Gran Tierra Energy Inc. 公布 2025 年第三季度业绩，并宣布在厄瓜多尔取得进一步勘探成功 | GTE 股票新闻

2025年10月30日- 下午 05:20 Gran Tierra 获得 2 亿美元预付款设施，彰显投资组合的实力 增加并延长加拿大信贷设施 厄瓜多尔三项重大发现为该国现有成功增添新成果 哥伦比亚南部普图马约科亨比油田实现十年来最高产量 加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，2025年10月30日（GLOBE NEWSWIRE）-- Gran Tierra Energy Inc. （“Gran Tierra” 或 “公司”）（纽约证券交易所美国：GTE）（多伦多证券交易所：GTE）（伦敦证券交易所：GTE） 宣布公司截至2025年9月30日的季度财务和运营结果（“ 季度”），并提供了运营更新。所有金额均以美元（“ 美国”）计，所有生产量均为在扣除特许权使用费前的平均工作权益（“ WI”）基础上，除非另有说明。生产以每天桶（“ bbl”）的油当量（“ boe”）表示（“ boepd” 或 “ boe/d”），并基于扣除特许权使用费前的 WI 销售。有关基于净特许权使用费后（“ NAR”）生产的每桶金额，请参见 Gran Tierra 于2025年10月30日提交的 10-Q 季度报告。 致股东的信 “第三季度展示了我们投资组合持续的运营成功。在厄瓜多尔，我们在 Conejo A-1 和 A-2 井取得了进一步的勘探成功，并在 Chanangue-1 确认了一项新发现，所有这些都突显了我们土地位置的巨大潜力。我们还最近对 Conejo A-2 井进行了套管和水泥灌注，目标是多个潜在储层，包括 Basal Tena 和 Hollin。该井在 Hollin 层发现了 41 英尺的净储层，平均孔隙度为 13.8%，这表明 Conejo 结构陷阱内的储层质量良好且相互连接。 在哥伦比亚，Costayaco 的新井继续表现良好，Cohembi 油田在水驱动响应方面表现强劲，产量达到了十多年来未见的水平。在加拿大，我们成功钻探并投入了另外两口 Lower Montney 井，均达到或超过预期。 本季度的生产在一定程度上受到外部事件的暂时影响，包括厄瓜多尔的一次山体滑坡，导致所有厄瓜多尔的生产停产数周，以及 Moqueta 油田的干线修复，导致该油田在本季度停产。这些量代表的是推迟的桶数，而非失去的生产，我们已经看到强劲的恢复，目前的生产（2）平均约为 45,200 boepd。基于推迟的生产，我们预测生产指导范围的下限。基础资产继续表现良好，我们的团队仍然专注于持续优化和最大化生产效率及现金流，预计退出率为 47,000 至 50,000 boepd。我们完成了一系列增强流动性的举措，并将在 12 月中旬发布 2026 年预算，重点是自由现金流的生成。2025 年的资本计划专注于履行勘探承诺，导致了多项重要发现，以及主要在 Suroriente 区块的设施建设。随着几乎所有承诺的完成，重点转向从我们庞大而多样化的资源基础中生成自由现金流和去杠杆化，” Gran Tierra Energy 的总裁兼首席执行官 Gary Guidry 评论道。 运营更新： 厄瓜多尔 在本季度成功钻探了 Conejo A-1 勘探井，按预算完成。该井随后完成并测试了 Hollin 和 Basal Tena 砂层。 Basal Tena 和 Hollin 油层分别穿透了超过 19 英尺（“ ft”）和 40 英尺的储层。在自然流动条件下，该井在 308 小时内以稳定的速率日产 1,328 桶油（“ bopd”），API 重度为 26.9 度，水切割率为 23.7%，气油比为 289 标准立方英尺每储罐桶。在第四季度，公司计划重新进入该井，安装最终完井并对每个区域进行选择性测试，以优化总井产量。 Conejo A-2 井于2025年10月4日开钻，目标是多个潜在储层，包括 Basal Tena 和 Hollin。该井包括对关键区间的取心，以进一步评估储层特性和潜力。 Conejo A-2 井在 Hollin 层发现了 41 英尺的净储层，平均孔隙度为 13.8%。特别值得关注的是，出色的储层质量表明 Conejo 结构圈闭的高产能。 随着 Conejo A-2 井的交付，Gran Tierra 已完成在厄瓜多尔的所有勘探承诺，我们现在处于良好位置，继续增加产量进入开发阶段，并在厄瓜多尔建立长期增长的基础。 在 1990 年钻探并于 1992 年暂停的 Chanangue-1 井中发现了新的油气，位于 Chanangue 区块。该井重新进入以测试之前绕过的 Basal Tena 层，随后进行了穿孔并投入生产。该井目前通过喷射泵生产约 600 桶油/日。这一发现突显了显著的储量潜力，并预计将在 Chanangue 区块东侧产生额外的未来钻探机会。 哥伦比亚 在本季度，Gran Tierra 在 Costayaco 油田北部地区的开发计划继续表现良好，所有三口新井均对产量增长做出了贡献。Costayaco-63、-64 和-65 井在 6 月底至 8 月中旬之间钻探并投入生产，初始 30 天的平均油率约为 600 至 1,100 桶/日，水切割率在 25% 至 70% 之间。这些井在本季度的综合产量平均约为 1,700 桶/日，平均水切割率约为 60%，帮助维持了稳定的油田产出。