Gran Tierra Energy Inc.報告2024年第三季度業績，並宣佈在Charapa-B7井連續第六次在厄瓜多爾發現石油
•Gran Tierra宣佈在Charapa-B7井連續第六次在厄瓜多爾發現石油，累計在厄瓜多爾產油超過100萬桶
•Gran Tierra實現了1美元的淨利潤 百萬 併產生6千萬資金從業務中流動，較上一季度增長了31%(2)，較上一季度增長31%
•2024年第三季度總平均利潤份額產量爲32,764桶/日。
•Operating Netback of $101 million and Adjusted EBITDA of $9300萬(1)(4)
•Exited the Quarter with $27800萬 in Cash
•Entered into new credit facility for further liquidity which is currently undrawn
CALGARY, ALBERTA, November 4, 2024, Gran Tierra Energy Inc. (「Gran Tierra」 or the 「Company」) (NYSE American:GTE)(TSX:GTE)(LSE:GTE) announced the Company’s financial and operating results for the quarter ended September 30, 2024 (“YoY change”). All dollar amounts are in United States dollars, and production amounts are on an average working interest (“WI”) before royalties basis unless otherwise indicated. Per barrel (“桶”) and bbl per day (“每日油桶數”) amounts are based on WI sales before royalties. For per bbl amounts based on net after royalty (“扣除皇權後的淨數有關詳情，請查閱2024年11月4日提交的Gran Tierra季度10-Q表格。
致股東的信
“2024年10月31日，我們很高興宣佈完成收購i3 Energy plc（“I3 能源）。我們相信收購i3 Energy將使Gran Tierra成爲一個擁有加拿大、哥倫比亞和厄瓜多爾資產的頂級多元化石油和天然氣公司。i3 Energy收購使Gran Tierra進入加拿大，並增加了253個淨確認鑽井位置(1)，77%由公司運營的產量總計約每天18,000桶油當量，幾乎120 million畝（60 million畝淨）土地，其中包括Montney和Clearwater各53個總孔及北美兩大最富有產區，Clearwater爲144個總孔。i3 Energy收購使Gran Tierra的PDP儲量增加(1) ，增加了4200萬桶油當量（“MMBOE）或96%，1P(1) 達到88 MMBOE，增長97%，以及2P(1) 增加174 MMBOE，增長119%。我們相信我們在西加拿大看到的當前天然氣價格下跌將在一些主要的液化天然氣項目投產（包括加拿大LNG）後得到緩解。在短期內，Gran Tierra將專注於開發其加拿大和南美投資組合中重點油產資產。
我們希望藉此機會歡迎Gran Tierra的新股東，並期待在未來幾個月與他們互動並向他們更新公司的戰略。我們期待我們團隊的整合，並相信合併後的公司將擁有遍佈廣泛投資組合的頂尖技術和操作技能。我們渴望將目前在加拿大使用的行業領先技術應用於我們的厄瓜多爾和哥倫比亞業務，同樣期待將我們的儲層建模、勘探知識和資產管理專業知識引入加拿大。合併後，我們將成爲一家更強大的公司。
此外，在厄瓜多爾連續第六次發現，並達到了在厄瓜多爾業務中生產的100萬累計桶的里程碑對Gran Tierra來說是一個重要的成就，突顯了我們在該地區的強大存在和成功。厄瓜多爾井的生產力證明了奧裏埃特和普圖馬約盆地的地質情況，併爲未來的增長奠定了一個關鍵支柱。我們對Arawana-Bocachico勘探區域的潛力感到興奮，
並在此年底之前鑽探的剩下兩口Zabaleta井將爲我們提供關於這一潛在機遇規模和範圍的重要見解”，Gran Tierra的總裁兼首席執行官Gary Guidry評論道。
運營更新:
•i3 Energy的收購
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。On October 31, 2024, Gran Tierra completed its acquisition of i3 Energy. Gran Tierra is integrating the Canadian operations and are forecasting an active Q4 2024, including drilling 19 gross wells (8.4 net), targeting each of its core operating areas in Central Ab, Simonette, Clearwater and Wapiti.
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。The Company drilled 2 gross (2 net) horizontal Dunvegan oil wells at Simonette. These high-impact 2-mile wells are currently being stimulated and are expected to be brought on stream in late November. With success, Gran Tierra can drill 2 additional Dunvegan development wells in 2025.
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。Clearwater activity commenced in mid-October with the Company’s first operated Clearwater multilateral well at Dawson (100% working interest). The 8-leg multilateral horizontal well (1187000萬 of total lateral length) was a follow-up to the Company’s initial 6-leg (750000萬 of total lateral length) discovery at Dawson. The 8-leg well follow-up multilateral was located structurally up-dip of the discovery well and encountered high quality reservoir throughout while drilling. The well will be placed on production imminently as the rig has skidded to and spud the third Clearwater well from the same pad. The Company has been working to secure multiple pad sites at East Dawson to facilitate future expansion of the field, upon further operational success. Following these two wells the rig will move to Walrus and drill 2 prospective Falher sands.
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。除了已經執行的資本計劃外，Gran Tierra計劃參與在其土地基礎上的10口毛井（淨1.67口）非操作合作伙伴水平井。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。與2024年10月31日i3 Energy收購完成相關，公司修訂並重新簽訂了於2024年3月22日與National Bank of Canada簽訂的i3 Energy Canada Ltd.（「i3 Energy Canada」）現有循環信貸協議。 作爲修訂和重新簽訂的結果，借款基礎已調整爲C$10000萬（US$7410萬），包括C$5000萬（US$3700萬）的循環信貸額度，由C$3500萬（US$2590萬）聯合設施和C$1500萬（US$1110萬）的運營設施構成。 根據下一次借款基礎重審，將在2025年6月30日或之前進行，循環信貸額度有效期至2025年10月31日，償還日期爲2026年10月31日，可經由進一步最多364天的期限延長，需經借款人批准。 該設施未動用。
•勘探
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。Gran Tierra在厄瓜多爾成功鑽探了其第六口連續油田發現井Charapa-B7井。 在厄瓜多爾鑽探的井繼續產生強勁成果，迄今生產超過100萬累積桶的原油，凸顯了Oriente和Putumayo盆地的卓越潛力。
好的 | 區域 | 開流日期 | IP30（每日最佳產量，桶/日）1 | IP90（每日最佳產量，桶/日）2 | IP30烴比重3 | 應用程序接口 | 氣油比（標準立方英尺/桶）4 | 至今累積產量（千桶）5 | ||||||||||||||||||
Charapa-B5 | Hollin | 11/9/2022 | 1,092 | 910 | 2% | 28 | 160 | 307 | ||||||||||||||||||
Bocachico-J1 | Basal Tena | 5/30/2023 | 1,296 | 1,146 | <1% | 20 | 204 | 449 | ||||||||||||||||||
Arawana-J1 | Basal Tena | 5/17/2024 | 1,182 | 970 | <1% | 20 | 264 | 131 | ||||||||||||||||||
Bocachico Norte-J1 | t-Sand | 8/1/2024 | 833 | 519 | 3% | 35 | 361 | 47 | ||||||||||||||||||
Charapa-B6 | Hollin | 8/7/2024 | 1,645 | - | 21% | 28 | 49 | 77 | ||||||||||||||||||
| Charapa-B7 | Basal Tena | 8/30/2024 | 2,043 | - | <1% | 25 | 153 | 112 | ||||||||||||||||||
