HIGHPEAK能源公司

此处使用的某些术语和惯例的定义

在本表格10-K年度报告(本“年度报告”)中，下列术语和惯例具有特定含义：

美国证券交易委员会对“开发成本”、“开发项目”、“开发井”、“经济可采”、“预计最终采收率”、“探井”、“生产成本”、“储量”、“油藏”、“资源”、“服务井”和“地层测试井”等术语进行了定义。除特别说明外，本节中定义的术语与美国证券交易委员会的定义不同。

关于前瞻性陈述的警告性声明

本年度报告包括修订后的1933年证券法(“证券法”)第27A节和修订后的1934年证券交易法(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本年度报告中包括或引用的所有陈述，包括但不限于有关公司未来财务状况、业务战略、预算、预计收入、预计成本以及未来经营的管理计划和目标的陈述，均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述是基于管理层的信念，以及公司管理层所做的假设和目前掌握的信息。此外，前瞻性表述一般可以通过使用“相信”、“计划”、“预期”、“预期”、“预测”、“打算”、“继续”、“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“未来”、“潜在”、“估计”等前瞻性术语或此类术语的否定或类似表述来识别前瞻性表述，这通常不是历史性的。前瞻性陈述是基于公司目前对公司和公司所处行业的预期、假设、估计和预测。尽管公司认为前瞻性陈述中反映的预期和假设在作出时是合理的，但它们涉及难以预测的风险和不确定因素，在许多情况下，这些风险和不确定因素超出了公司的控制。此外，本公司可能会受到当前无法预见的风险的影响，这些风险可能会对本公司产生重大不利影响。因此，不能保证实际事件和结果不会与前瞻性陈述中描述的预期结果大不相同。告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述，这些陈述仅说明截止到本文发布之日。除法律要求外，本公司不承担公开更新这些声明的义务。 可能导致实际结果与公司预期大不相同的重要因素包括但不限于公司对以下方面的假设：

可归因于公司或代表公司行事的所有后续书面和口头前瞻性陈述，其全部内容均明确符合警告性声明的要求。除法律另有规定外，公司没有义务根据内部估计或预期的变化或其他情况更新或修改其前瞻性陈述。

此外，我们提醒您，储量工程是一个估计无法精确测量的原油、天然气和天然气地下储量的过程。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，这样的修改可能会改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的原油、天然气和天然气的数量有很大不同。

HIGHPEAK能源公司

第一部分

项目1和2.业务和财产

概述

HighPeak Energy，Inc.成立于2019年10月29日，是一家独立的原油和天然气勘探和生产公司，成立于2019年10月29日，是一家独立的原油和天然气勘探和生产公司，在德克萨斯州西部的二叠纪盆地勘探、开发和生产原油、天然气和天然气，更具体地说，主要在德克萨斯州的霍华德和博登县的米德兰盆地，在较小程度上位于原油丰富的米德兰盆地东北部的Scurry和Mitchell县。我们的种植面积由两个核心区域组成，主要位于霍华德县北部的平顶，延伸到博登县南部、西南部的斯库里县和西北部的米切尔县，以及霍华德县南部的信号峰。

HighPeak Energy专注于米德兰盆地，特别是米德兰盆地的霍华德和博登县地区。在过去的80年里，米德兰盆地的霍华德和博登县地区使用常规方法通过直井进行了部分开发，在过去的十年中，利用现代水平钻井技术在下斯普拉贝里和沃尔夫坎普A地层进行了大量的再开发活动，一些运营商通过使用现代高强度水力压裂技术，又成功地开发了中斯普拉贝里、乔米尔、沃尔夫坎普B和沃尔夫坎普D油层，减少了裂缝间距，增加了支撑剂的使用量，增加了侧向长度。我们对现有IHS Markit数据的解读，以及我们自己的钻井和完井结果显示，霍华德和博尔登县的原油混合百分比很高。

该公司的资产包括原油和天然气资产的某些权利、所有权和权益，这些资产主要位于德克萨斯州的霍华德和博登县，其次位于德克萨斯州的Scurry和Mitchell县。截至2023年12月31日，该公司的资产由两个大致相连的租赁位置组成，总面积约143,187英亩(净额约131,636英亩)，覆盖各种地下深度，其中约64%由生产持有，平均营运权益约为92%。我们经营着公司资产约98%的净种植面积。HighPeak Energy的水平开发钻探计划目前主要集中在WolfCamp A和Low Spraberry地层。我们将利用多井垫开发来缩短钻井和完井周期，并创造基础设施和设施规模经济，以降低总体成本，优化和最大限度地提高原油和天然气采收率，实现投资回报和价值创造。

可用信息

海匹克能源公司主要执行办公室的邮寄地址是德克萨斯州沃斯堡76102号，第3街西421号，1000室。海峰能源的电话号码是(817)850-9200。截至2023年12月31日，海峰能源拥有48名全职员工。

根据交易法，海匹克能源向美国证券交易委员会提交或提供年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。美国证券交易委员会有一个网站(Www.sec.gov)，其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和信息声明，以及有关发行人的其他信息，包括海峰能源。

该公司可透过其网站(Www.highpeakenergy.com)其年度报告Form 10-K、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据交易法第13(A)节提交或提供的报告(如果适用)在以电子方式将这些材料存入或提供给美国证券交易委员会后，在合理的切实可行范围内尽快对这些报告进行修正。除了向美国证券交易委员会提交或提供的报告外，海峰能源还在其网站上或可访问的投资者会议期间发布的新闻稿和投资者演示文稿中不时公开披露信息。这些信息，包括张贴在公司网站上或与公司网站相关的信息，不是本年报或公司提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分，也不是以引用的方式纳入本年报或文件。

高峰能源的普通股和权证分别在纳斯达克全球市场(“HPKEW”)上市，代码分别为“HPK”和“HPKEW”。

属性

该公司的资产位于米德兰盆地的东北部。大部分种植面积位于霍华德和博登县的东半部，最近延伸到最西南部的斯库里县和最西北部的米切尔县，在两个基本上连续的种植区块中，其北部被称为平顶区域，其南部被称为信号峰值区域。米德兰盆地是德克萨斯州西部和新墨西哥州东部的二叠纪盆地的一部分。二叠纪盆地面积约9.6万平方英里，由五(5)个子区域组成，包括米德兰盆地、中央盆地地台、特拉华盆地、西北陆架和东部陆架。中央盆地地台(“CBP”)是一个中央隆起，特拉华盆地位于CBP以西，米德兰盆地位于CBP以东。自2007年以来，二叠纪盆地原油产量增加的大部分来自几个目标区，包括斯普拉贝里和沃尔夫坎普地层。二叠纪盆地生产了数十亿桶当量原油和天然气，据美国地质调查局估计，该盆地蕴藏着巨大的剩余油气潜力。

在截至2023年12月31日的一年中，HighPeak Energy开发了多达六(6)台钻机和四(4)名压裂人员的物业，截至本年度结束时使用了三(3)台钻机和一(1)名压裂人员。根据我们目前的发展计划，公司预计2024年期间平均使用两(2)台钻机和一(1)名压裂人员。HighPeak Energy预计将通过资产负债表上的现金和运营产生的现金为其预期的资本支出提供资金。

HighPeak Energy有权修改其资本计划。由于HighPeak Energy经营着很高比例的种植面积，资本支出金额和时间在很大程度上是可自由支配的，在其控制范围内。HighPeak Energy根据各种因素决定其资本支出，包括但不限于钻探活动的成功程度、原油和天然气的当前和预期价格、必要设备、基础设施和资本的可获得性、根据定期贷款信贷协议在某些杠杆情况下对支出的限制、所需监管许可和批准的接收和时间、钻井和收购成本以及其他营运权益所有者的参与程度。推迟计划的资本支出，特别是钻探和完成新油井的支出，可能会导致预期产量和现金流减少。此外，如果HighPeak Energy削减或重新分配其钻探计划中的优先事项，HighPeak Energy可能会因租约到期而失去一部分种植面积。然而，在任何此类削减或重新分配优先事项的情况下，HighPeak Energy预计将优先保留租约，以最大限度地减少任何到期。请参阅“风险因素-与我们业务相关的风险-原油、天然气和天然气价格波动”。原油、天然气和天然气价格持续低迷或下跌可能会对HighPeak Energy的业务、财务状况和运营结果以及其履行资本支出义务和其他财务承诺的能力产生不利影响，“风险因素-与我们业务相关的风险-HighPeak Energy的开发项目和收购将需要大量资本支出。HighPeak Energy可能无法以令人满意的条款获得所需的资本或融资，包括最近因美联储政策或其他原因导致的资本成本上升，这可能会降低其获得或增加产量和储量的能力“以及”风险因素--与我们的业务相关的风险--HighPeak Energy资产的某些未开发租约面积将在未来几年到期，除非在包含这些面积的单位上建立生产或续签租约。“

储备摘要

截至2023年、2022年和2021年12月31日公司资产的已探明储量估计由Cawley，Gillesbie and Associates，Inc.(“CG&A”)编制。截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司的资产估计探明储量分别为154,162,122,958和64,213 MB。此外，截至2023年、2022年和2021年12月31日，CG&A估计公司资产的已探明储量估计分别为91%、92%和92%的原油和天然气，以及9%、8%和8%的天然气。下表提供了基于《2023年储量报告》、《2022年储量报告》和《2021年储量报告》(分别定义如下)截至2023年12月31日、2022年和2021年的公司资产已探明储量估算数据的汇总信息：

保留数据

储备金估计数的编制

本年度报告所包含的截至12月31日、2023年、2022年和2021年的储量估计是基于CG&A根据石油评估工程师协会颁布的关于石油和天然气储量信息估计和审计的准则和美国证券交易委员会(单独为《2023年储量报告》、《2022年储量报告》和《2021年储量报告》，统称为《储量报告》)编制的评估。CG&A被选中是因为他们在工程类似资源方面的历史经验和地理专业知识。由CG&A编制的与HighPeak Energy截至2023年、2022年和2021年12月31日的储量估计相关的摘要信息由W·托德·布鲁克牵头。Brooker先生是德克萨斯州注册专业工程师，已经在CG&A执业31年，包括这样的31年，拥有超过33年的行业经验。储备报告书载于本年报后，作为附件991，99.2和99.3，分别为。

已探明储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计原油、天然气和天然气的储量是经济上可生产的--从给定的日期起，从已知的油气藏，以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续订都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。如果使用确定性方法，合理的确定性意味着对数量将被恢复的高度信心。如果使用概率方法，实际回收的数量应至少有90%的可能性等于或超过估计。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且由于地球科学(地质、地球物理和地球化学)、工程和经济数据的可获得性随着时间的推移而发生变化，则存在高度的信心，合理地确定欧元更有可能增加或保持不变而不是减少。用于估算已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、试井数据、产量数据(包括流量)、油井数据(包括横向长度)、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。CG&A使用这些技术数据，以及标准的工程和地学方法，或包括性能分析、体积分析和类比在内的方法的组合。利用动态分析、类比和体积分析，估算了已探明的开发储量和每口井的EURs。已探明的已开发储量和每口已开发井的已探明储量的估算值被用来估算每一已探明的未开发区位的已探明未开发储量(利用类型曲线、统计分析和类比)。

内部控制

HighPeak Energy的石油工程师和地球科学专业人员的内部员工与其独立储备工程师密切合作，以确保在编制其储量报告时向其独立储备工程师提供的数据的完整性、准确性和及时性。HighPeak Energy的技术团队定期与独立的储量工程师会面，审查财产并讨论用于准备公司资产储量估计的方法和假设。