我们目前正在将人工提升系统从喷射泵更改为电子潜水泵，预计将增加 1,000 - 1,500 桶/日的产量。 Cohembi 继续提供强劲的水驱响应，2025 年上半年钻探的五口开发井的产量增加了约 135%，从 2,800 桶/日上升至 6,700 桶/日，预计将有进一步增长。整个油田的总产量现已超过 9,000 桶/日，这是自 2014 年以来未曾达到的水平。钻探已开始进行 6 口井的计划，其中包括 Raju-1 勘探井，该计划的第二口井预计将在 11 月初开钻。Raju-1 勘探井将针对当前开发区北部的大型潜在区域。我们预计将在 2025 年底之前获得该井的初步结果。 加拿大 另外两口 Lower Montney 井于 9 月钻探、完井并投入生产，使 2025 年 Simonette 的总活动达到 4.0 口（2.0 口净井）。初始生产表现非常令人鼓舞，其中一口井超出了高预期，另一口井则与基准情况紧密相符，并仍在清理。 资本结构优化： 执行了 Oriente 原油协议，提供最高达 1.5 亿美元的初始预付款和额外的 5,000 万美元，通过定期交付厄瓜多尔 Oriente 原油进行偿还；预计收益将用于偿还债务和资助特定资本项目。 修订了哥伦比亚信贷设施，以与新的预付款结构对齐，增强财务灵活性，降低备用成本，并优化 Gran Tierra 的整体资本结构。 在本季度后，公司修订并重述了 Gran Tierra Canada Ltd.（“ GT Canada”）现有信贷协议，根据2025年10月30日的第二次修订和重述信贷协议，增加了其信贷设施（“加拿大信贷设施”）下的可用借款能力，从 5,000 万加元增加到 7,500 万加元。由于此次修订和重述，加拿大信贷设施的其他关键修订总结如下： 加拿大信贷设施的期限延长了一年，并从 “为期一年的循环信贷设施，带有一年的到期期” 转换为 “为期两年的循环信贷设施”，到期日为2027年10月31日； GT Canada 的贷款方完成了半年度借款基础审查，结果显示借款基础保持在 1 亿加元； 现有的非承诺附加功能（考虑进一步增加加拿大信贷设施）从 5,000 万加元减少到 2,500 万加元。 本季度的主要亮点： 生产： Gran Tierra 的总平均工作权益产量为 42,685 桶油当量/天，比 2024 年第三季度高出 30%，这得益于2024年10月31日收购的加拿大业务的生产以及厄瓜多尔的积极勘探井钻探结果。总平均工作权益产量比截至2025年6月30日的季度（“ 前一季度”）低 10%，主要是由于厄瓜多尔发生的山体滑坡，导致所有厄瓜多尔的生产停产数周，以及 Moqueta 油田的干线修复，导致该油田在本季度停产。本季度的工作权益销售为 44,077 桶油当量/天，主要是由于确认了 143,730 桶厄瓜多尔的石油生产，这些石油在 6 月底时被存放在库存中，并在 7 月出售。 当前生产： 公司的当前平均生产 (2) 约为 45,200 桶油当量/天。 净收入（亏损）： Gran Tierra 的净亏损为 2000 万美元，而前一季度的净亏损为 1300 万美元，2024 年第三季度的净收入为 100 万美元。 调整后 EBITDA**(1)** ： 调整后 EBITDA(1) 为 6900 万美元，而前一季度为 7700 万美元，2024 年第三季度为 9300 万美元。 运营资金流**(1)** ： 运营资金流 (1) 为 4200 万美元（每股 1.18 美元），比 2024 年第三季度下降 31%，比前一季度下降 23%。 经营活动提供的净现金： 经营活动提供的净现金为 4800 万美元（每股 1.36 美元），比前一季度上升 39%，比 2024 年第三季度下降 39%。 现金和债务： 截至2025年9月30日，公司现金余额为 4900 万美元，总债务为 8.04 亿美元，净债务 (1) 为 7.55 亿美元。在本季度，公司偿还了 200 万美元的信贷额度。除了截至2025年9月30日的 4900 万美元现金外，公司目前还有约 6700 万美元的未提取额度，拥有 1.11 亿美元的信贷和贷款设施，截至2025年9月30日已提取 4400 万美元。 其他关键财务指标： 资本支出： 本季度资本支出为 5700 万美元，高于上一季度的 5100 万美元，也高于 2024 年第三季度的 5300 万美元。本季度大部分资本支出发生在哥伦比亚和厄瓜多尔，主要用于计划中的勘探钻井和 Cohembi 的基础设施支出，以及在加拿大进行的两口 Simonette 井的钻探和完井（净 1.0 口）。 石油、天然气和天然气液体（“NGL”）销售： Gran Tierra 的销售额为 1.49 亿美元，较 2024 年第三季度下降 1%，主要由于布伦特油价下降 13%，部分被由于生产增加和 Castilla、Oriente 及 Vasconia 油差降低而导致的销售量增加 37% 所抵消。与上一季度相比，石油销售保持稳定，主要由于布伦特油价上涨 2% 和 Oriente 油差降低，部分被 Castilla 和 Vasconia 油差上升以及销售量下降所抵消。 南美质量和运输折扣： 本季度公司在南美的每桶质量和运输折扣略微上升至 10.76 美元，较上一季度的 10.30 美元和 2024 年第三季度的 14.10 美元有所增加。Castilla 油差每桶为 4.88 美元，较上一季度的 4.73 美元略有上升，但较 2024 年第三季度的 8.83 美元有所下降（Castilla 是公司中马德琳河谷油生产的基准）。