1. 每口井初始30日平均產量。
2. 每口井初始90日平均產量。
3. 初始30日產量中基本沉積物和水的百分比。
4. Gas-oil ratio and standard cubic feet per stock tank barrel.
5. thousand bbls of oil and based on production up to November 1, 2024.
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。The drilling rig has been moved from the Charapa Block and mobilized to the Chanangue Block to drill two wells - the Zabaleta-K1 and Zabaleta Oeste-K1 exploration wells. The Zabaleta-K1 well is located four kilometers (“公里”) to the east of the Arawana-J1 well drilled earlier this year and is 200 feet up structure. The well spud on October 22 2024, and we have currently drilled to 9,488 feet. Both wells will target the Basal Tena formation as well as assess potential in the t-Sand, U-Sand and b-Limestone.
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。在本季度內，完成了查拉帕區塊的238平方公里3D地震項目，數據已經處理完畢，目前正在解釋中。對高質量3D數據的初步解釋證實了潛在的前景，以及地震識別出的其他感興趣區域，包括對查拉帕構造的更好定義。3D數據將進一步勾畫儲量，支持2025年計劃的未來鑽井位置，並支持未來的開發規劃。
•開發
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。Cohembi項目在蘇羅裏恩特區塊的規劃、土建工程和設施建設正在順利進行，爲2024年第四季度晚些時候開始鑽井作業鋪平了道路。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。Acordionero水處理設施擴建預計將於12月中旬完成，這將導致每天增加21,500桶的水處理能力，相當於水處理能力增加了35%。這將進一步優化井的功能，增加註水量和相關的原油產量。Gran Tierra持續穩步增加總流體產量和注水量，每年約增加18%，以繼續增長和維持原油產量，同時提高衝擊效率和回收率。
本季度的主要亮點:
•製作： Gran Tierra的總平均WI產量，在2024年10月31日生效的i3收購之前，爲32,764桶油/日，與2024年第二季度一致，「上季度」。在本季度，由於Acordionero油田因涉及作業中斷導致產量下降，部分抵消了哥倫比亞Costayaco油田的增產，以及由於一次成功的勘探鑽井活動導致厄瓜多爾的Chanangue和Charapa區塊產量增加。
•淨利潤：報告淨利潤爲3,812,605美元，2022年淨虧損爲203,697美元，證明了該公司的有效戰略和運營執行。Gran Tierra的淨利潤爲100萬美元，而上季度爲3640萬美元，2013年第三季度爲700萬美元。
•調整後的EBITDA(2):調整後的EBITDA(2) 相比上季度的9300萬美元，2013年第三季度爲10300萬美元。十二個月的淨債務(2) 至調整後的EBITDA(2) 爲1.3倍，公司長期目標仍是1.0倍。
•經營資金流(2): 從運營活動中產生的資金流動(2) 爲6000萬美元（每股1.96美元），比上季度增長31%，比2023年第三季度下降24%。
•現金和債務： 截至2024年9月30日，公司現金餘額爲27800萬美元，總債務爲78700萬美元 淨債務(2) 達到50900萬美元。在本季度，公司發行了額外15000萬美元的9.5%截至2029年10月到期的優先票據，並獲得了14000萬美元的現金收益。在獲得的總收益中，10000萬美元用於資助i3 Energy收購的購買價格和交易成本，其餘用於一般公司用途。
由於2024年8月19日宣佈收購i3 Energy，Gran Tierra被要求暫停其股票回購計劃，導致本季度僅回購371,130股。從2023年1月1日至2024年9月30日，公司回購了約400萬股，相當於2023年1月1日已發行流通股的12%，是通過自由現金流
•股份回購： 公司在本季度以及過去12個月中實現了17%的平均資本使用回報率。由於i3 Energy收購，截至2024年9月30日，公司回購的股票約400萬股，或已發行流通股的12%。(2).
•資本僱用平均回報率(2): 期間資本回報率達到17%，過去12個月爲16%。(2) 其他關鍵財務指標：
除此之外，由於i3 Energy收購，Gran Tierra被要求暫停其股票回購計劃，導致本季度僅回購了371,130股。從2023年1月1日至2024年9月30日，公司回購了約400萬股，或已發行流通股的12%，從自由現金流中回購。公司實現了期餘12個月爲16%。
•資本支出： 由於上一季度僅運營一臺鑽井設備，資本支出爲5300萬美元，低於上一季度的6100萬美元。與2023年第三季度相比，由於本季度的勘探活動更爲活躍，資本支出從4300萬美元增至5100萬美元。
•石油銷售： Gran Tierra的石油銷售額爲15100萬美元，比2023年第三季度下降了16%，這主要是由於布倫特原油價格走低、Castilla、Vasconia和Oriente原油差價增加，以及由於產量減少導致銷售量下降了4%。與上一季度相比，石油銷售額下降了9％，主要是由於布倫特原油價格下降了7％，Castilla、Oriente和Vasconia原油差價上升，部分抵銷了銷售量增加了1%。
•質量和運輸折扣： 本季度公司每桶石油的質量和運輸折扣高達14.10美元，高於上一季度的12.79美元和2023年第三季度的11.83美元。每桶Castilla原油的差價從上一季度的8.21美元上升至8.83美元，從2023年第三季度的6.64美元上升。每桶Vasconia原油的差價從上一季度的4.00美元上升至5.07美元，從2023年第三季度的3.59美元上升。最後，厄瓜多爾的基準原油Oriente每桶價格爲9.15美元，高於上一季度的8.38美元，也高於一年前的7.69美元。目前，Castilla的差價約爲每桶8.50美元，Vasconia的差價約爲每桶5.00美元，而Oriente的差價約爲每桶9.20美元。(3) Castilla原油的差價約爲每桶8.50美元，Vasconia原油的差價約爲每桶5.00美元，Oriente原油的差價約爲每桶9.20美元。
•營業費用： Gran Tierra的營業費用 下降了2%，至4600萬美元，相較於上個季度 主要是由於工程費用減少，而上漲的提取成本主要與厄瓜多爾庫存波動有關。Co 與上一季度相比 低 工程成本抵消 更高的提取成本，主要與厄瓜多爾庫存波動有關。Co與 第三2024年1季度淨收入爲297萬美元，較2023年1季度減少35.8萬美元，或10.8％，較2023年4季度增加23.2萬美元，或8.5%。, 營業費用 減少在影響基金股份的事件中。 7%（1）除去SG&A佔毛利潤的百分比調整外，不考慮上述SG&A的影響。 4900萬美元, 主要是由於與發電、設備租賃和道路維護相關的提升成本降低，部分抵消了更高的修復活動. On a per bbl basis, operating expense 減少在影響基金股份的事件中。 2% when compared to the 第三 quarter of 2023 and decreased by 4% when compared to the Prior Quarter.
