Tidewater
Annual Report 2021

Plain-text annual report

2 0 2 1 A N N U A L R E P O R T Governance Board of Directors Corporate Officers Larry T. Rigdon Chairman of the Board Quintin V. Kneen President and Chief Executive Officer and Director Darron M. Anderson Melissa Cougle Dick H. Fagerstal Member of Audit Committee and Member of Nominating and Corporate Governance Committee Member of Environmental, Social and Governance Committee and Member of Audit Committee Chairman of Audit Committee, Member of Environmental, Social and Governance Committee and Member of Nominating and Corporate Governance Committee Sam R. Rubio Executive Vice President and Chief Financial Officer David E. Darling Executive Vice President and Chief Operating Officer Daniel A. Hudson Executive Vice President, General Counsel and Corporate Secretary Lee Johnson Senior Vice President and Chief Information Officer Darren J. Vorst Vice President and Treasurer Quintin V. Kneen President and Chief Executive Officer and Director Louis A. Raspino Robert E. Robotti Kenneth H. Traub Lois K. Zabrocky Chairman of Compensation Committee and Member of Audit Committee Member of Compensation Committee and Member of Environmental, Social and Governance Committee Chairman of Nominating and Corporate Governance Committee and Member of Compensation Committee Chair of Environmental, Social and Governance Committee, Member of Audit Committee and Member of Compensation Committee Board of Directors Corporate Information Corporate Officers Corporate Information Information about stockholder accounts may be obtained by contacting the Transfer Agent and Registrar for Tidewater’s common stock: STOCK EXCHANGE Tidewater’s common stock is traded on the New York Stock Exchange under the symbol TDW. Computershare Investor Services P. O. Box 505000 Louisville, KY 40233-5000 Overnight correspondence should be sent to: Computershare Investor Services 462 South 4th Street Suite 1600 Louisville, KY 40202 Phone: +1.781.575.2879 or +1.800.730.4001 General stockholder information is available on the Computershare website: www.computershare.com/investor FORM 10-K REPORT Tidewater’s 2021 Annual Report and Form 10-K may be obtained without charge by contacting the Company’s Investor Relations Department at corporate headquarters. Tidewater’s SEC filings can also be viewed online at the Company’s SEC Filing page. WEBSITE AND E-MAIL ALERTS For information concerning the Company, including quarterly financial results, events calendar, and news releases visit www.tdw.com. Register for email alerts about news releases, SEC filings, events and presentations, and end-of-day stock quote at the Company’s Email Alert page. Tidewater’s Investor Relations website can be found at investor.tdw.com. Investor Relations Requests for information concerning the Company should be directed to the Investor Relations Department using the address or phone numbers listed below. Requests for information can also be submitted at the Company’s website, www.tdw.com Tidewater Inc. 842 West Sam Houston Parkway North, Suite 400 Houston, Texas 77024 USA Toll Free: +1.800.678.8433 Phone: +1.713.470.5300 www.tdw.com INVESTOR CONTACT: Investor Relations Department 842 West Sam Houston Parkway North, Suite 400 Houston, Texas 77024 USA +1.713.470.5292 ir@tdw.com Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K ☒☒ ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2021 ☐☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from     to     . or Commission file number: 1-6311 Tidewater Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware (State of incorporation) 842 West Sam Houston Parkway North, Suite 400 Houston, Texas (Address of principal executive offices) 72-0487776 (I.R.S. Employer Identification No.) 77024 (Zip Code) Registrant’s telephone number, including area code: (713) 470-5300 Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of each class Common Stock, $0.001 par value per share Series A Warrants to purchase shares of common stock Series B Warrants to purchase shares of common stock Warrants to purchase shares of common stock Trading Symbol(s) TDW TDW.WS.A TDW.WS.B TDW.WS Name of each exchange on which registered New York Stock Exchange New York Stock Exchange New York Stock Exchange NYSE American Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: None Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act.    Yes ☐  No ☒ Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act.    Yes  ☐    No  ☒ Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes ☒    No  ☐ Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§ 232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files).    Yes  ☒    No  ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer, a smaller reporting company or an emerging growth company. See the definitions of “large accelerated filer,” “accelerated filer,” “smaller reporting company,” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act. Large accelerated filer Non-accelerated filer Emerging growth company ☐   ☐   ☐   Accelerated filer Smaller reporting company ☒ ☐                                                                                     If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. ☐ Indicate by check mark whether the registrant has filed a report on and attestation to its management’s assessment of the effectiveness of its internal control over financial reporting under Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act (15 U.S.C. 7262(b)) by the registered public accounting firm that prepared or issued its audit report.    Yes  ☒    No  ☐ Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act).    Yes ☐    No ☒ As of June 30, 2021, the aggregate market value of the registrant’s common stock held by non-affiliates of the registrant was $468.1 million based on the closing sales price as reported on the New York Stock Exchange of $12.05 per share. Indicate by check mark whether the registrant has filed all documents and reports required to be filed by Section 12, 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 subsequent to the distribution of securities under a plan confirmed by a court.    Yes  ☒    No  ☐ As of February 28, 2022, 41,322,217 shares of the registrant’s common stock, $0.001 par value per share, were outstanding. Registrant has no other class of common stock outstanding. Portions of the registrant’s proxy statement to be filed in connection with its 2022 annual meeting of stockholders are incorporated by reference into Part III of this Annual Report on Form 10-K. DOCUMENTS INCORPORATED BY REFERENCE 2                   Table of Contents TIDEWATER INC. FORM 10-K FOR THE FISCAL YEAR ENDED DECEMBER 31, 2021 TABLE OF CONTENTS FORWARD-LOOKING STATEMENT PART I ITEM 1. ITEM 1A. ITEM 1B. ITEM 2. ITEM 3. ITEM 4.   BUSINESS   RISK FACTORS   UNRESOLVED STAFF COMMENTS   PROPERTIES   LEGAL PROCEEDINGS   MINE SAFETY DISCLOSURES PART II ITEM 5. ITEM 7. ITEM 7A. ITEM 8. ITEM 9. ITEM 9A.      ITEM 9B.      ITEM 9C. PART III MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES   MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS   QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK   FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA   CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE   CONTROLS AND PROCEDURES   MANAGEMENT’S REPORT ON INTERNAL CONTROL OVER FINANCIAL REPORTING   OTHER INFORMATION   DISCLOSURE REGARDING FOREIGN JURISDICTIONS THAT PREVENT INSPECTIONS ITEM 10. ITEM 11. ITEM 12. ITEM 13. ITEM 14.   DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE   EXECUTIVE COMPENSATION SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS   CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS, AND DIRECTOR INDEPENDENCE   PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES PART IV ITEM 15. ITEM 16.   EXHIBITS    FORM 10-K SUMMARY 3 4 5 5 15 34 34 34 34 35 35 37 53 54 100 100 100 100 100 101 101 101 101 101 101 102 102 106                                                                                                                                                                           Table of Contents FORWARD-LOOKING STATEMENTS In  accordance  with  the  safe  harbor  provisions  of  the  Private  Securities  Litigation  Reform  Act  of  1995,  this  Annual  Report  on  Form  10-K  and  the  information incorporated  herein  by  reference  contain  certain  forward-looking  statements  which  reflect  our  current  view  with  respect  to  future  events  and  future  financial performance. Forward-looking statements are all statements other than statements of historical fact. All such forward-looking statements are subject to risks and uncertainties,  and  our  future  results  of  operations  could  differ  materially  from  our  historical  results  or  current  expectations  reflected  by  such  forward-looking statements. Some of these risks are discussed in this Annual Report on Form 10-K including in Item 1A “Risk Factors” and include, without limitation, fluctuations in worldwide energy demand and oil and natural gas prices; industry overcapacity; our limited capital resources available to replenish our asset base as needed, including through acquisitions or vessel construction, and to fund our capital expenditure needs; uncertainty of global financial market conditions and potential constraints in accessing capital or credit if and when needed with favorable terms, if at all; changes in decisions and capital spending by customers in the energy industry and the industry expectations for offshore exploration, field development and production; consolidation of our customer base; loss of a major customer; changing  customer  demands  for  vessel  specifications,  which  may  make  some  of  our  older  vessels  technologically  obsolete  for  certain  customer  projects  or  in certain markets; rapid technological changes; delays and other problems associated with vessel maintenance; the continued availability of qualified personnel and our ability to attract and retain them; the operating risks normally incident to our lines of business, including the potential impact of liquidated counterparties; our ability to comply with covenants in our indentures and other debt instruments; acts of terrorism and piracy; the impact of regional or global public health crises or pandemics; the impact of potential information technology, cybersecurity or data security breaches; integration of acquired businesses and entry into new lines of business;  disagreements  with  our  joint  venture  partners;  natural  disasters  or  significant  weather  conditions;  unsettled  political  conditions,  war,  civil  unrest  and governmental actions, such as expropriation or enforcement of customs or other laws that are not well developed or consistently enforced; the risks associated with our international operations, including local content, local currency or similar requirements especially in higher political risk countries where we operate; interest rate  and  foreign  currency  fluctuations;  labor  changes  proposed  by  international  conventions;  increased  regulatory  burdens  and  oversight;  changes  in  laws governing  the  taxation  of  foreign  source  income;  retention  of  skilled  workers;  our  participation  in  industry  wide,  multi-employer,  defined  pension plans;  enforcement  of  laws  related  to  the  environment,  labor  and  foreign  corrupt  practices;  increased  global  concern,  regulation  and  scrutiny  regarding  climate change; increased stockholder activism; the potential liability for remedial actions or assessments under existing or future environmental regulations or litigation; the effects of asserted and unasserted claims and the extent of available insurance coverage; and the resolution of pending legal proceedings. Forward-looking  statements,  which  can  generally  be  identified  by  the  use  of  such  terminology  as  “may,”  “can,”  “potential,”  “expect,”  “project,”  “target,” “anticipate,” “estimate,” “forecast,” “believe,” “think,” “could,” “continue,” “intend,” “seek,” “plan,” and similar expressions contained in this Annual Report on Form 10-K, are not guarantees or assurances of future performance or events. Any forward-looking statements are based on our assessment of current industry, financial and economic information, which by its nature is dynamic and subject to rapid and possibly abrupt changes, which we may or may not be able to control. Further, we may make changes to our business plans that could or will affect our results. While management believes that these forward-looking statements are reasonable when made, there can be no assurance that future developments that affect us will be those that we anticipate and have identified. The forward-looking statements  should  be  considered  in  the  context  of  the  risk  factors  listed  above  and  discussed  in  greater  detail  elsewhere  in  this  Annual  Report  on  Form  10-K. Investors  and  prospective  investors  are  cautioned  not  to  rely  unduly  on such  forward-looking  statements,  which  speak  only  as  of  the  date  hereof.  Management disclaims any obligation to update or revise any forward-looking statements contained herein to reflect new information, future events or developments. In certain places in this Annual Report on Form 10-K, we may refer to reports published by third parties that purport to describe trends or developments in energy production and drilling and exploration activity and we specifically disclaim any responsibility for the accuracy and completeness of such information and have undertaken no steps to update or independently verify such information. 4             Table of Contents This section highlights information that is discussed in more detail in the remainder of the document. ITEM 1. BUSINESS PART I Tidewater Inc., a Delaware corporation that is a listed company on the New York Stock Exchange (NYSE) under the symbol “TDW”, provides offshore marine support  and  transportation  services  to  the  global  offshore  energy  industry  through  the  operation  of  a  diversified  fleet  of  marine  service  vessels.  We  were incorporated in 1956 and conduct our operations through wholly-owned United States (U.S.) and international subsidiaries, as well as through joint ventures in which  Tidewater  has  either  majority  or  non-controlling  interests  (generally  where  required  to  satisfy  local  ownership  or  local  content  requirements).  Unless otherwise  required  by  the  context,  the  terms  “we”,  “us”,  “our”  and  “the  company”  as  used  herein  refer  to  Tidewater  Inc.  and  its  consolidated  subsidiaries  and predecessors. On July 31, 2017, Tidewater successfully emerged from Chapter 11 bankruptcy proceedings and adopted fresh-start accounting.  About Tidewater Our vessels and associated vessel services provide support primarily for all phases of offshore oil and natural gas exploration, field development and production as well as windfarm development and maintenance. These services include towing of, and anchor handling for, mobile offshore drilling units; transporting supplies and personnel necessary to sustain drilling, workover and production activities; offshore construction and seismic and subsea support; geotechnical survey support for  windfarm  construction,  and  a  variety  of  specialized  services  such  as  pipe  and  cable  laying.  In  addition,  we  have  one  of  the  broadest  geographic  operating footprints in the offshore vessel industry. Our principal customers are large, international integrated and independent oil and natural gas exploration, field development and production companies (IOCs); select mid-sized and smaller independent exploration and production (E&P) companies; foreign government-owned or government-controlled organizations and other related companies that explore for, develop and produce oil and natural gas (NOCs); drilling contractors; and other companies that provide various services to the  offshore  energy  industry,  including  but  not  limited  to,  offshore  construction  companies,  windfarm  development  companies,  diving  companies  and  well stimulation companies. Our active offshore support vessel fleet consists primarily of company owned vessels. As of December 31, 2021, we owned 135 active vessels of which nine have been temporarily stacked or withdrawn from service. In addition, we owned 18 vessels that have been designated for sale and have been classified as such on the Balance  Sheet.  Please  refer  to  Notes  (1)  and  (7)  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this  Annual  Report  on  Form  10-K  for additional information regarding our stacked vessels and vessels held for sale. Our revenues, net earnings and cash flows from operations are largely dependent upon the activity level of our offshore support vessel fleet. Our business activity is largely dependent on offshore exploration, field development and production activity by our customers. Our customers’ business activity, in turn, is dependent on actual and expected crude oil and natural gas prices, which fluctuate depending on expected future levels of supply and demand for crude oil and natural gas, and on estimates of the cost (and relative cost) of finding, developing and producing crude oil and natural gas reserves. Depending  on  vessel  capabilities  and  availability,  our  vessels  operate  in  the  shallow,  intermediate  and  deepwater  offshore  markets.  Deepwater  oil  and  gas development typically involves significant capital investment and multi-year development plans. Although these projects are generally less susceptible to short- term  fluctuations  in  the  price  of  crude  oil  and  natural  gas,  deepwater  exploration  and  development  projects  are  generally  more  costly  than  other  onshore  and offshore exploration and development. As a result, the low levels of crude oil prices over the past few years have caused many IOCs, E&P companies and NOCs to restrain their level of capital expenditures in regard to deepwater projects. Recent recoveries in crude oil and natural gas prices have not yet resulted in a return to pre-pandemic (see discussion below) levels of activity. Even so, we expect an increase in activity in the year 2022 over the year 2021 levels as our customers seek to  restore  their  production  capacity.  Offshore  windfarm  developments  are  forecasted  to  increase  over  the  coming  years,  and  these  may  provide  additional opportunities for a certain cross-section of our larger vessels. These projects generally require fewer and more specialized vessels. Revenues  are  derived  primarily  from  vessel  time  charter  or  similar  contracts  that  are  generally  from  three  months  to  several  years  in  duration,  and,  to  a  lesser extent, from vessel time charter contracts on a “spot” basis, which is a short-term agreement ranging from one day to three months to provide offshore marine services to a customer for a specific short-term job. The base rate of hire for a term contract is generally a fixed rate, though some charter arrangements allow us to recover specific additional costs. 5                           Table of Contents COVID-19 Pandemic In the first quarter of 2020, the World Health Organization declared an outbreak of a coronavirus (COVID-19) to be a pandemic (the COVID-19 pandemic) and, in response,  much  of  the  industrialized  world  had  initiated  severe  measures  to  lessen  its  impact.  The  ongoing  COVID-19  pandemic  created  significant  volatility, uncertainty, and economic disruption throughout 2020 and 2021. With respect to our sector, the COVID-19 pandemic resulted in a much lower demand for oil as national,  regional,  and  local  governments  imposed  travel  restrictions,  border  closings,  restrictions  on  public  gatherings,  stay  at  home  orders,  and  limitations  on business operations in order to contain its spread. During this same period, oil-producing countries struggled to reach consensus on worldwide production levels, resulting in both a market oversupply of oil and a precipitous fall in crude oil prices. Combined, these conditions adversely affected our operations and business beginning in late March 2020 and continuing through the remainder of 2020 and 2021. Our  industry  began  to  experience  signs  of  recovery  in  the  fourth  quarter  of  2021  and  into  the  current  year.  The  initial  reduction  in  demand  for  hydrocarbons together  with  a  decline  in  the  price  of  crude  oil  at  the  outset  of  the  pandemic,  resulted  in  our  primary  customers,  the  oil  and  gas  companies,  making  material reductions  to  their  planned  spending  on  offshore  projects,  compounding  the  effect  of  COVID-19  on  offshore  operations.  Worldwide  demand  for  crude  oil  has increased steadily since the second quarter of 2020 and is now near pre-pandemic levels. See further discussion of the impact of COVID-19, including the resulting crude oil demand and price impact, on our operations in 2021 and our responses to the challenges of these events in "Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations" under Item 7 of this Annual Report on Form 10-K. Offices and Facilities Our  worldwide  headquarters  and  principal  executive  offices  are  located  at  842  West  Sam  Houston  Parkway  North,  Suite  400,  Houston,  Texas  77024,  and  our telephone number is (713) 470-5300. Our U.S. marine operations are based in Amelia, Louisiana and Houston, Texas. We conduct our international operations through facilities and offices located in over 30 countries. Our principal international offices and/or warehouse facilities, most of which are leased, are in Brazil; Mexico; Trinidad; Scotland; Egypt; Angola; Nigeria; Cameroon; Singapore; Kingdom of Saudi Arabia; Dubai, United Arab Emirates; and Norway. Our operations generally do not require highly specialized facilities, and suitable facilities are generally available on a leased basis as required. Reporting Segments and Vessel Classifications Our reporting segments are based on geographic markets: the Americas segment, which includes the U.S. Gulf of Mexico (GOM), Trinidad, Mexico and Brazil; the Middle East/Asia Pacific segment, which includes Saudi Arabia, East Africa, Southeast Asia and Australia; the Europe/Mediterranean segment, which includes the United Kingdom, Norway and Egypt; and the West Africa  segment, which includes  Angola, Nigeria, and other coastal regions  of West Africa. Our vessels routinely move from one geographic region and reporting segment to another, and from one operating area to another operating area within the geographic regions and reporting segments. Discussed below are our three major vessel classes along with a description of the type of vessels categorized in each vessel class and the services the respective vessels typically perform. Deepwater Vessels Deepwater vessels, in the aggregate, are usually our largest contributor to consolidated vessel revenue and vessel operating margin. Included in this vessel class are large platform supply vessels (PSVs) (typically longer than 230-feet and/or with greater than 2,800 tons in dead weight cargo carrying capacity) and large, higher- horsepower anchor handling tug supply vessels (AHTS vessels) (generally greater than 10,000 brake horsepower or BHP). These vessels are generally chartered to customers  for  use  in  transporting  supplies  and  equipment  from  shore  bases  to  deepwater  and  intermediate  water  depth  offshore  drilling  rigs  and  production platforms and for otherwise supporting intermediate and deepwater drilling, production, construction and maintenance operations. Deepwater PSVs generally have large cargo carrying capacities, both below deck (liquid mud tanks and dry bulk tanks) and above deck. Deepwater AHTS vessels are equipped to tow drilling rigs and other marine equipment, as well as to set anchors for the positioning and mooring of drilling rigs that generally do not have dynamic positioning capabilities. Many of our deepwater PSVs and AHTS vessels are outfitted with dynamic positioning capabilities, which allow the vessels to maintain an absolute or relative position when mooring to an offshore installation,  rig or another vessel is deemed unsafe, impractical  or undesirable. Many of our deepwater PSVs and AHTS vessels  also  have  oil  recovery,  firefighting,  standby  rescue  and/or  other  specialized  equipment.  Our  customers  have  high  standards  regarding  safety  and  other operational competencies and capabilities, in part to meet the regulatory standards that continue to be more stringent. 6                     Table of Contents Our deepwater class of vessels also includes specialty vessels that can support offshore well stimulation, construction work, subsea services and/or serve as remote accommodation facilities. These vessels are generally available for routine supply and towing services, but are also outfitted, and primarily intended, for specialty services. For example, these vessels can be equipped with a variety of lifting and deployment systems, including large capacity cranes, winches or reel systems. Towing-Supply Vessels Included in this class are non-deepwater AHTS vessels with horsepower less than 10,000 BHP, and non-deepwater PSVs that are generally less than 230 feet in length. The vessels in this class perform the same respective functions and services as deepwater AHTS vessels and deepwater PSVs except towing-supply vessels are generally chartered to customers for use in intermediate and shallow waters. Other Vessels Included in this class are crew boats, utility vessels and offshore tugs. Crew boats and utility vessels are chartered to customers for use in transporting personnel and supplies from shore bases to offshore drilling rigs, platforms and other installations. These vessels are also often equipped for oil field security missions in markets where piracy, kidnapping or other potential violence presents a concern. Offshore tugs are used to tow floating drilling rigs and barges; to assist in the docking of tankers; and to assist pipe laying, cable laying and construction barges. Customers and Contracting Our operations are dependent upon the levels of activity in offshore crude oil and natural gas exploration, field development and production throughout the world, which are affected by trends in global crude oil and natural gas pricing, including expectations of future commodity pricing, which are ultimately influenced by the supply and demand relationship for these natural resources. The activity levels of our customers are also influenced by the cost (and relative cost) of exploring for and producing crude oil and natural gas offshore, which can be affected by environmental regulations, technological advances that affect energy production and consumption,  significant  weather  conditions,  the  ability  of  our  customers  to  raise  capital,  and  local  and  international  economic  and  political  environments, including government mandated moratoriums. Our primary source of revenue is derived from time charter contracts on our vessels on a rate per day of service basis; therefore, vessel revenues are recognized daily throughout the contract period. The following table discloses our customers that accounted for 10% or more of total revenues: Chevron Corporation Saudi Aramco * Less than 10% of total revenues. December 31,  2021  15.7%    11.8%    Years Ended December 31,  2020  14.3%    11.5%    December 31,  2019  13.0% *  While it is normal for our customer base to change over time as our vessel time charter contracts turn over, the unexpected loss of any of our significant customers could, at least in the short term, have a material adverse effect on our vessel utilization and our results of operations. Our five and ten largest customers accounted for approximately 45.9% and 60.2% of our total revenues for the year ended December 31, 2021, respectively. Competition We have numerous mid-size and large competitors. The principal competitive factors for the offshore support vessel service industry are the quality, suitability and technical capabilities of vessels, availability of vessels and related equipment, price and quality of service. In addition, the ability to demonstrate a strong record for safety and efficiency and attract and retain qualified and skilled personnel are also important competitive factors. We have numerous competitors in all areas in which we operate around the world, and the business environment in each of these markets is highly competitive. Competition in international markets may be adversely affected by regulations requiring, among other things, local construction, flagging, ownership or control of vessels, the awarding of contracts to local contractors, the employment of local citizens and/or the purchase of supplies from local vendors. 7                                                             Table of Contents Our diverse, mobile asset base and the wide geographic distribution of our assets generally enable us to respond relatively quickly to changes in market conditions and  to  provide  a  broad  range  of  vessel  services  to  customers  around  the  world.  We  believe  that  the  size,  age,  diversity  and  geographic  distribution  of  a  vessel operator’s fleet, economies of scale and experience level in the many areas of the world are competitive advantages in our industry. In the Americas region, we benefit from cabotage which includes rules and restrictions promulgated thereunder by the Merchant Marine Act of 1920 and the Shipping Act, 1916, as amended (collectively, the Jones Act), which limit vessels that can operate in the U.S. Gulf of Mexico to those owned by companies that qualify as U.S. citizens. Also, in certain foreign countries, preferences given to vessels owned by local companies may be mandated by local law or by national oil companies. We have attempted to mitigate some of the impact of such preferences through affiliations with local companies. Increases  in  worldwide  vessel  capacity  generally  have  the  effect  of  lowering  charter  rates,  particularly  when  there  are  lower  levels  of  exploration,  field development  and  production  activity  in  the  crude  oil  and  natural  gas  industry,  as  was  the  case  in  late  calendar  2014  when  oil  prices  began  to  trend  lower.  In addition, the COVID-19 pandemic created additional oversupply as customers have cancelled or delayed projects as discussed above. Angolan Joint Venture (Sonatide) We previously disclosed the significant financial and operational challenges that we confront with respect to operations in Angola, as well as steps that we have taken to address or mitigate those risks. The amounts due from Sonatide are denominated in U.S. dollars; however, the underlying third-party customer payments to Sonatide were satisfied, in part, in Angolan kwanzas. We and Sonangol, our partner in Sonatide, have had discussions regarding how the net losses from the devaluation  of certain  Angolan kwanza denominated  accounts  should be shared. In late 2019, we were informed  that, as part  of a broad privatization  program, Sonangol intended to seek to divest itself  from Sonatide. In January 2022, we acquired  the 51% interest  of Sonatide previously held by our partner, which has resulted  in  Sonatide  becoming  a  wholly-owned  subsidiary.  Please  refer  to  Note  (15)  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this Annual Report on Form 10-K for additional information regarding this acquisition. In the second quarter of 2020, Sonatide declared a $35.0 million dividend. On June 22, 2020, Sonangol received $17.8 million and we received $17.2 million. Our share  of  the  dividend  is  reflected  as  dividend  income  from  unconsolidated  company  in  the  consolidated  statement  of  operations.  In  addition,  as  a  result  of this dividend payment, the cash balances of the joint venture were significantly reduced and we determined that, as a result, a significant portion of our net due from  Sonatide  balance  was  compromised.  During  the  years  ended  December  31,  2021  and  2020,  we  recorded  a  $0.4  and  $40.9  million  affiliate  credit  loss impairment expense, respectively. Refer  to  Notes  (4)  and  (15)  of  Notes  to  the  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this  Annual  Report  on  Form  10-K  for  further  details  on Sonatide. Nigerian Joint Venture (DTDW) We  own  40%  of  DTDW  in  Nigeria.  Our  partner,  who  owns  60%,  is  a  Nigerian  national.  DTDW  owns  one  offshore  support  vessel.  We  also  operate  company owned vessels in Nigeria for which the joint venture receives a commission. As of December 31, 2020 and 2021, we had no company owned vessels operating in Nigeria and the DTDW owned vessel was not employed. Cash flow projections indicate that DTDW does not have sufficient funds to meet its obligations to us or its vendors. Therefore, during the year ended December 31, 2020, we recorded affiliate credit loss impairment expense totaling $12.1 million and additional impairment expense of $2.0 million for the guarantee of our expected share of DTDW's long-term debt. Our operations in Nigeria have been severely impacted and we have effectively ceased activity. We have created a fully reserved position in our consolidated balance sheet to account for our expected liabilities related to certain obligations of the joint venture. As of December 31, 2020, DTDW had long-term debt of $4.7 million which was secured by the vessel owned by DTDW and guarantees from the DTDW partners (in  proportion  to  their  ownership  interests).  On  April  22,  2021,  we  paid  approximately  $2.0  million,  which  represented  our  portion  of  the  joint  venture  debt guarantee which was expensed in 2020 and our partner assumed the remaining joint venture debt which represented his portion of the guarantee. Refer to Note (4) of Notes to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for further details on the Nigerian joint venture. 8                       Table of Contents International Labour Organization’s Maritime Labour Convention The  International  Labour  Organization's  Maritime  Labour  Convention,  2006  (the  MLC)  mandates  globally,  among  other  things,  seafarer  living  and  working conditions (accommodations, wages, conditions of employment, health and other benefits) aboard ships that are engaged in commercial activities. Since its initial entry into force on August 20, 2013, 90 countries have now ratified the MLC. We  maintain  certification  of  our  vessels  to  MLC  requirements,  perform  maintenance  and  repairs  at  shipyards,  and  make  port  calls  during  ocean  voyages  in accordance with the MLC based on the dates of enforcement by countries in which we operate. In addition, where possible, we continue to work with identified flag  states  to  seek  substantial  equivalencies  to  comparable  national  and  industry  laws  that  meet  the  intent  of  the  MLC  and  allow  us  to  standardize  operational protocols among our fleet. Government Regulation We  are  subject  to  various  U.S.  federal,  state  and  local  statutes  and  regulations  governing  the  ownership,  operation  and  maintenance  of  our  vessels.  Our  U.S. flagged vessels are subject to the jurisdiction of the U.S. Coast Guard, the U.S. Customs and Border Protection, and the U.S. Maritime Administration. We are also subject to international laws and conventions and the laws of international jurisdictions where we operate. Under the citizenship provisions of the Jones Act, we would not be permitted to engage in the U.S. coastwise trade if more than 25% of our outstanding stock are owned by non-U.S. Citizens (as defined by the Jones Act). For a company engaged in the U.S. coastwise trade to be deemed a U.S. citizen: (i) it must be organized under the laws of the United States or of a state, territory or possession thereof, (ii) each of the chief executive officer and the chairman of the board of directors of such  corporation  must  be  a  U.S.  citizen,  (iii)  no  more  than  a  minority  of  the  number  of  directors  of  such  corporation  necessary  to  constitute  a  quorum  for  the transaction of business can be non-U.S. Citizens and (iv) at least 75% of the interest in such corporation must be owned by U.S. citizens. We have a dual stock certificate system to protect against non-U.S. Citizens owning more than 25% of our common stock. In addition, our charter provides us with certain remedies with respect  to  any  transfer  or  purported  transfer  of  shares  of  our  common  stock  that  would  result  in  the  ownership  by  non-U.S.  Citizens  of  more  than  24%  of  our common stock. Based on the latest information available to us, less than 24% of our outstanding common stock was owned by non-U.S. Citizens as of December 31, 2021. Our vessel operations in the U.S. Gulf of Mexico (GOM) are considered to be coastwise trade. U.S. law requires that vessels engaged in the U.S. coastwise trade must be built in the U.S. and registered under U.S. flag. In addition, once a U.S. built vessel is registered under a non-U.S. flag, it cannot thereafter engage in U.S. coastwise trade. Therefore, our non-U.S. flagged vessels must operate outside of the U.S. coastwise trade zone. Of the total 135 active vessels that we owned or operated at December 31, 2021, 125 vessels were registered under flags other than the United States and 10 vessels were registered under the U.S. flag. All  our  offshore  vessels  are  subject  to  either  United  States  or  international  safety  and  classification  standards  or  sometimes  both.  Deepwater  PSVs,  deepwater AHTS vessels, towing-supply vessels, and crew boats are required to undergo periodic inspections generally twice within every five year period pursuant to U.S. Coast  Guard  regulations.  Vessels  registered  under  flags  other  than  the  United  States  are  subject  to  similar  regulations  and  are  governed  by  the  laws  of  the applicable international jurisdictions and the rules and requirements of various classification societies, such as the American Bureau of Shipping. We comply with the International Ship and Port Facility Security (ISPS) Code, an amendment to the Safety of Life at Sea (SOLAS) Convention (1974/1988), and further mandated in the Maritime Transportation and Security Act of 2002 to align United States regulations with those of the ISPS Code and SOLAS. Under the ISPS  Code,  we  perform  worldwide  security  assessments,  risk  analyses,  and  develop  vessel  and  required  port  facility  security  plans  to  enhance  safe  and  secure vessel and facility operations. Additionally, we have developed security annexes for those U.S. flag vessels that transit or work in waters designated as high risk by the U.S. Coast Guard pursuant to the latest revision of Maritime Security Directive 104-6. Occupational Safety and Health Compliance In the U.S., we are subject to the Occupational Safety and Health Act (OSHA) and other similar laws and regulations, which establish workplace standards for the protection of the health and safety of employees, including the implementation of hazard communications programs designed to inform employees about hazardous substances in the workplace, potential harmful effects of these substances, and appropriate control measures. 9                         Table of Contents As described above, certain of the international jurisdictions in which we operate, including the U.K., have ratified the MLC, which establishes minimum requirements for working conditions of seafarers, including conditions of employment, hours of work and rest, grievance and complaints procedures, accommodations, recreational facilities, food and catering, health protection, medical care, welfare and social security protection. Although the U.S. is not a party to the MLC, U.S. flag vessels operating internationally must comply with the MLC when calling on a port in a country that is a party to the MLC. Environmental Compliance During the ordinary course of business, our operations are subject to a wide variety of environmental laws and regulations that govern the discharge of oil and pollutants into navigable waters. Violations of these laws may result in civil and criminal penalties, fines, injunctions and other sanctions. Compliance with the existing  governmental  regulations  that  have  been  enacted  or  adopted  regulating  the  discharge  of  materials  into  the  environment,  or  otherwise  relating  to  the protection of the environment has not had, nor is expected to have, a material effect on us. Environmental laws and regulations are subject to change, however, and may impose increasingly strict requirements, and, as such, we cannot estimate the ultimate cost of complying with such potential changes to environmental laws and  regulations.  In  addition,  a  wide  range  of  governmental  regulatory  agencies,  including  the  U.S.  Coast  Guard  (USCG),  the  U.S.  Environmental  Protection Agency  (EPA),  the  U.S.  Department  of  Transportation’s  Office  of  Pipeline  Safety,  the  U.S.  Bureau  of  Safety  and  Environmental  Enforcement  and  certain individual states, regulate vessels and other structures in accordance with the requirements of federal and state law. There is currently little uniformity among the regulations issued by these agencies, which increases our compliance costs and risk of non-compliance. Existing U.S. environmental laws and regulations to which we are subject include, but are not limited to: ● ● ● ● the  Clean  Air  Act,  which  restricts  the  emission  of  air  pollutants  from  many  sources  and  imposes  various  preconstruction,  operational,  monitoring  and reporting requirements, and that the EPA has relied upon as the authority for adopting climate change regulatory initiatives relating to greenhouse gas emissions; the Clean Water Act, which regulates discharges of pollutants from facilities to state and federal waters and establishes the extent to which waterways are subject to federal jurisdiction and rulemaking as protected waters of the U.S.; the Oil Pollution Act of 1990, which subjects owners and operators of vessels, onshore facilities, and pipelines, as well as lessees or permittees of areas in which offshore facilities are located, to liability for removal costs and damages arising from an oil spill in waters of the United States; the Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act of 1980, which imposes liability on generators, transporters, and arrangers of hazardous substances at sites where hazardous substance releases have occurred or are threatening to occur; and ● U.S.  Department  of  the  Interior  regulations,  which  govern  oil  and  natural  gas  operations  on  federal  lands  and  waters  and  impose  obligations  for establishing financial assurances for decommissioning activities, liabilities for pollution cleanup costs resulting from operations, and potential liabilities for pollution damages. In the U.S. and abroad, we are subject to the International  Convention for the Prevention of Pollution from Ships (MARPOL), an international  convention that imposes  environmental  standards  on  the  shipping  industry  relating  to  oil  spills,  management  of  garbage,  the  handling  of  certain  substances,  sewage  and  air emissions. Annex VI of MARPOL addresses air emissions, including emissions of sulfur and nitrous oxide, and requires the use of low sulfur fuels worldwide in both auxiliary and main propulsion diesel engines on vessels. The International Maritime Organization designates the waters off North America as an Emission Control Area, meaning that vessels operating in the U.S. must use fuel with a sulfur content no greater than 0.1%. Directives have been issued designed to reduce the  emission  of  nitrogen  oxides  and  sulfur  oxides.  These  can impact  both  the  fuel  and  the  engines  that  may  be  used  onboard  vessels.  For  further  discussion  of regulatory  risks  related  to  climate  change  see  “Risk  Factors”  in  Item  1A  and  “Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of Operations” in Item 7 of this Annual Report on Form 10-K. We are also involved in various legal proceedings that relate to asbestos and other environmental matters. The amount of ultimate liability, if any, with respect to these proceedings is not expected to have a material adverse effect on our financial position, results of operations, or cash flows. We are proactive in establishing policies  and  operating  procedures  for  safeguarding  the  environment  against  any  hazardous  materials  aboard  our  vessels  and  at  shore-based  locations.  The  Oil Pollution Act of 1990 also requires owners and operators of vessels over 300 gross tons to provide the USCG with evidence of financial responsibility to cover the cost of cleaning up oil spills from those vessels. Several foreign jurisdictions also require us to present satisfactory evidence of financial responsibility. We satisfy these requirements through appropriate insurance coverage, as discussed below in “Risk Management.” 10                                 Table of Contents Moreover, environmental laws and regulations also can affect the resale value or significantly reduce the useful lives of our vessels, require a reduction in carrying capacity, ship modifications or operational changes or restrictions (and related increased operating costs) or retirement of service, lead to decreased availability or higher cost of insurance coverage for environmental matters or result in the denial of access to, or detention in, certain jurisdictional waters or ports. Whenever possible, hazardous materials are maintained or transferred in confined areas to ensure containment, if accidents were to occur. In addition, we have established operating policies that are intended to increase awareness of actions that may harm the environment, including being committed to responsible ship recycling in accordance with the Hong Kong convention and European Ship Recycling Regulation. In addition to governmental regulation, large oil and gas producers have developed strict due diligence processes for selecting their suppliers out of concerns for the environmental  impact  of their  operations.  Our failure  to maintain  any of our vessels to the standards  required  by the industry could put us in breach  of the applicable charter agreement and lead to termination of such agreement. Should we not be able to successfully clear such risk assessment processes on an ongoing basis, the future employment of our vessels could also be adversely affected since it might lead to the termination of existing charters. Safety We are dedicated to ensuring the safety of our operations for our employees, our customers and any personnel associated with our operations. Tidewater’s principal operations  occur  in  offshore  waters  where  the  workplace  environment  presents  many  safety  challenges.  Management  communicates  frequently  with  company personnel to promote safety and instill safe work habits using company media directed at, and regular training of, both our seamen and shore-based personnel. We dedicate  personnel  and  resources  to  ensure  safe  operations  and  regulatory  compliance.  Our  Director  of  Health,  Safety,  Environment  and  Security  (HSES) Management is involved in numerous proactive efforts to prevent accidents and injuries from occurring. The HSES Director also reviews all incidents that occur, focusing on lessons that can be learned from such incidents and opportunities to incorporate such lessons into our on-going safety-related training. In addition, we employ safety personnel to be responsible for administering our safety programs and fostering our safety culture. Our position is that each of our employees is a safety supervisor with the authority and the obligation to stop any operation that they deem to be unsafe. Risk Management The operation of any marine vessel involves an inherent risk of marine losses (including physical damage to the vessel) attributable to adverse sea and weather conditions, mechanical failure, and collisions. In addition, the nature of our operations exposes us to the potential risks of damage to and loss of drilling rigs and production  facilities,  hostile  activities  attributable  to  war,  sabotage,  piracy  and  terrorism,  as  well  as  business  interruption  due  to  political  action  or  inaction, including  nationalization  of  assets  by  foreign  governments.  Any  such  event  may  lead  to  a  reduction  in  revenues  or  increased  costs.  Our  vessels  are  generally insured  for their  estimated  market  value  against damage  or loss, including  war, acts  of terrorism,  and pollution risks, but we do not directly  or fully insure  for business  interruption.  We  also  carry  workers’  compensation,  maritime  employer’s  liability,  director  and  officer  liability,  general  liability  (including  third  party pollution) and other insurance customary in the industry. The continued threat of terrorist activity and other acts of war or hostility have significantly increased the risk of political, economic and social instability in some of the geographic areas in which we operate. It is possible that further acts of terrorism may be directed against the United States domestically or abroad, and such acts of terrorism could be directed against properties and personnel of U.S. headquartered companies such as ours. The resulting economic, political and social uncertainties,  including  the  potential  for  future  terrorist  acts  and  war,  could  cause  the  premiums  charged  for  the  insurance  coverage  to  increase.  We  currently maintain war risk coverage on our entire fleet. We seek to secure appropriate insurance coverage at competitive rates, in part, by maintaining self-insurance up to certain individual and aggregate loss limits. We carefully monitor claims and actively participate in claims estimates and adjustments. Estimated costs of self-insured claims, which include estimates for incurred but unreported claims, are accrued as liabilities on our balance sheet. We believe that our insurance coverage is adequate. We have not experienced a loss in excess of insurance policy limits; however, there is no assurance that our liability coverage will be adequate to cover claims that may arise. While we believe that we should be able to maintain adequate insurance in the future at rates considered commercially acceptable, we cannot guarantee that such insurance will continue to be available at commercially acceptable rates given the markets in which we operate. For further discussion of our risks see “Risk Factors” in Item 1A of this Annual Report on Form 10-K. 11                     Table of Contents Environmental, Social and Governance Factors We are committed to transparently reporting on environmental, social and governance (ESG) factors that may be relevant to us. Our board of directors engages in regular  discussions  relating  to  environmental  matters  and  our  response  to  ESG-related  risks  and  opportunities.  There  has  been  an  increasing  amount  of  ESG disclosure by publicly listed companies in recent years and we expect this trend to continue. Increasing ESG disclosure may be driven by investor expectations, SEC requirements, regulation or in response to stakeholder concerns. We use internationally-recognized methods and reporting standards to measure and disclose our performance in relation to ESG factors. In 2021, we issued our inaugural formal sustainability report, reviewing our ESG performance, actions and initiatives for the 2020 calendar year. This report was developed in accordance with Global Reporting Initiative (GRI) reporting standards, in addition to the Sustainability Accounting Standards Board (SASB) Marine Transportation standard. A climate risk review was also performed in accordance with the recommendations provided by the Taskforce on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD) and the results of this review were included in the Sustainability Report. For further discussion of ESG risks and considerations see “Risk Factors” in Item 1A and “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” in Item 7 of this Annual Report on Form 10-K. Energy Transition Climate  change  concerns  have  precipitated  a  call  from  governments  and  other  entities  to  transition  from  fossil  fuels  for  energy  production  and  power transportation. The primary offender in climate change is considered to be carbon emissions. The recent goal of the advocates of the energy transition is to reduce world-wide  carbon  emissions  to  net  zero  by  the  year  2050.  The  preferred  energy  sources  that  produce  no  carbon  emissions  are  wind,  solar  and  nuclear.  Our Sustainability Report addresses our progress toward attaining lower carbon emissions and supporting more environmentally friendly energy sources. We believe that  our  long-term  success  depends  on  our  ability  to  effectively  navigate  the  energy  transition  and  we  believe  we  will  have  opportunities  to  participate  in  that transition while also supporting the fossil fuel industry. We currently have a few vessels supporting the wind farm business. We also expect to have significant opportunities from the offshore E&P industry as they dismantle their massive offshore production infrastructure during the transition. We believe that the fossil fuel industry will continue to provide fuel for energy throughout the transition and we are prepared to provide support through the process. Seasonality Our  global  vessel  fleet  generally  has  its  highest  utilization  rates  in  the  warmer  months  when  the  weather  is  more  favorable  for  offshore  exploration,  field development and construction work in the oil and gas industry. Hurricanes, cyclones, the monsoon season, and other severe weather can negatively or positively impact  vessel  operations.  