191,664 | | | 219,641 | |
| 銷售量增加效應 | 67,566 | | | 46,002 | | | 16,243 | |
| 本年度石油銷售情況 | $ | 636,957 | | | $ | 711,388 | | | $ | 473,722 | |
運營費用
運營費用在截至2023年12月31日的一年中，萬增長了15%，達到18690美元，而2022年的萬為16240美元。按每桶計，儘管有顯著的通脹壓力，營運開支只較上年的18.77美元僅增加5%或0.96美元至19.73美元，主要原因是道路及管道維修相關的提升成本每桶增加2.23美元、購買壓縮天然氣的發電增加、柴油電費及測試探井相關的設備租金增加，但較低的修井費用則抵銷了每桶1.27美元的成本。由於厄爾尼諾現象引發的乾旱，哥倫比亞全國的電力成本增加，該國三分之二以上的裝機容量依賴水力發電。此外，由於2023年美元對哥倫比亞比索貶值，運營成本增加。
截至2022年12月31日的一年，運營費用增加了20%，達到16240美元萬，而2021年的萬為13570美元。以每桶計，營運開支較2021年的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。
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2023年12月31日的三年中，我們使用每種運輸方式在哥倫比亞和厄瓜多爾銷售的石油數量的百分比：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 通過管道運輸的流量 | 2 | % | | — | % | | 12 | % |
| 井口銷售量 | 47 | % | | 47 | % | | 34 | % |
| 通過卡車向管道輸送的流量 | 51 | % | | 53 | % | | 54 | % |
| 100 | % | | 100 | % | | 100 | % |
哥倫比亞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。厄瓜多爾的銷售量是通過管道運輸的。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2023年12月31日的年度，增加bY 43%至1,450美元萬或增加0.36美元至$1.54與2022年的每桶1,020美元或每桶1.18美元相比，這是因為使用了與哥倫比亞和厄瓜多爾探井銷售相關的新運輸路線、美元對哥倫比亞比索貶值以及銷售量增加。
截至2022年12月31日的年度運輸費用下降了12% 至1,020美元萬或每桶增加0.30美元至 每桶1.18美元1160萬美元或2021年每桶1.48美元。每桶運輸費用的下降是由於井口的銷售量和2022年的銷售量比2021年的同期更高。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。
下表顯示了截至2023年12月31日的三年中每年扣除哥倫比亞和厄瓜多爾的運輸費用後的平均實現價格的差異：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (U.S.每桶美元銷售額NAR） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 布倫特原油平均價格 | $ | 82.16 | | | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
| | | | | |
| 平均實現價格，扣除比較期的運輸費用 | $ | 81.07 | | | $ | 58.61 | | | $ | 30.78 | |
| 基準價格（減少）上漲 | (16.88) | | | 28.09 | | | 27.74 | |
| 質量和運輸折扣減少（增加） | 1.89 | | | (5.93) | | | 0.12 | |
| 交通費用（增加）減少 | (0.36) | | | 0.30 | | | (0.03) | |
| 平均實現價格，扣除當年運輸費用 | $ | 65.72 | | | $ | 81.07 | | | $ | 58.61 | |
| | | | | |
平均實現價格，扣除運輸費用，佔布倫特原油的百分比 | 80 | % | | 82 | % | | 83 | % |
運營網背 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 已整合 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| （千美元） | | | | | |
| 石油銷售 | $ | 636,957 | | | $ | 711,388 | | | $ | 473,722 | |
| 交通費 | (14,546) | | | (10,197) | | | (11,618) | |
| 622,411 | | | 701,191 | | | 462,104 | |
| 運營費用 | (186,864) | | | (162,385) | | | (135,722) | |
| | | | | |
運營淨收益 (1) | $ | 435,547 | | | $ | 538,806 | | | $ | 326,382 | |
| | | | | |
| (U.S.每桶美元銷售額NAR） | | | | | |
| 布倫特原油 | $ | 82.16 | | | $ | 99.04 | | | $ | 70.95 | |
| 質量和運輸折扣 | (14.90) | | | (16.79) | | | (10.86) | |
| 平均實現價格 | 67.26 | | | 82.25 | | | 60.09 | |
| 交通費 | (1.54) | | | (1.18) | | | (1.48) | |
| 平均實現價格，扣除運輸費用 | 65.72 | | | 81.07 | | | 58.61 | |
| 運營費用 | (19.73) | | | (18.77) | | | (17.22) | |
| | | | | |
運營淨收益 (1) | $ | 45.99 | | | $ | 62.30 | | | $ | 41.39 | |
(1) 運營淨回報是一項非GAAP指標，不具有GAAP規定的任何標準化含義。有關該指標的定義和對賬，請參閲“財務和運營要點-非GAAP指標”。
DD&A費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美元的DD&A費用萬S | $ | 215,584 | | | $ | 180,280 | | | $ | 139,874 | |
| DD&A費用，每桶美元 | $ | 22.76 | | | $ | 20.84 | | | $ | 17.74 | |
截至2023年12月31日的一年，DD&A費用比2022年增加了20%，即每桶1.92美元。以每桶計，2023年的DD&A增長是由於產量增加，以及與2022年相比，未來開發成本更高，導致可耗盡基礎的成本上升。
截至2022年12月31日的一年，DD&A費用比2021年增長了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。
資產減值
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涵蓋期間結束日期之前12個月期間每月第一天布倫特原油價格的未加權算術平均值確定的。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2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，我們沒有上限測試減值損失。根據GAAP，我們在2023年12月31日的上限測試計算中使用了布倫特原油平均價格每桶82.51美元減去相應的差額(2022年和2021年分別為每桶97.98美元和68.92美元)。
G&A費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 更改百分比 | | 2022 | | 更改百分比 | | 2021 |
| 股票補償前的G & A費用 | $ | 40,124 | | | 26 | | | $ | 31,908 | | | 15 | | | $ | 27,867 | |
| G&A股票薪酬 | 5,722 | | | (37) | | | 9,049 | | | 8 | | | 8,396 | |
| 包括股票薪酬在內的併購費用 | $ | 45,846 | | | 12 | | | $ | 40,957 | | | 13 | | | $ | 36,263 | |
| | | | | | | | | |
| (每桶美元銷售量NAR) | | | | | | | | | |
| 股票補償前的G & A費用 | $ | 4.24 | | | 15 | | | $ | 3.69 | | | 5 | | | $ | 3.53 | |
| G&A股票薪酬 | 0.60 | | | (43) | | | 1.05 | | | (2) | | | 1.07 | |
| 包括股票薪酬在內的併購費用 | $ | 4.84 | | | 2 | | | $ | 4.74 | | | 3 | | | $ | 4.60 | |
在每個bbl的基礎上，股票補償前的G & A費用截至2023年12月31日的年度，與2022年相比增長了15%，達到4.24美元，這是由於業務發展活動的成本，與厄瓜多爾增加員工以支持業務擴張相關的更高工資以及哥倫比亞比索對美元的走強。由於上述相同原因，截至2023年12月31日的年度，扣除股票薪酬前的G&A總支出與2022年相比增長了26%，達到4,010美元萬。
在每個bbl的基礎上，截至2022年12月31日的年度，股票薪酬前的G&A費用比2021年增加了5%，達到3.69美元，這是因為優化項目的成本增加，以及與2022年資本化的額外租賃相關的租賃義務費用增加。由於上述相同原因，截至2022年12月31日的年度，扣除股票薪酬前的G&A總支出與2021年相比增長了15%，達到3,190美元萬。
在每個bbl的基礎上，股權薪酬後的併購費用截至2023年12月31日的年度，與2022年相比增長了2%，達到4.84美元，這是由於股票薪酬前的G&A支出增加，但由於2023年股價下跌，股票薪酬支出下降了43%，部分抵消了這一增長。由於上述相同原因，截至2023年12月31日的年度，扣除股票薪酬後的G&A總支出與2022年相比增長了12%，達到4,580美元萬。
以每桶計，截至2022年12月31日的年度，扣除股票薪酬成本後的G&A費用較2021年增加3%至每桶4.74美元，原因與上述相同原因及股票薪酬支出較高。由於銷售量與2022年基於股票的薪酬支出的增加成比例，每桶的股票薪酬下降了2%。與2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，由於股票薪酬支出增加，扣除股票薪酬後的G&A總支出增加了13%，達到4,100美元萬。
外匯損失
截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，我們的匯兑損失分別為1,180美元萬、260美元萬和2,050美元萬。匯兑損益的主要來源是應收和應付税款、遞延税項資產和負債以及應付賬款的重估。根據公認會計原則，所得税、遞延税金和應付賬款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換算為美元功能貨幣。
下表列出了截至2023年12月31日的過去三年美元兑哥倫比亞比索和加元的變動情況：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
美元兑哥倫比亞比索的變化 | 削弱 | | 加強 | | 加強 |
| 21 | % | | 21 | % | | 16 | % |
美元兑加元變動 | 削弱 | | 加強 | | 始終如一 |
| 2 | % | | 7 | % | | — | % |
金融工具損益
下表列出了截至2023年12月31日止三年各年金融工具損益的性質：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
商品價格衍生品損失 | $ | — | | | $ | 26,611 | | | $ | 48,723 | |
| 外幣衍生品損失 | — | | | — | | | 115 | |
| $ | — | | | $ | 26,611 | | | $ | 48,838 | |
| | | | | |
| 未實現投資損失 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,032 | |
| 投資出售損失 | — | | | — | | | 1,355 | |
| 其他金融工具損失(收益) | 15 | | | (7) | | | (18) | |
| $ | 15 | | | $ | (7) | | | $ | 3,369 | |
所得税徵收和恢復
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前收入 | $ | 106,160 | | | $ | 244,935 | | | $ | 23,136 | |
| | | | | |
| 當期所得税支出 | $ | 55,688 | | | $ | 80,566 | | | $ | 4,479 | |
| 遞延所得税支出(回收) | 56,759 | | | 25,340 | | | (23,825) | |
| 所得税總支出(回收) | $ | 112,447 | | | $ | 105,906 | | | $ | (19,346) | |
| | | | | |
| 實際税率 | 106 | % | | 43 | % | | (84) | % |
截至2023年12月31日的一年，當前所得税支出為5,570美元萬(2022年-8,060美元萬；2021年-4，50億美元萬)。與2022年相比，截至2023年12月31日的年度的當期所得税支出下降，主要原因是應納税所得額減少。
截至2023年、2023年和2022年12月31日止年度的遞延所得税支出分別為5,680美元萬和2,530美元萬，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。截至2021年12月31日止年度的遞延所得税回收為2,380萬，主要原因是哥倫比亞發放估值免税額，但與會計折舊相比的超額税項折舊及利用税項虧損抵銷哥倫比亞的應税收入，部分抵銷了這筆差額。
截至2023年12月31日的一年，我們的有效税率為106%，而2022年為43%。實際税率的增加主要是由於不可抵扣的外匯調整增加、外國税收的影響和其他永久性差異。估值津貼和基於股票的不可扣除薪酬的減少部分抵消了這一減少額。
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。
我們截至2023年12月31日的年度的106%的有效税率與哥倫比亞45%的法定税率之間的差異主要是由於不可抵扣的外匯調整、其他永久性差異、外國税的影響、哥倫比亞不可抵扣的特許權使用費和不可抵扣的基於股票的薪酬的增加。這些減少額因估值津貼減少而被部分抵銷。
截至2022年12月31日止年度，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2,660美元萬的套期保值損失、4,650美元的主要與優先票據有關的融資成本以及2,310美元的股票薪酬和G&A成本，這些都是在沒有確認税收優惠的司法管轄區發生的。這些部分被1,320美元萬的免税外匯收益所抵消。
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。
淨收益(虧損)和運營資金流(非公認會計準則衡量標準) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 2023年第四季度與2023年第三季度比較 | | 更改百分比 | | 2023年第四季度與2022年第四季度比較 | | 更改百分比 | | 截至2023年12月31日的年度與截至2022年12月31日的年度比較 | | 更改百分比 |
比較期淨利潤 | $ | 6,527 | | | | | $ | 33,275 | | | | | $ | 139,029 | | | |
| 增加(減少)由於： | | | | | | | | | | | |
| 銷售量 | (9,865) | | | | | (4,521) | | | | | 67,566 | | | |
| 價格 | (15,112) | | | | | (3,172) | | | | | (141,997) | | | |
| 費用： | | | | | | | | | | | |
| 現金交易費用 | 1,730 | | | | | (1,518) | | | | | (24,479) | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 交通運輸 | (105) | | | | | (1,514) | | | | | (4,349) | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 現金G & A，不包括股票補償費用 | (2,765) | | | | | (3,074) | | | | | (8,216) | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 利息，扣除債務發行成本攤銷 | (3,443) | | | | | (5,361) | | | | | (7,010) | | | |