•Transportation Expenses: 公司的運輸費用減少了31%，至400萬美元，而上一季度爲600萬美元，較2023年第三季度增加了2%。由於Acordionero銷量的卡車運費增加，以及厄瓜多爾在本季度運輸的銷售量增加，運輸費用高於2023年同期。與上一季度相比，由於在本季度利用了更近距離的送貨點，運輸費用較低。
•綜合淨收益(2)(4): 公司的營業淨回報(2)(4) 爲每桶34.18美元，比上一季度下降了12%，與布倫特原油價格下降和不同ials交易量上升相一致。而與2023年第三季度相比，下降了16%。
•總務及行政（「G&A」）費用： 除去股權補償之前，G&A費用爲每桶3.20美元，低於上一季度的每桶3.77美元，這是由於更低的諮詢、業務拓展和差旅費用，比2023年第三季度的每桶2.68美元高。
•現金淨回報(2)：現金淨回報(2) 每桶20.34美元，相比上一季度的15.85美元主要是由於當前稅費降低至每桶5.13美元，而上一季度的當前稅費爲每桶14.54美元，這是由於上一季度發生了一次性稅收調整。與一年前相比，現金淨利潤(2) 每桶下降5.14美元，從每桶25.48美元，主要由於運營淨利潤下降，主要原因是布倫特價格下跌和其他差價上升。
財務和運營亮點（所有金額以千美元計算，除每股和每桶金額外）
| 截至9月30日的三個月 | 截至6月30日的三個月 | 截至9月30日的九個月 | |||||||||||||||||||||
| 2024 | 2023 | 2024 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
| 淨利潤（損失） | $1,133 | $6,527 | $36,371 | $37,426 | $(13,998) | ||||||||||||||||||
每股基本和攤薄(5) | $0.04 | $0.20 | $1.16 | $1.20 | $(0.42) | ||||||||||||||||||
| 石油銷售 | $151,373 | $179,921 | $165,609 | $474,559 | $482,013 | ||||||||||||||||||
| 研究和開發 | (46,060) | (49,367) | (47,035) | (141,561) | (139,227) | ||||||||||||||||||
| 運輸費用 | (3,911) | (3,842) | (5,690) | (14,185) | (10,599) | ||||||||||||||||||
綜合淨收益(2)(4) | $101,402 | $126,712 | $112,884 | $318,813 | $332,187 | ||||||||||||||||||
| 庫存及應收賬款花費 | $9,491 | $8,307 | $10,967 | $31,240 | $29,052 | ||||||||||||||||||
| 股票補償前的一般費用 | (3,145) | 1,931 | 6,160 | 6,376 | 3,748 | ||||||||||||||||||
| 一般及股票補償費用 | $6,346 | $10,238 | $17,127 | $37,616 | $32,800 | ||||||||||||||||||
調整後的EBITDA(2) | $92,794 | $119,235 | $103,004 | $290,590 | $306,391 | ||||||||||||||||||
EBITDA(2) | $97,365 | $115,382 | $101,187 | $290,443 | $294,391 | ||||||||||||||||||
| 經營活動產生的淨現金流量 | $78,654 | $70,381 | $73,233 | $212,714 | $157,511 | ||||||||||||||||||
經營活動中資金流動(2) | $60,338 | $79,000 | $46,167 | $180,812 | $192,122 | ||||||||||||||||||
| 資本支出 | $52,921 | $43,080 | $61,273 | $169,525 | $179,707 | ||||||||||||||||||
自由現金流(2) | $7,417 | $35,920 | $(15,106) | $11,287 | $12,415 | ||||||||||||||||||
| 平均每日成交量(BOPD) | |||||||||||||||||||||||
| wi生產，未扣除版權費 | 32,764 | 33,940 | 32,776 | 32,595 | 33,098 | ||||||||||||||||||
| 特許權使用費 | (6,776) | (7,164) | (6,774) | (6,650) | (6,592) | ||||||||||||||||||
| NAR產量 | 25,988 | 26,776 | 26,002 | 25,945 | 26,506 | ||||||||||||||||||
| 存貨（增加）減少 | (524) | (380) | (811) | (367) | (222) | ||||||||||||||||||
| 銷售 | 25,464 | 26,396 | 25,191 | 25,578 | 26,284 | ||||||||||||||||||
| 版稅，佔權益產量比例(開採前) | 21% | 21% | 21% | 20% | 20% | ||||||||||||||||||
| 每桶 | |||||||||||||||||||||||
| WTI原油 | $78.71 | $85.92 | $85.03 | $81.82 | $81.94 | ||||||||||||||||||
| 質量和運輸折扣 | (14.10) | (11.83) | (12.79) | (14.11) | (14.76) | ||||||||||||||||||
| 特許權使用費 | (13.58) | (16.06) | (15.31) | (13.97) | (13.58) | ||||||||||||||||||
| 實現平均價格 | 51.03 | 58.03 | 56.93 | 53.74 | 53.60 | ||||||||||||||||||
| 運輸費用 | (1.32) | (1.24) | (1.96) | (1.61) | (1.18) | ||||||||||||||||||
| 平均實現價格減去運輸費用 | 49.71 | 56.79 | 54.97 | 52.13 | 52.42 | ||||||||||||||||||
| 研究和開發 | (15.53) | (15.92) | (16.17) | (16.03) | (15.48) | ||||||||||||||||||
綜合淨收益(2)(4) | 34.18 | 40.87 | 38.80 | 36.10 | 36.94 | ||||||||||||||||||
| 股份補償前的總務費用 | (3.20) | (2.68) | (3.77) | (3.54) | (3.23) | ||||||||||||||||||
| 交易成本 | (0.49) | — | — | (0.17) | — | ||||||||||||||||||