Our  GOM  operations  can  be  impacted  by  the  Atlantic  hurricane  season  from  the  months  of  June  through  November,  when  offshore exploration,  field  development  and  construction  work  tend  to  slow  or  halt  to  mitigate  potential  losses  and  damage  that  may  occur  to  the  offshore  oil  and  gas infrastructure  should  a  hurricane  enter  the  area.  However,  demand  for  offshore  marine  vessels  typically  increases  in  the  GOM  in  connection  with  repair  and remediation  work that follows any hurricane damage to offshore crude oil and natural gas infrastructure.  Our vessels that operate offshore in India, other areas in Southeast Asia and the Western Pacific are impacted by the monsoon season, which occurs across the region from November to April. Vessels that operate in the North Sea can be impacted by a seasonal slowdown in the winter months, generally from November to March. Although hurricanes, cyclones, monsoons and other severe weather can have a seasonal impact on operations, our business volume is more dependent on crude oil and natural gas pricing, global supply of crude oil and natural gas, and demand for our offshore support vessels and other services than on any seasonal variation. Human Capital Management Employees and Labor Relations  As of December 31, 2021, we employ approximately 4,400 employees worldwide. Our global footprint has over 90% of our fleet working internationally in more than 30 countries. We are not a party to any union contract in the United States but through several subsidiaries, we are subject to union agreements covering local nationals in several countries other than the United States, most heavily in the North Sea with UK and Norwegian mariners. 12                     Table of Contents Culture and Engagement Company culture is a key focus for the Chief Human Resource Officer (CHRO) and the rest of the senior leadership. Tidewater’s culture is promoted through its “7 Cs”: ● Capability ● Collaboration ● Commitment ● Communication ● Compassion ● Compliance ● Courage Our  focus  is  on  creating  an  environment  where  our  colleagues  feel  respected,  valued,  and  can  contribute  to  their  fullest  potential.  We  leverage  technology  to promote  online  collaborative  workspaces  to bring our colleagues  together  across  multiple  time  zones  and geographies  and create  a  global  sense of community. In 2021, the COVID-19 pandemic had a significant impact on our human capital management. A large majority of our onshore workforce has worked remotely beginning in the second quarter of 2020 and, for those who continue to work on site, we instituted safety protocols and procedures in line with guidance provided by the Center for Disease Control (CDC). Health and Safety We  maintain  a  safety  culture  grounded  on  the  premise  of  eliminating  workplace  incidents,  risks  and  hazards.  We  are  dedicated  to  ensuring  the  safety  of  our employees, our customers and any personnel associated with our operations. Our principal operations occur in offshore waters where the workplace environment presents  many safety challenges.  Management  communicates  frequently  with company  personnel to promote safety and instill  safe  work habits  using company media  directed  at,  and  regular  training  of,  both  our  mariners  and  shore-based  personnel.  We  dedicate  personnel  and  resources  to  ensure  safe  operations  and regulatory compliance. In addition, we employ safety personnel who are responsible for administering our safety programs and fostering our safety culture and monitoring the results of our safety programs and initiatives. Our position is that each of our employees is a safety supervisor with the authority and the obligation to stop any operation that they deem to be unsafe. By establishing practical safeguards against all identified risks, we take a consistent and proactive approach to minimizing the number of accidents, incidents and hazardous occurrences. We utilize both leading and lagging indicators to monitor the performance of our health and safety programs. Lagging indicators include the Total Recordable Incident Rate (TRIR) and the Lost Time Incident Rate (LTIR) based upon the number of incidents per one million working hours. Leading indicators include reporting and closure of all near miss events and Health, Safety and Environmental (HSE) training activities. In calendar year 2021, we had a TRIR of 0.67, a LTIR of 0.07 and no work-related fatalities. In 2021, we continued to experience significant challenges resulting from COVID-19. Revised safety protocols were immediately implemented and management in each area of operation ensured constant compliance with local government, customer and other restrictions and guidelines to help mitigate risk of exposure of our employees and contractors. Inclusion and Diversity We embrace the diversity of our team members, stakeholders and customers, including their unique backgrounds, experiences, thoughts and talents. Everyone is valued and appreciated for their distinct contributions to the growth and sustainability of our business. We strive to cultivate a culture and vision that supports and enhances  our  ability  to  recruit,  develop  and  retain  diverse  talent  at  every  level. We  are  an  equal  opportunity  employer,  with  all  qualified  applicants  receiving consideration for employment without regard to race, color, religion, sex, sexual orientation, gender identity, national origin, disability or protected veteran status. We comply with all applicable employment, labor and immigration requirements, and require our personnel to cooperate with all compliance efforts. We have a policy of continuous improvement;  opportunities  to further  connect and support collaboration  between our diverse employee  base continue to be identified  and addressed with further investments in training, tools and systems. 13                                   Table of Contents We  are  committed  to  racial  equality  and  fostering  a  culture  of  diversity  and  inclusion  throughout  our  organization,  a  commitment  that  both  starts  with,  and  is reflected  in,  our  board  of  directors.  We  have  made  diversity  and  inclusion  an  important  part  of  our  hiring  and  retention  efforts.  Our  CHRO  has  primary responsibility for our human capital management strategy, including attracting, developing, engaging and retaining those talented employees. The CHRO is also responsible for the design of employee compensation and benefits programs in addition to promoting diversity and inclusion throughout the Company. Available Information We make available free of charge, on or through our website (www.tdw.com), our Reports on Form 10-K, Quarterly Reports on Form 10-Q, Current Reports on Form 8-K, and other filings pursuant to Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 (Exchange Act) and amendments to such filings, as soon as reasonably practicable after each is electronically filed with, or furnished to, the Securities and Exchange Commission (the SEC). The SEC maintains a website that contains our reports, proxy and information statements, and our other SEC filings. The address of the SEC’s website is www.sec.gov. Information appearing on our website is not part of any report that we file with the SEC. We have adopted a Code of Business Conduct and Ethics (Code), which is applicable  to our directors,  chief  executive  officer,  chief  financial  officer,  principal accounting  officer,  and  other  officers  and  employees  on  matters  of  business  conduct  and  ethics,  including  compliance  standards  and  procedures.  The  Code  is publicly available on our website at www.tdw.com. We will make timely disclosure by a Current Report on Form 8-K and on our website of any change to, or waiver  from,  the  Code  for  our  chief  executive  officer,  chief  financial  officer  and  principal  accounting  officer.  Any  changes  or  waivers  to  the  Code  will  be maintained on our website for at least 12 months. A copy of the Code is also available in print to any stockholder upon written request addressed to Tidewater Inc., 842 West Sam Houston Parkway North, Suite 400, Houston, Texas, 77024. 14             Table of Contents ITEM 1A. RISK FACTORS The following discussion of risk factors contains forward-looking statements. These risk factors may be important to understanding other statements in this Annual Report  on  Form  10-K.  The  following  information  should  be  read  in  conjunction  with  Part  II,  Item  7,  “Management’s  Discussion  and  Analysis  of  Financial Condition and Results of Operations” and the consolidated financial statements and related notes in Part II, Item 8, “Financial Statements and Supplementary Data” of this Annual Report on Form 10-K. Our business, financial condition and operating results can be affected by several factors, whether currently known or unknown, including but not limited to those described below, any one or more of which could, directly or indirectly, cause our actual financial condition and operating results to vary materially from those anticipated, projected or assumed in the forward-looking statements. Any of these factors, in whole or in part, could materially and adversely affect our business, prospects,  financial  condition,  results  of  operations,  stock  price  and  cash  flows.  These  could  also  be  affected  by  additional  factors  that  apply  to  all  companies generally which are not specifically mentioned below. Summary of Risk Factors Below  is  a  summary  of  some  of  the  principal  risks  and  uncertainties  that  could  materially  adversely  affect  our  business,  financial  condition,  and  results  of operations. You should read this summary together with the more detailed description of each risk factor contained below. Risks Relating to Our Business and Industry ● The COVID-19 pandemic may continue to have a material negative impact on our operations and business.  ● Volatility in the global market for oil and natural gas has in the past led to market oversupply and depressed commodity prices which has adversely affected our operations and may, in the future, materially disrupt our operations and adversely impact our business and financial results. ● A substantial or an extended decline in oil and natural gas prices could result in lower capital spending by our customers. ● We derive a significant amount of revenue from a relatively small number of customers. ● The high level of competition in the offshore marine service industry could negatively impact pricing for our services. ● The  rise  in  production  of  unconventional  crude  oil  and  natural  gas  resources  could  increase  supply  without  a  commensurate  growth  in  demand which would negatively impact oil and natural gas prices. ● An  increase  in  vessel  supply  without  a  corresponding  increase  in  the  working  offshore  rig  count  could  exacerbate  the  industry’s  currently oversupplied condition. ● Our insurance coverage and contractual indemnity protections may not be sufficient to protect us under all circumstances or against all risks. ● Maintaining our current fleet and acquiring vessels required for additional future growth require significant capital. ● We may not be able to renew or replace expiring contracts for our vessels. ● We may record additional losses or impairment charges related to our vessels. ● Cybersecurity  attacks,  including  ransomware,  on  any  of  our  facilities,  or  those  of  third  parties,  may  result  in  potential  liability  or  reputational damage or otherwise adversely affect our business. ● Uncertain economic conditions may lead our customers to postpone capital spending or jeopardize our customers’ or other counterparties’ ability to perform their obligations. ● Factors associated with global climate change, including evolving and increasing regulations, increasing global concern and stakeholder scrutiny about climate change, and increasing frequency and/or severity of adverse weather conditions could adversely affect our business, reputation, results of operations and financial positions. ● Failure to effectively and timely address the energy transition could adversely affect our business, results of operations and cash flows. ● Pressure from outside groups and/or governmental entities regarding our compliance with or adherence to expected ESG driven protocols or actions could adversely affect our business, including our ability to obtain financing, our results of operations and our cash flows. 15                                                 Table of Contents Risks Relating to Our Indebtedness ● We may not be able to generate sufficient cash flow to meet our debt service and other obligations. ● Restrictive debt covenants may restrict our ability to raise capital and pursue our business strategies. ● The amount of our debt could have significant consequences for our operations and future prospects. ● We may not be able to obtain debt financing if and when needed with favorable terms, if at all. Risks Relating to Our International and Foreign Operations ● We operate throughout the world and are exposed to risks inherent in doing business in countries other than the U.S. ● Global or regional public health crises and other catastrophic events could reduce economic activity resulting in lower commodity prices and could affect our crew rotations and entry into ports. ● We may have disruptions or disagreements with our foreign joint venture partners, which could lead to an unwinding of the joint venture. ● Our international operations expose us to currency devaluation and fluctuation risk. ● With our extensive international operations, we are subject to certain compliance risks under the Foreign Corrupt Practices Act, the United Kingdom Bribery Act or similar worldwide anti-bribery laws. Risks Relating to Governmental Regulation ● There may be changes to complex and developing laws and regulations to which we are subject that would increase our cost of compliance and operational risk. ● Changes in U.S. and international tax laws and policies could adversely affect our financial results. ● Any changes in environmental regulations, including climate change and greenhouse gas restrictions, could increase the cost of energy and future production of oil and natural gas. Risks Relating to Our Employees ● We may have difficulty attracting, motivating and retaining executives and other key personnel. ● We may be subject to additional unionization efforts, new collective bargaining agreements or work stoppages. ● Certain of our employees are covered by both state and federal laws that may subject us to job-related claims. Risks Relating to Our Securities ● Our common stock is subject to restriction on foreign ownership by non-U.S. Citizen stockholders. ● The market price of our securities is subject to volatility. ● Because we currently have no plans to pay cash dividends or other distributions on our common stock, you may not receive any return on investment unless you sell your common stock for a price greater than that which you paid for it. ● Our ability to raise capital in the future may be limited, which could make us unable to fund our capital requirements. ● Anti-takeover provisions and limitations on foreign ownership in our organizational documents could delay or prevent a change of control. 16                                                               Table of Contents Risk Factors Risks Relating to the COVID-19 Pandemic The COVID-19 pandemic has adversely affected and may, in the future, have a material negative impact on our operations and business. As discussed above in Item 1, it became evident that a novel coronavirus (COVID-19) could become a pandemic with worldwide reach. By mid-March of 2020, when  the  World  Health  Organization  declared  the  outbreak  to  be  a  pandemic  (the  COVID-19  pandemic),  much  of  the  industrialized  world  had  taken  severe measures to lessen its impact. The ongoing COVID-19 pandemic has created significant volatility, uncertainty, and economic disruption. The spread of COVID-19 to one or more of our locations, including our vessels, could significantly impact our operations. While we have implemented various protocols for both onshore and offshore personnel in efforts to limit the impact of COVID-19, there is no assurance that those efforts will be fully successful. The spread of COVID-19 to our onshore workforce could prevent us from supporting our offshore operations, we may experience reduced productivity as our onshore personnel works remotely, and any spread to our key management personnel may disrupt our business. Any outbreak on our vessels may result in the vessel, or some or all the vessel crew, being quarantined and therefore impede the vessel’s ability to generate revenue. We have experienced challenges in connection with our offshore crew changes due to health and travel restrictions related to COVID-19, and those challenges and/or restrictions may continue or worsen despite our efforts at mitigating them. To the extent the COVID-19 pandemic adversely affects our operations and business, it may also have the effect of heightening many of the other risks set forth in our SEC filings, such as those relating to our financial performance and debt obligations. The full impact of the COVID-19 pandemic is unknown and is rapidly evolving. The extent to which it impacts our business and operations and ability to preserve our liquidity will depend on the severity, location, and duration of the effects and spread of the pandemic itself, the actions undertaken by national, regional, and local  governments  and  health  officials  to  contain  the  virus  or  treat  its  effects,  and  how  quickly  and  to  what  extent  economic  conditions  improve  and  normal business  and  operating  conditions  resume.  Additionally,  recent  constraints  on  the  global  supply  chain  have  reduced  the  number  of  available  suppliers,  and  the imposition of further public health measures affecting supply chain and logistics may negatively impact our suppliers. As we cannot predict the full duration or scope  of  this  pandemic,  the  anticipated  negative  financial  impact  to  our  operating  results  cannot  be  reasonably  estimated  but  could  be  both  material  and  long- lasting. Additionally, the impact of COVID-19, and the volatile regional and global economic conditions stemming from the pandemic, may also precipitate or exacerbate other risks discussed in this Item 1A "Risk Factors" and elsewhere in this report, any of which could have a material effect on us. Volatility in the global market for oil and natural gas has in the past led to market oversupply and depressed commodity prices which has adversely affected our operations and may, in the future, materially disrupt our operations and adversely impact our business and financial results. With  respect  to  our  sector,  the  COVID-19  pandemic  resulted  in  a  much  lower  demand  for  oil  as  national,  regional,  and  local  governments  impose  travel restrictions, border closings, restrictions on public gatherings, stay at home orders, and limitations on business operations in order to contain its spread. During this same  time  period,  oil-producing  countries  struggled  to  reach  consensus  on  worldwide  production  levels,  resulting  in  both  a  market  oversupply  of  oil  and  a precipitous fall in oil prices, which have only recently begun to recover. Combined,  these  conditions  adversely  affected  our  operations  and  business  beginning  with  the  latter  part  of  the  first  fiscal  quarter  of  2020  and  continuing  into 2021.  The  reduction  in  demand  for  hydrocarbons  together  with  an  unprecedented  decline  in  the  price  of  oil  resulted  in  our  primary  customers,  the  oil  and  gas companies, making material reductions to their planned spending on offshore projects, compounding the effect of the COVID-19 pandemic on offshore operations. Further, these conditions, continued to impact the demand for our services, the utilization and/or rates we can achieve for our assets and services, and the outlook for our industry in general for the last nine months of 2020 and for most of 2021. Demand for oil and gas and commodity prices have recently recovered to near pre-pandemic levels and we do not expect our operations and business in 2022 to continue to be negatively impacted. However, other factors, including pressure on our customers to return capital to shareholders and pressure to address ESG concerns related to fossil fuel production and consumption, coupled with the lingering uncertainty related to the COVID-19 pandemic could have a negative impact on our operations in the near term. 17                     Table of Contents Risks Relating to Our Business and Industry The prices for oil and natural gas affect the level of capital spending by our customers. A substantial or an extended decline in oil and natural gas prices could result in lower capital spending by our customers. Demand for our services depends substantially upon the level of activity in the oil and natural gas industry and the willingness of oil and natural gas companies to make  capital  expenditures  on  exploration,  drilling  and  production  operations.  Oil  and  natural  gas  prices  and  market  expectations  of  potential  changes  in  these prices  significantly  affect  this  level  of activity.  Prices  for  crude  oil  and  natural  gas are  highly  volatile  and extremely  sensitive  to  the respective  supply/demand relationship for crude oil and natural gas. See “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations” in Item 7 of this Annual Report on Form 10-K. Many factors affect the supply of and demand for crude oil and natural gas and, therefore, influence prices of these commodities, including: ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● domestic  and  foreign  supply  of  oil  and  natural  gas,  including  increased  availability  of  non-traditional  energy  resources  such  as  shale  oil  and natural gas; prices, and expectations about future prices, of oil and natural gas; domestic and worldwide economic conditions, and the resulting global demand for oil and natural gas; the price and quantity of imports of foreign oil and natural gas including the ability of OPEC to set and maintain production levels for oil, and decisions by OPEC to change production levels; sanctions imposed by the U.S., the European Union (E.U.), or other governments against oil producing countries; the cost of exploring for, developing, producing and delivering oil and natural gas; the expected rates of decline in production from existing and prospective wells and the discovery rates of new oil and natural gas reserves; federal, state and local regulation relating to (i) exploration and drilling activities, (ii) equipment, material, supplies or services that we furnish, (iii) oil and natural gas exports and (iv) environmental or energy security matters; public pressure on, and legislative and regulatory interest within, federal, state and local governments to stop, significantly limit or regulate oil or natural gas production; weather conditions, natural disasters, and global or regional public health crises and other catastrophic events, such as the COVID-19 pandemic that began in early 2020; incidents resulting from operating hazards inherent in offshore drilling, such as oil spills; political, military and economic instability and social unrest in oil and natural gas producing countries, including the impact of armed hostilities involving one or more oil producing nations; advances in exploration, development and production technologies or in technologies affecting energy consumption; the price and availability of, and public sentiment regarding, alternative fuel and energy sources; uncertainty in capital and commodities markets; and domestic and foreign tax policies, including those regarding tariffs and duties. A prolonged material downturn in crude oil and natural gas prices and/or perceptions of long-term lower commodity prices can negatively impact the development plans of exploration and production (E&P) companies and result in a significant decline in demand for offshore support services resulting in project modifications, delays or cancellations, general business disruptions, and delays in payment of, or nonpayment of, amounts that are owed to us. Moreover, declining or continuing depressed oil and natural gas prices may result in negative pressures on: ● ● ● ● ● ● ● our customer’s capital spending and spending on our services; our charter rates and/or utilization rates; our results of operations, cash flows and financial condition; the fair market value of our vessels; our ability to refinance, maintain or increase our borrowing capacity; our ability to obtain additional capital to finance our business and make acquisitions or capital expenditures, and the cost of that capital; and the collectability of our receivables. 18                                                           Table of Contents Moreover,  higher  commodity  prices  will  not  necessarily  translate  into  increased  demand  for  offshore  support  services  or  sustained  higher  pricing  for  offshore support  vessel  services,  in  part  because  customer  demand  is  often  driven  by  capital  expenditure  programs  that  are  more  focused  on  future  commodity  price expectations  and  not  solely  on  current  prices.  Although  crude  prices  have  recovered  from  the  historic  lows  seen  in  the  first  half  of  2020,  our  customers  have generally  lowered  their  capital  expenditure  programs  considering  recent  volatility  in  pricing  and  other  priorities  for  cash  flow  including  return  on  capital  to shareholders and investment in more environmentally friendly projects. Additionally, increased commodity demand may in the future be satisfied by land-based energy  resource  production  and  any  increased  demand  for  offshore  support  vessel  services  can  be  more  than  offset  by  an  increased  supply  of  offshore  support vessels resulting from the construction of additional offshore support vessels. We derive a significant amount of revenue from a relatively small number of customers. For the years ended December 31, 2021 and 2020, our top five and ten largest customers accounted for a significant percentage of our total revenues. While it is normal for our customer base to change over time as our time charter contracts expire and are replaced, our results of operations, financial condition and cash flows could be materially adversely affected if one or more of these customers were to decide to interrupt or curtail their activities, in general, or their activities with us, terminate their contracts with us, fail to renew existing contracts with us, and/or refuse to award new contracts to us. Our customer base has undergone consolidation and additional consolidation is possible. Additional  consolidation  of  oil  and  natural  gas  companies  and  other  energy  companies  and  energy  services  companies  is  possible.  Consolidation  reduces  the number of customers for our equipment and services, and may negatively affect exploration, development and production activity as consolidated companies focus, at least initially, on increasing efficiency and reducing costs and may delay or abandon exploration activity with less promise. Such activity could adversely affect demand for our offshore services. The high level of competition in the offshore marine service industry could negatively impact pricing for our services. We operate  in a highly competitive  industry,  which could depress charter  and utilization  rates  and adversely  affect  our financial  performance.  We compete  for business with our competitors  based on price; reputation  for quality service;  quality, suitability  and technical capabilities  of our vessels; availability  of vessels; safety  and  efficiency;  cost  of  mobilizing  vessels  from  one  market  to  a  different  market;  and  national  flag  preference.  In  addition,  competition  in  international markets  may  be  adversely  affected  by  regulations  requiring,  among  other  things,  local  construction,  flagging,  ownership  or  control  of  vessels,  the  awarding  of contracts to local contractors, the employment of local citizens and/or the purchase of supplies from local vendors. The rise in production of unconventional crude oil and natural gas resources could increase supply without a commensurate growth in demand which would negatively impact oil and natural gas prices. The rise in production of unconventional crude oil and natural gas resources in North America and the commissioning of several new large Liquefied Natural Gas (LNG)  export  facilities  around  the  world  have  contributed  to  an  over-supplied  natural  gas  market.  Production  from  unconventional  resources  has  increased  as drilling efficiencies have improved, lowering the costs of extraction. There has also been a buildup of crude oil inventories in the U.S. in part due to the increased development  of  unconventional  crude  oil  resources.  Prolonged  increases  in  the  worldwide  supply  of  crude  oil  and  natural  gas,  whether  from  conventional  or unconventional  sources,  without  a  commensurate  growth  in  demand  for  crude  oil  and  natural  gas  may  continue  to  depress  crude  oil  and  natural  gas  prices.  A prolonged  period  of  low  crude  oil  and  natural  gas  prices  would  likely  have  a  negative  impact  on  development  plans  of  exploration  and  production  companies, which in turn, may result in a decrease in demand for our offshore support vessel services. An increase in vessel supply without a corresponding increase in the working offshore rig count could exacerbate the industry’s currently oversupplied condition. Over the past decade, the combination of historically high commodity prices and technological advances resulted in significant growth in deepwater exploration, field development and production. During this time, construction of offshore vessels increased significantly in order to meet projected requirements of customers and potential customers. Excess offshore support vessel capacity usually exerts downward pressure on charter day rates. Excess capacity can occur when newly constructed vessels enter the worldwide offshore support vessel market and when vessels migrate between markets. A discussion about our vessel fleet appears in the “Vessel Utilization and Average Rates by Segment” section of Item 7 in this Annual Report on Form 10-K. 19                         Table of Contents In addition, the provisions of U.S. shipping laws restricting engagement of U.S. coastwise trade to vessels controlled by U.S. citizens may from time to time be circumvented by foreign competitors that seek to engage in trade reserved for vessels controlled by U.S. citizens and otherwise qualifying for coastwise trade. A repeal,  suspension  or  significant  modification  of  U.S.  shipping  laws,  or  the  administrative  erosion  of  their  benefits,  permitting  vessels  that  are  either  foreign- flagged, foreign-built, foreign-owned, foreign-controlled or foreign-operated to engage in the U.S. coastwise trade, could also result in excess vessel capacity and increased competition, especially for our vessels that operate in North America. An increase in vessel capacity without a corresponding increase in the working offshore rig count could exacerbate the industry’s currently oversupplied condition, which may have the effect of lowering charter rates and utilization rates, which, in turn, would result in lower revenues. Our insurance coverage and contractual indemnity protections may not be sufficient to protect us under all circumstances or against all risks. Our  operations  are  subject  to  the  hazards  inherent  in  the  offshore  oilfield  business.  These  include  blowouts,  explosions,  fires,  collisions,  capsizings,  sinkings, groundings and severe weather conditions. Some of these events could be the result of (or exacerbated by) mechanical failure or navigation or operational errors. These hazards could result in personal injury and loss of life, severe damage to or destruction of property and equipment (including to the property and equipment of third parties), pollution or environmental damage and suspension of operations, increased costs and loss of business. Damages arising from such occurrences may result in lawsuits alleging large claims, and we may incur substantial liabilities or losses as a result of these hazards. We carry what we consider to be prudent levels of liability insurance, and our vessels are generally insured for their estimated market value against damage or loss, including war, terrorism acts and pollution risks. While we maintain insurance protection and, as further described below, seek to obtain indemnity agreements from our customers requiring the customers to hold us harmless from some of these risks, our insurance and contractual indemnity protection may not be sufficient or effective to protect us under all circumstances or against all risks. Our insurance coverages are subject to deductibles and certain exclusions. We do not directly or  fully  insure  for  business  interruption.  The  occurrence  of  a  significant  event  not  fully  insured  or  indemnified  against  or  the  failure  of  a  customer  to  meet  its indemnification obligations to us could have a material and adverse effect on our results of operations and financial condition. Additionally, while we believe that we should be able to maintain adequate insurance in the future at rates considered commercially acceptable, we cannot guarantee that such insurance will continue to be available at commercially acceptable rates given the markets in which we operate. In addition, our contracts are individually negotiated, and the levels of indemnity and allocation of liabilities in them may vary from contract to contract depending on  market  conditions,  particular  customer  requirements  and  other  factors  existing  at  the  time  a  contract  is  negotiated.  Additionally,  the  enforceability  of indemnification provisions in our contracts may be limited or prohibited by applicable law or may not be enforced by courts having jurisdiction, and we could be held liable for substantial losses or damages and for fines and penalties imposed by regulatory authorities. The law with respect to the enforceability of indemnities varies  from  jurisdiction  to  jurisdiction.  Current  or  future  litigation  in  particular  jurisdictions,  whether  or  not  we  are  a  party,  may  impact  the  interpretation  and enforceability of indemnification provisions in our contracts. There can be no assurance that our contracts with our customers, suppliers and subcontractors will fully protect us against all hazards and risks inherent in our operations. There can also be no assurance that those parties with contractual obligations to indemnify us will be financially able to do so or will otherwise honor their contractual obligations. Factors associated with global climate change, including evolving and increasing regulations, increasing global concern and stakeholder scrutiny about climate change, and increasing frequency and/or severity of adverse weather conditions could adversely affect our business, reputation, results of operations and financial positions. Companies  across  all  industries  are  facing  increasing  scrutiny  from  stakeholders  related  to  their  ESG  practices.  Investor  advocacy  groups,  certain  institutional investors, investment funds and other influential investors are also increasingly focused on ESG practices and in recent years have placed increasing importance on the implications and social cost of their investments. Regardless of the industry, investors’ increased focus and activism related to ESG and similar matters may hinder  access  to  capital,  as  investors  may  decide  to  reallocate  capital  or  to  not  commit  capital  as  a  result  of  their  assessment  of  a  company’s  ESG  practices. Companies  which  do  not  adapt  to  or  comply  with  investor  or  stakeholder  expectations  and  standards,  which  are  evolving,  or  which  are  perceived  to  have  not responded appropriately to the growing concern for ESG issues, regardless of whether there is a legal requirement to do so, may suffer from reputational damage and the business, financial condition, and/or stock price of such a company could be materially and adversely affected. Further, the increasing attention to ESG and sustainability  has  resulted  in  governmental  investigations,  and  public  and  private  litigation,  which  could  increase  our  costs  or  otherwise  adversely  affect  our business or results of operations. 20                   Table of Contents Specifically, adverse effects upon the oil and gas industry related to the worldwide social and political environment, including uncertainty or instability resulting from climate change, changes in political leadership and environmental policies, changes in geopolitical-social views toward fossil fuels and renewable energy, concern about the environmental impact of climate change and investors’ expectations regarding ESG matters, may also adversely affect demand for our services. In September 2021, a group of over 150 companies, including shipping companies, oil companies and port authorities, called on regulators to require the shipping industry to be fully decarbonized by 2050. Social  and  political  attention  to  ESG  matters  has  resulted  in  both  existing  and  pending  international  agreements  and  national,  regional  or  local  legislation  and regulatory measures to limit greenhouse gas emissions and has been stated in the U.S. to be a priority of the Biden Administration, as well as other initiatives. These agreements and measures, including the Paris Climate Accord, the Kyoto Protocol, the European Union Emission Trading System, the United Kingdom’s Carbon  Reduction  Commitment,  the  International  Maritime  Organization’s  MARPOL  Annex  VI  amendments,  and,  in  the  U.S.,  the  Regional  Greenhouse  Gas Initiative,  the  Western  Regional  Climate  Action  Initiative,  and  other  various  state  programs,  may  require,  or  could  result  in  future  legislation  and  regulatory measures that require significant equipment and fleet modifications, operational changes, taxes, or purchase of emission credits to reduce emission of greenhouse gases  from  our  operations,  which  may  result  in  substantial  capital  expenditures  and  compliance,  operating,  maintenance  and  remediation  costs.  Any  long-term material adverse effect on the oil and gas industry would likely have a significant financial and operational adverse impact on our business. Because we primarily support the oil and gas industry and our vessels utilize fossil fuels for internal power generation, the impact of such increased attention and regulation may have adverse effects on our and our customers’ operations and financial results. In addition, some institutional investors are placing an increased emphasis on ESG factors when allocating their capital. These investors may be seeking enhanced ESG disclosures or may implement policies that discourage investment in the hydrocarbon industry. Organizations that provide information to institutional  and retail investors on corporate governance and related matters have developed ratings processes for evaluating companies on their approach to ESG matters. Such ratings are used by some investors to inform their investment and voting decisions. Unfavorable ESG ratings may lead to negative investor sentiment toward us and  our industry  and  to  the diversion  of  investment  to other  industries.  To the extent  certain  institutions  implement  policies  that  discourage  investments  in  our industry, it could have an adverse effect on our financing costs and access to liquidity and capital. Moreover, climate change may cause more extreme weather conditions such as hurricanes, thunderstorms, tornadoes and snow or ice storms, as well as rising sea levels and increased volatility in seasonal temperatures. Extreme weather conditions can interfere with our or our customers’ and suppliers’ operations and increase our costs, and damage resulting from extreme weather may not be fully insured. However, at this time, we are unable to determine the extent to which climate change may lead to increased weather hazards affecting our operations. Failure to effectively and timely address the energy transition could adversely affect our business, results of operations and cash flows. Our  long-term  success  depends  on  our  ability  to  effectively  navigate  the  energy  transition,  which  will  require  adapting  our  vessels  and  technology  portfolio  to potentially changing government requirements and customer preferences, as well as engaging with our customers to develop solutions to support their oil and gas operations  through  this  transition.  If  the  energy  transition  landscape  changes  faster  than  anticipated  or  in  a  manner  that  we  do  not  anticipate,  demand  for  our services could be adversely affected. Furthermore, if we fail or are perceived to not effectively implement an energy transition strategy, or if investors or financial institutions  shift  funding  away  from  companies  in  fossil  fuel-related  industries,  our  access  to  liquidity  and  capital  or  the  market  for  our  securities  could  be adversely impacted. Risks Related to Our Indebtedness We may not be able to generate sufficient cash flow to meet our debt service and other obligations. Our ability to make payments on our indebtedness and to fund our operations depends on our ability to maintain sufficient cash flows. Our ability to generate cash in the future, to a large extent, is subject to conditions in the oil and natural gas industry, including commodity prices, demand for our services and the prices we can charge for our services, general economic and financial conditions, competition in the markets in which we operate, the impact of legislative and regulatory actions on how we conduct our business and other factors, all of which are beyond our control. Lower levels of offshore exploration and development activity and spending by our customers globally directly and significantly have impacted, and may continue to impact, our financial performance, financial condition and financial outlook. 21                       Table of Contents Restrictive covenants in the Bond Terms and Credit Facility Agreement may restrict our ability to raise capital and pursue our business strategies, and may have significant consequences for our operations and future prospects. The bond terms for our 2026 Notes (the Bond Terms) and the Super Senior Revolving Credit Facility Agreement with DNB Bank ASA, New York Branch, as Facility Agent, Nordic Trustee AS, as Security Trustee, and certain other institutions (the Credit Facility Agreement) contain certain restrictive covenants. These covenants could have important consequences for our strategy and operations, including: ● ● ● ● ● ● ● limiting  our  ability  to  incur  indebtedness  to  provide  funds  for  investments  or  capital  expenditures,  acquisitions,  debt  service  requirements, general corporate purposes, dividends, and to make other distributions or repurchase or redeem our stock; restricting us from undertaking consolidations, mergers, sales, or other dispositions of all or substantially all our assets; requiring us to dedicate a substantial portion of our cash flow from operations to make required payments on indebtedness, thereby reducing the availability of cash flow for working capital, capital expenditures, such as investing in new vessels, and other general business activities; requiring that we pledge substantial collateral, including vessels, which may limit flexibility in operating our business and restrict our ability to sell assets; limiting management’s flexibility in operating our business including planning for, or reacting to, changes in our business and the industry in which we operate; diminishing our ability to withstand a downturn in our business or worsening of macroeconomic or industry conditions; and placing us at a competitive disadvantage against less leveraged competitors. The Bond Terms and the Credit Facility Agreement also require us to comply with certain financial covenants, including maintenance of minimum liquidity and minimum consolidated equity. We may be unable to meet these financial covenants or comply with these covenants, which could result in a default under the Bond Terms  or  the  Credit  Facility  Agreement.  If  a  default  occurs  and  is  continuing,  the  secured  parties  and  the  lenders  under  the  Bond  Terms  and  Credit  Facility Agreement may elect to declare all borrowings thereunder outstanding, together with accrued interest and other fees, to be immediately due and payable. If we are unable to repay our indebtedness when due or declared due, the secured parties and the lenders under the Bond Terms and Credit Facility Agreement will also have the right to foreclose on the collateral pledged to them, including the vessels, to secure the indebtedness. If such indebtedness were to be accelerated, our assets may not be sufficient to repay in full our secured indebtedness. Please refer to Note (3) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for additional information on the Bond Terms and the Credit Facility Agreement. As  a  result  of  the  restrictive  covenants  under  the  Bond  Terms  and  the  Credit  Facility  Agreement,  we  may  be  prevented  from  taking  advantage  of  business opportunities. In addition, the restrictions contained in the Bond Terms and the Credit Facility Agreement, including a substantial make whole premium applicable to a voluntary prepayment of obligations under the Bond Terms, may also limit our ability to plan for or react to market conditions, meet capital needs or otherwise restrict our activities or business plans and adversely affect our ability to finance our operations, refinance, enter into acquisitions, execute our business strategy, make capital expenditures, effectively compete with companies that are not similarly restricted or engage in other business activities that would be in our interest. In  the  future,  we  may  also  incur  additional  debt  obligations  that  might  subject  us  to  additional  and  different  restrictive  covenants  that  could  further  affect  our financial and operational flexibility. We cannot assure you that we will be granted waivers or amendments to these agreements if requested to obtain financial or operational flexibility or if for any reason we are unable to comply with these agreements, or that we will be able to refinance our debt on acceptable terms or at all. We may not be able to obtain debt financing if and when needed with favorable terms, if at all. If commodity prices decline or if E&P companies activity indicate a low level of investment in offshore exploration, development and production, there could be a general outflow of credit and capital from the energy and energy services sectors and/or offshore-focused energy and energy service companies, as well as further efforts  by  lenders  to  reduce  their  loan  exposure  to  the  energy  sector,  impose  increased  lending  standards  for  the  energy  and  energy  services  sectors,  increase borrowing  costs  and  collateral  requirements  or  refuse  to  extend  new  credit  or  amend  existing  credit  facilities  in  the  energy  and  energy  services  sectors.  These potential negative consequences may be exacerbated by the pressure exerted on financial institutions by bank regulatory agencies to respond quickly and decisively to  credit  risk  that  develops  in  distressed  industries.  All  these  factors  may  complicate  the  ability  of  borrowers  to  achieve  a  favorable  outcome  in  negotiating solutions to even marginally stressed credits. 22                               Table of Contents These  factors  could  limit  our  ability  to  access  debt  markets,  including  for  the  purpose  of  refinancing  or  replacing  our  existing  debt,  cause  us  to  refinance  at increased interest rates, issue debt or enter into bank credit agreements with less favorable terms and conditions, which debt may require additional collateral and contain  more  restrictive  terms,  negatively  impact  current  and  prospective  customers’  willingness  to  transact  business  with  us,  or  impose  additional  insurance, guarantee and collateral requirements, all of which result in higher borrowing costs and may limit our long- and short-term financial flexibility. Risks Relating to Our Vessels Maintaining our current fleet size and configuration and acquiring vessels required for additional future growth require significant capital. Expenditures required for the repair, certification and maintenance of a vessel, some of which may be unplanned, typically increase with vessel age. Additionally, stacked vessels are not maintained with the same diligence as our marketed fleet. Depending on the length of time the vessels are stacked, we may incur additional costs to return these vessels to active service. These costs are difficult to estimate and may be substantial. These expenditures may increase to a level at which they are not economically justifiable and, therefore, to maintain our current fleet size we may seek to construct or acquire additional vessels. Also, customers may prefer modern vessels over older vessels, especially in weaker markets. The cost of repairing and/or upgrading existing vessels or adding a new vessel to our fleet can be substantial. Moreover, while our vessels are undergoing repair, upgrade or maintenance, they may not earn a day rate during the period they are out of service. Lastly, new laws and regulations related to climate change discussed below and the increased scrutiny of greenhouse gas emissions may require us to undertake upgrades or overhauls to our vessels and their power generation systems to ensure compliance, which would require significant additional capital expenditures. While we expect our cash on hand, cash flow from operations and borrowings under new debt facilities to be adequate to fund our future potential purchases of additional vessels, our ability to pay these amounts is dependent upon the success of our operations. We can give no assurance that we will have sufficient capital resources to build or acquire the vessels required to expand or to maintain our current fleet size and vessel configuration. We may not be able to renew or replace expiring contracts for our vessels. We have several charters that expired in 2021 and others that will expire in 2022. Our ability to renew or replace expiring contracts or obtain new contracts, and the terms of any such contracts, will depend on various factors, including market conditions and the specific needs of our customers. Given the highly competitive and historically cyclical nature of our industry, we may not be able to renew or replace the contracts or we may be required to renew or replace expiring contracts or obtain new contracts at rates that are below, and potentially substantially below, existing day rates, or that have terms that are less favorable to us than are the terms of our existing contracts, or we may be unable to secure contracts for these vessels. This could have a material adverse effect on our financial condition, results of operations and cash flows. The early termination of contracts on our vessels could have an adverse effect on our operations and our backlog may not be converted to actual operating results for any future period. Most of the long-term contracts for our vessels and many of our contracts with governmental entities and national oil companies contain early termination options in favor of the customer, in some cases permitting termination for any reason. Although some of these contracts have early termination remedies in our favor or other provisions designed to discourage our customers from exercising such options, we cannot assure you that our customers would not choose to exercise their termination rights despite such remedies or the threat of litigation with us. Moreover, many of the contracts for our vessels have a term of one year or less and can be terminated with 90 days or less notice. Unless such vessels can be placed under contract with other customers, any termination could temporarily disrupt our business or otherwise adversely affect our financial condition and results of operations. We might not be able to replace such business or replace it on economically equivalent terms. In those circumstances, the amount of backlog could be reduced and the conversion of backlog into revenue could be impaired. Additionally, because  of  depressed  commodity  prices,  adverse  changes  in  credit  markets,  economic  downturns,  changes  in  priorities  or  strategy  or  other  factors  beyond  our control, a customer may no longer want or need a vessel that is currently under contract or may be able to obtain a comparable vessel at a lower rate. For these reasons,  customers  may  seek  to  renegotiate  the  terms  of  our  existing  contracts,  terminate  our  contracts  without  justification  or  repudiate  or  otherwise  fail  to perform their obligations under our contracts. In any case, an early termination of a contract may result in one or more of our vessels being idle for an extended period. Each of these results could have a material adverse effect on our financial condition, results of operations and cash flows. 