储量工程是估计经济上可采的原油和天然气的量的主观过程，这些量不能以准确的方式测量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明对这些估计进行修订是合理的。因此，对经济上可开采的原油、天然气和天然气以及未来净收入的估计基于一些变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格、未来产量和成本。请阅读本年度报告其他部分标题为“风险因素”的部分。

截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的储量估计分别由地质学家和油藏工程师编制，他们整合了地质、地球物理、工程和经济数据，以产生高质量的储量估计和经济预测。这一过程由HighPeak Energy负责储量和评估的副总裁Christopher Mundy负责监督，他在原油和天然气运营、油藏工程和管理、储量管理、非常规和常规油藏特征以及战略规划方面拥有约27年的经验。

我们的技术人员、其他高级管理层成员和首席执行官分别审查和批准了公司截至2023年、2022年和2021年12月31日的储量估计过程和储量估计。CG&A编写的储备报告载有对储备估计数和编制过程中使用的程序的进一步讨论。

本年度报告中包含的截至2023年、2022年和2021年12月31日的储量估计是基于独立石油工程公司CG&A根据石油评估工程师协会颁布的关于石油和天然气储量信息估计和审计的准则以及美国证券交易委员会制定的定义和指南进行的评估，该公司代表公司总资产净探明储量的100%。独立储备工程师之所以被选中，是因为他们在设计类似资源方面的历史经验和地理专长。

估算探明储量

下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的已探明原油和天然气净储量，这是根据截至该日期的公司资产储备报告得出的。

已探明未开发储量的开发

下表汇总了截至2021年、2022年和2023年12月31日止年度HighPeak Energy已探明未开发储量的变动情况：

截至2023年12月31日，HighPeak Energy的资产包含约74，569 MBoe的已探明未开发储量，包括60，923 MBbl的原油，7，913 MBbl的NGL和34，400 MMcf的天然气。截至2022年12月31日，HighPeak Energy的资产包含约61，700 MBoe的已探明未开发储量，包括50，971 MBbl的原油，6，401 MBbl的NGL和25，969 MMcf的天然气。截至2021年12月31日，HighPeak Energy的资产包含约35，628 MBoe的已探明未开发储量，包括29，215 MBbl的原油，3，838 MBbl的NGL和15，450 MMcf的天然气。随着我们钻探和完成每个位置以及油井开始生产，已探明的未开发储量将从未开发转换为已开发。

截至2023年12月31日止年度，探明未开发储量变动主要由于以下重大因素所致：

已探明的未开发储量在截至2022年12月31日的年度内发生变化，主要原因如下：

已探明的未开发储量在截至2021年12月31日的年度内发生变化，主要原因如下：

从历史上看，该公司投入了大量资本预算用于钻探未探明的地点，而不是将已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量。然而，在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，开发资本支出分别为4.815亿美元和3.913亿美元，主要用于将已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量，而截至2021年12月31日的年度的开发资本支出为4590万美元。此外，公司每年的开发资本支出的一部分用于继续开发水利基础设施系统和钻探盐水处理井，以促进公司增加产量。通过回收生产水降低其未来的供水成本，并减少使用卡车运输进行生产水处理活动，以及继续建造中央水箱电池以处理公司不断增加的生产量。

截至2023年12月31日，我们所有已探明的未开发储量计划在最初记录之日起五年内开发。

PV-10

PV-10是一种非GAAP财务计量，不同于贴现未来净现金流量的标准化计量，后者是GAAP财务计量中最直接的可比性。我们将PV-10称为估计探明储量的估计未来净现金流的现值，贴现率为10%。这一数额包括预计收入、估计生产成本、估计未来开发成本和与未来资产报废债务相关的估计现金流。

与PV-10不同，这项标准化措施分别对截至2023年、2022年和2021年12月31日没有探明储量的油井扣除未来的美国联邦所得税和德克萨斯州保证金税和放弃义务。PV-10和标准化措施都不代表对适用的原油和天然气资产的公平市场价值的估计。使用PV-10作为衡量公司持有的已探明储量的相对规模和价值的指标，而不考虑此类实体的具体税务特征，这是行业标准。

下表列出了公司在2023年、2022年和2021年12月31日的未贴现的估计未来净现金流、PV-10和已探明储量的标准化计量(单位：千)：

预计未来净现金流是指根据截至2023年、2023年、2022年和2021年的现有经济条件下的定价差异和成本，并假设大宗商品价格如下所述，扣除估计生产和未来开发成本后，从生产已探明储量中产生的估计未来收入。为了确定我们储备报告中使用的价格，根据美国证券交易委员会的指导方针，CG&A使用截至2023年、2022年和2021年12月31日的12个月中每个月的第一天的未加权算术平均价格。在对能源含量、收集、运输和加工费以及基差调整之前，原油和天然气价格分别为每桶78.22美元、93.67美元和66.56美元，天然气价格分别为每桶2.637美元、6.358美元和3.598美元。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，CG&A在公司资产剩余寿命内实现的平均调整价格分别为每桶原油78.13美元、94.59美元和66.1美元，每桶天然气17.33美元、36.69美元和29.76美元，天然气每立方英尺0.198美元、4.871美元和0.786美元。这些价格不应被解读为对未来价格的预测。所列数额不适用于与财产无关的费用，如公司一般和行政费用及偿债费用，也不适用于DD&A。

生产、收入和价格历史

关于该公司的历史产量、收入、平均销售价格和单位成本的说明，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-经营成果”。

下表汇总了本公司截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度平均净销售额、按产品和生产成本划分的平均未套期保值销售价格：

生产井

生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待管道连接以开始交付的天然气井和等待连接生产设施的原油井。毛井是HighPeak Energy持有权益的生产井总数，净井是毛井中拥有的部分工作权益的总和。下表载列截至2023年12月31日HighPeak Energy持有工作权益的生产井的相关资料。

种植面积

下表列出了截至2023年12月31日HighPeak Energy持有权益的已开发和未开发总面积的某些信息。截至2023年12月31日，HighPeak Energy约64%的净种植面积由生产持有。

未开发的土地面积到期

下表列出了截至2023年12月31日，HighPeak Energy物业中将于2024年、2025年、2026年、2027年、2028年及之后到期的净未开发英亩总数，除非在到期日之前在覆盖英亩的间隔单位内建立生产，或者除非该等租赁权得到延长或续期。

至于我们的物业将于2024年到期的27,424英亩净地，HighPeak Energy打算通过启动现有油井的完井作业和钻探新油井来保留基本上所有27,424英亩的净地，剩余的净英亩将通过续租或延期保留。HighPeak Energy打算在其开发计划中保留基本上所有未开发的英亩土地。请参看“第1A项。风险因素--与我们业务相关的风险--HighPeak Energy资产中某些未开发的租约面积将在未来几年到期，除非在包含这些面积的单元上建立生产或续签租约。“

钻探活动

下表介绍了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度内在公司资产内钻探的新开发和勘探/延伸井。这些信息不应预示未来的业绩，也不应假定已钻探的生产井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。截至2023年12月31日(未列入下表)，有10口总油井(净额9.1口)正在钻井，18口总油井(净额13.4口)等待完井或处于完井作业的不同阶段。此外，该公司有三(3)口总(3.0净)盐水处理井处于最后完成阶段。截至2023年12月31日，HighPeak Energy正在运行一个三平台计划。根据我们目前的发展计划，公司预计在2024年期间平均将有两(2)个钻机和一(1)名压裂人员。我们的开发计划可能会根据资金可用性和其他因素而发生变化。

交付承诺

从2021年10月开始，该公司在其平顶地区的原油营销协议中规定了最低产量承诺，根据该协议，该公司必须向其中央油罐电池设施交付第一年5,000桶/天、第二年7,500桶/天和剩余八年10,000桶/天的最低毛量。然而，根据合同，该公司有能力将交付的超额数量累计存入银行，以抵消未来的最低数量承诺。在2021年10月1日至2023年12月31日期间，该公司根据合同交付了约2.96万桶石油，从一开始就处理了过剩的交易量。鉴于目前的产量水平，加上计划在2024年及以后投产的油井，该公司预计将在要求之前很久实现本协议下的产量承诺。根据现有合同，不存在从公司资产向客户交付固定和可确定数量的天然气产量的实质性承诺。

运营

一般信息

截至2023年12月31日，HighPeak Energy的物业总面积为143,187英亩(净额为131,636英亩)，平均营运权益约为92%。

设施

与HighPeak Energy物业相关的生产设施位于生产井附近，包括海水处理井和相关设施、贯穿平顶和信号峰的海水处理管道系统、储油罐、两相和/或三相分离设备、管路、计量设备和安全系统。主要的人工举升方法包括电潜泵、有杆泵和一些柱塞举升。HighPeak Energy的大部分种植面积都是连续的，因此可以优化生产设施和相关水处理基础设施的资本支出。

我们的物业由现有的原油、天然气和水基础设施和收集系统提供良好的服务。目前，我们在Flat Top生产的大部分原油是通过管道运输的，而在Signal Peak生产的大部分原油是通过卡车运输的。我们物业的天然气生产由第三方加工商收集，目前大部分天然气生产都是为了提取天然气而加工的。提炼出的液体和残渣天然气以具有竞争力的价格出售给州内和州际的各种市场。

市场营销和客户

下表列出了在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，占公司资产收入10%或更多的客户所占收入的百分比。

* 不到10%。

截至2023年、2022年或2021年12月31日止年度，概无其他买方占本公司资产应占收入的10%或以上。任何此类购买者的损失可能会在短期内对公司资产的收入产生不利影响。请参阅“风险因素-与我们业务有关的风险-高峰能源依赖少数重要买家出售其大部分原油、NGL及天然气生产。除其他因素外，失去一个或多个这样的买家可能会限制HighPeak Energy进入其生产的原油、NGL和天然气的合适市场。

在原油销售方面，HighPeak Energy目前与Delek签订了一份为期十年的合同，平顶山的产量主要通过原油收集系统进行管道销售。目前，我们从信号峰销售的大部分原油都是用卡车运输的。平顶原油合约是在已知和公布的指数，有一个固定的主要期限和一个常青期权之后。该合同包含一个最低产量承诺，该承诺从2021年10月1日开始，基于该公司中央罐组设施交付的总桶数，第一年为5，000桶/日，第二年为7，500桶/日，剩余八年为10，000桶/日。然而，根据合同，公司有能力累计储存交付的多余数量，以抵消未来的最低数量承诺。自2021年10月1日至2023年12月31日期间，本公司已根据合约交付约29，600桶原油。截至2023年12月31日，如果公司从未根据协议交付任何额外数量，剩余的货币承诺约为780万美元。此外，HighPeak Energy根据天然气加工和购买合同的条款，以不同的价格向多个第三方购买者出售公司资产的天然气生产。天然气生产是根据具有主要期限和通常为长期延长选项的协议收集和加工的。