Vasconia 油差每桶为 1.88 美元，较上一季度的 1.71 美元略有上升，但较 2024 年第三季度的 5.07 美元有所下降。厄瓜多尔基准油价 Oriente 每桶为 7.20 美元，较上一季度的 7.26 美元和 2024 年第三季度的 9.15 美元有所下降。目前（5）Castilla 的油差约为每桶 5.79 美元，Vasconia 为每桶 2.79 美元，Oriente 为每桶 7.66 美元。 运营费用： 总运营费用增加 22% 至 6800 万美元，按每桶油当量计算较上一季度增加 26%，主要由于厄瓜多尔的工作过度活动和库存波动相关的提升成本。与 2024 年第三季度相比，总运营费用从 4600 万美元增加 48%，按每桶油当量计算增加 9%，主要由于新的加拿大业务和厄瓜多尔业务的提升。 运输费用： 公司的运输费用较上一季度的 450 万美元下降 4% 至 430 万美元，原因是哥伦比亚运输的销售量减少。与 2024 年第三季度相比，运输费用从 390 万美元增加，主要由于新的加拿大业务和厄瓜多尔运输的销售量增加，部分被哥伦比亚运输的销售量减少所抵消。 毛利润： 本季度毛利润较 2024 年第三季度的 4880 万美元下降 70% 至 1470 万美元，较上一季度的 2310 万美元下降 36%。按每桶油当量计算，毛利润为 3.62 美元，较 2024 年第三季度的 16.45 美元和上一季度的 5.54 美元有所下降。 运营净收益**(1)(3)** ： 公司的运营净收益 (1)(3) 为每桶 18.89 美元，较上一季度下降 12%，主要由于运营费用增加和销售量减少。与 2024 年第三季度相比，运营净收益 (1)(3) 下降 45%，主要由于价格下降。 一般和行政（“G&A”）费用： 在未计入股票补偿的情况下，G&A 费用为每桶 3.32 美元，较上一季度的 3.48 美元有所下降，原因是业务开发成本降低。与 2024 年第三季度相比，未计入股票补偿的 G&A 费用从每桶 3.20 美元上升，主要由于厄瓜多尔的可耗竭基础和新的加拿大业务的成本增加。 现金净收益**(1)**：现金净收益 (1) 每桶下降至 10.28 美元，较上一季度的 12.95 美元下降，主要由于运营净收益 (1) 降低，但被衍生工具的正现金结算所抵消。与一年前相比，现金净收益 (1) 每桶下降 10.06 美元，从每桶 20.34 美元下降，主要由于运营净收益 (1) 降低，但被衍生工具的正现金结算所抵消。 财务和运营亮点（所有金额以千美元计，除每股和每桶油当量外） 合并财务数据 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 2025 2024 2025 2025 2024 净（亏损）收入 $ (19,950 ) $1,133 $(12,741) $ (51,971 ) $37,426 每股 – 基本和稀释 $ (0.57 ) $0.04 $(0.36) $ (1.47 ) $1.20 毛利润 $ 14,670 $48,803 $23,061 $ 65,568 $160,457 耗竭和增值**(*)** 61,908 52,599 65,947 196,286 158,356 运营净收益**(1)(3)** $ 76,578 $101,402 $89,008 $ 261,854 $318,813 石油、天然气和 NGL 销售 $ 149,254 $151,373 $149,357 $ 466,784 $474,559 运营费用 (68,379 ) (46,060) (55,855) (191,588 ) (141,561) 运输费用 (4,297 ) (3,911) (4,494) (13,342 ) (14,185) 运营净收益**(1)(3)** $ 76,578 $101,402 $89,008 $ 261,854 $318,813 管理和行政费用（不包括基于股票的补偿） $ 13,453 $9,491 $14,460 $ 40,056 $31,240 基于股票的管理和行政补偿费用（回收） 143 (3,145) 546 172 6,376 包括基于股票的管理和行政费用 $ 13,596 $6,346 $15,006 $ 40,228 $37,616 调整后的 EBITDA**(1)** $ 69,034 $92,794 $76,987 $ 231,183 $290,590 EBITDA**(1)** $ 59,202 $97,365 $84,908 $ 223,820 $290,443 经营活动提供的净现金 $ 48,149 $78,654 $34,677 $ 156,056 $212,714 运营资金流**(1)** $ 41,685 $60,338 $53,906 $ 150,935 $180,812 资本支出（不包括营运资金变动） $ 57,340 $52,921 $51,170 $ 203,237 $169,525 自由现金流**(1)** $ (15,655 ) $7,417 $2,736 $ (52,302 ) $11,287 平均日生产量（boe/d） 特许权生产（扣除特许权） 42,685 32,764 47,196 45,495 32,595 特许权 (6,723 ) (6,776) (7,396) (7,396 ) (6,650) 生产净收入 35,962 25,988 39,800 38,099 25,945 库存减少（增加） 1,391 (524) (1,469) 132 (367) 销售 37,353 25,464 38,331 38,231 25,578 特许权，% 的特许权生产（扣除特许权） 16 % 21% 16% 16 % 20% 现金净收益（$/boe）****(1) 毛利润 3.62 16.45 5.54 5.26 18.17 耗竭和增值**(*)** 15.27 17.73 15.85 15.76 17.93 运营净收益**(1)(3)** 18.89 34.18 21.39 21.02 36.10 特许权前的平均实现价格 43.44 64.61 42.82 44.72 67.71 特许权 (6.63 ) (13.58) (6.93) (7.25 ) (13.97) 平均实现价格 36.81 51.03 35.89 37.47 53.74 运输费用 (1.06 ) (1.32) (1.08) (1.07 ) (1.61) 扣除运输费用后的平均实现价格 35.75 49.71 34.81 36.40 52.13 运营费用 (16.86 ) (15.53) (13.42) (15.38 ) (16.03) 运营净收益**(1)(3)** 18.89 34.18 21.39 21.02 36.10 管理和行政费用（不包括基于股票的补偿） (3.32 ) (3.20) (3.48) (3.22 ) (3.54) 交易成本 — (0.49) — — (0.17) 出口税 (0.65 ) — — (0.21 ) — 实现的外汇（损失）收益 (0.53 ) 0.34 (0.14) (0.39 ) 0.07 衍生工具的现金结算 1.84 — 0.39 0.77 — 利息费用，不包括债务发行成本的摊销 (5.22 ) (5.66) (4.87) (4.89 ) (5.38) 利息收入 0.05 0.23 0.06 0.07 0.27 其他收益 0.31 — 0.09 0.13 — 净租赁支付 (0.10 ) 0.07 0.04 — 0.07 当前所得税费用 (0.99 ) (5.13) (0.53) (1.16 ) (6.96) 现金净收益**(1)** $ 10.28 $20.34 $12.95 $ 12.12 $20.46 股份信息（千股） 期末流通普通股 35,296 31,022 35,289 35,296 31,022 流通普通股的加权平均数量 – 基本和稀释 35,291 30,733 35,335 35,466 31,274 南美运营信息 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 2025 2024 2025 2025 2024 运营净收益**(1)(3)** 毛利润 $ 11,096 $48,803 $19,210 $ 58,351 $160,457 耗竭和增值**(*)** 53,560 52,599 52,247 161,302 158,356 运营净收益**(1)(3)** $ 64,656 $101,402 $71,457 $ 219,653 $318,813 石油销售 $ 122,604 $151,373 $118,187 $ 379,462 $474,559 运营费用 (53,976 ) (46,060) (42,554) (147,357 ) (141,561) 运输费用 (3,972 ) (3,911) (4,176) (12,452 ) (14,185) 运营净收益**(1)(3)** $ 64,656 $101,402 $71,457 $ 219,653 $318,813 资本支出（不考虑营运资金变动） $ 48,047 $52,836 $49,327 $ 162,358 $168,973 日均产量 (boe/d) 权益生产（扣除特许权使用费前） 26,573 32,764 29,700 28,642 32,595 特许权使用费 (4,754 ) (6,776) (5,209) (5,265 ) (6,650) 生产净收益 21,819 25,988 24,491 23,377 25,945 库存减少（增加） 1,391 (524) (1,469) 132 (368) 销售 23,210 25,464 23,022 23,509 25,577 特许权使用费占权益生产的百分比 18 % 21% 18% 18 % 20% 运营净收益 ($/boe)****(1)(3) 布伦特 $ 68.17 $78.71 $66.71 $ 69.91 $81.82 质量和运输折扣 (10.76 ) (14.10) (10.30) (10.78 ) (14.11) 特许权使用费 (9.76 ) (13.58) (10.41) (10.82 ) (13.97) 平均实现价格 47.65 51.03 46.00 48.31 53.74 运输费用 (1.54 ) (1.32) (1.63) (1.59 ) (1.61) 扣除运输费用后的平均实现价格 46.11 49.71 44.37 46.72 52.13 运营费用 (20.98 ) (15.53) (16.56) (18.76 ) (16.03) 运营净收益**(1)(3)** $ 25.13 $34.18 $27.81 $ 27.96 $36.10 加拿大运营信息**(4)** 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 2025 2024 2025 2025 2024 运营净收益**(1)(3)** 毛利润 3,574 — 3,851 7,217 — 折旧和摊销**(*)** 8,348 — 13,700 34,984 — 运营净收益**(1)(3)** $ 11,922 $— $17,551 $ 42,201 $— 石油销售 $ 21,884 $— $22,276 $ 64,984 $— 天然气销售 3,702 — 5,535 16,463 — NGL 销售 4,314 — 5,519 16,249 — 特许权使用费 (3,250 ) — (2,160) (10,374 ) — 扣除特许权使用费后的石油、天然气和 NGL 销售 $ 26,650 $— $31,170 $ 87,322 $— 运营费用 (14,403 ) — (13,301) (44,231 ) — 运输费用 (325 ) — (318) (890 ) — 运营净收益**(1)(3)** $ 11,922 $— $17,551 $ 42,201 $— 资本支出（不考虑营运资金变动） $ 9,228 $— $1,796 $ 40,384 $— 平均日产量 原油（桶/天） 4,013 — 4,335 3,992 — 天然气（千立方英尺/天） 49,260 — 50,124 49,746 — NGL（桶/天） 3,889 — 4,807 4,571 — 特许权使用费前的 WI 产量（桶油当量/天） 16,112 — 17,496 16,853 — 特许权使用费（桶油当量/天） (1,969 ) — (2,187) (2,131 ) — 生产 NAR（桶油当量/天） 14,143 — 15,309 14,722 — 销售（桶油当量/天） 14,143 — 15,309 14,722 — 特许权使用费占特许权使用费前 WI 产量的百分比 12 % —% 13% 13 % —% 基准价格 西德克萨斯中质原油（$/桶） 65.07 75.28 63.81 66.74 77.71 AECO 天然气价格（加元/GJ） 0.60 0.65 1.60 1.42 1.38 平均实现价格 原油（$/桶） 59.28 — 56.47 59.63 — 天然气（$/千立方英尺） 0.82 — 1.21 1.21 — NGL（$/桶） 12.06 — 12.62 13.02 — 运营净收益（$/桶油当量）****(1)(3) 平均实现价格 $ 20.17 $— $20.93 $ 21.23 $— 特许权使用费 (2.19 ) — (1.36) (2.25 ) — 运输费用 (0.22 ) — (0.20) (0.19 ) — 运营费用 (9.72 ) — (8.35) (9.61 ) — 运营净收益**(1)(3)** $ 8.04 $— $11.02 $ 9.18 $— (*) 计算截至 2025 年和2024年9月30日的三个月的 DD&A 费用为 6500 万美元和 5560 万美元，减去行政资产的折旧分别为 310 万美元和 300 万美元。对于截至 2025 年和2024年9月30日的九个月，DD&A 费用为 2.058 亿美元和 1.672 亿美元，减去行政资产的折旧分别为 950 万美元和 890 万美元。对于上一个季度，计算为 DD&A 费用为 6860 万美元，减去行政资产的折旧为 270 万美元。 (1) 运营资金流、运营净收益、净债务、现金净收益、息税折旧摊销前利润（“ EBITDA”）和调整后的 EBITDA（不包括非现金租赁费用、租赁支付、外汇损益、股票薪酬费用、其他损益、交易成本和金融工具损益）是非 GAAP 指标，在美国公认会计原则（“ GAAP”）下没有标准化的定义。现金流指的是运营资金流。自由现金流指的是运营资金流减去资本支出。有关这些非 GAAP 指标的描述以及在适用情况下与 GAAP 计算和呈现的最直接可比指标的调节，请参见本新闻稿中的 “非 GAAP 指标”。 (2) Gran Tierra 当前的平均产量是指2025年10月1日至 10 月 29 日的期间。 (3) 如上所述，运营净收益被定义为毛利润减去与生产资产相关的折旧和摊销。管理层认为，运营净收益是管理层和投资者分析财务表现的有用补充指标，并提供了在考虑其他收入和费用之前由我们主要业务活动产生的结果的指示。请参见上面的财务和运营亮点表以获取合并运营净收益的组成部分及相应的调节。 (4) Gran Tierra 通过收购 i3 Energy 进入加拿大，该交易于2024年10月31日完成，因此未提供 2024 年相应期间的比较数据。 (5) Gran Tierra 截至 2025 年第四季度的总平均差异为2025年10月1日至 10 月 29 日的期间。 电话会议信息： Gran Tierra 将于2025年10月31日星期五上午 9:00（山地时间）、上午 11:00（东部时间）和下午 3:00（格林威治标准时间）召开其 2025 年第三季度业绩电话会议。感兴趣的各方可以通过以下链接注册以访问电话会议：https://register-conf.media-server.com/register/BI7d7b37fa1bf446089868272e73c863d4。