Gran Tierra Energy Inc.报告2025年第一季度业绩、创纪录的产量和持续的勘探成功
•实现创纪录的总公司平均季度产量46,647 boepd
•厄瓜多尔勘探成功继续在Iguana Block有更多石油发现
•稳健的资产负债表，在积极的资本活动后以7700万美元现金退出本季度，支付了2700万美元 债务
•通过签署新的7500万美元信贷安排获得额外流动性
阿尔伯塔省卡尔加里，2025年5月1日，Gran Tierra能源公司.（“Gran Tierra”或“公司”）（NYSE American：GTE）（TSX：GTE）（LSE：GTE）公布公司截至2025年3月31日止季度的财务及经营业绩（“季度”），并提供了操作更新。所有美元金额均在美国（“美国”）美元和所有储量和生产量在特许权使用费前的平均工作利息（“WI”）基础，除非另有说明。产量以桶表示（“bbl”）的油当量（“英国央行”）每日（“BOEPD”或“BOE/d”），并以WI销售额为基础，不计版税。按特许权使用费后净额计算的每桶油当量金额（"纳尔”）生产，详见Gran Tierra于2025年5月1日提交的10-Q表格季度报告。
致股东的讯息
Gran Tierra总裁兼首席执行官Gary Guidry评论道：“我们第一季度的业绩反映了强劲的运营执行力和严格的财务管理。我们的2025年资本计划在本季度有多达5台钻机处于活动状态，在我们的关键资产中实现了创纪录的钻井时间和成本效率。我们继续通过我们的股票回购计划和持续的债务削减来产生回报。降低杠杆率仍然是一个关键优先事项，因为我们专注于提供快速周期回报的项目，并保持灵活性，以在我们的投资组合中投资于高回报机会。我们专注的勘探努力也继续取得成功，加强了我们的资产质量和创造价值的长期战略。目前产量约4.84万(2)BOE/d和今年剩余时间的强劲对冲头寸，我们处于创造价值的有利位置，同时在大宗商品价格波动的情况下保持弹性。”
运营更新：
•厄瓜多尔
◦Gran Tierra在厄瓜多尔又成功钻探了两个石油发现，分别是Iguana Block上的Iguana B1井和Iguana B2井。联合钻井30天以上平均采油率~1684桶/日 从U砂地层（含水率不到1%），平均API为28 °和520标准立方英尺/库存罐桶的气油比。Iguana B1井在创纪录的时间内，在预算范围内完成钻探，在Gran Tierra的厄瓜多尔勘探活动中建立了一口新的起步井。
◦该钻机已堆放在Iguana平台上，等待调动到Charapa Block上的新Conejo平台，以便在2025年第三季度恢复勘探钻探。
•哥伦比亚
◦Gran Tierra在本季度成功钻探了来自Cohembi North Pad的五口井中的前三口。所有油井都在预算范围内，比前一位运营商的钻井速度快了60%。这些井是该公司作为运营商的首次钻井作业，其余两口井预计将在2025年第二季度钻探。
该项目完成后，该钻机将移至Costayaco Pad，在2025年第二季度开始三口井的开发计划。
◦截至本季度末，Cohembi的土木、电气和机械领域工程达到100%机械完成率。该项目的启动是为了便利在Cohembi中央处理设施处理来自Cohembi North Pad的新生产。
◦Acordionero油田的优化正在通过水驱扩建进行，其中包括设施改进、电潜泵增容、喷油器转换和升级为天然气发电。这些举措的重点是降低单位成本、抵消自然下降和改善整体复苏因素。油田继续表现强劲，本季度平均产量为13,824 boepd。这比2024年第四季度增加了2%，尽管自2024年第一季度以来没有钻井。目前的产量（2025年4月1日至30日）约为14,500 BOEPD，较2025年第一季度的平均水平增长5%，反映出水库对执行我们的第一季度水洪管理优化计划的强烈反应。该公司继续在Acordionero看到巨大的开发潜力，并计划在2026年再进行一次八到十口井的钻探计划，目标是高油饱和度、未扫过的加密位置。
•加拿大
◦Gran Tierra及其合资伙伴Logan Energy Corp.在Simonette成功钻探并完成了两口Lower Montney井。这两口井是从16-13-61-1W6（“16-13”）平台投产的，完成时采用了与2022年钻探的13-13-61-1W6偏移井类似的优化下蒙特尼完井设计。投产21天后，每口井的平均总产量为674桶/天石油、13桶/天NGLs和767 mCf/d天然气（84%液体时为814桶油当量/天）。Gran Tierra拥有50%的工作权益，油井继续清理。这一早期生产性能在同一时间段内远远超过了之前的抵消80%，并且正在超过他们的预算类型曲线。
◦2025年3月，Gran Tierra在Nisku航道沿线成功收购了艾伯塔省中部的21块潜在土地，这为其钻探库存增加了50多个潜在的钻探机会。
◦在克利尔沃特，Gran Tierra在本季度参与了两口总井（0.5口净）的成功钻探，估计这两口井即将投产。钻探的第一口井是一个4足注油器，用于支持Marten Hills区块的水驱试点，根据附近的模拟水驱结果，可能会增加储量。第二口井（非作业），14条腿，在密封区块钻探，以测试Bluesky地层的稠油产能。
本季度主要亮点：
•生产：Gran Tierra的总平均WI产量为46,647 boepd，比2024年第四季度（“上一季度”），比2024年第一季度增长45%。本季度产量增加是由于该公司确认来自加拿大的整整三个月的产量以及厄瓜多尔的积极探井结果。
•净收入：Gran Tierra净亏损1900万美元，上一季度净亏损3400万美元，2024年第一季度净亏损为零。
•经调整EBITDA(1):经调整EBITDA(1)为8500万美元，上一季度为7600万美元，2024年第一季度为9500万美元。12个月追踪净债务(1)调整后EBITDA(1)为1.9倍（仅占加拿大业务5个月调整后EBITDA），公司继续维持1.0倍的长期目标比率。