已實現外匯收益（損失） | 1,016 | | | | | (2,988) | | | | | (24,580) | | | |
| 金融工具結算 | — | | | | | — | | | | | 26,611 | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 當前税收 | 34,361 | | | | | 25,512 | | | | | 24,878 | | | |
| 租賃淨付款 | (180) | | | | | 102 | | | | | 797 | | | |
| 利息收入 | 26 | | | | | (146) | | | | | 1,540 | | | |
運營資金流量淨變化 (1) 從比較時期來看 | 5,663 | | | | | 3,320 | | | | | (89,239) | | | |
| 費用： | | | | | | | | | | | |
| 消耗、折舊和增值 | 2,384 | | | | | (854) | | | | | (35,304) | | | |
存貨減值 | — | | | | | — | | | | | — | | | |
| 遞延税金 | 473 | | | | | (25,045) | | | | | (31,419) | | | |
| 債務發行成本攤銷 | (843) | | | | | (1,678) | | | | | (2,303) | | | |
| 租賃淨付款 | 180 | | | | | (102) | | | | | (797) | | | |
| 基於股票的薪酬 | (43) | | | | | 699 | | | | | 3,327 | | | |
其他非現金損失 | (3,620) | | | | | (3,266) | | | | | (4,895) | | | |
| 金融工具損失，扣除金融工具結算 | (15) | | | | | (22) | | | | | (22) | | | |
未實現外匯（損失）收益 | (2,995) | | | | | 1,384 | | | | | 15,336 | | | |
淨利潤淨變化 | 1,184 | | | | | (25,564) | | | | | (145,316) | | | |
本期淨利潤（虧損） | $ | 7,711 | | | 18 | % | | $ | 7,711 | | | (77) | % | | $ | (6,287) | | | (105) | % |
(1)運營資金流是一項非GAAP指標，不具有GAAP規定的任何標準化含義。有關該指標的定義和對賬，請參閲“財務和運營要點-非GAAP指標”。
2024年工作計劃和資本支出
我們的哥倫比亞發展行動預計將代表93%約佔2024年資本預算的60%-70%，其餘部分分配給勘探活動。
下表顯示了我們2024年資本計劃的細目：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 井數
(毛) | | 井數
(淨額) | | 2024年基本建設預算
(百萬美元) |
| | | | | |
| 發展--哥倫比亞 | 13 - 17 | | 12 - 16 | | 130 - 140 |
| 探險--哥倫比亞和厄瓜多爾 | 6 - 9 | | 6 - 9 | | 80 - 100 |
| 19 - 26 | | 18 - 25 | | 210 - 240 |
我們2024年的基本資本計劃是21000美元的萬到24000美元的萬用於勘探和開發活動。根據2024年指導方針的中點，資本預算預計約60%用於開發，40%用於勘探活動。預計2024年資本計劃中約20%的開發活動將用於支持未來產量增長和提高採收率的設施。
我們預計我們的2024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2024年布倫特原油價格為每桶70美元。
資本計劃
截至2023年12月31日的一年中，資本支出為21890美元萬。
在截至2023年12月31日的一年中，我們在哥倫比亞鑽了以下油井：
| | | | | | | |
| 井數
(毛和淨額) | | |
| 哥倫比亞 | | | |
| 發展 | 17.0 | | | |
| | | |
| 服務 | 8.0 | | | |
| 總計 | 25.0 | | | |
2023年，我們在哥倫比亞鑽了17口開發井和8口服務井，在厄瓜多爾一口井也沒有。在哥倫比亞鑽探的油井中，有13口是在Midas區塊鑽的，12口是在Chaza區塊鑽的。截至2023年12月31日，在17口開發井中，有15口正在生產，兩口正在進行中。
2023年4月11日，我們和Ecopetrol S.A.重新談判了原定於2024年年中結束的Suroriente區塊運營合同的條款，並簽署了Suroriente延續協議。自2023年9月1日(“生效日期”)起，將合同期限延長20年，即我們滿足相關條件先例並獲得監管部門批准的日期。我們繼續是Suroriente區塊的運營商。關於合同延期，吾等支付了620萬的現金對價，並提供了12300萬的信用證(請參閲綜合財務報表附註12)，涉及將於生效日期起三年內作出的承諾資本投資。
流動性與資本資源
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 更改百分比 | | 2022 | | 更改百分比 | | 2021 |
| 現金及現金等價物 | $ | 62,146 | | | (51) | | | $ | 126,873 | | | 386 | | | $ | 26,109 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
信貸安排 | $ | 36,364 | | | 100 | | | $ | — | | | (100) | | | $ | 67,500 | |
| 高級附註 | $ | 536,619 | | | (7) | | | $ | 579,909 | | | (3) | | | $ | 600,000 | |
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，包括手頭現金和運營產生的現金，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。我們打算不時尋求增長機會和收購，這可能需要大量資本，位於我們現有業務之外的盆地或國家，涉及合資企業，或與我們現有的資產和業務相比規模較大。
於截至2023年12月31日止年度內，吾等為擔保人，Gran Tiera Energy Columbia GmbH及Gran Tiera Operations Columbia GmbH為借款人，擁有5,000美元萬的信貸安排，已全額償付，並於2024年2月6日終止。信貸安排下的利息是根據紐約聯邦儲備銀行公佈的有抵押隔夜融資利率加上6.00%的信貸保證金和0.26%的信貸調整利差計算的，而信貸安排下的未支取金額按可用金額計算的年利率為2.10%。在終止之前，信貸安排由我們哥倫比亞的資產和經濟權利擔保，最終到期日為2024年8月15日。截至2023年12月31日，該信貸安排被萬提取了3,640美元。在截至2023年12月31日的年度內，我們產生了11.59%的信貸加權平均利率。
於2023年10月20日，我們完成以24710元萬的6.25釐高級債券(“6.25釐高級債券”)及27580元萬的7.75釐優先債券(“7.75釐高級債券”)交換2029年到期的48760元萬9.50釐高級抵押債券(“9.50釐高級債券”，連同7.75釐高級債券及6.25釐高級債券，即“高級債券”)。24250美元萬的6.25釐優先債券的交換代價包括每1,000美元本金總額的提早參與溢價80美元，其餘的7.75釐優先債券提早參與溢價為27420美元萬，本金總額每1,000美元交換20美元，其餘的7.75%萬7.75%優先債券的提早參與溢價每1,000美元本金交換950美元。此外，本公司按比例向合資格持有人支付現金代價6,000萬，以換取6.25%的優先票據，作為合資格持有人的部分總代價，本金總額為每1,000美元，於提早換股截止日獲接納。投標及接受兑換的優先債券，以及以國庫券形式持有的債券均告取消。6.25%優先票據的交換作為債務清償入賬，產生了530美元的萬收益。7.75%優先票據的交換被計入債務修改，導致與第三方費用有關的6，10美元萬損失。
截至2023年12月31日，我們有2,480美元萬的6.25%優先債券將於2025年到期，2,420美元萬的7.75%優先債券將於2027年到期，以及48760美元萬的9.50%優先債券將於2029年到期。
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。除非提前贖回或回購，否則利率為7.75%的優先債券將於2027年5月23日到期。
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。
該批利率為9.50釐的優先債券，利率為年息9.50釐，由2024年4月15日開始，每半年派息一次，分別於每年4月15日及10月15日派息一次。9.50%的債券將於2029年10月15日到期。
本金為9.50釐的優先債券，本金將償還如下：(I)2026年10月15日，本金的25%；(Ii)2027年10月15日，本金的5%；(Iii)2028年10月15日，本金的30%；及(Iv)2029年10月15日，本金的其餘部分。
2024年2月6日，我們額外發行了10000美元萬的9.50%優先債券，並因此次發行而獲得淨現金收益8,800美元萬。除發行價外，新發行的9.50釐優先債券的條款及條文與於2023年12月31日未償還的原有$48760萬9.50釐優先債券相同，並將在利息支付方面與原來發行的9.50釐優先債券合併。
於截至2023年12月31日止年度內，我們於公開市場購入$800萬之6.25釐優先債券，現金代價為$680萬，包括應付利息$10萬。此次收購帶來了110億美元的萬收益，
包括沖銷遞延融資費10美元萬。截至2023年12月31日，公司取消了之前購買的所有6.25%優先債券。
在截至2023年12月31日的年度內，我們通過多倫多證券交易所、紐約證券交易所或加拿大或美國的另類交易計劃(如果符合條件)實施了股份回購計劃(“2023計劃”)。根據2023年計劃，我們可以按購買時的現行市場價格購買最多3,234,914股普通股，相當於截至2023年10月20日公眾流通股的10%。2023年計劃將持續一年，2024年11月2日到期，如果達到10%的最高限額，則更早到期。
於截至2023年12月31日止年度內，我們根據2023年計劃以加權平均價每股約6.21美元回購1,041,804股普通股，並根據2022年實施的2022年股份回購計劃(“2022年計劃”)按加權平均價每股8.15美元回購1,328,650股普通股。2022年計劃於2023年5月到期，當時達到了10%的最高份額。根據2022年計劃，加權平均每股價格為每股10.59美元。截至2023年12月31日，根據2022年計劃回購的所有3,603,396股和根據2023計劃回購的1,041,804股在回購後被取消。
加拿大和美國境外持有的現金和現金等價物
2023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。
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 現金和現金等值來源： | | | | | |
| 淨(虧損)收益 | $ | (6,287) | | | $ | 139,029 | | | $ | 42,482 | |
對淨(虧損)收入與業務資金流進行調整 | | | | | |
| DD&A費用 | 215,584 | | | 180,280 | | | 139,874 | |
| | | | | |
| 遞延税費(回收) | 56,759 | | | 25,340 | | | (23,825) | |
| 基於股票的薪酬費用 | 5,722 | | | 9,049 | | | 8,396 | |
| 債務發行成本攤銷 | 5,831 | | | 3,528 | | | 3,809 | |
| 未實現匯兑(利得)損失 | (5,085) | | | 10,251 | | | 21,879 | |
其他非現金損失（收益） | 2,297 | | | (2,598) | | | 44 | |
| 衍生工具損失 | — | | | 26,611 | | | 48,838 | |
| 衍生工具的現金結算 | — | | | (26,611) | | | (58,427) | |
其他金融工具損失(收益) | 15 | | | (7) | | | 3,369 | |
| 非現金租賃費用 | 4,967 | | | 2,818 | | | 1,667 | |
| 租賃費 | (3,018) | | | (1,666) | | | (1,621) | |
| | | | | |
來自運營的資金流動(1) | 276,785 | | | 366,024 | | | 186,485 | |
| 非現金營運週轉金變動 | — | | | 64,317 | | | 59,154 | |
| 非現金投資營運資金變化 | — | | | 26,273 | | | 1,431 | |
| 行使股票期權所得收益 | 8 | | | 1,300 | | | 100 | |
| 債務收益，扣除發行成本 | 48,014 | | | — | | | — | |
| 處置投資收益，扣除交易成本 | — | | | — | | | 43,126 | |
現金及現金等值物以及受限制現金及現金等值物的外匯收益 | 5,869 | | | — | | | — | |
| 330,676 | | | 457,914 | | | 290,296 | |
| 現金和現金等值物的使用： | | | | | |
| 物業、廠房和設備的附加費 | (218,882) | | | (236,604) | | | (149,879) | |
| 償還優先票據 | (60,000) | | | — | | | — | |
| 債務收益，扣除發行成本 | — | | | — | | | (228) | |
| 償還債務 | (13,636) | | | (67,803) | | | (122,500) | |
| 租賃費 | (6,527) | | | (2,228) | | | (2,182) | |
| 其他債務收益，扣除發行成本 | (13,351) | | | — | | | — | |
| 非現金營運週轉金變動 | (48,416) | | | — | | | — | |
| 非現金投資營運資金變化 | (7,702) | | | — | | | — | |
| 資產報廢義務現金結算 | (377) | | | (2,630) | | | (805) | |
| 重新購買普通股股份 | (17,300) | | | (27,317) | | | — | |
| 重新購買優先票據 | (6,805) | | | (17,274) | | | — | |
現金及現金等值物以及受限制現金及現金等值物的外匯損失 | — | | | (2,104) | | | (821) | |
| (392,996) | | | (355,960) | | | (276,415) | |
| 現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物淨(減)增 | $ | (62,320) | | | $ | 101,954 | | | $ | 13,881 | |
(1)運營資金流是一項非GAAP指標，不具有GAAP規定的任何標準化含義。有關該指標的定義和對賬，請參閲“財務和運營要點-非GAAP指標”。
合同義務
以下是截至2023年12月31日初始或剩餘不可取消條款超過一年的固定協議和租賃按年份列出的購買義務、未來最低付款額的時間表：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 總 | | 2024 | | 2025-2026 | | 2027-2028 | | 2029年及以後 |
| 信貸安排 | $ | 36,364 | | | $ | 36,364 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
6.25%高級債券 | 24,828 | | | — | | | 24,828 | | | — | | | — | |
7.75%高級債券 | 24,201 | | | — | | | — | | | 24,201 | | | — | |
高級債券9.50% | 487,590 | | | — | | | 121,898 | | | 170,657 | | | 195,035 | |
債務總額 | 572,983 | | | 36,364 | | | 146,726 | | | 194,858 | | | 195,035 | |
利息支付(1) | 217,704 | | | 49,682 | | | 90,583 | | | 61,911 | | | 15,528 | |
| | | | | | | | | |
| 設施 | 8,317 | | | 2,483 | | | 4,952 | | | 882 | | | — | |
| 經營租約 | 12,857 | | | 4,309 | | | 4,909 | | | 3,639 | | | — | |