23                     Table of Contents We may record additional losses or impairment charges related to our vessels. We review the vessels in our active fleet for impairment whenever events occur or changes in circumstances indicate that the carrying value of an asset group may not be recoverable and we also perform a review of our stacked vessels not expected to return to active service whenever changes in circumstances indicate that the carrying  amount  of  a  vessel  may  not  be  recoverable.  We  have  realized  impairment  charges  with  respect  to  our  long-lived  assets  over  the  past  several  years.  If offshore E&P industry conditions further deteriorate, we could be subject to additional long-lived asset impairments in future periods. An impairment loss on our property and equipment exists when the estimated undiscounted cash flows expected to result from the use of the asset and its eventual disposition are less than its carrying amount. Any impairment loss recognized represents the excess of the asset’s carrying value over the estimated fair value. As part of this analysis, we make assumptions and estimates regarding future market conditions. To the extent actual results do not meet our estimated assumptions, we may take an impairment loss in the future. Additionally, there can be no assurance that we will not have to take additional impairment charges in the future if the currently depressed market conditions persist. We may not be able to sell vessels to improve our cash flow and liquidity because we may be unable to locate buyers with access to financing or to complete any sales on acceptable terms or within a reasonable timeframe. We may seek to sell some of our vessels to provide liquidity and improve our cash flow. There may not be sufficient activity in the market to sell our vessels, and we may not be able to identify buyers with access to financing or to complete any such sales. Even if we can locate appropriate buyers for our vessels, any sales may occur on significantly less favorable terms than the terms that might be available in a more liquid market or at other times in the business cycle. Risks Relating to Our International and Foreign Operations We operate in various regions throughout the world and are exposed to many risks inherent in doing business in countries other than the U.S. We have substantial operations in Brazil, Mexico, the North Sea, Norway, Southeast Asia, Saudi Arabia, Angola, Nigeria and throughout the west coast of Africa, which  generate  a  large  portion  of  our  revenue.  Our  customary  risks  of  operating  internationally  include,  but  are  not  limited  to,  political,  military,  social  and economic instability within the host country; possible vessel seizures or expropriation of assets and other governmental actions by the host country, including trade or economic sanctions and enforcement of customs, immigration or other laws that are not well developed or consistently enforced; foreign government regulations that favor or require the awarding of contracts to local competitors; risks associated with failing to comply with the U.S. Foreign Corrupt Practices Act (FCPA), the United  Kingdom  (U.K.)  Modern  Slavery  Act,  the  U.K.  Bribery  Act,  the  E.U.  General  Data  Protection  Regulation  (GDPR),  export  laws  and  other  similar  laws applicable  to  our  operations  in  international  markets;  an  inability  to  recruit,  retain  or  obtain  work  visas  for  workers  of  international  operations;  deprivation  of contract  rights;  difficulties  or  delays  in  collecting  customer  and  other  accounts  receivable;  changing  taxation  policies;  fluctuations  in  currency  exchange  rates; foreign currency revaluations and devaluations; restrictions on converting foreign currencies into U.S. dollars; expatriating customer and other payments made in jurisdictions outside of the U.S.; civil unrest, acts of terrorism, war or other armed conflict (further described below); and import/export quotas and restrictions or other trade barriers, most of which are beyond our control. We are also subject to risks relating to war, sabotage, piracy, kidnappings and terrorism or any similar risk that may put our personnel at risk and adversely affect our operations in unpredictable ways, including changes in the insurance markets as a result of war, sabotage, piracy or kidnappings, disruptions of fuel supplies and markets, particularly oil, and the possibility that infrastructure facilities, including pipelines, production facilities, refineries, electric generation, transmission and distribution facilities, offshore rigs and vessels, and communications infrastructures, could be direct targets of, or indirect casualties of, an act of war, piracy, sabotage or terrorism. War or risk of war or any such attack, such as the current conflict in the Ukraine, and the international response to such events may also have an adverse effect on the economy, which could adversely affect activity in offshore oil and natural gas exploration, development and production and the demand for our services. Insurance coverage can be difficult to obtain in areas of pirate, terrorist or other hostile attacks resulting in increased costs that could continue to increase.  We periodically  evaluate  the need to maintain  this  insurance  coverage  as it applies  to our fleet.  Instability  in the financial  markets  as a result of war, sabotage, piracy, and terrorism, as well as the international response to such events such as trade and investment sanctions, could also adversely affect our ability to raise capital and could also adversely affect the oil, natural gas and power industries and restrict their future growth. The increase in the level of these criminal or terrorist acts, war and international hostilities over the last several years has been well-publicized. As a marine services company that operates in offshore, coastal or tidal waters in challenging areas, we are particularly vulnerable to these kinds of unlawful activities. Although we take what we consider to be prudent measures to protect our personnel and assets in markets that present these risks, including solicitation of advice from third-party experts, we have confronted these kinds of incidents in the past, and there can be no assurance we will not be subjected to them in the future. 24                     Table of Contents Global or regional public health crises and other catastrophic events could reduce economic activity resulting in lower commodity prices and could affect our crew rotations and entry into ports. The current COVID-19 pandemic has caused several countries to restrict travel and quarantine those who have been exposed. Quarantines and the inability to move or interact freely will have an impact on economic results. Such actions could reduce the world demand for oil. In addition, we may not be able to move freely in certain ports and we may not be able to economically move our vessel crews to and from our locations around the world. We may have disruptions or disagreements with our foreign joint venture partners, which could lead to an unwinding of the joint venture. We operate in several foreign areas through joint ventures with local companies, in some cases as a result of local laws requiring local company ownership. While the joint venture partner  may provide local knowledge and experience,  entering  into joint ventures  often requires  us to surrender  a measure  of control over the assets  and  operations  devoted  to  the  joint  venture,  and  occasions  may  arise  when  we  do  not  agree  with  the  business  goals  and  objectives  of  our  joint  venture partner,  or  other  factors  may  arise  that  make  the  continuation  of  the  relationship  unwise  or  untenable.  Any  such  disagreements  or  discontinuation  of  the  joint venture relationship could disrupt our operations, put assets dedicated to the joint venture at risk, or affect the continuity of our business. If we are unable to resolve issues  with  a  joint  venture  partner,  we  may  decide  to  terminate  the  joint  venture  and  either  locate  a  different  partner  and  continue  to  work  in  the  area  or  seek opportunities for our assets in another market. The unwinding of an existing joint venture could prove to be difficult or time-consuming, and the loss of revenue related to the termination or unwinding of a joint venture and costs related to the sourcing of a new partner or the mobilization of assets to another market could adversely  affect  our  financial  condition,  results  of  operations  or  cash  flows.  Please  refer  to  Notes  (4)  and  (15)  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for additional discussion of our joint venture in Angola and our joint venture in Nigeria. Our international operations expose us to currency devaluation and fluctuation risk. As  a  global  company,  our  international  operations  are  exposed  to  foreign  currency  exchange  rate  risks  on  all  charter  hire  contracts  denominated  in  foreign currencies. For some of our international contracts, a portion of the revenue and local expenses is incurred in local currencies, which subjects us to risk of changes in the exchange rates between the U.S. dollar and foreign currencies. In some instances, we receive payments in currencies that are not easily traded and may be illiquid.  We  generally  do  not  hedge  against  any  foreign  currency  rate  fluctuations  associated  with  foreign  currency  contracts  that  arise  in  the  normal  course  of business,  which  exposes  us  to  the  risk  of  exchange  rate  losses.  Gains  and  losses  from  the  revaluation  of  our  monetary  assets  and  liabilities  denominated  in currencies other than the U.S. dollar are included in our consolidated statements of operations. Foreign currency fluctuations may cause the U.S. dollar value of our non-U.S. results of operations and net assets to vary with exchange rate fluctuations. This could have a negative impact on our results of operations and financial position. In addition, fluctuations in currencies relative to currencies in which the earnings are generated may make it more difficult to perform period-to-period comparisons of our reported results of operations. To minimize the financial impact of these items, we attempt to contract a significant majority of our services in U.S. dollars and, when feasible, we attempt to not maintain large, non-U.S. dollar-denominated cash balances. In addition, we attempt to minimize the financial impact of these risks by matching the currency of our operating  costs  with  the  currency  of  revenue  streams  when  considered  appropriate.  We  monitor  the  currency  exchange  risks  associated  with  all  contracts  not denominated in U.S. dollars. Sonatide generally maintains Angolan kwanza-denominated deposits in Angolan banks, largely related to customer receipts in excess of balances that are waiting to  be  converted  to  U.S.  dollars,  expatriated  and  then  remitted  to  us.  A  devaluation  in  the  Angolan  kwanza  relative  to  the  U.S.  dollar  would  result  in  foreign exchange losses for Sonatide to the extent the Angolan kwanza-denominated asset balances were in excess of kwanza-denominated liabilities. Under the previous Sonatide  joint  venture  structure,  we  would  bear  49%  of  any  potential  losses.  Please  refer  to  Notes  (4)  and  (15)  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for additional discussion of our Sonatide joint venture in Angola. 25                 Table of Contents With our extensive international operations, we are subject to certain compliance risks under the Foreign Corrupt Practices Act, the United Kingdom Bribery Act or similar worldwide anti-bribery laws. Our  global  operations  require  us  to  comply  with  several  complex  U.S.  and  international  laws  and  regulations,  including  those  involving  anti-bribery  and,  anti- corruption. The FCPA and similar anti-bribery laws in other jurisdictions, including the U.K. Bribery Act the United Nations Convention Against Corruption and the  Brazil  Clean  Company  Act,  generally  prohibit  companies  and  their  intermediaries  from  making  improper  payments  to  foreign  officials  for  the  purpose  of obtaining or keeping business or obtaining an improper business benefit. We have adopted proactive procedures to promote compliance with the FCPA and other anti-bribery  legislation,  any  failure  to  comply  with  the  FCPA  or  other  anti-bribery  legislation  could  subject  us  to  civil  and  criminal  penalties  or  other  fines  or sanctions, including prohibition of our participating in or curtailment of business operations in those jurisdictions and the seizure of vessels or other assets, which could have a material  adverse impact  on our business, financial  condition and results  of operation. Moreover, we may be held liable for actions  taken by local partners or agents in violation of applicable anti-bribery laws, even though these partners or agents may themselves not be subject to such laws. Any determination that  we  have  violated  applicable  anti-bribery  laws  in  countries  in  which  we  do  business  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business  and  business reputation, as well as our results of operations, and cash flows. We operate in many parts of the world where governmental corruption is present and, in certain circumstances, strict compliance with anti-bribery laws may conflict with local customs and practices and impact our business. The U.K.’s referendum to exit from the E.U. will have uncertain effects and could adversely impact our business, results of operations and financial condition. On June 23, 2016, the U.K. voted to exit from the E.U. (commonly referred to as Brexit) and exited from the E.U. on January 31, 2020. The terms of Brexit and the resulting  U.K./E.U.  relationship  are  uncertain  for  companies  doing  business  both  in  the  U.K.  and  the  overall  global  economy.  In  addition,  our  business  and operations may be impacted by any subsequent E.U. member withdrawals and a vote in Scotland to seek independence from the U.K. Risks related to Brexit that we may encounter include: ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● adverse impact on macroeconomic growth and oil and natural gas demand; continued volatility in currencies including the British pound and U.S. dollar that may impact our financial results; reduced demand for our services in the U.K. and globally; increased costs of doing business in the U.K. and in the North Sea; increased regulatory costs and challenges for operating our business in the North Sea; volatile capital and debt markets, and access to other sources of capital; risks related to our global tax structure and the tax treaties upon which we rely; legal and regulatory uncertainty and potentially divergent treaties, laws and regulations between the E.U. and U.K.; business uncertainty and instability resulting from prolonged political negotiations; and uncertain stability of the E.U. and global economy if other countries exit the E.U. Risks Relating to Governmental Regulation There may be changes to complex and developing laws and regulations to which we are subject that would increase our cost of compliance and operational risk. Our  operations  are  subject  to  many  complex  and  burdensome  laws  and  regulations.  Stringent  federal,  state,  local  and  foreign  laws  and  regulations  relating  to several aspects of our business, including anti-bribery and anti-corruption laws, import and export controls, the environment, worker health and safety, labor and employment, taxation, antitrust and fair competition, data privacy protections, securities regulations and other regulatory and legal requirements that significantly affect our operations. Many aspects of the marine industry are subject to extensive governmental regulation by the U.S. Coast Guard, the U.S. Customs and Border Protection,  and  their  foreign  equivalents;  as  well  as  to  standards  imposed  by  private  industry  organizations  such  as  the  American  Bureau  of  Shipping,  the  Oil Companies International Marine Forum, and the International Marine Contractors Association. Compliance with these laws and regulations may involve significant costs  or  require  changes  in  our  business  practices  that  could  result  in  reduced  revenue  and  profitability.  Non-compliance  could  also  result  in  significant  fines, damages, and other criminal sanctions against us, our officers or our employees, prohibitions or additional requirements on the conduct of our business and damage our reputation. 26                                     Table of Contents Further, many of the countries in which we operate have laws, regulations and enforcement systems that are less well developed than the laws, regulations and enforcement systems of the U.S., and the requirements of these systems are not always readily discernible even to experienced and proactive participants. These countries’  laws  can  be  unclear,  and,  the  application  and  enforcement  of  these  laws  and  regulations  can  be  unpredictable  and  subject  to  frequent  change  or reinterpretation.  Sometimes  governments  may  apply  such  changes  or  reinterpretations  with  retroactive  effect,  and  may  impose  associated  taxes,  fees,  fines  or penalties based on that reinterpretation or retroactive effect. While we endeavor to comply with applicable laws and regulations, our compliance efforts might not always be wholly successful, and failure to comply may result in administrative and civil penalties, criminal sanctions, imposition of remedial obligations or the suspension or termination of our operations. These laws and regulations may expose us to liability for the conduct of, or conditions caused by, others, including charterers or third party agents. Moreover, these laws and regulations could be changed or be interpreted in new, unexpected ways that substantially increase costs that we may not be able to pass along to our customers. Any changes in laws, regulations or standards imposing additional requirements or restrictions, or any violation of such laws, regulations or standards, could adversely affect our financial condition, results of operations or cash flows. Changes in U.S. and international tax laws and policies could adversely affect our financial results. We  operate  in  the  U.S.  and  globally  through  various  subsidiaries  which  are  subject  to  applicable  tax  laws,  treaties  or  regulations  within  and  between  the jurisdictions  in  which  we conduct  our  business,  including  laws  or  policies  directed  toward  companies  organized  in  jurisdictions  with  low tax  rates,  which  may change and are subject to interpretation. We determine our income tax expense based on our interpretation of the applicable tax laws and regulations in effect in each jurisdiction for the period during which we operate and earn income. A material change in the tax laws, tax treaties, regulations or accounting principles, or interpretation thereof, in one or more countries in which we conduct business, or in which we are incorporated or a resident of, could result in a higher effective tax rate on our worldwide earnings, and such change could be significant to our financial  results. In addition, our overall  effective  tax rate could be adversely  and suddenly affected by lower than anticipated earnings in countries with lower statutory rates and higher than anticipated earnings in countries with higher statutory rates, or by changes in the valuation of our deferred tax assets and liabilities. Moreover, our worldwide operations may change in the future such that the mix of our income and losses recognized in the various jurisdictions could change. Any such changes could reduce our ability to utilize tax benefits, such as foreign tax credits, and could result in an increase in our effective tax rate and tax expense. Most of our revenues and net income are generated by our operations outside of the U.S. Our effective tax rate has historically averaged approximately 30% until recent years where the decline of the oil and natural gas market significantly impacted our operations and overall effective tax rate.  On  December  22,  2017,  the  U.S.  government  enacted  comprehensive  tax  legislation  commonly  referred  to  as  the  Tax  Cuts  and  Jobs  Act  (the  Tax  Act).  We continue to monitor the impact of the Tax Act on our ongoing operations. The impact of the Tax Act on our financial position in future periods could be adversely impacted by, among other things, changes in interpretations of the Tax Act, any legislative action to address questions that arise because of the Tax Act, or any changes  in  accounting  standards  for  income  taxes  or  related  interpretations  in  response  to  the  Tax  Act.  Additionally,  longstanding  international  tax  norms  that determine each country’s jurisdiction to tax cross-border international trade are evolving as a result of the Base Erosion and Profit Shifting reporting requirements (BEPS) recommended by the G8, G20 and Organization for Economic Cooperation and Development (OECD). As these and other tax laws and related regulations change,  our  financial  results  could  be  materially  impacted.  Given  the  unpredictability  of  these  possible  changes  and  their  potential  interdependency,  it  is  very difficult  to assess whether the overall  effect  of such potential  tax changes would be cumulatively  positive or negative for our earnings and cash flow, but such changes could adversely impact our financial results. In addition, our income tax returns are subject to review and examination by the U.S. Internal Revenue Service and other tax authorities where tax returns are filed. We  routinely  evaluate  the  likelihood  of  adverse  outcomes  resulting  from  these  examinations  to  determine  the  adequacy  of  our  provision  for  taxes.  We  do  not recognize  the  benefit  of  income  tax  positions  we  believe  are  more  likely  than  not  to  be  disallowed  upon  challenge  by  a  tax  authority.  If  any  tax  authority successfully challenges our operational structure or intercompany transfer pricing policies, or if the terms of certain income tax treaties were to be interpreted in a manner that is adverse to our structure, or if we lose a material tax dispute in any country, our effective tax rate on our worldwide earnings could increase, and our financial condition and results of operations could be materially and adversely affected.  27               Table of Contents Any changes in environmental regulations, including climate change and greenhouse gas restrictions, could increase the cost of energy and future production of oil and natural gas. Our operations are subject to federal, state, local and international laws and regulations that control the discharge of pollutants into the environment or otherwise relate  to  environmental  protection.  Compliance  with  such  laws  and  regulations  may  require  installation  of  costly  equipment,  increased  manning  or  operational changes.  Some environmental  laws  may, in certain  circumstances,  impose  strict  liability  for  remediation  of spills  and releases  of  oil and hazardous  substances, which could subject us to liability without regard to whether we were negligent or at fault. Due to concern over the risk of climate change, several countries have adopted, or are considering the adoption of, regulatory frameworks to reduce the emission of carbon  dioxide,  methane  and  other  gases  (greenhouse  gas  emissions).  These  regulations  include  adoption  of  cap  and  trade  regimes,  carbon  taxes,  restrictive permitting,  increased  efficiency  standards,  and  incentives  or  mandates  for  renewable  energy.  These  requirements  could  make  our  customer’s  products  more expensive and reduce demand for hydrocarbons, as well as shift hydrocarbon demand toward relatively lower-carbon sources such as natural gas, any of which may reduce demand for our services. Any such regulations could ultimately result in the increased cost of energy as well as environmental and other costs, and capital expenditures could be necessary to comply with the limitations, including upgrades to our vessels’ internal power generation systems. These developments may have an adverse effect on future production and demand for hydrocarbons such as crude oil and natural gas in areas of the world where our customers operate and thus adversely affect future demand for our offshore support vessels and other assets, which are highly dependent on the level of activity in offshore oil and natural gas exploration, development and production markets. In  addition,  the  increased  regulation  of  environmental  emissions  may  create  greater  incentives  for  the  use  of  alternative  energy  sources  which  could  reduce  or eventually  phase  out  the  use  of  fossil  fuels  which  could  adversely  affect  our  business.  For  example,  laws,  regulations  and  other  initiatives  to  shift  electricity generation away from fossil fuels to renewable sources over time are at various stages of implementation and consideration and may continue to be adopted in the future in the markets in which we operate. Compliance with changes in laws, regulations and obligations relating to climate change could increase our costs related to operating and maintaining our vessels and require us to install new emission controls, acquire allowances or pay taxes related to our greenhouse gas emissions or administer  and  manage  a  greenhouse  gas  emissions  program.  However,  unless  and  until  regulations  are  implemented  and  their  effects  are  known,  we  cannot reasonably or reliably estimate their impact on our financial condition, results of operations and ability to compete. Consideration of climate change-related issues and  the  responses  to  those  issues  through  international  agreements  and  national,  regional,  or  state  regulatory  frameworks  are  integrated  into  the  company’s strategy, planning and risk management processes, where applicable. They may also be factored into the company’s long-term supply, demand, and energy price forecasts.  However,  any  long-term  material  adverse  effect  on  the  crude  oil  and  natural  gas  industry  may  adversely  affect  our  financial  condition,  results  of operations and cash flows. Risks Relating to Our Employees We may have difficulty attracting, motivating and retaining executives and other key personnel. The success of our business depends on the efforts and skill of our senior management team and other key personnel. Uncertainty about the effect of changes to our company and about the changes we have made or may make to the organizational structure may impair our ability to attract and retain key personnel. In addition, our industry has lost a significant number of experienced professionals over the years due to its cyclical nature, which is attributable, among other reasons, to the continuing depressed levels of oil and natural gas prices and a more generalized concern about the overall future prospects of the industry. If executives, managers or other key personnel resign, retire or are terminated or their service is otherwise interrupted, we may not be able to replace them in a timely manner and we could experience significant declines in productivity. These uncertainties could affect our relationship with customers, vendors and other parties.  Accordingly,  no  assurance  can  be  given  that  we  will  be  able  to  attract,  retain  and  motivate  executives,  managers,  and  other  key  personnel  to  the  same extent as in the past. 28                   Table of Contents We may be subject to additional unionization efforts, new collective bargaining agreements or work stoppages. In locations in which we are required to do so, we have union workers subject to collective bargaining agreements, which are subject to periodic negotiation. These negotiations could result in higher personnel expenses, other increased costs, or increased operational restrictions. Disputes over the terms of these agreements or our potential inability to negotiate acceptable contracts with the unions that represent our employees under these agreements could result in strikes, work stoppages or other slowdowns by the affected workers. Further, efforts have been made from time to time to unionize other portions of our workforce, including our U.S. GOM  employees.  Additional  unionization  efforts,  new  collective  bargaining  agreements  or  work  stoppages  could  materially  increase  our  costs  and  operating restrictions, disrupt our operations, reduce our revenues, adversely affect our business, financial condition and results of operations, or limit our flexibility. Our participation in industry-wide, multi-employer, defined benefit pension plans expose us to potential future losses. Certain  of  our  subsidiaries  are  participating  employers  in  two  industry-wide,  multi-employer  defined  benefit  pension  plans  in  the  U.K.  Among  other  risks associated with multi-employer plans, contributions and unfunded obligations of the multi-employer plan are shared by the plan participants. As a result, we may inherit unfunded obligations if other plan participants withdraw from the plan or cease to participate, and if we withdraw from participation in one or both plans, we may be required to pay the plan an amount based on our allocable share of the underfunded status of the plan. Depending on the results of future actuarial valuations, it is possible that the plans could experience further deficits that will require funding from us, which would negatively impact our financial position, results of operations and cash flows. Certain of our employees are covered by federal laws that may subject us to job-related claims in addition to those provided by state laws. Certain of our employees are covered by provisions of the Jones Act, the Death on the High Seas Act and general maritime law. These laws preempt state workers’ compensation laws and permit these employees and their representatives to pursue actions against employers for job-related incidents in federal courts based on tort theories. Because we are not generally protected by the damage limits imposed by state workers’ compensation statutes for these types of claims, we may have greater exposure for any claims made by these employees. Risks Related to Information Technology and Cybersecurity Cybersecurity attacks on any of our facilities, or those of third parties, may result in potential liability or reputational damage or otherwise adversely affect our business. Many of our business and operational processes are heavily dependent on traditional and emerging technology systems, some of which are managed by us and some of which are managed by third-party service and equipment providers, to conduct day-to-day operations, improve safety and efficiency and lower costs. We use  computerized  systems  to  help  run  our  financial  and  operations  functions,  including  the  processing  of  payment  transactions,  store  confidential  records  and conduct vessel operations, which may subject our business to increased risks. If any of our financial, operational, or other technology systems fail or have other significant shortcomings, our financial results could be adversely affected. Our financial results could also be adversely affected if an employee or other third party causes our operational systems to fail, either as a result of inadvertent error or by deliberately tampering with or manipulating our operational systems. In addition, dependence  upon  automated  systems,  including  those  on  board  our  vessels,  may  further  increase  the  risk  of  operational  system  flaws,  and  employee  or  other tampering or manipulation of those systems will result in losses that are difficult to detect. Cybersecurity  incidents  are  increasing  in  frequency  and  magnitude.  These  incidents  may  include,  but  are  not  limited  to,  installation  of  malicious  software, installation  of  ransomware,  phishing,  credential  attacks,  unauthorized  access  to  data  and  other  advanced  and  sophisticated  cybersecurity  breaches  and  threats, including  threats  that  increasingly  target  critical  operations  technologies  and  process  control  networks.  Any  cybersecurity  attacks  that  affect  our  facilities  or operations, our customers or any financial data could have a material adverse effect on our business. In addition, cyber-attacks on our customer and employee data may result in a financial loss, loss of intellectual property, proprietary information or customer and vendor data, and may negatively impact our reputation. The increased  number  of  employees  relying  on  remote  access  to  our  information  systems  due  to  the  COVID-19  pandemic  increases  our  exposure  to  potential cybersecurity breaches. Third-party systems on which we rely could also suffer such attacks or operational system failures. Any of these occurrences could disrupt our business, result in potential liability or reputational damage or otherwise have an adverse effect on our business, operations and financial results. 29                       Table of Contents In addition, laws and regulations governing data privacy and the unauthorized disclosure of confidential or protected information, including the GDPR and recent legislation in certain U.S. states, pose increasingly complex compliance challenges and potentially elevate costs, and any failure to comply with these laws and regulations could result in significant penalties and legal liability. Risks Related to Our Securities Our common stock is subject to restriction on foreign ownership and possible required divestiture by non-U.S. Citizen stockholders. Certain of our operations are conducted in the U.S. coastwise trade and are governed by the U.S. federal law commonly known as the Jones Act. The Jones Act restricts waterborne transportation of goods and passengers between points in the U.S. to vessels owned and controlled by “U.S. Citizens” as defined thereunder. We could lose the privilege of owning and operating vessels in the Jones Act trade if non-U.S. Citizens were to own or control, in the aggregate, more than 25% of our common stock. Such loss could have a material adverse effect on our results of operations. Our Amended and Restated Certificate of Incorporation and Second Amended and Restated By-Laws authorize our Board of Directors to establish with respect to any class or series of our capital stock certain rules, policies and procedures, including procedures with respect to the transfer of shares, to ensure compliance with the Jones Act. In order to provide a reasonable margin for compliance with the Jones Act, our Board of Directors has determined that, all non-U.S. Citizens in the aggregate may own up to 24% of the outstanding shares of common stock and any individual non-U.S. Citizen may own up to 4.9% of the outstanding shares of common stock. At and during such time that the permitted limit of ownership by non-U.S. Citizens is reached with respect to shares of common stock, as applicable, we will be unable to issue any further shares of such class of common stock or approve transfers of such class of common stock to non-U.S. Citizens. Any purported transfer of our common stock in violation of these ownership provisions will be ineffective to transfer the common stock or any voting, dividend or other rights associated with  such  common  stock.  The  existence  and  enforcement  of  these  requirements  could  have  an  adverse  impact  on  the  liquidity  or  market  value  of  our  equity securities  if  U.S.  Citizens  were  unable  to  transfer  our  shares  to  non-U.S.  Citizens.  Furthermore,  under  certain  circumstances,  this  ownership  requirement  could discourage, delay or prevent a change of control. The market price of our securities is subject to volatility. The market price of our common stock could be subject to wide fluctuations in response to, and the level of trading that develops with our common stock may be affected by, numerous factors beyond our control such as, our limited trading history subsequent to our emergence from bankruptcy, the fact that on occasion our securities may be thinly traded, the lack of comparable historical financial information due to our adoption of fresh start accounting, actual or anticipated variations in our operating results and cash flow, business conditions in our markets and the general state of the securities markets and the market for energy-related stocks, as well as general economic and market conditions and other factors that may affect our future results, including those described in this Annual Report on Form 10-K. Because we currently have no plans to pay cash dividends or other distributions on our common stock, you may not receive any return on investment unless you sell your common stock for a price greater than that which you paid for it. We  currently  do  not  pay  and  do  not  expect  to  pay  any  cash  dividends  or  other  distributions  on  our  common  stock  in  the  foreseeable  future.  Any  future determination to pay cash dividends or other distributions on our common stock will be at the sole discretion of our Board of Directors, subject to any restrictions in our financing agreements and, if we elect to pay such dividends in the future, we may reduce or discontinue entirely the payment of such dividends thereafter at any time. The Board of Directors may take into account general and economic conditions, our financial condition and operating results, our available cash and current and anticipated cash needs, capital requirements, agreements governing any existing and future indebtedness we or our subsidiaries may incur and other contractual, legal, tax and regulatory restrictions and implications on the payment of dividends by us to our stockholders, and such other factors as the Board of Directors may deem relevant. As a result, you may not receive any return on an investment in our common stock unless you sell our common stock for a price greater than that which you paid for it. The Bond Terms do not allow dividend payments for at least 2 years. 30                       Table of Contents Our ability to raise capital in the future may be limited, which could make us unable to fund our capital requirements. Our business and operations may consume cash more quickly than we anticipate potentially impairing our ability to make capital expenditures to maintain our fleet and other assets in suitable operating condition. If our cash flows from operating activities are not sufficient to fund capital expenditures, we would be required to further  reduce  these  expenditures  or  to  fund  capital  expenditures  through  debt  or  equity  issuances  or  through  alternative  financing  plans  or  selling  assets.  If adequate funds are not available on acceptable terms, we may be unable to fund our capital requirements. Our ability to raise debt or equity capital or to refinance or restructure existing debt arrangements will depend on the condition of the capital markets, our financial condition and cash flow generating capacity at such time, among other things. Any limitations in our ability to finance future capital expenditures may limit our ability to respond to changes in customer preferences, technological change and other market conditions, which may diminish our competitive position within our sector. If we issue additional equity securities, existing stockholders will experience dilution. Our Amended and Restated Certificate of Incorporation permits our Board of Directors to issue preferred stock which could have rights and preferences senior to those of our common stock. Because our decision to issue securities in any future offering will depend on market conditions and other factors beyond our control, we cannot predict or estimate the amount, timing or nature of our future offerings. Thus, our security holders bear the risk of our future securities offerings reducing the market price of our common stock or other securities, diluting their interest or being subject to rights and preferences senior to their own. Anti-takeover provisions and limitations on foreign ownership in our organizational documents could delay or prevent a change of control. Certain  provisions  of  our  Amended  and  Restated  Certificate  of  Incorporation  and  our  Second  Amended  and  Restated  By-Laws  and  Delaware  law  could  delay, defer  or  prevent  a  merger,  acquisition,  tender  offer,  takeover  attempt  or  other  change  of  control  transaction  that  our  stockholders  may  deem  advantageous, including those attempts that might result in a premium over the market price for the shares held by our stockholders or negatively affect the trading price of our common  stock  and  other  securities.  These  provisions  could  also  discourage  proxy  contests  and  make  it  more  difficult  for  you  and  other  stockholders  to  elect directors of your choosing and to cause us to take other corporate actions you desire. These provisions provide for, among other things: ● ● ● ● ● ● ● ● the ability of our Board of Directors to issue, and determine the rights, powers and preferences of, one or more series of preferred stock; advance notice for nominations of directors by stockholders and for stockholders to present matters for consideration at our annual meetings; limitations on convening special stockholder meetings; the prohibition on stockholders to act by written consent; supermajority vote of stockholders to amend certain provisions of the certificate of incorporation; limitations on expanding the size of the Board of Directors; the availability for issuance of additional shares of common stock; and restrictions on the ability of any natural person or entity that does not satisfy the citizenship requirements of the U.S. maritime laws to own, in the aggregate, more than 24% of the outstanding shares of our common stock. In addition, the Delaware General Corporation Law imposes restrictions on mergers and other business combinations between us and any holder of 15% or more of our outstanding common stock. The exercise of all or any number of outstanding warrants or the issuance of stock-based awards may dilute your holding of shares of our common stock. We  have  issued  or  assumed  several  securities  providing  for  the  right  to  purchase  our  common  stock.  Investors  could  be  subject  to  increased  dilution  upon  the exercise of our New Creditor Warrants and GLF Creditor Warrants for a nominal exercise price subject to Jones Act-related foreign ownership restrictions, and the exercise of our Series A Warrants, Series B Warrants and GLF Equity Warrants. Unexercised Series A Warrants and Series B Warrants will expire on July 31, 2023.  Unexercised  GLF  Equity  Warrants  expire  on  November  14,  2024.  Unexercised  New  Creditor  Warrants  expire  on  July  31,  2042  and  unexercised  GLF Creditor Warrants expire on November 14, 2042. 31                                     Table of Contents Additionally, shares of common stock were reserved for issuance under the 2021 Stock Incentive Plan, 2017 Stock Incentive Plan and Legacy GulfMark Stock Incentive Plan, respectively, as equity-based awards to employees, directors and certain other persons. The exercise of equity awards, including any restricted stock units that we may grant in the future, and the exercise of warrants and the subsequent sale of shares of common stock issued thereby, could have an adverse effect on  the  market  for  our  common  stock,  including  the  price  that  an  investor  could  obtain  for  their  shares.  Investors  may  experience  dilution  in  the  value  of  their investment upon the exercise of the warrants and any equity awards that may be granted or issued pursuant to the 2021 Stock Incentive Plan, 2017 Stock Incentive Plan and the Legacy GulfMark Stock Incentive Plan. Please  refer  to  Notes  (9)  and  (10)  of  the  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this  Annual  Report  on  Form  10-K  for  additional discussion of our outstanding warrants and stock-based awards. There may be a limited trading market for our New Creditor Warrants and GLF Creditor Warrants, and you may have difficulty trading and obtaining quotations for New Creditor Warrants and GLF Creditor Warrants. While there are unsolicited quotes for our New Creditor Warrants on the OTC Pink Market, there is no market maker for this security on the OTC Pink Market, and there can be no assurance that an active trading market will develop. While the GLF Creditor Warrants trade on the OTC QX market, there has been limited trading volume since the business combination. The lack of an active market may impair your ability to sell your New Creditor Warrants or GLF Creditor Warrants at  the  time  you  wish  to  sell  them  or  at  a  price  that  you  consider  reasonable.  The  lack  of  an  active  market  may  also  reduce  the  fair  market  value  of  your  New Creditor Warrants or GLF Creditor Warrants. As a result, you may find it difficult to dispose of, or to obtain accurate quotations of the price of, our New Creditor Warrants or GLF Creditor Warrants. This severely limits the liquidity of our New Creditor Warrants and the GLF Creditor Warrants and will likely reduce the market price of our New Creditor Warrants and the GLF Creditor Warrants. There is no guarantee that the Series A Warrants, Series B Warrants and GLF Equity Warrants issued by us or assumed by us will ever be in the money, and unexercised warrants may expire with limited or no value. Further, the terms of such warrants may be amended. As long as our stock price is below the strike price of each of the Series A Warrants, Series B Warrants and GLF Equity Warrants ($57.06 per share for Series A Warrants, $62.28 per share for Series B Warrants and $100.00 per share for the GLF Equity Warrants), these warrants will have limited economic value, and they may expire with limited or no value. In addition, the warrant agreement provides that the terms of the warrants may be amended without the consent of any holder to cure any ambiguity or correct any defective provision, but requires the approval by the holders of at least a certain percentage of the then-outstanding warrants originally issued to make any change that adversely affects the interests of the holders. Any material amendment to the terms of the warrant in a manner adverse to a holder would require holders of at least a certain percentage of the then outstanding warrants, but less than all holders, approve of such amendment. We may not be able to maintain a listing of our common stock, Series A Warrants, Series B Warrants and GLF Equity Warrants on the NYSE or NYSE American. We must meet certain financial and liquidity criteria to maintain the listing of our securities on the NYSE or NYSE American, as applicable. If we fail to meet any of  the  NYSE  or  NYSE  American’s  continued  listing  standards,  our  common  stock,  Series  A  Warrants,  Series  B  Warrants,  or  GLF  Equity  Warrants  may  be delisted. A delisting of our common stock, Series A Warrants, Series B Warrants, or GLF Equity Warrants may materially impair our stockholders’ and warrant holders’ ability to buy and sell our common stock, Series A Warrants, Series B Warrants, or GLF Equity Warrants and could have an adverse effect on the market price  of,  and  the  efficiency  of,  the  trading  market  for  these  securities.  A  delisting  of  our  common  stock,  Series  A  Warrants,  Series  B  Warrants  or  GLF  Equity Warrants could significantly impair our ability to raise capital. 32                   Table of Contents General Risk Factors Uncertain economic conditions may lead our customers to postpone capital spending or jeopardize our customers’ or other counterparties’ ability to perform their obligations. Uncertainty about future global economic market conditions makes it challenging to forecast operating results and to make decisions about future investments. The success  of  our  business  is  both  directly  and  indirectly  dependent  upon  conditions  in  the  global  financial  and  credit  markets  that  are  outside  of  our  control  and difficult to predict. Uncertain economic conditions may lead our customers to postpone capital spending in response to tighter credit markets and reductions in our customers’ income or asset values. Similarly, when lenders and institutional investors reduce, and in some cases, cease to provide funding to corporate and other industrial borrowers, the liquidity and financial condition of the company and our customers can be adversely impacted. These factors may also adversely affect our liquidity  and financial  condition.  Factors  such as interest  rates,  availability  of credit,  inflation  rates,  economic  uncertainty,  changes  in laws (including  laws relating to taxation), trade barriers and economic sanctions or other restrictions imposed by the U.S. or other countries, commodity prices, currency exchange rates and  controls,  and  national  and  international  political  circumstances  (including  wars,  terrorist  acts,  security  operations,  and  seaborne  refugee  issues)  can  have  a material negative effect on our business, revenues and profitability. Additionally, continued uncertain industry conditions could jeopardize the ability of certain of our counterparties, including our customers, insurers and financial institutions, to perform their obligations. Although we assess the creditworthiness of our counterparties, a prolonged period of difficult industry conditions could lead  to  changes  in  a  counterparty’s  liquidity  and  increase  our  exposure  to  credit  risk  and  bad  debts.  In  addition,  we  may  offer  extended  payment  terms  to  our customers  in order  to secure  contracts.  These circumstances  may lead to more  frequent  collection  issues. Our financial  results  and liquidity  could be adversely affected. There are uncertainties in identifying and integrating acquisitions and mergers. Although acquisitions have historically been an element of our business strategy, we cannot assure investors that we will be able to identify and acquire acceptable acquisition  candidates  on  terms  favorable  to  us  in  the  future.  We  may  be  required  to  use  our  cash,  issue  equity  securities,  or  incur  substantial  indebtedness  to finance  future  acquisitions  or  mergers.  Any  of  these  financing  options  could  reduce  our  profitability  and  harm  our  business  or  only  be  available  to  us  on unfavorable  terms,  if  at  all,  and  could  require  concessions  under  our  current  indebtedness  that  our  lenders  might  not  be  willing  to  grant.  Such  additional  debt service requirements may impose a significant burden on our results of operations and financial condition, and any equity issuance could have a dilutive impact on our stockholders. We cannot be certain that we will be able to successfully consolidate the operations and assets of any acquired business with our own business. Acquisitions may not  perform  as  expected  when  the  transaction  was  consummated  and  may  be  dilutive  to  our  overall  operating  results.  In  addition,  valuations  supporting  our acquisitions and strategic investments could change rapidly given the current global economic climate. We could determine that such valuations have experienced impairments  or  other-than-temporary  declines  in  fair  value  which  could  adversely  impact  our  financial  results.  Moreover,  our  management  may  not  be  able  to effectively manage a substantially larger business or successfully operate a new line of business. Our business could be negatively affected as a result of actions of activist stockholders. Activist stockholders could advocate for changes to our corporate governance, operational practices and strategic direction, which could have an adverse effect on our reputation, business and future operations. In recent years, publicly-traded companies have been increasingly subject to demands from activist stockholders advocating  for  changes  to  corporate  governance  practices,  such  as  executive  compensation  practices,  ESG  issues,  or  for  certain  corporate  actions  or reorganizations. There can be no assurances that activist stockholders will not publicly advocate for us to make certain corporate governance changes or engage in certain corporate actions. Responding to challenges from activist stockholders, such as proxy contests, media campaigns or other activities, could be costly and time consuming and could have an adverse effect on our reputation and divert the attention and resources of management and our Board, which could have an adverse effect on our business and operational results. Additionally, stockholder activism could create uncertainty about future strategic direction, resulting in loss of future business opportunities, which could adversely affect our business, future operations, profitability and our ability to attract and retain qualified personnel. 33                       Table of Contents ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS None. ITEM 2. PROPERTIES Information on Properties is contained in Item 1 of this Annual Report on Form 10-K. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS For a discussion of our material legal proceedings, see Note (11) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. Various  legal  proceedings  and  claims  are  outstanding  which  arose  in  the  ordinary  course  of  business.  In  the  opinion  of  management,  the  amount  of  ultimate liability, if any, with respect to these actions, will not have a material adverse effect on our financial position, results of operations, or cash flows. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES None. 34                 Table of Contents PART II ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT’S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS, AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Common Stock Market Prices Our common stock is traded on the New York Stock Exchange (“NYSE”) under the symbol “TDW.” At February 28, 2022, there were 487 record holders of our common stock, based on the record holder list maintained by our stock transfer agent. Issuer Repurchases of Equity Securities No shares were repurchased during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019. Dividends There were no dividends declared during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019. 35                     Table of Contents Performance Graph The following graph and table compare the cumulative total return to our stockholders on our common stock beginning with the commencement of trading upon our emergence from Chapter 11 bankruptcy on July 31, 2017 through December 31, 2021, relative to the cumulative total returns of the Russell 2000 Stock Index, the PHLX Oil Service Sector Index, and the Dow Jones U.S. Oil Equipment & Services Index. The analysis assumes the investment of $100 on August 1, 2017, at closing  prices  on  July  31,  2017,  and  the  reinvestment  of  dividends  into  additional  shares  of  the  same  class  of  equity  securities  at  the  frequency  with  which dividends are paid on such securities during the applicable fiscal year. Indexed returns Company name/Index Tidewater Inc. Russell 2000 PHLX Oil Service sector Dow Jones U.S. Oil Equipment & Services August 1,  2017  100    100    100    100    December 31,  2017  December 31,  2018  December 31,  2019  December 31,  2020  98    108    112    105    77    96    61    60    77    121    61    65    35    145    35    40    December 31,  2021  43  167  43  50  Investors are cautioned against drawing conclusions from the data contained in the graph, as past results are not necessarily indicative of future performance. The above graph is being furnished pursuant to SEC rules. It will not be incorporated by reference into any filing under the Securities Act of 1933 (Securities Act) or the Exchange Act, except to the extent that we specifically incorporate it by reference. 36                                                                   Table of Contents ITEM 7. MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS The following discussion and analysis of financial condition and results of operations should be read in conjunction with the accompanying consolidated financial statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. The following discussion and analysis contain forward-looking statements that involve risks and uncertainties.  Our future results of operations could differ materially  from our historical  results or those anticipated  in our forward-looking statements  as a result of certain factors, including those set forth under “Risk Factors” in Item 1A and elsewhere in this Annual Report on Form 10-K. With respect to this section, the cautionary language applicable to such forward-looking statements described under “Forward-Looking Statements” found before Item 1 of this Annual Report on Form 10-K is incorporated by reference into this Item 7. About Tidewater Our vessels and associated vessel services provide support for all phases of offshore oil and natural gas exploration, field development and production as well as windfarm  development  and  maintenance.  These  services  include  towing  of,  and  anchor  handling  for,  mobile  offshore  drilling  units;  transporting  supplies  and personnel necessary to sustain drilling, workover and production activities; offshore construction and seismic and subsea support; geotechnical survey support for windfarm construction; and a variety of specialized services such as pipe and cable laying. In addition, we have one of the broadest geographic operating footprints in the offshore vessel industry. Our global operating footprint allows us to react quickly to changing local market conditions and to be responsive to the changing requirements of the many customers with which we believe we have strong relationships. We are also one of the most experienced international operators in the offshore energy industry with a history spanning over 60 years. At December 31, 2021, we owned 153 vessels with an average age of 11.1 years (excluding 3 joint venture vessels, but including 9 stacked active vessels and 18 vessels designated for sale) available to serve the global energy industry. The average age of our 135 active vessels at December 31, 2021 is 10.6 years. Objective Our  management’s  discussion  and  analysis  of  financial  condition  and  results  of  operations  (MD&A)  is  designed  to  provide  information  about  our  financial condition and results of operations from management’s perspective. It includes relevant components of our financial condition and current and long-term liquidity. Primary revenue drivers include numbers of active vessels, active vessel utilization and average day rates. Our most significant operating cost drivers are generally personnel costs and repairs and maintenance. We discuss our liquidity in terms of cash flow that we generate from our operations. Our primary obligations are vessel operating costs including routine planned maintenance, general and administrative costs and long-term debt service. Our primary sources of capital have been our cash on hand, internally generated funds including operating cash flow, vessel sales and long-term debt financing. We also can issue stock either in the open market or as currency in acquisitions. This ability is impacted by existing market conditions. Our results are affected by the activity of our customers in the offshore oil and gas industry and the supply and demand dynamics associated with our vessels. Our objective is to discuss how all these factors have affected our historical results and, where applicable, how we expect these factors to impact our future results and future liquidity. Principal Factors That Drive Our Results Our revenues, net earnings and cash flows from operations are largely dependent upon the activity level of our offshore marine vessel fleet. As is the case with the numerous other vessel operators in our industry, our business activity is largely dependent on the level of exploration, field development and production activity of our  customers.  Our  customers’  business  activity,  in  turn,  is  dependent  on  current  and  expected  crude  oil  and  natural  gas  prices,  which  fluctuate  depending  on expected  future  levels  of  supply and demand  for  crude  oil and  natural  gas, and on estimates  of the  cost to find, develop  and produce  crude  oil and natural  gas reserves. Our revenues in all segments are driven primarily by our fleet size, vessel utilization and day rates. Because a sizeable portion of our operating and depreciation costs do not change proportionally with changes in revenue, our operating profit is largely dependent on revenue levels. 37                         Table of Contents Operating costs consist primarily of crew costs, repair and maintenance costs, insurance costs, fuel, lube oil and supplies costs and other vessel operating costs. Fleet size, fleet composition, geographic areas of operation, supply and demand for marine personnel, and local labor requirements are the major factors which affect overall crew costs in all segments. In addition, our newer, more technologically sophisticated vessels generally require a greater number of specially trained, more  highly  compensated  fleet  personnel  than  our  older,  smaller  and  less  sophisticated  vessels.  Crew  costs  may  increase  if  competition  for  skilled  personnel intensifies, although a weaker offshore energy market could mitigate any potential inflation of crew costs. Costs related to  the recertification of vessels are deferred and amortized  over 30 months on  a straight-line basis. Maintenance costs incurred at the  time of the recertification drydocking that are not related to the recertification of the vessel are expensed as incurred. Costs related to vessel improvements that either extend the vessel’s useful life or increase the vessel’s functionality are capitalized and depreciated. Insurance costs are dependent on a variety of factors, including our safety record and pricing in the insurance markets, and can fluctuate over time. Our vessels are generally  insured  for  up  to  their  estimated  fair  market  value  in  order  to  cover  damage  or  loss  resulting  from  marine  casualties,  adverse  weather  conditions, mechanical failure, collisions, and property losses to the vessel. We also purchase coverage for potential liabilities stemming from third-party losses with limits that we believe are reasonable for our operations, but do not generally purchase business interruption insurance or similar coverage. Insurance limits are reviewed annually, and third-party coverage is purchased based on the expected scope of ongoing operations and the cost of third-party coverage. Fuel and lube costs can also fluctuate in any given period depending on the number and distance of vessel mobilizations, the number of active vessels off charter, drydockings, and changes in fuel prices. We also incur vessel operating costs that are aggregated as “other” vessel operating costs. These costs consist of brokers’ commissions, including commissions paid to unconsolidated joint venture companies, training costs, satellite communication fees, agent fees, port fees and other miscellaneous costs. Brokers’ commissions are incurred primarily in our non-U.S. operating areas where brokers oftentimes assist us in obtaining work. Brokers generally are paid a percentage of day rates billed upon collection of the amounts invoiced and, accordingly, commissions paid to brokers generally fluctuate in accordance with vessel revenue. Deepwater activity is a significant segment of the global offshore crude oil and natural gas markets, and a significant component of our business. Development typically involves significant capital investment and multi-year development plans. Such projects are generally underwritten by the participating exploration, field development  and  production  companies  using  relatively  conservative  crude  oil  and  natural  gas  pricing  assumptions.  Although  these  projects  are  generally  less susceptible to short-term fluctuations in the price of crude oil and natural gas, deepwater exploration and development projects can be more costly relative to other onshore  and  offshore  exploration  and  development.  As  a  result,  generally  depressed  crude  oil  prices  have  caused,  and  may  continue  to  cause,  many  of  our customers and potential customers to reevaluate their future capital expenditures in regard to deepwater projects. Angolan Joint Venture (Sonatide) We previously disclosed the significant financial and operational challenges that we confront with respect to operations in Angola, as well as steps that we have taken to address or mitigate those risks. The amounts due from Sonatide are denominated in U.S. dollars; however, the underlying third-party customer payments to Sonatide were satisfied, in part, in Angolan kwanzas. We and Sonangol, our partner in Sonatide, have had discussions regarding how the net losses from the devaluation  of certain  Angolan kwanza denominated  accounts  should be shared. In late 2019, we were informed  that, as part  of a broad privatization  program, Sonangol intended to seek to divest itself  from Sonatide. In January 2022, we acquired  the 51% interest  of Sonatide previously held by our partner, which has resulted  in  Sonatide  becoming  a  wholly-owned  subsidiary.  Please  refer  to  Note  (15)  of  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this Annual Report on Form 10-K for additional information regarding this acquisition. In the second quarter of 2020, Sonatide declared a $35.0 million dividend. On June 22, 2020, Sonangol received $17.8 million and we received $17.2 million. Our share  of  the  dividend  is  reflected  as  dividend  income  from  unconsolidated  company  in  the  consolidated  statement  of  operations.  In  addition,  as  a  result  of this dividend payment, the cash balances of the joint venture were significantly reduced and we determined that, as a result, a significant portion of our net due from  Sonatide  balance  was  compromised.  During  the  years  ended  December  31,  2021  and  2020,  we  recorded  a  $0.4  and  $40.9  million  affiliate  credit  loss impairment expense, respectively. Refer  to  Notes  (4)  and  (15)  of  Notes  to  the  Consolidated  Financial  Statements  included  in  Item  8  of  this  Annual  Report  on  Form  10-K  for  further  details  on Sonatide. 38                     Table of Contents Nigerian Joint Venture (DTDW) We  own  40%  of  DTDW  in  Nigeria.  Our  partner,  who  owns  60%,  is  a  Nigerian  national.  DTDW  owns  one  offshore  support  vessel.  We  also  operate  company owned vessels in Nigeria for which the joint venture receives a commission. As of December 31, 2020 and 2021, we had no company owned vessels operating in Nigeria and the DTDW owned vessel was not employed. Cash flow projections indicate that DTDW does not have sufficient funds to meet its obligations to us or its vendors. Therefore, during the year ended December 31, 2020, we recorded affiliate credit loss impairment expense totaling $12.1 million and additional impairment expense of $2.0 million for the guarantee of our expected share of DTDW's long-term debt. Our operations in Nigeria have been severely impacted and we have effectively ceased activity. We have created a fully reserved position in our consolidated balance sheet to account for our expected liabilities related to certain obligations of the joint venture. As of December 31, 2020, DTDW had long-term debt of $4.7 million which was secured by the vessel owned by DTDW and guarantees from the DTDW partners (in  proportion  to  their  ownership  interests).  On  April  22,  2021,  we  paid  approximately  $2.0  million,  which  represented  our  portion  of  the  joint  venture  debt guarantee which was expensed in 2020 and our partner assumed the remaining joint venture debt which represented his portion of the guarantee. Refer to Note (4) of Notes to the Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for further details on the Nigerian joint venture. Industry Conditions and Outlook Our  business  is  directly  impacted  by  the  level  of  activity  in  worldwide  offshore  oil  and  natural  gas  exploration,  development  and  production,  which  in  turn  is influenced by trends in oil and natural gas prices. In addition, oil and natural gas prices are affected by a host of geopolitical and economic forces, including the fundamental  principles  of  supply  and  demand.  In  particular,  the  oil  price  is  significantly  influenced  by  actions  of  the  Organization  of  Petroleum  Exporting Countries, or OPEC. In addition, offshore oil and gas exploration and development activities have traditionally required higher oil or natural gas prices to justify the much higher expenditure levels of offshore activities compared to onshore activities. Prices are subject to significant uncertainty and, as a result, are extremely volatile. In late 2014, oil prices declined significantly from levels of over $100.00 per barrel and continued to decline throughout 2015 and into 2016, to a point trading at less than $30.00 per barrel, causing an industry-wide downturn. Prices began to stabilize in the $50.00 to $60.00 per barrel range in 2019 and early 2020 suggesting a return to exploration and production activities for our customers. However, in the first quarter of 2020 the industry was severely impacted by a global pandemic (COVID-19) and the resulting loss of demand and decrease in oil prices. Oil prices declined severely in the second quarter, in this case trading at below $20.00 per barrel. Oil prices have recovered in 2021 to levels greater than experienced since 2018, currently trading over $80.00 per barrel. Natural gas prices are also at historic highs.  Despite  the  price  recovery,  there  are  lingering  effects  of  the  2014  downturn  and  the  subsequent  COVID-19  pandemic  downturn  in  the  activity  levels  of  our customers. In addition, there has been recent pressure from certain shareholders and other stakeholders, including governmental entities, on our customers related to environmental, social and governance (ESG) factors. A possible impact of this pressure on our business could be a gradual move away from exploration and development of fossil fuels. Many of our large international customers have recently issued statements supporting changes in their future business plans to move toward  a  lower  environmental  impact  which  has,  coupled  with  the  lingering  COVID-19 impact,  effectively  delayed  the  recovery  in  our  business  that  would be expected  with  current  commodity  price  levels.  Further,  as  our  customers  have  responded  to  pressure  to  return  capital  to  shareholders  in  the  wake  of  the  2014 downturn and subsequent industry challenges, they have increasingly shifted their capital allocation strategy from primarily new oil and gas production and reserve additions  to  a  mix  of  returns  to  shareholders  along  with  new  oil  and  gas  project  development.  The  realistic  expectation  of  a  worldwide  move  towards  more sustainable fuels for supplying energy includes the continued use of fossil fuels for some time to come. Despite the pressure to return capital to shareholders and the ongoing social pressure to move away from fossil fuels, our customers have recently made gradual moves to expand exploration and development activities. We are one of the world’s largest operators of offshore support vessels and we have operations in most of the world’s offshore oil and gas basins. We continue to believe that there will be sufficient opportunities for us to operate our vessels in this sector for many years to come. We have, however, also begun to seek and develop opportunities in the sustainability arena, including the support of offshore wind energy generation and the improvement of our fleet performance regarding emissions and environmental impact. There is current evidence of higher oil and gas demand which has resulted in increased commodity pricing and increased customer activity offshore. We are optimistic that our industry may experience a recovery over the coming years. 39                   Table of Contents As  COVID-19  spread  throughout  the  world,  its  impact  on  many  of  our  locations,  including  our  vessels,  has  affected  our  operations.  We  implemented  various protocols  for  both  onshore  and  offshore  personnel  in  efforts  to  limit  this  impact.  The  effect  on  our  business  has  included  lockdowns  of  shipyards  performing drydocks which delays vessels returning to service and the cancellation and/or temporary delay of certain revenue vessel contracts allowed either under the contract provisions  or  by  mutual  agreement  with  our  customers.  These  cancellations  and/or  temporary  delays  reduced  our  year  2020  revenues  by  18%  and  year  2021 revenues  by  less  than  3%.  In  addition,  in  the  years  ended  December  31,  2020  and  the  December  31,  2021,  we  incurred  approximately  $18.0  million  and $7.0 million, respectively, in higher operating costs, primarily related to additional crew costs, mobilization and vessel stacking costs as a result of these unplanned contract cancellations. There may be additional cancellations or delays. In the first and second quarters of 2020, we considered the COVID-19 lockdowns and the resultant impact on the oil and gas industry to be to be indicators that the value of our active offshore vessel fleet may be impaired. As a result, in the first two quarters of 2020, we performed Step 1 evaluations of our active offshore fleet under FASB Accounting Standards Codification 360, which governs the methodology for identifying and recording impairment of long-lived assets to determine if any  of  our  asset  groups  have  net  book  value  in  excess  of  undiscounted  future  net  cash  flows.  Our  evaluations  did  not  indicate  impairment  of  any  of  our  asset groups.  Beginning  with  the  third  quarter  of  2020,  conditions  related  to  the  pandemic  and  oil  price  environment  stabilized  and  in  the  fourth  quarter  industry conditions marginally improved. Similarly, during the year ended December 31, 2021, we have not seen indications in the industry that would indicate impairment of any of our asset groups. As a result, we did not identify additional events or conditions that would require us to perform a Step 1 evaluation as of December 31, 2021. We will continue to monitor the expected future cash flows and the fair market value of our asset groups for impairment. ESG and Climate Change Climate change is expected to increase the frequency and intensity of certain adverse weather patterns, which may impact our business. Due to concern over the risk  of  climate  change,  several  countries  have  adopted,  or  are  considering  the  adoption  of,  regulatory  frameworks  to  reduce  the  emission  of  carbon  dioxide, methane and other gases (greenhouse gas emissions). In addition, the increased regulation of environmental emissions is expected to create greater incentives for the  use  of  alternative  energy  sources.  Consideration  of  climate  change-related  issues  and  the  responses  to  those  issues  through  international  agreements  and national, regional, or state regulatory frameworks are integrated into our strategy, planning, forecasting and risk management processes, where applicable. Our primary business is to support the fossil fuel industry. In addition, we burn fossil fuels in operating our vessels. The fossil fuel industry is considered one of the primary contributors to the elements of global climate change. The primary source of energy in the world is fossil fuels. We believe that continued use of fossil fuels will be important as the world transitions to alternative energy sources. We are prepared to participate in the transition but also to continue to support the fossil fuel industry. We have begun to take measures to address the future of our company and our impact on climate change. Such measures include modifications to many of our vessels to reduce our carbon footprint (approximately $10.8 million of emissions focused costs including fuel monitoring systems and batteries for supplemental power are included in our net properties and equipment amount as of December 31, 2021); developing associations with alternative energy providers such as windfarms; and creation of a written sustainability report. We are in the early stages on most of these measures and continue to develop our strategies and solutions. Whatever measures we undertake will certainly be modified over time, as countries adopt new regulations and there is progress in the development of alternative energy sources. For detailed discussion of climate change and related governmental regulation, including associated risks and possible impact on our business, financial conditions and results of operations, please see "Risk Factors" in Item 1A of this Annual Report on Form 10-K. Results of Operations We  manage  and  measure  our  business  performance  primarily  based  on  four  distinct  geographic  operating  segments:  Americas,  Middle  East/Asia  Pacific, Europe/Mediterranean and West Africa.  This section of this Form 10-K generally discusses 2021 and 2020 items and year-to-year comparisons between 2021 and 2020. Discussions of 2020 items and year-to-year comparisons between 2020 and 2019 that are not included in this Form 10-K can be found in “Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition  and  Results  of  Operations"  and  "Quantitative  and  Qualitative  Disclosures  About  Market  Risk”  in  Part  II,  Items  7  and  7A  of  the  company’s  Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2020. 40                     Table of Contents The following tables present vessel revenue and operating costs by segment, total vessel revenue and operating costs, and the related segment and total vessel revenue and operating costs as a percentage of segment and total vessel revenues for our owned and operated vessel fleet: (In Thousands) Vessel revenues: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total (In Thousands) Vessel operating costs: Americas: Crew costs Repair and maintenance Insurance Fuel, lube and supplies Other Middle East/Asia Pacific: Crew costs Repair and maintenance Insurance Fuel, lube and supplies Other Europe/Mediterranean: Crew costs Repair and maintenance Insurance Fuel, lube and supplies Other West Africa: Crew costs Repair and maintenance Insurance Fuel, lube and supplies Other Total: Crew costs Repair and maintenance Insurance Fuel, lube and supplies Other Total vessel operating costs Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020 102,151      102,537      80,914      75,967      361,569      28%  $ 29%    22%    21%    100%  $ 126,676      97,133      83,602      78,763      386,174      33% 25% 22% 20% 100% Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020 41,341      10,344      550      7,773      12,307      72,315      39,209      11,381      76      6,124      12,152      68,942      41,317      9,233      414      3,405      7,355      61,724      26,304      10,012      775      8,255      13,487      58,833      148,171      40,970      1,815      25,557      45,301      261,814      40%  $ 10%    1%    8%    12%    71%    38%  $ 11%    0%    6%    12%    67%    51%  $ 11%    1%    4%    9%    76%    34%  $ 13%    1%    11%    18%    77%    41%  $ 11%    1%    7%    12%    72%  $ 51,830      7,198      1,672      7,564      9,421      77,685      39,261      10,066      2,344      7,777      9,697      69,145      37,534      6,421      1,596      3,324      6,557      55,432      27,999      7,528      1,583      10,448      18,960      66,518      156,624      31,213      7,195      29,113      44,635      268,780      41% 6% 1% 6% 7% 61% 41% 10% 2% 8% 10% 71% 45% 7% 2% 4% 8% 66% 36% 9% 2% 13% 24% 84% 41% 8% 2% 7% 12% 70%   $   $   $   $   $   $   $   $ 41                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Table of Contents The following tables present vessel operations general and administrative expenses by segment and in total; and the related segment vessel operations general and administrative expenses as a percentage of segment and total vessel revenues. (In Thousands) Vessel operations general and administrative expenses: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020   $   $ 10,251      8,776      7,994      7,924      34,945      10%  $ 9%    10%    10%    10%  $ 11,968      9,679      7,577      11,966      41,190      9% 10% 9% 15% 11% The  following  tables  present  depreciation  and  amortization  expense  by  segment  and  in  total;  and  the  related  segment  and  total  depreciation  and  amortization expense as a percentage of segment and total vessel revenues. (In Thousands) Depreciation and amortization expense: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020   $   $ 30,856      25,992      28,163      26,196      111,207      30%  $ 25%    35%    34%    31%  $ 32,079      24,244      29,222      27,787      113,332      The following tables compare operating income and other components of earnings before income taxes, and its related percentage of total revenues. (In Thousands) Vessel operating profit (loss): Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Other operating profit Corporate general expenses (A) Corporate depreciation Gain (loss) on asset dispositions, net Long-lived asset impairments and other Affiliate credit loss impairment expense Affiliate guarantee obligation Operating loss Foreign exchange loss Equity in net earnings (losses) of unconsolidated companies Dividend income from unconsolidated company Interest income and other, net Loss on early extinguishment of debt Interest and other debt costs Loss before income taxes Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020   $   $ (11,270)     (1,174)     (16,968)     (16,985)     (46,397)     7,233      (39,164)     (33,571)     (3,337)     (2,901)     (15,643)     (400)     —      (95,016)     (369)     (3,322)     —      1,605      (11,100)     (15,583)     (123,785)     (3)%  $ 0%     (5)%    (5)%    (13)%    2%     (11)%    (9)%    (1)%    (1)%    (4)%    0%     0%     (26)%    0%     (1)%    0%     0%     (2)%    (4)%    (33)%  $ 4,944      (5,935)     (8,629)     (27,508)     (37,128)     7,458      (29,670)     (32,256)     (3,377)     7,591      (74,109)     (52,981)     (2,000)     (186,802)     (5,245)     164      17,150      1,228      —      (24,156)     (197,661)     25% 25% 35% 35% 29% 1% (1)% (2)% (7)% (9)% 2% (7)% (8)% (1)% 2% (19)% (13)% (1)% (47)% (1)% 0% 4% 0% 0% (6)% (50)% (A) Included  in  corporate  expenses  for  the  years  ended  December  31,  2021  and  2020  are  $0.1  million  and  $1.5  million,  respectively,  of  severance  and termination benefits. 42                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Table of Contents Years Ended December 31, 2021 and 2020 Our total revenues for the years ended December 31, 2021 and December 31, 2020 were $371.0 million and $397.0 million, respectively. The decrease in revenue is primarily due to 11 less active vessels in the year ended December 31, 2021 than in the year ended December 31, 2020, primarily from our Americas segment. This  segment  was  significantly  affected  by  the  decrease  in  demand  caused  by  the  pandemic.  Offsetting  the  decrease  in  capacity  was  the  increase  in  active utilization from 77.0% in 2020 to 80.1% in 2021. In addition, the decrease in revenue was impacted by average day rates which were 2.2% lower in 2021 than in 2020. The average day rates are driven by market conditions affected by the pandemic. The revenue effect from the pandemic began in the second quarter of 2020 and  continued  into  the  third  and  fourth  quarters  as  our  customers  canceled  contracts.  The  impact  continued  through  most  of  the  year  2021,  only  beginning  to improve later in the year. The improvements have not yet reached the level of activity that we had in the first quarter of 2020. Overall, Americas had the most negative  impact,  with  Europe/Mediterranean  and  West  Africa  withstanding  a  harsh  early  impact  but  also  experiencing  the  quickest  recovery.  Middle  East/Asia Pacific had the least impact from the pandemic with revenue increasing in 2021 compared to 2020. The individual segment discussions below reflect these impacts. Vessel  operating  costs  for  the  years  ended  December  31,  2021  and  December  31,  2020  were  $261.8  million  and  $268.8  million,  respectively.  The  decrease  is primarily due to a decrease in vessel activity, as we have 11 less active vessels in our fleet in the year ended December 31, 2021. Overall, our vessel personnel costs and insurance costs were lower in 2021 than 2020 due to cost management efforts associated with the COVID-19 downturn and several credits issued by our insurance  carriers  in  2021  related  to  vessel  valuations  and  prior  year  estimates,  but  were  partially  offset  by  increased  repair  and  maintenance  costs  due  to  the reactivation of stacked vessels in the latter part of 2021. Depreciation  and  amortization  expense  for  the  years  ended  December  31,  2021  and  December  31,  2020  was  $114.5  million  and  $116.7  million,  respectively. Depreciation and amortization expenses were lower in 2021 largely because of lower amortization of deferred drydocking costs resulting from the discontinuation of amortization on vessels classified as held for sale and vessels sold from the active fleet. General and administrative expenses for the years ended December 31, 2021 and December 31, 2020 were $68.5 million and $73.4 million, respectively. General and administrative expenses decreased overall in 2021 because of continued cost cutting measures being implemented during the pandemic and a reduction in one- time severance charges incurred in 2020 compared to 2021. The net gain (loss) on asset dispositions for the year ended December 31, 2021 totaled $2.9 million of net losses, primarily from the sale of 19 vessels and other assets. One of the vessel sales was to a third-party operator, Jackson Offshore, which has a person in senior management, Matthew Rigdon, its Chief Operating Officer, who is the son of Larry Rigdon, the chairman of our Board of Directors. This vessel was sold for proceeds of $11.4 million, all of which was collected in the  second  quarter  of  2021,  and  we  recognized  a  gain  of  $4.3  million  on  the  sale.  During  the  year  ended  December  31,  2020,  we  recognized  net  gains  of $7.6 million related to the sale of 56 vessels and other assets. During 2021, we recorded $15.6 million of impairment primarily related to assets held for sale. During 2020, as discussed previously, we recorded $74.1 million of impairment primarily related to classifying our vessels to assets held for sale and $53.0 million of credit related losses associated with our two joint ventures in Nigeria and Angola. Interest expense and other debt costs decreased by $8.6 million in the year ended December 31, 2021 compared to the year ended December 31, 2020. This is the result of paying down $98.1 million of our long-term debt primarily in the third and fourth quarters of 2020 and $39.3 million during the first nine months of 2021. In addition, our interest income and other increased by $0.4 million primarily because of a legal settlement with a customer. During 2021 we recorded  an $11.1 million  loss on early extinguishment  of debt consisting of make whole premiums  and other related  costs resulting  from the extinguishment of our Senior Secured Notes and Troms offshore debt. During the year ended December 31, 2021, we recognized foreign exchange losses of $0.4 million and for the year ended December 31, 2020 we recognized losses of $5.2 million. These foreign exchange losses were primarily the result of the revaluation of various foreign currencies where we conduct our business including the Norwegian Kroner, Brazilian-Reais, Angola Kwanza, British Pound and Euro which are denominated balances to our U.S. dollar reporting currency. In  addition,  our  income  tax  expense  was  $5.9  million  in  the  year  ended  December  31,  2021  compared  with  an  income  tax  benefit  of  $1.0  million  in  the  year ended December 31, 2020 primarily because the year ended December 31, 2020 benefitted from a NOL carryback for a tax refund under the Coronavirus Aid, Relief, and Economic Security (CARES) Act. 43                         Table of Contents Americas Segment Operations. Vessel revenues in the Americas segment decreased 19.4%, or $24.5 million, during the year ended December 31, 2021, as compared to the year ended December 31, 2020. The decrease is primarily due to a decrease of six active vessels primarily due to the pandemic. Overall, America's segment active utilization decreased from 85.7% during 2020 to 81.3% during 2021, however average day rates during these same periods increased 4.6%, which was generally due to a greater portion of the segment’s vessels being hired at current prevailing day rates which were higher than those in 2020. Operating loss for the Americas segment for the year ended December 31, 2021, was $11.3 million compared to an operating profit for the year ended December 31, 2020 totaling $4.9 million. The decrease was primarily due to the decrease in revenues. The revenue decrease was partially offset by a $5.4 million decrease in operating  costs  largely  due  to  lower  vessel  personnel  costs  resulting  from  the  lower  active  vessel  count.  Depreciation  and  amortization,  and  general  and administrative costs, were $1.2 million and $1.7 million lower, than prior year respectively, because of vessel sales and cost cutting measures. Middle East/Asia Pacific Segment Operations. Vessel revenues in the Middle East/Asia Pacific segment increased $5.4 million during the year ended December 31, 2021, as compared to the year ended December 31, 2020. The Middle East/Asia Pacific average day rates were 4.4% higher for 2021 than for 2020. Middle East/Asia Pacific segment active utilization increased from 76.4% to 88.0%. Our Middle East/Asia Pacific segment was only marginally affected by COVID-19. Operating loss for the Middle East/Asia Pacific segment was $1.2 million in 2021 compared to an operating loss of $5.9 million in 2020. The revenue increase was partially offset by higher depreciation and amortization resulting from increased amortization of deferred drydock costs. General and administrative expenses were lower by $0.9 million due to ongoing cost reduction initiatives. Europe/Mediterranean Segment Operations. Vessel revenues in the Europe/Mediterranean segment decreased $2.7 million, during the year ended December 31, 2021,  as  compared  to  the  year  ended  December  31,  2020  primarily  due  to  lower  average  day  rates  which  decreased  from  $12,700  to  $12,201  per  day. Europe/Mediterranean segment active utilization decreased slightly from 89.8% to 88.1%. These decreases in average day rates are due to the mix of vessels under longer term higher day rate contracts declining while shorter term and spot contracts were taken in their place. This segment experienced a significant downturn due to the pandemic in 2020 which continued in 2021. Operating  loss  for  the  Europe/Mediterranean  segment  increased  from  $8.6  million  for  the  year  ended  December  31,  2020  to  $17.0  million  for  the  year  ended December 31, 2021. This loss increase resulted from the lower revenue, coupled with $6.3 million in increased vessel operating costs largely attributable to higher personnel costs and repair and maintenance charges partially offset by $1.1 million in lower depreciation and amortization expense. West Africa Segment Operations. Vessel revenues in the West Africa segment decreased $2.8 million, during the year ended December 31, 2021, as compared to the year ended December  31, 2020. Average day rates  decreased  by 9.5%, while active  utilization  increased  from 62.8% to 66.3%. This segment had the most negative impact from the pandemic because of significant contract cancellations. The operating loss for the West Africa segment was $17.0 million for the year ended December 31, 2021, as compared to $27.5 million operating loss for the year ended  December  31,  2020  primarily  resulting  from  decreased  revenue  offset  by  $7.7  million  in  lower  operating  costs  due  mainly  to  the  decreased  activity  in Nigeria, and $4.0 million in lower general and administrative costs attributable to our ongoing cost reduction efforts and decreased activity in Nigeria. 44                   Table of Contents Vessel Utilization and Average Rates by Segment SEGMENT STATISTICS: Americas fleet: Utilization Active utilization Average vessel day rates Average total vessels Average stacked vessels Average active vessels Middle East/Asia Pacific fleet: Utilization Active utilization Average vessel day rates Average total vessels Average stacked vessels Average active vessels Europe/Mediterranean fleet: Utilization Active utilization Average vessel day rates Average total vessels Average stacked vessels Average active vessels West Africa fleet: Utilization Active utilization Average vessel day rates Average total vessels Average stacked vessels Average active vessels Worldwide fleet: Utilization Active utilization Average vessel day rates Average total vessels Average stacked vessels Average active vessels Year Ended    December 31, 2021  Year Ended    December 31, 2020    $   $   $   $   $ 56.6%    81.3%      $ 13,282  37  (11)     26  84.4%    88.0%      $ 8,576  39  (2)     37  62.3%    88.1%      $ 12,201  29  (9)     20  42.9%    66.3%      $ 8,727  56  (20)     36  59.6%    80.1%      $ 10,335  161  (42)     119  56.2% 85.7% 12,702  49  (17) 32  66.2% 76.4% 8,211  49  (7) 42  51.3% 89.8% 12,700  35  (15) 20  37.0% 62.8% 9,638  60  (24) 36  51.8% 77.0% 10,563  193  (63) 130  45                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       Table of Contents We consider a vessel to be stacked if the vessel crew is furloughed or substantially reduced and limited maintenance is being performed on the vessel. We reduce operating costs by stacking vessels when management does not foresee opportunities to profitably or strategically operate the vessels in the near future. Vessels are stacked when market conditions warrant and they are no longer considered stacked when they are returned to active service, sold or otherwise disposed. When economically practical marketing opportunities arise, the stacked vessels can be returned to active service by performing any necessary maintenance on the vessel and either rehiring or returning fleet personnel to operate the vessel. Although not currently fulfilling charters, stacked vessels are considered to be in service and are included in the calculation of our utilization statistics. We had 27 and 35 stacked vessels including 18 and 23 vessels, respectively, classified as assets held for sale in our fleet as of December 31, 2021 and December 31, 2020, respectively. During 2021, we designated an additional seven vessels for disposition and sold nine vessels that had been designated as held for sale and re-activated three vessels from the assets held for sale back into the active fleet. In addition, we sold 10 vessels from our active fleet in 2021. Vessel Dispositions We seek opportunities to sell and/or recycle our older vessels when market conditions warrant and opportunities arise. Most of our vessels are sold to buyers who do not compete with us in the offshore energy industry. The number of vessels disposed by segment are as follows: Number of vessels disposed by segment: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total Vessel Commitments Year Ended    December 31, 2021    December 31, 2020  Year Ended    7      4      2      6      19      13  13  13  17  56  In the fourth quarter of 2021, we contracted to build two new ocean-going tugs for the Africa market. These vessels are expected to be complete in 2023 and cost approximately $6.3 million each. We made a $2.3 million down payment to start construction on these two tugs. We did not build any vessels in the year ended December 31, 2020. In 2020, we acquired 11 crew boats for $5.3 million which were added to our active fleet in Africa. General and Administrative Expenses Consolidated general and administrative expenses and the related percentage of each component to total revenues are as follows: (In Thousands) Personnel Office and property Professional services Other Restructuring charges (A) Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020 35,985      12,371      14,308      5,507      345      68,516      10%  $ 3%    4%    1%    0%    18%  $ 36,851      13,483      15,262      6,344      1,507      73,447      9% 3% 4% 2% 0% 18%   $   $ 46                                                                                                     Table of Contents Segment and corporate general and administrative expenses and the related percentage of total general and administrative expenses were as follows: (In Thousands) Vessel operations: Continuing operations Restructuring charges (A) Total vessel operations Corporate: Continuing operations Restructuring charges (A) Total corporate Total Year Ended December 31, 2021 Year Ended December 31, 2020   $ 34,675      270      34,945      33,496      75      33,571      51%  $ 0%  51%  49%  0%  49%  41,190      —      41,190      30,750      1,507      32,257      56% 0% 56% 42% 2% 44%   $ 68,516      100%  $ 73,447      100% (A) Restructuring charges for the years ended December 31, 2021 and 2020 include $0.3 million and $1.5 million, respectively, of severance and termination benefits. General and administrative expenses for the year ended December 31, 2021 have decreased as compared to the comparable prior year primarily as a result of our continuing efforts to reduce overhead costs. Liquidity, Capital Resources and Other Matters As  of  December  31,  2021,  we  had  $154.3  million  in  cash  and  cash  equivalents  (including  restricted  cash),  including  amounts  held  by  foreign  subsidiaries,  the majority of which is available to us without adverse tax consequences. Included in foreign subsidiary cash are balances held in U.S. dollars and foreign currencies that await repatriation due to various currency conversion and repatriation constraints, partner and tax related matters, prior to the cash being made available for remittance to our domestic accounts. We currently intend that earnings by foreign subsidiaries will be indefinitely reinvested in foreign jurisdictions in order to fund strategic initiatives (such as investment, expansion and acquisitions), fund working capital requirements and repay debt (both third-party and intercompany) of our foreign subsidiaries in the normal course of business. Moreover, we do not currently intend to repatriate earnings of our foreign subsidiaries to the U.S. because cash generated from our domestic businesses and the repayment of intercompany liabilities from foreign subsidiaries are currently deemed to be sufficient to fund the cash needs of our U.S. operations. During 2021, we generated $15.0 million of cash from operating activities plus we also generated $25.1 million in cash proceeds from the sale of vessels, net of additions  to  property  and  equipment.  In  the  fourth  quarter  of  2021,  we  repaid  all  our  previously  outstanding  long-term  debt,  including  costs  to  extinguish  the debt, with the proceeds of a new $175.0 million bond offering (described below) that is due in 2026 and cash on hand. As a result, we ended the year 2021 in almost the same cash on hand position as we had at the beginning of the year. However, in the process, we extended the maturities of the major portion of our previous debt by five years. For the next year, we anticipate generating positive operating cash flows which include our drydock costs required to maintain our fleet. In addition, we anticipate generating proceeds from the sale of 18 vessels held for sale valued at approximately $14.5 million and we expect to expend in the range of $5.0 to $10.0 million on capital improvements, primarily to maintain our fleet and our information systems. Based on the current levels of activity in our industry and the anticipated levels of activity from our customers in response to increasing demand levels and pricing for oil and gas, we anticipate healthy cash flow  over  the  next  several  years  sufficient  to  meet  our  obligations,  including  debt  service  and  capital  expenditures.  We  have  no  major  obligations  for  capital expenditures, except for the two previously mentioned ocean-going tugs, or scheduled repayments of debt until the new bonds mature in 2026. 47                                                                                                                                                         Table of Contents Our objective in financing our business is to maintain and preserve adequate financial resources and sufficient levels of liquidity. We also have a $25.0 million revolving credit facility which matures in 2026. No amounts have been drawn on this facility. As of December 31, 2021, we had $175.0 million of long-term debt on  our  consolidated  balance  sheet  of  which  none  is  due  until  2026.  The  2026  Notes  contain  two  financial  covenants:  (i)  a  minimum  free  liquidity  test  of  the obligors (as defined) equal to the greater of $20.0 million or 10% of net interest bearing debt, and (ii) a minimum equity ratio of 30%, in each case for us and our consolidated subsidiaries. We are currently in compliance and anticipate being able to maintain ongoing compliance with these two financial covenants. Cash and cash equivalents, our revolving credit facility and future net cash provided by operating activities provide us, in our opinion, with sufficient liquidity to meet our liquidity requirements. In addition, we have available a “shelf” registration under which we may offer and sell up to $300.0 million of any combination of common stock, debt securities, depository shares, preferred stock or warrants from time to time in one or more classes or series or amounts, at prices and on terms that we will  determine at  the  time of  the  offering. We  also  have an  “at-the-market”  offering registered with the SEC under  which we  may  offer and  sell  shares of  our common stock, having an aggregate offering price of up to $30.0 million from time to time through the Agents acting as a sales agent or directly to the Agents acting  as  a  principal.  We  expect  to  use  the  net  proceeds  from  the  sale  of  the  securities  covered  by  these  offerings  for  general  corporate  purposes,  which  may include repayment or refinancing of indebtedness, working capital, capital expenditures, investments, acquisitions and other business opportunities. Refer to Note (3) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for further details on our indebtedness. Share Repurchases No shares were repurchased during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019. Please refer to Note (10) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. Dividends There  were  no  dividends  declared  during  the  years  ended  December  31,  2021,  2020  and  2019.  Please  refer  to  Note  (10)  of  Notes  to  Consolidated  Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. Operating Activities Net cash provided by or used in operating activities for any period will fluctuate according to the level of business activity for the applicable period. Net cash provided by operating activities is as follows: (In Thousands) Net loss Depreciation and amortization Amortization of deferred drydocking and survey costs Amortization of debt premiums and discounts Provision for deferred income taxes (Gain) loss on asset dispositions, net Affiliate credit loss impairment expense Affiliate guarantee obligation Long-lived asset impairments Loss on debt extinguishment Compensation expense - stock based Deferred drydocking and survey costs Changes in operating assets and liabilities Changes in due to/from affiliate, net Net cash provided by operating activities 48 Year Ended    Year Ended    December 31, 2021    December 31, 2020  (196,696)   $ 73,030  43,679  3,961  1,224  (7,591) 52,981  2,000  74,109  —  5,117  (33,271) (26,506) 11,949  3,986  (129,660)   $ 73,223      41,321      3,171      (1,287)     2,901      400      —      15,643      11,100      5,638      (27,282)     19,961      (123)     15,006    $   $                                                                                 Table of Contents Net cash provided by operating activities for the year ended December 31, 2021, of $15.0 million reflects a net loss of $129.7 million, non-cash impairments of $16.0 million,  non-cash  depreciation  and amortization  of $114.5 million,  a net  loss on asset  dispositions  of $2.9 million,  stock-based  compensation  expense  of $5.6  million,  and  loss  on  debt  extinguishment  of  $11.1  million.  Changes  in  operating  assets  and  liabilities  provided  $20.0  million  in  cash  while  amounts  due to/from affiliates used $0.1 million in cash. We paid $27.3 million for regulatory drydocks in 2021. Net  cash  used  by  operating  activities  for  the  year  ended  December  31,  2020,  of  $4.0  million  reflects  a  net  loss  of  $196.7  million,  non-cash  impairments  of $129.1 million, non-cash depreciation and amortization of $116.7 million, a net gain on asset dispositions of $7.6 million, and stock-based compensation expense of $5.1 million. Changes in operating assets and liabilities used $26.5 million in cash while amounts due to/from affiliates provided $11.9 million in cash. We paid $33.3 million for regulatory drydocks in 2020. Investing Activities Net cash provided by investing activities is as follows: (In Thousands) Proceeds from sales of assets Additions to properties and equipment Net cash provided by investing activities Year Ended    Year Ended    December 31, 2021    December 31, 2020  38,296    $ (14,900) 23,396  34,010    $ (8,951)     25,059    $   $ Net cash provided by investing activities for the year ended December 31, 2021, was $25.1 million, reflecting proceeds from the sale of assets of $34.0 million related  to  the  disposal  of  19  vessels.  Additions  to  property  and  equipment  were  comprised  of  $9.0  million,  primarily  for  the  down  payment  on  two  tugboats, upgrades to our existing fleet and continued enhancements to our current enterprise software system. Net cash provided by investing activities for the year ended December 31, 2020, was $23.4 million, reflecting proceeds from the sale of assets of $38.3 million related to the disposal of 56 vessels, 25 of which were recycled. Additions to property and equipment were comprised of $14.9 million, primarily for the purchase of eleven crew vessels, upgrades to our existing fleet and continued enhancements to our current enterprise software system. Financing Activities Net cash used in financing activities is as follows: (In Thousands) Issuance of long-term debt Principal payments on long-term debt Premiums paid for redemption of secured notes Debt issuance and modification costs Taxes paid on share-based awards Other Net cash used in financing activities Year Ended    Year Ended    December 31, 2021    December 31, 2020  —    $ (98,080) —  —  (828) (857) (99,765) 172,375    $ (198,918)     (7,781)     (5,737)     (953)     —      (41,014)   $   $ Financing activities for the year ended December 31, 2021, used $41.0 million of cash, as a result of the repayment of $198.9 million and make-whole premiums of $7.8 million reflecting the retirement of our senior secured notes and the Troms offshore debt. Financing activities also included $5.7 million of debt issuance and modification costs related to our new 2026 notes and costs to modify our Troms offshore debt. Financing activities for the year ended December 31, 2020, used $99.8 million of cash, as a result of the repayment of $76.2 million of our senior secured notes in open  market  purchases  and  a  voluntary  tender  offer.  