•经营活动提供的现金净额：经营活动提供的净现金为7300万美元（合每股2.05美元），较上一季度增长175%，较2024年第一季度增长20%。
•运营资金流(1):运营资金流(1)为5500万美元（合每股1.55美元），较上一季度增长25%，较2024年第一季度下降26%，原因是油价走低。
•现金和债务：截至2025年3月31日，公司现金余额7700万美元，总债务7.6亿美元 和净债务(1)6.83亿美元。本季度，该公司到期偿还了2025年到期的6.25%优先票据的剩余本金，金额为2500万美元，并回购了2029年到期的9.5%优先票据的200万美元。
•流动性：除了截至2025年3月31日手头的7700万美元现金外，该公司目前还有约1.1亿美元的未提取信贷和贷款额度。公司在加拿大有一项循环信贷融资协议，借款基础为1亿加元，可用承诺为5000万加元，可使用至2025年10月31日，还款日期为2026年10月31日，可再延长最多364天，但须经贷款人批准。2025年4月16日，该公司宣布在哥伦比亚追加7500万美元的基于储备的贷款安排，最终到期日为自截止日期起36个月。
•股票回购：Gran Tierra在本季度回购了453,050股普通股。自2023年1月1日至2025年4月29日，公司回购了约520万股股份，占2023年1月1日已发行在外流通股份的15%。
其他关键财务指标：
•资本支出：9500万美元的资本支出高于上一季度的7900万美元，也高于2024年第一季度的5500万美元，这是由于本季度增加了加拿大开发计划、一个活跃的厄瓜多尔勘探计划和哥伦比亚Cohembi油田的开发活动。本季度，该公司在加拿大有三座钻井平台活跃，一座在厄瓜多尔，一座在哥伦比亚。目前，该公司在哥伦比亚有一个活跃的钻机。
•石油销售：Gran Tierra的石油销售额为1.71亿美元，比2024年第一季度增长8%，原因是产量增加导致销量增加45%，以及卡斯蒂利亚、Vasconia和Oriente石油差价收窄，抵消了较低的布伦特定价。石油销售额较上一季度增长16%，这主要是由于销量增长17%、布伦特原油价格上涨1%以及卡斯蒂利亚、Oriente和Vasconia油价差下降。
•南美品质和运输折扣：本季度该公司在南美的质量和运输折扣为每桶11.58美元，低于上一季度的13.94美元和2024年第一季度的15.36美元。每桶卡斯蒂利亚石油差价收窄至5.34美元，低于上一季度的8.33美元和2024年第一季度的8.82美元（卡斯蒂利亚是该公司Middle Magdalena Valley Basin石油生产的基准）。每桶Vasconia差价收窄至2.27美元，低于上一季度的5.02美元，2024年第一季度为5.05美元。厄瓜多尔基准原油Oriente每桶7.65美元，低于上一季度的9.40美元和一年前的8.02美元。当前(2)卡斯蒂利亚的差价约为每桶4.94美元，Vasconia的差价约为每桶1.87美元，Oriente的差价约为每桶7.26美元。
•营业费用： 按每桶油当量计算，运营费用减少d由3%当与第一四分之一2024年和上一季度。营业费用增长11%至6700万美元，与上一季度相比和增加d由39%从4800万美元comp截至2024年第一季度，主要是由于加拿大的新业务和厄瓜多尔产量的增加。总运营成本的增长与产量增长45%是相称的。
•交通费用：该公司的运输费用增加了62%，达到700万美元，而上一季度的运输费用为400万美元，与2024年第一季度相比增加了51%。运输费用较高，原因是本季度加拿大的新业务和在厄瓜多尔运输的销售量增加。
•运营Netback(1)(3):公司经营净回(1)(3)为每桶油当量22.70美元，较上一季度上涨2%，较2024年第一季度下跌36%，原因是增加了加拿大资产和与AECO天然气定价相关的约50加拿大产量。
•一般和行政（“G & A”）费用：由于与收购加拿大资产相关的审计费用增加、加拿大整整一个季度的工资以及IT费用增加，扣除股票薪酬前的G & A费用为每桶油当量2.86美元，高于上一季度的每桶油当量2.75美元。由于该季度销量增加，与2024年第一季度相比，扣除股票薪酬前的G & A费用从每桶油当量3.65美元下降。
•现金净回(1)：现金净返还(1)每桶油当量增至13.04美元，上一季度为11.90美元，这主要是由于上一季度因收购加拿大业务而产生的交易成本为每桶油当量1.20美元。与一年前相比，现金净回(1)每桶油当量从每桶油当量25.13美元减少12.09美元，这主要是由于实际价格下降导致的经营净收益减少。
Gran Tierra再次确认此前披露的2025年综合指南，并提供国别细分：
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2025年预算
|
低情况
|
基本情况
|
高案
|
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|
布伦特油价（美元/桶）
|
65.00
|
75.00
|
85.00
|
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|
WTI油价（$/bbl）
|
61.00
|
71.00
|
81.00
|
||||||||
|
AECO天然气价格（加元/千立方英尺）
|
2.00
|
2.50
|
3.50
|
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|
产量（BOEPD）
|
47,000-53,000
|
47,000-53,000
|
47,000-53,000
|
||||||||
|
运营Netback1,3（百万美元）
|
330-370
|
430-470
|
510-550
|
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|