| 融資租賃 | 31,630 | | | 10,607 | | | 12,310 | | | 8,713 | | | — | |
| 軟件和電信 | 396 | | | 332 | | | 64 | | | — | | | — | |
| 總 | $ | 843,887 | | | $ | 103,777 | | | $ | 259,544 | | | $ | 270,003 | | | $ | 210,563 | |
(1)在假設優先債券將分別持有至2025年2月6日、2027年5月和2029年10月的到期日之前，我們的信貸安排以及6.25%優先債券、7.75%優先債券和9.50%優先債券的利息支付是根據我們的信貸安排計算的。實際結果將與這些估計和假設不同。
在2023年12月31日，我們提供了本票共計22010美元萬(2022年-11110美元萬)，用於支持與勘探合同、蘇洛因特區塊和其他資本或運營要求中所載哥倫比亞和厄瓜多爾的工作承諾擔保有關的信用證。
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9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中提出的截至2023年12月31日財政年度的10-k表格中的以下項目的影響：
減值
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2023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。
不動產、廠房和設備支出
從2018年到2023年，我們在阿科迪奧內羅氣田的天然氣發電設施上產生了2,290美元的萬，主要是通過在氣田回收和使用天然氣發電以及減少發電使用柴油來減少排放。2023年，阿科迪奧內羅油田佔我們產量的52%。截至2023年底，Gran Tiera在我們位於Acordionero、Costayaco、Moqueta、Mono Arana、洛杉磯Cohembi和Juglar氣田的七個設施將天然氣轉換為電力。總體而言，我們將27億標準立方英尺的天然氣轉化為電力，而不是燃燒用於
截至2023年12月31日的年度，自2018年以來已產生2,850美元萬的資本支出。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。在截至2023年12月31日的一年中，Gran Tiera與保護國際組織簽署了一份為期四年的延期協議，以繼續NaturAmazonas項目。除其他好處外，這一延期將導致制定額外的100項恢復協議，以恢復超過250公頃的土地，同時確保自然亞馬遜第一階段的好處持續下去。自2018年以來，我們通過所有的環境努力，種植了150多棵萬樹，保護、保護或重新造林3800多公頃土地。繼續實施以環境保護、節約和退耕還林為重點的工程。
流動資產及流動負債
該等金額屬短期性質，於截至2023年12月31日止年度內，管理層並不知悉與氣候變化及氣候事件有關的項目對該等項目有任何重大影響。2023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。
全成本核算方法和已探明油氣儲量估算對消耗費用計算的影響以及與油氣性質相關的上限測試。
我們根據美國證券交易委員會規則S-X規則4-10對我們的石油和天然氣資產採用全成本會計方法，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”附註2所述。
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。
根據我們在準備估計時獲得的信息，我們相信我們的假設是合理的。然而，隨着正在進行的開發活動和生產業績的額外數據的可用以及經濟狀況影響石油和天然氣價格和成本的變化，這些估計可能會發生重大變化。
管理層負責估計已勘探的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SEC要求編制並普遍接受的
美國石油工程師協會規定的行業慣例。儲量估計至少每年由獨立的油藏工程專家進行評估。
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。上限測試計算要求使用10%的貼現率，並使用資產負債表所涵蓋期間結束日期之前12個月期間的每月1日布倫特原油價格的未加權算術平均值來計算未來淨收入。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。2023年12月31日上限測試對我們已探明儲量未來現金流的標準化衡量估計是基於截至該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。董事會定期與管理層開會，審查儲量過程、結果和相關披露，並任命和會見獨立的油藏工程專家，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，以及就獨立的油藏工程專家而言，他們的獨立性。
截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，我們沒有上限測試減值損失。我們使用的布倫特原油平均價格為$82.51每桶減去2023年12月31日上限測試計算的相應差額(2022年和2021年-分別為97.98美元和68.92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。未探明物業的個別重大成本乃按地震數據、放棄種植面積的計劃或要求、鑽探結果及活動、承諾期內的剩餘時間、剩餘基建計劃及政治、經濟及市場狀況進行個別評估。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(“ARO”)
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，終極
在我們開展業務的國家，隨着標準的發展，環境法律和法規的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。
所得税
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。這一確定涉及許多判斷和假設，幷包括對大宗商品價格、生產和其他經營條件等因素的估計。如果上述任何因素、假設或判斷髮生變化，遞延税項資產可能會發生變化，特別是在我們確定該資產更有可能無法變現的時期內減少。或者，在確定資產更有可能不會變現的情況下，估值津貼可能會被撤銷。
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，匯兑損益主要是由於我們在哥倫比亞的應收賬款、應收税金和應付税金以及遞延税金資產和負債以哥倫比亞對外業務的當地貨幣計價，這是我們的貨幣資產，導致美元對哥倫比亞比索的波動。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匯率每升值1%，應付賬款匯兑損失約40萬美元，應收和應付税款收益約30萬美元，遞延税項資產和負債損失約40萬美元。
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。在2023年12月31日，我們的信貸安排被提取了3,640美元萬(2022年12月31日-未提取)。
我們的投資目標是保護本金和流動性。根據政策，我們通過將投資限制在隔夜利率的高質量銀行債券，或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，來管理我們對市場風險的敞口。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、2023年和2022年12月31日的合併資產負債表、截至2023年12月31日的三年期間各年度的相關合並經營報表、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2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三年期間每年的運營結果和現金流量，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)的標準審計了公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制，依據內部控制--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2024年2月20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。在這種方法下，資本化成本將在估計的已探明油氣儲量上耗盡。如綜合財務報表附註4所述，本公司於截至2023年12月31日止年度錄得耗損及折舊支出209.7,000,000美元，其中部分與哥倫比亞石油及天然氣資產有關。此外，如綜合財務報表附註2所述，本公司在每個季度末按國家/地區進行上限測試計算。在進行季度上限測試時，該公司將已探明石油和天然氣資產的資本化成本限制為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，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限制，本公司將在超過上限的範圍內記錄上限測試減值。如綜合財務報表附註5所述，本公司於2023年並無記錄與哥倫比亞石油及天然氣資產有關的上限減值測試。對已探明儲量的估計用於計算枯竭和上限測試，涉及獨立油藏工程專家的專業知識，他們考慮與預測產量和預測運營、特許權使用費和資本成本相關的假設(儲量假設)。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計算耗竭費用的影響以及與哥倫比亞石油和天然氣屬性有關的上限測試確定為一項重要的審計事項。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。我們對設計進行了評估，並測試了與關鍵審計事項相關的某些內部控制的運作效果。這包括與以下各項相關的控制：
•耗損費用的計算和上限檢驗
•已探明儲量的估算，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2023年的實際生產和運營、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。
/s/畢馬威律師事務所
特許專業會計師
我們自2018年以來一直擔任本公司的審計師
加拿大卡爾加里
2024年2月20日
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： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
石油銷售（注10） | $ | 636,957 | | | $ | 711,388 | | | $ | 473,722 | |
| | | | | |
| 費用 | | | | | |
| 運營中 | 186,864 | | | 162,385 | | | 135,722 | |
| 交通運輸 | 14,546 | | | 10,197 | | | 11,618 | |
消耗、折舊和增值（注4） | 215,584 | | | 180,280 | | | 139,874 | |
| | | | | |
一般和行政（注13） | 45,846 | | | 40,957 | | | 36,263 | |
| | | | | |
匯兑損失 | 11,822 | | | 2,578 | | | 20,477 | |
衍生工具損失（注13） | — | | | 26,611 | | | 48,838 | |
其他金融工具損失（收益）（注13） | 15 | | | (7) | | | 3,369 | |
利息費用（注7） | 55,806 | | | 46,493 | | | 54,381 | |
| 總費用 | 530,483 | | | 469,494 | | | 450,542 | |
| | | | | |
其他（損失）收益（注7） | (2,297) | | | 2,598 | | | (44) | |
| 利息收入 | 1,983 | | | 443 | | | — | |
| 所得税前收入 | 106,160 | | | 244,935 | | | 23,136 | |
| | | | | |
| 所得税費用（恢復） | | | | | |
當前（注11） | 55,688 | | | 80,566 | | | 4,479 | |
延期（注11） | 56,759 | | | 25,340 | | | (23,825) | |
| 112,447 | | | 105,906 | | | (19,346) | |
| 淨收入和綜合（損失）收入 | $ | (6,287) | | | $ | 139,029 | | | $ | 42,482 | |
| | | | | |
每股淨(虧損)收益(1) | | | | | |
–基本型 | $ | (0.19) | | | $ | 3.81 | | | $ | 1.16 | |
–稀釋 | $ | (0.19) | | | $ | 3.76 | | | $ | 1.15 | |
加權平均股份超出-基本（注8） | 33,469,828 | | | 36,445,546 | | | 36,702,290 | |
加權平均股份超出-稀釋（注8） | 33,469,828 | | | 36,928,010 | | | 36,787,339 | |
(1) 反映了我們於2023年5月5日生效的1比10反向股票分割。進一步討論請參閲合併財務報表附註中的注8。
(See合併財務報表附註）
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， |
| | 2023 | | 2022 |
| 資產 | | | |
| 流動資產 | | | |
| 現金及現金等價物 | $ | 62,146 | | | $ | 126,873 | |
| | | |
應收賬款（注3） | 12,359 | | | 10,706 | |
庫存 | 29,039 | | | 20,192 | |
其他流動資產（注13和14） | 8,920 | | | 10,816 | |
| 流動資產總額 | 112,464 | | | 168,587 | |
| | | |
| 石油和天然氣財產（使用完全成本會計法） | | | |
| 證明瞭 | 1,055,070 | | | 1,000,424 | |
| 未經證實 | 54,116 | | | 74,471 | |
| 石油和天然氣資產總數 | 1,109,186 | | | 1,074,895 | |
| 其他資本資產 | 33,664 | | | 26,007 | |
財產、廠房和設備總計（注4） | 1,142,850 | | | 1,100,902 | |
| | | |
| 其他長期資產 | | | |
| 應收税金 | 52,089 | | | 27,796 | |
遞延所得税資產（注11） | 10,923 | | | 22,990 | |
其他長期資產（注13、14） | 7,963 | | | 15,335 | |
| 其他長期資產總額 | 70,975 | | | 66,121 | |
| 總資產 | $ | 1,326,289 | | | $ | 1,335,610 | |
| | | |
| 負債和股東權益 | | | |
| 流動負債 | | | |
應付賬款和應計負債（注6、7、9） | $ | 187,007 | | | $ | 167,579 | |
信貸便利（注7） | 35,609 | | | — | |
應付税款（注11） | 27,219 | | | 58,978 | |
| | | |
股權補償獎勵責任（注8） | 10,419 | | | 15,082 | |
| 流動負債總額 | 260,254 | | | 241,639 | |
| | | |
| 長期負債 | | | |
長期債務（注7） | 519,532 | | | 589,593 | |
遞延所得税負債（注11） | 57,453 | | | 28 | |
資產報廢義務（注9） | 73,029 | | | 63,358 | |
| | | |
股權補償獎勵負債（注8） | 8,750 | | | 16,437 | |
其他長期負債（注13） | 10,877 | | | 6,989 | |
| 長期負債總額 | 669,641 | | | 676,405 | |
| | | |
承付款和或有事項(附註12) | | | |
| | | |
股東權益(1) | | | |
普通股（注8）（32,275,113和36,889,862發佈， 32,246,501和34,615,116普通股流通股，面值美元0.001每股，分別於2023年12月31日和2022年12月31日） | 9,936 | | | 10,272 | |
| 額外實收資本 | 1,249,651 | | | 1,291,354 | |
國庫股（注8） | (163) | | | (27,317) | |
| 赤字 | (863,030) | | | (856,743) | |
| 股東權益總額 | 396,394 | | | 417,566 | |
| 總負債與股東權益 | $ | 1,326,289 | | | $ | 1,335,610 | |
(1)反映了我們於2023年5月5日生效的1比10反向股票分割。進一步討論請參閲合併財務報表附註中的注8。
(See合併財務報表附註）
Gran Tiera Energy Inc.