| 已實現外匯收益（損失） | 0.34 | (0.64) | 0.37 | 0.07 | (1.77) | ||||||||||||||||||
| 除債券發行成本攤銷之外的利息費用 | (5.66) | (3.84) | (5.38) | (5.38) | (3.85) | ||||||||||||||||||
| 利息收入 | 0.23 | 0.09 | 0.35 | 0.27 | 0.19 | ||||||||||||||||||
| 淨租賃付款 | 0.07 | 0.18 | 0.02 | 0.07 | 0.17 | ||||||||||||||||||
| 本期所得稅費用 | (5.13) | (8.50) | (14.54) | (6.96) | (7.08) | ||||||||||||||||||
現金淨回報(2) | $20.34 | $25.48 | $15.85 | $20.46 | $21.37 | ||||||||||||||||||
| 股份信息(000份) | |||||||||||||||||||||||
期末普通股總額(5) | 30,651 | 33,288 | 31,022 | 30,651 | 33,288 | ||||||||||||||||||
普通股加權平均股本-基本(5) | 30,733 | 33,287 | 31,282 | 31,274 | 33,675 | ||||||||||||||||||
稀釋後的普通股權平均股數加權平均(5) | 30,733 | 33,350 | 31,282 | 31,274 | 33,675 | ||||||||||||||||||
(1) 根據2024年7月31日的i3 Energy GLJ報告。請參閱「石油和天然氣信息的呈現」
(2) 營運活動資金流、營運淨回報、淨負債、現金淨回報、平均資本僱用回報、除息稅前利潤、折舊及攤銷、年度計入利息前利潤及此後按非現金租賃費用、租金支付、外匯損益、股份報酬費用、其他損益、交易成本以及金融工具損益調整的EBITDA（“折舊、耗損和攤銷”) (“EBITDA”) 非現金租賃費用、租金支付、外匯收益或損失、股份報酬費用、其他收益或損失、交易成本、金融工具收益或損失調整後的EBITDA、現金流和自由現金流均爲非美國通用會計原則下的非GAAP財務指標，沒有標準化含義（“調整後的EBITDA”美國會計原則下並沒有統一的定義。“通用會計原則(GAAP)”現金流是指運營資金流動。自由現金流是指從運營中減去資本支出的資金流。請參考本新聞稿中關於這些非GAAP指標的描述，必要時，請參閱按照GAAP計算和呈現的最直接可比的措施的調和情況。 “非GAAP措施” 請參考本新聞稿中關於這些非GAAP指標的描述，必要時，請參閱按照GAAP計算和呈現的最直接可比的措施的調和情況。
(3) Gran Tierra截至2024年第四季度日期的平均差額爲2024年10月1日至10月31日。
(4) 按照呈現的定義，營業淨收入是指油銷售減去營業和運輸費用。請參閱上面的財務和運營亮點表格，了解綜合營業淨收入的組成部分和相應的調和情況。
(5) 反映了我們於2023年5月5日生效的1換10的股票合併，並不包括2024年10月31日與i3能源收購相關的普通股發行。
電話會議信息：
Gran Tierra將於2024年11月4日星期一美國山區時間上午9:00、東部時間上午11:00舉行2024年第三季度業績電話會議。有興趣的人士可以通過註冊以下鏈接參加電話會議: https://https://register.vevent.com/register/BIc9cc718f582741cbbf0eb2cfe5a231b1。電話會議也可以通過網頁直播在www.grantierra.com上觀看。
企業介紹：
Gran Tierra的企業介紹已更新，並可在公司網站www.grantierra.com上查看。
聯繫信息
有關投資者和媒體的查詢，請聯繫：
Gary Guidry
總裁兼首席執行官
Ryan Ellson
Executive Vice President & Chief Financial Officer
+1-403-265-3221
info@grantierra.com
關於Gran Tierra Energy Inc.
Gran Tierra Energy Inc. together with its subsidiaries is an independent international energy company currently focused on oil and natural gas exploration and production in Canada, Colombia and Ecuador. The Company is currently developing its existing portfolio of assets in Canada, Colombia and Ecuador and will continue to pursue additional new growth opportunities that would further strengthen the Company’s portfolio. The Company’s common stock trades on the NYSE American, the Toronto Stock Exchange and the London Stock Exchange under the ticker symbol GTE. Additional information concerning Gran Tierra is available at www.grantierra.com. Except to the extent expressly stated otherwise, information on the Company’s website or accessible from our website or any other website is not incorporated by reference into and should not be considered part of this press release. Investor inquiries may be directed to info@grantierra.com or (403) 265-3221.
Gran Tierra’s Securities and Exchange Commission (the “SEC”) filings are available on the SEC website at http://www.sec.gov. The Company’s Canadian securities regulatory filings are available on SEDAR+ at http://www.sedarplus.ca and Uk regulatory filings are available on the National Storage Mechanism website at https://data.fca.org.uk/#/nsm/nationalstoragemechanism.