EBITDA1（百万美元）
|
300-340
|
380-420
|
460-500
|
||||||||
|
现金流1（百万美元）
|
200-240
|
260-300
|
300-340
|
||||||||
|
资本支出（百万美元）
|
200-240
|
240-280
|
240-280
|
||||||||
|
自由现金流1（百万美元）
|
-
|
20
|
60
|
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|
开发井数量（总）
|
8-12
|
10-14
|
10-14
|
||||||||
|
勘探井数（总）
|
6
|
6-8
|
6-8
|
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|
预算费用
|
每桶油当量成本（美元/桶油当量）
|
||||
|
起重
|
12.00-14.00
|
||||
|
修井
|
1.50-2.50
|
||||
|
交通运输
|
1.00-2.00
|
||||
|
一般及行政
|
2.00-3.00
|
||||
|
利息
|
4.00-4.50
|
||||
|
当前税
|
2.00-3.00
|
||||
|
2025年各国预算-基本情况
|
加拿大
|
哥伦比亚
|
厄瓜多尔
|
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|
产量（kboepd）
|
18 - 19*
|
25 - 27 | 4 - 7 | ||||||||
|
每桶（美元/桶油当量）
|
|||||||||||
|
实现价格
|
22 - 24 | 51 - 53 | 43 - 45 | ||||||||
|
运营和运输费用
|
10 - 12 | 19 - 21 | 12 - 14 | ||||||||
|
运营Netback
|
10 - 14 | 30 - 34 | 29 - 33 | ||||||||
*加拿大的生产由大约50%的天然气、21%的石油和29%的天然气液体（“NGL”）组成
财务和运营亮点（所有金额以000美元计，每股和BOE金额除外）
| 合并财务数据 | 截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | ||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2024 | ||||||||||||
| 净收入（亏损） | $(19,280) | $(78) | $(34,210) | |||||||||||
| 每股-基本及摊薄 | $(0.54) | $— | $(1.00) | |||||||||||
| 石油、天然气和NGL销售 | $170,533 | $157,577 | $147,290 | |||||||||||
| 营业费用 | (67,354) | (48,466) | (60,770) | |||||||||||
| 交通费用 | (6,911) | (4,584) | (4,279) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
$96,268 | $104,527 | $82,241 | |||||||||||
| 基于股票的薪酬前的G & A费用 | $12,143 | $10,782 | $10,191 | |||||||||||
| G & A基于股票的补偿（回收）费用 | (517) | 3,361 | 3,331 | |||||||||||
| G & A费用，包括基于股票的薪酬 | $11,626 | $14,143 | $13,522 | |||||||||||
|
经调整EBITDA(1)
|
$85,162 | $94,792 | $76,168 | |||||||||||
|
EBITDA(1)
|
$79,710 | $91,891 | $65,247 | |||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 | $73,230 | $60,827 | $26,607 | |||||||||||
|
运营资金流(1)
|
$55,344 | $74,307 | $44,129 | |||||||||||
| 资本支出 | $94,727 | $55,331 | $78,579 | |||||||||||
|
自由现金流(1)
|
$(39,383) | $18,976 | $(34,450) | |||||||||||
| 日均产量（BOE/d） | ||||||||||||||
| 特许权使用费前的WI生产 | 46,647 | 32,242 | 41,009 | |||||||||||
| 版税 | (8,084) | (6,397) | (7,327) | |||||||||||
| 生产NAR | 38,563 | 25,845 | 33,682 | |||||||||||
|
存货减少（增加）额
|
461 | 235 | (712) | |||||||||||
| 销售 | 39,024 | 26,080 | 32,970 | |||||||||||
| 特许权使用费，特许权使用费前WI产量的百分比 | 17% | 20% | 18% | |||||||||||
|
现金净回笼（美元/桶油当量）(1)
|
||||||||||||||
| 特许权使用费前的平均实现价格 | 48.55 | 66.40 | 48.56 | |||||||||||
| 版税 | (8.33) | (13.08) | (8.83) | |||||||||||
| 平均实现价格 | 40.22 | 53.32 | 39.73 | |||||||||||