合併現金流量表
（千美元） | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營活動 | | | | | |
| 淨(虧損)收益 | $ | (6,287) | | | $ | 139,029 | | | $ | 42,482 | |
| 將淨(虧損)收入調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
消耗、折舊和增值（注4） | 215,584 | | | 180,280 | | | 139,874 | |
| | | | | |
遞延税款費用（收回）（注11） | 56,759 | | | 25,340 | | | (23,825) | |
股票補償費用（注8） | 5,722 | | | 9,049 | | | 8,396 | |
債務發行成本攤銷（注7） | 5,831 | | | 3,528 | | | 3,809 | |
| 非現金租賃費用 | 4,967 | | | 2,818 | | | 1,667 | |
| 租賃費 | (3,018) | | | (1,666) | | | (1,621) | |
| 未實現匯兑(利得)損失 | (5,085) | | | 10,251 | | | 21,879 | |
衍生工具損失（注13） | — | | | 26,611 | | | 48,838 | |
衍生工具現金結算（注13） | — | | | (26,611) | | | (58,427) | |
其他金融工具（收益）損失（注13） | 15 | | | (7) | | | 3,369 | |
資產報廢義務現金結算（注9） | (377) | | | (2,630) | | | (805) | |
其他非現金損失（收益）（注7） | 2,297 | | | (2,598) | | | 44 | |
經營活動資產和負債淨變化（注14） | (48,416) | | | 64,317 | | | 59,154 | |
| 經營活動提供的淨現金 | 227,992 | | | 427,711 | | | 244,834 | |
| | | | | |
| 投資活動 | | | | | |
不動產、廠房和設備的增加（注4） | (218,882) | | | (236,604) | | | (149,879) | |
非現金投資營運資金變化 | (7,702) | | | 26,273 | | | 1,431 | |
| | | | | |
處置投資收益，扣除交易成本（注13） | — | | | — | | | 43,126 | |
| 投資活動使用的淨現金（注14） | (226,584) | | | (210,331) | | | (105,322) | |
| | | | | |
| 融資活動 | | | | | |
購買優先票據（注7） | (6,805) | | | (17,274) | | | — | |
高級票據發行成本 | (13,351) | | | — | | | — | |
償還優先票據（注7） | (60,000) | | | — | | | — | |
債務收益，扣除發行成本（注7） | 48,014 | | | — | | | (228) | |
償還債務（注7） | (13,636) | | | (67,803) | | | (122,500) | |
| 租賃費 | (6,527) | | | (2,228) | | | (2,182) | |
| | | | | |
行使股票期權所得款項（注8） | 8 | | | 1,300 | | | 100 | |
回購普通股股份（注8） | (17,300) | | | (27,317) | | | — | |
| 融資活動所用現金淨額 | (69,597) | | | (113,322) | | | (124,810) | |
| | | | | |
| 現金及現金等值物以及受限制現金及現金等值物的外匯收益（損失） | 5,869 | | | (2,104) | | | (821) | |
| | | | | |
| 現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物淨(減)增 | (62,320) | | | 101,954 | | | 13,881 | |
| | | | | |
現金及現金等值物以及受限制現金及現金等值物， 年初（注14） | 133,358 | | | 31,404 | | | 17,523 | |
現金及現金等值物以及受限制現金及現金等值物， 年底（注14） | $ | 71,038 | | | $ | 133,358 | | | $ | 31,404 | |
| | | | | |
補充現金流量披露（注14） | | | | | |
(See合併財務報表附註）
Gran Tiera Energy Inc.
合併股東權益報表
（千美元） | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
股本(1) | | | | | |
| 年初餘額 | $ | 10,272 | | | $ | 10,270 | | | $ | 10,270 | |
反向股票拆分（注8） | (299) | | | — | | | — | |
普通股股份的註銷（注8） | (37) | | | — | | | — | |
普通股發行，扣除發行成本（注8） | — | | | 2 | | | — | |
| 年終餘額 | 9,936 | | | 10,272 | | | 10,270 | |
| | | | | |
| 額外實收資本 | | | | | |
| 年初餘額 | 1,291,354 | | | 1,287,582 | | | 1,285,018 | |
反向股票拆分（注8） | 299 | | | — | | | — | |
普通股股份的註銷（注8） | (44,417) | | | — | | | — | |
股票期權的行使（注8） | 8 | | | 1,298 | | | 100 | |
股票薪酬（注8） | 2,407 | | | 2,474 | | | 2,464 | |
| 年終餘額 | 1,249,651 | | | 1,291,354 | | | 1,287,582 | |
| | | | | |
| 庫存股 | | | | | |
| 年初餘額 | (27,317) | | | — | | | — | |
購買庫藏股（注8） | (17,300) | | | (27,317) | | | — | |
註銷庫藏股（注8） | 44,454 | | | — | | | — | |
| 年終餘額 | (163) | | | (27,317) | | | — | |
| | | | | |
| 赤字 | | | | | |
| 年初餘額 | (856,743) | | | (995,772) | | | (1,038,254) | |
| 淨(虧損)收益 | (6,287) | | | 139,029 | | | 42,482 | |
| | | | | |
| 年終餘額 | (863,030) | | | (856,743) | | | (995,772) | |
| | | | | |
| 股東權益總額 | $ | 396,394 | | | $ | 417,566 | | | $ | 302,080 | |
(1)反映了我們於2023年5月5日生效的1比10反向股票分割。進一步討論請參閲合併財務報表附註中的注8。
(See合併財務報表附註）
Gran Tiera Energy Inc.
合併財務報表附註
截至2023年12月31日、2023年、2022年及2021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 Tierra Energy Inc.，一家特拉華州公司（“公司”或“Gran Tierra”）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
合併財務報表是根據美國公認會計原則（“GAAP”）編制的。
重要的會計政策是：
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。某些估計及判斷在作出估計或判斷時所依據的假設與涉及重大估計不確定性的事項有關，或屬主觀的，則對該等估計及判斷有重大影響。這些估計和判斷包括但不限於：
•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、預測的運營和特許權使用費、資本成本假設，以及在某些情況下預測的商品價格；
•損耗、折舊和增值(“DD&A”)；
•從不受枯竭影響的石油和天然氣資產轉移到可枯竭基地的時間；
•已探明油氣資產減值，採用美國證券交易委員會S-X規則4-10規定的石油和天然氣資產全成本核算方法確定；
•資產報廢債務；
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。
本公司的一些估計和判斷對合並財務報表有重大影響，但不涉及估計不確定性的重大主觀性。這些估計和判斷包括但不限於；
•所得税；以及
•基於股票的薪酬
•預付權益遠期(“PEF”)；
•經營租賃和融資租賃；以及
•債務清償和債務修改會計
•評估法律和其他意外情況的可能後果；
現金和現金等價物
本公司將所有原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。歷史損失率進行調整，以反映該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。本公司使用等值數量的公司普通股的預付股本遠期，以確定其現金結算的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
所得税採用資產負債法確認，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。
公司按照美國證券交易委員會S-X規則4-10規定，每季度進行一次上限測試計算。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、放棄種植面積的計劃或要求、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。對於尚未建立準備金基數的國家，減值計入淨收益或虧損。
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。本公司於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，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。
債務清償和債務修改會計
本公司將債務重組或交換債務交易視為債務清償或債務修改。對於不涉及轉換選擇權的工具，如果新債務工具條款下的現金流量現值與原始債務工具條款下剩餘現金流量的現值至少相差10%，本公司將債務交換確認為清償。如果債務交換被計入債務清償，包括未攤銷遞延融資費用在內的原始債務的賬面價值將從我們的資產負債表中取消確認，而新債務將按其公允價值減去適用的遞延融資費用確認，原始債務的賬面淨值與新債務的公允價值之間的差額在綜合經營報表中確認為損益。如果債務工具的條款發生變更或修改，而現值基礎上的現金流量影響小於10%，則該債務工具不被視為有實質性差異，本公司將該債務工具作為債務修改進行會計處理。如果債務交換被計入債務修改，資產負債表上原始債務賬面金額的變化將調整為修訂後現金流量的淨現值，調整後的調整將被視為資本成本，並在我們的經營報表上作為利息支出的調整攤銷。
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，管理層考慮了《會計準則彙編》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薪酬獎勵，費用在三年制歸屬期間以各報告日期對獎勵公允價值的最新估計為基礎，定期變化確認為補償成本，相應的負債變化。
該公司使用歷史數據來估計Black-Scholes-Merton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。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。
每股淨收益或每股虧損
基本淨收入或虧損 每股收益通過除以淨收入計算或虧損 普通股股東應佔股數除以每期已發行和已發行普通股的加權平均數。攤薄淨收益或損失每股收益的計算方法是根據等價物的攤薄效應(如有)調整已發行普通股的加權平均股數。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
世界一些地區持續不斷的衝突的影響，再加上能源市場的波動、利率和通貨膨脹率的上升以及供應鏈的限制，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。
近期發佈的會計公告
2023年10月，財務會計準則委員會(“FASB”)發佈了會計準則更新(ASU)2023-06“信息披露改進”。本ASU包括對各種主題的披露和演示要求的更新。受影響的主題包括：現金流量表的更新、承諾、每股收益、衍生品和對衝、採掘活動和信用風險披露等。本規定應前瞻性適用，生效日期為美國證券交易委員會從S-X規定中刪除相關披露之日
生效，禁止及早採用。本公司預期採用本準則不會對本公司綜合財務報表的列報及披露產生重大影響，因為本公司目前須遵守S-X相關規定的列報及披露。
2023年11月，FASB發佈了ASU 2023-07《可報告分部披露的改進》，用於所有公共實體的中期和年度財務報告，包括那些只有一個可報告分部的實體。ASU 2023-07要求每個可報告分部披露定期提供給首席運營決策者的重大分部費用、其他分部項目的金額和構成、在評估分部業績時對分部損益的衡量、如果首席運營決策者使用資源如何分配以及首席運營決策者的頭銜和職位。如果一個公共實體披露了一個單獨的可報告分部，它應該確定首席運營決策者在評估分部業績和決定如何分配資源時使用的一個或多個分部損益衡量標準。公共實體必須重寫前期分部費用信息，以符合本期列報，除非這樣做是不可行的。本ASU適用於2023年12月15日以後的會計期間和2024年12月15日之後的財政年度內的中期，並應追溯適用於財務報表中列報的所有期間，並允許及早採用。公司採用ASU 2023-07，自2024年1月1日起生效。
2023年12月，FASB發佈了ASU 2023-09《所得税披露的改進》。ASU 2023-09加強了所得税披露，使投資者能夠更好地瞭解實體在司法管轄區税收法規潛在變化和相關風險和機會、影響現金流預測的所得税信息以及增加未來現金流的潛在機會方面的風險敞口。本ASU在2024年12月15日之後的年度內有效，應前瞻性應用，並允許追溯應用。於2023年12月31日，本公司對其所得税披露進行了評估，並不認為採用ASU 2023-09會對所得税披露產生重大影響。
3. 應收帳款
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 貿易 | $ | 5,812 | | | $ | 5,601 | |
| 其他 | 6,547 | | | 5,105 | |
| 應收賬款總額 | $ | 12,359 | | | $ | 10,706 | |
4. 物業、廠房及設備
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 石油和天然氣性質 | | | |
| 證明瞭 | $ | 4,876,185 | | | $ | 4,617,804 | |
| 未經證實 | 54,116 | | | 74,471 | |
| | 4,930,301 | | | 4,692,275 | |
其他(1) | 73,505 | | | 61,386 | |
| 5,003,806 | | | 4,753,661 | |
| 累計損耗、折舊和減損 | (3,860,956) | | | (3,652,759) | |
| $ | 1,142,850 | | | $ | 1,100,902 | |
(1)“其他”類別包括美元53.3融資租賃和經營租賃使用權資產百萬美元，其淨資產淨值為美元32.4截至2023年12月31日，百萬（2022年12月31日-美元38.9百萬美元，淨資產為美元24.6百萬)。
2023年4月11日，公司與Ecopetrol SA重新談判了公司Suroriente區塊運營權的合同條款，該合同原定於2024年中期結束，並簽署了Suroriente延續協議。合同期限延長至 20自2023年9月1日（“生效日期”）（公司滿足相關先決條件並收到監管機構批准之日）起計算年。該公司繼續擔任Suroriente區塊的運營商。就合同延期而言，公司支付了現金對價美元6.2百萬美元，並提供了金額為$的信用證123.0百萬歐元(附註12)與承諾的資本投資有關三年制自生效日期起的期間。
於截至2023年12月31日止年度，本公司訂立與發電設備有關的新租賃合同，並資本化$12.4與這些合同相關的百萬使用權資產。
截至2023年12月31日的年度，物業、廠房和設備的損耗和折舊費用為#美元。209.7百萬(2022年--美元)175.8百萬；2021年--美元135.7百萬)。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2023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2023年12月31日之前不會耗盡的費用，將在下一年內轉移到可耗盡的基地五年.