竞争

原油和天然气行业竞争激烈，HighPeak Energy与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产原油和天然气，而且还进行中游和炼油业务，并在区域、国家或全球范围内销售石油和其他产品。这些公司可能能够支付更多的生产原油和天然气属性和勘探前景或定义，评估，投标和购买更多的属性和前景比HighPeak Energy的财务或人力资源许可。此外，这些公司在原油和天然气市场价格低的时期可能有更大的能力继续勘探活动。HighPeak Energy的规模更大或更一体化的竞争对手可能能够比HighPeak Energy更容易地承受联邦、州和地方法律法规的现有负担和任何变化，这可能会对HighPeak Energy的竞争地位产生不利影响。HighPeak Energy在未来收购更多资产和发现储量的能力将取决于其评估和选择合适资产以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。此外，由于HighPeak Energy的财力和人力资源将少于其行业中的许多公司，因此HighPeak Energy在勘探前景和生产原油和天然气方面可能处于不利地位。

原油和天然气生产商与其他能源和燃料生产行业之间也存在竞争。例如，HighPeak Energy还面临着来自风能和太阳能等替代能源的间接竞争。此外，竞争条件可能会受到美国政府和HighPeak Energy运营所在司法管辖区不时考虑的各种形式的能源立法和/或法规的重大影响，包括最近通过的立法，如IRA 2022。无法预测最终可能采用的任何此类立法或法规的性质或其对HighPeak Energy未来与公司资产相关的运营的影响。这些法律和条例可能会大大增加原油和天然气的开发成本，并可能阻止或推迟某项作业的开始或继续。HighPeak Energy较大的竞争对手可能能够比HighPeak Energy更容易地吸收现有的联邦，州和地方法律法规的负担以及任何变化，这将对HighPeak Energy的竞争地位产生不利影响。见“第1A项。风险因素-与我们业务相关的风险-原油和天然气行业的竞争非常激烈，这将使HighPeak Energy更难以收购物业，销售原油或天然气以及获得训练有素的人员。

业务的季节性

天气状况会影响原油和天然气的需求和价格。第四和第一季度对天然气的需求通常较高，导致价格上涨，而第二和第三季度对原油的需求通常较高。由于这些季节性波动，个别季度的经营业绩可能并不代表每年可能实现的业绩。

物业的标题

按照原油和天然气行业的惯例，HighPeak Energy作为公司资产的运营商，最初（至少）对与收购租赁面积有关的财产所有权进行粗略审查。HighPeak Energy还获得了公司大部分资产的所有权意见，并对公司几乎所有资产的所有权进行了惯常的审查。此外，在HighPeak Energy决定对这些财产进行钻井作业时，HighPeak Energy将进行彻底的所有权审查，将获得分割顺序所有权意见，并将对在以下情况之前可能存在的任何重大缺陷进行补救工作：（i）开始钻井作业;以及（ii）相关收入的初步支付。HighPeak Energy已获得其几乎所有生产属性的所有权意见。本公司资产内的原油和天然气财产受习惯特许权使用费和其他利益、现行税收留置权和其他负担的影响，HighPeak Energy认为这些负担不会严重干扰财产的使用或影响财产的账面价值。

在完成收购生产原油和天然气资产之前，HighPeak Energy可能会对最重要的租赁进行所有权审查，并可能获得所有权意见，获得更新的所有权意见或审查先前获得的所有权意见。

HighPeak Energy认为，根据原油和天然气行业普遍接受的标准，它对公司资产内的所有重大财产拥有令人满意的所有权。虽然在某些情况下，公司资产的所有权受到抵押权的限制，例如通常与收购不动产有关的习惯权益、习惯特许权使用费权益和合同条款及限制、经营协议下的留置权、与历史运营相关的环境负债有关的留置权、当前税收和其他负担的留置权、地役权，限制和轻微的抵押权习惯于原油和天然气工业，没有这些留置权，限制，地役权，负担或负担可能会严重减损公司资产内的财产价值或HighPeak Energy的价值。的利益，或实质上干扰HighPeak Energy在其业务运营中使用这些物业。此外，HighPeak Energy相信，他们已从公共机构和私人机构获得足够的通行权补助金和许可证，使他们能够在本年度报告所述的所有重大方面经营业务。

原油和天然气租赁

典型的原油和天然气租赁协议涵盖了公司资产内的财产，规定向矿产所有者支付特许权使用费，以获得在租赁场地上钻探的任何油井所生产的所有原油和天然气。出租人对公司资产内物业的特许权使用费和其他租赁负担约为25%。

原油和天然气行业的监管

我们的运营受到联邦、州和地方法律法规的重大影响。不遵守适用的法律和法规可能导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本，影响了盈利能力。尽管我们相信我们基本上遵守所有适用的法律法规，但这些法律法规经常被修订或重新解释。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、联邦能源监管委员会（“FERC”）、美国环境保护署（“EPA”）、交通部（“DOT”）、其他联邦机构及法院定期考虑影响原油及天然气行业的其他建议及程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效。我们不认为我们会受到任何此类行动的影响，与类似情况的竞争对手有重大不同。

此外，可能会发生不可预见的环境事故或发现过去不遵守环境法律或法规的情况。

原油和天然气生产的调节

原油和天然气生产及相关业务受到联邦、州和地方法律法规的重大影响。特别是，原油和天然气生产及相关业务受到或曾经受到价格管制、税收和许多其他法律法规的约束。公司资产所在的所有司法管辖区都有监管原油和天然气开发和生产的法定规定，包括与钻井许可证、钻井或操作井的粘合要求、井的位置、钻井和套管井的方法、地面使用和钻井财产的恢复有关的规定，在钻井和完井过程中使用的水的来源和处置，以及废弃油井。原油和天然气业务也受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间隔装置或配产装置的大小、一个地区可钻的油井数量、原油或天然气井的单元化或集中化的规定，以及一般禁止天然气放空或燃烧的规定，并对油田和个别油井的产量的可分配性或公平分配提出某些要求。

不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。行业的监管负担增加了做生意的成本，影响了盈利能力。这样的法律法规经常被修改或重新解释。因此，无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、FERC、EPA、能源部、其他联邦机构和法院定期审议影响原油和天然气行业的其他提案和程序。无法预测任何此类建议何时或是否会生效。

联邦、州和地方法规要求钻探、盐水处理和管道作业的许可证、钻探保证金和有关作业的报告。该公司的资产位于德克萨斯州，该州监管钻井和运营活动，其中包括要求获得钻井许可证，维持钻井或运营油井的保证金要求，并监管油井的位置、钻井和套管井的方法、钻井所依据的地面使用和财产的恢复以及油井的封堵和废弃。

德克萨斯州的法律还规定了一些保护事项，包括关于原油和天然气属性的统一或合并、确定原油和天然气井的最高允许产量、调节井间距或密度以及封堵和废弃井的规定。这些规定的效果是限制公司资产内的油井可以生产的原油和天然气的数量，以及限制公司资产内的油井数量或可以钻探的地点，尽管运营商可以申请这些法规的例外，或者减少井间距或密度。此外，各州对其管辖范围内的原油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。不遵守这些规章制度可能会受到严重处罚。

影响商品销售和运输的规例

原油、天然气和天然气的销售价格目前不受监管，按市场价格制定。尽管这些能源商品的价格目前不受监管，但国会历来积极参与监管。我们无法预测是否会提出监管原油和天然气的新立法，或者这些大宗商品的价格，国会或各州立法机构实际上可能会通过什么提案，以及这些提案可能会对我们的运营产生什么影响。原油和天然气的销售可能受到某些州的要求，可能还会受到联邦政府的报告要求。

商品运输的价格和服务条款，包括获得管道运输能力，受到广泛的联邦和州监管。这种规定可能会影响生产的原油和天然气的销售，以及从销售这些产品获得的收入。征收系统可能受到国家应课税额征收和共同购买者法规的约束。应税征收法规通常要求采集者在没有不当歧视的情况下，收取可能提交给采集者处理的原油和天然气生产。同样，共同的采购人法规一般要求采集者购买或接受采集，而不对供应来源或生产商进行不适当的歧视。这些法规旨在禁止偏袒一个生产商而不是另一个生产商，或者禁止一个供应来源相对于另一个供应来源的歧视。这些法规可能会影响钻井计划的原油和天然气生产(如果有的话)是否有收集能力以及收集能力的程度，以及这种能力的成本。此外，州法律和法规规定了进入州内管道系统的费率和条款，这可能同样会影响市场准入和成本。

FERC监管州际天然气管道的运输费率和服务条件。FERC正在不断提出和实施影响州际运输的新规则和规定。其中许多监管改革的目的是促进天然气行业各部门之间的竞争，并促进市场透明度。我们认为，我们的钻探计划不会受到任何此类FERC行动的影响，其方式与其他类似情况的天然气生产商有很大不同。

收集服务发生在FERC管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。尽管FERC规定了确定设施是执行非管辖权收集功能还是执行管辖权传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。

除了对天然气管道运输的监管外，根据2005年《能源政策法》，FERC还对天然气的购买或销售或运输服务的购买或销售拥有管辖权。根据这项法律，任何不受1938年《天然气法》管辖的实体，包括我们这样的生产商，如果违反FERC规定的规则，在购买或销售天然气或购买或销售运输服务时使用任何欺骗性或操纵性的装置或装置，都是违法的。FERC执行这一条款的规则规定，对于受FERC管辖的天然气的购买或销售，或FERC管辖的运输服务的购买或销售，任何实体直接或间接使用或采用任何装置、计划或诡计来欺诈、对重大事实作出任何不真实的陈述或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性，或从事对任何人具有欺诈或欺骗作用的任何行为或做法，都是非法的。2005年《能源政策法》还授权联邦能源研究委员会对违反1938年《天然气法》和1978年《天然气政策法》的行为处以民事处罚，每次违规每天最高可达1,544,521美元(每年根据通货膨胀进行调整)。反操纵规则适用于其他非管辖实体的活动，只要这些活动是“与”受FERC管辖的天然气销售、购买或运输有关的，其中包括第704号命令(定义如下)下的年度报告要求。

2007年12月，FERC发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，经随后的重审命令修订(“第704号命令”)。根据第704号命令，任何市场参与者，包括像我们这样的生产商，在上一历年从事天然气批发销售或购买相当于或超过220万MMBtus实物天然气的，必须在每年5月1日以表格552的形式向FERC报告此类销售和购买。表格552载有上一历年批发购买或出售的天然气总量，只要此类交易利用或有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令旨在提高天然气批发市场的透明度，并协助联邦能源管制委员会监测这些市场和发现市场操纵行为。

FERC还根据州际商业法(“ICA”)管理包括原油和NGL在内的州际液体运输的费率和服务条件。从液体销售中获得的价格可能受到将这些产品运往市场的成本的影响。ICA要求管道在向FERC备案时保持关税。关税规定了既定的费率以及管理这项服务的规则和条例。ICA要求，除其他事项外，州际公共运输管道的费率以及服务条款和条件必须是“公正和合理的”。这类管道还必须以不过分歧视或不适当优惠的方式提供司法服务。托运人有权向FERC挑战新的和现有的费率以及服务条款和条件。