| 交通费用 | (1.63) | (1.55) | (1.15) | |||||||||||
| 平均实现价格净运输费用 | 38.59 | 51.77 | 38.58 | |||||||||||
| 营业费用 | (15.89) | (16.40) | (16.39) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
22.70 | 35.37 | 22.19 | |||||||||||
| 基于股票的薪酬前的G & A费用 | (2.86) | (3.65) | (2.75) | |||||||||||
| 交易成本 | — | — | (1.20) | |||||||||||
| 已实现外汇收益（亏损） | (0.51) | (0.49) | 0.07 | |||||||||||
| 衍生工具现金结算 | 0.10 | — | 0.30 | |||||||||||
| 利息支出，不含发债成本摊销 | (4.58) | (5.12) | (5.40) | |||||||||||
| 利息收入 | 0.10 | 0.23 | 0.34 | |||||||||||
|
其他收益
|
— | — | 0.40 | |||||||||||
| 净租赁付款 | 0.04 | 0.12 | 0.07 | |||||||||||
| 当期所得税费用 | (1.95) | (1.33) | (2.12) | |||||||||||
|
现金净回(1)
|
$13.04 | $25.13 | $11.90 | |||||||||||
| 分享资讯（000s） | ||||||||||||||
| 已发行普通股，期末 | 35,524 | 31,401 | 35,972 | |||||||||||
| 加权平均已发行普通股股数-基本和稀释 | 35,777 | 31,813 | 34,333 | |||||||||||
| 南美运营信息 | 截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | ||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2024 | ||||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
||||||||||||||
| 石油销售 | $138,671 | $157,577 | $128,335 | |||||||||||
| 营业费用 | (50,827) | (48,466) | (51,121) | |||||||||||
| 交通费用 | (4,304) | (4,584) | (3,607) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
$83,540 | $104,527 | $73,607 | |||||||||||
| 日均产量（BOE/d） | ||||||||||||||
| 特许权使用费前的WI生产 | 29,686 | 32,242 | 29,695 | |||||||||||
| 版税 | (5,844) | (6,397) | (5,761) | |||||||||||
| 生产NAR | 23,842 | 25,845 | 23,934 | |||||||||||
| 存货减少（增加）额 | 461 | 235 | (712) | |||||||||||
| 销售 | 24,303 | 26,080 | 23,222 | |||||||||||
| 特许权使用费，特许权使用费前WI产量的百分比 | 20% | 20% | 19% | |||||||||||
|
运营净回值（美元/桶油当量）(1)(3)
|
||||||||||||||
| 布伦特 | $74.98 | $81.76 | $74.01 | |||||||||||
| 质量和运输折扣 | (11.58) | (15.36) | (13.94) | |||||||||||
| 版税 | (12.29) | (13.08) | (11.94) | |||||||||||
| 平均实现价格 | 51.11 | 53.32 | 48.13 | |||||||||||
| 交通费用 | (1.59) | (1.55) | (1.35) | |||||||||||
| 平均实现价格净运输费用 | 49.52 | 51.77 | 46.78 | |||||||||||
| 营业费用 | (18.73) | (16.40) | (19.17) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
$30.79 | $35.37 | $27.61 | |||||||||||
|
加拿大运营信息(4)
|
截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | ||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2024 | ||||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
||||||||||||||
| 石油销售 | $21,269 | $— | $14,832 | |||||||||||
| 天然气销售 | 7,561 | — | 3,546 | |||||||||||
| NGL销售 | 7,997 | — | 4,193 | |||||||||||
|
版税
|
(4,966) | — | (3,616) | |||||||||||
|
特许权使用费后的石油、天然气和NGL销售
|