以下是截至2023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 |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 在2021年之前 | | 總 |
| 採購成本-哥倫比亞 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 5,161 | | | $ | 5,161 | |
| 勘探成本-哥倫比亞 | 2,743 | | | 6,742 | | | 1,736 | | | 24,711 | | | 35,932 | |
| 勘探成本-厄瓜多爾 | 10,380 | | | 499 | | | 472 | | | 1,672 | | | 13,023 | |
| $ | 13,123 | | | $ | 7,241 | | | $ | 2,208 | | | $ | 31,544 | | | $ | 54,116 | |
5. 資產減值
截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度，公司擁有不是上限測試減值損失。根據公認會計原則，Gran Tiera使用了每月第一天布倫特原油價格的未加權算術平均值共$82.51 p2023年12月31日上限測試計算的ER bbl(2022年12月31日和2021年12月31日-$97.98及$68.92分別為每桶)。
本公司已在石油及天然氣資產減值評估中考慮全球不斷髮展的能源需求及非化石燃料替代能源的全球發展所帶來的影響。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15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2023年儲量報告，與已探明儲量相關的大部分現金流預計將在潛在的碳基能源消除之前實現。
在2023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。
6. 應付賬款和應計負債
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 貿易 | $ | 122,709 | | | $ | 114,263 | |
| 版税 | 2,636 | | | 2,760 | |
| 員工薪酬 | 6,221 | | | 3,051 | |
| 其他 | 55,441 | | | 47,505 | |
| $ | 187,007 | | | $ | 167,579 | |
7. 債務和債務發行成本
公司2023年12月31日和2022年12月31日的債務情況如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 當前 | | | |
信貸安排 | $ | 36,364 | | | $ | — | |
| 未攤銷債務發行成本 | (755) | | | — | |
| $ | 35,609 | | | $ | — | |
長期 | | | |
6.25高級附註百分比 | $ | 24,828 | | | $ | 279,909 | |
7.75高級附註百分比 | 24,201 | | | 300,000 | |
9.50高級附註百分比 | 487,590 | | | — | |
未攤銷優先票據折扣 | (27,958) | | | (4,138) | |
未攤銷債務發行成本 | (15,679) | | | (6,854) | |
長期租賃義務 (1) | 26,550 | | | 20,676 | |
| $ | 519,532 | | | $ | 589,593 | |
債務總額 | $ | 555,141 | | | $ | 589,593 | |
(1)租賃義務的當前部分已納入 應付賬款和應計負債公司資產負債表上
和總額為$12.1截至2023年12月31日，百萬（2022年12月31日-美元4.8百萬)。
高級附註
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 6.25%高級債券 | | 7.75%高級債券 | | 高級債券9.50% |
高級筆記，2022年12月31日 | $ | 279,909 | | | $ | 300,000 | | | $ | — | |
在公開市場購買 (1) | (8,000) | | | — | | | — | |
本金兑換 9.50高級附註百分比(2) | (247,081) | | | (275,799) | | | 522,782 | |
提前參與保費和本金兑換折扣 (3) (4) | — | | | — | | | 24,808 | |
本金付款 (5) | — | | | — | | | (60,000) | |
高級票據本金，2023年12月31日 | $ | 24,828 | | | $ | 24,201 | | | $ | 487,590 | |
(1) 截至2023年12月31日止年度，公司在公開市場購買了美元8.0百萬美元6.25%現金對價為美元的優先票據6.8萬購買結果是美元1.1百萬收益，其中包括核銷的遞延融資費美元0.1萬購買收益記錄在公司綜合經營報表中的“其他收益”中。公司取消了之前購買的所有商品 6.25截至2023年12月31日的%優先票據。
(2) $247.1百萬美元6.25%高級票據本金和美元275.8百萬美元7.75%高級票據本金兑換為淨美元487.6新發行百萬 9.50高級註釋百分比。
(3)早期參與溢價為美元80每1，000美元本金總額和美元20每1，000美元總本金金額 6.25高級附註和百分比7.75%高級票據分別。$242.5百萬美元和美元274.2百萬美元6.25高級附註和百分比7.75%高級票據分別兑換了這些條款。
(4) $4.6剩餘本金以1，000美元和美元兑換1.6剩餘本金以950美元兑換為每1，000美元的總本金金額 6.25高級附註和百分比7.75高級註釋分別為%。
(5) 公司支付了現金對價美元60.0百萬美元用於6.25在提前交換截止日期之前提交併接受的每1，000美元本金總額，按比例交換優先票據，作為向合格持有人總對價的一部分。
投標並接受兑換的優先票據以及之前作為國債持有的票據均被註銷。的交換 6.25%優先票據被計入債務消滅。並導致收益美元5.3萬交流 7.75%優先票據被視為債務修改並導致損失美元6.1百萬與第三方費用有關。
截至2023年12月31日，公司擁有24.2百萬美元7.75% 2027年到期的優先票據，美元24.8百萬美元6.25% 2025年到期的優先票據和美元487.6800萬新發行的債券9.50% 2029年到期的優先票據。
這個7.75優先債券的息率為7.75每年%，從2019年11月23日開始，每年5月23日和11月23日每半年支付一次。的 7.75%優先票據將於2027年5月23日到期，除非提前贖回或回購。
本公司可贖回全部或部分7.75優先債券另加適用於贖回日期的應計及未付利息，贖回價格如下：2024-101.938%；2025年，此後-100%.
這個6.25優先債券的息率為6.25自2018年8月15日起，每年2月15日和8月15日每半年拖欠一次。這個6.25除非提前贖回或回購，否則優先債券將於2025年2月15日到期。
本公司可贖回全部或部分6.25優先債券另加適用於贖回日期的應計及未付利息，贖回價格如下：2024年及以後-100%.
這個9.50優先債券的息率為9.50自2024年4月15日起，每年4月15日和10月15日每半年支付一次欠款。這個9.50%優先債券將於2029年10月15日到期，除非提前贖回或重新購買。
本金金額為9.50優先債券的償還率如下：(I)2026年10月15日25本金的%；。(Ii)2027年10月15日，5本金的%；。(Iii)2028年10月15日，30本金的%；及(Iv)2029年10月15日本金的剩餘部分。
在2026年10月15日之前，本公司可隨時贖回35本金總額的%9.50優先債券，贖回價格相當於109.50本金的%。此外，本公司可贖回全部或部分9.50高級註釋百分比：
(I)2026年10月15日前，贖回價格相等於100本金百分比加上適用的保費，取下列兩者中較大者：
•1本金的%9.50高級註釋百分比，以及
•贖回價格的現值加上所有需要支付的利息的超額部分，該利息支付是按照等於贖回日國庫利率的貼現率計算的0.5%到期，不包括應計但未付的利息，超過未償還的本金金額9.50高級附註百分比
(Ii)在2026年10月15日或該日後，按以下贖回價格贖回：2026年-104.750%; 2027 -102.375%；2028年，此後-100%.
如果公司發生控制權變更，持有人可以要求公司以現金方式回購其全部或部分9.50控制變更時的優先票據百分比回購價格等於101本金的%加上應計利息和未付利息，但不包括控制權變更回購日期。
2024年2月6日，該公司額外發行了美元100.0百萬美元9.50%高級票據，並收到淨現金收益#美元88.0這次發行的結果是100萬美元。新發行的9.50除發行價外，高級債券的條款和規定與美元相同487.6百萬9.50截至2023年12月31日的未償還優先債券百分比，並將與原來發行的債券合併9.50與利息支付有關的優先票據百分比。
信貸安排
於截至2023年12月31日止年度內，本公司作為擔保人，Gran Tiera Energy Columbia GmbH及Gran Tiera Operations Columbia GmbH作為借款人，修訂及重述其與全球大宗商品行業市場領先者的信貸安排。作為重述的一部分，最初的承付款從#美元調整為100百萬至美元50百萬美元(保持高達額外$的潛在選項50100萬美元，有待貸款人批准)。此外，根據信貸安排修正案，提款的可用期延長至2023年12月31日，之後信貸安排不再預支。信貸安排繼續根據紐約聯邦儲備銀行公佈的有擔保隔夜融資利率計息，外加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。信貸安排以公司在哥倫比亞的資產和經濟權利為擔保，最終到期日為2024年8月15日。截至2023年12月31日，信貸安排提取了$36.4百萬美元。截至2023年12月31日止年度，本公司的信貸加權平均利率為11.59%.
根據信貸安排的條款，本公司須遵守下列財務契約：
i.全球覆蓋率至少為150%，使用本公司截至最終到期日的綜合未來現金流量的淨現值計算，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，其基礎是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%。
截至2023年12月31日，本公司遵守了上述所有公約。
2024年2月6日，信貸安排項下的未償還餘額已全額償還，信貸安排終止。
租契
截至2023年12月31日止年度，本公司記錄三新的發電設備融資租賃總額為#美元12.4它們的使用壽命從一至三年和加權平均貼現率7.31%.
截至2023年12月31日，公司的融資租賃剩餘使用年限為一至四年和加權平均貼現率8.45%和經營租賃的剩餘使用壽命範圍從 一至五年和加權平均貼現率8.01%.
利息支出
下表列出了隨附綜合經營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： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 合同利息和其他融資費用 | $ | 49,975 | | | $ | 42,965 | | | $ | 50,572 | |
| 債務發行成本攤銷 | 5,831 | | | 3,528 | | | 3,809 | |
| $ | 55,806 | | | $ | 46,493 | | | $ | 54,381 | |
該公司因發行債券而產生債務發行成本 9.50%優先票據及其信貸安排。截至2023年12月31日，未攤銷債務發行成本餘額已作為債務賬面值的直接扣除列報，並在債務期限內使用實際利率法攤銷至利息費用。
8. 股本
| | | | | |
| 普通股股份 |
已發行和發行股票，2020年12月31日 | 36,698,156 | |
| 行使的期權 | 16,294 | |
已發行和發行股票，2021年12月31日 | 36,714,450 | |
| 行使的期權 | 175,412 | |
發行股份，2022年12月31日 | 36,889,862 | |
回購股份 (1) | (2,274,746) | |
已發行和已發行股份，2022年12月31日 | 34,615,116 | |
| 行使的期權 | 1,839 | |
| 重新購買並註銷的股票 | (2,341,842) | |
已發行股份，2023年12月31日 | 32,275,113 | |
| 庫存股 | (28,612) | |
於2023年12月31日發行及發行的股份 | 32,246,501 | |
(1 2,274,746在截至2023年12月31日的一年中，2022年回購的股票被取消。
公司的法定股本包括82百萬股股本，其中57百萬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。
2023年5月5日，公司完成了對公司普通股的10股1股反向拆分。作為反向股票拆分的結果，公司每十股已發行普通股自動合併為一股已發行普通股，每股面值不變。所有的股票和每股數字都進行了調整，以反映反向股票拆分。由於反向股票拆分，公司的已發行期權也進行了按比例調整，以提高行使價格並減少行使時可發行的股票數量。
股份回購計劃
於截至2023年12月31日止年度內，本公司透過多倫多證券交易所、紐約證券交易所美國證券交易所或加拿大或美國另類交易計劃(如符合資格)實施股份回購計劃(“2023計劃”)。根據2023計劃，該公司能夠購買最多3,234,914普通股，代表10截至2023年10月20日，按購買時的現行市場價格計算，有%的公眾浮動。2023年計劃將持續一年，2024年11月2日或更早到期，如果10已達到最大百分比。
於截至2023年12月31日止年度內，本公司回購1,041,804普通股的加權平均價約為$6.212023計劃下的每股收益和1,328,650加權平均價為$$的股票8.15在2022年實施的2022年計劃下的每股收益，其條款與2023年計劃類似。2022年計劃於2023年5月到期，當時10已達到最大份額百分比。根據2022年計劃，加權平均每股價格為1美元10.59每股。截至2023年12月31日，所有3,603,396根據2022計劃回購的股份和1,013,192根據2023計劃回購的股票在回購後被取消。
股權補償獎
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2023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佃户 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 2,330,610共享至3,980,610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3,980,610共享至5,480,610股2022年5月4日，Gran Tierra股東批准了對公司2007年股權激勵計劃的修正案，將可供發行的普通股從 5,480,610共享至5,980,610股份。
下表提供了截至2023年12月31日止年度有關NSO、DS U和股票期權活動的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| PSU | | DSU | | 股票期權 |
| 已發行股票單位數量 | | 已發行股票單位數量 | | 未行使股票期權數量 | | 加權平均行使價(美元) |
平衡，2022年12月31日 | 3,152,823 | | | 656,186 | | | 1,730,286 | | | 11.52 | |
| 授與 | 2,288,515 | | | 120,424 | | | 461,858 | | | 8.39 | |
| 已鍛鍊 | (1,523,408) | | | — | | | (1,839) | | | 4.17 | |
| 被沒收 | (21,574) | | | — | | | (24,072) | | | 7.04 | |
| 過期 | — | | | — | | | (138,426) | | | 25.30 | |
餘額，2023年12月31日 | 3,896,356 | | | 776,610 | | | 2,027,807 | | | 9.93 | |
於2023年12月31日獲得授權並可行使 | | | | | 1,232,629 | | | 10.13 | |
於2023年12月31日在期權有效期內歸屬或預計歸屬 | | | | | 2,002,537 | | | 9.93 | |
截至2023年12月31日止年度，股票補償費用s $5.7百萬 (2022 - $9.0百萬；2021年--美元8.4百萬）並計入G & A費用。
2023年12月31日，有 $8.6百萬(2022年12月31日--$10.5百萬）與未歸屬的PSU和股票期權相關的未確認補償成本將在加權平均期內確認 1.7年份.加權平均入住g合同t於2023年12月31日已歸屬或預計將歸屬的期權數量為 2.3年份.