州际液体管道的费率目前主要由FERC通过年度索引方法进行管理，根据该方法，管道根据FERC指定的指数调整来增加或降低其费率。2020年12月，FERC结束了其为期五年的指数审查，为2021年7月1日开始的五年期间建立新的通胀调整，对受指数约束的液体管道费率进行调整。在这次审查中，FERC考虑了管道行业成本的变化，其中包括被称为2017年减税和就业法案的立法的影响。FERC于2020年12月17日发布了一项命令，从2021年7月1日开始的五年内，对制成品生产者价格指数(PPI-FG)加0.78%(PPI-FG+0.78%)进行通胀调整(“2020年12月命令”)。许多人提出了重新审理的请求。2021年5月14日，FERC利用2020年12月命令中确定的通胀调整系数公布了石油定价指数因数，导致2021年7月1日至2022年6月30日指数年的负百分比变化约0.58%。2022年1月20日，FERC发布了一项关于重审的命令，其中修改了计算通胀调整的方法，导致从2021年7月1日开始的五年期间的修订后的通胀调整，PPI-FG-0.21%(PPI-FG-0.21%)(“重审命令”)。作为重审命令的结果，2021年7月1日至2022年6月30日指数年的指数因数现在规定了大约1.6%的负百分比变化。FERC指示所有输油管道确保其费率与修订后的指数系数一致，自2022年3月1日起生效。在重审命令发布后，一些当事人寻求向FERC重新审理，而另一些人则向第五巡回法院和华盛顿特区巡回法院提交了复审请愿书。2022年5月6日，FERC发布命令，拒绝重审请求。在5月6日的命令之后，向哥伦比亚特区巡回法院提交了更多的复审请愿书，这些质疑已经在华盛顿特区巡回法院合并。上诉仍在华盛顿特区巡回法庭待决。

根据FERC的规定，如果液体管道满足某些标准，它可以请求当局对运输服务收取基于市场的费率，也可以通过使用服务成本法申请超过通过应用索引方法获得的费率的费率增加，但前提是管道确定管道经历的实际成本与应用索引方法产生的费率之间存在重大差异。液体运输费的增加可能会导致收入和现金流下降。

此外，由于液体管道的共同承运人监管义务，在提名超过能力的情况下，必须以公平的方式在托运人之间按比例分配能力。因此，新托运人的服务请求或现有托运人数量的增加可能会减少我们可用的运力。我们所依赖的液体运输管道运营的任何长期中断或可用能力的削减，都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。然而，我们相信，与我们处境相似的竞争对手一样，我们一般都可以获得液体管道运输服务。

州内液体管道运输费率受州监管委员会的监管。州内液体管道监管的基础以及对州内液体管道费率的监管监督和审查程度因州而异。我们相信，对液体管道运输费率的监管不会以任何与对我们类似竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们的运营。

除了FERC的规定外，我们还被要求在能源商品的实物销售方面遵守反市场操纵法律。2009年11月，联邦贸易委员会根据2007年《能源独立和安全法》发布了旨在禁止石油行业操纵市场的规定。违反规定的人将面临每次违规行为每天最高1,472,546美元的民事罚款(根据通胀每年进行调整)。2010年7月，美国国会通过了《多德-弗兰克法案》，扩大了商品期货交易委员会(CFTC)的权力，禁止在CFTC监管的市场操纵市场。在原油掉期和期货合约方面，这一权力类似于授予联邦贸易委员会在原油买卖方面的反操纵权力。2011年7月，CFTC发布了最终规则，以实施其新的反操纵权力。这些规定将对违规者处以最高1,450,040美元(根据通胀每年进行调整)的民事罚款，或每一次违规行为给个人带来的金钱收益的三倍。

环境及职业安全及健康事宜的规管

原油和天然气开发业务受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和法规的约束，这些法规和法规涉及职业安全和健康、向环境排放材料或与环境保护有关的其他方面，其中一些法规如果不遵守，将受到重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律和条例可能要求在钻探或其他受管制的活动开始之前获得许可证；限制钻探、生产和通过管道运输时可释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理钻探和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止在某些地区以及荒野、湿地、边境、地震活跃地区和其他保护区内的某些土地上的钻探活动；要求采取某种形式的补救行动，以防止或减轻以前作业造成的污染，例如封堵废弃的井或关闭土坑；制定针对工人保护的具体安全和健康标准；并对运营或未遵守监管备案文件造成的污染追究重大责任。此外，这些法律法规可能会限制生产率。

原油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，任何环境法律法规的变化或执法政策的重新解释，导致更严格和成本更高的建设、钻井、水管理、完工、排放或排放限制或废物处理、处置或补救义务，都可能增加我们物业运营商的开发成本。此外，在我们物业的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，导致我们的运营商因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。

以下是与公司资产相关的业务可能受到的更重要的现行环境和职业健康与安全法律法规的摘要，这些法律和法规经不时修订。

有害物质和废物处理

《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)，也被称为超级基金法，以及类似的州法律，对被认为对向环境中排放“危险物质”负有责任的某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括处置地点或发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者，以及在发生泄漏的地点处置或安排处置或运输处置危险物质的人。根据《环境与环境保护法》，这些人可能要对已排放到环境中的有害物质的清理费用和对自然资源的损害承担连带严格的责任，而且邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔的情况并不少见。在某些情况下，公司以外的经营者未能遵守适用的环境法规可归咎于公司。

《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置提出了详细的要求。RCRA明确将与原油、天然气或地热能的开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物排除在法规之外，作为危险废物。然而，这些废物可能由环保局或州机构根据RCRA不那么严格的无害固体废物条款、州法律或其他联邦法律进行管理。此外，这些特殊的原油和天然气开发和生产废物现在被归类为无害固体废物，未来也有可能被归类为危险废物。失去RCRA对钻井液、采出水和相关废物的排除可能会导致管理和处置产生的废物的成本增加。此外，在运营公司资产的过程中，可能会产生一些普通工业废物，如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废压缩机油，如果这些废物具有危险特性，可能会被监管为危险废物。

该公司的资产包括许多多年来一直用于原油和天然气开发和生产活动的资产。危险物质、废物或石油碳氢化合物可能被释放在公司资产内的财产上、之下或从公司资产内的财产上、之下或从其他地点释放，包括场外地点，在这些物质被带去回收或处置的地方。此外，公司资产中的一些财产已由第三方或曾处理和处置危险物质、废物或石油碳氢化合物的前业主或经营者经营。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，公司可能被要求对公司的资产采取应对或纠正措施，包括清除以前处置的物质和废物、清理受污染的财产或进行补救封堵或矿坑关闭操作，以防止未来受到污染。

水的排放、液体的处理和规范

水污染控制法，也称为清洁水法(CWA)和类似的州法律，对向可通航水域或附近排放污染物，包括产出水和其他原油和天然气废物，施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或国家颁发的许可证条款。在受管制水域，包括湿地，也禁止排放疏浚和填土材料，除非获得美国陆军工程兵团(以下简称“军团”)颁发的许可证授权。近年来，CWA的管辖权范围受到美国环保局的几项规则制定的制约，并受到持续诉讼的影响。最近，在对2023年1月的一项最终规则采取法律行动后，该最终规则基于更广泛的2015年前的定义确立了“美国水域”的定义，美国最高法院在萨克特诉环境保护局案，随后2023年9月规则的制定将受到诉讼的约束，环境保护局和军团正在实施与2015年前的监管制度和美国环境保护局所做的改变一致的“美国水域”的定义。萨克特该决定利用“连续表面连接”测试来确定湿地是否符合美国水域的资格。在其余23个州，这些机构正在实施2023年9月的规则，该规则修订了2023年1月的规则，将萨克特决定。然而，2023年9月的规则并没有定义“连续表面连接”一词，目前还不清楚2023年9月的规则和萨克特决定将由各机构负责解释。因此，CWA的未来覆盖范围目前还不确定。如果任何规则进一步扩大CWA的管辖范围，该公司在获得湿地区域疏浚和填埋活动许可证方面可能面临更高的成本和延误。与获得许可相关的及时性也有可能推迟原油和天然气项目的开发。这些法律和任何实施条例规定了对未经许可排放原油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除、补救和损害的费用施加重大潜在责任。

根据这些法律和法规，该公司可能被要求获得和维持废水或暴雨水排放的批准或许可，并被要求制定和实施与现场储存大量原油有关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。

具体与原油泄漏责任相关的主要联邦法律是《石油污染法》(OPA)，该法案对《海洋环境保护公约》中的原油泄漏条款进行了修改和补充，并对某些与防止原油泄漏以及因此类泄漏在美国水域或邻近海岸线上造成或威胁到的损害有关的“责任方”施加了某些责任和责任。例如，某些原油和天然气设施的运营商必须制定、实施和维护设施响应计划，对某些员工进行年度泄漏培训，并提供不同程度的财务保证。作为原油排放来源或对排放构成重大威胁的设施、船只或管道的拥有者或运营者是负有责任的一类“责任方”。OPA适用连带责任，不考虑过错，对每一方承担原油移除费用和各种公共和私人损害的责任。尽管防御措施存在，但它们是有限的。

原油和天然气生产产生的流体，主要由盐水组成，在地下注入控制(UIC)计划和类似的州法律规定的地下处置井中以注入方式处置。UIC计划要求获得环境保护局或类似的州机构的许可，以建设和运营处置井，建立处置井操作的最低标准，并可能限制可能处置的液体的类型和数量。此外，州和联邦监管机构一直在关注原油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系。例如，2015年，美国地质研究确定了包括德克萨斯州在内的八个州存在诱发地震的地区，这些地区可能是由于流体注入或原油和天然气开采所致。

为了回应这些担忧，包括德克萨斯州在内的一些州对污水处理井的许可提出了额外的要求，例如容量和压力限制或临时停止活动的地震活动阈值。2021年9月，德克萨斯州铁路委员会(TRRC)向米德兰市地区的运营商发出通知，要求在18个月内发生多次3.5级以上地震后，减少每日注水量。通知还要求处置井运营商向TRRC工作人员提供注入数据，以进一步分析该地区的地震活动。随后，TRRC下令无限期暂停该地区所有深层产出水注入井，自2021年12月31日起生效。在2022年12月的另一次地震之后，反应区域扩大到覆盖另外17口井。还建立了其他地震响应区，包括北卡尔伯森-里维斯地震响应区，那里的23口深处置井许可证于2023年12月被暂停。虽然这些行动的最终结果尚不确定，但通过和实施任何新的法律或法规，通过限制水量、处置速度、处置井位置或其他方式，限制我们的运营商使用水力压裂或处置从钻井和生产活动中收集的产出水的能力，或要求他们关闭处置井，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

此外，与原油和天然气生产有关的自然产生的放射性物质(“标准”)被带到地面。目前还没有全面的联邦法规来规范；然而，环境保护局已经研究了技术增强的规范的影响，包括德克萨斯州在内的几个州规范了规范的处置。人们对传统的标准处置做法(包括通过公共拥有的处理厂排放到地表水中)表示关切，这可能会增加与标准管理相关的成本。如果联邦或州的法规增加了规范处置的合规成本，运营商可能会产生额外的成本，这可能会使一些物业无利可图地运营。

空气排放

《清洁空气法》(“CAA”)和类似的州法律通过实施空气排放标准、建筑和运营许可计划以及其他合规要求，限制从许多来源(如压缩机站)排放空气污染物。这些法律和法规可能要求公司在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或使用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。例如，2015年10月，环保局将国家环境空气质量臭氧标准从百万分之75降至70%，并于2018年7月完成了达标/未达标。虽然环保局已经确定该公司目前运营的县达到了新的臭氧标准，但这些确定可能会在未来进行修订。此外，尽管环保局在2020年12月宣布打算将臭氧NAAQS保持在70ppb不变，但这一决定受到了法律挑战，拜登政府已宣布计划重新考虑这一标准。环保局的最终决定仍然悬而未决。重新划分区域或实施更严格的标准，可能会使在这些新指定的非达标区域内建造新设施或改造现有设施变得更加困难，并导致污染控制设备的支出增加，而这些设备的成本可能会很高。