$31,862 | $— | $18,955 | |||||||||||
| 营业费用 | (16,527) | — | (9,649) | |||||||||||
| 交通费用 | (2,607) | — | (672) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
$12,728 | $— | $8,634 | |||||||||||
|
日均产量
|
||||||||||||||
|
原油（bbl/d）
|
3,623 | — | 2,461 | |||||||||||
|
天然气（MCF/d）
|
49,860 | — | 32,814 | |||||||||||
|
NGLs（bbl/d）
|
5,029 | — | 3,383 | |||||||||||
|
特许权使用费前的WI产量（BOE/d）
|
16,961 | — | 11,314 | |||||||||||
|
特许权使用费（BOE/d）
|
(2,240) | — | (1,566) | |||||||||||
|
NAR产量（BOE/d）
|
14,721 | — | 9,748 | |||||||||||
|
销量（BOE/d）
|
14,721 | — | 9,748 | |||||||||||
| 特许权使用费，特许权使用费前WI产量的百分比 | 13% | —% | 14% | |||||||||||
| 基准价格 | ||||||||||||||
| 西德克萨斯中质原油（$/bbl） | 71.47 | 77.01 | 70.42 | |||||||||||
|
AECO天然气价格（加元/吉焦）
|
2.05 | 1.70 | 1.56 | |||||||||||
| 平均实现价格 | ||||||||||||||
| 原油（美元/桶） | 65.23 | — | 65.50 | |||||||||||
| 天然气（$/mcf） | 1.69 | — | 1.17 | |||||||||||
|
NGLs（美元/桶）
|
17.67 | — | 13.47 | |||||||||||
|
运营净回值（美元/桶油当量）(1)(3)
|
||||||||||||||
| 平均实现价格 | $24.12 | $— | $21.69 | |||||||||||
|
版税
|
(3.25) | — | (3.47) | |||||||||||
| 交通费用 | (1.71) | — | (0.65) | |||||||||||
| 营业费用 | (10.83) | — | (9.27) | |||||||||||
|
运营Netback(1)(3)
|
$8.33 | $— | $8.30 | |||||||||||
(1)运营资金流、运营净回、净负债、现金净回、息税折旧增值前利润（“DD & A”)(“EBITDA”)和EBITDA调整后的非现金租赁费用、租赁付款、外汇损益、基于股票的补偿费用、其他损益、交易成本和金融工具损益（“经调整EBITDA”），现金流和自由现金流是非公认会计准则计量和
不具有美国公认会计原则下的标准化含义（“公认会计原则”).现金流是指经营活动产生的资金流。自由现金流指来自运营的资金流减去资本支出。参考“非公认会计原则措施”在本新闻稿中，对这些非公认会计原则措施的描述，以及在适用的情况下，与根据公认会计原则计算和列报的最直接可比措施的对账。
(2)Gran Tierra 2025年第二季度至今的总平均差异和平均产量为2025年4月1日至4月30日期间。
(3)所示的运营净回值定义为石油销售减去运营和运输费用。有关合并运营净回值和相应对账的组成部分，请参见上面标题为财务和运营亮点的表格。
(4)Gran Tierra因收购i3 Energy于2024年10月31日结束而进入加拿大，因此没有提供2024年同期的比较数据。
电话会议信息：
Gran Tierra将于2025年5月2日（星期五）美国东部时间上午9点、山区时间上午11点召开2025年第一季度业绩电话会议。有兴趣的人士可通过以下链接报名参加电话会议：https://register-conf.media-server.com/register/BI0f6a1e0b01bd474992543eb3e6d51c71。此次电话会议还将通过www.grantierra.com上的网络直播进行。
2024年可持续发展报告：
Gran Tierra已发布其2024年可持续发展报告，可在公司网站www.grantierra.com/esg上查阅。
公司介绍：
Gran Tierra的公司介绍已更新，可在公司网站www.grantierra.com上查阅。
联系方式
投资者、媒体查询请联系：
加里·吉德里
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能源 Inc.及其子公司是一家独立的国际能源公司，目前专注于加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的石油和天然气勘探和生产。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，并将继续寻求更多新的增长机会，以进一步加强公司的投资组合。该公司的普通股在纽约证券交易所美国证券交易所、多伦多证券交易所和伦敦证券交易所交易，股票代码为GTE。有关Gran Tierra的更多信息，请访问www.grantierra.com。除另有明确说明外，公司网站上的信息或可从我们的网站或任何其他网站访问的信息不以引用方式并入本新闻稿，也不应被视为本新闻稿的一部分。投资者查询可直接发送至info@grantierra.com或（403）265-3221。