PSU
PSU使持有人有權根據公司的選擇在此類單位歸屬時收取公司普通股的相關股份數量或等於相關股份價值的現金付款。MPS將在之後懸崖背心 三年，但須視受助人的繼續僱用而定。歸屬後，普通股的基礎數量或相當於其價值的現金付款範圍可能從 零至200根據公司在適用績效目標方面的表現，歸屬的PFA數量的%。 截至2023年12月31日，1.8百萬(2022年12月31日 - 1.2百萬)的PSU已被授予並將以現金結算。截至2023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、2021年和2022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；
2023年獎項：25%的賠償金取決於遵守財務契約和#美元。20萬自由現金流 (1);
和
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。一旦特斯拉獲得授權，它就會立即得到解決。於截至2023年12月31日止年度內，獲授予者已獲授予董事資格，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格持有的普通股份額。行使價格等於授予和歸屬時普通股的市場價格 三年.授予的股票期權的期限為 五年或三個月在承授人結束對公司的服務後，以先發生者為準。
截至2023年12月31日的年度，1,839股票期權被行使，美元8.0已收到一千現金收益（2022 - 175,412股票期權被行使，美元1.3已收到百萬現金收益，2021年- 16,294股票期權被行使，美元0.1已收到百萬現金收益）。
於2023年和2022年12月31日，未行使股票期權的加權平均剩餘合同期限為s 2.3和2.5分別為年和 可行使的股票期權是 1.5和1.9分別是幾年。
每份股票期權獎勵的公允價值是在授予日期使用Black-Scholes Merton期權定價模型基於下表中所述的假設估計的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 股息率(每股) | 無 | | 無 | | 無 |
| 波動率 | 82%到 90% | | 77%到 81% | | 71%到 80% |
| 加權平均波動率 | 88 | % | | 77 | % | | 78 | % |
| 無風險利率 | 3.6%到 4.7% | | 1.4%到 4.0% | | 0.4%到 0.9% |
| 預期期限 | 4 - 5年份 | | 5年份 | | 4 - 5年份 |
截至2023年12月31日止年度授予的期權的加權平均授予日期公允價值為 $5.57 (2022 - $8.83; 2021 - $4.67）每個選項。截至2023年12月31日止年度歸屬期權的加權平均授予日期公允價值為 $4.77(2022 - $5.81; 2021 - $5.19）每個選項。截至2023年12月31日止年度歸屬的股票期權的總公允價值為 $2.3百萬 (2022 - $2.2百萬；2021年--美元2.1百萬)。
加權平均未償還股份
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 已發行普通股加權平均數 | 33,469,828 | | | 36,445,546 | | | 36,702,290 | |
| 根據股票期權可發行的股份 | — | | | 1,184,732 | | | 159,210 | |
| 假設從股票期權收益中購買的股份 | — | | | (702,268) | | | (74,161) | |
| 已發行稀釋普通股加權平均數 | 33,469,828 | | | 36,928,010 | | | 36,787,339 | |
截至2023年12月31日止年度，所有期權 由於期權具有反稀釋作用，因此被排除在每股稀釋（虧損）收益計算之外 (2022 - 590,025; 2021 - 1,555,982)
9. 資產報廢義務
與公司石油和天然氣資產相關的資產報廢義務的公允價值變化如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 年初餘額 | $ | 63,499 | | | $ | 54,525 | |
| 招致的責任 | 4,671 | | | 5,025 | |
| 聚落 | (377) | | | (2,630) | |
| 吸積 | 5,387 | | | 4,498 | |
| 修訂估計負債 | 328 | | | 2,081 | |
| 年終餘額 | $ | 73,508 | | | $ | 63,499 | |
| | | |
當前(1) | $ | 479 | | | $ | 141 | |
| 長期的 | $ | 73,029 | | | $ | 63,358 | |
| 年終餘額 | $ | 73,508 | | | $ | 63,499 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
(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。於2023年12月31日，為清償資產報廢義務而受到法律限制的資產的公允價值為#美元。8.9百萬美元(2022年12月31日-$6.5百萬)。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14)。
10. 收入
截至年底止年度2023年12月31日，該公司開始在厄瓜多爾銷售。該公司的所有收入來自石油銷售，價格反映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(哥倫比亞銷售)和Oriente(厄瓜多爾銷售)原油差價以及每月的質量和運輸折扣進行調整。截至2023年12月31日的年度，100%(2022年和2021年-100%)來自石油銷售以及質量和運輸折扣的收入18% (2022 - 17%; 2021 - 15%)的洲際交易所布倫特原油價格。於截至2023年12月31日止年度內，本公司的產品主要售予一家主要客户，97佔哥倫比亞總銷售額的百分比，以及1厄瓜多爾的百分比(2022-2，代表78%和22佔哥倫比亞和2021年總銷量的%-三，代表 66%, 19%和12佔哥倫比亞總銷量的%）。
截至2023年、2022年、2021年12月31日，應收賬款包括 零與每年12月產量相關的應計銷售收入。
11. 税費
報告的所得税費用和追回與通過對所得税前收入（損失）應用法定税率計算的金額不同，原因如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前收入(虧損) | | | | | |
| 美國 | $ | (40,589) | | $ | (38,161) | | $ | (31,329) |
| 外國 | 146,749 | | 283,096 | | 54,465 |
| 106,160 | | 244,935 | | 23,136 |
法定費率(1) | 45 | % | | 35% | | 31% |
| 預期所得税費用 | 47,772 | | 85,727 | | 7,172 |
| 外國税收的影響 | 21,139 | | 8,876 | | 9,723 |
| 外幣折算 | 39,995 | | (4,641) | | 14,450 |
| 基於股票的薪酬 | 2,127 | | 5,804 | | 1,708 |
| 更改估值免税額 | (10,632) | | 2,386 | | (53,434) |
| 哥倫比亞不可扣除的第三方版税 | 3,253 | | 3,422 | | 1,568 |
| 其他永久性差異 | 8,793 | | 4,332 | | (1,058) |
不可抵扣的投資損失 | — | | — | | 525 |
| 所得税總支出(回收) | $ | 112,447 | | $ | 105,906 | | $ | (19,346) |
| | | | | |
| 實際税率 | 106 | % | | 43% | | (84)% |
| | | | | |
| 當期所得税支出 | | | | | |
| | | | | |
| 外國 | 55,688 | | 80,566 | | 4,479 |
| 55,688 | | 80,566 | | 4,479 |
| 遞延所得税支出(回收) | | | | | |
| 外國 | 56,759 | | 25,340 | | (23,825) |
| 所得税總支出(回收) | $ | 112,447 | | $ | 105,906 | | $ | (19,346) |
(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2023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收改革法案，該法案於2023年1月1日生效。這項改革包括對適用於石油公司的所得税制度進行重大改革，包括取消現金支付的特許權使用費、在計算應納税所得額時與實物特許權使用費相關的成本，以及在目前35%的税率基礎上引入附加費。附加費是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的。當納税年度的布倫特原油價格超過歷史價格區間的第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%。2023年當期和遞延所得税的計算是根據10%的附加税編制的，綜合所得税税率為45%。此外，在截至2023年12月31日的一年中，憲法法院宣佈，禁止石油、天然氣和採礦公司出於所得税目的扣除支付給哥倫比亞政府的不可再生自然資源特許權使用費，這是違憲的。本公司已考慮這些變動對其所得税撥備的影響。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的遞延税項負債和資產的組成部分：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 |
| 營業虧損結轉的税收優惠 | $ | 29,448 | | | $ | 53,720 | |
超出計税基準的賬面基準 | (86,510) | | | (20,349) | |
外國税收抵免 | 66,515 | | | 66,515 | |
其他應計項目 | 51,022 | | | 37,185 | |
| 減值準備前的遞延税項資產 | 60,475 | | | 137,071 | |
| 估值免税額 | (107,005) | | | (114,109) | |
遞延税金(負債)淨資產 | $ | (46,530) | | | $ | 22,962 | |
| | | |
遞延税項資產 | 10,923 | | | 22,990 | |
| | 10,923 | | | 22,990 | |
| | | |
| | | |
遞延税項負債 | 57,453 | | | 28 | |
| 57,453 | | | 28 | |
遞延税金(負債)淨資產 | $ | (46,530) | | | $ | 22,962 | |
於2023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$58.8百萬(2022年--美元)91.3百萬，2021年--美元62.1100萬)用於美國的聯邦目的，從2031年到2042年到期。
於2023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$16.5百萬(2022年--美元)40.7百萬，2021年--美元102.4百萬美元)，總額為$20.31000萬美元用於哥倫比亞的聯邦用途，其中一些將從2031年到期到2034年，大部分將無限期結轉。
截至2023年12月31日，Gran Tiera擁有$0.8在綜合資產負債表的遞延税項資產及當期税項負債中計入未確認税項優惠及相關利息及罰金的百萬元。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。本公司於截至2023年12月31日止年度的綜合經營報表內並無其他與税項相關的重大權益或罰金。該公司及其子公司在美國和某些其他外國司法管轄區提交所得税申報單。本公司在某些司法管轄區須就截至2017至2023年的課税年度進行所得税審查。
12. 承付款和或有事項
購買義務、確定協議和租賃
截至2023年12月31日，剩餘期限超過一年的不可撤銷協議下的未來最低付款如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度 |
| （千美元） | 總 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 | | 此後 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 設施 | 8,317 | | | 2,483 | | | 2,476 | | | 2,476 | | | 882 | | | — | | | — | |
經營租約(1) | 12,857 | | | 4,309 | | | 2,951 | | | 1,958 | | | 1,985 | | | 1,654 | | | — | |
融資租賃(1) | 31,630 | | | 10,607 | | | 7,322 | | | 4,988 | | | 3,179 | | | 5,534 | | | — | |
| 軟件和電信 | 396 | | | 332 | | | 64 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| $ | 53,200 | | | $ | 17,731 | | | $ | 12,813 | | | $ | 9,422 | | | $ | 6,046 | | | $ | 7,188 | | | $ | — | |
(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。
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2023年12月31日，公司累計提供信用證等信用支持吳元元220.1百萬(2022年12月31日--美元111.1作為勘探合同、Surorie區塊(附註4)和其他資本或業務要求中所載哥倫比亞和厄瓜多爾工作承諾擔保的擔保。
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。
13. 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
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(1)、應收賬款、PEF、其他長期資產、應付賬款和應計負債、信貸便利、長期債務和其他長期負債。公司計量資產和負債公允價值的估值技術在隨後的披露中進行了説明。
公允價值計量
下表列出了該公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的金融工具的公允價值計量： | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| （千美元） | | | |
| 1級 | | | |
| 資產 | | | |
PEF-電流(1) | $ | 5,630 | | | $ | 5,981 | |
PEF-長期(2) | — | | | 9,975 | |
| $ | 5,630 | | | $ | 15,956 | |
| | | |
| 負債 | | | |
6.25高級附註百分比 | $ | 22,994 | | | $ | 243,801 | |
7.75高級附註百分比 | 20,744 | | | 241,455 | |
9.50高級附註百分比 | 429,018 | | | — | |
| $ | 472,756 | | | $ | 485,256 | |
| 2級 | | | |
| 資產 | | | |
受限現金和現金等價物--長期(2) | $ | 7,750 | | | $ | 5,343 | |
| $ | 7,750 | | | $ | 5,343 | |
(1)計入公司資產負債表中的其他流動資產
(2) 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
由於該等工具的短期到期日，現金及現金等價物、流動受限現金及現金等價物、應收賬款、應付賬款及應計負債及信貸安排的公允價值與其賬面值相若。
受限現金--長期
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
為了減少公司普通股在已發行的PSU和DSU上的交易價格變化的風險，公司成立了PEF。在期限結束時，交易對手將向公司支付一筆相當於按估值日公司普通股價格計算的股票名義金額的金額。本公司有權增加或減少PEF的名義金額或提前終止協議。截至2023年12月31日，公司的PEF名義金額為1.0百萬股，公允價值為$5.6百萬美元。截至2023年12月31日止年度，本公司錄得虧損$5.0PEF的G&A費用為百萬美元(2022年12月31日-$1.3百萬美元收益和2021年--美元0.9百萬)。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。
高級附註
於2023年12月31日按攤銷成本入賬的金融工具包括高級票據(附註7)。高級債券於新加坡交易所公開買賣，公允價值按各報告期結束時的高級債券交易價格釐定。
在2023年12月31日，6.25高級註釋百分比，7.75高級附註和百分比9.50高級備註百分比為$24.6百萬，$23.8百萬美元和美元444.6百萬，分別代表本金總額減去未攤銷債務發行成本和貼現。
衍生資產和衍生負債
截至2023年12月31日，本公司不是I don‘我沒有任何未平倉的衍生品。
下表列出了截至2023年12月31日止三年各年金融工具損益的性質：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
商品價格衍生品損失 | $ | — | | | $ | 26,611 | | | $ | 48,723 | |
| 外幣衍生品損失 | — | | | — | | | 115 | |
| $ | — | | | $ | 26,611 | | | $ | 48,838 | |
| | | | | |
| 未實現投資損失 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2,032 | |
| 投資出售損失 | — | | | — | | | 1,355 | |
其他金融工具損失(收益) | 15 | | | (7) | | | (18) | |
| $ | 15 | | | $ | (7) | | | $ | 3,369 | |
商品價格風險
該公司有時可能利用商品價格衍生品來管理與其石油生產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。於2023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。於2023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的應付帳款、税款和遞延税項資產及負債(主要以當地貨幣計價的貨幣性資產及負債)導致美元兑哥倫比亞比索的波動所致。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匯率每升值1%，外匯損失約為1美元。0.4300萬美元的應收賬款，收益約為美元0.3應收和應付税金1.8億美元，損失約1.8億美元0.4遞延税項資產和負債1.8億美元。這一影響是根據公司截至2023年12月31日的應付賬款、遞延税項資產和應付税款計算得出的。