Forward Looking Statements and Legal Advisories:
This press release contains opinions, forecasts, projections, and other statements about future events or results that constitute forward-looking statements within the meaning of the United States Private Securities Litigation Reform Act of 1995, Section 27A of the Securities Act of 1933, as amended, and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, and financial outlook and forward looking information within the meaning of applicable Canadian securities laws (collectively, “前瞻性陳述”). All statements other than statements of historical facts included in this press release regarding our business strategy, plans and objectives of our management for future operations, capital spending plans and benefits of the changes in our capital program or expenditures, our liquidity and financial condition, and those statements preceded by, followed by or that otherwise include the words 「expect,」 「plan,」 「can,」 「will,」 「should,」 「guidance,」 「forecast,」 「budget,」 「estimate,」 「signal,」 「progress」 and 「believes,」 derivations thereof and similar terms identify forward-looking statements. In particular, but without limiting the foregoing, this press release contains forward-looking statements regarding: the Company’s leverage ratio target, the Company’s plans regarding strategic investments, acquisitions, including the anticipated benefits and operating synergies expected from the acquisition of i3 Energy, and growth, the Company’s drilling program and capital expenditures and the Company’s expectations of commodity prices, including future gas pricing in Canada, exploration and production trends and its positioning for 2024. The forward-looking statements contained in this press release reflect several material factors and expectations and assumptions of Gran Tierra including, without limitation, that Gran Tierra will continue to conduct its operations in a manner consistent with its current expectations, pricing and cost estimates (including with respect to commodity pricing and exchange rates), the ability of Gran Tierra to successfully integrate the assets and operations of i3 Energy or realize the anticipated benefits and operating synergies expected from the acquisition of i3 Energy, the general continuance of assumed operational, regulatory and industry conditions in Canada, Colombia and Ecuador, and the ability of Gran Tierra to execute its business and operational plans in the manner currently planned.
可能導致我們的實際結果與本新聞稿中的前瞻性聲明不符的重要因素包括但不限於：我們的某些業務位於南美，由於遊擊活動、罷工、當地封鎖或抗議等意外問題可能會發生；技術困難和運營困難可能會影響產品的生產、運輸或銷售；其他對當地運營的干擾；全球衛生事件；全球和地區對影響石油和天然氣的需求、供應、價格、差價或其他市場條件的變化；通脹和全球衛生危機、地緣政治事件，包括烏克蘭和加沙地區的衝突，或由歐佩克和其他產油國實施或取消原油生產配額或其他措施可能導致的變化，以及所得公司或第三方針對這些變化的行動；商品價格的變化，包括相對於歷史或未來預期水平的這些價格的波動或持續下降的風險；目前全球經濟和信貸狀況可能對油價和石油消費產生更大影響，可能導致我們的策略和資本支出計劃進一步調整；石油和天然氣的價格和市場是不可預測和波動的；對沖的影響；任何特定領域的生產能力的準確性；地理、政治和氣象條件可能影響產品的生產、運輸或銷售；我們執行業務計劃的能力，其中可能包括收購，並實現當前或未來舉措的預期收益；當前擁有資產的開發可能出現意外延遲和困難的風險；以經濟可行的方式替換儲量和生產，並開發和管理儲量的能力；測試和生產結果以及地震數據、定價和成本估計（包括涉及商品價格和匯率的定價）的準確性；計劃勘探活動的風險；下游鑽井的影響；注水和多級壓裂作業的影響；交付中斷、設備性能和成本的範圍和影響；第三方的行動；及時獲得對我們運營活動的監管或其他必要批准；勘探鑽井未導致商業井的風險；由於鑽井設備和人員供應的有限可用性而導致意外延遲；我們普通股或債券的交易價格波動或下跌的風險；我們未能獲得政府計劃（包括政府稅款退款）預期收益的風險；我們不時能否訪問債務或股本市場以籌集額外資金、增加流動性、資助收購或再融資債務；我們能否遵守債券條款中的財務契約並根據任何未來信貸協議借款；以及按照大地產的定期報告中不時列明的風險，包括2023年12月31日結束的年度10-k表格文件於2024年2月20日提交的2023年度報告，以及大地產提交給SEC的其他文件。這些文件可以在SEC網站http://www.sec.gov和SEDAR+網站www.sedarplus.ca 上獲得。
可能導致我們的實際結果與本新聞稿中的前瞻性聲明不符的重要因素包括但不限於：我們的某些業務位於南美，由於遊擊活動、罷工、當地封鎖或抗議等意外問題可能會發生；技術困難和運營困難可能會影響產品的生產、運輸或銷售；其他對當地運營的干擾；全球衛生事件；全球和地區對影響石油和天然氣的需求、供應、價格、差價或其他市場條件的變化；通脹和全球衛生危機、地緣政治事件，包括烏克蘭和加沙地區的衝突，或由歐佩克和其他產油國實施或取消原油生產配額或其他措施可能導致的變化，以及所得公司或第三方針對這些變化的行動；商品價格的變化，包括相對於歷史或未來預期水平的這些價格的波動或持續下降的風險；目前全球經濟和信貸狀況可能對油價和石油消費產生更大影響，可能導致我們的策略和資本支出計劃進一步調整；石油和天然氣的價格和市場是不可預測和波動的；對沖的影響；任何特定領域的生產能力的準確性；地理、政治和氣象條件可能影響產品的生產、運輸或銷售；我們執行業務計劃的能力，其中可能包括收購，並實現當前或未來舉措的預期收益；當前擁有資產的開發可能出現意外延遲和困難的風險；以經濟可行的方式替換儲量和生產，並開發和管理儲量的能力；測試和生產結果以及地震數據、定價和成本估計（包括涉及商品價格和匯率的定價）的準確性；計劃勘探活動的風險；下游鑽井的影響；注水和多級壓裂作業的影響；交付中斷、設備性能和成本的範圍和影響；第三方的行動；及時獲得對我們運營活動的監管或其他必要批准；勘探鑽井未導致商業井的風險；由於鑽井設備和人員供應的有限可用性而導致意外延遲；我們普通股或債券的交易價格波動或下跌的風險；我們未能獲得政府計劃（包括政府稅款退款）預期收益的風險；我們不時能否訪問債務或股本市場以籌集額外資金、增加流動性、資助收購或再融資債務；我們能否遵守債券條款中的財務契約並根據任何未來信貸協議借款；以及按照大地產的定期報告中不時列明的風險，包括2023年12月31日結束的年度10-k表格文件於2024年2月20日提交的2023年度報告，以及大地產提交給SEC的其他文件。這些文件可以在SEC網站http://www.sec.gov和SEDAR+網站www.sedarplus.ca 上獲得。
本新聞稿中包含的前瞻性聲明基於Gran Tierra根據管理層經驗和其他認爲合適的因素所作的某些假設。Gran Tierra認爲目前這些假設是合理的，但前瞻性聲明面臨風險和不確定因素，其中許多超出Gran Tierra的控制範圍，可能導致實際結果與前瞻性聲明所暗示或表達的結果存在重大差異。若2024年展望所依賴的假設被證明不正確的風險可能會隨着展望涉及的時段較長而增加。所有前瞻性聲明都是自本新聞發佈日起作出的，而本新聞發佈仍然可獲得並不代表Gran Tierra認爲這些前瞻性聲明在任何隨後日期仍然是真實的陳述。實際結果可能會與前瞻性聲明中表達的預期結果存在重大差異。Gran Tierra放棄任何更新或修訂任何前瞻性聲明的意圖或義務，除非根據適用法律明確要求。此外，歷史、現有和前瞻性的可持續發展相關聲明可能基於仍在發展中的衡量進展標準、持續發展中的內部控制和流程，以及可能會在未來發生變化的假設。
在Gran Tierra收購i3 Energy之後，投資者不應依賴Gran Tierra先前發佈的2024年財務和生產指導，因該指導已不適用於合併後的公司基礎。
非GAAP措施
本新聞稿包括如下所述的非GAAP財務指標。這些非GAAP指標在GAAP下沒有標準化含義。投資者應當謹慎，不應將這些指標解釋爲淨利潤、經營活動現金流或其他財務表現指標的替代方案，其確定方式應符合GAAP的規定。Gran Tierra計算這些指標的方法可能與其他公司有所不同，因此，它們可能與其他公司使用的類似指標不可比。每個非GAAP財務指標都與相應的GAAP指標一起呈現，以避免暗示應更加強調非GAAP指標。
Operating netback, as presented, is defined as oil sales less operating and transportation expenses. See the table entitled Financial and Operational Highlights above for the components of consolidated operating netback and corresponding reconciliation.