Gran Tierra的证券交易委员会（The“SEC”）文件可在SEC网站http://www.sec.gov上查阅。该公司的加拿大证券监管文件可在SEDAR +上查阅，网址为http://www.sedarplus.ca，英国监管文件可在National Storage机制网站上查阅，网址为https://data.fca.org.uk/#/nsm/nationalstoragemechanism。
前瞻性陈述和法律咨询：
本新闻稿载有关于未来事件或结果的意见、预测、预测和其他陈述，这些陈述构成1995年《美国私人证券诉讼改革法案》、经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》第21E条含义内的前瞻性陈述，以及适用的加拿大证券法含义内的财务展望和前瞻性信息（统称，“前瞻性陈述”).本新闻稿中除历史事实陈述外的所有陈述，涉及我们的业务战略、管理层对未来运营的计划和目标、资本支出计划和我们的资本计划或支出变化的好处、我们的流动性和财务状况，以及那些前面、后面或以其他方式包含“预期”、“计划”、“可以”、“将”、“应该”、“指导”、“预测”、“预算”、“估计”、“信号”、“进展”和“相信”等词语的陈述，其推导及其类似术语识别前瞻性陈述。特别是，但不限于上述内容，本新闻稿包含有关以下方面的前瞻性陈述：公司的杠杆率目标、公司有关战略投资的计划、收购，包括预期从收购i3 Energy获得的预期收益和经营协同效应，以及增长、公司的钻探计划和资本支出以及公司对商品价格的预期，包括加拿大未来的天然气定价、勘探和生产趋势及其对2024年的定位。本新闻稿中包含的前瞻性陈述反映了Gran Tierra的几个重要因素以及预期和假设，包括但不限于Gran Tierra将继续以符合其当前预期、定价和成本估计（包括关于商品定价和汇率）的方式开展业务，Gran Tierra成功整合i3 Energy的资产和运营或实现收购i3 Energy所预期的预期收益和运营协同效应的能力，假设的运营、监管和行业条件在加拿大、哥伦比亚和厄瓜多尔的普遍持续，以及Gran Tierra以目前计划的方式执行其业务和运营计划的能力。
可能导致我们的实际结果与本新闻稿中的前瞻性陈述存在重大差异的重要因素包括但不限于：我们的某些业务位于南美，意外问题可能
因游击活动、罢工、当地封锁或抗议而产生；可能出现技术困难和运营困难，影响我们产品的生产、运输或销售；当地运营的其他中断；全球卫生事件；影响石油和天然气的需求、供应、价格、差异或其他市场条件的全球和区域变化，包括通货膨胀以及实际或预期的关税和贸易政策、全球健康危机、地缘政治事件（包括乌克兰和加沙地区的冲突）导致的变化，或来自实施或取消原油生产配额或欧佩克和其他生产国可能实施的其他行动以及由此产生的公司或第三方应对此类变化的行动；大宗商品价格的变化，包括这些价格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状况可能对油价和石油消费的影响超过我们目前预测的风险，这可能会导致进一步修改我们的战略和资本支出计划；石油和天然气的价格和市场是不可预测和波动的；对冲的影响；任何特定领域的生产能力的准确性；地理、政治和天气条件可能会影响我们产品的生产、运输或销售；我们执行业务计划的能力，其中可能包括收购，并从当前或未来举措中实现预期收益；在开发目前拥有的资产方面可能出现意外延误和困难的风险；在经济上可行的基础上替代储量和生产以及开发和管理储量的能力；测试和生产结果以及地震数据、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概况；钻井下倾的影响；水驱和多阶段裂缝增产作业的影响；交付中断的程度和影响，设备性能和成本；第三方的行动；我们的经营活动及时收到监管或其他必要的批准；勘探钻探未能产生商业井；由于钻井设备和人员的可用性有限而导致的意外延误；我们的普通股或债券的交易价格波动或下跌；我们没有收到政府计划的预期收益的风险，包括政府税收返还；我们不时进入债务或股权资本市场以筹集额外资本、增加流动性的能力，为收购提供资金或为债务再融资；我们遵守契约中的财务契约和根据我们的信贷协议进行借款的能力；以及Gran Tierra向美国证券交易委员会提交的定期报告中不时详述的风险因素，包括但不限于Gran Tierra于2024年2月20日提交的截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中“风险因素”标题下的风险因素以及其向SEC提交的其他文件。这些文件可在SEC网站http://www.sec.gov和SEDAR + www.sedarplus.ca上查阅。
本新闻稿中包含的前瞻性陈述是基于Gran Tierra根据管理层的经验和其他被认为适当的因素做出的某些假设。Gran Tierra认为，目前这些假设是合理的，但前瞻性陈述受到风险和不确定性的影响，其中许多超出了Gran Tierra的控制范围，这可能导致实际结果与前瞻性陈述所暗示或表达的结果存在重大差异。2024年前景所依据的假设被证明不正确的风险可能会增加与前景相关的后期。所有前瞻性陈述均在本新闻稿发布之日作出，本新闻稿仍然可用这一事实并不构成Gran Tierra的陈述，即Gran Tierra认为这些前瞻性陈述在任何后续日期仍然是真实的。实际结果可能与前瞻性陈述中表达的预期结果存在重大差异。Gran Tierra不承担任何更新或修改任何前瞻性陈述的意图或义务，无论是由于新信息、未来事件或其他原因，除非适用法律明确要求。此外，与可持续发展相关的历史、当前和前瞻性陈述可能基于衡量仍在发展的进展的标准、持续发展的内部控制和流程，以及未来可能发生变化的假设。