此外，环保局还根据CAA通过了新的规则，要求减少某些进行完井作业的裂解和再裂化原油和天然气井中的挥发性有机化合物，并进一步要求大多数油井使用减少的排放完井，也被称为“绿色完井”。这些规定还对与生产相关的湿式密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存容器的排放提出了具体的新要求。此外，法规对在某些原油和天然气设施检测和修复挥发性有机化合物提出了新的要求。2016年5月，美国环保局还敲定了适用于原油和天然气行业的关于将多个小型地表站点聚合为单一来源以用于空气质量许可目的的标准的规则。这一规定可能导致小型设施总体上被视为主要污染源，从而触发更严格的空气许可程序和要求。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求可能会推迟原油和天然气项目的开发，并增加开发成本，而开发成本可能会很高。

对温室气体排放的监管

在联邦一级，迄今为止还没有实施全面的气候变化立法，尽管最近通过的《2022年爱尔兰共和法》推进了许多与气候有关的目标。然而，环保局在CAA的授权下通过了规则，其中包括为某些大型固定污染源的温室气体(“GHG”)排放建立防止显著恶化(“PSD”)建设和第五章运营许可审查，这些污染源也是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。根据这些规定，获得PSD许可所需的设施必须符合这些温室气体排放的“最佳可用控制技术”标准。此外，美国环保局已通过规定，要求监测和年度报告美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放，其中包括陆上和海上生产设施，其中包括我们的某些运营商的运营。美国环保署已将温室气体报告要求扩大到原油和天然气行业的所有领域，包括收集和增压设施以及水力压裂原油油井的完井和修井。

联邦机构也已经开始直接监管原油和天然气作业的甲烷排放。例如，2016年6月，美国环保局发布了新的来源性能标准，称为OOOOa子部分，要求原油和天然气部门的某些新的、改装或重建的设施以减少这些甲烷气体的排放。尽管在2020年9月，特朗普政府发布了取消甲烷具体要求并将输送和储存部分从原油和天然气来源类别中移除的规定，但美国国会批准了一项根据国会审议法案废除2020年9月修订的决议，有效地恢复了以前的标准，总裁·拜登也签署了这项决议。此外，2023年12月，美国环保局敲定了一项规则，将OOOb确立为更严格的新来源，将OOOc确立为原油和天然气来源类别甲烷和VOC排放的首次现有来源标准。根据《最终规则》，受影响排放单位或工艺的所有者或运营者有两年时间编制和提交对现有污染源实施甲烷排放控制的计划。《最终规则》中的假定标准对新污染源和现有污染源大体相同，包括使用光学气体成像加强泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少受管制的排放、对某些设备或工艺的零排放要求、操作和维护要求以及对“绿井”完井的要求。该规则还修订了对逃逸排放监测和维修以及设备泄漏和监测调查频率的要求，建立了“超级排放者”响应计划，以及时缓解由政府机构或合格第三方检测到的排放事件，触发了某些调查和维修要求，并为使用先进监测提供了额外的选择，以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放。然而，这些要求很可能会受到法律挑战。几个州还制定了规则，以控制和减少原油和天然气生产过程中的甲烷排放，其他州已经考虑或可能在未来考虑这样做。

在国际层面，2015年12月，美国和其他194个参与国通过了《巴黎协定》，该协定呼吁每个参与国建立自己的国家确定的碳减排标准。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并于2021年4月在第26届《联合国气候变化框架公约》(COP26)缔约方大会上宣布了再次减排的目标，期间发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消化石燃料补贴，并采取进一步行动应对非二氧化碳温室气体。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。这些目标在2022年11月举行的《联合国气候变化框架公约》(COP27)缔约方大会上得到重申，会上还呼吁各国加快努力，逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还宣布，将与欧盟和其他伙伴国一道，制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气的市场。在28岁时^这是在缔约方大会第二十八届会议(“COP28”)上，缔约方签署了一项协议，在能源系统中逐步淘汰化石燃料，并增加可再生能源的能力，但没有确定这样做的时间表。虽然不具约束力，但COP28达成的协议可能会导致金融机构和各种利益攸关方面临更大压力，要求减少或以其他方式对化石燃料的资金施加更严格的限制，并增加对生产和使用化石燃料的潜在反对意见。尽管在缔约方会议第二十七届会议或第二十八届缔约方会议上没有就逐步淘汰所有化石燃料作出明确的承诺或时间表，但不能保证各国不会在未来寻求实施这种逐步淘汰。目前还无法预测这些行动的影响。

通过和实施任何要求报告温室气体或以其他方式限制温室气体排放的国际、联邦或州立法或法规，可能会导致我们运营商的合规成本增加或额外的运营限制，并可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。2021年1月27日，总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁采取实质性行动应对气候变化，其中包括联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，以及加强对各机构和经济部门与气候相关风险的重视。2022年8月，IRA 2022签署成为法律，它修订了CAA，建立了有史以来第一次对甲烷排放超过某些门槛的联邦收费，这些甲烷排放来自需要向EPA报告温室气体排放的来源，包括某些原油和天然气业务。甲烷排放费将从2024年开始，每吨甲烷900美元，2025年增加到1200美元，2026年及以后几年将设定为1500美元。甲烷排放费可能会增加我们的运营成本。此外，IRA 2022为可再生能源倡议和激励措施拨出了大量联邦资金，这可能会加速摆脱化石燃料的过渡，从而减少对我们产品的需求，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。拜登政府、各州或地方司法管辖区未来采取的其他行动，如限制或禁止依赖原油和天然气的产品，也可能减少对我们产品的需求。

还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。2020年底，美联储宣布已加入绿色金融体系网络(NGFS)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门的气候相关风险。2021年11月，美联储发表声明，支持NGFS为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。2023年1月，美联储发布指示，由美国六家最大的银行进行气候情景分析试点，预计将于2023年底结束。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。最终，这可能会使运营商更难获得勘探和生产活动的资金。此外，维权股东提出的建议可能会迫使公司采取激进的减排目标，或者限制更多的碳密集型活动。虽然我们无法预测此类行动的结果，但它们可能会增加运营商从事勘探和生产活动的难度。此外，美国证券交易委员会还提出了一些规则，要求注册者报告气候相关风险和商业战略，并披露范围1和范围2的温室气体排放信息，在某些情况下，还需要披露范围3的排放信息。最后的规则仍然悬而未决，这些要求的最终形式和实质尚不清楚。如果这些规定规定了额外的报告义务，我们可能会面临更高的成本。此外，某些州已经颁布或正在考虑类似的与气候有关的披露要求。加强与气候相关的披露要求可能会增加运营成本，并导致客户、监管机构或其他利益相关者的声誉或其他损害，如果我们的披露不符合他们自己的标准或期望的话。因此，我们还面临着更多的诉讼风险，涉及我们的运营造成的所谓与气候相关的损害，我们或本行业其他人据称已就气候变化风险发表的声明，或与我们未来可能就报告的排放进行的任何披露有关的诉讼风险，特别是考虑到计算和报告温室气体排放所需的内在不确定性和估计。最后，许多科学家得出结论，大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他可能对公司运营产生不利影响的气候事件的频率和严重程度增加。欲了解更多信息，请参阅我们题为“海峰能源的运营受到气候变化带来的各种风险的影响”的风险因素。

水力压裂活动

水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于从致密的地下岩层中刺激原油和/或天然气的生产。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂围岩并刺激生产。该公司资产的运营商经常使用水力压裂技术。水力压裂通常由州原油和天然气委员会监管，但美国环保局已根据《安全饮用水法》对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管机构，并于2014年2月发布了关于使用柴油进行此类活动的许可指南。美国环保局已经根据CAA发布了最终法规，建立了性能标准，包括捕获水力压裂过程中释放的空气排放的标准，并在2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有污水处理厂的规定。

在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，TRRC通过了一项“油井完整性规则”，更新了钻井、下管和固井的要求。该规则还规定了新的测试和报告要求，例如(I)要求在完井后或停止钻探后(以较晚的为准)提交固井报告，以及(Ii)对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。

某些政府审查要么正在进行，要么已经进行，重点是水力压裂实践的环境方面。例如，2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。美国环保署的报告得出结论，在某些有限的情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。

遵守现有法律并未对与公司资产相关的运营产生重大不利影响，但如果在公司资产所在地区采用新的或更严格的联邦、州或地方法律对水力压裂工艺的限制，运营商可能会为遵守这些要求而产生潜在的巨额额外成本，在追求开发活动的过程中遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探油井。

《濒危物种法案》和候鸟

制定了《濒危物种法》(“欧空局”)和(在某些情况下)类似的州法律来保护濒危和受威胁的物种。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的生境或适当的生境指定可能导致对土地使用的进一步实质性限制，并可能实质性地推迟或禁止原油和天然气开发的土地获取。此外，由于美国哥伦比亚特区地区法院于2011年9月批准了一项和解协议，FWS必须在该机构2017财年结束之前，就将250多种物种列入欧空局濒危或受威胁物种做出决定。该机构错过了最后期限的预期，但仍在继续审查列入欧空局名单的物种。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟也提供了类似的保护。在与钻探活动相关的保护区附近发现死亡候鸟后，联邦政府过去曾根据MBTA对原油和天然气公司采取执法行动。尽管特朗普政府领导的内政部发布了一项规则制定，撤销了之前的执行政策，并得出结论认为，附带征收并不违反MBTA，但拜登政府已经发布了一项最终规则，撤销了这项规则制定，此外还发布了一份拟议规则制定的提前通知，以编纂一个新的征收定义，其中包括将此类附带征收列为违反MBTA的定义。无论如何，在进行相关物业业务的地区将以前未受保护的物种识别或指定为受威胁或濒危物种，可能会导致物种保护措施产生的成本增加，或可能导致开发活动受到限制，从而可能对在公司资产内开发和生产储量的能力产生不利影响。例如，目前正在进行一项审查，以确定是否应该将沙棘蜥蜴列入名单，2022年11月，FWS在欧空局下列出了两个不同的小草原鸡种群部分。如果这些物种或其他物种被列入名单，FWS和类似的州机构可能会指定他们认为对受威胁或濒危物种的生存来说必要的关键或合适的栖息地。如果公司资产的一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对公司资产的价值产生不利影响。

《职业安全与健康法》

本公司将遵守联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)和类似的州法规的要求，这些法规旨在保护工人的健康和安全。违反规定可导致民事或刑事处罚以及必要的减刑。此外，OSHA危险通信标准、应急计划和社区知情权法案以及类似的州法规和任何实施条例要求公司组织和/或披露有关其运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。

相关许可证和授权书

许多环境法要求在开始某些钻探、建设、生产、运营或其他原油和天然气活动之前获得州和/或联邦机构的许可或其他授权，并要求保持这些许可并遵守其对持续运营的要求。这些许可证通常会受到抗议、上诉或诉讼的影响，在某些情况下可能会推迟或停止项目，并停止与公司资产相关的油井、管道和其他业务的生产或运营。

相关保险 

该公司为可能因开发活动而发生的地上或地下污染相关的一些风险提供保险。然而，这项保险仅限于井场的活动，不能保证这项保险将继续在商业上获得，也不能保证这项保险的保费水平将证明本公司购买该保险是合理的。

人力资本

我们相信，我们的员工是促进资产安全运营的基础。我们营造了一个协作、包容和注重安全的工作环境，专注于每天的安全工作。我们寻求为我们的组织寻找合格的内部和外部人才，使我们能够执行我们的战略目标。