Return on average capital employed as presented is defined as earnings before interest and taxes ("EBIT"; annualized, if the period is other than one year) divided by average capital employed (total assets minus cash and current liabilities; average of the opening and closing balances for the period).
| 截至9月30日的三個月 | Twelve Month Trailing September 30, | 截至9月30日, | ||||||||||||||||||
| Return on Average Capital Employed - (Non-GAAP) Measure ($000s) | 2024 | 2024 | 2024 | |||||||||||||||||
| 淨利潤 | $ | 1,133 | $ | 45,137 | ||||||||||||||||
| 調整以解對淨利潤與EBIT之間的差異： | ||||||||||||||||||||
利息費用 | 19,892 | 74,503 | ||||||||||||||||||
| 所得稅費用 | 20,767 | 34,589 | ||||||||||||||||||
| EBIT | $ | 41,792 | $ | 154,229 | ||||||||||||||||
| 總資產 | $ | 1,533,378 | ||||||||||||||||||
減少流動負債 | 263,492 | |||||||||||||||||||
減少現金及現金等價物 | 277,645 | |||||||||||||||||||
| 資本僱用 | $ | 992,241 | ||||||||||||||||||
年化息稅前利潤* | $ | 167,168 | ||||||||||||||||||
| 除以平均資本運用 | 992,241 | 992,241 | ||||||||||||||||||
| 資本僱用平均回報率 | 17 | % | 16 | % | ||||||||||||||||
*2024年9月30日結束的三個月的年化息稅前利潤是通過將當季息稅前利潤乘以4來計算的。
所示的現金淨回報被定義爲經調整後的淨利潤或虧損，包括 DD&A 費用、遞延所得稅費用或收入、股票-based 補償費用或收入、債務發行成本攤銷、非現金租賃費用、租賃付款、未實現外匯收益或損失以及其他收益或損失。管理層認爲，營業淨回報和現金淨回報是投資者分析財務表現、了解 Gran Tierra 主要業務活動產生的結果的有用補充指標，並提供了在考慮其他收入和支出之前的指標。從淨利潤或虧損到現金淨回報的調節如下：
| 截至9月30日的三個月 | 截至6月30日的三個月 | 截至9月30日的九個月 | |||||||||||||||||||||
| 現金淨收益-（非常規財務指標）數值（千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||
| 淨利潤（損失） | $ | 1,133 | $ | 6,527 | $ | 36,371 | $ | 37,426 | $ | (13,998) | |||||||||||||
| 調整以將淨利潤（損失）調節爲現金淨收益 | |||||||||||||||||||||||
| DD&A費用 | 55,573 | 55,019 | 55,490 | 167,213 | 163,424 | ||||||||||||||||||
| 遞延稅費（收取） | 5,550 | 13,990 | (51,361) | (32,332) | 43,242 | ||||||||||||||||||
| 股票補償（收取）費用 | (3,145) | 1,931 | 6,160 | 6,376 | 3,748 | ||||||||||||||||||
| 債務發行成本攤銷 | 3,109 | 1,594 | 2,760 | 9,175 | 3,394 | ||||||||||||||||||
| 非現金租賃費用 | 1,370 | 1,235 | 1,381 | 4,164 | 3,488 | ||||||||||||||||||
| 租約支付額 | (1,171) | (676) | (1,311) | (3,540) | (1,918) | ||||||||||||||||||
| 未實現外匯匯率期貨收益 | (2,081) | (266) | (3,323) | (7,670) | (7,814) | ||||||||||||||||||
| 其他收益 | — | (354) | — | — | (1,444) | ||||||||||||||||||
| 現金淨回報率 | $ | 60,338 | $ | 79,000 | $ | 46,167 | $ | 180,812 | $ | 192,122 | |||||||||||||
按照提供的定義，EBITDA被定義爲淨利潤或虧損調整後的折舊及攤銷費用、利息費用、所得稅費用或收入。 調整後的EBITDA，被定義爲調整後的EBITDA除去非現金租賃費用、租金支付、外匯損益、股票補償費用、交易費用以及其他損益。 管理層使用這個補充措施來分析我們主要業務活動產生的績效和收入，在考慮非現金項目如何影響這一收入之前。 並認爲這一財務指標是投資者分析我們的績效和財務結果的有用補充信息。 從淨利潤或虧損到EBITDA和調整後的EBITDA的調解如下：
| 截至9月30日的三個月 | 截至6月30日的三個月 | 截至9月30日的九個月 | |||||||||||||||||||||
| EBITDA - (非GAAP)指標（$000s） | 2024 | 2023 | 2024 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||
| 淨利潤（損失） | $ | 1,133 | $ | 6,527 | $ | 36,371 | $ | 37,426 | $ | (13,998) | |||||||||||||