对未来产量（总量和每个国家）、EBITDA、经营活动提供的净现金（在本新闻稿中描述为“现金流”）、自由现金流、某些价格和费用（总量和每个国家）以及经营净回值（总量和每个国家）的估计可能被视为面向未来的财务信息或适用的加拿大证券法的财务前景。本新闻稿中包含的有关未来财务业绩、财务状况或现金流量的财务展望和面向未来的财务信息旨在让读者更好地了解公司在某些领域的潜在未来表现，并基于对未来事件的假设，包括经济状况和拟议的行动方案，基于管理层对当前可获得的相关信息的评估，并在未来可获得。特别是，这份新闻稿包含了2025年的预计运营和财务信息。这些预测包含前瞻性陈述，并基于上述若干重大假设和因素。实际结果可能与本文提出的预测有很大差异。Gran Tierra任何时期业务的实际结果可能与这些预测中所列的数额不同，这种变化可能是重大的。有关可能导致实际结果不同的风险的讨论，请参见上文。截至本新闻稿发布之日，本新闻稿中包含的面向未来的财务信息和财务展望已获得管理层的批准。读者请注意，此处包含的任何此类财务展望和面向未来的财务信息不应
用于此处披露的目的以外的目的。公司及其管理层认为，预期财务资料是在合理的基础上编制的，反映了管理层的最佳估计和判断，并在管理层所知和所见的范围内代表了公司的预期行动方针。然而，由于这些信息具有高度的主观性，因此不应将其作为未来结果的必然指示性依据。
非公认会计原则措施
本新闻稿包括本文进一步描述的非GAAP财务指标。这些非GAAP衡量标准在GAAP下没有标准化含义。请投资者注意，这些衡量标准不应被解释为净收益或亏损、经营活动现金流或根据公认会计原则确定的其他财务业绩衡量标准的替代方法。Gran Tierra计算这些措施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措施进行比较。每个非GAAP财务指标都与相应的GAAP指标一起呈现，这样就不会意味着应该更多地强调非GAAP指标。
运营净回值，如所示，定义为石油销售减去运营和运输费用。有关合并运营净回值和相应对账的组成部分，请参见上面题为“财务和运营亮点”的表格。
所列现金净返还定义为经DD & A费用、递延所得税费用或回收、基于股票的补偿费用或回收、债务发行成本摊销、非现金租赁费用、租赁付款、未实现外汇损益、其他损益和未实现衍生工具损失调整后的净收益或亏损。管理层认为，运营净回值和现金净回值是投资者分析财务业绩并在考虑其他收入和支出之前提供Gran Tierra主要业务活动产生的结果的有用补充措施。净收入或亏损与现金净回值的对账如下：
| 截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||
| 现金净返还-（Non-GAAP）衡量标准（000美元） | 2025 | 2024 | 2024 | |||||||||||
| 净亏损 | $ | (19,280) | $ | (78) | $ | (34,210) | ||||||||
| 调整以调节净亏损与现金净回值 | ||||||||||||||
| DD & A费用 | 72,202 | 56,150 | 63,406 | |||||||||||
| 递延税项（回收）费用 | (4,712) | 13,479 | 4,444 | |||||||||||
| 基于股票的补偿（追偿）费用 | (517) | 3,361 | 3,331 | |||||||||||
| 发债费用摊销 | 3,833 | 3,306 | 3,743 | |||||||||||
| 非现金租赁费用 | 1,736 | 1,413 | 1,759 | |||||||||||
| 租赁付款 | (1,567) | (1,058) | (1,495) | |||||||||||
| 未实现汇兑损失（收益） | 1,687 | (2,266) | (223) | |||||||||||
| 其他损失 | 52 | — | — | |||||||||||
| 未实现衍生工具损失 | 1,910 | — | 3,374 | |||||||||||
| 现金净回 | $ | 55,344 | $ | 74,307 | $ | 44,129 | ||||||||
EBITDA，如所示，定义为根据DD & A费用、利息费用和所得税费用或回收调整后的净收入或亏损。如所示，调整后EBITDA定义为根据非现金租赁费用、租赁付款、外汇损益、股票补偿费用、交易成本、其他损益和未实现衍生工具损失调整后的EBITDA。在考虑非现金项目如何影响该收入之前，管理层使用这一补充措施来分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入，并认为这一财务措施是投资者分析我们的业绩和财务业绩的有用补充信息。净收入或亏损与EBITDA和调整后EBITDA的对账如下：
| 截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||
| EBITDA-（Non-GAAP）计量（000美元） | 2025 | 2024 | 2024 | |||||||||||
| 净亏损 | $ | (19,280) | $ | (78) | $ | (34,210) | ||||||||
| 调整净亏损与EBITDA和调整后EBITDA的对账 | ||||||||||||||
| DD & A费用 | 72,202 | 56,150 | 63,406 | |||||||||||
| 利息支出 | 23,235 | 18,424 | 23,752 | |||||||||||
| 所得税费用 | 3,553 | 17,395 | 12,299 | |||||||||||
| EBITDA | $ | 79,710 | $ | 91,891 | $ | 65,247 | ||||||||
| 非现金租赁费用 | 1,736 | 1,413 | 1,759 | |||||||||||
| 租赁付款 | (1,567) | (1,058) | (1,495) | |||||||||||
| 汇兑损失（收益） | 3,838 | (815) | (496) | |||||||||||