截至2023年12月31日，我们雇用了48名全职员工，专门运营公司的资产。这些员工都不在集体谈判协议的覆盖范围内，我们认为我们的员工关系良好。

员工健康与安全

安全对我们来说很重要，首先要保护我们的员工、承包商和我们运营的社区的安全。我们重视人高于一切，并继续致力于将安全和健康作为我们的首要任务。我们不断寻求保持和深化我们的安全文化，通过提供一个鼓励员工积极参与的安全工作环境，包括实施安全计划来改善我们的安全文化。

该公司已采取措施，通过实施预防性措施，确保员工在大流行期间的安全 采取措施并制定应对计划，以最大限度地减少员工中不必要的暴露和感染风险。该公司还修改了某些业务做法，以符合疾病控制和预防中心以及其他政府和监管机构鼓励的最佳做法。

多样性和包容性

我们致力于营造一个让所有员工相互尊重、相互尊重的工作环境。这一承诺延伸到根据能力和经验提供平等的就业和晋升机会。我们不断努力通过寻找潜在的候选人来推进和加强我们的人力资本管理计划，以吸引多样化的劳动力。

我们的员工概况使我们能够在我们的运营中促进思想、技能、知识和文化的融合，以实现我们的社会义务和承诺。

人才培养和留住

我们重视并提供交叉培训和增加责任的机会，包括领导力学习。这些努力使我们能够从我们的组织内部招聘，以获得未来的职业和职业机会。我们的管理层在整个组织中促进正式和非正式的学习和发展。我们提供专注于培养员工技能的发展计划，并通过培训和相关计划帮助提升员工的职业生涯、知识和技能。

法律诉讼

除在正常业务过程中发生的诉讼外，本公司并不参与与其资产有关的诉讼。由于原油和天然气业务的性质，海峰能源可能不时卷入其他常规诉讼，或受到与公司资产运营有关的纠纷或索赔，包括工人赔偿索赔和与雇佣相关的纠纷。管理层认为，该等针对HighPeak Energy的其他未决诉讼、纠纷或索偿，如裁决不利，将不会对本公司的资产造成重大不利影响。

办公室

海匹克能源公司的主要外地办事处位于西华尔街303号，2202室，邮编：79701。

董事会及行政人员

下表列出了有关本公司董事会董事和某些高管的信息：

杰克·海托华自2019年以来一直担任我们的董事会主席兼首席执行官(首席执行官)。在HighPeak业务合并之前，HighTower先生自2017年11月成立以来一直担任Pure Acquisition Corp.(“Pure”)的董事会主席、首席执行官和总裁。海托华先生在石油和天然气行业拥有超过50年的经验，管理多个勘探和生产(“E&P”)平台。海托华先生目前担任本公司关联基金、HighPeak Energy Partners，LP和HighPeak Energy Partners II，LP(“HighPeak Funds”)的普通合伙人的董事会主席兼首席执行官，自2014年以来一直担任这一职位。海托华先生于2011年至2013年期间担任蓝茎能源合伙公司(以下简称“蓝茎”)的董事长、总裁兼首席执行官。在成立蓝茎之前，海托华先生曾于2006年至2009年担任Celero Energy II(“Celero II”)的董事长、总裁兼首席执行官，并于2004年至2005年担任Celero Energy，LP(“Celero”)的董事长、总裁兼首席执行官。在成立Celero之前，HighTower先生曾担任Pure Resources，Inc.(“Pure Resources”)(纽约证券交易所代码：PRS)的董事长、总裁兼首席执行官，Pure Resources，Inc.成为北美第11大上市独立勘探与生产公司。2002年10月，优尼科竞购其尚未拥有的Pure Resources股票。1995年3月，海托华先生创立了泰坦公司(纳斯达克代码：TEXP)，也就是Pure Resources的前身，并担任董事长、总裁兼首席执行官。在创立泰坦之前，海托华先生曾担任Enertex Inc.的董事长、总裁兼首席执行官。Enertex Inc.是1991年至1994年期间几家石油和天然气合作伙伴关系的普通合伙人和运营商。海托华先生于1970年毕业于德克萨斯理工大学，获得行政金融和货币、银行与投资的工商管理学士学位。

迈克尔·L·霍利斯自2020年8月以来一直担任我们的总裁和董事会成员。在合并HighPeak业务之前，霍利斯先生于2019年12月至2020年8月期间担任Pure的总裁。在加入Pure之前，Hollis先生于2017年1月至2019年9月在专注于二叠纪的石油和天然气生产商响尾蛇能源公司(以下简称“响尾蛇”)(纳斯达克：FANG)担任总裁兼首席运营官(“首席运营官”)，在此之前，他自2015年起担任首席运营官，并从2015年起担任钻探副总裁总裁。自2011年以来，Hollis先生还担任过响尾蛇公司董事会以及毒蛇能源合伙公司(纳斯达克：VNOM)的董事会成员。在加入响尾蛇之前，Hollis先生是切萨皮克能源公司的钻井经理，还在康菲石油和Burlington Resources Inc.担任过越来越多的生产、完井和钻井工程方面的职责。Hollis先生拥有20多年的石油和天然气经验，1998年毕业于路易斯安那州立大学，获得化学工程学士学位。

罗德尼·L·伍达德自2020年8月以来一直担任我们的首席运营官。在合并HighPeak业务之前，伍达德先生自2017年11月成立以来一直担任Pure的首席运营官，并自2017年11月成立以来担任Pure董事会的董事董事，自2019年10月成立以来担任HighPeak Energy的首席运营官。伍达德先生在石油和天然气行业拥有40多年的经验，曾担任多家E&P公司的首席执行官、首席运营官和工程与运营主管。伍达德先生从2017年至今一直担任HighPeak基金的执行副总裁总裁兼首席运营官。从2016年到2017年，伍达德向几家私募股权公司提交了收购和开发二叠纪盆地油气资产的投资组合公司投资建议。伍达德先生于2015年至2016年担任大西洋资源有限责任公司(“大西洋”)总裁兼首席运营官。在加入大西洋之前，Woodard先生担任天然气合作伙伴投资组合公司Celero II的首席执行官兼首席运营官，2006年至2015年主要在二叠纪盆地运营。在加入Celero II之前，Woodard先生于2004年至2006年担任Celero的执行副总裁兼首席运营官，Celero是量子能源合作伙伴的投资组合公司。2002年至2004年，伍达德先生担任Pure Resources(纽约证券交易所股票代码：PRS)储量和评估部副总裁，并是其前身泰坦勘探(Titan Explore)(纳斯达克：TEXP)的联合创始人。1986至1995年间，Woodard先生在Selma International Investments Ltd担任多个职位，承担越来越多的责任。1979至1986年间，Woodard先生在Delta Drill Company担任多个职位，获得了西德克萨斯州事业部经理的职位。从1977年到1979年，伍达德先生在阿莫科制作公司担任过多个职位。Woodard先生1977年毕业于宾夕法尼亚州立大学，获得机械工程理学学士学位。

Steven W.Tholen先生自HighPeak Energy于2019年10月成立以来一直担任我们的首席财务官(CFO)，他是一名企业财务主管，在通过复杂的重组、购买和销售交易以及资本市场交易建立、领导和咨询公司方面拥有30多年的经验。托伦自2014年以来一直担任HighPeak基金的首席财务官。在此之前，Tholen先生曾在2011年至2014年期间担任Fieldco Construction Services，Inc.的联合创始人兼执行副总裁总裁，该公司为德克萨斯州东部和路易斯安那州西部的客户提供油田建设服务。2009年至2013年，Tholen先生担任SDL&T Energy Partners的创始人和总裁，该公司为全球能源公司和能源项目提供股权和债务融资。2001年至2008年，索伦先生在嘉实自然资源有限公司担任高级副总裁兼首席财务官，该公司是一家勘探和开发公司，在美国、委内瑞拉、印度尼西亚、加蓬和俄罗斯拥有资产。1995年至2000年，Tholen先生担任独立天然气和石油公司宾夕法尼亚公司的副总裁兼首席财务官。1990年至1995年，Tholen先生担任北美独立天然气生产商Cabot Oil&Gas Corporation的财务主管/企业管理部经理。Tholen先生于1971年毕业于圣约翰大学，获得物理学学士学位，1979年在丹佛大学丹尼尔斯商学院获得金融工商管理硕士学位。

凯斯·福布斯从2020年11月起担任我们的副总裁兼首席会计官(“首席财务官”)，从我们于2019年10月成立至2020年11月担任我们的副总裁兼财务总监。福布斯先生在不同地区的大型上市公司的各种领域和企业会计职能以及业务组织职能方面拥有30多年的经验。在被任命为HighPeak Energy首席财务官之前，福布斯先生自2017年以来一直担任HighPeak基金的副总裁和财务总监。福布斯先生还曾于2015年12月至2016年4月在QuickSilver Resources Inc.担任董事业务优化，并于2012年6月至2015年11月在QuickSilver Resources Inc.担任运营和收入助理总监。福布斯是德克萨斯州的一名注册会计师。福布斯先生1985年毕业于匹兹堡州立大学，获得会计学工商管理学士学位。

Jay M.Chernosky自2020年8月起在本公司董事会任职，自2019年起担任Travis Energy Partners LP，自2005年起担任Jayco Holdings I，LP，自2010年起担任Jayco Holdings II，LP，自2005年起担任Jayco Holdings LLC，自2000年起担任Bertrand Properties LP及Bertrand Properties，Inc.，自2022年起担任Vargas Properties LP的负责人，该等公司均为私人家族拥有的房地产及能源投资实体。2009年至2019年退休之前，切尔诺斯基曾在富国证券能源与电力企业与投资银行部担任董事董事总经理。切尔诺斯基于1993年加入富国银行的前身美联证券(Wachovia Securities，前身为First Union)，担任能源业务的联合创始人。在加入富国银行证券之前，切尔诺斯基先生在德克萨斯州休斯敦第一城的能源部担任了10年的各种职务。在他的职业生涯中，切尔诺斯基先生负责为他为银行管理的关系制定战略和财务想法和解决方案，并负责发起和执行公共和私人资本市场活动，包括股票、债券、可转换债券、私募、贷款银团和并购咨询服务。在此期间，切尔诺斯基的主要关注点是石油和天然气行业的上游领域。

目前，切尔诺斯基是Colt Midstream LLC的董事会成员，这是一家私营天然气收集和加工公司，自2019年以来一直专注于德克萨斯州的沃斯堡盆地。切尔诺斯基还在OneGoal Houston的地区董事会任职。OneGoal Houston是一家非营利性组织，自2012年以来致力于提高低收入地区上高中的年轻人的大学录取和毕业成功率。此外，自2010年以来，切尔诺斯基先生一直在基督教社区服务中心的捐赠委员会任职。

切尔诺斯基此前曾在董事会任职，也是休斯顿生产商论坛、休斯顿能源金融集团和美国独立石油协会地区董事会的积极成员。切尔诺斯基先生于1981年毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，获得工商管理学士学位，并于1983年获得休斯顿大学工商管理硕士学位。切尔诺斯基先生也是1993年南方卫理公会大学西南银行研究生院的毕业生。

Keith A.Covington自2020年8月以来一直在我们的董事会任职，在过去的28年中是一名活跃的房地产投资者，专注于南加州的住宅物业，最近的一次是自2002年以来担任Magnolia Partners的普通合伙人。

