核心观点 - Gran Tierra Energy Inc 发布了2025年第四季度及全年运营更新和初步未经审计的财务数据 公司实现了创纪录的月度产量 并在厄瓜多尔和哥伦比亚的油田开发及注水项目上取得关键进展 同时公布了2026年的部分资本开支和开发计划 [1][3][4][5] 运营业绩与里程碑 - 2025年12月全公司平均产量达到48,235桶油当量/日 创下公司历史最高月度平均产量纪录 [3][4] - 2025年第四季度全公司平均产量约为46,500桶油当量/日 2025年全年平均产量约为45,800桶油当量/日 [7] - 2025年第四季度 公司在厄瓜多尔实现了10,000桶/日的原油产量 当前产量约为8,800桶/日 [4] - 公司在厄瓜多尔完成了所有勘探承诺 其中Conejo油田在Hollín和Basal Tena砂层的成功发现 合并初始60天产量约为3,238桶/日 [4] - Conejo A-1和A-2井目前持续产量约为2,700桶/日 其初始60天产量分别为1,921桶/日和1,317桶/日 [4] 油田开发计划与进展 - 2026年第一季度 Iguana油田开发计划获得批准 2025年第三季度 Chanangue油田开发计划获得批准 [4] - Charapa和Conejo油田开发计划于2025年第四季度正式提交 目前正在审核中 [4] - 与先前宣布的收购相关的Perico和Espejo油田开发计划也已提交 目前正处于监管审核流程中 [4] - Perico油田已完全整合至公司资产组合 2026年将开展气转电 注水启动和运营优化等项目以获取协同效应 [4] - 公司在Chanangue油田Basal Tena层成功完成了注水能力测试 这是支持注水先导试验的关键技术里程碑 相关水处理和注入设施的建设正在进行中 目标是在2026年初开始注水 [4] - 公司计划在2026年第二季度在Chanangue油田Basal Tena层进行第二口注入井转换 并计划在2026年第二季度和第三季度分别在Iguana和Perico油田的Lower U层进行额外的注入井转换 [4] 各地区资产运营详情 - **厄瓜多尔**：履行了所有勘探承诺 多个油田开发计划已获批或提交 [3][4] - **哥伦比亚 Cohembi**：2025年第四季度 总产量因Raju-1井的成功投产以及油田北部注水项目的良好响应 增加至约9,100桶/日 [4] - **哥伦比亚 Cohembi**：基础设施活动持续推进 包括井场建设和相关电气机械连接 为未来的钻井和开发计划做准备 Cohembi Pad 6的额外井场建设也在进行中 [4] - **哥伦比亚 Cohembi**：公司计划在2026年上半年钻探4口总开发井 预计资本承担承诺将在2026年中完成 之后权益和成本分摊将恢复标准条款 有望改善公司未来的现金净回报和资本效率 [4] - **加拿大 Simonette**：近期钻探的Lower Montney井表现符合或超过预期曲线 增强了资产开发信心 目前正从6-9号平台钻探三口表层井 并正在钻探16-14-061-01W6井的水平段 计划在2026年下半年使5口总井投产 [4][5] - **加拿大 Clearwater**：公司正准备通过先进的岩心分析跟进Dawson 102/12-11井 2026年完成的岩心研究将为优化井设计 泥浆系统选择和地质建模提供信息 以最大化开发价值 [5] 初步未经审计的2025年财务数据 - 截至2025年12月31日 估计未经审计的净债务约为6.57亿美元 包括7.41亿美元（总额）的未偿优先票据和8300万美元的现金及现金等价物 [7] - 2025年资本支出估计在2.5亿美元至2.7亿美元之间 [7] - 2025年收入估计在5.9亿美元至6.1亿美元之间 [7] - 2025年毛利润估计在6500万美元至7500万美元之间 [7] - 2025年折耗和摊销费用估计在2.5亿美元至2.7亿美元之间 [7] - 2025年总运营费用和总运输费用估计在2.5亿美元至2.7亿美元之间 [7] - 2025年运营净回估计在3.2亿美元至3.4亿美元之间 [7] - 公司预计将记录一笔约6500万至8500万美元的非现金减值支出（与部分加拿大长期资产相关）以及一笔约3000万至5000万美元的非现金减值支出（与部分哥伦比亚长期资产相关） [7] - 2025年全年调整后税息折旧及摊销前利润估计在2.7亿美元至2.9亿美元之间 [7] - 2025年第四季度财务业绩受到厄瓜多尔约29.1万桶原油库存积压的负面影响 这些库存已于2026年1月初售出 总收入约为1500万美元 [7]

CALGARY, Alberta, Jan. 29, 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- Gran Tierra Energy Inc. (“Gran Tierra” or the “Company”) (NYSE American:GTE)(TSX:GTE)(LSE:GTE) today announced the commencement of an offer to Eligible Holders (as defined herein) to exchange (such offer, the “Exchange Offer”) any and all of the Company’s outstanding 9.500% Senior Notes due 2029 (CUSIP: 38500T AC5 / U37016 AC3; ISIN: US38500TAC53 / USU37016AC37) (the “Existing Notes”) for newly issued 9.500% Senior Secured Notes due 2031 (the “New Notes”), ...