Financing  activities  also  included  $21.9  million  of  scheduled  semiannual  payments  and  additional prepayments on the Troms offshore debt. 49                                                           Table of Contents Legal Proceedings Various  legal  proceedings  and  claims  are  outstanding  which  arose  in  the  ordinary  course  of  business.  In  the  opinion  of  management,  the  amount  of  ultimate liability, if any, with respect to these actions, will not have a material adverse effect on our financial position, results of operations, or cash flows. Information related to various commitments and contingencies, including legal proceedings, is disclosed in Note (11) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. Application of Critical Accounting Policies and Estimates The preparation of our consolidated financial statements in accordance with accounting principles generally accepted in the United States of America requires us to make  estimates  and  assumptions  that  affect  the  reported  amounts  of  assets,  liabilities,  revenues  and  expenses  and  related  disclosures  and  disclosures  of  any contingent assets and liabilities at the date of the financial statements. We evaluate the reasonableness of these estimates and assumptions continually based on a combination of historical experience and other assumptions and information that comes to our attention that may vary the outlook for the future. Estimates and assumptions about future events and their effects are subject to uncertainty, and accordingly, these estimates may change as new events occur, as more experience is  acquired,  as  additional  information  is  obtained  and  as  the  business  environment  in  which  we  operate  changes.  As  a  result,  actual  results  may  differ  from estimates under different assumptions. The "Nature of Operations and Summary of Significant Accounting Policies", as described in Note (1) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K, should be read in conjunction with this "Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations". We have defined a critical accounting estimate as one that is important to the portrayal of our financial condition or results of operations and requires us to make difficult, subjective or complex judgments or estimates about matters that are uncertain. We believe the following critical accounting policies that affect our more significant judgments and estimates used in the preparation of our consolidated financial statements are described below. There are other items within our consolidated financial statements that require estimation and judgment, but they are not deemed critical as defined above. Receivables and Allowance for Credit Losses In the normal course of business, we extend credit to our customers on a short-term basis. Our principal customers are major oil and natural gas exploration, field development  and  production  companies.  We  routinely  review  and  evaluate  our  accounts  receivable  balances  for  collectability.  The  determination  of  the collectability of amounts due from our customers requires us to use estimates and make judgments regarding future events and trends, including monitoring our customers’  payment history and current  credit  worthiness to determine  that collectability  is reasonably  assured, as well as consideration of the overall  business climate  in which our customers  operate.  Expected credit  losses are recorded  on the initial  recognition  of our primary  financial  assets, which are  trade accounts receivable  and  contract  assets.  We  also  have  net  receivable  balances  related  to  joint  ventures  in  which  we  own  less  than  50%.  We  review  and  evaluate  these receivables for collectability in a similar manner as we evaluate trade receivables. We believe that our allowance for credit losses is adequate to cover potential bad debt losses under current conditions; however, uncertainties regarding changes in the financial condition of our customers, either adverse or positive, could impact the amount and timing of any additional provisions for credit losses that may be required. Impairment of Long-Lived Assets We review the vessels in our active fleet for impairment whenever events occur or changes in circumstances indicate that the carrying amount of an asset group may not be recoverable. In such evaluation, the estimated future undiscounted cash flows generated by an asset group are compared with the carrying amount of the  asset  group  to  determine  if  a  write-down  may  be  required.  With  respect  to  vessels  that  are  expected  to  remain  in  active  service,  we  group  together  for impairment  testing  purposes  vessels  with  similar  operating  and  marketing  characteristics.  Stacked  vessels  expected  to  return  to  active  service  are  evaluated  for impairment as part of their assigned active asset group and not individually. 50                   Table of Contents We estimate cash flows based upon historical data adjusted for our best estimate of expected future market performance, which, in turn, is based on industry trends. The primary estimates and assumptions used in reviewing active vessel groups for impairment and estimating undiscounted cash flows include utilization rates, average day rates and average daily operating expenses. These estimates are made based on recent actual trends in utilization, day rates and operating costs and reflect  management’s  best  estimate  of  expected  market  conditions  during  the  period  of  future  cash  flows.  These  assumptions  and  estimates  have  changed considerably  as  market  conditions  have  changed,  and  they  are  reasonably  likely  to  continue  to  change  as  market  conditions  change  in  the  future.  Although  we believe  our  assumptions  and  estimates  are  reasonable,  deviations  from  the  assumptions  and  estimates  could  produce  materially  different  results.  Management estimates may vary considerably from actual outcomes due to future adverse market conditions or poor operating results that could result in the inability to recover the current  carrying  value  of  an asset  group,  thereby  possibly requiring  an impairment  charge  in the future.  As our fleet  continues  to age,  management  closely monitors the estimates and assumptions used in the impairment analysis in order to properly identify evolving trends and changes in market conditions that could impact the results of the impairment evaluation. If an asset group fails the undiscounted cash flow test, we estimate the fair value of each asset group and compare such estimated fair value to the carrying value of each asset group in order to determine if impairment exists. Management estimates the fair value of each vessel in an asset group considered Level 3, as defined by ASC 820, Fair Value Measurements and Disclosures, by considering items such as the vessel’s age, length of time stacked, likelihood of a return to active service and actual recent sales of similar vessels, among others. Third party  appraisals,  broker  values  or internal  valuations  based on recent  sale  activity  are  utilized  for  vessels  expected  to be sold as an operating  vessel.  We leverage information for vessels in a similar class, similar age, or similar specification to be used as a basis of fair value for vessels expected to be sold. Internal valuations are also prepared for vessels expected to be sold for recycling utilizing an estimated recycle value per lightweight ton based on the vessel location, the weight of the vessel and recent recycle activity. We record an impairment charge when the carrying value of an asset group exceeds its estimated fair value. In previous  years,  we  sought  opportunities  to  dispose  of  our  older  vessels  when  market  conditions  warranted  and  opportunities  would  arise.  As  a  result,  vessel dispositions would vary from year to year, and gains (losses) on sales of assets would also fluctuate significantly from period to period. Most of our vessels were sold to buyers with whom we do not compete in the offshore energy industry. We continue to employ that strategy, but to a lesser extent. When circumstances warrant  we  review  our  fleet  and  make  decisions  to  remove  assets  that  are  not  considered  to  be  part  of  our  long-term  plans.  In  these  circumstances,  we  will reclassify the identified vessels as held for sale and, if necessary, we will revalue these vessels to net realizable value. We consider the valuation approach for our assets held for sale to be a Level 3 fair value measurement due to the level of estimation involved in valuing assets to be recycled or sold. We estimate the net realizable  value  using  various  methodologies  including  third  party  appraisals,  sales  comparisons,  sales  agreements  and  scrap  yard  tonnage  prices.  Estimates generally  fall  in  ranges  rather  than  exact  numbers  due  to  the  nature  of  sales  of  offshore  vessels  and  industry  conditions.  Our  value  ranges  depend  on  our expectation of the ultimate disposition of the vessel. We will in all circumstances attempt to achieve maximum value for our vessels, but also recognize that certain vessels are more likely to be recycled, especially given the time and effort required to achieve a sale and the costs incurred to maintain a vessel while a searching for a buyer.  We establish ranges that in many cases have scrap value as the low end of the range and an expected open market sale value at the top of the range. When there is no expectation within the range that is considered more likely than any other, we apply equal probability weighting to the low and high ends of the valuation range. Income Taxes The asset-liability method is used for determining our income tax provisions, under which current and deferred tax liabilities and assets are recorded in accordance with enacted tax laws and rates. Under this method, the amounts of deferred tax liabilities and assets at the end of each period are determined using the tax rate expected  to  be  in  effect  when  taxes  are  actually  paid  or  recovered.  In  addition,  we  determine  our  effective  tax  rate  by  estimating  our  permanent  differences resulting from differing treatment of items for tax and accounting purposes. 51             Table of Contents As a global company, we are subject to the jurisdiction of taxing authorities in the United States and by the respective tax agencies in the countries in which we operate  internationally,  as  well  as  to  tax  agreements  and  treaties  among  these  governments.  Our  operations  in  these  different  jurisdictions  are  taxed  on various bases: actual income before taxes, deemed profits (which are generally determined using a percentage of revenue rather than profits) and withholding taxes based on revenue. Determination of taxable income in any tax jurisdiction requires the interpretation of the related tax laws and regulations and the use of estimates and assumptions regarding significant future events such as the amount, timing and character of deductions, permissible revenue recognition methods under the tax law and the sources and character of income and tax credits. Changes in tax laws, regulations, agreements and treaties, foreign currency exchange restrictions or our level of operations or profitability in each taxing jurisdiction could have an impact on the amount of income taxes that we provide during any given year. We are periodically audited by various taxing authorities in the United States and by the respective tax agencies in the countries in which we operate internationally. The tax audits generally include questions regarding the calculation of taxable income. Audit adjustments affecting permanent differences could have an impact on our effective tax rate. The carrying value of our net deferred tax assets is based on our present belief that we will be unable to generate sufficient future taxable income in certain tax jurisdictions to utilize such deferred tax assets, based on estimates and assumptions. If these estimates and related assumptions change in the future, we may be required  to  adjust  valuation  allowances  against  our  deferred  tax  assets  resulting  in  additional  income  tax  expense  or  benefit  in  our  consolidated  statement  of operations. Management evaluates the realizability of the deferred tax assets and assesses the need for changes to valuation allowances on a quarterly basis. While we have considered future taxable income and ongoing prudent and feasible tax planning strategies in assessing the present need for a valuation allowance, in the event  we  were  to  determine  that  we  would  be  able  to  realize  our  deferred  tax  assets  in  the  future  in  excess  of  our  net  recorded  amount,  an  adjustment  to  the valuation allowance would increase income in the period such determination was made. Should we determine that we would not be able to realize all or part of our net deferred tax asset in the future, an adjustment to the deferred tax asset would be charged to income in the period such determination was made. Deferred  taxes  are  not  provided  on  undistributed  earnings  of  certain  non-U.S.  subsidiaries  and  business  ventures  because  we  consider  those  earnings  to  be permanently invested abroad. We record uncertain tax positions on the basis of a two-step process in which (1) we determine whether it is more likely than not that the tax positions would be sustained on the basis of the technical merits of the position and (2) for those tax positions that meet the more-likely-than-not recognition threshold, we recognize the largest amount of tax benefit that was more than 50 percent likely to be realized upon ultimate settlement with the related tax authority. The recognition and measurement of tax liabilities for uncertain tax positions in any tax jurisdiction requires the interpretation of the related tax laws and regulations as well as the use of estimates and assumptions regarding significant future events. Changes in tax laws, regulations, agreements and treaties, foreign currency exchange restrictions or our level of operations or profitability in each taxing jurisdiction could have an impact on the amount of income taxes during any given year. New Accounting Pronouncements For information regarding the effect of new accounting pronouncements, refer to Note (1) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. 52                 Table of Contents ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK Market  risk  refers  to  the  potential  losses  arising  from  changes  in  interest  rates,  foreign  currency  fluctuations  and  exchange  rates,  equity  prices  and  commodity prices  including  the  correlation  among  these  factors  and  their  volatility.  We  are  primarily  exposed  to  interest  rate  risk  and  foreign  currency  fluctuations  and exchange  risk.  We  enter  into  derivative  instruments  only  to  the  extent  considered  necessary  to  meet  our  risk  management  objectives  and  do  not  use  derivative contracts for speculative purposes. Interest Rate Risk and Indebtedness Changes in interest rates may result in changes in the fair market value of our financial instruments, interest income and interest expense. Our financial instruments that are exposed to interest rate risk are our cash equivalents. Due to the short duration and conservative nature of the cash equivalent investment portfolio, we do not expect any material loss with respect to our investments. The book value for cash equivalents is considered to be representative of its fair value. Senior Secured Bonds Please refer to Note (3) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K for a discussion on our outstanding debt. Because the terms on the Senior Secured Bonds due November 2026 bear interest at fixed rates, interest expense would not be impacted by changes in market interest rates. The following table discloses how the estimated fair value of our respective Senior Secured Bonds, as of December 31, 2021, would change with a 100 basis-point increase or decrease in market interest rates. (In Thousands) Total Foreign Exchange Risk Outstanding    Value    175,000    $   $ Estimated    Fair Value    100 Basis    Point Increase    177,623    $ 170,882    $ 100 Basis  Point Decrease  184,698  Our financial instruments that can be affected by foreign currency exchange rate fluctuations consist primarily of cash and cash equivalents, trade receivables, trade payables and debt denominated in currencies other than the U.S. dollar. We may enter into spot and forward derivative financial instruments as a hedge against foreign currency denominated assets and liabilities, currency commitments, or to lock in desired interest rates. Spot derivative financial instruments are short-term in nature and settle within two business days. The fair value of spot derivatives approximates the carrying value due to the short-term nature of this instrument, and as a  result,  no gains  or losses  are  recognized.  We had  no derivative  instruments  as of December  31, 2021 and  2020, respectively.  Forward  derivative  financial instruments are generally longer-term in nature but generally do not exceed one year. The accounting for gains or losses on forward contracts is dependent on the nature of the risk being hedged and the effectiveness of the hedge. Other Due to our international operations, we are exposed to foreign currency exchange rate fluctuations and exchange rate risks on all charter hire contracts denominated in foreign currencies. For some of our international contracts, a portion of the revenue and local expenses are incurred in local currencies with the result that we are at risk of changes in the exchange rates between the U.S. dollar and foreign currencies. We generally do not hedge against any foreign currency rate fluctuations associated  with  foreign  currency  contracts  that  arise  in  the  normal  course  of  business,  which  exposes  us  to  the  risk  of  exchange  rate  losses.  To  minimize  the financial impact of these items we attempt to contract a significant majority of our services in U.S. dollars. In addition, we attempt to minimize the financial impact of these risks by matching the currency of our operating costs with the currency of the revenue streams when considered appropriate. We continually monitor the currency exchange risks associated with all contracts not denominated in U.S. dollars. Discussions related to our joint venture operations are disclosed in Note (4) of Notes to Consolidated Financial Statements included in Item 8 of this Annual Report on Form 10-K. 53                                 Table of Contents ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA TIDEWATER INC. Report on Form 10-K Items 8, 15(a), and 15(c) Index to Financial Statements Financial Statements Report of Independent Registered Public Accounting Firm For The Year Ended December 31, 2021 (PCAOB ID 238) Report of Independent Registered Public Accounting Firm For The Years Ended December 31, 2020 and 2019 (PCAOB ID 34) Consolidated Balance Sheets, December 31, 2021 and December 31, 2020 Consolidated Statements of Operations, years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Comprehensive Loss, years ended December 31, 2021, 2020, and 2019 Consolidated Statements of Equity, years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 Consolidated Statements of Cash Flows, years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 Notes to Consolidated Financial Statements   Page 55 57 58 59 60 61 62 63 All other schedules are omitted as the required information is inapplicable or the information is presented in the financial statements or the related notes. 54                                     Table of Contents REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM To the Board of Directors and Stockholders of Tidewater Inc. Opinion on the Financial Statements and Internal Control over Financial Reporting We have audited the accompanying consolidated balance sheet of Tidewater Inc. and its subsidiaries (the “Company”) as of December 31, 2021, and the related consolidated statements of operations, of comprehensive loss, of equity and of cash flows for the year then ended, including the related notes (collectively referred to as the “consolidated financial statements”). We also have audited the Company's internal control over financial reporting as of December 31, 2021, based on criteria  established  in  Internal Control - Integrated Framework (2013) issued  by  the  Committee  of  Sponsoring  Organizations  of  the  Treadway  Commission (COSO). In our opinion, the consolidated financial statements referred to above present fairly, in all material respects, the financial position of the Company as of December 31, 2021, and the results of its operations and its cash flows for the year then ended in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America. Also in our opinion, the Company maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of December 31, 2021, based on criteria established in Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the COSO. Basis for Opinions The Company's management is responsible for these consolidated financial statements, for maintaining effective internal control over financial reporting, and for its  assessment  of  the  effectiveness  of  internal  control  over  financial  reporting,  included  in  Management’s  Report  on  Internal  Control  over  Financial  Reporting appearing under Item 9A. Our responsibility is to express opinions on the Company’s consolidated financial statements and on the Company's internal control over financial  reporting  based  on  our  audits.  We  are  a  public  accounting  firm  registered  with  the  Public  Company  Accounting  Oversight  Board  (United  States) (PCAOB)  and  are  required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  in  accordance  with  the  U.S.  federal  securities  laws  and  the  applicable  rules  and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audits  to  obtain  reasonable assurance  about  whether  the  consolidated  financial  statements  are  free  of  material  misstatement,  whether  due  to  error  or  fraud,  and  whether  effective  internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our  audits  of  the  consolidated  financial  statements  included  performing  procedures  to  assess  the  risks  of  material  misstatement  of  the  consolidated  financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the consolidated financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the consolidated financial statements. Our audit of internal control over financial reporting  included  obtaining  an  understanding  of  internal  control  over  financial  reporting,  assessing  the  risk  that  a  material  weakness  exists,  and  testing  and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk. Our audits also included performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinions. Definition and Limitations of Internal Control over Financial Reporting A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financial reporting includes those policies and procedures that (i) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and  dispositions  of  the  assets  of  the  company;  (ii)  provide  reasonable  assurance  that  transactions  are  recorded  as  necessary  to  permit  preparation  of  financial statements in accordance with generally accepted accounting principles, and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations  of  management  and  directors  of  the  company;  and  (iii)  provide  reasonable  assurance  regarding  prevention  or  timely  detection  of  unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements. 55                         Table of Contents Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. Critical Audit Matters The critical audit matter communicated below is a matter arising from the current period audit of the consolidated financial statements that was communicated or required to be communicated to the audit committee and that (i) relates to accounts or disclosures that are material to the consolidated financial statements and (ii) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the consolidated financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matter below, providing a separate opinion on the critical audit matter or on the accounts or disclosures to which it relates. Uncertain Tax Positions As described in Notes 1 and 5 to the consolidated financial statements, the total amount of gross unrecognized tax benefits was approximately $333.7 million as of December 31, 2021. Management records uncertain tax positions on the basis of a two-step process in which (i) management determines whether it is more likely than not that the tax positions would be sustained on the basis of the technical merits of the position and (ii) for those tax positions that meet the more-likely-than- not recognition threshold, management recognizes the largest amount of tax benefit that is more than 50 percent likely to be realized upon ultimate settlement with the  related  tax  authority.  The  recognition  and  measurement  of  tax  liabilities  for  uncertain  tax  positions  in  any  tax  jurisdiction  requires  the  interpretation  of  the related tax laws and regulations as well as the use of estimates and assumptions regarding significant future events. Changes in tax laws, regulations, agreements and treaties, foreign currency exchange restrictions  or the level of operations or profitability  in each taxing jurisdiction could have an impact on the amount of income taxes during any given year. The  principal  considerations  for  our  determination  that  performing  procedures  relating  to  uncertain  tax  positions  is  a  critical  audit  matter  are  the  (i)  significant judgment by management in determining those items that require recognition as it is more likely than not that the tax positions would be sustained on the basis of the technical merits of the position based on the interpretation of related tax laws and regulations, which in turn led to significant auditor judgment, subjectivity, and effort in performing procedures and evaluating management’s determination of uncertain tax positions based on management’s interpretation of tax laws and regulations, and (ii) the audit effort involved the use of professionals with specialized skill and knowledge. Addressing the matter involved performing procedures and evaluating audit evidence in connection with forming our overall opinion on the consolidated financial statements. These procedures included testing the operating effectiveness of controls relating to determining the uncertain tax positions that require recognition. These procedures also included, among others, (i) testing management’s process for recognizing uncertain tax positions, including evaluation of the completeness, and (ii) for certain uncertain tax positions, testing management’s assessment of the technical merits of the uncertain tax positions based on their interpretation of related  tax  laws  and  regulations.  Professionals  with  specialized  skill  and  knowledge  were  used  to  assist  in  testing  (i)  management’s  process  for  recognizing uncertain tax positions and (ii) management’s assessment of the technical merits of the uncertain tax positions. /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas March 9, 2022 We have served as the Company's auditor since 2021. 56                       Table of Contents REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM To the shareholders and the Board of Directors of Tidewater Inc. and subsidiaries  Opinion on the Financial Statements We  have  audited  the  accompanying  consolidated  balance  sheet  of  Tidewater  Inc.  and  subsidiaries  (the  "Company")  as  of  December  31,  2020,  the  related consolidated  statements  of  operations,  comprehensive  loss,  equity,  and  cash  flows,  for  each  of  the  two  years  in  the  period  ended  December  31,  2020,  and  the related notes (collectively  referred to as the "financial statements").  In our opinion, the financial statements  present fairly,  in all material  respects,  the financial position of the Company as of December 31, 2020, and the results of its operations and its cash flows for each of the two years in the period ended December 31, 2020, in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America. Basis for Opinion These financial statements are the responsibility of the Company's management. Our responsibility is to express an opinion on the Company's financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ Deloitte & Touche Houston, Texas March 4, 2021 We began serving as the Company's auditor in 2004. In 2021 we became the predecessor auditor. 57                       Table of Contents TIDEWATER INC. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS (In Thousands, except share and par value data) ASSETS Current assets: Cash and cash equivalents Restricted cash Trade and other receivables, less allowance for credit losses of $1,948 and $1,516 as of December 31, 2021 and 2020, respectively Due from affiliates, less allowance for credit losses of $72,456 and $71,800 as of December 31, 2021 and 2020, respectively Marine operating supplies Assets held for sale Prepaid expenses and other current assets Total current assets Net properties and equipment Deferred drydocking and survey costs Other assets Total assets LIABILITIES AND STOCKHOLDERS' EQUITY Current liabilities: Accounts payable Accrued expenses Due to affiliates Current portion of long-term debt Other current liabilities Total current liabilities Long-term debt Other liabilities Commitments and contingencies Equity: Common stock of $0.001 par value, 125,000,000 shares authorized. 41,307,617 and 40,704,984 shares issued and outstanding at December 31, 2021 and 2020, respectively Additional paid-in capital Accumulated deficit Accumulated other comprehensive income (loss) Total stockholders’ equity Noncontrolling interests Total equity Total liabilities and equity See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. 58 December 31,    2021    December 31,  2020    $ 149,037    $ 1,240      149,933  2,079  86,503      112,623  70,134      12,606      14,421      8,731      342,672      688,040      40,734      24,334      1,095,780      20,788    $ 51,734      61,555      —      23,865      157,942      167,885      68,184      41      1,376,494      (677,900)     2,668      701,303      466      701,769      1,095,780    $ 62,050  15,876  34,396  11,692  388,649  780,318  56,468  25,742  1,251,177  16,981  52,422  53,194  27,797  32,785  183,179  164,934  79,792  41  1,371,809  (548,931) (804) 822,115  1,157  823,272  1,251,177    $   $                                                                                                                                                                                                                                                             Table of Contents TIDEWATER INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS (In Thousands, except share and per share data) Revenues: Vessel revenues Other operating revenues Total revenue Costs and expenses: Vessel operating costs Costs of other operating revenues General and administrative Depreciation and amortization (Gain) loss on asset dispositions, net Affiliate credit loss impairment expense Affiliate guarantee obligation Long-lived asset impairments and other Total costs and expenses Operating loss Other income (expense): Foreign exchange loss Equity in net earnings (losses) of unconsolidated companies Dividend income from unconsolidated company Interest income and other, net Loss on early extinguishment of debt Interest and other debt costs, net Total other expense Loss before income taxes Income tax (benefit) expense Net loss Less: Net income (losses) attributable to noncontrolling interests Net loss attributable to Tidewater Inc. Basic loss per common share Diluted loss per common share Weighted average common shares outstanding Dilutive effect of stock options and restricted stock Adjusted weighted average common shares See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements.   $   $   $   $ Year Ended December 31, 2020    2021    361,569    $ 9,464      371,033      261,814      2,231      68,516      114,544      2,901      400      —      15,643      466,049      (95,016)     (369)     (3,322)     —      1,605      (11,100)     (15,583)     (28,769)     (123,785)     5,875      (129,660)     (691)     (128,969)   $ (3.14)   $ (3.14)   $ 41,008,907      —      41,008,907      386,174    $ 10,864      397,038      268,780      3,405      73,447      116,709      (7,591)     52,981      2,000      74,109      583,840      (186,802)     (5,245)     164      17,150      1,228      —      (24,156)     (10,859)     (197,661)     (965)     (196,696)     (454)     (196,242)   $ (4.86)   $ (4.86)   $ 40,354,638      —      40,354,638      2019  477,015  9,534  486,549  329,196  2,800  103,716  101,931  (2,263) —  —  37,773  573,153  (86,604) (1,269) (3,152) —  6,598  —  (29,068) (26,891) (113,495) 27,724  (141,219) 524  (141,743) (3.71) (3.71) 38,204,934  —  38,204,934  59                                                                                                                                                                                                     Table of Contents TIDEWATER INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF COMPREHENSIVE LOSS (In Thousands) Net loss Other comprehensive income (loss): Year Ended December 31, 2020    (196,696)   $ 2021    (129,660)   $   $ Change in supplemental executive retirement plan pension liability, net of tax of $0, $0, and $0, respectively Change in pension plan minimum liability, net of tax of $0, $0, and $0, respectively       $ Total comprehensive loss (763)     4,235      (126,188)   $ (2,309)     1,741      (197,264)   $ See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. 60 2019  (141,219) (2,121) (309) (143,649)                                             Table of Contents TIDEWATER INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF EQUITY (In Thousands) Balance at December 31, 2018 Total comprehensive loss Issuance of common stock Amortization of share based awards Balance at December 31, 2019 Total comprehensive loss Adoption of credit loss accounting standard Issuance of common stock Amortization of share based awards Balance at December 31, 2020 Total comprehensive loss Amortization of share based awards Balance at December 31, 2021 Common    stock    37      —      3      —      40      —      —      1      —      41      —      —      41        $   $ See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. Additional          Accumulated      other      income (loss)    paid-in    Accumulated    comprehensive    Noncontrolling    interest    capital    1,352,388      —      (3)     15,136      1,367,521      —      —      (1)     4,289      1,371,809      —      4,685      1,376,494      deficit    (210,783)     (141,743)     —      —      (352,526)     (196,242)     (163)     —      —      (548,931)     (128,969)     —      (677,900)     2,194      (2,430)     —      —      (236)     (568)     —      —      —      (804)     3,472      —      2,668      1,087    $ 524      —      —      1,611      (454)     —      —      —      1,157      (691)     —      466    $ Total  1,144,923  (143,649) —  15,136  1,016,410  (197,264) (163) —  4,289  823,272  (126,188) 4,685  701,769  61                                                                                                                                   Table of Contents TIDEWATER INC. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS (In Thousands) Operating activities: Net loss Adjustments to reconcile net loss to net cash provided by (used in) operating activities: Depreciation and amortization Amortization of deferred drydocking and survey costs Amortization of debt premiums and discounts Provision (benefit) for deferred income taxes (Gain) loss on asset dispositions, net Affiliate credit loss impairment expense Affiliate guarantee obligation Long-lived asset impairments and other Loss on debt extinguishment Changes in investments in unconsolidated companies Stock-based compensation expense Changes in operating assets and liabilities, net: Trade and other receivables Changes in due to/from affiliate, net Marine operating supplies Other current assets Accounts payable Accrued expenses Other current liabilities Other liabilities and deferred credits Deferred drydocking and survey costs Other, net Net cash provided by (used in) operating activities Cash flows from investing activities: Proceeds from sales of assets Additions to properties and equipment Net cash provided by investing activities Cash flows from financing activities: Issuance of long-term debt Principal payments on long-term debt Debt extinguishment premium Debt issuance and modification costs Tax on share-based award Other Net cash used in financing activities Net change in cash, cash equivalents and restricted cash Cash, cash equivalents and restricted cash at beginning of period Cash, cash equivalents and restricted cash at end of period Supplemental disclosure of cash flow information: Cash paid during the year for: Interest, net of amounts capitalized Income taxes Year Ended December 31, 2020    2021    2019    $ (129,660)   $ (196,696)   $ (141,219) 73,223      41,321      3,171      (1,287)     2,901      400      —      15,643      11,100      —      5,638      26,120      (123)     1,365      2,961      3,807      (688)     (8,920)     (6,849)     (27,282)     2,165      15,006      34,010      (8,951)     25,059      172,375      (198,918)     (7,781)     (5,737)     (953)     —      (41,014)     (949)     155,225      154,276    $ 73,030      43,679      3,961      1,224      (7,591)     52,981      2,000      74,109      —      —      5,117      (2,606)     11,949      2,588      4,264      (10,520)     (17,551)     8,685      (20,002)     (33,271)     8,636      3,986      38,296      (14,900)     23,396      —      (98,080)     —      —      (828)     (857)     (99,765)     (72,383)     227,608      155,225    $ 77,045  24,886  (4,877) 672  (2,263) —  —  37,773  —  1,039  19,603  1,086  22,193  2,425  (4,120) (4,438) 8,189  3,008  1,270  (70,437) (3,258) (31,423) 28,847  (17,998) 10,849  —  (133,693) (11,402) —  (4,467) —  (149,562) (170,136) 397,744  227,608  13,747    $ 19,013    $ 21,235    $ 13,018    $ 32,687  14,378    $   $   $ Cash, cash equivalents and restricted cash at December 31, 2021 and 2020 includes $4.0 million and $3.2 million, respectively, in long-term restricted cash. See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. 62                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 Table of Contents (1) NATURE OF OPERATIONS AND SUMMARY OF SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES Nature of Operations We  provide  offshore  support  vessels  and marine  support  services  to the  global  offshore  energy  industry  through  the  operation  of  a  diversified  fleet  of  offshore marine service vessels. Our revenues, net earnings and cash flows from operations are dependent upon the activity level of the vessel fleet (utilization)  and the price we charge for these services (day-rate). The level of our business activity is driven by the amount of installed offshore oil and gas production facilities, the level of offshore drilling and exploration activity, and the general level of offshore construction projects such as pipeline and windfarm construction and support. Our customers’ offshore activity, in turn, is dependent on crude oil and natural gas prices, which fluctuate depending on the respective levels of supply and demand for crude oil and natural gas and the outlook for such levels. Unless otherwise required by the context, the terms “we”, “us”, “our” and “company” as used herein refer to Tidewater Inc. and its consolidated subsidiaries and predecessors. Basis of Presentation The  consolidated  financial  statements  included  herein,  presented  in  accordance  with  United  States  generally  accepted  accounting  principles  and  stated  in  U.S. dollars, have been prepared by the Company, pursuant to the rules and regulations of the Securities and Exchange Commission. Principles of Consolidation The  consolidated  financial  statements  include  the  accounts  of  Tidewater  Inc.  and  its  subsidiaries.  Intercompany  balances  and  transactions  are  eliminated  in consolidation. Reporting Segments Reporting  business  segments  are  defined  as  a  component  of  an  enterprise  for  which  separate  financial  information  is  available  and  is  evaluated  by  the  chief operating  decision  maker  in  deciding  how  to  allocate  resources  and  in  assessing  performance.  Our  segments  are  based  on  geographic  markets:  the  Americas segment, which includes the U.S. Gulf of Mexico (GOM), Trinidad, Mexico and Brazil; the Middle East/Asia Pacific segment, which includes Saudi Arabia, East Africa, Southeast Asia and Australia; the Europe/Mediterranean segment, which includes the United Kingdom, Norway and Egypt; and the West Africa segment, which includes Angola, Nigeria, and other coastal regions of West Africa. Use of Estimates in Preparation of Financial Statements The preparation of financial statements in conformity with accounting principles generally accepted in the United States of America requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets and liabilities and disclosure of contingent assets and liabilities at the date of the consolidated financial statements and the recorded amounts of revenues and expenses during the reporting period. The accompanying consolidated financial statements include estimates  for  allowance  for  credit  losses,  useful  lives  of  property  and  equipment,  estimated  net  realizable  value  of  assets  held  for  sale  and  marine  operating supplies, income tax provisions, impairments, commitments and contingencies and certain accrued liabilities. We evaluate our estimates and assumptions on an ongoing basis based on a combination of historical information and various other assumptions that are considered reasonable under the circumstances, the results of which form the basis for making judgments about carrying values of assets and liabilities that are not readily apparent from other sources. These accounting policies involve judgment and uncertainties to such an extent that there is reasonable likelihood that materially different amounts could have been reported under different conditions or if different assumptions had been used and, as such, actual results may differ from these estimates. Cash Equivalents We consider all highly liquid investments with maturities of three months or less when purchased to be cash equivalents. Restricted Cash We consider cash as restricted when there are contractual agreements that govern the use or withdrawal of the funds. 63                                     Table of Contents Marine Operating Supplies Marine operating supplies, which consist primarily of operating parts and supplies for our vessels as well as fuel, are stated at the lower of weighted-average cost or net realizable value. Properties and Equipment Capitalization, Depreciation and Amortization Upon emergence from Chapter 11 bankruptcy on  July 31, 2017, properties and equipment were stated at their fair market values in accordance with fresh-start accounting.  Properties  and equipment  acquired  after  fresh-start  are stated at their  acquisition  cost. Depreciation  is computed primarily  on the straight-line  basis beginning on acquisition date or on the date construction is completed, with salvage values of 7.5% for marine equipment, using estimated useful lives of 10 - 20 years for marine equipment and 3 - 10 years for other properties and equipment. Depreciation is provided for all vessels unless a vessel meets the criteria to be classified as held for sale. Estimated remaining useful lives are reviewed when there has been a change in circumstances that indicates the original estimated useful life may no longer be appropriate. Upon retirement or disposal of a fixed asset, the costs and related accumulated depreciation are removed from the respective accounts and any gains or losses are included in our consolidated statements of operations.  Maintenance and Repairs Most  of  our  vessels  require  certification  inspections  twice  in  every  five-year  period.  These  costs  include  drydocking  and  survey  costs  necessary  to  ensure compliance with applicable regulations and maintain certifications for vessels with classification societies. These certification costs are typically incurred while the vessel is in drydock and may be incurred concurrent  with other vessel maintenance  and improvement  activities.  Costs related to the certification  of vessels are deferred and amortized over 30 months on a straight-line basis. Maintenance costs incurred at the time of the recertification drydocking that are not related to the certification of the vessel are expensed as incurred. Costs  related  to  vessel  improvements  that  either  extend  the  vessel’s  useful  life  or  increase  the  vessel’s  functionality  are  capitalized  and  depreciated.  Vessel modifications that are performed for a specific customer contract are capitalized and amortized over the firm contract term. Major modifications to equipment that are being performed not only for a specific customer contract are capitalized and amortized over the remaining life of the equipment. Net Properties and Equipment The following are summaries of net properties and equipment: (In Thousands) Properties and equipment: Vessels and related equipment Other properties and equipment Less accumulated depreciation and amortization Net properties and equipment December 31,    2021    December 31,  2020    $   $ 898,649    $ 19,625      918,274      230,234      688,040    $ 940,175  16,861  957,036  176,718  780,318  As of  December  31,  2021 ,  we  owned  153  offshore  support  vessels,  including  18  that  were  reclassified  as  assets  held  for  sale  in  current  assets.  Excluding  the 18  vessels  held  for  sale,  we  owned  135  vessels,  126  of  which  were  actively  employed  and  9  of  which  were  stacked.  As  of  December  31,  2020,  we  owned 172 vessels, including 23 that were classified as held for sale and 35 that were stacked. We consider a vessel to be stacked if the vessel crew is disembarked and limited maintenance is being performed. We reduce operating costs by stacking vessels when we do not foresee opportunities to profitably or strategically operate the vessels in the near future. Vessels are stacked when market conditions warrant and they are removed from stack when they are returned to active service, sold or otherwise disposed. We consider our current stacked vessels to be available for return to service. Stacked vessels are considered to be in service and are included in our utilization statistics. Refer to Note (7) for additional discussion of our assets held for sale including any reclassifications to or from the active fleet and any impairments associated with classification as assets held for sale. 64                                                                 Table of Contents In the fourth quarter of 2021, we contracted to build two new ocean going tugs for the Africa market. These vessels are expected to be complete in 2023 and cost approximately $6.3 million each. We made a $2.3 million down payment to start construction on these two tugboats. Impairment of Long-Lived Assets We review the vessels in our active fleet for impairment whenever events occur or changes in circumstances indicate that the carrying amount of an asset group may not be recoverable. In such evaluation, the estimated future undiscounted cash flows generated by an asset group are compared with the carrying amount of the  asset  group  to  determine  if  a  write-down  may  be  required.  With  respect  to  vessels  that  are  expected  to  remain  in  active  service,  we  group  together  for impairment  testing  purposes  vessels  with  similar  operating  and  marketing  characteristics.  Stacked  vessels  expected  to  return  to  active  service  are  evaluated  for impairment as part of their assigned active asset group. We estimate cash flows based upon historical data adjusted for our best estimate of expected future market performance, which, in turn, is based on industry trends. The primary estimates and assumptions used in reviewing active vessel groups for impairment and estimating undiscounted cash flows include utilization rates, average day rates and average daily operating expenses. These estimates are made based on recent actual trends in utilization, day rates and operating costs and reflect  management’s  best  estimate  of  expected  market  conditions  during  the  period  of  future  cash  flows.  These  assumptions  and  estimates  have  changed considerably  as  market  conditions  have  changed,  and  they  are  reasonably  likely  to  continue  to  change  as  market  conditions  change  in  the  future.  Although  we believe  our  assumptions  and  estimates  are  reasonable,  deviations  from  the  assumptions  and  estimates  could  produce  materially  different  results.  Management estimates may vary considerably from actual outcomes due to future adverse market conditions or poor operating results that could result in the inability to recover the current  carrying  value  of  an asset  group,  thereby  possibly requiring  an impairment  charge  in the future.  As our fleet  continues  to age,  management  closely monitors the estimates and assumptions used in the impairment analysis in order to properly identify evolving trends and changes in market conditions that could impact the results of the impairment evaluation. If an asset group fails the undiscounted cash flow test, we estimate the fair value of that asset group and compare such estimated fair value to the carrying value of that asset group in order to determine if impairment exists. From time to time, we designate assets for disposal. Cost and related accumulated depreciation associated with assets designated for disposal are removed from the property and equipment accounts and reclassified to assets held for sale at estimated net realizable value. Any excess of previous net book value over estimated net realizable value is charged to impairment expense. Refer to Note (7) for discussion of our evaluations of long-lived assets for impairment during 2021. Accrued Property and Liability Losses Our  insurance  coverage  is  provided  by  third party  insurers.  We  establish  case-based  reserves  for  estimates  of  reported  losses  on  outstanding  claims,  estimates received from ceding reinsurers, and reserves based on past experience of unreported losses. Such losses principally relate to our vessel operations and are included as a component of vessel operating costs in the consolidated statements of earnings. The liability for such losses and the related reimbursement receivable from reinsurance companies are classified in the consolidated balance sheets into current and noncurrent amounts based upon estimates of when the liabilities will be settled and when the receivables will be collected. Pension Benefits We follow the provisions of Financial Accounting Standards Board (FASB) Accounting Standards Codification (ASC) 715, Compensation – Retirement Benefits, and use a December 31 measurement date for determining net periodic benefit costs, benefit obligations and the fair value of plan assets. Net periodic pension costs and  accumulated  benefit  obligations  are  determined  using  several  assumptions  including  the  discount  rates  used  to  measure  future  obligations  and  expenses, retirement ages, mortality rates, expected long-term return on plan assets, and other assumptions, all of which have a significant impact on the amounts reported. Our pension cost consists of service costs, interest costs, expected returns on plan assets, amortization  of prior service costs or benefits and actuarial gains and losses.  We  consider  various  factors  in  developing  pension  assumptions,  including  an  evaluation  of  relevant  discount  rates,  expected  long-term  returns  on  plan assets, plan asset allocations, expected changes in retirement benefits, analyses of current market conditions and input from actuaries and other consultants. 65                         Table of Contents For the long-term rate of return, we developed assumptions regarding the expected rate of return on plan assets based on historical experience and projected long- term investment returns, which consider the plan’s target asset allocation and long-term asset class return expectations. Assumptions for the discount rate reflect the theoretical rate at which liabilities could be settled in the bond market at December 31, 2021. Income Taxes Income taxes are accounted for in accordance with the provisions of ASC 740, Income Taxes. Deferred tax assets and liabilities are recognized for the future tax consequences attributable to differences between the financial statement carrying amounts of existing assets and liabilities and their respective tax bases. Deferred tax assets and liabilities are measured using enacted tax rates expected to apply to taxable income in the years in which those temporary differences are expected to be recovered or settled. The effect on deferred tax assets and liabilities of a change in tax rates is recognized in income in the period that includes the enactment date. Deferred taxes are not provided on undistributed earnings of certain non-U.S. subsidiaries and business ventures because we consider those earnings to be permanently invested abroad. We record uncertain tax positions on the basis of a two-step process in which (1) we determine whether it is more likely than not that the tax positions would be sustained on the basis of the technical merits of the position and (2) for those tax positions that meet the more-likely-than-not recognition threshold, we recognize the largest amount of tax benefit that is more than 50 percent  likely to be realized  upon ultimate  settlement  with the related  tax authority.  