| 調整以將淨利潤（損失）調解爲EBITDA和調整後的EBITDA | |||||||||||||||||||||||
| DD&A費用 | 55,573 | 55,019 | 55,490 | 167,213 | 163,424 | ||||||||||||||||||
| 利息支出 | 19,892 | 13,503 | 18,398 | 56,714 | 38,017 | ||||||||||||||||||
| 所得稅費用 | 20,767 | 40,333 | (9,072) | 29,090 | 106,948 | ||||||||||||||||||
| EBITDA | $ | 97,365 | $ | 115,382 | $ | 101,187 | $ | 290,443 | $ | 294,391 | |||||||||||||
| 非現金租賃費用 | 1,370 | 1,235 | 1,381 | 4,164 | 3,488 | ||||||||||||||||||
| 租約支付額 | (1,171) | (676) | (1,311) | (3,540) | (1,918) | ||||||||||||||||||
| 匯率期貨（獲利）損失 | (3,084) | 1,717 | (4,413) | (8,312) | 8,126 | ||||||||||||||||||
| 股票補償費用 | (3,145) | 1,931 | 6,160 | 6,376 | 3,748 | ||||||||||||||||||
| 交易費用 | 1,459 | — | — | 1,459 | — | ||||||||||||||||||
| 其他損失（盈利） | — | (354) | — | — | (1,444) | ||||||||||||||||||
| 調整後的EBITDA | $ | 92,794 | $ | 119,235 | $ | 103,004 | $ | 290,590 | $ | 306,391 | |||||||||||||
經營性資金流量，如所示，是指將淨利潤或損失調整爲折舊和攤銷費用、遞延所得稅支出或收益、以股票爲基礎的報酬支出、債務發行成本攤銷、非現金租賃費用、租賃付款、未實現外匯收益以及其他收入或損失。管理層使用這一財務指標來分析我們主要業務活動產生的績效和收入或損失，在考慮非現金項目如何影響收入或損失之前，並認爲這一財務指標也可以作爲投資者分析績效和我們財務結果的有用補充信息。自由現金流，如所示，定義爲經營性資金流量調整爲資本支出。管理層使用這一財務指標來分析我們主要業務活動產生的現金流，之後在滿足資本需求之後，並認爲這一財務指標也可以作爲投資者分析績效和我們財務結果的有用補充信息。淨利潤或損失與經營性資金流量和自由現金流之間的調解如下所示:
| 截至9月30日的三個月 | 截至6月30日的三個月 | 截至9月30日的九個月 | |||||||||||||||||||||
| 經營活動資金流動 - (非通用會計準則)指標 （千美元） | 2024 | 2023 | 2024 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||
| 淨利潤（損失） | $ | 1,133 | $ | 6,527 | $ | 36,371 | $ | 37,426 | $ | (13,998) | |||||||||||||
| 用以調節淨利潤（損失）至經營活動資金流動的調整項目 | |||||||||||||||||||||||
| DD&A費用 | 55,573 | 55,019 | 55,490 | 167,213 | 163,424 | ||||||||||||||||||
| 遞延稅費(回收) | 5,550 | 13,990 | (51,361) | (32,332) | 43,242 | ||||||||||||||||||
| 以股票爲基礎的補償(回收)費用 | (3,145) | 1,931 | 6,160 | 6,376 | 3,748 | ||||||||||||||||||
| 債務發行成本攤銷 | 3,109 | 1,594 | 2,760 | 9,175 | 3,394 | ||||||||||||||||||
| 非現金租賃費用 | 1,370 | 1,235 | 1,381 | 4,164 | 3,488 | ||||||||||||||||||
| 租約支付額 | (1,171) | (676) | (1,311) | (3,540) | (1,918) | ||||||||||||||||||
| 未實現外匯匯率期貨收益 | (2,081) | (266) | (3,323) | (7,670) | (7,814) | ||||||||||||||||||
| 其他損失（盈利） | — | (354) | — | — | (1,444) | ||||||||||||||||||
| 從運營活動中產生的資金流動 | $ | 60,338 | $ | 79,000 | $ | 46,167 | $ | 180,812 | $ | 192,122 | |||||||||||||
| 資本支出 | $ | 52,921 | $ | 43,080 | $ | 61,273 | $ | 169,525 | $ | 179,707 | |||||||||||||
| 自由現金流 | $ | 7,417 | $ | 35,920 | $ | (15,106) | $ | 11,287 | $ | 12,415 | |||||||||||||
Net debt as of September 30, 2024, was $50900萬, calculated using the sum of the aggregate principal amount of 6.25% Senior Notes, 7.75% Senior Notes, and 9.50% Senior Notes outstanding, excluding deferred financing fees, totaling $78700萬, less cash and cash equivalents of $27800萬.