科文顿先生是董事公司(纳斯达克代码：GHIX)(一家特殊目的收购公司)董事会的独立董事，自2022年1月以5.25亿美元进行首次公开募股以来，他一直是公司审计和薪酬委员会的成员，该公司将针对任何行业或部门进行收购，并将有一个运营重点。卡文顿是SPAC下属公司Gores Holdings VII，Inc.的独立董事，也是该公司审计和薪酬委员会的成员。Gores Holdings VII，Inc.于2021年2月进行了5.5亿美元的首次公开募股，于2022年12月按面值向股东进行了清算。

科文顿先生是Pure Resources的创始董事会成员，Pure Resources是一家从事石油和天然气资产勘探和开发的能源公司，市值超过10亿美元，并于2000年至2002年担任这一董事职务。作为董事的独立董事两年多，科文顿先生曾担任Pure Resources审计委员会主席和薪酬委员会成员，并是2002年10月代表公司股东负责评估、谈判和推荐Pure Resources向优尼科公司收购(被雪佛龙公司收购)的特别委员会的联合成员。

从1991年到2002年，卡温顿先生在戴维斯公司担任了11年多的不同职位，在戴维斯公司担任总裁副总裁，并在此之前担任Stone Canyon Venture Partners，LLC的负责人。科文顿先生的任期包括负责本组织内的房地产和私募股权/风险投资集团。在这些领域的投资和运营经验包括对战利性商业和综合用途房地产资产、博彩企业、高档健身俱乐部连锁店、度假村和酒店、一家餐厅和一家科技公司的投资。他的职责包括对潜在收购进行广泛的独立尽职调查，为价值超过100亿美元的房地产资产和运营公司的股权投资进行财务分析和全面资产管理。他之前的专业经验包括Janss Corporation，一家位于加利福尼亚州圣莫尼卡的房地产开发商，他在1989至1990年间负责住宅和商业房地产项目的尽职调查和金融结构以及租赁。科文顿先生的职业生涯始于纽约PaineWebber Group Inc.(瑞银投资银行)的金融分析师，他在房地产投资银行交易方面拥有丰富的经验，包括1985年至1987年期间该公司最大的首次公开募股(IPO)和房地产大师有限合伙企业。卡文顿先生在斯坦福大学商学院获得工商管理硕士学位，并在克莱蒙特·麦肯纳学院以优异成绩获得经济学学士学位。科文顿先生持有加州房地产经纪人执照，并通过参与毕马威审计委员会研究所保持了董事会治理方面的专业知识。科文顿之前曾担任El Segundo高级住房委员会的首席财务官超过五年。

Jason A.Edgeworth自2020年以来一直担任John Paul DeJoria家族理财室的投资和资产经理，负责勤奋、执行和投资者关系。

在此之前，埃奇沃斯曾在2013年至2020年担任美国资本顾问公司投资与招商银行业务主管董事。Edgeworth先生的职责包括尽职调查、执行和投资者沟通，重点关注上市公司和中游公司的股票市场交易，包括首次公开募股、后续股票发行、场内股票发行和优先股发行。Edgeworth先生还为国内和国际石油和天然气行业的中游和服务部门的商业银行和私募股权交易提供咨询。

2008年至2012年，Edgeworth先生担任CLW Investments和Twin Eagle Resource Management的股票分析师，以及AEW Europe和Curzon Global Partners的股票分析师，专注于能源行业以及商业和综合用途房地产。

埃奇沃斯先生目前或曾经在几家公司的董事会任职，其中包括北极星阿拉斯加石油公司和獾中流能源公司。埃奇沃思先生于2008年毕业于圣安德鲁斯大学，获得国际关系文学硕士学位。埃奇沃斯是特许另类投资公司的分析师。

Sharon F.Fulgham自2020年8月以来一直在我们的董事会任职，目前自2017年8月以来是Fulgham Hampton Law Group的合伙人。自2016年12月以来，富尔汉姆女士一直与卡莱尔·蒂尔有关联，自2019年11月以来一直担任他们的公司律师。在就职于P.C.Fulgham律师事务所之前，Fulgham女士于2016年1月至2016年11月担任Kelly Hart&Hallman律师事务所的合伙人，并于2009年至2016年担任Kelly Hart&Hallman律师事务所的合伙人。在她的法律生涯中，Fulgham女士在商业和雇佣纠纷等诉讼事务中代表过许多公共和私人公司。具体地说，她拥有代表石油和天然气行业公司的丰富经验，以及在产权行业为房地产交易准备产权文件和向经纪人和房地产经纪人提供指导方面的经验。

在过去的十年中，Fulgham女士通过Fort Worth，Inc.少年联盟(以下简称“少年联盟”)为沃斯堡社区提供了广泛的服务，这是一个由妇女组成的慈善非营利组织，致力于促进志愿精神、发展妇女的潜力和改善社区，既是社区志愿者，也是组织内的领导角色。2015年至2016年担任行政部总裁副局长，并担任董事会成员。富尔加姆目前是少年联盟的维系成员，并于2019年至2022年在少年联盟法律委员会任职。富尔汉姆还参与了青年男子服务联盟，这是一个全国性的非营利性组织，由母亲和她们十几岁的儿子组成，他们一起志愿为当地社区服务，自2021年以来一直担任当地分会的董事会成员。Fulgham女士于2000年以优异成绩毕业于德克萨斯基督教大学，获得生物学理学学士学位，并于2004年在休斯顿大学获得法学博士学位。

Larry C.Oldham自2020年8月以来一直在我们的董事会任职，自2022年以来一直担任Gateway Royalty VI LLC(以下简称Gateway VI)的经理和顾问。Gateway VI是Gateway Royalty公司的第六家实体，Gateway Royalty公司由Oldham先生的儿子Chris Oldham创立，自2012年以来一直成功地收购了Utica页岩的石油和天然气矿产和特许权使用费。Oldham先生自2016年起担任Gateway Royalty III LLC的经理，自2018年起担任Gateway Royalty IV LLC的经理，自2019年起担任Gateway Royalty V LLC的经理。此外，自2014年和2012年以来，Oldham先生一直积极为Gateway Royalty II LLC和Gateway Royalty I LLC提供咨询服务。

此外，Oldham先生自1990年起担任Oldham Properties，Ltd.的经理。奥尔德姆目前是Mountain Capital LLC的运营合伙人，这是一家位于德克萨斯州休斯顿的私募股权公司，自2015年以来一直担任Saddleback Explore Inc.的董事会成员，这是一家总部位于俄克拉何马州塔尔萨的私人石油和天然气公司。奥尔德姆先生也是西德克萨斯农工大学基金会的董事会成员。

1979年，Oldham先生创立了总部位于德克萨斯州米德兰的独立能源公司Parparal Petroleum Corporation(“Parallal”)，该公司主要在二叠纪盆地收购、开发和生产长寿石油和天然气资产。Parallels于1980年完成首次公开募股，2009年12月被Apollo Global Management，Inc.(前身为Apollo Global Management，LLC)的一家附属公司收购，后者于2011年12月出售给三星C&T公司。在被出售给Apollo Global Management，Inc.之前，Oldham先生曾于1994年至2009年担任Paralline的总裁，2004年至2009年担任首席执行官，1979年至2009年担任董事首席执行官。在Oldham先生任职期间，一些最著名的房地产收购包括安德鲁斯县的Fullerton物业、Scurry县的Diamond M Canyon Reef油田，以及1999年7月收购Fina在德克萨斯州西部的所有资产。1992年，Parallar是3D地震的早期采用者，并在德克萨斯州霍华德县钻探了几个峡谷礁发现，在德克萨斯州墨西哥湾沿岸的Ygua/Frio趋势发现了几个发现。2005年，在新墨西哥州的WolfCamp地层和德克萨斯州塔兰特县的Barnett页岩成功实施了水平钻井。2014年，并行公司在哈里斯油田完成了几口水平井中的第一口，这些水平井是用工程压裂完成的大型生产井。PARALLEL是这项非常成功的完井技术的先驱。

在Paral成立之前，Oldham先生于1976至1979年受雇于多切斯特天然气公司，并于1975至1976年受雇于毕马威泥炭有限公司。Oldham先生于1975年在西德克萨斯州立大学(现为西德克萨斯农工大学)获得工商管理会计学士学位，并于2012年荣获杰出校友奖。奥德姆先生是一名注册会计师，也是二叠纪盆地兰德曼协会和二叠纪盆地生产者协会的成员。

第1A项。风险因素

有许多因素可能会影响我们的业务、财务状况以及在我们的经营和投资的结果。证券持有人和我们证券的潜在投资者应仔细考虑以下所列风险因素，以及本年度报告中其他部分对可能影响我们或对我们的投资的其他因素的讨论。如果这些风险中的一个或多个成为现实，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到实质性的不利影响。这些已知的重大风险可能导致我们的实际结果与我们或代表我们所作的任何书面或口头前瞻性陈述中包含的结果大不相同。

我们提供本年度报告所载风险因素的以下摘要，以加强我们风险因素披露的可读性和可读性。我们鼓励我们的股东仔细审阅本年度报告中包含的全部风险因素，以获得有关可能导致我们的实际结果与最近的结果或预期的未来结果大不相同的风险和不确定因素的更多信息。

与我们的业务相关的风险

与以下内容相关的风险 我们证券的所有权

与我们的业务相关的风险

原油、天然气和天然气价格波动较大。原油、天然气和天然气价格的持续波动或下跌可能会对HighPeak Energy造成不利影响’S的业务、财务状况和经营业绩及其履行资本支出义务和其他财务承诺的能力。

HighPeak Energy从其原油、天然气和天然气生产中获得的价格对其收入、盈利能力、获得资本的渠道、未来的增长率和资产的账面价值产生了重大影响。原油和天然气市场历来波动较大，未来可能还会继续波动。例如，在2020年1月1日至2023年12月31日期间，每桶纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的日历月平均价格从16.7美元的低点到114.34美元的高点不等，最后一个交易日纽约商品交易所的天然气价格从1.5美元的低点到9.35美元的高点。2020年4月，NYMEX WTI原油日历月平均价格为每桶16.70美元，最后一个交易日NYMEX天然气价格为每桶1.63美元。导致油价下跌的因素之一是欧佩克+无法就原油产量水平达成协议，导致沙特和俄罗斯启动了增产努力。这些事件的汇合，加上新冠肺炎疫情导致需求大幅下降，造成了前所未有的全球原油和天然气供需失衡，全球原油和天然气储存能力下降，导致原油和天然气价格大幅下跌，导致原油、天然气和天然气价格持续波动至2020年第二季度。价格已恢复到大流行前的水平，2023年12月纽约商品交易所WTI原油的日历月平均价格为每桶72.12美元，最后一个交易日的天然气价格为每桶2.71美元。然而，大宗商品价格是否会维持在这些水平或继续上涨并不确定。

同样，由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成的NGL，每种汽油都有不同的用途和定价特征，在此期间也出现了大幅波动。HighPeak Energy从其生产中获得的价格以及HighPeak Energy的生产水平将取决于HighPeak Energy无法控制的许多因素，其中包括：

大宗商品价格下跌可能会减少HighPeak Energy的现金流和进入资本市场的机会。如果HighPeak Energy无法以令人满意的条款获得所需资本或融资，其开发未来储量的能力可能会受到不利影响。此外，使用较低的价格来估计探明储量可能会由于经济限制而导致探明储量的减少。此外，原油和天然气价格持续走低可能会对钻井经济和HighPeak Energy的融资能力产生不利影响，这可能需要其重新评估并推迟或取消其开发计划，并导致一些已探明的未开发储量和相关标准化措施的减少。如果要求HighPeak Energy削减其钻探计划，HighPeak Energy可能无法持有预定到期的租约，这可能会进一步减少储量。因此，大宗商品价格的大幅或持续下跌可能会对HighPeak Energy的未来业务、财务状况、运营结果、流动性和为计划中的资本支出提供资金的能力产生重大不利影响。