The recognition  and measurement of tax liabilities for uncertain tax positions in any tax jurisdiction requires the interpretation of the related tax laws and regulations as well as the use of estimates and assumptions regarding significant future events. Changes in tax laws, regulations, agreements and treaties, foreign currency exchange restrictions or our level of operations or profitability in each taxing jurisdiction could have an impact on the amount of income taxes during any given year. Revenue Recognition Our primary source of revenue derives from time charter contracts of our vessels on a rate per day of service basis; therefore, vessel revenues are recognized on a daily  basis  throughout  the  contract  period.  The  base  rate  of  hire  for  a  time  charter  contract  is  generally  a  fixed  rate,  provided,  however,  that  some  longer-term contracts at times include escalation clauses to recover specific additional costs. Operating Costs Vessel operating costs consist primarily of costs such as crew wages; repair and maintenance; insurance; fuel, lube oil and supplies; and other vessel expenses, which include costs such as brokers’ commissions, training costs, agent fees, port fees, canal transit fees, temporary importation fees, vessel certification fees, and satellite  communication  fees.  Repair  and  maintenance  costs  include  both  routine  costs  and  major  repairs  carried  out  during  drydockings,  which  occur  during the economic useful life of the vessel. Vessel operating costs are recognized as incurred. Foreign Currency Translation The U.S. dollar is the functional currency for all our existing international operations, as transactions in these operations are predominately denominated in U.S. dollars. Foreign currency exchange gains and losses from the revaluation of our foreign currency denominated monetary assets and liabilities are included in the consolidated statements of operations. Earnings Per Share We report both basic earnings (loss) per share and diluted earnings (loss) per share. The calculation of basic earnings (loss) per share is computed based on the weighted average number of shares of common stock outstanding. Diluted earnings (loss) per share is computed based on the weighted average number of shares of common stock plus the effect of dilutive potential common shares outstanding during the period using the treasury stock method. Diluted earnings (loss) per share includes the dilutive effect of stock options and restricted stock grants (both time and performance based) awarded as part of our share-based compensation and  incentive  plans  as  well  as  our  outstanding  warrants.  Per  share  amounts  disclosed  in  these  Notes  to  Consolidated  Financial  Statements,  unless  otherwise indicated, are on a diluted basis. 66                           Table of Contents The components of basic and diluted earnings (loss) per share, are as follows: (In Thousands, except share and per share data) Net loss available to common shareholders Weighted average outstanding shares of common stock, basic Dilutive effect of options, warrants and stock awards Weighted average common stock and equivalents Loss per share, basic Loss per share, diluted Additional information: Incremental "in-the-money" options, warrants, and restricted stock awards and units outstanding at the end of the period (A) 2021    (128,969)   $ 41,008,907      —      41,008,907      Year Ended December 31, 2020    (196,242)   $ 40,354,638      —      40,354,638      (3.14)   $ (3.14)   $ (4.86)   $ (4.86)   $   $   $   $ 2019  (141,743) 38,204,934  —  38,204,934  (3.71) (3.71) 2,345,948      2,235,310      2,483,956  (A) For years ended  December 31, 2021, 2020 and 2019 we also had 5,923,399 shares of “out-of- the-money” warrants outstanding at the end of each period. Concentrations of Credit Risk Our financial instruments that are exposed to concentrations of credit risk consist primarily of trade and other receivables from a variety of domestic, international and national energy companies. We manage our exposure to risk by performing ongoing credit evaluations of our customers’ financial condition and may at times require prepayments or other forms of collateral. We also have net receivable balances related to joint ventures in which we own less than 50%. We review and evaluate  these  receivables  for  collectability  in  a  similar  manner  as  we  evaluate  trade  receivables.  We  maintain  an  allowance  for  credit  loss  based  on  expected collectability and do not believe we are generally exposed to concentrations of credit risk that are likely to have a material adverse impact on our financial position, results of operations, or cash flows. Stock-Based Compensation Stock-based compensation transactions are accounted for using a fair-value-based method. We use the Black-Scholes option-pricing model to determine the fair- value of stock-based awards. Comprehensive Income (Loss) We report total comprehensive income (loss) and its components. Accumulated other comprehensive income (loss) is comprised of any minimum pension liability for our U.S. Defined Benefits Pension Plans. Fair Value Measurements We follow the provisions of ASC 820, for financial assets and liabilities that are measured and reported at fair value on a recurring basis. ASC  820 establishes a hierarchy for inputs used in measuring fair value. Fair value is calculated based on assumptions that market participants would use in pricing assets and liabilities and not on  assumptions  specific  to  the  entity.  The  statement  requires  that  each  asset  and  liability  carried  at  fair  value  be  classified  into  one of  the  following categories: Level 1: Quoted market prices in active markets for identical assets or liabilities Level 2: Observable market-based inputs or unobservable inputs that are corroborated by market data Level 3: Unobservable inputs that are not corroborated by market data Our primary financial instruments consist of cash and cash equivalents, restricted cash, trade receivables and trade payables with book values that are considered to be representative of their respective fair values. Our cash equivalents, which are securities with maturities less than 90 days, are held in money market funds or time deposit accounts with highly rated financial institutions. The carrying value for cash equivalents is considered to be representative of its fair value due to the short duration and conservative nature of the cash equivalent investment portfolio. 67                                                                                                               Table of Contents Recently Adopted Accounting Pronouncements From  time-to-time  new  accounting  pronouncements  are  issued  by  the  FASB  that  we  adopt  as  of  the  specified  effective  date.  Unless  otherwise  discussed, management  believes  that  the  impact  of  recently  issued  standards,  which  are  not yet  effective,  will  not have  a  material  impact  on  our  consolidated  financial statements upon adoption. On August 28, 2018, the FASB issued Accounting Standards Update (ASU) 2018-13, Fair Value Measurement: - Changes to The Disclosure Requirements for Fair Value Measurement, which eliminates, adds and modifies certain disclosure requirements for fair value measurements as part of its disclosure framework project. Entities  will  no longer  be  required  to  disclose  the  amount  of  and  reasons  for  transfers  between  Level  1 and  Level  2 of  the  fair  value  hierarchy,  but  public companies will be required to disclose the range and weighted average used to develop significant unobservable inputs for Level 3 fair value measurements. We adopted  this  standard  on  January  1,  2020  and  it  did  not have  any  impact  on  our  consolidated  financial  position,  net  earnings  or  cash  flow.  See  Note  ( 7) for application of this standard. On June 16, 2016, the FASB issued ASU 2016-13, Financial Instruments–Credit Losses, which introduces a new model for recognizing credit losses on financial instruments  based  on  an  estimate  of  current  expected  credit  losses.  The  new  model  will  apply  to:  (i)  loans,  accounts  receivable,  trade  receivables,  and  other financial  assets  measured  at  amortized  cost,  (ii)  loan  commitments  and  certain  other  off-balance  sheet  credit  exposures,  (iii)  debt  securities  and  other  financial assets measured at fair value through other comprehensive income and (iv) beneficial interests in securitized financial assets.  Expected credit losses are recognized on the initial recognition of our trade accounts receivable, contract assets and net amounts due from our less than 50% owned joint ventures. In each subsequent reporting period, even if a loss has not yet been incurred, credit losses are recognized based on the history of credit losses and current  conditions,  as well  as reasonable  and supportable  forecasts  affecting  collectability.  We developed  an expected  credit  loss model  applicable  to our trade accounts  receivable  and  contract  assets  that  considers  our  historical  performance  and  the  economic  environment,  as  well  as  the  credit  risk  and  its  expected development for each group of customers that share similar risk characteristics. We segmented our trade accounts receivable and contract assets by type of client, except for individual account balances that have deteriorated in credit quality, which are evaluated individually. We then determined, for each of these client asset groups, the average expected credit loss utilizing our actual credit loss experience over the last five years, which was adjusted as discussed above, and was applied to the balance attributable to each segment in our trade accounts receivable and contract asset balances. We review and evaluate our net receivables due from joint ventures  for  collectability  in  a  similar  manner  as  we  evaluate  trade  receivables.  This  standard  was  adopted  through  a  cumulative-effect  adjustment  to  the accumulated deficit as of January 1, 2020, which is the beginning of the first period in which this guidance is effective. Periods prior to the adoption date that are presented  for  comparative  purposes  are  not adjusted.  Adopting  this  standard  on  January  1,  2020  increased  the  allowance  for  expected  credit  losses  by approximately $0.2 million. Activity in the allowance for credit losses for the years ended December 31, 2021 and 2020 is as follows: (In Thousands) Balance at January 1, 2020 Cumulative effect adjustment upon adoption of standard Current period provision for expected credit losses Other Balance at December 31, 2020 Current period provision for expected credit losses Write offs Other Balance at December 31, 2021 Trade    and    Other Receivables    70    $ 163      1,283      —      1,516    $ 838      (406)     —      1,948    $   $   $   $ Due  from  Affiliate  20,083  —  52,981  (1,264) 71,800  400  —  256  72,456  In 2019, the allowance for doubtful accounts balance at the beginning of the period was $2.7 million and write offs for the year was $2.6 million.  68                                                     Table of Contents In December 2019, the FASB issued ASU 2019-12, Simplifying the Accounting for Income Taxes, which simplifies the accounting for income taxes by removing certain exceptions to the general principles in Topic 740 and clarifying and amending existing guidance. The guidance is effective for annual and interim periods beginning  after  December  15, 2020  with  early  adoption  permitted.  We  adopted  this  standard  on  January  1, 2021  and  it  did  not have  a  material  impact  on  our consolidated financial statements and related disclosures. In  August  2018  the  FASB  issued  ASU  2018-14, Compensation  –  Retirement  Benefits  –  Defined  Benefit  Plans  –  General,  which  modifies  the  disclosure requirements for employers that sponsor defined benefit plans or other postretirement plans. This ASU removes certain disclosures that no longer are considered cost beneficial, clarifies the specific requirements of certain other disclosures, and adds disclosure requirements identified as relevant. The guidance is effective for annual and interim periods beginning after December 15, 2020 with early adoption permitted. We adopted this standard on January 1, 2021 and it did not have a material impact on our defined benefit plan disclosures. Recently Issued Accounting Standards Not Yet Adopted In  November  2021,  the  FASB  issued  Accounting  Standards  Update  (ASU)  2021-10, Disclosures  by  Business  Entities  about  Government  Assistance,  which requires  disclosures  about  the  types  of  government  assistance  that  we  received,  our  accounting  for  the  governmental  assistance  and  its  effect  on  our  financial statements.  The guidance  is effective  for  annual  periods  beginning  after  December  15, 2021,  with  early  adoption  permitted,  and  the  disclosures  can  be  applied either prospectively at the date of initial application or retrospectively. We will adopt this standard on January 1, 2022, and we are currently evaluating the effects on our disclosures. In October 2021, the FASB issued ASU 2021-08, Accounting for Contract Assets and Contract Liabilities from Contracts with Customers, which amends Topic 805, Business  Combinations  to  require  an  acquirer  to  recognize  and  measure  contract  assets  and  contract  liabilities  acquired  in  a  business  combination  in accordance with Topic 606, Revenue from Contracts with Customers. The guidance is effective for annual and interim periods beginning after December 15, 2022 with early adoption permitted. We are presently evaluating the effect of the standard on our disclosures. In July 2021, the FASB issued ASU 2021-05, Lessors - Certain Leases with Variable Lease Payments, which amends Topic 842, Accounting for Leases, to require a lessor to classify a lease with entirely or partially variable payments that do not depend on an index or rate as an operating lease if another classification (i.e. sales-type or direct financing) would trigger a Day 1 loss. The guidance is effective for annual and interim periods beginning after December 15, 2021, with early adoption permitted. We will adopt this standard on January 1, 2022, and it will not have a material impact on our consolidated financial statements and related disclosures. In  May  2021,  the  FASB  issued  ASU-2021-04, Issuer’s  Accounting  for  Certain  Modifications  or  Exchanges  of  Freestanding  Equity-Classified  Written  Call Options,  which  clarify  and  reduce  diversity  in  an  issuer’s  accounting  for  modifications  or  exchanges  of  freestanding  equity-classified  written  call  options  that remain equity classified after modification or exchange. The guidance is effective for annual and interim periods beginning after December 15, 2021, with early adoption permitted. We will adopt this standard on January 1, 2022, and it will not have a material impact on our consolidated financial statements and related disclosures. 69                   Table of Contents (2) REVENUE RECOGNITION Our primary source of revenue is derived from charter contracts for which we provide a vessel and crew on a rate per day of service basis. Services provided under respective  charter  contracts  represent  a  single  performance  obligation  satisfied  over  time  and  are  comprised  of  a  series  of  time  increments;  therefore,  vessel revenues are recognized daily throughout the contract period. There are no material differences in the cost structure of our contracts because operating costs are generally  the  same  without  regard  to  the  length  of  a  contract.  Customers  are  typically  billed  on  a  monthly  basis  for  day  rate  services  and  payment  terms  are generally 30 to 60 days. Occasionally,  customers  pay  additional  lump-sum  fees  to  us  in  order  to  either  mobilize  a  vessel  to  a  new  location  prior  to  the  start  of  a  charter  contract  or demobilize the vessel at the end of a charter contract. Mobilizations are not a separate performance obligation; thus, we have determined that mobilization fees are a component of the vessel’s charter contract. As such, we defer lump-sum mobilization fees as a liability and recognize such fees as revenue consistent with the pattern of revenue recognition primarily on a straight-line basis over the term of the vessel’s respective charter. Lump-sum demobilization revenue expected to be received upon contract termination is deferred as an asset and recognized ratably as revenue only in circumstances where the receipt of the demobilization fee at the end of the contract can be estimated and there is a high degree of certainty that collection will occur. Customers also occasionally reimburse us for modifications to vessels in order to meet contractual requirements. These vessel modifications are not considered to be a separate performance obligation of the vessel’s charter; thus, we record a liability for lump-sum payments made by customers for vessel modification and recognize it as revenue consistent with the pattern of revenue recognition primarily on a straight-line basis over the term of the vessel’s respective charter. Total revenue is determined for each individual contract by estimating both fixed (mobilization, demobilization and vessel modifications) and variable (day rate services) consideration expected to be earned over the contract term. Costs associated with customer-directed mobilizations and reimbursed modifications to vessels are considered costs of fulfilling a charter contract and are expected to be recovered. Mobilization costs such as crew, travel, fuel, port fees, temporary importation fees and other costs are deferred as an asset and amortized as other vessel operating expenses consistent with the pattern of revenue recognition primarily on a straight-line basis over the term of such vessel’s charter. Costs incurred for modifications to vessels in order to meet contractual requirements are capitalized as a fixed asset and depreciated either over the term of the respective charter contract  or  over  the  remaining  estimated  useful  life  of  the  vessel  in  instances  where  the  modification  is  a  permanent  upgrade  to  the  vessel  and  enhances  its usefulness. Refer to Note (13) for revenue by segment and in total for the worldwide fleet. Contract Balances Trade  accounts  receivables  are  recognized  when  revenue  is  earned  and  collectible.  Contract  assets  include  pre-contract  costs,  primarily  related  to  vessel mobilizations, which have been deferred and will be amortized as other vessel expenses consistent with the pattern of revenue recognition primarily on a straight- line  basis  over  the  term  of  such  vessel’s  charter.  Contract  liabilities  include  payments  received  for  mobilizations  or  reimbursable  vessel  modifications  to  be recognized consistent with the pattern of revenue recognition primarily on a straight-line basis over the term of such vessel’s charter. At December 31, 2021, we had  $1.8  million  and  $2.6  million  of  deferred  mobilization  costs  included  with  other  current  assets  and  other  assets,  respectively,  and  we  have  $0.6  million  of deferred  mobilization  revenue  related  to  unsatisfied  performance  obligations  included  within  other  current  liabilities,  which  will  be  recognized  during  the  year ending December 31, 2022. At  December 31, 2020, we had $2.2 million and $4.3 million of deferred mobilization costs included with other current assets and other assets, respectively, and we had $0.4 million of deferred mobilization revenue related to unsatisfied performance obligations included within other current liabilities all of which were recognized during the year ended December 31, 2021. 70                   Table of Contents (3)     DEBT The following table summarizes debt outstanding based on stated maturities: (In Thousands) Senior secured bonds: 8.50% Senior secured bonds due November 2026 Senior secured notes: 8.00% Senior secured notes due August 2022 Troms offshore borrowings: NOK denominated notes due May 2024 and January 2026 USD denominated notes due January and April 2027 Debt discount and issuance costs Less: Current portion of long-term debt Total long-term debt Senior Secured Bonds due November 2026 (the 2026 Notes) December 31,    2021    December 31,  2020    $ 175,000    $ —  —      147,049  —      —      175,000      (7,115)     —      167,885    $ 20,513  30,413  197,975  (5,244) (27,797) 164,934    $ On November 16, 2021, we completed an offering of $175.0 million aggregate principal amount of the 2026 Notes. The bonds were privately placed, at an issue price of 98.5%. We used the net proceeds from the offering (i) to redeem its 8% Senior Secured Notes due 2022, (ii) to discharge our Troms offshore debt and (iii) for general corporate purposes, including fees and expenses related to the foregoing actions and recognized a $11.1 million loss on debt extinguishment resulting from costs and expenses incurred in connection with this transaction. The 2026 Notes were issued pursuant to the Bond Terms, dated as of  November 15, 2021 (the Bond Terms), among us and Nordic Trustee AS, as Bond Trustee and  Security  Agent.  We  have  the  option  to  issue  an  additional  $25.0  million  of  notes  under  the  Bond  Terms  if  we  can  satisfy  certain  additional  financial tests. Repayment of the 2026 Notes is guaranteed by our wholly-owned US subsidiaries named as guarantors therein (the Guarantors).    The 2026 Notes are secured by (i) a mortgage over each vessel owned by a Guarantor, the equipment that is a part of such vessel, and related rights to insurance on all of the foregoing, (ii) our intercompany claims of a Guarantor against a Restricted Group Company (defined as the Company, GulfMark Oceans, L.P. (GOLP), Tidewater  Marine  International,  Inc.  (TMII)  and  the  Guarantors),  (iii)  bank  accounts  that  contain  vessel  collateral  proceeds  or  the  periodic  deposits  to  the  debt service reserve account, (iv) collateral assignments of the rights of each Guarantor under certain long term charter contracts now existing or hereafter arising, and (v) all of the equity interests of the Guarantors and 66% of the equity interests of each of GOLP and TMII. The 2026 Notes will mature on November 16, 2026. Interest on the 2026 Notes will accrue at a rate of 8.5% per annum payable semi-annually in arrears in  May and November of each year, beginning May 2022. Each month, we will deposit into a debt service reserve account, an amount equal to one-sixth its next interest payment obligation which is classified as restricted cash on the balance sheet at December 31, 2021. We have pledged such bank account to secure payment of the 2026 Notes.  Prepayment  of  the  2026 Notes  prior  to  May  2024  requires  the  payment  of  make-whole  amounts,  and  prepayments  after  that  date  are  subject  to prepayment premiums that decline over time. The 2026 Notes  contain  two financial  covenants:  (i)  a  minimum  free  liquidity  test  (of  Guarantor  liquidity)  equal  to  the  greater  of  $20.0  million  or  10%  of  net interest bearing debt, and (ii) a minimum equity ratio of 30%, in each case for us and our consolidated subsidiaries. The Bond Terms also contain certain equity cure rights with respect to such financial covenants. We are currently in compliance with these covenants. Our ability to issue an additional $25.0 million of notes under  the  Bond  Terms  is  subject  to  compliance  with  a  minimum  vessel  loan  to  value  ratio  and  a  maximum  net  leverage  ratio.  Our  ability  to  make  certain distributions  to  our  stockholders  is  not allowed  for  the  first two years  and  is  thereafter  subject  to  certain  limits,  including  in  some  circumstances  a  minimum liquidity  test  and  a  maximum  net  leverage  ratio.  The  2026 notes  are  also  subject  to  (i)  customary  vessel  management  and  insurance  covenants  in  the  vessel mortgages, and (ii) negative covenants as set forth in the Bond Terms and in the Guarantee Agreement between us, Nordic Trustee AS as Security Agent and the Guarantors. The Bond Terms also contains certain customary events of default. 71                                                                                                     Table of Contents As of December 31, 2021 the fair value of the 2026 Notes was $177.6 million which was determined using observable market-based input or level two on the fair value hierarchy. Credit Facility Agreement On November 16, 2021, we entered into a Super Senior Revolving Credit Facility Agreement (the Credit Facility Agreement) with DNB Bank ASA, New York Branch, as Facility Agent, and Nordic Trustee AS, as Security Trustee. The Credit Facility Agreement takes precedence over all other debt, if and when drawn. The  Credit  Facility  Agreement  matures  on  November  16,  2026  and  provides  $25.0  million  for  general  working  capital  purposes.  All  amounts  owed  under  the Credit  Facility  Agreement  are  secured  by  the  same  collateral  that  secures  the  2026 Notes,  and  such  collateral  is  to  be  shared  in  accordance  with  the  priorities established in the Intercreditor Agreement among the Facility Agent, the Company, certain subsidiaries thereof, Nordic Trustee AS and certain other parties. No amounts have been drawn on this credit facility. Loans under Credit Facility Agreement will bear interest, at our option, either at a rate based on the prime rate published in the Wall Street Journal, or at LIBOR, plus  4%  in  either  case.  LIBOR,  which  is  expected  to  be  discontinued  as  an  interest  rate  benchmark,  is  subject  to  customary  provisions  for  replacement  by  the secured overnight financing rate as published by the Federal Reserve Bank of New York. The Credit Facility Agreement includes covenants and events of default that are substantially the same as those provided in the Bond Terms, including covenants that  limit  liens,  indebtedness,  fundamental  changes,  dispositions,  distributions,  third party  credit  support,  and  transactions  with  affiliates.  The  Credit  Facility Agreement also contains the same two financial covenants as are found in the Bond Terms. The Credit Facility Agreement contains certain equity cure rights with respect to such financial covenants. The Credit Facility Agreement contains mandatory prepayment obligations if (i) the aggregate fair market value, determined by independent appraisal, of the vessel collateral is less than $75 million, or (ii) aggregate nominal amount of the outstanding Bonds is less than $75.0 million. Senior Secured Notes Upon our emergence from Chapter 11 bankruptcy on July 31, 2017, we issued $350.0 million aggregate principal amount of our 8.00% Senior Secured Notes due 2022. The Senior Secured Notes were scheduled to mature on August 1, 2022; however, we repaid the senior secured notes in full in November 2021 with a portion of the proceeds from the 2026 Notes. Interest on the Secured Notes accrued at a rate of  8.00% per annum and was payable quarterly in arrears. The Senior Secured Notes were secured by substantially all our assets and guarantees of certain of our subsidiaries. The $2.1 million restricted cash on the balance sheet at December 31, 2020, represented proceeds from asset sales since the date of the last tender offer and was restricted as of that date by the terms of the indenture. During 2021 and 2020, we repurchased $11.8 million and $27.7 million, respectively, of the Senior Secured Notes in open market transactions. We also completed a successful voluntary tender offer for our Senior Secured Notes in the fourth quarter of 2020 that resulted in the repurchase of notes with a face value of $50.0 million, which included the release of all restricted cash described above, for a total repurchase price of $50.3 million.  We completed a successful voluntary tender offer for our Senior Secured Notes in November 2019 that resulted in the repurchase of notes with a face value of $125.0  million  plus  a  premium  of  8.5%  for  total  repurchase  price  of  $135.6  million.  We  deferred  the  premium  and  other  costs  of  $11.4  million  which  were expensed under the interest method over the remaining term. Troms Offshore Debt Between  2012 and  2014 our  indirect  wholly  owned  subsidiary,  Troms  Offshore,  entered  into  two Norwegian  kroner  (NOK)  denominated  12  year  borrowing agreements  aggregating  504.4  million  NOK  maturing  in  May  2024  and  January  2026.  In  addition,  in  2015 Troms  Offshore  entered  into  to  two U.S.  dollar denominated 12 year borrowing agreements aggregating $60.8 million and maturing in early 2027. Each loan required semi-annual principal and interest payments and bears interest at fixed rates ranging from 4.56% to 6.13%. As of December 31, 2020 there was $50.9 million outstanding on the Troms offshore debt. An  amendment  and  restatement  were  executed  in  December  2020  which  included  an  obligation  to  prepay  an  additional  amount  that  would  not exceed  $45.0 million. The prepayment associated with this amendment and restatement were $23.3 million and $12.5 million for the years ended December 31, 2021 and 2020, respectively. The Troms offshore debt was also prepaid in full in November 2021 with a portion of the proceeds from the 2026 Notes. 72                             Table of Contents Debt Costs We capitalize a portion of our interest costs incurred on borrowed funds used to construct vessels. Interest and debt costs incurred are as follows: (In Thousands) Total interest and debt costs incurred Less: interest costs capitalized Total interest and debt costs Year Ended December 31, 2020    24,156    $ —      24,156    $ 2021    15,607    $ (24)     15,583    $ 2019  29,068  —  29,068    $   $ 73                       Table of Contents (4) INVESTMENT IN UNCONSOLIDATED AFFILIATES We maintained the following balances with our unconsolidated affiliates: (In Thousands) Due from affiliates: Angolan joint venture (Sonatide) Nigerian joint venture (DTDW) Due to affiliates: Sonatide DTDW Due from affiliates, net of due to affiliates Amounts due from Sonatide December 31,    2021    December 31,  2020  49,011    $ 21,123      70,134      40,432    $ 21,123      61,555      8,579    $ 41,623  20,427  62,050  32,767  20,427  53,194  8,856    $   $   $ Amounts due from Sonatide (Due from affiliate in the consolidated balance sheets) at December 31, 2021 and  December 31, 2020 of approximately $49.0 million and $41.6 million, respectively, represent cash received by Sonatide from customers and due to us, amounts due from customers that are expected to be remitted to us through Sonatide and costs incurred by us on behalf of Sonatide. The following table displays the activity in the due from affiliate account related to Sonatide for the periods indicated: (In Thousands) Due from Sonatide at beginning of year Revenue earned by the company through Sonatide Less amounts received from Sonatide Less amounts used to offset Due to Sonatide obligations (A) Less impairment of due from affiliate Other Year Ended December 31, 2020    89,246    $ 44,254      (36,160)     (11,848)     (40,900)     (2,969)     41,623    $ 2021    41,623    $ 41,775      (26,429)     (8,530)     (400)     972      49,011    $ 2019  109,176  52,372  (60,486) (10,551) —  (1,265) 89,246    $   $ (A) We reduced the respective due from affiliates and due to affiliates balances each period through netting transactions based on agreement with the joint venture. The obligation to us from Sonatide is denominated in U.S. dollars; however, the underlying third-party customer payments to Sonatide were satisfied, in part, in Angolan  kwanzas.  In  late  2019, we  were  informed  that,  as  part  of  a  broad  privatization  program,  Sonangol  intended  to  seek  to  divest  itself  of  its  interest  in Sonatide. In January 2022, we acquired the 51% interest of Sonatide previously held by our partner, which has resulted in Sonatide becoming a wholly-owned subsidiary. Refer to Note (15) for discussion of the acquisition. In the second quarter of 2020 Sonatide declared a $35.0 million dividend. On June 22, 2020, Sonangol received $17.8 million and we received $17.2 million. Our share  of  the  dividend  is  reflected  as  dividend  income  from  unconsolidated  company  in  the  consolidated  statement  of  operations.  In  addition,  as  a  result  of  this dividend payment, the cash balances of the joint venture were significantly reduced and we determined that, as a result, a significant portion of our net due from Sonatide balance was compromised. At December 31, 2021, Sonatide had approximately $10.2 million of cash on hand plus approximately $10.6 million of net trade accounts receivable, providing approximately $20.8 million of current assets to satisfy the net due from Sonatide. Given prior discussions with our partner regarding how the net losses from the devaluation  of  certain  Angolan  kwanza  denominated  accounts  should  be  shared,  we  continue  to  evaluate  our  net  due  from  Sonatide  balance  for  potential impairment based on available liquidity held by Sonatide. During the years ended December 31, 2021 and 2020, we recorded a $0.4 million and $40.9 million affiliate credit loss impairment expense, respectively. 74                                                                                                               Table of Contents Amounts due to Sonatide Amounts due to Sonatide (Due to affiliate in the consolidated balance sheets) at December 31, 2021 and 2020 of approximately $40.4 million and $32.8 million, respectively,  primarily  represents  commissions  payable  and  other  costs  paid  by  Sonatide  on  our  behalf.  The  following  table  displays  the  activity  in  the  due  to affiliate account related to Sonatide for the periods indicated: (In Thousands) Due to Sonatide at beginning of year Plus commissions payable to Sonatide Plus amounts paid by Sonatide on behalf of the company Less commissions paid to Sonatide Less amounts used to offset Due from Sonatide obligations (A) Other Year Ended December 31, 2020    31,475    $ 4,152      9,037      —      (11,848)     (49)     32,767    $ 2021    32,767    $ 3,832      10,914      —      (8,530)     1,449      40,432    $ 2019  29,347  4,937  9,654  (5,961) (10,551) 4,049  31,475    $   $ (A) We reduced the respective due from affiliates and due to affiliates balances each period through netting transactions based on agreement with the joint venture. Sonatide Operations Sonatide’s  principal  earnings  are  from  the  commissions  paid  by  us  to  the  joint  venture  for  our  vessels  chartered  into  Angola.  In  addition,  Sonatide  owns two vessels that may generate operating income and cash flow. Company operations in Angola For the  year  ended  December 31, 2021,  our  Angolan  operation  generated  vessel  revenues  of  approximately  $43.2  million  or  11.9%  of  our  consolidated  vessel revenues, from an average of approximately 24 company owned vessels that are marketed through Sonatide, 5 of which were stacked on average during the year ended December 31, 2021. For the  year  ended  December 31, 2020,  our  Angolan  operation  generated  vessel  revenues  of  approximately  $45.3  million  or  11.7%  of  our  consolidated  vessel revenues, from an average of approximately 23 company owned vessels that are marketed through Sonatide, 6 of which were stacked on average during the year ended December 31, 2020. For the  year  ended  December 31, 2019,  our  Angolan  operation  generated  vessel  revenues  of  approximately  $52.1  million  or  10.9%  of  our  consolidated  vessel revenues, from an average of approximately 32 company owned vessels that are marketed through Sonatide, 13 of which were stacked on average during the year ended December 31, 2019. Amounts due from DTDW We  own  40%  of  DTDW  in  Nigeria.  Our  partner,  who  owns  60%,  is  a  Nigerian  national.  DTDW  owns  one  offshore  service  vessel.  We  also  operate  company owned  vessels  in  Nigeria  for  which  the  joint  venture  receives  a  commission.  As  of  December  31,  2021 and  2020, respectively,  we  had  no company  owned vessels operating in Nigeria and the DTDW owned vessel was not employed. At the beginning of  2020 we had expected that we would be operating numerous vessels in Nigeria, but in the second quarter of  2020 the COVID-19 pandemic and resulting oil price reduction (further described in Note  7) caused our primary customer in Nigeria to eliminate all planned operations for 2020. As a result, our cash flow projections indicated that DTDW does not have sufficient funds to meet its obligations to us or its vendors. Therefore, we recorded affiliate credit loss impairment expense for the year ending December 31, 2020 totaling $12.1 million.  As of December 31, 2020, DTDW had long-term debt of $4.7 million which was secured by the vessel owned by DTDW and guarantees from the DTDW partners (in proportion to their ownership interests). We recorded additional impairment expense of $2.0 million which represented our portion of the joint venture debt guarantee during the year ended December 31, 2020. On April 22, 2021, we paid approximately $2.0 million, to settle this debt guarantee and our partner assumed the remaining joint venture debt which represented his portion of the guarantee. 75                                                             Table of Contents (5) INCOME TAXES Losses before income taxes derived from United States and non-U.S. operations are as follows: (In Thousands) Non-U.S. United States Income tax expense (benefit) consists of the following: (In Thousands) Year Ended December 31, 2019 Current Deferred Year Ended December 31, 2020 Current Deferred Year Ended December 31, 2021 Current Deferred Year Ended December 31, 2020    (137,225)   $ (60,436)     (197,661)   $ 2021    (58,476)   $ (65,309)     (123,785)   $   $   $ 2019  (44,205) (69,290) (113,495) U.S. Federal    649    $ 672      1,321    $ (21,005)   $ (30)     (21,035)   $ 682    $ (1,418)     (736)   $   $   $   $   $   $   $ State    Non-U.S.    Total  —    $ —      —    $ —    $ —      —    $ —    $ —      —    $ 26,403    $ —      26,403    $ 18,816    $ 1,254      20,070    $ 6,480    $ 131      6,611    $ 27,052  672  27,724  (2,189) 1,224  (965) 7,162  (1,287) 5,875  The actual income tax expense above differs from the amounts computed by applying the U.S. federal statutory tax rate of 21% to pre-tax loss as a result of the following: (In Thousands) Computed “expected” tax benefit Increase (reduction) resulting from: Foreign income taxed at different rates Uncertain tax positions Valuation allowance - deferred tax assets Valuation allowance - deferred tax true-up Deferred tax true-up Foreign taxes Return to accrual 162(m) - Executive compensation Subpart F income Other, net Year Ended December 31, 2020    (41,509)   $ 2021    (25,995)   $   $ 10,984      (25,417)     34,566      29,711      (29,789)     15,220      (7,691)     125      484      3,677      5,875    $ 27,639      (62,833)     43,455      (6,523)     6,523      12,520      11,401      286      5,631      2,445      (965)   $   $ 76 2019  (23,834) 9,283  5,145  15,707  —  —  20,778  (2,247) 28  1,227  1,637  27,724                                                                                                                                                                                                                                                Table of Contents The tax effects of temporary differences that give rise to significant portions of the deferred tax assets and deferred tax liabilities are as follows: (In Thousands) Deferred tax assets: Accrued employee benefit plan costs Stock based compensation Net operating loss and tax credit carryforwards Restructuring fees not currently deductible for tax purposes Disallowed business interest expense carryforward Other Gross deferred tax assets Less valuation allowance Net deferred tax assets Deferred tax liabilities: Depreciation and amortization Outside basis difference deferred tax liability Foreign interest withholding tax Other Gross deferred tax liabilities Net deferred tax assets (liabilities) December 31,    2021    December 31,  2020    $   $ 7,275    $ 649    215,797    566    10,386    3,152    237,825    (204,899)   32,926    (31,745)   (2,891)   (990)   572    (35,054)   (2,128)   $ 8,815  407  148,699  1,415  5,546  2,518  167,400  (140,428) 26,972  (25,883) (2,891) (859) (754) (30,387) (3,415) On March 27, 2020, the United States enacted the CARES Act, which made changes to existing U.S. tax laws, including, but not limited to, (1) allowing U.S. federal net operating losses originated in the 2019 or 2020 tax years to be carried back five years to recover taxes paid based upon taxable income in the prior five years, (2) eliminated the 80% of taxable income limitation on net operating losses for the 2019 or 2020 tax years (the 80% limitation will be reinstated for tax years after 2020), (3) accelerating the refund of prior year alternative minimum tax credits, and (4) modifying the limitation on deductible interest expense. Considering the available carryback, we have recorded a tax benefit of $6.9 million in the year ended December 31, 2020 related to the realization of net operating loss deferred tax assets on which a valuation allowance was previously recorded. As of December 31, 2021, the Company had U.S. federal net operating loss carryforwards of $417.9 million, which includes $163.7 million of net operating losses subject  to  an  IRC  Section  382 limitation.  As  of  December  31,  2020,  the  Company  had  $320.7  million  of  U.S.  federal  net  operating  losses,  which  includes $159.3 million of net operating losses subject to an IRC Section 382 limitation. We have $405.3 million foreign tax credits as of  December 31, 2021. We have foreign net operating loss carryforwards of $160.0 million that will expire beginning in 2025 with many having indefinite carryforward periods. IRC Sections 382 and  383 provide an annual limitation  with respect to the ability  of a corporation  to utilize its tax attributes, as well as certain built-in-losses, against future U.S. taxable income in the event of a change in ownership. Our emergence from Chapter 11 bankruptcy proceedings in 2017 is considered a change in ownership for purposes of IRC Section 382. The Company’s annual limitation under the IRC is approximately $15.0 million which is based on our value as of the ownership change date. In addition, the merger with GulfMark in 2018 resulted in a change in ownership of GulfMark for purposes of IRC Section  382. The GulfMark ownership change results in an annual limitation of approximately $7.0 million on GulfMark’s tax attributes generated prior to the ownership change date, which begin to expire in 2032. The Company has recorded a valuation allowance on the net operating loss balance as it believes that it is more likely than not that the deferred tax asset will not be realized. Management assesses the available positive and negative evidence to estimate whether sufficient future taxable income will be generated to permit the use of the existing  deferred  tax assets.  A significant  piece  of objective  negative  evidence  evaluated,  were the cumulative  losses  for  financial  reporting  purposes  that  were incurred for the years ending December 31, 2021, 2020 and 2019. Such objective negative evidence limits the ability to consider other subjective evidence, such as our projections for future growth and tax planning strategies. 77                                                                                                                                   Table of Contents Based on this evaluation, for the period ended December 31, 2021, a valuation allowance of $204.9 million was recorded against our net deferred tax asset. For the period ended December 31, 2020, a valuation allowance of $140.4 million was recorded against our net deferred tax asset. The increase in the valuation allowance was primarily attributable to the additional valuation allowance on foreign tax credits that were previously reduced by uncertain tax positions which were released by a statute of limitation expiration. The amount of the deferred tax asset considered realizable could be adjusted if estimates of future U.S. taxable income during the carryforward period are reduced or increased or if objective negative evidence in the form of cumulative losses is no longer present and additional weight is given to subjective evidence such as our projections for growth and/or tax planning strategies. We have not recognized a U.S. deferred tax liability associated with temporary differences related to investments in our non-U.S. holding companies as the Company does not intend to dispose of the stock of these companies. These differences relate primarily to stock basis differences attributable to factors other than earnings, given that any untaxed cumulative earnings were subject to taxation in the U.S. in 2017 in accordance with the Tax Act. Further, any post-2017 earnings of these subsidiaries will either be taxed currently for U.S. purposes or will be permanently exempt from U.S. taxation. It is not practicable to estimate the deferred tax liability associated with temporary differences related to investments in our non-U.S. holding companies due to the legal structure and complexity of U.S. and non-U.S. tax laws. Historically, it has been the practice  and intention of the Company to indefinitely  reinvest the earnings of its non-U.S. subsidiaries. Considering the significant changes  made  by  the  Tax  Act,  the  Company  will  no longer  be  indefinitely  reinvested  with  regards  to  its  non-U.S.  earnings  which  can  be  repatriated  free  of taxation. However, the Company is indefinitely reinvested in the non-U.S. earnings that could be subject to taxation and no deferred taxes have been provided. As of December 31, 2021, the non-U.S. positive unremitted earnings, for which the Company is indefinitely reinvested, are $36.4 million. It is not practicable for the Company to estimate the amount of taxes on positive unremitted earnings due to the legal structure and complexity of non-U.S. tax laws. The Company decides each period whether to indefinitely reinvest these earnings. If, as a result of these reassessments, the Company distributes these earnings in the future, additional tax liabilities could result. We record uncertain tax positions on the basis of a two-step process in which (1) we determine whether it is more likely than not that the tax positions will be sustained on the basis of the technical merits of the position and (2) for those tax positions that meet the more-likely-than-not recognition threshold, we recognize the largest amount of tax benefit that is more than 50 percent  likely to be realized  upon ultimate  settlement  with the related  tax authority.  The recognition  and measurement of tax liabilities for uncertain tax positions in any tax jurisdiction requires the interpretation of the related tax laws and regulations as well as the use of estimates and assumptions regarding significant future events. Changes in tax laws, regulations, agreements and treaties, foreign currency exchange restrictions or our level of operations or profitability in each taxing jurisdiction could have an impact on the amount of income taxes during any given year. Our balance sheet reflects the following in accordance with ASC 740: (In Thousands) Tax liabilities for uncertain tax positions Income tax payable Income tax receivable   $ December 31,    2021    29,283    $ 11,480      1,322      December 31,  2020  35,304  15,928  8,280  Included in the liability balances for uncertain tax positions above for the periods ending December 31, 2021 and 2020, are $17.8 million and $22.1 million of penalties and interest, respectively. Penalties and interest related to income tax liabilities are included in income tax expense. Income tax payable is included in other current liabilities. 78                               Table of Contents A reconciliation of the beginning and ending amount of all unrecognized tax benefits, and the liability for uncertain tax positions (but excluding related penalties and interest) are as follows: (In Thousands) Balance at December 31, 2018 Additions based on tax positions related to the current year Additions based on tax positions related to a prior year Settlement and lapse of statute of limitations Reductions based on tax positions related to a prior year Balance at December 31, 2019 (A) Additions based on tax positions related to a prior year Settlement and lapse of statute of limitations Reductions based on tax positions related to a prior year Balance at December 31, 2020 (A) Additions based on tax positions related to the current year Additions based on tax positions related to a prior year Settlement and lapse of statute of limitations Balance at December 31, 2021 (A)   $   $   $   $ 399,292  14,741  1,964  (1,897) (58) 414,042  2,223  (64,458) (760) 351,047  53  18,515  (35,962) 333,653  (A) The gross balance reported as uncertain tax positions is largely offset by $322.1 million of foreign tax credits and other tax attributes. It  is  reasonably  possible  that  a  decrease  of  $6.4  million  in  unrecognized  tax  benefits  may be  necessary  within  the  coming  year  due  to  the  lapse  of  statutes  of limitations or audit settlements. The amount of unrecognized tax benefits that, if recognized for tax purposes, would affect the effective tax rate are $29.3 million and $35.3 million as of December 31, 2021 and  December 31, 2020 respectively. With limited exceptions, we are no longer subject to tax audits by U.S. federal, state, local or foreign taxing authorities for fiscal years prior to  March 2015. In October 2020, the Company received notification from the IRS that the GulfMark U.S. income tax return ending December 31, 2017 was selected for examination. The IRS audit of the GulfMark U.S. income tax return ending December 31, 2017 was closed on November 15, 2021 with no additional tax due. We have ongoing examinations  by  various  foreign  tax  authorities  and  do  not believe  that  the  results  of  these  examinations  will  have  a  material  adverse  effect  on  our  financial position or results of operations. The Tax Act The Tax Act was enacted on December 22, 2017 and introduced significant changes to U.S. income tax law, including a reduction in the statutory income tax rate from 35% to 21% effective January 1, 2018, a one-time transition tax on deemed repatriation of deferred foreign income, a base erosion anti-abuse tax (“BEAT”) that  effectively  imposes  a  minimum  tax  on  certain  payments  to  non-U.S.  affiliates,  new  and  revised  rules  relating  to  the  current  taxation  of  certain  income  of foreign subsidiaries under the global intangible low-tax income (“GILTI”) regime, changes to net operating loss carryforwards, immediate expensing for capital expenditures, and revised rules associated with limitations on the deduction of interest. The Tax Act subjects a US shareholder to tax on GILTI earned by certain foreign subsidiaries. We have made an accounting policy election to account for GILTI in the year the tax is incurred. Due to current year losses, no GILTI was recognized for the years ending December 31, 2021, 2020 or 2019. The BEAT provisions in the Tax Act eliminate the deduction of certain base-erosion payments made to related foreign corporations beginning in 2018, and impose a minimum tax if greater than regular tax. The BEAT did not have a material impact on our provision for income tax for the years ending December 31, 2021, 2020 or 2019. 