截至2023年12月31日的年度，97該公司石油銷售額的%來自哥倫比亞和3佔厄瓜多爾石油銷售的百分比(分別為2022年和2021年y, 100該公司石油銷售的%來自哥倫比亞)。在哥倫比亞和厄瓜多爾，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。受信貸集中影響的公司金融工具
風險主要包括現金和現金等價物、受限現金和應收賬款。應收現金及現金等價物、限制性現金及現金等價物應收賬款的賬面價值反映管理層對信用風險的評估。
截至2023年12月31日，現金和現金等價物以及限制性現金和現金等價物包括存放在具有投資級信用評級的金融機構的銀行賬户、定期存款和存單中的餘額。
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。此外，公司通過管理每週支付的應收賬款來降低信用風險敞口。截至2023年12月31日止年度，本公司擁有一名客户(2022-2及2021-3)，佔95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。
14. 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12月31日， |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 現金及現金等價物 | $ | 62,146 | | | $ | 126,873 | | | $ | 26,109 | |
受限現金和現金等價物--流動(1) | 1,142 | | | 1,142 | | | 392 | |
受限現金和現金等價物--長期(1) | 7,750 | | | 5,343 | | | 4,903 | |
| $ | 71,038 | | | $ | 133,358 | | | $ | 31,404 | |
(1)受限制現金和現金等值物的流動部分計入其他流動資產，受限制現金和現金等值物的長期部分計入公司資產負債表上的其他長期資產。
經營活動的資產和負債淨變化如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 應收賬款和其他長期資產 | $ | (1,628) | | | $ | 2,352 | | | $ | (5,686) | |
| 衍生品 | — | | | (2,749) | | | 1,797 | |
| PEF | 11,118 | | | (9,876) | | | (7,605) | |
| 準備品和庫存 | (9,557) | | | (5,940) | | | (2,582) | |
| 應付賬款和應計負債及其他長期負債 | (1,276) | | | (5,789) | | | 48,206 | |
應收和應付税款 | (47,073) | | | 86,319 | | | 25,024 | |
| 經營活動資產和負債淨變化 | $ | (48,416) | | | $ | 64,317 | | | $ | 59,154 | |
下表提供了額外的補充現金流量披露：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 繳納所得税的現金 | $ | 49,323 | | | $ | 5,480 | | | $ | 2,892 | |
預扣税支付的現金 | $ | 52,397 | | | $ | 31,572 | | | $ | 33,460 | |
| 支付利息的現金 | $ | 43,755 | | | $ | 43,363 | | | $ | 50,109 | |
| | | | | |
| 非現金投資活動 | | | | | |
| 與財產、廠房和設備有關的淨負債，年終 | $ | 47,416 | | | $ | 55,118 | | | $ | 30,142 | |
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.估計的已探明特許權使用費後淨儲量(“NAR”)
下表列出了截至2021年、2022年和2023年12月31日的Gran Tiera估計已探明NAR儲量和總已探明和未開發淨儲量，以及截至2023年12月31日的三年期間總淨探明儲量的變化。
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。每一處房產的儲量估計都是每年在內部編制的，100獨立的油藏工程專家McDaniel&Associates Consulters Ltd.已經對2023年12月31日的儲量進行了評估。
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。
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| 液體 (1) | | 燃氣 |
| (Mbbl) | | (MMcf) |
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) | |
已證明的NAR儲量，2021年12月31日 | 66,565 | | | 1,669 | |
| | | |
擴展和發現(2) | 6,273 | | | — | |
技術性的修改 (2) | 1,558 | | | (208) | |
生產 | (9,129) | | | (15) | |
已證明的NAR儲量，2022年12月31日 | 65,267 | | | 1,446 | |
擴展和發現(2) | 17,808 | | | — | |
技術性的修改 (2) | 725 | | | (1,446) | |
生產(3) | (9,504) | | | — | |
已證明的NAR儲量，2023年12月31日 | 74,296 | | | — | |
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已證明已開發儲量NAR，2020年12月31日 | 38,660 | | | 633 | |
已證明已開發儲量NAR，2021年12月31日 | 41,869 | | 880 | | 880 | |
已證明已開發儲量NAR，2022年12月31日 | 40,360 | | 858 | | 858 | |
已證明已開發儲量NAR，2023年12月31日 | 39,599 | | | — | |
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已證實的未開發儲量NAR，2020年12月31日 | 26,032 | | | 1,022 | |
已證實的未開發儲量NAR，2021年12月31日 | 24,696 | | | 789 | |
已證實的未開發儲量NAR，2022年12月31日 | 24,907 | | | 588 | |
已證實的未開發儲量NAR，2023年12月31日 | 34,697 | | | — | |
(1)2023年、2022年和2021年12月31日，液體儲備為 100%油。
(2)包括以下與厄瓜多爾相關的卷：2023年- 1.5MMbBL的擴展和 0.6MMbBL技術修訂; 2022年- 2.5百萬桶擴展和（0.2）技術修訂MMbBL; 2021年- 0.5百萬桶個延伸部
(3)包括0.2截至2023年12月31日止年度與厄瓜多爾相關的產量百萬桶
上表所示截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度已勘探儲量的變化主要由以下重要因素造成：
改善恢復。 有幾個不是截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的復甦情況分別有所改善。有 2.1截至2021年12月31日的一年，Acordionero油田重油採收率提高了MMbBL。
擴展和發現。添加 17.8截至2023年12月31日止年度已發現儲量MMbl，其中 16.3MMbBL是哥倫比亞的擴展， 1.5MMbBL是在厄瓜多爾發現的。在哥倫比亞，我們有 1.2, 3.5, 2.0和9.6分別在Acordionero、Costayaco和Moqueta油田和Suroriente區塊擴展的MMbbl，以及1.5Chanangue區塊中MMbbl的發現(2022-6.3由於Acordionero和Costayaco油田以及Charapa和Chanangue區塊的儲量擴展以及在Alea-1848區塊和2021年發現的MMbbl - 7.5MMbbl，由於Acordionero、Costayaco、Moqueta和Charapa油田的保留擴展)。
技術和經濟修訂版。添加 0.7在截至2023年12月31日的年度內，已探明石油儲量MMbbl，並移除所有天然氣儲量。在哥倫比亞，這主要是由於Costayaco和Acordionero油田的持續注水表現，以及厄瓜多爾區塊的產量類型曲線增加(2022-1.6Mboe涉及在Acordionero和Costayaco油田增加鑽探和持續注水業績的基礎上進行的積極技術修訂和2021年 - 1.0Mmboe,與阿科迪奧內羅和科斯塔亞科油田基於業績和注水反應的積極技術修訂有關)。
B.資本化成本
在截至2023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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 已證明的性質 | | 未經證明的屬性 | | 累計
耗盡，
折舊
和
減值 | | 淨資本化成本 |
餘額，2023年12月31日 | $ | 4,876,185 | | | $ | 54,116 | | | $ | (3,821,115) | | | $ | 1,109,186 | |
| | | | | | | |
平衡，2022年12月31日 | $ | 4,617,804 | | | $ | 74,471 | | | $ | (3,617,380) | | | $ | 1,074,895 | |
C.費用
下表列出了Gran Tierra各自年份石油和天然氣資產收購以及勘探和開發產生的成本：
| | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 哥倫比亞 | 厄瓜多爾 | 總 |
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 | $ | 18,080 | | $ | 2,330 | | $ | 20,410 | |
| 開發成本 | $ | 142,461 | | $ | — | | $ | 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 | $ | 50,374 | | $ | 39,524 | | $ | 89,898 | |
| 開發成本 | $ | 160,933 | | $ | — | | $ | 160,933 | |
| | | |
截至2023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 | $ | 15,674 | | $ | 14,188 | | $ | 29,862 | |
| 開發成本 | $ | 199,240 | | $ | 4,581 | | $ | 203,821 | |
D.石油和天然氣生產活動的運營結果
| | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 哥倫比亞 | 厄瓜多爾 | 總計 |
| 2023年12月31日 | | | |
| 石油銷售 | $ | 621,297 | | $ | 15,660 | | $ | 636,957 | |
| 生產成本 | (192,933) | | (8,477) | | (201,410) | |
| 勘探費 | — | | — | | — | |
| DD&A費用 | (207,346) | | (8,018) | | (215,364) | |
存貨減值 | — | | — | | — | |
所得税(費用)回收 | (103,491) | | 90 | | (103,401) | |
| 經營成果 | $ | 117,527 | | $ | (745) | | $ | 116,782 | |
| | | |
| 2022年12月31日 | | | |
| 石油銷售 | $ | 711,388 | | $ | — | | $ | 711,388 | |
| 生產成本 | (172,582) | | — | | (172,582) | |
| 勘探費 | — | | — | | — | |
| DD&A費用 | (180,039) | | — | | (180,039) | |
| 存貨減值 | — | | — | | — | |
| 所得税(費用)回收 | (105,906) | | — | | (105,906) | |
| 經營成果 | $ | 252,861 | | $ | — | | $ | 252,861 | |
| | | |
| 2021年12月31日 | | | |
| 石油銷售 | $ | 473,722 | | $ | — | | $ | 473,722 | |
| 生產成本 | (147,339) | | — | | (147,339) | |
| 勘探費 | — | | — | | — | |
| DD&A費用 | (139,765) | | — | | (139,765) | |
| 存貨減值 | — | | — | | — | |
| 所得税(費用)回收 | 19,346 | | — | | 19,346 | |
| 經營成果 | $ | 205,964 | | $ | — | | $ | 205,964 | |
E.貼現未來淨現金流和變化的標準化衡量
以下披露基於對淨已證實儲量及其預計生產期的估計。未來現金流入是通過應用十二個月期間內每月第一天價格的十二個月期間未加權算術平均值來計算的，除非價格由合同安排定義，但不包括根據未來條件升級到Gran Tierra ' s的特許權使用費份額後估計的未來產量來自已證實的石油和天然氣儲量。
| | | | | | | | | | | |
| 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 | | | |
| 2023 | $ | 69.91 | | | $ | 77.44 | |
| 2022 | $ | 86.16 | | | $ | 91.53 | |
| 2021 | $ | 58.07 | | | $ | 62.42 | |
| 加權平均生產成本 | | | |
| 2023 | $ | 18.54 | | | $ | 20.66 | |
| 2022 | $ | 16.26 | | | $ | 19.55 | |
| 2021 | $ | 15.55 | | | $ | 17.40 | |
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
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，這些規定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%的指定貼現率；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：
| | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 哥倫比亞 | 厄瓜多爾 | 總 |
| 2023年12月31日 | | | |
| 未來現金流入 | $ | 4,893,758 | | $ | 358,421 | | $ | 5,252,179 | |
| 未來生產成本 | $ | (1,552,227) | | $ | (158,643) | | $ | (1,710,870) | |
| 未來開發成本 | $ | (460,819) | | $ | (89,639) | | $ | (550,458) | |
| 未來資產報廢債務 | $ | (82,314) | | $ | (3,300) | | $ | (85,614) | |
| 未來所得税支出 | $ | (954,973) | | $ | (41,852) | | $ | (996,825) | |
| 未來淨現金流 | $ | 1,843,425 | | $ | 64,987 | | $ | 1,908,412 | |
| 10%折扣 | $ | (516,451) | | $ | (22,924) | | $ | (539,375) | |
| 未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 1,326,974 | | $ | 42,063 | | $ | 1,369,037 | |
| | | |
| 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 | |
貼現未來淨現金流標準化衡量標準的變化
下表總結了Gran Tierra已證實的石油和天然氣儲量的未來淨現金流量貼現標準化衡量標準的變化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （千美元） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 年初餘額 | $ | 1,710,626 | | | $ | 1,221,777 | | | $ | 727,487 | |
| 生產的石油和天然氣的銷售和轉讓，扣除生產成本 | (739,703) | | | (433,676) | | | (244,486) | |
| 與未來生產相關的價格和生產成本淨變化 | (924,346) | | | 1,373,950 | | | 1,217,785 | |
| 擴展、發現和提高回收，降低相關成本 | 583,254 | | | 384,414 | | | 382,423 | |
| 先前估計的年內發生的開發成本 | (156,664) | | | (136,856) | | | (98,724) | |
| 對先前數量估計數的修訂 | 981,873 | | | 75,460 | | | (191,738) | |
| 折扣的增加 | 171,063 | | | 122,178 | | | 72,748 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 所得税淨變動 | 32,875 | | | (739,879) | | | (414,458) | |
| 未來開發成本的變化 | (289,941) | | | (156,742) | | | (229,260) | |
| 淨（減）增 | (341,589) | | | 488,849 | | | 494,290 | |
| 年終餘額 | $ | 1,369,037 | | | $ | 1,710,626 | | | $ | 1,221,777 | |
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。根據他們的評估，我們的首席執行官和首席財務官得出結論，Gran Tiera的披露控制和程序於2023年12月31日生效，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，並且這些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，以便及時做出有關必要披露的決定。