会议也将通过网络直播在 www.grantierra.com 上提供。 公司介绍： Gran Tierra 的公司介绍已更新，并可在公司网站 www.grantierra.com 上获取。 联系信息 如需投资者和媒体咨询，请联系： Gary Guidry 总裁兼首席执行官 Ryan Ellson 执行副总裁兼首席财务官 +1-403-265-3221 info@grantierra.com 关于 Gran Tierra Energy Inc. Gran Tierra Energy Inc. 及其子公司是一家独立的国际能源公司，目前专注于在加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探与生产。公司目前正在开发其在加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的现有资产组合，并将继续寻求进一步增强公司投资组合的新增长机会。公司的普通股在纽约证券交易所美国、加拿大多伦多证券交易所和伦敦证券交易所以 GTE 的股票代码交易。有关 Gran Tierra 的更多信息，请访问 www.grantierra.com。除非明确另有说明，否则公司网站或从我们的网站或任何其他网站可获取的信息不应被视为本新闻稿的一部分。投资者咨询可发送至 info@grantierra.com 或拨打 (403) 265-3221。 Gran Tierra 的证券交易委员会（“ SEC”）文件可在 SEC 网站 http://www.sec.gov 上获取。公司的加拿大证券监管文件可在 SEDAR+ 上获取，网址为 http://www.sedarplus.ca，英国监管文件可在国家存储机制网站 https://data.fca.org.uk/#/nsm/nationalstoragemechanism 上获取。 前瞻性声明和法律提示： 本新闻稿包含关于未来事件或结果的意见、预测、计划和其他声明，这些声明构成了根据 1995 年美国私人证券诉讼改革法、1933 年证券法第 27A 节及其修正案和 1934 年证券交易法第 21E 节及其修正案的前瞻性声明，以及根据适用的加拿大证券法的财务展望和前瞻性信息（统称为 “ 前瞻性声明”）。本新闻稿中除历史事实外的所有声明，均涉及我们业务战略、管理层未来运营的计划和目标、资本支出计划及其对资本项目或支出的变化的益处、我们的流动性和财务状况，以及以 “预期”、“计划”、“可以”、“将”、“应该”、“指导”、“预测”、“预算”、“估计”、“信号”、“进展”、“预期” 和 “相信” 等词语为前缀、后缀或包含的声明，及其衍生词和类似术语，均识别为前瞻性声明。特别是，但不限制于前述内容，本新闻稿包含关于：公司对承诺资金的预期（包括但不限于签署以原油交付为担保的预付款结构的授权）、流动性及其杠杆比率目标、公司关于战略投资、收购、处置、协同效应和增长的计划、公司的钻探计划和资本支出，以及公司对商品价格、勘探和生产趋势的预期及其在 2025 年的定位的前瞻性声明。本新闻稿中包含的前瞻性声明反映了 Gran Tierra 的若干重要因素、预期和假设，包括但不限于，Gran Tierra 将继续以与其当前预期一致的方式开展其运营、定价和成本估算（包括商品定价和汇率方面）、加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔假定的运营、监管和行业条件的普遍持续，以及 Gran Tierra 能够按照当前计划执行其业务和运营计划的能力。 导致我们实际结果与本新闻稿中的前瞻性声明存在重大差异的重要因素包括但不限于：我们成功整合 i3 Energy Plc（“ i3Energy”）的资产和运营的能力，以及实现 2024 年收购 i3 Energy 预期的收益和运营协同的能力；我们的某些业务位于南美，可能因游击活动、罢工、地方封锁或抗议而出现意外问题；可能出现技术和运营困难，影响我们产品的生产、运输或销售；当地运营的其他干扰；全球健康事件；影响石油和天然气的全球和地区需求、供应、价格、差异或其他市场条件的变化，包括通货膨胀以及因实际或预期关税和贸易政策、全球健康危机、地缘政治事件（包括乌克兰和中东的冲突）或欧佩克及其他生产国可能采取的原油生产配额的实施或解除而导致的变化，以及公司或第三方对此类变化的反应；商品价格的变化，包括相对于历史或未来预期水平的波动性或长期下降；当前全球经济和信贷条件可能对油价和石油消费的影响超出我们目前的预测，这可能导致我们战略和资本支出计划的进一步调整；石油和天然气的价格和市场不可预测且波动；对冲的影响；任何特定油田的生产能力的准确性；地理、政治和天气条件可能影响我们产品的生产、运输或销售；我们执行商业计划的能力，这可能包括收购，并实现当前或未来举措的预期收益；开发当前拥有的资产时可能出现意外的延误和困难的风险；替代储量和生产的能力，以及在经济可行的基础上开发和管理储量的能力；测试和生产结果、地震数据、定价和成本估算（包括商品定价和汇率）的准确性；计划勘探活动的风险特征；下倾钻探的影响；水驱和多阶段压裂作业的影响；交付中断、设备性能和成本的程度和影响；第三方的行为；及时获得我们运营活动所需的监管或其他批准；勘探钻探未能产生商业井的风险；由于钻探设备和人员的有限可用性而导致的意外延误；我们普通股或债券交易价格的波动或下降；我们未能获得政府项目的预期收益的风险，包括政府税收退款；我们不时进入债务或股本资本市场以筹集额外资本、增加流动性、资助收购或再融资债务的能力；我们未能成功谈判最终条款并关闭预期的以原油交付为担保的预付款结构的风险，我们遵守债券契约中的财务契约并根据我们的信贷协议进行借款的能力；以及 Gran Tierra 定期向证券交易委员会提交的报告中详细列出的风险因素，包括但不限于在 Gran Tierra2024年12月31日结束的年度报告的 “风险因素” 标题下的内容，该报告于2025年2月24日提交及其其他向 SEC 提交的文件。