79                                                                                    Table of Contents (6) LEASES We have operating leases primarily for office space, temporary residences, automobiles and office equipment. Contracts containing assets that we benefit from and control are recognized on our balance sheet. Leases with an initial term of 12 months or less are not recorded on the balance sheet. We recognized lease expense for these leases on a straight-line basis over the lease term. We combine the lease and non-lease components for all lease agreements. Certain leases include one or more options to renew with renewal terms that can extend the lease term from one to ten years. The exercise of lease renewal options is at our sole discretion and lease renewal options are not included in our lease terms if they are not reasonably certain to be exercised. Our lease agreements do not contain any residual value guarantees or restrictive covenants or options to purchase the leased property. The amount of right of use assets and lease liabilities recorded on our Consolidated Balance Sheet at December 31, 2021 and 2020, respectively, are as follows. Leases (In Thousands) Assets: Operating Liabilities: Current Operating Noncurrent Operating Total lease liabilities Classification Other assets Other current liabilities Other liabilities   December 31, 2021    December 31, 2020    $ 3,441    $ 3,372  1,405      3,301      4,706    $ 1,134  2,668  3,802    $ Future payments to be made on our operating lease liabilities at December 31, 2021 will be as follows. Maturity of lease liabilities (In Thousands) 2022 2023 2024 2025 2026 After 2026 Total lease payments Less: Interest Present value of lease liabilities Operating leases  2,205  1,183  741  748  680  316  5,873  (1,167) 4,706    $   $ As most of our leases do not provide an implicit interest rate, we use our incremental borrowing rate based on the information available at the commencement date in determining the present value of lease payments. We used the incremental borrowing rate on January 1, 2019 for operating leases that began prior to that date. Lease costs included in general and administrative expense for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, respectively, are as follows. (In Thousands) Lease costs Operating lease costs Short-term leases Variable lease costs Sublease income Net lease cost Classification General and administrative General and administrative General and administrative General and administrative 80 Year Ended    Year Ended    Year Ended    December 31, 2021    December 31, 2020    December 31, 2019  1,336    $ 4,840  313  (3) 6,486  1,270    $ 3,483      392      —      5,145    $ 1,369    $ 2,529      412      —      4,310    $   $                                                                                                                                   Table of Contents Our weighted average remaining lease term and weighted average discount rate at December 31, 2021 is as follows. Lease term and discount rate Weighted average remaining lease term in years Weighted average discount rate   December 31, 2021  3.3  7.4% The cash paid for operating leases included in operating cash flows and in the measurement of lease liabilities for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019 was $1.8 million, $1.0 million and $1.4 million, respectively. Right of use assets obtained in exchange for operating lease obligations were $0.3 million, $0.3 million and $0.8 million, for the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, respectively. 81                       Table of Contents (7) ASSETS HELD FOR SALE, ASSET SALES AND ASSET IMPAIRMENTS In 2019, we made a strategic decision to reduce the size of our fleet and to remove assets that were not considered to be part of our long-term plans. As a result, we evaluated our fleet for vessels to be considered for disposal and identified 46 (approximately 20% of our total vessels at the time) vessels to be classified as held for sale. Beginning in the first quarter of 2020, the industry and world economies were affected by a global pandemic and a concurrent reduction in the demand for and the price of crude oil. The pandemic and oil price impact severely affected the oil and gas industry and caused us to expand our disposal program to include more  vessels.  In  2020, we  added  32  vessels  to  our  assets  held  for  sale.  During  2020, we  sold  a  total  of  53  of  the  vessels  that  were  classified  as  held  for  sale, moved two vessels back into our active fleet and had 23 vessels remaining in the held for sale account as of December 31, 2020. We also sold three vessels from our active fleet in 2020. During 2021, we sold a total of nine vessels that were classified as held for sale, added seven vessels to our assets held for sale, moved three vessels back into our active fleet and have 18 vessels remaining in the held for sale account as of December 31, 2021. In addition, we sold 10 vessels from our active fleet in 2021. One of the vessel sales was to a  third-party operator, Jackson Offshore, which has a person in senior management, Matthew Rigdon, its Chief Operating Officer, who is the son of Larry Rigdon, the chairman of our Board of Directors. This vessel was sold for proceeds of $11.4 million, all of which was collected in the second quarter of  2021, and we recognized a gain of $4.3 million on the sale. We realized proceeds from sales of vessels and other assets during the years ended December 31, 2021 and 2020 of $34.0 million and $38.3 million, respectively. See the following tables for additions and dispositions related to assets held for sale as well as net gains (losses) on sales of vessels and impairments recorded when the assets were valued at net realizable value upon classification as held for sale. Following is the activity in assets held for sale during the years ended December 31: (In Thousands, except number of vessels) Number of Vessels      Number of Number of 2021      Vessels      2020      Vessels      2019  Beginning balance Additions Sales Reactivation Impairment Ending balance 23    $ 7      (9)     (3)     —      18    $ 34,396      18,096      (15,433)     (7,250)     (15,388)     14,421      46    $ 32      (53)     (2)     —      23    $ 39,287      97,663      (26,877)     (500)     (75,177)     34,396      —    $ 46      —      —      —      46    $ —  66,033  —  —  (26,746) 39,287  Following is the summary of vessel sales and the gains on sales of vessels for the years ended December 31: (In Thousands, except number of vessels) Vessels sold from active fleet Gain on sale of active vessels, net Vessels sold from assets held for sale Gain (loss) on vessels sold from assets held for sale, net Total vessels sold Total gain (loss) on sales of vessels, net 2021    10      3,499    $ 9      (6,209)   $ 19      (2,710)   $ 2020    3      1,217    $ 53      6,384    $ 56      7,601    $ 2019  40  2,434  —  —  40  2,434    $   $   $ 82                                                                                                                                                                 Table of Contents During the years ended  December 31, 2021, 2020, and 2019, we recorded $13.7 million, $75.2 million, and $26.7 million, respectively, in impairment related to our assets held for sale. In 2021, we recaptured $1.7 million of impairment charged in  2020 to a vessel that we reactivated in  2021. In 2020, we recaptured $1.0 million in impairment charged in 2019 to two vessels reactivated in  2020. Such recaptures are included in our total net impairment numbers disclosed here. We will from time to time reactivate vessels from assets held for sale back into the active fleet. Upon reactivation, we determine the appropriate fair value of the vessel and  recapture  any  prior  impairment  expense  to  the  extent  the  active  fair  value  exceeds  the  assets  held  for  sale  net  realizable  value.  The  value  assigned  to  the reactivated vessel is limited to its book value, adjusted for depreciation, prior to its classification as an asset held for sale. We consider the valuation approach for our assets held for sale to be a Level 3 fair value measurement due to the level of estimation involved in valuing assets to be recycled or sold. We estimate the net realizable  value  of  our  assets  held  for  sale  using  various  methodologies  including  third party  appraisals,  sales  comparisons,  sales  agreements  and  scrap  yard tonnage prices. Estimates generally fall in ranges rather than exact numbers due to the nature of sales of offshore vessels and industry conditions. Our value ranges depend  on  our  expectation  of  the  ultimate  disposition  of  the  vessel.  We  will  in  all  circumstances  attempt  to  achieve  maximum  value  for  our  vessels,  but  also recognize that certain vessels are more likely to be recycled, especially given the time and effort required to achieve a sale and the costs incurred to maintain a vessel while a searching for a buyer. We establish ranges that in many cases have scrap value as the low end of the range and an expected open market sale value at the top of the range. When there is no expectation within the range that is considered more likely than any other, we apply equal probability weighting to the low and high ends of the valuation range. We do not separate our asset impairment expense by segment because of the significant movement of our assets between segments. In conjunction with our review of conditions that would indicate potential impairment in the value of our assets, we identified certain obsolete marine service parts and supplies inventory and charged $1.9 million, $3.0 million and $5.2 million, respectively, of impairment expense for the years ended December 31, 2021, 2020, and 2019. We considered this valuation approach to be a Level 3 fair value measurement due to the level of estimation involved in valuing obsolete inventory. In 2011, we contracted with a Brazilian shipyard to construct a vessel that was not completed. We initiated arbitration proceedings seeking completion of the hull or rescission of the contract and the return of funds. In response, the shipyard initiated a separate lawsuit seeking the amounts due under the contract. As of the fresh-start date, we recorded $1.8 million in other assets which represented the unimpaired balance of the construction costs that were expected to be returned to us once the dispute was resolved. During 2019, our final appeal was denied and the case was remanded back to the original courts. Our local counsel informed us that it was now more likely than not, that the shipyard would prevail in the dispute and that we would be liable for an additional payment of $4.0 million. As a result, a $5.8 million expense was recorded in the fourth quarter of  2019. In 2020, the dispute with the shipyard was settled. We conveyed the ownership of the partially completed vessel to the shipyard in exchange for a release of all obligations under the contract with the shipyard. Accordingly, a $4.0 million credit was recorded in the fourth quarter of 2020 to impairment expense, as no additional amounts are payable under the contract to the shipyard. Impairments incurred during the last three years are primarily the result of our customers' reduction in offshore exploration and production expenditures caused by the ongoing and sustained low levels of crude oil and natural gas prices as well as our efforts to reduce the oversupply of vessels which currently exists in the offshore support vessel market through the sale and recycling of vessels. Following is a summary of impairment of vessels in our active fleet, assets held for sale, marine service and vessel supplies and other impairment and costs during the years ended December 31: (In Thousands, except number of vessels) Number of Vessels      Number of Number of 2021      Vessels      2020      Vessels      2019  Assets held for sale Reactivation of asset held for sale Obsolete inventory Other Total impairment and other expense 8    $ 1      —      —           $ 15,388      (1,650)     1,905      —      15,643      83 47    $ —      —      —           $ 75,177      —      2,959      (4,027)     74,109      35    $ —      —      —           $ 26,746  —  5,223  5,804  37,773                                                                                          Table of Contents In the first quarter of 2020, the World Health Organization declared an outbreak of a coronavirus (COVID-19) to be a pandemic (the COVID-19 pandemic) and, in response,  much  of  the  industrialized  world  had  initiated  severe  measures  to  lessen  its  impact.  The  ongoing  COVID-19 pandemic  created  significant  volatility, uncertainty, and economic disruption throughout 2020 and 2021. With respect to our sector, the COVID-19 pandemic resulted in a much lower demand for oil as national,  regional,  and  local  governments  imposed  travel  restrictions,  border  closings,  restrictions  on  public  gatherings,  stay  at  home  orders,  and  limitations  on business operations in order to contain its spread. During this same time period, oil-producing countries struggled to reach consensus on worldwide production levels, resulting  in both a market  oversupply of oil and a precipitous  fall in crude oil prices. Combined, these conditions  adversely  affected  our operations  and business beginning in late March 2020 and continuing through the remainder 2020 and  2021. Our industry  began to experience  signs of recovery  in the  fourth quarter of 2021 and into the current year. The initial reduction in demand for hydrocarbons together with a decline in the price of crude oil at the outset of the pandemic, resulted in our primary customers, the oil and gas companies, making material reductions to their planned spending on offshore projects, compounding the effect of COVID-19 on offshore operations. Further, these conditions, separately or together, are expected to continue to impact the demand for our services, the utilization and/or rates we can achieve for our assets and services, and the outlook for our industry in general. In the first and second quarters of 2020, we considered these events to be indicators that the value of our active offshore vessel fleet may be impaired. As a result, in the first two quarters of 2020, we performed Step 1 evaluations of our active offshore fleet under FASB Accounting Standards Codification 360, which governs the  methodology  for  identifying  and  recording  impairment  of  long-lived  assets  to  determine  if  any  of  our  asset  groups  have  net  book  value  in  excess  of undiscounted future net cash flows. Our evaluations did not indicate impairment of any of our asset groups. Beginning with the  third quarter of  2020, conditions related to the pandemic and oil price environment stabilized and in the fourth quarter industry conditions marginally improved. Similarly, during the year ended December 31, 2021, we have not seen any indications in the industry that would indicate impairment of any of our asset groups. As a result, we did  not identify additional events or conditions that would require us to perform a Step 1 evaluation during 2021. We will continue to monitor the expected future cash flows and the fair market value of our asset groups for impairment. Please refer to Note (1) for a discussion of our accounting policy for accounting for the impairment of long-lived assets. 84             Table of Contents (8) EMPLOYEE RETIREMENT PLANS Defined Benefit Pension Plan We have a defined benefit pension plan (pension plan) that covers certain U.S. employees. On December 31, 2010, the pension plan was frozen and accrual of benefits was discontinued. We contributed $1.1 million to the plan during the year ended December 31, 2019. We did not contribute to the plan during the years ended December 31, 2021 and 2020, respectively. We may contribute to this plan in 2022, but the amount, if any, has not been determined. We had defined benefit pension plans that covered a small number of current and former Norwegian employees. All Norwegian plan participants were transferred from our defined benefit plans into a defined contribution plan during 2020. Amounts contributed to these defined benefit plans were immaterial during the two years ended December 31, 2020.  Supplemental Executive Retirement Plan We  also  offered  a  non-contributory,  defined  benefit  supplemental  executive  retirement  plan  (supplemental  plan)  that  provides  pension  benefits  to  certain employees  in  excess  of  those  allowed  under  our  tax-qualified  pension  plan.  The  supplemental  plan  was  closed  to  new  participation  in  2010 and  was  frozen effective January 1, 2018. We contributed $1.6 million, $1.6 million and $3.2 million during the years ended December 31, 2021, 2020 and  2019, respectively. Any future accrual of benefits under the supplemental plan or other contributions to the supplemental plan will be determined at our sole discretion. Investment Strategies U.S. Pension Plan The  obligations  of  our  pension  plan  are  supported  by  assets  held  in  a  trust  for  the  payment  of  benefits.  We  are  obligated  to  adequately  fund  the  trust.  For  the pension plan assets, we have the following primary investment objectives: (1) closely match the cash flows from the plan’s investments from interest payments and maturities  with  the  long-term  financial  obligations  from  the  plan’s  liabilities;  and  (2)  enhance  the  plan’s  investment  returns  without  taking  on  undue  risk  by industries, maturities or geographies of the underlying investment holdings. The plan has historically invested in a fixed income only strategy, however because interest rates are forecasted by the United States (U.S.) Federal Reserve to remain low through 2023, it was determined in 2020 that the portfolio should be more broadly diversified. The pension plan’s current target rate of return is  150 basis points above the simple average of the Bloomberg Barclays US Aggregate Bond Index return and the total return of the S&P 500 including dividends. The fixed income portion of the pension plan investment portfolio will be approximately 50% and is comprised primarily of US Government bonds. The remainder of  the  portfolio  will  include  a  well-diversified  structure  that  will  include  a  wide  array  of  asset  classes  comprised  of  domestic  equities  with  a  small  percentage allocated to foreign markets. Alternative investments are allowed but may not exceed 25% of the market value of the portfolio. Illiquid equity holdings, private placements or restricted equities are not permissible investments for the plan. The cash flow requirements of the pension plan are analyzed at least annually. The plan does not invest in Tidewater stock. Our policy for the pension plan is to contribute no less than the minimum required contribution by law and  no more than the maximum deductible amount. The pension plan assets are periodically evaluated for concentration risks. As of December 31, 2021, we did not have any individual asset investments that comprised 10% or more of each plan’s overall assets. 85                           Table of Contents U.S. Pension Plan Asset Allocations The following table provides the target and actual asset allocations for the pension plan: U.S. Pension plan: Cash Debt securities Equity securities Total Fair Value of Pension Plans Assets Actual as of    December 31, 2021  Actual as of    December 31, 2020  Target  —%    50%    50%    100%    2%    34%    64%    100%    3% 53% 44% 100% Tidewater’s plan assets are accounted for at fair value and are classified within the fair value hierarchy based on the lowest level of input that is significant to the fair value measurement, except for investments for which fair value is measured using the net asset value per share expedient. The following table provides the fair value hierarchy for our domestic pension plan measured at fair value as of December 31, 2021: (In Thousands) Pension plan measured at fair value: Equity securities, primarily exchange traded funds Debt securities, primarily mutual funds Cash and cash equivalents Total fair value of plan assets Fair Value      $   $ 36,240    $ 19,628      911      56,779    $ Quoted prices in    active    markets    (Level 1)    Significant    observable    inputs    (Level 2)    Significant      unobservable    inputs    (Level 3)    Measured at  Net Asset  Value  36,240    $ 19,628      —      55,868    $ —    $ —      911      911    $ —    $ —      —      —    $ —  —  —  —  The fair value hierarchy for the pension plans assets measured at fair value as of December 31, 2020, are as follows: (In Thousands) Pension plan measured at fair value: Equity securities, primarily exchange traded funds Debt securities, primarily exchange traded funds Cash and cash equivalents Total fair value of plan assets   $   $ Fair Value    24,947    $ 29,922      1,626      56,495    $ 86 Quoted prices in    active    markets    (Level 1)    Significant    observable    inputs    (Level 2)    Significant      unobservable    inputs    (Level 3)    Measured at  Net Asset  Value  21,780    $ 17,925      —      39,705    $ —    $ —      1,626      1,626    $ —    $ —      —      —    $ 3,167  11,997  —  15,164                                                                                                                                                                                                                                        Table of Contents Plan Assets and Obligations Changes  in  combined  plan  assets  and  obligations  and  the  funded  status  of  the  U.S.  defined  benefit  pension  plan,  Norway’s  defined  benefit  pension  plan (discontinued in the fourth quarter of 2020), and the supplemental plan (Pension Benefits), are as follows: (In Thousands) Change in benefit obligation: Benefit obligation at beginning of the period Service cost Interest cost Benefits paid Actuarial (gain) loss (A) Settlement Foreign currency exchange rate changes Benefit obligation at end of the period Change in plan assets: Fair value of plan assets at beginning of the period Actual return Actuarial loss Administrative expenses Employer contributions Benefits paid Settlement Foreign currency exchange rate changes Fair value of plan assets at end of the period Unfunded status at end of the period Net amount recognized in the balance sheet consists of: Current liabilities Noncurrent liabilities Net amount recognized   $   $   $   $   $   $ Year Ended December 31, 2020    2021    $ 88,960  —  2,168  (5,693)   (1,127)   —  —  84,308    $   $ 56,495  4,374  —  —  1,603  (5,693)   —  —  56,779  (27,529)   $ (1,578)   $ (25,951)   (27,529)   $ 91,654    $ 112      2,907      (5,990)     5,277      (4,407)     (593)     88,960    $ 59,625    $ 6,890      18      (49)     1,615      (5,990)     (5,000)     (614)     56,495      (32,465)   $ (1,524)   $ (30,941)     (32,465)   $ 2019  90,247  427  3,751  (5,967) 8,198  (4,978) (24) 91,654  56,790  7,498  983  (68) 5,027  (5,967) (4,638) —  59,625  (32,029) (1,422) (30,607) (32,029)      (A) The change in the actuarial (gain) loss for the three years ended December 31, 2021 was primarily attributable to changes in the discount rate. The following table provides combined information for pension plans with an accumulated benefit obligation in excess of plan assets (includes both the pension plans and supplemental plan): (In Thousands) Projected and accumulated benefit obligation Fair value of plan assets   $ December 31,    2021    84,308    $ 56,779      December 31,  2020  88,960  56,495  Net periodic combined benefit cost for the pension plans and the supplemental plan includes the following components: (In Thousands) Service cost Interest cost Expected return on plan assets Administrational expenses Payroll tax of net pension costs Amortization of net actuarial losses Settlement/curtailment (gain) loss Net periodic pension cost   $   $ 87 2021    Year Ended December 31, 2020    109    $ 2,907      (2,191)     49      14      (5)     738      1,621    $ —    $ 2,168      (2,174)     —      —      145      —      139    $ 2019  427  3,751  (2,375) 71  55  (592) (219) 1,118                                                                                                                                                                                                                                              Table of Contents The components of the net periodic combined pension cost, except for the service costs are included in the caption “Interest income and other, net.” Service costs are included in the caption “Vessel operating costs.” Other changes in combined plan assets and benefit obligations recognized in other comprehensive (income) loss include the following components: (In Thousands) Net (gain) loss Settlement recognized Total recognized in other comprehensive (income) loss, before tax and net of tax Pension Benefits Year Ended December 31, 2020    (568)   $ —      (568)   $ 2021    (3,472)   $ —      (3,472)   $   $   $ 2019  2,612  (182) 2,430  We do not expect to recognize any unrecognized actuarial (loss) gain or unrecognized prior service credit (cost) as a component of net periodic benefit costs during the next year. Discount rates of 2.85% and 2.5% were used to determine net benefit obligations as of December 2021 and 2020, respectively. Assumptions used to determine net periodic benefit costs are as follows: Discount rate Expected long-term rate of return on assets Rates of annual increase in compensation levels Pension Benefits 2021  2.5%    4.0%    N/A  2020  3.5% 4.0% 2.3% To develop the expected long-term rate of return on assets assumption, we considered the current level of expected returns on various asset classes. The expected return for each asset class was then weighted based on the target asset allocation to develop the expected return on plan assets assumption for the portfolio. Based upon the assumptions used to measure our qualified pension benefit obligations at December 31, 2021, we expect that the combined benefits for the pension and the supplemental plan to be paid over the next ten years will be as follows: Year ending December 31, (In Thousands) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 – 2031 Total 10-year estimated future benefit payments 88 Pension  Benefits  5,911  5,863  5,816  5,746  5,648  26,188  55,172    $   $                                                                                                 Table of Contents Defined Contribution Plans Retirement Contributions Prior to 2019, all eligible U.S. fleet personnel received retirement contributions. This benefit was noncontributory by the employee, but we contributed, in cash, 3% of an eligible employee’s compensation to a trust on behalf of the employees which vested over five years. We ceased contributing to the employee retirement plan effective January 1, 2018. Any future employer contributions to this plan will be determined at our discretion. 401(k) Savings Contribution Upon meeting various citizenship, age and service requirements, employees are eligible to participate in a defined contribution savings plan and can contribute from 2% to 75% of their base salary to an employee benefit trust. Effective October 31, 2021, we matched, in cash, 50% of the first 6% of eligible compensation deferred by the employee. As of  December 31, 2021, the amount contributed was $0.1 million. Any future employer contributions to this plan will be determined at our discretion. The plan held no shares of Tidewater common stock for the years ended December 31, 2021 and 2020, respectively. Other Plans A non-qualified supplemental savings plan is provided to executive officers who defer additional eligible compensation that cannot be deferred under the existing 401(k) plan due to IRS limitations. An optional company match or contribution of restoration benefits was ceased effective January 1, 2018. We  also  provided  retirement  benefits  to  our  eligible  non-U.S.  citizen  employees  working  outside  their  respective  country  of  origin  pursuant  to  a  self-directed multinational program. Participants could contribute 1% to 50% of their base salary. A company match was ceased prior to January 1, 2018.  plan  provided  the  employees  were  not enrolled  in  any  home  country  pension  or  retirement  defined  contribution  retirement Multi-employer Pension Obligations Certain of our current and former U.K. subsidiaries are participating in two multi-employer retirement funds known as the Merchant Navy Officers Pension Fund, or  MNOPF  and  the  Merchant  Navy  Ratings  Pension  Fund  or  MNRPF.  At  December  31,  2021  and  2020,  we  had  recorded  $0.9  million  and  $0.7  million, respectively, related to these liabilities. The status of the funds is calculated by an actuarial firm every several years. The last assessment was completed in March 2018 for the MNOPF Plan and March 2017 for the MNRPF Plan. We expense $0.2 million per annum for these plans. 89                             Table of Contents (9)     STOCK-BASED COMPENSATION AND INCENTIVE PLANS Our  long-term  incentive  plans  have  included  restricted  stock  units  (RSUs),  stock  options  and  phantom  stock.  As  of  December  31,  2021,  the  Tidewater  Inc. 2021 Stock  Incentive  Plan  (the  “2021 Plan”),  the  Tidewater  Inc.  2017 Stock  Incentive  Plan  (the  “2017 Plan”)  and  the  GulfMark  Management  Incentive  Plan (“Legacy GLF Plan”) are our only three active equity incentive plans and the only types of awards outstanding under either plan are RSUs and stock options that settle in shares of Tidewater common stock. The number of common stock shares reserved for issuance under the plans and the number of shares available for future grants are as follows: Shares of common stock reserved for issuance under the plans Shares of common stock available for future grants Restricted Stock Units Year Ended December 31, 2020    2021    6,473,228      3,037,187      3,973,228      1,591,577      2019  3,973,228  2,187,101  We have granted RSUs to key employees, including officers and non-employee directors. We have generally awarded time-based units, where each unit represents the right to receive, at the end of a vesting period, one unrestricted share of Tidewater common stock with no exercise price.  We have also awarded performance-based  RSUs, where each  unit represents  the right to receive,  at the end of a vesting period, up to two shares of Tidewater common stock with no exercise price based on various operating and financial metrics. The fair value of the performance-based and time-based RSUs is based on the market price of our common stock on the date of grant. The restrictions on the time-based RSUs awarded to key employees lapse over a three-year period from the date of the award. The restrictions on the time-based RSUs awarded to non-employee directors lapse over a one-year period. Time-based RSUs require no goals to be achieved other than the passage of time and continued employment. The restrictions on the performance-based restricted stock units lapse if we meet specific targets as defined. During the restricted period, the RSUs may not be transferred or encumbered, but the recipient has the right to receive dividend equivalents on the  restricted  stock  units,  and  there  are  no voting  rights  until  the  restricted  stock  units  vest.  If  dividends  are  declared,  dividend  equivalents  are  accrued  on performance-based restricted shares and ultimately paid only if the performance criteria are achieved. RSU compensation costs are recognized on a straight-line basis over the vesting period, and are net of forfeitures. RSUs granted to officers and employees under all the incentive plans generally have a vesting period over three years in equal installments from the date of grant, except  that  (i)  the  RSUs  granted  to  directors  vest  over  one year  and  (ii)  certain  RSUs  granted  to  our  officers  are  performance  based  and  vest  on  the  third anniversary of the date of grant, based on our performance as measured. The following table sets forth a summary of our restricted stock unit activity: Non-vested balance at December 31, 2018 Granted Vested Cancelled/forfeited Non-vested balance at December 31, 2019 Granted Vested Non-vested balance at December 31, 2020 Granted Vested Cancelled/forfeited Non-vested balance at December 31, 2021 Weighted- average    Grant-Date    Fair Value    24.21      23.44      24.45      24.70      23.32      5.95      24.05      8.95      13.26      10.97      24.50      10.37        $   $   $   $ Restrictions on 299,000 time-based units outstanding at December 31, 2021 will lapse during fiscal 2022. 90 Grant Date    Fair Value    Time    Weight-average      Based    Units    1,081,084    $ 186,143      (784,868)     (78,591)     403,768    $ 594,234      (265,919)     732,083    $ 452,403      (406,604)     (1,769)     776,113    $ 26.04      24.50      —      24.50      25.54      —      26.04      24.50      —      —      —      24.50      Performance  Based Units  63,365  101,143  —  (70,694) 93,814  —  (63,365) 30,449  —  —  —  30,449                                                                                        Table of Contents Restricted stock unit compensation expense and grant date fair value are as follows: (In Thousands) Grant date fair value of restricted stock units vested Restricted stock unit compensation expense   $ Year Ended December 31, 2020    6,395    $ 5,117      2021    4,460    $ 5,638      2019  19,193  19,603  As of December 31, 2021, total unrecognized RSU compensation costs totaled approximately $3.3 million, or $2.6 million net of tax which will be recognized over a weighted average period of two years, compared to $4.7 million, or $3.7 million net of tax, at  December 31, 2020 and $6.3 million, $5.0 million, net of tax, at December 31, 2019. No RSU compensation costs were capitalized as part of the costs of an asset. The amount of unrecognized RSU compensation costs will be affected by any future restricted stock unit grants and by the separation of an employee who has received RSUs that are unvested as of their separation date. There were no modifications  to  the  RSUs  during  the  years  ended  December  31, 2021,  2020 and  2019.  Forfeitures  are  recognized  as  an  adjustment  to  compensation expense for all RSUs in the same period as the forfeitures occur. Stock Option Plan Tidewater has 603,756 stock options that were granted in 2020 and 2021 of which 488,890 are outstanding as of December 31, 2021. The fair value of the options on  the  grant  dates,  as  determined  under  the  Black  Scholes  model,  range  from  $3.23  per  option  to  $3.69  per  option.  The  weighted  average  exercise  price  of unexercised options at December 31, 2021 was $11.46, with a weighted average remaining contractual term of 8.8 years. The stock options vest ratably over a three-year period and have a life of ten years. None of the stock options have been forfeited or exercised, however, 114,866 stock options are exercisable. As of December 31, 2021, there was $1.2 million of unrecognized compensation costs related to the stock options that is expected to be recognized over a weighted- average period of 1.8 years. Phantom Stock Plan We previously provided a Phantom Stock Plan to provide additional incentive compensation to key employees. Participants had the right to receive the value of a share of common stock in cash at vesting. Participants had no voting or other rights as a stockholder. The phantom shares generally had a three-year vesting period. The following table sets forth a summary of our phantom stock activity: Non-vested balance at December 31, 2018   $ Vested Non-vested balance at December 31, 2019   $ Weighted-      average    Grant-Date    Fair Value    226.50      226.50      —      Time    Based    Shares    4,517    $ (4,517)     —    $ Weighted-      average      Grant-Date    Fair Value    1.00      1.00      —      Weighted-      average      Grant-Date    Fair Value    2.94      2.94      —      Series A    Warrants    7,650    $ (7,650)     —    $ Series B  Warrants  8,269  (8,269) —  The grant date fair value of phantom stock vested was $1.1 million for the year ended December 31, 2019. Phantom stock compensation expense was immaterial. 91                                                                                 Table of Contents (10) STOCKHOLDERS’ EQUITY Common Stock The number of shares of authorized and issued common stock and preferred stock are as follows: Common stock shares authorized Common stock par value Common stock shares issued Preferred stock shares authorized Preferred stock par value Preferred stock shares issued Common Stock Repurchases No shares were repurchased during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019. Dividend Program There were no dividends declared during the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019. Warrants   $ December 31,    2021    125,000,000      0.001    $ 41,307,617      3,000,000      No par    —      December 31,  2020  125,000,000  0.001  40,704,984  3,000,000  No par  —  During 2017, we issued 11,543,814 New Creditor Warrants upon emergence from bankruptcy. In addition, 2,432,432 Series A Warrants and 2,629,657 Series B Warrants were issued to the holders of common stock with exercise prices of $57.06 and $62.28, respectively. As of December 31, 2021, we had 635,663 shares of common stock issuable upon the exercise of the New Creditor Warrants. No Series A Warrants or Series B Warrants have been exercised. In  conjunction  with  the  merger  with  GulfMark,  Tidewater  assumed  approximately  2.3  million  $0.01  Creditor  Warrants  (GLF  Creditor  Warrants)  and approximately  0.8  million  Equity  Warrants  (GLF  Equity  Warrants)  with  an  exercise  price  of  $100  and  each  warrant  becoming  exercisable  for  1.1  shares  of Tidewater common stock on substantially the same terms and conditions as provided in the warrant agreements governing the GLF Creditor Warrants and the GLF Equity Warrants. As of December 31, 2021, we had 559,125 GLF Creditor Warrants outstanding. No GLF Equity Warrants have been exercised. At-the-market offering On November  16,  2021,  we  entered  into  an  At-the-market  Sales  Agreement  (the  Agreement)  with  Virtu  Americas  LLC  and  DNB  Markets,  Inc.  (the  Agents) pursuant  to  which  we  may  offer  and  sell  shares  of  our  common  stock,  par  value  $0.001  per  share  (the  Shares),  having  an  aggregate  offering  price  of  up  to $30,000,000 from time to time through the Agents acting as sales agent or directly to either Agent acting as principal. The offer  and sale  of the Shares  to be sold pursuant  to the Agreement  have been registered  under  the Securities  Act of  1933, as amended (the Securities Act), pursuant to our registration statement on Form S-3 (Registration No. 333-234686) filed with the Securities and Exchange Commission (the Commission), which was declared effective by the Commission. Sales, if any, of the Shares pursuant to the Agreement will be made in “at the market offerings” as defined in Rule 415 promulgated under the Securities Act, including, without limitation, sales made directly on or through The New York Stock Exchange or on any other existing trading market for the Shares or to or through a market maker or any other method permitted by law. The  Agreement  contains  customary  representations,  warranties  and  covenants,  customary  indemnification  and  contribution  obligations,  including  for  certain liabilities  under  the  Securities  Act,  other  obligations  of  the  parties  and  termination  provisions.  Under  the  terms  of  the  Agreement,  we  will  pay  the  Agents  a commission  up  to  3.0%  of  the  gross  proceeds  from  each  sale  of  the  Shares.  In  addition,  we  have  agreed  to  pay  certain  expenses  incurred  by  the  Agents  in connection  with  entering  into  the  Agreement  and  the  offering.  The  Agreement  will  terminate  upon  the  earlier  of  (i)  such  date  that  the  aggregate  gross  sales proceeds of Shares sold pursuant to the Agreement equal the total dollar amount listed in the Agreement or (ii) the termination of the Agreement by us or an Agent in accordance with the terms of the Agreement. 92                                                           Table of Contents We have no obligation  to sell any of the Shares under the Agreement  and  may at any time  suspend  the offering  of its  Shares  upon notice  and subject  to other conditions. Shelf Registration On July 13, 2021, we filed a Post Effective Amendment to our Registration Statement on Form S-3 which became effective on July 20, 2021. Under this “shelf” registration, we may offer and sell up to $300.0 million of any combination of common stock, debt securities, depository shares, preferred stock or warrants from time to time in one or more classes or series and in amounts, at prices and on terms that we will determine at the time of the offering. Any debt securities we issue may be guaranteed by one or more of our existing and future subsidiaries. We  may offer and sell these securities to or through underwriters, dealers or agents or directly  to  one or  more  purchasers.  A  prospectus  supplement  for  each  offering  of  securities  will  describe  in  detail  the  plan  of  distribution.  The  names  of  any underwriters,  dealers  or  agents  involved  in  the  offer  and  sale  of  any  securities  and  the  specific  manner  in  which  they  may be  offered  will  be  set  forth  in  the prospectus supplement covering the offer and sale of those securities. Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) The changes in accumulated other comprehensive income (loss) by component, net of tax, are as follows: (In Thousands) Balance at December 31 Pension benefits recognized in OCI Balance at December 31 Tax Benefits Preservation Plan Year Ended December 31, 2020    (236)   $ (568)     (804)   $ 2021    (804)   $ 3,472      2,668    $ 2019  2,194  (2,430) (236)   $   $ On April 13, 2020, we adopted a Tax Benefits Preservation Plan (the Plan) as a measure to protect our existing net operating loss carryforwards and foreign tax credits (Tax Attributes) and to reduce our potential future tax liabilities. Use of our Tax Attributes would be substantially limited if we experienced an “ownership change” as defined in Section 382 of the Internal Revenue Code. The Plan was terminated on December 15, 2021. 93                                     Table of Contents (11)     COMMITMENTS AND CONTINGENCIES Currency Devaluation and Fluctuation Risk Due to our international operations, we are exposed to foreign currency exchange rate fluctuations and exchange rate risks on all charter hire contracts denominated in foreign currencies. For some of our international contracts, a portion of the revenue and local expenses are incurred in local currencies with the result that we are at risk of changes in the exchange rates between the U.S. dollar and foreign currencies. We generally do not hedge against any foreign currency rate fluctuations associated  with  foreign  currency  contracts  that  arise  in  the  normal  course  of  business,  which  exposes  us  to  the  risk  of  exchange  rate  losses.  To  minimize  the financial  impact  of  these  items,  we  attempt  to  contract  a  significant  majority  of  our  services  in  U.S.  dollars.  In  addition,  we  attempt  to  minimize  the  financial impact  of  these  risks  by  matching  the  currency  of  the  company’s  operating  costs  with  the  currency  of  the  revenue  streams  when  considered  appropriate.  We continually monitor the currency exchange risks associated with all contracts not denominated in U.S. dollars. Legal Proceedings Various  legal  proceedings  and  claims  are  outstanding  which  arose  in  the  ordinary  course  of  business.  In  the  opinion  of  management,  the  amount  of  ultimate liability, if any, with respect to these actions, will not have a material adverse effect on our financial position, results of operations, or cash flows. 94               Table of Contents (12) ACCRUED EXPENSES, OTHER CURRENT LIABILITIES, AND OTHER LIABILITIES A summary of accrued expenses as of December 31, is as follows: (In Thousands) Payroll and related payables Accrued vessel expenses Accrued interest expense Other accrued expenses A summary of other current liabilities as of December 31, is as follows: (In Thousands) Taxes payable Other A summary of other liabilities as of December 31, is as follows: (In Thousands) Pension liabilities Liability for uncertain tax positions Other 95   $   $   $   $   $   $ 2021    18,627    $ 19,662      1,859      11,586      51,734    $ 2021    18,977    $ 4,888      23,865    $ 2021    26,872    $ 29,283      12,029      68,184    $ 2020  17,201  17,129  3,240  14,852  52,422  2020  23,883  8,902  32,785  2020  31,736  35,304  12,752  79,792                                                                                                Table of Contents (13)     SEGMENT INFORMATION, GEOGRAPHICAL DATA AND MAJOR CUSTOMERS The following table provides a comparison of revenues, vessel operating profit (loss), depreciation and amortization, additions to properties and equipment and assets  by  segment  and  in  total.  Vessel  operating  profit  (loss)  is  calculated  as  vessel  revenues  less  vessel  operating  costs,  segment  depreciation  expenses,  and segment general and administrative costs. Vessel revenues and operating costs relate to our owned and operated vessels while other operating revenues relate to the activities of our other miscellaneous marine-related businesses. (In Thousands) Revenues: Vessel revenues: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total vessel revenues Other operating revenues Total revenues Vessel operating profit (loss): Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Total vessel operating profit (loss) Other operating profit Corporate expenses Gain (loss) on asset dispositions, net Affiliate credit loss impairment expense Affiliate guarantee obligation Asset impairments and other Operating loss Depreciation and amortization: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Corporate and other Total depreciation and amortization Additions to properties and equipment: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Corporate Total additions to properties and equipment Total assets: Americas Middle East/Asia Pacific Europe/Mediterranean West Africa Corporate Total assets Year Ended December 31, 2020    2021    102,151    $ 102,537      80,914      75,967      361,569      9,464      371,033      (11,270)     (1,174)     (16,968)     (16,985)     (46,397)     7,233      (39,164)     (36,908)     (2,901)     (400)     —      (15,643)     (95,016)   $ 30,856    $ 25,992      28,163      26,196      3,337      114,544    $ —    $ (42)     764      6,341      1,888      8,951    $ 278,394    $ 183,287      293,760      223,988      116,351      1,095,780    $ 126,676    $ 97,133      83,602      78,763      386,174      10,864      397,038      4,944      (5,935)     (8,629)     (27,508)     (37,128)     7,458      (29,670)     (35,633)     7,591      (52,981)     (2,000)     (74,109)     (186,802)   $ 32,079    $ 24,244      29,222      27,787      3,377      116,709    $ 2,842    $ 2,629      1,059      6,028      2,342      14,900    $ 338,649    $ 226,422      302,214      242,825      141,067      1,251,177    $ 2019  136,958  90,321  123,711  126,025  477,015  9,534  486,549  (805) (6,044) (1,289) 8,298  160  6,734  6,894  (57,988) 2,263  —  —  (37,773) (86,604) 27,493  21,440  30,053  21,166  1,779  101,931  969  5,237  4,001  2,721  5,070  17,998  375,297  270,413  358,943  376,087  198,788  1,579,528    $   $   $   $   $   $   $   $ 96                                                                                                                                                                                                                                                                                           Table of Contents The following table discloses our customers that accounted for 10% or more of total revenues: Chevron Corporation Saudi Aramco * Less than 10% of total revenues. 97 Year Ended December 31, 2021  15.7%    11.8%    2020  14.3%    11.5%    2019  13.0% *                                Table of Contents (14) RESTRUCTURING CHARGES In the fourth quarter of  2018, we finalized plans to abandon duplicate office facilities in St. Rose and New Orleans, Louisiana; Houston, Texas; and Aberdeen, Scotland. Those closures resulted in $0.2, $1.5 million and $6.8 million respectively, of lease exit and severance charges in the years ended December 31, 2021, 2020 and 2019, respectively. These charges are included in general and administrative expense in our consolidated Statement of Operations. Activity for the lease exit and severance liabilities for the two years ended December 31, 2021 were: (In Thousands) Balance at December 31, 2019 Charges Cash payments Balance at December 31, 2020 Charges Cash payments Balance at December 31, 2021 Lease Exit Costs Europe/      Mediterranean      $ Severance      Corporate    Company    2,318    $ 63      (602)     1,779    $ 78      (1,495)     362    $ 272    $ 1,367      (1,639)     —    $ —      —      —    $ Total  4,381  1,501  (2,547) 3,335  174  (2,000) 1,509  1,791    $ 71      (306)     1,556    $ 96      (505)     1,147    $   $   $ 98                                                             Table of Contents (15) SUBSEQUENT EVENTS Sonatide Acquisition In January 2022 we acquired  the  51%  equity  interest  in  the  Sonatide  joint  venture  owned by our former  joint  venture  partner,  pursuant  to  a  Sale and  Purchase Agreement between Sonangol Holdings, LDA and us for $11.2 million in cash. This acquisition gives us complete control of our operations in Angola. The acquisition date fair value of the 49% equity interest in Sonatide held by us was zero and we do not expect to recognize a significant gain (loss) or goodwill as a result of remeasuring to the fair value of our equity interest. The fair value of our equity interest was determined using the consideration paid to our 51% joint venture  partner,  adjusted  for  the  difference  in  our  ownership  interest,  less  a  control  premium.  The  control  premium  was  calculated  using  the  expected  future commissions  to  be  received  by  our  joint  venture  partner  that  will  no longer  be  paid  times  our  EBITDA  (earnings  before  interest,  taxes,  depreciation  and amortization) multiple as determined by the independent investment analysts that follow our company.  Business combination related costs were expensed as incurred in general and administrative expense and consisted of various advisory, legal, accounting, valuation and other professional fees which were not material to our consolidated results of operations for the year ended December 31, 2021. Swire Pacific Offshore Holdings Ltd. Acquisition On March  9,  2022,  we  entered  into  a  definitive  agreement  to  acquire  Swire  Pacific  Offshore  Holdings  Ltd.  (“SPO”)  which  owns  50  offshore  support  vessels operating primarily in West Africa, Southeast Asia and the Middle East. The transaction is subject to customary closing conditions and is expected to close in the second quarter of 2022. At the closing of the transaction, we will pay $42.0 million in cash and issue 8,100,000 warrants, each of which is exercisable at $0.001 per share for one share of our common stock. The cash portion of the purchase price is subject to customary adjustment mechanisms related to SPO’s closing date working capital, cash and indebtedness. 99             Table of Contents ITEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE None. ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES Evaluation of Disclosure Controls and Procedures Disclosure controls and procedures are designed with the objective of providing reasonable assurance that information required to be disclosed in our reports, filed or  submitted  under  the  Securities  Exchange  Act  of  1934  (Exchange  Act),  such  as  this  Annual  Report  on  Form  10-K,  is  recorded,  processed,  summarized  and reported  within  the  time  periods  specified  in  the  Securities  and  Exchange  Commission  rules  and  forms.  Disclosure  controls  and  procedures  include,  without limitation, controls and procedures designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed by us in the reports that we file or submit under the Exchange Act is accumulated and communicated to our management, including our chief executive and chief financial officers, as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure. However, any control system, no matter how well conceived and followed, can provide only reasonable, and not absolute, assurance that the objectives of the control system are met. As of December 31, 2021, the end of the period covered by this report, we have evaluated, under the supervision and with the participation of our management, including  our  President,  Chief  Executive  Officer  and  Chief  Financial  Officer,  the  effectiveness  of  the  design  and  operation  of  our  disclosure  controls  and procedures (as defined in Rule 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Exchange Act, as amended). Based on that evaluation, our President, Chief Executive Officer, and Chief Financial Officer concluded that our disclosure controls and procedures are effective at the reasonable assurance level. Management’s Report on Internal Control over Financial Reporting Our  management  is  responsible  for  establishing  and  maintaining  adequate  internal  control  over  financial  reporting  (as  defined  in  Rule  13a-15(f)  under  the Securities Exchange Act of 1934). Our internal control over financial reporting was designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting  and  the  preparation  and  financial  statements  for  external  purposes  in  accordance  generally  accepted  accounting  principles.  Because  of  its  inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. Our management assessed the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2021. In making this assessment, management used the criteria set forth by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO) in Internal Control - Integrated Framework (2013). Based on our assessment, our management concluded that, as of December 31, 2021, our internal control over financial reporting was effective  based on those criteria. The  effectiveness  of  the  Company’s  internal  control  over  financial  reporting  as  of  December  31,  2021  has  been  audited  by  PricewaterhouseCoopers  LLP,  an independent registered public accounting firm, as stated in their report which appears herein. Changes in Internal Control Over Financial Reporting There were no changes in our internal control over financial reporting that occurred during the quarter ending December 31, 2021 that has materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting. ITEM 9B. OTHER INFORMATION Not applicable. ITEM 9C. DISCLOSURE REGARDING FOREIGN JURISDICTIONS THAT PREVENT INSPECTIONS Not applicable. 