All dollar amounts are in United States ("U.S.") dollars and all reserves and production volumes are on a working interest before royalties ("WI") basis (net). Reserves are expressed in barrels ("bbl"), millions of barrels ("MMBBL"), bbl of oil equivalent ("boe") or million boe ("MMBOE"), while production is expressed in boe per day ("BOEPD"), unless otherwise indicated. Gary Guidry, President and Chief Executive Officer of Gran Tierra, commented: "Our 2025 year-end reserves and resources results reinforce ...

文章核心观点 Gran Tierra Energy 公司发布了其2025年末的储量与特定资源评估报告 报告显示公司在南美地区连续第七年实现储量增长 并取得了超过100%的储量替代率 尽管因天然气价格预测较低 公司在加拿大的部分天然气储量被重新分类为或有资源 但公司资产基础依然强劲 拥有世界级的资源基础 并强调其多元化的资产组合和显著的长期价值潜力 [1][3][4][5] 储量与资源评估结果 - **储量基础**：截至2025年12月31日 公司证实储量（1P）为1.42亿桶油当量 证实+概算储量（2P）为2.58亿桶油当量 证实+概算+可能储量（3P）为3.29亿桶油当量 [5][7] - **储量寿命指数**：1P、2P和3P储量寿命指数分别为8年、15年和19年 基于2025年第四季度平均总产量46,513桶油当量/天计算 [5][17][27] - **资源量**：Hoadley Glauconitic项目的无风险最佳估计或有资源量（2C）为7400万桶油当量 哥伦比亚和厄瓜多尔远景区的无风险平均远景资源量为1.18亿桶油当量 [3][5] - **天然气资源**：Glauconitic项目拥有约2.97万亿立方英尺（0.3 Tcf）的无风险高估计或有资源量（3C） 整个天然气资源与储量清单中拥有约4.25万亿立方英尺（0.4 Tcf）的3P储量 [4] 财务与估值数据 - **净现值**：按10%折现率计算 税前净现值为 1P：14.56亿美元 2P：24.61亿美元 3P：33.17亿美元 税后净现值分别为11.38亿美元、17.58亿美元和22.83亿美元 [5][7][26] - **每股净资产价值**：税前每股NAV为 1P：22.63美元 2P：51.09美元 3P：75.35美元 税后每股NAV分别为13.62美元、31.19美元和46.06美元 [5][7] - **未来净收入**：根据预测价格和成本 1P储量未来总净收入（未折现）为20.54亿美元 2P为43.59亿美元 3P为63.78亿美元 [16][18][20][21] - **净债务**：截至2025年末的预估净债务为6.57亿美元 由7.41亿美元（总额）的优先票据减去8300万美元的现金及现金等价物构成 [7][17] 区域运营表现与战略 - **南美地区**：连续第七年实现储量增长 PDP和2P储量替代率均超过100% 其中PDP储量增加1100万桶油当量（替代率101%） 2P储量增加1100万桶油当量（替代率105%）[5][17] 新增储量主要来自厄瓜多尔Perico和Espejo区块的战略收购 以及Conejo等新发现 [10] 南美地区拥有约1.18亿桶的平均无风险远景资源 [10] - **加拿大地区**：由于预测天然气价格较低 公司将部分天然气储量重新分类为或有资源 导致加拿大储量替代率为负 [17] 此次重新分类使1P储量减少1900万桶油当量 2P储量减少3200万桶油当量 但形成了7400万桶油当量的无风险2C或有资源 