这些文件可在 SEC 网站 http://www.sec.gov 和 SEDAR+ 网站 www.sedarplus.ca 上获取。 非公认会计原则指标 本新闻稿包括进一步描述的非公认会计原则财务指标。这些非公认会计原则指标在 GAAP 下没有标准化的含义。投资者应注意，这些指标不应被视为净收入或亏损、经营活动现金流或根据 GAAP 确定的其他财务表现指标的替代品。Gran Tierra 计算这些指标的方法可能与其他公司不同，因此它们可能无法与其他公司使用的类似指标进行比较。每个非公认会计原则财务指标均与相应的 GAAP 指标一起呈现，以避免暗示应更重视非公认会计原则指标。 毛利润来源于石油、天然气和天然气液体销售，扣除直接生产成本，包括运营费用、运输费用以及耗竭、折旧和摊销（“DD&A”）。毛利润不包括一般和行政费用、利息、税收或其他非经营项目。 所呈现的运营净回报定义为毛利润减去与生产资产相关的耗竭和摊销。管理层认为，运营净回报是管理层和投资者分析财务表现的有用补充指标，并提供了在考虑其他收入和费用之前，由我们主要业务活动产生的结果的指示。下表提供了从石油销售到运营净回报的对账。 现金净回报，如所示，最直接可与毛利润进行比较，其计算方式为毛利润调整后减去与生产资产相关的耗竭和增值、现金管理费用、遣散费、交易成本、出口税、实现的外汇收益、衍生工具的现金结算、利息费用（不包括债务发行成本的摊销）、利息收入、其他现金收益、净租赁支付和当前所得税。管理层认为，经营净回报和现金净回报是管理层和投资者分析财务表现的有用补充指标，并提供了在考虑其他收入和费用之前，由我们主要业务活动产生的结果的指示。 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 经营和现金净回报 –（非 GAAP）指标（$000s） 2025 2024 2025 2025 2024 毛利润 $ 14,670 $ 48,803 $ 23,061 $ 65,568 $ 160,457 调整毛利润以计算经营净回报 耗竭和增值 61,908 52,599 65,947 196,286 158,356 经营净回报（非 GAAP） $ 76,578 $ 101,402 $ 89,008 $ 261,854 $ 318,813 现金管理费用 $ 13,453 $ 9,491 $ 14,460 $ 40,056 $ 31,240 交易成本 $ — $ 1,459 $ — $ — $ 1,459 出口税 $ 2,630 $ — $ — $ 2,630 $ — 实现的外汇收益（损失） $ 2,149 $ (1,003 ) $ 602 $ 4,902 $ (642 ) 衍生工具的现金结算 $ (7,461 ) $ — $ (1,631 ) $ (9,535 ) $ — 利息费用，不包括债务发行成本的摊销 $ 21,178 $ 16,783 $ 20,284 $ 60,864 $ 47,539 利息收入 $ (197 ) $ (684 ) $ (251 ) $ (873 ) $ (2,393 ) 其他现金收益 $ (1,268 ) $ — $ (377 ) $ (1,645 ) $ — 净租赁支付 $ 387 $ (199 ) $ (180 ) $ 38 $ (624 ) 当前所得税 $ 4,022 $ 15,217 $ 2,195 $ 14,482 $ 61,422 现金净回报（非 GAAP） $ 41,685 $ 60,338 $ 53,906 $ 150,935 $ 180,812 EBITDA，如所示，定义为净收入或损失调整后减去 DD&A 费用、利息费用和所得税费用或回收。调整后的 EBITDA，如所示，定义为 EBITDA 调整后减去非现金租赁费用、租赁支付、外汇收益或损失、基于股票的补偿费用或回收、交易成本、其他收益或损失以及未实现的衍生工具收益或损失。管理层使用这一补充指标来分析业绩和由我们主要业务活动产生的收入，考虑非现金项目如何影响该收入，并认为这一财务指标对投资者分析我们的业绩和财务结果是有用的补充信息。净收入或损失与 EBITDA 和调整后 EBITDA 的对账如下： 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 EBITDA –（非 GAAP）指标（$000s） 2025 2024 2025 2025 2024 净（亏损）收入 $ (19,950 ) $ 1,133 $ (12,741 ) $ (51,971 ) $ 37,426 调整净亏损或收入以对账 EBITDA 和调整后的 EBITDA DD&A 费用 64,981 55,573 68,635 205,818 167,213 利息费用 25,447 19,892 24,366 73,048 56,714 所得税（回收）费用 (11,276 ) 20,767 4,648 (3,075 ) 29,090 