100                                     Table of Contents ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE PART III Information required by this item is incorporated by reference to our 2022 Proxy Statement, which will be filed with the SEC not later than 120 days subsequent to December 31, 2021. ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION Information required by this item is incorporated by reference to our 2022 Proxy Statement, which will be filed with the SEC not later than 120 days subsequent to December 31, 2021. ITEM 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS Information required by this item is incorporated by reference to our 2022 Proxy Statement, which will be filed with the SEC not later than 120 days subsequent to December 31, 2021. ITEM 13. CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS, AND DIRECTOR INDEPENDENCE Information required by this item is incorporated by reference to our 2022 Proxy Statement, which will be filed with the SEC not later than 120 days subsequent to December 31, 2021. ITEM 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES Information required by this item is incorporated by reference to our 2022 Proxy Statement, which will be filed with the SEC not later than 120 days subsequent to December 31, 2021. 101                     Table of Contents ITEM 15. EXHIBITS PART IV (a) The following documents are filed as part of this Annual Report on Form 10-K: (1) Financial Statements. A list of the consolidated financial statements filed as a part of this Annual Report on Form 10-K is set forth in Part II, Item 8 beginning on page 49 of this Annual Report on Form 10-K and is incorporated herein by reference. (2) Exhibits. The index below describes each exhibit filed as a part of this Annual Report on Form 10-K. Exhibits not incorporated by reference to a prior filing are designated by an asterisk; all exhibits not so designated are incorporated herein by reference to a prior filing as indicated.  2.1   Joint  Prepackaged  Chapter  11  Plan  of  Reorganization  of  Tidewater  Inc.  and  its  Affiliated  Debtors,  dated  May  11,  2017  (filed  with  the Commission as Exhibit A to Exhibit T3E.1 of the Form T-3 filed on May 12, 2017, File No. 22-29043). 2.2 2.3 2.4 3.1 3.2 3.3 4.1* 4.2 4.3 4.4   Disclosure Statement for Joint Prepackaged Chapter 11 Plan of Reorganization of Tidewater Inc. and its Affiliated Debtors, dated May 11, 2017 (filed with the Commission as Exhibit T3E.1 of the Form T-3 filed on May 12, 2017, File No. 22-29043).   Second Amended Joint Prepackaged Chapter 11 Plan of Reorganization of Tidewater Inc. and its Affiliated Debtors, dated July 13, 2017 (filed with the Commission as Exhibit 2.1 to the company’s current report on Form 8-K on July 18, 2017, File No. 1-6311).   Agreement  and  Plan  of  Merger  by  and  between  Tidewater  Inc.  and  GulfMark  Offshore,  Inc.,  dated  as  of  July  15,  2018  (filed  with  the Commission as Exhibit 2.1 to the company’s current report on Form 8-K filed on July 16, 2018, File No. 1-6311).   Amended and Restated Certificate of Incorporation of Tidewater Inc. (filed with the Commission as Exhibit 3.1 to the company’s current report on Form 8-K on July 31, 2017, File No. 1-6311).   Second  Amended  and  Restated  By-Laws  of  Tidewater  Inc.,  dated  November  15,  2018  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  3.2  to  the company’s registration statement on Form 8-A on November 15, 2018, File No. 1-6311).   Certificate of Designations of Series A Junior Participating Preferred Stock (filed with the Commission as Exhibit 3.1 to the company’s current report on Form 8-K on April 14, 2020, File No. 1-6311).   Description of Registered Securities of Tidewater, Inc.   Bond Terms for 8.5% Senior Secured Notes due 2026, dated November 16, 2021, by and among Tidewater Inc. and Nordic Trustee AS, as Bond Trustee and Security Agent (filed with the Commission as Exhibit 4.1 to the company’s current report on Form 8-K on November 17, 2021, File No. 1-6311).   Credit  Facility  Agreement,  dated  November  16,  2021,  by  and  among  Tidewater  Inc.,  DNB  Bank  ASA, New  York  Branch,  as  Facility  Agent, Nordic Trustee AS, as Security Trustee, DNB Markets, Inc. as Bookrunner and Mandated Lead Arranger, and the lenders  party thereto  (filed with the Commission as Exhibit 4.2 to the company’s current report on Form 8-K on November 17, 2021, File No. 1-6311).   Intercreditor  Agreement,  dated  November  16,  2021,  by  and  among  Tidewater  Inc.,  certain  subsidiaries  thereof,  DNB  Bank  ASA,  New  York Branch, as Facility Agent, Nordic Trustee AS, as Security Trustee, and certain other institutions (filed with the Commission as Exhibit 4.3 to the company’s current report on Form 8-K on November 17, 2021, File No. 1-6311). 102                                                                                 Table of Contents 4.5 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7   Guarantee  Agreement,  dated  November  16,  2021,  among  Tidewater  Inc.,  Nordic  Trustee  AS  as  Security  Agent,  and  the  original  guarantors named therein (filed with the Commission as Exhibit 4.4 to the company’s current report on Form 8-K on November 17, 2021, File No. 1-6311).   Restructuring Support Agreement, dated May 11, 2017 (filed with the Commission as Schedule 1 to Exhibit A to Exhibit T3E.1 of the Form T-3 filed on May 12, 2017, File No. 22-29043).   Creditor  Warrant  Agreement,  dated  July  31,  2017,  between  Tidewater  Inc.,  as  Issuer  and  Computershare  Inc.  and  Computershare  Trust Company, N.A., collectively as Warrant Agent (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company’s current report on Form 8-K on July 31, 2017, File No. 1-6311).   Existing Equity Warrant Agreement, dated July 31, 2017, between Tidewater Inc., as Issuer and Computershare Inc. and Computershare Trust Company, N.A., collectively as Warrant Agent (filed with the Commission as Exhibit 10.2 to the company’s current report on Form 8-K on July 31, 2017, File No. 1-6311).   Equity Warrant Agreement, dated as of November 14, 2017, between GulfMark Offshore, Inc. and American Stock Transfer & Trust Company, LLC, as warrant agent (filed with the Commission as Exhibit 4.1 to the company’s registration statement on Form 8-A on November 15, 2018, File No. 1-6311).   Assignment, Assumption and Amendment Agreement, dated as of and effective November 15, 2018, by and among GulfMark Offshore, Inc., Tidewater  Inc.  and  American  Stock  Transfer  &  Trust  Company,  LLC,  as  warrant  agent  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  4.2  to  the company’s registration statement on Form 8-A on November 15, 2018, File No. 1-6311).   Noteholder  Warrant  Agreement,  dated  as  of  November  14,  2017,  between  GulfMark  Offshore,  Inc.  and  American  Stock  Transfer  &  Trust Company, LLC, as warrant agent (filed with the Commission as Exhibit 4.1 to the company's current report on Form 8-K on November 16, 2018, File No. 1-6311).   Assignment,  Assumption  and  Amendment  Agreement  –  Jones  Act  Warrants,  dated  as  of  and  effective  November  15,  2018,  by  and  among GulfMark Offshore, Inc., Tidewater Inc. and American Stock Transfer & Trust Company, LLC, as warrant agent (filed with the Commission as Exhibit 4.2 to the company’s current report on Form 8-K on November 16, 2018, File No. 1-6311). 10.8+   Restated  Non-Qualified  Deferred  Compensation  Plan  and  Trust  Agreement  as  Restated  October  1,  1999  between  Tidewater  Inc.  and  Merrill Lynch Trust Company of America (filed with the Commission as Exhibit 10(e) to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended December 31, 1999, File No. 1-6311). 10.9+   Tidewater Inc. Amended and Restated Employees’ Supplemental Savings Plan, executed on December 10, 2008 (filed with the Commission as Exhibit 10.3 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended December 31, 2008, File No. 1-6311). 10.10+   Amendment Number One to the Tidewater Employees’ Supplemental Savings Plan, effective January 22, 2009 (filed with the Commission as Exhibit 10.43 to the company’s annual report on Form 10-K for the fiscal year ended March 31, 2009, File No. 1-6311). 10.11+   Amendment  Number  Two  to  the  Tidewater  Employees’  Supplemental  Savings  Plan  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  10.43  to  the company’s annual report on Form 10-K for the fiscal year ended March 31, 2011, File No. 1-6311). 10.12+   Amendment  Number  Three  to  the  Tidewater  Employees’  Supplemental  Savings  Plan  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  10.1  to  the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended December 31, 2010, File No. 1-6311). 10.13+   Summary of Compensation Arrangements with Non-employee Directors (filed with the Commission as Exhibit 10.15 to the company’s annual report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2019, File No. 1-6311). 103                                                                                   Table of Contents 10.14+   Director Stock Election Program (filed with the Commission as Exhibit 10.13 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2019 filed on August 9, 2019, File No. 1-6311). 10.15+   Form  of  Tidewater  Inc.  Indemnification  Agreement  entered  into  with  each  member  of  the  Board  of  Directors,  each  executive  officer  and  the principal accounting officer (filed with the Commission as Exhibit 10 to the company’s current report on Form 8-K on August 12, 2015, File No. 1-6311). 10.16+   Tidewater Inc. 2017 Stock Incentive Plan (filed with the Commission as Exhibit 10.3 to the company’s current report on Form 8-K on July 31, 2017, File No. 1-6311). 10.17+   Amendment No. 1 to the Tidewater Inc. 2017 Stock Incentive Plan, effective April 30, 2019 (filed with the Commission as Exhibit 10.11 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019 filed on May 6, 2019, File No. 1-6311). 10.18+   Form of Incentive Agreement for the Grant of Restricted Stock Units under the Tidewater Inc. 2017 Stock Incentive Plan (grants to non- employee directors) (filed with the Commission as Exhibit 10.5 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2017, File No. 1-6311). 10.19+   Legacy GLF Management Incentive Plan (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company’s registration statement on Form S-8 on November 15, 2018, File No. 333-228401). 10.20+   Amendment  No.  1  to  the  Tidewater  Inc.  Legacy  GLF  Management  Incentive  Plan,  effective  April  30,  2019  (filed  with  the  Commission  as Exhibit 10.10 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2019 filed on May 6, 2019, File No. 1-6311). 10.21+ 10.22+ 10.23+ 10.24+   Form  of  Incentive  Agreement  for  the  Grant  of  Restricted  Stock  Units  under  the  Legacy  GLF  Management  Incentive  Plan  (grants  to  non- employee directors) (filed with the Commission as Exhibit 10.37 to the company’s annual report on Form 10-K for the year ended December 31, 2018 filed on February 28, 2019, File No. 1-6311).   Officer Form of Incentive Agreement for the Grant of Restricted Stock Units under the Legacy GLF Management Incentive Plan (for use with onboarding  grants  in  2018)  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  10.38  to  the  company’s  annual  report  on  Form  10-K  for  the  year  ended December 31, 2018 filed on February 28, 2019, File No. 1-6311).   Officer Form of Agreement for the Grant of Restricted Stock Units under either the Tidewater Inc. 2017 Stock Incentive Plan or the Tidewater Inc. Legacy GLF Management Incentive Plan (for use with annual grants in 2019 and 2020) (filed with the Commission as Exhibit 10.12 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2019 filed on August 9, 2019, File No. 1-6311).   Form of Agreement for the Grant of Stock Options under the Tidewater Inc. 2017 Stock Incentive Plan (for use with CEO grant in 2020) (filed with the Commission as Exhibit 10.25 to the company’s annual report on Form 10-K for the year ended December 31, 2020 filed on March 4, 2021, File No. 1-6311). 10.25+   Amended and Restated Employment Agreement with Quintin V. Kneen, dated and effective December 28, 2018 (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company's current report on Form 8-K on January 4, 2019, File No. 1-6311). 10.26+   Amendment, dated September 4, 2019, to Amended and Restated Employment Agreement with Quintin V. Kneen (filed with the Commission as Exhibit 10.9 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2019 filed on November 12, 2019, File No. 1- 6311). 10.27+   Amended and Restated Employment Agreement with Samuel R. Rubio, dated and effective December 28, 2018 (filed with the Commission as Exhibit 10.5 to the company's current report on Form 8-K on January 4, 2019, File No. 1-6311). 104                                                                                   Table of Contents 10.28+   Form of Change of Control Agreement, entered into with certain of the company’s officers (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company’s current report on Form 8-K on December 19, 2017, File No. 1-6311). 10.29+   Tidewater Inc. Short-Term Incentive Plan (effective for performance periods beginning January 1, 2019) (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company’s current report on Form 8-K on April 19, 2019, File No. 1-6311). 10.30+   Form of Retention Bonus Program Letter Agreement (entered into with certain executive officers in March 2020) (filed with the Commission as Exhibit 10.9 to the company’s quarterly report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2020 filed on May 11, 2020, File No. 1-6311). 10.31+ 10.32+   Form  of  Severance  and  Change  of  Control  Agreement  effective  March  9,  2021  entered  into  with  each  of  Quintin  V.  Kneen,  Chief  Executive Officer, Sam R. Rubio, Chief Financial Officer, David E. Darling, Chief Operating Officer, and Daniel A. Hudson, General Counsel (filed with the Commission as Exhibit 10.9 to the company’s quarterly report on Form 10-Q filed on May 6, 2021, File No. 1-6311).   Cooperation Agreement, dated May 3, 2021, by and among Tidewater Inc., The Ravenswood Investment Company L.P., Robotti & Company, Incorporated,  Robotti  &  Company  Advisors,  LLC,  Robotti  Securities,  LLC,  Ravenswood  Management  Company,  L.L.C.,  Ravenswood Investments  III,  L.P.,  the  Suzanne  &  Robert  Robotti  Foundation  Inc.,  Suzanne  Robotti  and  Robert  E.  Robotti  (filed  with  the  Commission  as Exhibit 10.1 to the company’s current report on Form 8-K filed on May 3, 2021, File No. 1-6311). 10.33+   Tidewater Inc. Amended and Restated 2021 Stock Incentive Plan (filed with the Commission as Exhibit 10.1 to the company’s current report on Form 8-K filed on May 21, 2021, File No. 1-6311). 10.34+ 10.35+   Form  of  Incentive  Agreement  for  the  Grant  of  Restricted  Stock  Units  under  the  Tidewater  Inc.  2021  Stock  Incentive  Plan  (grants  to  non- employee directors) (filed with the Commission as Exhibit 10.11 to the company’s quarterly report on Form 10-Q filed on August 9, 2021, File No. 1-6311).   Form  of  Incentive  Agreement  for  the  Grant  of  Restricted  Stock  under  the  Tidewater  Inc.  2021  Stock  Incentive  Plan  (grants  to  non-employee directors)  (filed  with  the  Commission  as  Exhibit  10.12  to  the  company’s  quarterly  report  on  Form  10-Q  filed  on  August  9,  2021,  File  No.  1- 6311). 10.36+   Non-employee Directors Deferred Compensation Plan (filed with the Commission as Exhibit 10.13 to the company’s quarterly report on Form 21* 23.1* 23.2* 31.1* 10-Q filed on August 9, 2021, File No. 1-6311).   Subsidiaries of the company.   Consent of Independent Registered Accounting Firm – PricewaterhouseCoopers LLP.   Consent of Independent Registered Accounting Firm – Deloitte & Touche LLP.   Certification of Chief Executive Officer pursuant to Rule 13a-14(a) or 15d-14(a) of the Securities Exchange Act of 1934, as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. 31.2*   Certification of Chief Financial Officer pursuant to Rule 13a-14(a) or 15d-14(a) of the Securities Exchange Act of 1934, as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. 32.1*   Certification of Chief Executive Officer Pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. 32.2*   Certification of Chief Executive Officer Pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002. 105                                                                                                     Table of Contents 101.INS*   Inline  XBRL  Instance  Document  –  The  instance  document  does  not  appear  in  the  interactive  data  file  because  its  XBRL  tags  are  embedded within the Inline XBRL document. 101.SCH*   Inline XBRL Taxonomy Extension Schema. 101.CAL*   Inline XBRL Taxonomy Extension Calculation Linkbase. 101.DEF*   Inline XBRL Taxonomy Extension Definition Linkbase. 101.LAB*   Inline XBRL Taxonomy Extension Label Linkbase. 101.PRE*   Inline XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase. 104   Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101) *  Filed herewith. + Indicates a management contract or compensatory plan or arrangement. ITEM 16. FORM 10-K SUMMARY. Not applicable. 106                                                       Table of Contents SIGNATURES Pursuant to the requirements of Section 13 of the Securities Exchange Act of 1934, the Registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized on March 9, 2022. Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this Annual Report on Form 10-K has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacities indicated on March 9, 2022. TIDEWATER INC. (Registrant) By:   /s/ Samuel R. Rubio   Samuel R. Rubio   Executive Vice President and Chief Financial Officer /s/ Quintin V. Kneen Quintin V. Kneen, President and Chief Executive Officer (Principal Executive Officer) /s/ Samuel R. Rubio Samuel R. Rubio, Executive Vice President and Chief Financial Officer (Principal Financial and Accounting Officer) /s/ Larry T. Rigdon Larry T. Rigdon, Chairman of the Board of Directors /s/ Darron M. Anderson Darron M. Anderson, Director /s/ Melissa Cougle Melissa Cougle, Director /s/ Dick H. Fagerstal Dick H. Fagerstal, Director /s/ Louis A. Raspino Louis A. Raspino, Director /s/ Robert E. Robotti Robert E. Robotti, Director /s/ Kenneth H. Traub Kenneth H. Traub, Director /s/ Lois K. Zabrocky Lois K. Zabrocky, Director 107                                                                                                                                                                               Exhibit 4.1 DESCRIPTION OF THE REGISTRANT’S SECURITIES REGISTERED PURSUANT TO SECTION 12 OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 As of December 31, 2021, Tidewater Inc. (“Tidewater,” the “company,” “we,” “us,” and “our”) had three securities registered under Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the “Exchange Act”): (1) our common stock, par value $0.001 per share (the “Common Stock”); (2) Tidewater equity warrants, consisting of two series (“Series A Warrants” and “Series B Warrants” and together, the “TDW Equity Warrants”); and (3) legacy GulfMark equity warrants (“Legacy GLF Equity Warrants”), which were assumed and converted in our 2018 business combination with GulfMark Offshore, Inc. (“GulfMark” and such event, the “business combination”). Description of Common Stock The following summary does not purport to be complete and is subject to, and qualified in its entirety by reference to (1) the applicable provisions of the Delaware General Corporation Law (the “DGCL”) and (2) the applicable provisions of our amended and restated certificate of incorporation (our “charter”) and our amended and restated by-laws (our “by-laws”), both of which are incorporated by reference as exhibits to the Annual Report on Form 10-K of which this Exhibit is a part. We encourage you to read our charter, our by-laws, and the applicable provisions of the DGCL for additional information. Authorized Shares. Our charter authorizes us to issue up to 125,000,000 shares of Common Stock and 3,000,000 shares of preferred stock, no par value per share. Voting Rights. We have only one outstanding class of Common Stock and all voting rights are vested in the holders of Common Stock. On all matters subject to a vote of stockholders, including the election of directors, our stockholders are entitled to one vote for each share of Common Stock owned. Our stockholders do not have cumulative voting rights with respect to the election of directors. Dividend Rights. Subject to the rights that may be granted to any holders of Tidewater preferred stock, holders of Common Stock are entitled to receive dividends, if any, in the amounts and at the times declared by the board of directors of Tidewater (the “Board”) in its discretion out of any assets or funds of Tidewater legally available for the payment of dividends. Liquidation Rights. Upon the dissolution, liquidation or winding up of Tidewater’s business, subject to the rights, if any, of the holders of any outstanding series of preferred stock, holders of Common Stock are entitled to receive the assets of Tidewater available for distribution to its stockholders ratably in proportion to the number of shares of Common Stock held by them. Assessment and Redemption. Shares of Common Stock presently outstanding are validly issued, fully paid and nonassessable. There is no provision for any voluntary redemption of Common Stock. Preemptive Rights. Holders of Common Stock do not have any preemptive right to subscribe to an additional issue of its Common Stock or to any security convertible into such stock. Limitations on Ownership by Non-U.S. Citizens. We own and operate U.S.-flag vessels in U.S. coastwise trade; accordingly, we are subject to applicable statutes and regulations commonly referred to as the Jones Act, which, subject to limited exceptions, restricts maritime transportation between points in the United States (known as marine cabotage services or coastwise trade) to vessels built in the United States, registered under the U.S. flag, manned by predominantly U.S. crews, and owned and operated by U.S. citizens within the meaning of the Jones Act. Under the Jones Act, at least 75% of the outstanding shares of each class or series of our capital stock must be owned and controlled by U.S. citizens. In order to ensure compliance with the Jones Act coastwise citizenship requirement that at least 75% of our outstanding Common Stock is owned by U.S. citizens, our charter restricts ownership of the shares of our outstanding Common Stock by non-U.S. citizens in the aggregate to not more than 24%. Our charter further prohibits the acquisition of shares by a non-U.S. citizen where (i) such acquisition would cause the aggregate number of shares held by all non-U.S. citizens to exceed 24% of our issued and outstanding Common Stock and (ii) such acquisition would cause the aggregate number of shares held by any individual non-U.S. citizen to exceed 4.9% of our issued and outstanding Common Stock. Our charter further provides the Board with authority to redeem any share of Common Stock that is owned by a non-U.S. citizen that would result in ownership by non-U.S. citizens in the aggregate in excess of 24% of our issued and outstanding Common Stock. Our charter further provides that we may require beneficial owners of our Common Stock to confirm their citizenship from time to time through written statement or affidavit and could, at the discretion of the Board, suspend the voting rights of such beneficial owner, pay into an escrow account dividends or other distributions (upon liquidation or otherwise) with respect to such shares held by such beneficial owner and restrict, prohibit or void the transfer of such shares and refuse to register such shares of Common Stock held by such beneficial owner until confirmation of its citizenship status is received. Listing. Our Common Stock is listed for trading on the New York Stock Exchange under the symbol “TDW.” Transfer Agent. The transfer agent and registrar for our Common Stock is Computershare Inc. Description of TDW Equity Warrants The following summary does not purport to be complete and is subject to, and qualified in its entirety by reference to, the terms and conditions of the warrant agreement, dated July 31, 2017, between Tidewater and the warrant agent (the “TDW Equity Warrant Agreement”) and the applicable provisions of our charter, both of which are incorporated by reference as exhibits to the Annual Report on Form 10-K of which this Exhibit is a part. We encourage you to read the TDW Equity Warrant Agreement and our charter for additional information. Warrant Agreement and Warrant Agent. The TDW Equity Warrants were issued under, and are subject to the terms and conditions of, the TDW Equity Warrant Agreement. Computershare Inc. and Computershare Trust Company, N.A. together serve as warrant agent for the TDW Equity Warrants.                                       Exercise Terms. The TDW Equity Warrants have six-year terms and are exercisable through July 31, 2023. Each TDW Equity Warrant represents the right to purchase one share of our Common Stock at the applicable exercise price (for Series A Warrants, $57.06 per share; for Series B Warrants, $62.28 per share), subject to adjustment as described in greater detail below under “Adjustments.” Any exercise of TDW Equity Warrants is subject to the restrictions in our charter that limit exercise of warrants where such exercise would cause the total number of shares of Common Stock held by non-U.S. citizens to exceed 24% of our outstanding Common Stock, as described in greater detail below under “Conversion to Jones Act Warrant.” Expiration. All unexercised TDW Equity Warrants will expire, and the rights of the holders of TDW Equity Warrants to purchase shares of Common Stock will terminate on, the first to occur of (i) the close of business on July 31, 2023, or (ii) upon their earlier exercise or settlement in accordance with the terms of the TDW Equity Warrant Agreement. No Rights as Stockholders Before Exercise. A holder of TDW Equity Warrants, by virtue of holding, or having a beneficial interest in, such warrants, will not have the right to vote, to consent, to receive any cash dividends, stock dividends, allotments or rights or other distributions paid, allotted or distributed or distributable to the holders of shares of Common Stock, or to exercise any rights whatsoever as a stockholder of Tidewater unless, until and only to the extent such persons become holders of record of shares of Common Stock issued upon settlement of the TDW Equity Warrants. Conversion to Jones Act Warrant. As noted under “Description of Common Stock – Limitations on Ownership by Non-U.S. Citizens,” to ensure compliance with the Jones Act, our charter limits our aggregate ownership by non-U.S. citizens to not more than 24% of our outstanding Common Stock. If, at any time during the 180-day period ending on the expiration of the TDW Equity Warrants, the exercise of the TDW Equity Warrants would be prohibited because of the Jones Act limitations on ownership by non-U.S. citizens, a holder of TDW Equity Warrants that is a non-U.S. Citizen and has exercised such warrant (including the payment of the exercise price) will receive from us, in lieu of shares of Common Stock, an equivalent number of new warrants (the “Jones Act Warrants”). If issued, the Jones Act Warrants would be exercisable at a price of $0.001 per share and have a term that expires on July 31, 2042. These Jones Act Warrants would be issued pursuant to a Jones Act Warrant Agreement that Tidewater and the warrant agent would enter into upon our first issuance of Jones Act Warrants. Adjustments. The number of shares of Common Stock for which a TDW Equity Warrant is exercisable, and the exercise price per share of such warrant are subject to adjustment from time to time upon the occurrence of certain events, including, among other things: (i) the issuance of shares of Common Stock as a dividend or distribution to all holders of shares of Common Stock, or a subdivision, combination, or other reclassification of the outstanding shares of Common Stock into a greater or smaller number of shares of Common Stock; (ii) the issuance as a dividend or distribution to all holders of shares of Common Stock of evidences of indebtedness or assets (excluding cash distributions of dividends from earnings); and (iii) the payment in respect of a tender offer or exchange offer by the company for shares of Common Stock, where the exercise price or warrant shares issuable would result in an increase or decrease of at least one percent, provided, that any adjustments which are not required to be made are required to be carried forward and taken into account in any subsequent adjustments. Third Party Mergers or Consolidations. In the event of a merger or consolidation of Tidewater in which stock or non-cash consideration of the acquiring entity is more than 50% of the merger consideration, the TDW Equity Warrants will remain outstanding, with the holders having the right thereafter to exercise the TDW Equity Warrants for the duration of their term to acquire the merger consideration into which a share of Common Stock was converted in the transaction. Reorganization Event. Upon the occurrence of a reorganization event (as defined in the TDW Equity Warrant Agreement), holders of TDW Equity Warrants will have the right to receive, upon exercise of such warrant, the kind and amount of shares of stock, other securities or other property or assets (including cash or any combination thereof) that a holder of one share of Common Stock would have owned or been entitled to receive in connection with such reorganization event. Cashless Exercise. The TDW Equity Warrants permit a holder to elect to exercise the TDW Equity Warrant such that no payment of cash will be required in connection with such exercise. If a cashless exercise is elected, we will deliver, without any cash payment therefor, a reduced number of shares of Common Stock equal to the value (as of the exercise date for such TDW Equity Warrant) of the aggregate exercise price which would otherwise be payable in cash for all of the shares of Common Stock for which such TDW Equity Warrants are being exercised, divided by the market price of a share of Common Stock determined as of the business day immediately preceding the day the warrant exercise notice is delivered to the warrant agent. Listing. The TDW Equity Warrants are listed on the New York Stock Exchange under the symbols “TDW.WS.A” (Series A Warrants) and “TDW.WS.B” (Series B Warrants). Description of Legacy GLF Equity Warrants The following summary does not purport to be complete and is subject to, and qualified in its entirety by reference to, the terms and conditions of a warrant agreement, dated November 14, 2017, between GulfMark and the warrant agent, which was amended and assumed by Tidewater pursuant to an Assignment, Assumption, and Amendment Agreement dated November 15, 2018 (as amended, the “Legacy GLF Equity Warrant Agreement”) and the applicable provisions of our charter, both of which are incorporated by reference as exhibits to the Annual Report on Form 10-K of which this Exhibit is a part. We encourage you to read the Legacy GLF Equity Warrant Agreement and our charter for additional information. Warrant Agreement and Warrant Agent. The Legacy GLF Equity Warrants were issued under, and are subject to the terms and conditions of, the Legacy GLF Equity Warrant Agreement. American Stock Transfer & Trust Company, LLC serves as warrant agent for the Legacy GLF Equity Warrants. Exercise Terms. The Legacy GLF Equity Warrants have seven-year terms and are exercisable through November 14, 2024. Each Legacy GLF Equity Warrant represents the right to purchase 1.100 shares of Common Stock for an exercise price of $100 per share, subject to adjustment as described in greater detail below under “Adjustments,” and all other terms and conditions of the Legacy GLF Equity Warrant Agreement. These terms and conditions include limitations on foreign ownership as set forth in our charter that are intended to comply with the Jones Act (for more information, see “Description of Common Stock – Limitations on Ownership by Non-U.S. Citizens”). Specifically, during the term of the GLF Equity Warrants, any non-U.S. citizen holders are prohibited from converting their GLF Equity Warrants into shares of Common Stock so long as certain other warrants originally issued by GulfMark and assumed by us in the business combination are outstanding and held by non-U.S. citizens. In addition, non-U.S. citizen holders may not exercise their warrants to the extent that such exercise would cause the aggregate ownership by non-U.S. citizens to exceed 24% of our outstanding Common Stock. Expiration. All unexercised Legacy GLF Equity Warrants will expire, and the rights of the holders of Legacy GLF Equity Warrants to purchase shares of Common Stock will terminate on, the first to occur of (i) the close of business on November 14, 2024 or (ii) upon their earlier exercise or settlement in accordance with the                           terms of the Legacy GLF Equity Warrant Agreement. No Rights as Stockholders Before Exercise. A holder of Legacy GLF Equity Warrants, by virtue of holding, or having a beneficial interest in, such warrants, will not have the right to vote, to consent, to receive any cash dividends, stock dividends, allotments or rights or other distributions paid, allotted or distributed or distributable to the holders of shares of Common Stock, or to exercise any rights whatsoever as a stockholder of Tidewater unless, until and only to the extent such persons become holders of record of shares of Common Stock issued upon settlement of the Legacy GLF Equity Warrants. Adjustments. The number of shares of Common Stock for which a Legacy GLF Equity Warrant is exercisable, and the exercise price per share of such warrant are subject to adjustment from time to time pursuant to the terms and conditions of the Legacy GLF Equity Warrant Agreement upon the occurrence of certain events, including the issuance of a stock dividend to all holders of Common Stock, a subdivision, a combination or other reclassification of Common Stock. Reorganization Event. Upon the occurrence of a merger, consolidation, recapitalization, reclassification, reorganization or business combination with another person or entity, each holder of Legacy GLF Equity Warrants will have the right to receive, upon the exercise of such warrant, an amount of securities, cash or other property received in connection with such event with respect to or in exchange for the number of shares of Common Stock for which such Legacy GLF Equity Warrant is exercisable immediately prior to such event. Cashless Exercise. The Legacy GLF Equity Warrants generally only permit holders to exercise the Legacy GLF Equity Warrants for a cash payment, or, if the underlying shares of Common Stock are listed on a national securities exchange as of the applicable exercise date, pursuant to a cashless exercise, whereby a holder may elect to pay cash to purchase the shares underlying the Legacy GLF Equity Warrant at the then-applicable exercise price. If a holder elects to have a cashless exercise, we will reduce the number of shares of Common Stock issuable pursuant to the exercise of the Legacy GLF Equity Warrants, without any cash payment therefor. Listing. The Legacy GLF Equity Warrants are listed on the NYSE American under the symbol “TDW.WS.” Certain Anti-Takeover Provisions of our Charter, Bylaws, and Delaware Law Certain provisions of the DGCL and our charter and bylaws may have an anti-takeover effect and may delay, defer or prevent a merger, acquisition, tender offer, takeover attempt or other change of control transaction or other attempts to influence or replace Tidewater’s incumbent directors and officers. These provisions are summarized below. Section 203 of the DGCL. Section 203 of the DGCL generally prohibits any “business combination,” including mergers, sales and leases of assets, issuances of securities and similar transactions, by a corporation or a subsidiary with an “interested stockholder” who beneficially owns 15% or more of a corporation’s voting stock, within three years after the person or entity becomes an interested stockholder, unless: (i) the transaction that will cause the person or entity to become an interested stockholder is approved by the board of directors of the corporation prior to the transaction; (ii) after the completion of the transaction in which the person or entity becomes an interested stockholder, the interested stockholder holds at least 85% of the voting stock of the corporation not including shares held by officers and directors of interested stockholders or shares held by specified employee benefit plans; or (iii) after the person or entity becomes an interested stockholder, the business combination is approved by the corporation’s board of directors and holders of at least two-thirds of the corporation’s outstanding voting stock, excluding shares held by the interested stockholder. Our charter incorporates Section 203 (except for Section 203(b)(4)) and provides that such provisions will govern even if Tidewater does not have a class of voting stock that is (i) listed on a National Securities Exchange, (ii) authorized for quotation on an interdealer quotation system of a registered national securities association or (iii) held of record by more than 2,000 stockholders. Authorized but Unissued Shares of Common Stock. Our charter authorizes the Board to issue authorized but unissued shares of common stock. Undesignated Preferred Stock. Our charter provides the Board with the authority to determine and fix the powers, preferences, rights, qualifications, limitations and restrictions of shares of preferred stock issued by the Board. No Cumulative Voting. Holders of our Common Stock do not have cumulative voting rights in the election of directors. Requirements for Advance Notification of Stockholder Nominations and Proposals. Our bylaws provide advance notice procedures for stockholders to nominate candidates for election as directors at our annual and special meetings of stockholders and for stockholders seeking to bring business before its annual meeting of stockholders. Our bylaws also specify certain requirements regarding the form and content of a stockholder’s notice. Special Meetings of Stockholders. Our bylaws allow only the Board to call special meetings of stockholders. Our stockholders are not able to call special meetings of stockholders. Stockholder Action by Written Consent. Our charter provides that any action required or permitted to be taken at a stockholders’ meeting may be taken only upon the vote of the stockholders at such meeting and may not be taken by written consent of the stockholders. Amendments of Certain Provisions of the Charter. Our charter requires the affirmative vote of at least 80% of the voting power of the outstanding shares of Tidewater’s capital stock, voting together as a single class, to amend, repeal or adopt any provision inconsistent with the provision of its charter prohibiting stockholders acting by written consent. Amendments of the Bylaws. Our bylaws may only be adopted, amended, or repealed by either a majority of our directors and a majority of Tidewater’s continuing directors, voting as a separate group, or the holders of at least 80% of the total voting power of all stockholders and two-thirds of the total voting power of stockholders, other than any related person, present or duly represented at a stockholders’ meeting voting as a separate group. Limitations on Ownership by Non-U.S. Citizens. As described under “Description of our Common Stock – Limitations on Ownership by Non-U.S. Citizens,” certain provisions of our charter designed to ensure our compliance with the Jones Act may have an anti-takeover effect.                                     Exhibit 21 List of Tidewater Inc. Subsidiaries as of December 31, 2021 Name of Subsidiary or Organization  1 3291361 Nova Scotia ULC 2 Al Wasl Marine LLC 3 Antilles Marine Service Limited  4 Arabia Shipping Limited 5 Arrendadora de Naves del Golfo, S.A. de C.V., SOFOM, ENR 6 Chalvoyage (M) Sdn. Bhd. 7 Compania Marítima de Magallanes Limitada 8 Divetide Limited 9 DTDW Holdings Limited 10 DTDW Marine Services B.V. 11 Equipo Mara, C.A. 12 Global Panama Marine Service, Inc. 13 GM Offshore, Inc. 14 GOMI Holdings, Inc. 15 Gorgon NewCo, LLC 16 Gulf Channel Offshore Servicos LDA 17 Gulf Fleet Abu Dhabi 18 Gulf Fleet Middle East Limited 19 Gulf Fleet N.V. 20 Gulf Fleet Supply Vessels, L.L.C. 21 Gulf Offshore Marine International, S. de R.L. 22 GulfMark Americas, Inc. 23 GulfMark Asia Pte. Ltd. 24 GulfMark Capital, LLC 25 GulfMark de Mexico, S. de R.L. de C.V. 26 GulfMark Foreign Investments LLC 27 GulfMark Guernsey International Limited 28 GulfMark Malaysia, Inc. 29 GulfMark Malaysia Sdn. Bhd. 30 GulfMark Malta Limited 31 GulfMark Management, Inc. 32 GulfMark Marine Trinidad Limited 33 GulfMark Maritime S. de R.L. de C.V. 34 GulfMark North Sea Limited 35 GulfMark Oceans, L.P. 36 GulfMark Resources, LLC 37 GulfMark Servicios de Mexico, S. de R.L. de C.V. 38 GulfMark Servicos Maritimos do Brasil Limitada 39 GulfMark Shipping, LLC 40 GulfMark Thailand, LLC 41 GulfMark UK International Limited 42 Hilliard Oil & Gas, Inc. 43 Indigo Fleet Limited 44 International Maritime Services, Inc. 45 Java Boat Corporation Jurisdiction of Incorporation Canada Dubai Trinidad and Tobago  Cayman Islands Mexico Malaysia Chile Thailand Cyprus Netherlands Venezuela Panama Delaware Delaware Delware Angola Abu Dhabi Cayman Islands Netherlands Antilles Louisiana Panama Delaware Singapore Delaware Mexico Delaware Guernsey Malaysia Malaysia Malta Delaware Trinidad & Tobago Mexico United Kingdom Cayman Islands Delaware Mexico Brazil Delaware Delaware United Kingdom Nevada Cayman Islands Cayman Islands Louisiana Percentage of Voting Securities Owned  100% 49% 50% 100% 100% 49% 100% 49% 40% 40% 19.90% 100% 100% 100% 100% 49% 49% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 49% 100% 100% 49% 100% 100% 100% 100% 49% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%         46 Java Boat Corporation B.V. 47 JB Holding Company B.V. 48 Logistica Mexicana del Caribe, S. de R.L. de C.V. 49 Maré Alta do Brasil Navegacão Ltda. 50 Mashhor Marine Sdn. Bhd. 51 Middle East Ships Limited 52 Navegadores Servicos de Apoio Maritimo Ltda. 53 Naviera Tidex, S. de R.L. de C.V. 54 O.I.L. (Nigeria) Limited 55 Offshore Labuan Leasing Inc. 56 Offshore Marine Inc. 57 Pacific Tidewater Pty. Ltd. 58 Pan Marine do Brasil Ltda. 59 Pan Marine International Dutch Holdings, L.L.C. 60 Pan Marine International, Inc. 61 Pental Insurance Co. Ltd. 62 Point Marine, L.L.C. 63 Purple Fleet Limited 64 Quality Shipyards, L.L.C.  65 S.O.P., Inc. 66 SEA Maritime Services Pte. Ltd. 67 Semaring Enterprise Sdn. Bhd. 68 Semaring Logistics (M) Sdn. Bhd. 69 Servicios Costa Afuera de Mexico, S. de R.L. de C.V. 70 Sonatide Marine Services, Ltd. 71 Sonatide Marine, Ltd. 72 Southern Ocean Services Pte. Ltd. 73 TDW International Unrestricted, Inc. 74 Tide States Vessels, L.L.C. 75 Tide States, L.L.C. 76 Tideflo Marine Services Limited 77 Tidewater (India) Private Limited 78 Tidewater Al Rushaid Co. Ltd. 79 Tidewater Caribe, C.A. 80 Tidewater Corporate Services, L.L.C. 81 Tidewater Crewing Guernsey Ltd. 82 Tidewater Crewing Limited 83 Tidewater Cyprus Limited 84 Tidewater de Mexico, S. de R.L. de C.V. 85 Tidewater Dutch Holdings Cooperatief U.A. 86 Tidewater GOM, Inc. 87 Tidewater GOM Limited 88 Tidewater Investment Cooperatief U.A. 89 Tidewater Investment SRL 90 Tidewater Marine AS 91 Tidewater Marine Australia Pty Ltd 92 Tidewater Marine Charter Services Pte. Ltd.  93 Tidewater Marine Fleet, L.L.C. 94 Tidewater Marine Gabon S.A. Netherlands Netherlands Mexico Brazil Brunei Cayman Islands Brazil Mexico Nigeria Labuan Labuan Australia Brazil Louisiana Cayman Islands Bermuda Louisiana Cayman Islands Louisiana Louisiana Singapore Malaysia Malaysia Mexico Cayman Islands Cayman Islands Singapore Cayman Islands Louisiana Louisiana Nigeria India Saudi Arabia Venezuela Delaware Guernsey Cayman Islands Cyprus Mexico Netherlands Louisiana Cayman Islands Netherlands Barbados Norway Australia Singapore Louisiana Gabon 100% 100% 100% 100% 70% 100% 100% 49% 82.10% 100% 49% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 51% 49% 100% 49% 49% 100% 100% 100% 100% 40% 100% 50% 100% 100% 100% 100% 100% 49% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%         95 Tidewater Marine Hulls, L.L.C. 96 Tidewater Marine Indonesia Limited  97 Tidewater Marine International Dutch Holdings, L.L.C. 98 Tidewater Marine International Pte. Ltd. 99 Tidewater Marine International, Inc. 100 Tidewater Marine Sakhalin, L.L.C. 101 Tidewater Marine Service (M) Sdn. Bhd. 102 Tidewater Marine Ships, L.L.C. 103 Tidewater Marine Technical Services (Shenzhen) Co., Ltd. 104 Tidewater Marine UK Ltd.  105 Tidewater Marine Vanuatu Limited  106 Tidewater Marine Vessels, L.L.C. 107 Tidewater Marine West Indies Limited 108 Tidewater Marine Western, L.L.C. 109 Tidewater Marine, L.L.C. 110 Tidewater Mexico Holding, L.L.C. 111 Tidewater Norge AS 112 Tidewater Offshore Sdn Bhd 113 Tidewater Personnel UK LTD 114 Tidewater Rederi AS 115 Tidewater Subsea ROV, L.L.C. 116 Tidewater Subsea, L.L.C. 117 Tidewater Support Services Limited 118 Tidewater Venture, Inc. 119 Tidex Nigeria Limited 120 Troms Offshore Fleet Holding AS 121 Troms Offshore Management AS 122 Troms Offshore Supply AS 123 Twenty Grand (Brazil), L.L.C. 124 Twenty Grand Marine Service, L.L.C. 125 Vesselogistics Limited 126 VTG Ships Limited 127 VTG Supply Boat Liberia Inc. 128 Zapata Gulf Marine, L.L.C. 129 Zapata Marine Service (Nigeria) Limited Louisiana Vanuatu Louisiana Singapore Cayman Islands Louisiana Malaysia Louisiana China United Kingdom Vanuatu Louisiana Bahamas Delaware Louisiana Delaware Norway Malaysia United Kingdom Norway Louisiana Louisiana England Delaware Nigeria Norway Norway Norway Louisiana Louisiana Cyprus Cayman Islands Liberia Louisiana Nigeria 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 49% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 60% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% NOTE:  The Company has elected to exclude certain subsidiaries that do not constitute a “Significant Subsidiary” as set forth in Section 601(b)(21) of Regulation S-K.           CONSENT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM We hereby consent to the incorporation by reference in the Registration Statements on Form S-3 (Nos. 333-228029 and 333-234686) and on Form S-8 (Nos. 333- 219793, 333-228401, 333-227111 and 333-257072) of our report dated March 9, 2022, relating to the financial statements and the effectiveness of internal control over financial reporting, which appears in this Form 10-K. Exhibit 23.1 /s/ PricewaterhouseCoopers LLP Houston, Texas March 9, 2022               CONSENT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM We  consent  to  the  incorporation  by  reference  in  Registration  Statement  Nos.  333-228029  and  333-234686  on  Form  S-3  and  Registration  Statement  Nos.  333- 257072, 333-219793, 333-228401 and 333-227111, on Form S-8 of our report dated March 4, 2021, relating to the financial statements of Tidewater Inc. appearing in this Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2021. Exhibit 23.2 /s/ Deloitte & Touche LLP Houston, Texas March 9, 2022             EXHIBIT 31.1 CERTIFICATION PURSUANT TO RULE 13a-14(a) OR 15d-14(a) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 302 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 I, Quintin V. Kneen, certify that: 1. 2. 3. 4. I have reviewed this annual report on Form 10-K of Tidewater Inc.; Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; As principal executive officer, I am responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a - 15(e) and 15d - 15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: a) b) c) d) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that  material  information  relating  to  the  registrant,  including  its  consolidated  subsidiaries,  is  made  known  to  us  by  others  within  those  entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to  provide  reasonable  assurance  regarding  the  reliability  of  financial  reporting  and  the  preparation  of  financial  statements  for  external  purposes  in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The  registrant's  other  certifying  officer  and  I  have  disclosed,  based  on  my  most  recent  evaluation  of  internal  control  over  financial  reporting,  to  the registrant's auditors and the audit committee of the registrant's board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) b) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant's ability to record, process, summarize and report financial information; and Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant's internal control over financial reporting. Date:   March 9, 2022 /s/ Quintin V. Kneen Quintin V. Kneen President and Chief Executive Officer                                                             EXHIBIT 31.2 CERTIFICATION PURSUANT TO RULE 13a-14(a) OR 15d-14(a) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934, AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 302 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 1. 2. 3. 4. I, Samuel R. Rubio, certify that: I have reviewed this annual report on Form 10-K of Tidewater Inc.; Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; As principal financial officer, I am responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a - 15(e) and 15d - 15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: a) b) c) d) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that  material  information  relating  to  the  registrant,  including  its  consolidated  subsidiaries,  is  made  known  to  us  by  others  within  those  entities, particularly during the period in which this report is being prepared; Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The  registrant's  other  certifying  officer  and  I  have  disclosed,  based  on  my  most  recent  evaluation  of  internal  control  over  financial  reporting,  to  the registrant's auditors and the audit committee of the registrant's board of directors (or persons performing the equivalent functions): a) b) All  significant  deficiencies  and  material  weaknesses  in  the  design  or  operation  of  internal  control  over  financial  reporting  which  are  reasonably likely to adversely affect the registrant's ability to record, process, summarize and report financial information; and Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant's internal control over financial reporting. Date:   March 9, 2022 /s/ Samuel R. Rubio Samuel R. Rubio Executive Vice President and Chief Financial Officer                                                                   EXHIBIT 32.1 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report on Form 10-K of Tidewater Inc. (the “Company”) for the year ended December 31, 2021 as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, Quintin V. Kneen, President and Chief Executive Officer, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that to the best of my knowledge: 1) 2) the Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934; and the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the company. Date:   March 9, 2022 /s/ Quintin V. Kneen Quintin V. Kneen President and Chief Executive Officer A signed original of this written statement has been provided to the company and will be retained by the company and furnished to the Securities and Exchange Commission or its staff upon request. The certification the registrant furnishes in this exhibit is not deemed “filed” for purposes of Section 18 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, or otherwise  subject  to  the  liabilities  of  that  Section.  Registration  Statements  or  other  documents  filed  with  the  Securities  and  Exchange  Commission  shall  not incorporate this exhibit by reference, except as otherwise expressly stated.                                                           EXHIBIT 32.2 CERTIFICATION PURSUANT TO 18 U.S.C. SECTION 1350, AS ADOPTED PURSUANT TO SECTION 906 OF THE SARBANES-OXLEY ACT OF 2002 In connection with the Annual Report on Form 10-K of Tidewater Inc. (the “Company”) for the year ended December 31, 2021 as filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), I, Samuel R. Rubio, Executive Vice President and Chief Financial Officer, hereby certify, pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, that to the best of my knowledge: 1) 2) the Report fully complies with the requirements of Section 13(a) or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934; and the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the company. Date:   March 9, 2022 /s/ Samuel R. Rubio Samuel R. Rubio Executive Vice President and Chief Financial Officer A signed original of this written statement has been provided to the company and will be retained by the company and furnished to the Securities and Exchange Commission or its staff upon request. The certification the registrant furnishes in this exhibit is not deemed “filed” for purposes of Section 18 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, or otherwise  subject  to  the  liabilities  of  that  Section.  Registration  Statements  or  other  documents  filed  with  the  Securities  and  Exchange  Commission  shall  not incorporate this exhibit by reference, except as otherwise expressly stated.                                                           Tidewater Inc. 842 West Sam Houston Parkway North, Suite 400 Houston, Texas 77024, USA Toll Free: +1.800.678.8433 Phone: +1.713.470.5300 www.tdw.com 

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above