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2013年發佈的內部控制框架-綜合框架(“2013 COSO框架”)，對截至2023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截至2023年12月31日有效。截至2023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本年度報告中包含的10-k表格中的財務報表，如本報告所述。
財務報告內部控制的變化
在截至2023年12月31日的第四季度，我們對財務報告的內部控制沒有發生任何變化，這些變化已經或合理地可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響。
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
我們根據中建立的標準，審計了截至2023年12月31日的大火地拉能源公司‘S及其子公司’(本公司)的財務報告內部控制內部控制--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2023年12月31日，本公司在所有實質性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2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的綜合資產負債表、截至2023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2024年2月20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
2024年2月20日
項目9B。其他信息
2024年年會
Gran Tiera Energy Inc.董事會已將2024年5月2日定為公司2024年股東年會(以下簡稱2024年年會)的召開日期，並將2024年3月6日定為確定有權通知2024年股東大會並在其上投票的股東的記錄日期。2024年年會的時間和地點將在公司為2024年年會提供的委託書中闡明。
信貸安排
修正案對信貸安排進行了各種修改， 包括：(I)最初的承擔額從1億美元調整至5,000美元萬(維持最多5,000美元萬的潛在選項，但須經貸款人批准)(Ii)信貸安排下提取款項的可用期由2023年8月20日(根據修訂信貸安排延長)延長至2023年12月31日。
經修訂和重述的信貸安排仍然由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。該信貸安排的最終到期日為2024年8月15日。截至2024年2月20日，信貸安排已被萬提取了3,600美元。
貿易安排
在截至2023年12月31日的三個月內，沒有董事或第16條官員通過或已終止任何規則10b5-1交易安排或非規則10b5-1交易安排(在每種情況下，定義見S-K規則第408(A)項)。
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
本公司所需有關董事的資料參考自本公司2024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2023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與道德守則(“守則”)，包括其首席執行官總裁和首席執行官、董事(首席執行官)、首席財務官兼執行副總裁總裁、財務(首席財務和會計官)和首席運營官(首席運營官)Gran Tiera已將該守則公佈在其網站www.grantierra.com上。
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、首席財務和會計官和首席運營官的任何豁免，方法是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。
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。
下表提供了截至2023年12月31日根據Gran Tiera有效的股權補償計劃授權發行的證券的某些信息：
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| 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 | | 2,027,807 | | | 9.93 | | | 1,640,219 | |
| 未經證券持有人批准的股權補償計劃 | | — | | | — | | | — | |
| | 2,027,807 | | | 9.93 | | | 1,640.219 | |
(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”)及遞延股份單位(“DSU”)有關的預留髮行股份，該等股份可按吾等選擇以現金或本公司普通股的股份結算，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，本欄中的數字表示截至2023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，直到以我們普通股的股份進行裁決為止(而不是在授予時減少股份池)。2023年12月31日，已發行和已發行的4,672,966股與PSU和DSU有關，如果此類獎勵以股本方式結算，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)按1.0股的可替代係數行使並已發行的股票期權和(Ii)按根據該計劃授予的任何股權結算獎勵發行的普通股每股1.0股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專欄中顯示的金額。
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。
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 | 53 |
| 合併業務報表 | 56 |
| 合併資產負債表 | 57 |
| 合併現金流量表 | 58 |
| 合併股東權益報表 | 59 |
| 合併財務報表附註 | 60 |
| 補充數據(未經審計) | 79 |
(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。
| | 參考2016年11月4日向SEC提交的8-k表格當前報告的附件3.3（SEC文件號001-34018）。 |
| | | |
| 3.2 | Gran Tierra Energy Inc.註冊證書修訂證書，2023年5月5日生效。 | | 參考2023年5月5日提交給SEC的8-k表格當前報告的附件3.1（SEC文件號001-34018）。 |
| | | |
| 3.3 | Gran Tierra Energy Inc.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8-k表報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。 |
| | | |
| 3.4 | 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8-k表報告(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. | | 參考附件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表格報告(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. | | 通過引用附件4.2(作為附件4.1的附件A)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檔案號001-34018)。 |
| | | |
| 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。 | | 通過引用附件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)。 | | 通過引用附件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表報告(美國證券交易委員會檔案號001-34018)。 |
| | | |
| 4.11 | 與2029年到期的9.50%優先債券有關的契約，日期為2023年10月20日，由Gran Tiera Energy Inc.、其中指定的擔保人和美國銀行全國協會簽訂。 | | 通過引用附件4.1併入2023年10月24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)。 |
| | | |
| 4.12 | 2029年到期的9.500%高級擔保攤銷票據格式(作為附件A列入附件4.1) | | 通過引用附件4.2併入2023年10月24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)。 |
| | | |
| 4.13 | 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。 |
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| 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。* | | 引用附件10.1併入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)。 |
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| 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。 |
| | | |
| 10.4 | 彌償協議的格式。* | | 在2016年11月4日提交給美國證券交易委員會的8-k表格的當前報告(美國證券交易委員會檔案號：0001-34018)中引用附件3.5併入。 |
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| 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。* | | 通過引用附件10.30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)。 |
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| 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)。 |
| | | |
| 10.71 | 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)。 |
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| 10.72 | GTE Alberta Inc.、Gran Tiera Energy Inc.和Sebastien Morin之間的高管聘用協議於2023年11月6日生效。* | | 現提交本局。 |
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| 10.73 | 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。 |
| | | |
| 10.74 | 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。 |
| | | |
| 10.75 | 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。 |
| | | |
| 10.76 | 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檔案號001-34018)。 |
| | | |
| 10.77 | Gran Tiera Energy Inc.、Gran Tiera Energy Columbia GmbH、Gran Tiera Operations Columbia GmbH於2023年9月19日簽署的信貸協議修正案和重述契據。和托克私人有限公司作為貸款人。 | | 引用附件10.1併入2023年11月1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)。 |
| | | |
| 10.78 | 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。 | | 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10-Q表格季度報告(美國證券交易委員會檔案號：第0001-34018號)。 |
| | | |
| 10.79 | 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。 | | 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檔案號：第0001-34018號)。 |
| | | |
| 10.80 | 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。 | | 在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號：第0001-34018號)中引用附件10.3併入。 |
| | | |
| 10.81 | 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表報告(美國證券交易委員會檔案號：第0001-34018號)。 |
| | | |
| 10.82 | 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。 | | 引用附件10.1併入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檔案號001-34018)。 |
| | | |
| 10.83 | 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。 | | 引用附件10.2併入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檔號001-34018)。 |
| | | |
| 10.84 | 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。 | | 引用附件10.9併入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檔案第001-34018號)。 |
| | | |
| 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。 |
| | | |
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| 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。 |
| | | |
| 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。 |
| | | |
| 97.1 | Gran Tiera Energy Inc.退還政策 | | 現提交本局。 |
| | | |
| 99.1 | Gran Tierra Energy Inc儲量評估和石油和天然氣資產評估公司摘要，2023年12月31日生效。 | | 現提交本局。 |
| | | |
101. INline MBE實例文檔-實例文檔不會出現在交互式數據文件中，因為其MBE標籤嵌入Inline MBE文檔中
101. SCH Inline MBE分類擴展架構文檔
101. CAL Inline MBE分類擴展計算Linkbase文檔
101. ADF Inline MBE分類擴展定義Linkbase文檔
101. LAB Inline MBE分類擴展標籤Linkbase文檔
101. PRI Inline DatabRL分類擴展演示Linkbase文檔
104.封面交互式數據文件-封面XYZ標籤嵌入Inline BEP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。
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。
格蘭蒂拉能源公司
| | | | | |
日期：2024年2月20日 | /s/加里·S.古伯伯 |
| | 作者：Gary S古伯伯 |
| | 總裁和董事首席執行官 |
| | (首席行政主任) |
| |
日期：2024年2月20日 | 撰稿S/瑞安·埃爾森 |
| | 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) |
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/加里·S.古伯伯 | | 總裁和董事首席執行官 | | 2024年2月20日 |
| 加里·S·古德里 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| 撰稿S/瑞安·埃爾森 | | 財務總監兼執行副總裁總裁 | | 2024年2月20日 |
| 瑞安·埃爾森 | | (首席財務會計官) | | |
| | | | |
| /s/ Peter Dey | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 彼得·戴 | | | | |
| | | | |
| /s/埃文·黑茲爾 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 埃文·黑茲爾 | | | | |
| | | | |
| /s/艾莉森·雷德福 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 艾莉森·雷德福 | | | | |
| | | | |
| /s/羅伯特b. Hodgins | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| Robert B. Hodgins | | | | |
| | | | |
| /s/羅納德·羅亞爾 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 羅納德·羅亞爾 | | | | |
| | | | |
| /s/桑德拉·斯科特 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 桑德拉·斯科特 | | | | |
| | | | |
| /s/大衞·P·史密斯 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 大衞·P·史密斯 | | | | |
| | | | |
| /s/布魯克·韋德 | | 主任 | | 2024年2月20日 |
| 布魯克·韋德 | | | | |