石油和天然氣信息的陳述
All reserves value and ancillary information contained in this press release regarding Gran Tierra (not including reserves value and ancillary information regarding i3 Energy) have been prepared by the Company’s independent qualified reserves evaluator McDaniel & Associates Consultants Ltd. (“McDaniel”) in a report with an effective date of December 31, 2023 (the “Gran Tierra McDaniel Reserves Report並且按照加拿大國家法案51-101號——石油和天然氣活動披露標準(以下簡稱「NI 51-101」)和加拿大石油和天然氣評估手冊(以下簡稱「COGEH」)的規定進行計算，除非另有明確說明。關於i3能源的所有儲量價值和附屬信息均由i3能源獨立合格評估師GLJ有限公司(以下簡稱「GLJ」)準備，在具有2024年7月31日有效日期的公允市場價值報告中。NI 51-101並且按照加拿大國家法案51-101號——石油和天然氣活動披露標準(以下簡稱「NI 51-101」)和加拿大石油和天然氣評估手冊(以下簡稱「COGEH」)的規定進行計算，除非另有明確說明。COGEH除非另有明確說明，關於i3 Energy的所有儲量價值和附屬信息均由i3 Energy獨立合格儲量評估師GLJ有限公司(以下簡稱「GLJ」)在具有2024年7月31日有效日期的公允市場價值報告中準備。GLJ並且按照加拿大國家法案51-101號——石油和天然氣活動披露標準(以下簡稱「NI 51-101」)和加拿大石油和天然氣評估手冊(以下簡稱「COGEH」)的規定進行計算，除非另有明確說明。i3能源GLJ報告”)並按照NI 51-101和COGEH標準計算，除非另有明確說明。
石油當量桶（“石油當量桶（參見下面的換算聲明）”）已轉換爲六千立方英尺（“百萬立方英尺”）天然氣相當於1桶石油。Boe可能會有誤導性，特別是如果單獨使用。基於6立方英尺天然氣：1桶石油的boe轉換比率是基於能量等效轉換方法，主要適用於燃燒器端口，並不代表井口的價值等效性。此外，考慮到基於當前油價與天然氣相比的價值比率與6:1的能量等效性顯着不同，使用6立方英尺天然氣：1桶石油的boe轉換比率將會被視爲價值指標的誤導。
本新聞稿中討論的儲量類別包括：已被證實的（“1P”），1P加概估的（“2P預測2P加可能（”3PProved Developed Producing（”PDP”是可以很大程度上估計可回收的儲量。實際回收的剩餘數量很可能超過估計的已被證明的儲備。概率儲量是比已被證明的儲量更不確定能夠回收的額外儲量。實際回收的剩餘數量是否超過估計的已被證明加上概率儲量的總和或更少一樣可能。可能儲量是比概率儲量更不確定能夠回收的額外儲量。有10%的可能性實際回收的數量將等於或超過已被證明加上概率加上可能儲量的總和。已開發的生產儲量是指那些預計要從在估計時間項目開放的完井間隔中回收的已被證明的儲量。這些儲量可能正在生產中，或者如果停產，則必須先前曾生產，並且恢復生產的日期必須能夠合理確定。本新聞發佈中使用但未定義的某些術語在NI 51-101、CSA工作人員通告51-324—用於石油和天然氣活動披露的標準的修改術語表（”CSA工作人員通告51-324”和/或COGEH，並且除非上下文要求，應在此具有與NI 51-101、CSA工作人員通告51-324和COGEH中相同的含義。
個別地產的儲備估計可能不反映出同等置信水平的所有地產的儲備估計，這是由聚合效應所致。無法保證McDaniel或GLJ在評估Gran Tierra或i3 Energy的儲備時所應用的預測價格和成本假設將被實現，差異可能很大。估算原油和天然氣儲備數量存在許多不確定性。Gran Tierra McDaniel儲備報告和i3 Energy GLJ報告中提供的儲備信息僅爲估算，無法保證已估算的儲備將被回收。實際儲備可能大於或小於其中提供的估算。Gran Tierra McDaniel儲備報告中分配的所有儲備位於哥倫比亞和厄瓜多爾，並按外國地理區域的合併方式呈現。
Booked drilling locations of i3 Energy disclosed herein are derived from the i3 Energy GLJ Report and account for drilling locations that have associated 2P reserves.
References to a formation where evidence of hydrocarbons has been encountered is not necessarily an indicator that hydrocarbons will be recoverable in commercial quantities or in any estimated volume. Gran Tierra’s reported production is a mix of light crude oil and medium and heavy crude oil for which there is not a precise breakdown since the Company’s oil sales volumes typically represent blends of more than one type of crude oil. Well test results should be considered as preliminary and not necessarily indicative of long-term performance or of ultimate recovery. Well log interpretations indicating oil and gas accumulations are not necessarily indicative of future production or ultimate recovery. If it is indicated that a pressure transient analysis or well-test interpretation has not been carried out, any data disclosed in that respect should be considered preliminary until such analysis has been completed. References to thickness of 「oil pay」 or of a formation where evidence of hydrocarbons has been encountered is not necessarily an indicator that hydrocarbons will be recoverable in commercial quantities or in any estimated volume.
This press release contains certain oil and gas metrics, including operating netback and cash netback, which do not have standardized meanings or standard methods of calculation and therefore such measures may not be comparable to similar
measures used by other companies and should not be used to make comparisons. These metrics are calculated as described in this press release and management believes that they are useful supplemental measures for the reasons described in this press release.
Such metrics have been included herein to provide readers with additional measures to evaluate the Company’s performance; however, such measures are not reliable indicators of the future performance of the Company and future performance may not compare to the performance in previous periods.
本新聞稿中提到的IP30、IP90和Gran Tierra的其他短期生產速率對確認油氣藏的存在非常有用，然而這些速率並不決定這些井將以何種速率開始生產和此後衰減，並且不能表明長期表現或最終採收率。儘管令人鼓舞，但讀者被告誡不要依賴這些速率來計算Gran Tierra的總產量。Gran Tierra警告稱這些結果應被視爲初步。
儲量信息披露及面向美國投資者的警告
除非另有明確說明，本新聞稿披露的所有經查詢出具的、可能的和可能的儲量及相關未來淨收益估計均是依據NI 51-101編制。按照NI 51-101編制的儲量和未來淨收益的估計將與按照適用的SEC規則和美國財務會計準則委員會的披露要求編制的相應估計不同，這些差異可能是實質性的。NI 51-101，例如，要求基於預測價格和成本披露儲量及相關未來淨收益估計，而SEC和FASb標準要求基於之前12個月的平均價格估計儲量及相關未來淨收益。此外，NI 51-101允許根據「公司毛額」的基礎呈現儲量估計，表示Gran Tierra在扣除皇家稅金前的工作權益份額，而SEC和FASb標準要求在扣除皇家稅金和類似支付後呈現淨儲量估計。在NI 51-101和所適用的技術儲量估算標準以及COGEH規定之間也存在差異，這些差異適用於SEC和FASb的要求。FASB除了在一些加拿大司法管轄區作爲報告發行人外，Gran Tierra還是SEC的登記人，並受到根據美國聯邦證券法的國內發行人報告要求的監管，包括根據美國聯邦證券法和適用的SEC規則和法規披露儲量和其他石油和天然氣信息（合稱“
美國聯邦證券法和適用的SEC規則和法規要求）SEC要求根據SEC要求披露此類信息，已納入公司10-k表格的年度報告及提交給或提供給SEC的其他報告和資料中，並根據需要提交給加拿大證券監管機構。SEC允許受美國聯邦證券法國內發行人報告要求約束的石油和天然氣公司在向SEC提交的文件中僅披露符合SEC對這些術語定義的估計經過驗證、可能和可能儲量。Gran Tierra已在向SEC提交的文件中披露了估計的經過驗證、可能和可能儲量。此外，Gran Tierra按照美國通用會計準則編制其財務報表，該準則要求其年度財務報表備註包括有關公司石油和天然氣活動的補充披露，包括其經過驗證的石油和天然氣儲量估計以及相關的圍繞經過驗證的石油和天然氣儲量數量的貼現未來淨現金流的標準化指標。這些補充財務報表披露是根據FASB要求呈現的，該要求與有關儲量估算和報告的SEC要求相一致。