EBITDA $ 59,202 $ 97,365 $ 84,908 $ 223,820 $ 290,443 非现金租赁费用 1,187 1,370 1,725 4,648 4,164 租赁支付 (1,574 ) (1,171 ) (1,545 ) (4,686 ) (3,540 ) 外汇损失（收益） 284 (3,084 ) 3,716 7,838 (8,312 ) 基于股票的补偿费用（回收） 143 (3,145 ) 546 172 6,376 交易费用 — 1,459 — — 1,459 其他损失 265 — 38 355 — 未实现衍生工具损失（收益） 9,527 — (12,401 ) (964 ) — 调整后的 EBITDA $ 69,034 $ 92,794 $ 76,987 $ 231,183 $ 290,590 所呈现的运营资金流动被定义为净收入或亏损，调整为 DD&A 费用、递延税费或回收、基于股票的补偿费用或回收、债务发行成本的摊销、非现金租赁费用、租赁支付、未实现的外汇收益或损失、其他收益或损失以及衍生工具的未实现收益或损失。管理层使用这一财务指标来分析业绩和我们主要业务活动产生的收入或亏损，而不考虑非现金项目如何影响该收入或亏损，并认为这一财务指标对投资者分析业绩和我们的财务结果也是有用的补充信息。所呈现的自由现金流被定义为调整后的运营资金流动，调整为资本支出。管理层使用这一财务指标来分析在资本需求后的主要业务活动产生的现金流，并认为这一财务指标对投资者分析业绩和我们的财务结果也是有用的补充信息。净收入或亏损与运营资金流动和自由现金流的对账如下： 截至 9 月 30 日的三个月 截至 6 月 30 日的三个月 截至 9 月 30 日的九个月 运营资金流动 – （非 GAAP）指标（$000s） 2025 2024 2025 2025 2024 净（亏损）收入 $ (19,950 ) $ 1,133 $ (12,741 ) $ (51,971 ) $ 37,426 调整净亏损或收入以对账运营资金流动 DD&A 费用 64,981 55,573 68,635 205,818 167,213 递延税（回收）费用 (15,298 ) 5,550 2,453 (17,557 ) (32,332 ) 基于股票的补偿费用（回收） 143 (3,145 ) 546 172 6,376 债务发行成本的摊销 4,269 3,109 4,082 12,184 9,175 非现金租赁费用 1,187 1,370 1,725 4,648 4,164 租赁支付 (1,574 ) (1,171 ) (1,545 ) (4,686 ) (3,540 ) 未实现外汇（收益）损失 (1,865 ) (2,081 ) 3,114 2,936 (7,670 ) 其他损失 265 — 38 355 — 未实现衍生工具损失（收益） 9,527 — (12,401 ) (964 ) — 运营资金流动 $ 41,685 $ 60,338 $ 53,906 $ 150,935 $ 180,812 资本支出 $ 57,340 $ 52,921 $ 51,170 $ 203,237 $ 169,525 自由现金流 $ (15,655 ) $ 7,417 $ 2,736 $ (52,302 ) $ 11,287 截至2025年9月30日，净债务为 7.55 亿美元，计算方法是将 7.75% 高级票据、9.50% 高级票据的总本金金额以及已提取的信贷额度相加，排除递延融资费用，总计为 8.04 亿美元，减去现金及现金等价物 4900 万美元。管理层认为，净债务是管理层和投资者评估公司业务财务可持续性和杠杆的有用补充指标。最直接可比的 GAAP 指标是总债务。 石油和天然气信息的呈现 石油当量（boe）的转换是基于每 6000 立方英尺（“Mcf”）天然气等于 1 桶石油。单独使用 boe 可能会产生误导。boe 的转换比率为 6 Mcf: 1 boe 是基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的价值等效。此外，考虑到基于当前油价与天然气相比的价值比率与六比一的能量等效显著不同，使用 6 Mcf: 1 boe 的 boe 转换比率作为价值的指示将是误导性的。 提及发现有碳氢化合物的地层并不一定表明碳氢化合物能够以商业数量或任何估计的体积回收。Gran Tierra 报告的产量是轻质原油和中重质原油、致密油、常规天然气、页岩气和天然气液体的混合，具体的细分没有精确的划分，因为公司的销售量通常代表多种产品类型的混合。井测试结果应视为初步结果，并不一定能指示长期表现或最终回收。井测井解释表明的油气聚集并不一定能指示未来的生产或最终回收。如果指示未进行压力瞬态分析或井测试解释，则在这方面披露的任何数据应视为初步，直到该分析完成。提及 “油层” 或发现有碳氢化合物的地层的厚度并不一定表明碳氢化合物能够以商业数量或任何估计的体积回收。 本新闻稿包含某些石油和天然气指标，包括运营净回报和现金净回报，这些指标没有标准化的含义或计算方法，因此这些指标可能无法与其他公司使用的类似指标进行比较，也不应用于进行比较。这些指标的计算方法在本新闻稿中进行了描述，管理层认为这些指标是有用的补充指标，原因在本新闻稿中进行了说明。 这些指标的包含旨在为读者提供额外的衡量公司表现的指标；然而，这些指标并不是公司未来表现的可靠指标，未来表现可能与之前的表现不相比较。