| 基于股票的补偿费用 | (517) | 3,361 | 3,331 | |||||||||||
| 交易成本 | — | — | 4,448 | |||||||||||
| 其他损失 | 52 | — | — | |||||||||||
| 未实现衍生工具损失 | 1,910 | — | 3,374 | |||||||||||
| 经调整EBITDA | $ | 85,162 | $ | 94,792 | $ | 76,168 | ||||||||
如所示，来自运营的资金流被定义为根据DD & A费用、递延所得税费用或回收、基于股票的补偿费用、债务发行成本摊销、非现金租赁费用、租赁付款、未实现外汇收益、其他收益或损失以及衍生工具的未实现收益或损失进行调整的净收益或损失。在考虑非现金项目如何影响该收入或损失之前，管理层使用此财务指标分析我们的主要业务活动产生的业绩和收入或损失，并认为此财务指标也是投资者分析业绩和我们的财务结果的有用补充信息。如所示，自由现金流被定义为根据资本支出调整的运营资金流。管理层使用这一财务指标来分析我们的主要业务活动在资本需求后产生的现金流量，并认为这一财务指标也是投资者分析业绩和我们的财务业绩的有用补充信息。净收入或亏损与运营资金流和自由现金流的对账如下：
| 截至3月31日的三个月， | 截至12月31日的三个月， | |||||||||||||
| 运营资金流向- （Non-GAAP）计量（$ 000s） |
2025 | 2024 | 2024 | |||||||||||
| 净亏损 | $ | (19,280) | $ | (78) | $ | (34,210) | ||||||||
| 调整净亏损与运营资金流的对账 | ||||||||||||||
| DD & A费用 | 72,202 | 56,150 | 63,406 | |||||||||||
| 递延税项（回收）费用 | (4,712) | 13,479 | 4,444 | |||||||||||
| 基于股票的补偿（追偿）费用 | (517) | 3,361 | 3,331 | |||||||||||
| 发债费用摊销 | 3,833 | 3,306 | 3,743 | |||||||||||
| 非现金租赁费用 | 1,736 | 1,413 | 1,759 | |||||||||||
| 租赁付款 | (1,567) | (1,058) | (1,495) | |||||||||||
| 未实现汇兑损失（收益） | 1,687 | (2,266) | (223) | |||||||||||
| 其他损失 | 52 | — | — | |||||||||||
| 未实现衍生工具损失 | 1,910 | — | 3,374 | |||||||||||
| 运营资金流 | $ | 55,344 | $ | 74,307 | $ | 44,129 | ||||||||
| 资本支出 | $ | 94,727 | $ | 55,331 | $ | 78,579 | ||||||||
| 自由现金流 | $ | (39,383) | $ | 18,976 | $ | (34,450) | ||||||||
截至2025年3月31日，净债务为6.83亿美元，使用本金总额7.75%优先票据和9.50%未偿还优先票据的总和计算，不包括递延融资费用，总计7.6亿美元，减去现金和现金等价物7700万美元。
介绍石油和天然气信息
波音已按六千立方英尺（“McF”）天然气转1桶油当量。英国央行可能会产生误导，特别是如果单独使用的话。6 McF：1 boe的BOE转换比是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。此外，鉴于与天然气相比，基于当前石油价格的价值比率与六比一的能源当量有显着差异，使用6 mCF：1 BOE的BOE转换比率作为价值指示将具有误导性。
提及已遇到碳氢化合物证据的地层并不一定表明碳氢化合物将以商业数量或任何估计数量可回收。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物，没有精确的细分，因为该公司的销量通常代表不止一种产品类型的混合物。试井结果应被视为初步结果，不一定表明长期表现或最终采收率。指示油气聚集的测井解释不一定表明未来的产量或最终采收率。如果表明尚未进行压力瞬态分析或试井解释，则在这方面披露的任何数据应被视为初步数据，直至完成此类分析。提及“油层”厚度或已遇到碳氢化合物证据的地层厚度，并不一定表明碳氢化合物将以商业数量或任何估计数量可采。
本新闻稿包含某些石油和天然气指标，包括运营净回值和现金净回值，它们没有标准化的含义或标准的计算方法，因此此类措施可能无法与其他公司使用的类似措施进行比较，因此不应用于进行比较。这些指标是按照本新闻稿中描述的方式计算的，管理层认为，出于本新闻稿中描述的原因，它们是有用的补充措施。
这些指标已包含在本文中，以便为读者提供额外的衡量标准来评估公司的业绩；然而，这些衡量标准不是公司未来业绩的可靠指标，未来业绩可能无法与前几期的业绩进行比较。
本新闻稿中提到的“潜在钻探机会”是指未登记的地点，这些地点没有公司任何合格储量审计员或评估员归属的储量或资源，但公司内部根据目前的土地持有量、有关井密度的行业惯例以及对地质、地球物理、地震、工程、生产和资源信息的内部审查估计可以钻探这些地点。无法确定公司将钻探任何特定地点，或任何地点的钻探活动将导致额外的储量、资源或产量。公司实际上钻井的地点最终将取决于资金的可用性、监管批准、季节性限制、商品价格、成本、实际钻井结果、额外的储层信息和其他因素。与潜在钻探机会位置相关的风险水平更高，而不是任何合格储量评估员或审计员可能已将储量或资源归于的“预定”位置。公司通常较少了解与潜在钻探机会位置相关的储层特征，因此，最终是否会在这些位置钻探油井存在更大的不确定性，如果钻探，是否会导致额外的储量、资源或产量。