储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对储量的数量和现值产生重大影响。

在估计原油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。我们对美国证券交易委员会储量的估计是基于前12个月的平均大宗商品价格，这可能不反映我们生产所收到的实际价格。例如，本年度报告中披露的我们的储量和PV-10是基于截至2023年12月31日的假设大宗商品价格，即每桶原油和天然气价格为78.22美元，每MMBtu天然气价格为2.637美元，略高于2023年12月31日的远期定价，即原油每桶71.65美元，天然气每立方米2.514美元。因此，在评估我们的财务状况或对我们证券的投资时，请注意不要过度考虑我们的储备量或基于此类定价的PV-10。估算原油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对储量的估计数量和现值产生重大影响。为了编制包括在本年度报告中的储量估计，CG&A分析了现有的地质、地球物理、生产和工程数据，并预测了生产率和开发支出的时间。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要对原油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。

未来实际产量、原油、天然气和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采原油和天然气储量可能与本年度报告中包含的估计值有所不同。例如，HighPeak Energy或其他运营商报告的初始生产率可能不能指示未来或长期生产率，采油效率可能比预期更差，产量降幅可能大于估计，与初始生产率相比可能更快和更不规律。此外，对已探明储量的估计可能会进行调整，以反映额外的生产历史、开发活动的结果、当前的大宗商品价格和其他现有因素。任何重大差异都可能对储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，不能保证最终会产生储量，也不能保证已探明的未开发储量会在预期的时间内开发。

高峰期能源’S的开发项目和收购将需要大量的资本支出。HighPeak Energy可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，包括最近因美联储政策或其他原因导致的资本成本上升，这可能会降低其获得或增加产量和储量的能力。

原油和天然气行业属于资本密集型行业。HighPeak Energy在多种潜在大宗商品价格假设下评估了多种开发情景。根据其目前的2024年发展计划，HighPeak Energy预计将产生约4.5亿至5.25亿美元的资本支出，用于钻井、完井、设施和装备成本，以及5,000万至6,000万美元用于油田基础设施、土地和其他成本。这些资本支出的能力将在很大程度上取决于原油价格和HighPeak Energy的可用资金。大宗商品价格已从2020年4月的低点反弹，2023年12月NYMEX西德克萨斯中质原油的日历月平均价格为每桶72.12美元，上个交易日的平均价格为每MMBtu 2.71美元。HighPeak Energy以六个钻井平台开始这一年，然后从2023年2月至4月中旬运行五个钻井平台计划，随后从2023年5月开始减少到三个钻井平台计划，从2023年6月到2023年10月底增加到三个钻井平台计划，直到年底。HighPeak Energy预计2024年平均将有两(2)台钻机和一(1)名压裂人员。然而，HighPeak Energy认识到大宗商品价格仍然高度波动，其流动性有限，因此，HighPeak Energy未来是否会运营两(2)个钻井平台开发计划并不确定。

HighPeak Energy预计，其资产负债表上的现金、运营产生的现金、必要时通过高级信贷安排协议下的借款以及根据市场情况可能进行的未来债务或股票发行，将为其预期的资本支出提供资金。关于定期贷款信贷协议和高级信贷安排协议的条款，请参阅“项目8.财务报表和补充数据”中的合并财务报表附注7。

来自运营的现金流受到重大不确定性的影响。因此，HighPeak Energy未来将拥有多少流动性是不确定的。

HighPeak Energy的融资需求可能需要它通过发行债务或股权证券或出售资产来大幅改变或增加资本。这些资金来源的可获得性和成本是周期性的，这些资金来源可能不会保持可用，或者我们未来可能无法以合理的成本获得融资。例如，由于美国的高通胀水平，美联储和其他央行在2022年和2023年多次加息，尽管美联储已表示2024年之前已经停止加息，但何时或是否会降低这种高利率仍然存在不确定性。这种利率上升增加了资金成本，可能会阻止我们以优惠的利率获得债务融资，或者根本无法获得债务融资，这将对我们的运营产生实质性影响。此外，由于乌克兰冲突、以色列-哈马斯冲突或其他原因，全球资本市场的状况一直不稳定，使某些类型的融资条件难以预测，在某些情况下，导致某些类型的融资无法获得。此外，发行额外的债务将需要业务现金流的额外部分用于支付债务的利息和本金，从而进一步降低其使用业务现金流为周转资本、资本支出和收购提供资金的能力。增发股本证券将稀释现有股东的权益。未来资本支出的实际数额和时间可能与估计有很大不同，原因除其他外包括：大宗商品价格；实际钻探结果；钻机和其他服务和设备的可用性；以及监管、技术和竞争方面的发展。大宗商品价格从当前水平下降可能导致实际资本支出减少，这将对HighPeak Energy的增产能力产生负面影响。

HighPeak Energy的运营现金流和获得资本的机会受到几个变量的影响，包括：

如果HighPeak Energy的收入因原油、天然气和天然气价格下跌、运营困难、储量下降或任何其他原因而减少，HighPeak Energy获得维持预期水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，HighPeak Energy可能无法以其接受的条件获得债务或股权融资，如果真的有的话，原因是利率上升和美联储的相关政策，或者其他原因。如果HighPeak Energy运营产生的现金流或可用债务融资(包括信贷协议下的借款)不足以满足其资本要求，则无法获得额外融资可能导致HighPeak Energy物业的开发减少，进而可能导致储量和产量下降，并可能对HighPeak Energy的业务、财务状况和运营业绩产生重大和不利影响。如果HighPeak Energy寻求并获得额外融资，受管理其现有债务的工具的限制，在现有债务水平上增加新债务可能会加剧HighPeak Energy将面临的运营风险。此外，增加新债务可能会限制HighPeak Energy偿还现有偿债义务的能力。

定期贷款信贷协议、高级信贷安排协议和任何未来债务协议中的限制可能会限制HighPeak Energy’S的成长和从事某些活动的能力。

管理定期贷款信贷协议、高级信贷安排协议和未来任何额外债务的条款和条件预计将：

我们的债务工具还包含一些条款，这些条款可能会使第三方更难控制我们。定期贷款信贷协议和高级信贷安排协议规定，控制权的变更构成违约事件，并将允许贷款人宣布其项下的债务立即到期和应付。我们未来的信贷安排可能包含类似的条款。偿还所有这些债务的需要可能会阻止潜在的第三方收购我们。

HighPeak Energy是否有能力支付其开支以及当前和未来的债务义务，以及遵守其中包含的契诺和限制，将取决于其未来的表现，这将受到金融、商业、经济、行业、监管和其他因素的影响，其中许多因素超出了HighPeak Energy的控制范围。如果市场或其他经济状况恶化，海峰能源遵守这些公约的能力可能会受到损害。HighPeak Energy无法确定其现金流是否足以使其能够支付债务本金和利息，并履行其他义务。如果HighPeak Energy没有足够的资金，HighPeak Energy可能被要求对其全部或部分债务进行再融资，出售资产，借入更多资金或筹集股本。HighPeak Energy可能无法以它可以接受的条款为其债务进行再融资、出售资产、借入更多资金或筹集股本，甚至根本无法。例如，HighPeak Energy未来的债务协议可能需要满足某些条件，包括覆盖范围和杠杆率，才能借到钱。HighPeak Energy未来的债务协议还可能限制其某些子公司向其支付股息和分红，这可能会影响其获得现金的途径。此外，HighPeak Energy遵守管理其债务的协议中的财务和其他限制性条款的能力将受到运营现金流水平和未来事件以及HighPeak Energy无法控制的情况的影响。违反这些契约或限制可能会导致HighPeak Energy现有和/或未来融资安排下的违约事件，如果不能治愈或豁免，可能会允许贷款人加速偿还其下的所有未偿债务。一旦加速，债务将立即到期和支付，以及应计和未支付的利息，任何贷款人向HighPeak Energy提供进一步贷款的承诺可能会终止。即使当时有新的融资，也可能不是HighPeak Energy可以接受的条款。此外，根据HighPeak Energy的融资协议，一旦发生违约事件，受影响的贷款人可对担保任何此类融资安排的抵押品(如有)行使补救措施，包括取消抵押品赎回权。此外，任何随后更换HighPeak Energy的融资安排都可能要求其遵守更具限制性的契约，这可能会进一步限制企业运营。

截至2023年12月31日，该公司在高级信贷安排协议方面的最高承诺额为1.00亿美元，承诺额为7500万美元。定期贷款信贷协议还将HighPeak Energy根据高级信贷安排协议可以借入的金额限制在1.00亿美元。

我们根据最近宣布的股票回购计划回购股票的能力受到某些考虑，根据该计划进行的任何股票回购可能会增加我们股票价格的波动性，并可能减少我们的现金储备。

我们最近通过了一项股票回购计划，授权我们回购总计7500万美元的普通股。我们的回购计划将于2024年12月31日到期，不要求HighPeak回购任何特定的美元金额或收购任何特定数量的股票，并将取决于我们的收益、流动性、资本要求、财务状况和董事会认为相关的其他因素。此外，我们的定期贷款信贷协议限制了我们回购普通股的能力。此外，我们的股票回购可能会影响我们的股票交易价格，增加其波动性，减少我们的现金储备，并可能随时被暂停或终止，这可能会导致我们股票的交易价格下降。本公司董事会可随时酌情修改或暂停股份回购计划。我们不能保证我们将在授权金额内回购我们的普通股，或者根本不回购。

我们现有和未来的债务可能会对我们的现金流和运营我们的业务、保持合规和偿还债务的能力产生不利影响。

于2023年9月，与订立定期贷款信贷协议有关，优先信贷协议终止。截至2023年12月31日，吾等的总负债为12亿美元，包括未偿还的12亿美元定期贷款信贷协议及高级信贷安排协议下的未偿还债务，以及高级信贷安排协议下约6,890万美元的可用能力。我们12亿美元的全部债务将于2026年到期。

在其他违约事件中，如果HighPeak Energy未能就任何重大债务支付任何款项(本金或利息，不论金额如何)，当该等债务到期并应予支付，而该等未能偿还的情况持续超过任何适用的宽限期，或发生任何导致任何重大债务在预定到期日之前到期或启用或准许(不论是否发出通知)的事件或条件，则根据定期贷款信贷协议及高级信贷安排协议，违约事件将会发生。时间的流逝)任何重大债务的持有人或其代表的任何受托人或代理人，导致任何重大债务在预定到期日之前到期，或要求赎回该等债务或就其提出任何赎回要约，或要求HighPeak Energy就该等债务提出要约，而该等情况或条件在任何适用的宽限期后持续。如果在这些情况下发生违约，贷款人可以终止其放贷承诺或加速贷款，并宣布所有借款金额已到期和应支付。

我们可能无法在到期时偿还到期的款项，我们以合理条件为债务进行再融资的能力可能会受到限制。虽然我们的债务协议包含对产生额外债务的限制，但这些限制受到几个重要的限制和例外情况的约束，遵守这些限制而产生的任何债务可能是巨额的，其中一些可能以我们的资产为抵押。我们目前的负债水平可能会产生重要的后果，例如：