其中约50%为天然气 [10] 公司认为 北美液化天然气产能增加和数据中心扩张使长期天然气需求前景更加乐观 [3] - **资产组合与战略**：公司资产横跨三个国家、五个盆地和两个大陆 实现了高度多元化 [4] 公司运营绝大多数资产 并计划在当前价格环境下优先开发石油资产 若天然气价格回升 可迅速将资本配置到天然气资产 [3] 开发计划与成本 - **未来开发成本**：McDaniel预测 1P储量的未来开发成本为8.88亿美元 2P储量为16.82亿美元 [17] 2025年2P储量的FDC从2024年末的18.09亿美元下降至16.82亿美元 主要原因是Suroriente区块的资本支出以及加拿大部分储量转为或有资源后资本支出减少 [28] - **钻井位置**：公司拥有的未来钻井位置总数 证实未开发（PUD）为168个 证实+概算未开发为362个 证实+概算+可能未开发为384个 相比2024年末有所减少 主要因Glauconitic项目部分位置被移至或有资源 [17][30] - **价格敏感性**：公司估计 若加拿大AECO天然气价格从3.00加元/千立方英尺上涨至4.00加元/千立方英尺 Glauconitic项目的井投资回收期将缩短约25% [11]

January 2026 DIVERSIFIED OIL & GAS PRODUCER FOCUSED ON LONG TERM VALUE CREATION www.grantierra.com GENERAL ADVISORY The information contained in this presentation does not purport to be all-inclusive or contain all information that readers may require. You are encouraged to conduct your own analysis and review of Gran Tierra Energy Inc. ("Gran Tierra", "GTE", or the "Company") and of the information contained in this presentation. Without limitation, you should read the entire record of publicly filed docum ...

行业概述 - 行业由专注于石油和天然气勘探与生产的加拿大公司组成 其现金流主要取决于实现的商品价格 行业业绩易受能源市场历史性波动价格的影响 [2] - 行业目前处于一个微妙的位置 尽管运营效率有所提升 但全球基准价格的波动仍直接影响现金流、支出计划和投资者信心 [1] - 行业目前承载的Zacks行业排名为第232位 在243个Zacks行业中处于后3% 这表明近期盈利预期面临压力 [1][6] 关键投资趋势 - **商品价格波动限制回报可见性**：行业高度暴露于全球油价波动 价格疲软期会迅速传导至现金流 迫使生产商修订支出计划并延迟开发活动 这使得长期规划变得困难 [3] - **市场准入改善与成本纪律支持现金流稳定**：运输通道和运营纪律的持续改善正在形成有利的宏观背景 运力扩大和管道利用率提高有助于加拿大原油进入更高价值的终端市场 减少了历史性的定价折扣 同时 生产商的资本配置更加审慎 改善了成本控制和运营效率 [4] - **基础设施中断与监管复杂性增加风险**：行业依赖复杂的基础设施和多层次的监管环境 天气相关中断、维护事件或管道停运可能暂时限制生产并延迟产量 同时 监管审批和环境政策讨论增加了未来开发时间表的不确定性 [5] 行业表现与估值 - **价格表现**：过去一年 该行业股价上涨了8.9% 表现优于更广泛的Zacks石油能源板块的3.3%涨幅 但落后于标普500指数19.3%的涨幅 [10] - **当前估值**：基于企业价值/息税折旧摊销前利润比率 该行业当前交易倍数为5.37倍 显著低于标普500指数的18.94倍 也略低于板块的5.62倍 过去五年 该比率最高为14.49倍 最低为3.08倍 中位数为5.19倍 [14] - **盈利预期**：分析师对该行业的盈利增长潜力变得悲观 行业2026年的盈利预期在过去一年中已下调22% [8] 值得关注的股票 - **加拿大自然资源公司**：加拿大最大的独立能源生产商之一 业务遍及加拿大西部、北海和西非近海 市值约720亿美元 过去四个季度平均盈利惊喜约为9.3% 过去一年股价上涨9.6% [17][19] - **InPlay Oil**：一家专注于Cardium地层的加拿大轻质油生产商 日均产量约为18,500桶油当量 其中液体占大部分 市场估值约为2.72亿美元 其2026年每股收益的Zacks共识预期显示同比增长300% 过去一年股价上涨34% [22][23][24] - **Gran Tierra Energy**：一家在哥伦比亚、厄瓜多尔和加拿大运营的独立油气生产商 控制超过270万英亩的总面积 日均产量约为46,600桶油当量 市场估值约为1.75亿美元 其2026年盈利的Zacks共识预期显示增长28.1% 过去一年股价下跌35% [27][28][29]

文章核心观点 公司宣布了2026年资本预算、产量指引和运营更新，标志着其战略重点从履行勘探承诺转向以产生自由现金流和最大化资产组合价值为核心的新阶段[2][3] 公司计划通过专注于高回报、快速回收的开发项目，在2026年基准情景下产生6000万至8000万美元的自由现金流，并以此为基础在2026年10月全额偿还1.8亿美元的债务摊销[3][5][7] 2026年财务与运营指引 - **产量指引**：2026年公司总产量预计为每日42,000至47,000桶油当量，与油价情景假设无关[5] 截至2025年12月9日，公司当前产量约为每日48,000至49,000桶油当量[4][13] - **关键财务指标（基准情景）**：预计2026年运营净回值为3.25亿至3.75亿美元，EBITDA为2.8亿至3.3亿美元，现金流为1.85亿至2.25亿美元，资本支出为1.2亿至1.6亿美元，目标自由现金流为6000万至8000万美元[5] - **成本结构（基准情景）**：每桶油当量的举升成本为13.00至14.00美元，运输成本为1.00至1.50美元，一般及行政管理成本为2.50至3.00美元，利息成本为5.00至5.50美元，当期税费为0.50至1.00美元[5][7] - **价格假设（基准情景）**：布伦特原油价格为每桶65美元，WTI原油价格为每桶61美元，AECO天然气价格为每千立方英尺3加元[5] 分国家运营与财务分解（2026年基准情景） - **加拿大**：产量预计为每日15,000至16,000桶油当量（约47%天然气、21%原油、32%天然气液体），实现价格为每桶油当量19.00至20.00美元，运营净回值为每桶油当量9.00至10.00美元[7] - **哥伦比亚**：产量预计为每日21,000至24,000桶油当量，实现价格为每桶油当量45.00至47.00美元，运营净回值为每桶油当量27.00至30.00美元[7] - **厄瓜多尔**：产量预计为每日6,000至7,000桶油当量，实现价格为每桶油当量40.00至42.00美元，运营净回值为每桶油当量26.00至29.00美元[7] 战略重点与资本配置 - **战略转型**：随着2025年完成厄瓜多尔的勘探承诺以及Suroriente区块的后续工作计划预计在2026年第二季度初完成，公司进入专注于产生自由现金流的新阶段[2][7] - **资本计划重点**：2026年资本计划专注于南美和加拿大的高回报、快速回收开发项目，包括在哥伦比亚Cohembi油田的投产井钻井计划和在Simonette的Montney项目[2][7] - **开发井计划**：2026年计划总共钻探8至10口总开发井，其中在哥伦比亚Suroriente区块的Cohembi油田钻4口总井，在加拿大South Simonette钻5口总井（2.5口净井）[7] - **长期自由现金流目标**：基于现有资产，在长期实际布伦特油价每桶70美元的假设下，公司目标是从2027年起每年产生超过7500万至1.5亿美元的自由现金流[7] 债务管理与财务目标 - **近期债务偿还**：公司计划在2026年10月全额偿还与2029年票据相关的1.8亿美元计划摊销额，该金额已通过年内回购2000万美元票据从2亿美元降低而来[7] 公司预计在低、基准和高三种情景下均有清晰路径履行该义务[7] - **长期杠杆目标**：公司目标在2028年将净债务与EBITDA之比降至1.5倍以下，并在2029年底前降至1.0倍以下[7] - **可用流动性**：除自由现金流外，公司还款计划还考虑了截至2025年9月30日约6700万美元的可用信贷额度以及先前宣布的1.5亿美元预付款融资工具[7] 资产组合更新与运营协同 - **厄瓜多尔收购完成**：公司已完成对厄瓜多尔Perico和Espejo区块的战略收购，预计将其开发计划与邻近的Iguana发现相结合，将释放显著的运营和成本协同效应[4][13] - **厄瓜多尔产量**：预计厄瓜多尔产量在2025年底将达到每日约8,500至9,500桶原油，公司总产量约为每日48,000至49,000桶油当量[4] - **结构性降本措施**：正在全资产组合推行结构性成本计划，包括合理化修井活动、改善采购条款以及通过运营优化和规划降低成本[7] 近期运营亮点 - **厄瓜多尔Conejo发现区**：Conejo A-2井在Hollin油层完井，稳定产量为每日1,524桶原油；Conejo A-1井从Basal Tena地层持续以每日1,532桶原油的速率生产[13] - **哥伦比亚Suroriente区块**：Raju井于2025年11月5日开钻，在N Sand地层发现21英尺净储层，平均孔隙度17%，证实了Cohembi油田向北延伸超过约2公里的资源潜力[13] 风险管理策略 - **套期保值**：公司采用有纪律的风险管理套期保值策略，以保护现金流、支持资本计划并增强财务稳定性，通常对未来六个月的预测产量套保30-50%，对随后六个月套保20-30%[8]

服务内容与特点 - 分析对象包括Gran Tierra等石油和天然气公司 专注于寻找行业内被低估的投资标的[1] - 服务内容涵盖对公司的全面分析 包括资产负债表、竞争地位和发展前景[1] - 付费会员可优先获得分析报告 并接触到免费网站未发布的部分公司分析[1] 分析师背景与投资策略 - 分析师认为石油和天然气行业是周期性行业 呈现繁荣与萧条交替的循环 投资需要耐心和经验[2] - 投资策略是寻找关注度较低的上游石油公司和失宠的中游公司 这些公司可能提供引人注目的投资机会[2] - 投资研究小组提供一个活跃的聊天室 供石油和天然气投资者讨论最新信息和分享观点[2]

收购完成确认 - Gran Tierra Energy Inc 已根据《收购与合并城市法典》规则19 6(c)的要求 就收购i3 Energy plc后的意向声明进行了确认 [1][3] - 该确认涉及公司于2024年8月19日根据规则2 7以及i3 Energy于2024年8月29日发布的计划文件中所作的收购后意向声明 [3] - 对i3 Energy plc全部已发行及将发行股本的推荐现金和股份收购已于2024年10月31日完成 该交易通过《2006年公司法》第26部分规定的法院批准的安排计划实施 并于同日生效 [3] 交易相关方 - Stifel Nicolaus Europe Limited 作为Gran Tierra的财务顾问 负责本次公告相关事宜 [4]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均产量为42,685桶油当量/天，较去年同期增长约30% [5] - 产生4800万美元经营现金流，较第二季度增长39% [6] - 季度末现金余额为4900万美元，净债务头寸约为7.55亿美元 [6] - 资本支出为5700万美元，主要用于哥伦比亚、厄瓜多尔和加拿大的高回报项目 [7] - 当前平均产量已恢复至45,200桶油当量/天，预计年底产量将达到47,000至50,000桶油当量/天 [6][12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 厄瓜多尔业务表现强劲，8月产量创纪录超过5,000桶/天，10月初超过6,000桶/天 [9] - Conejo A1勘探井成功测试，在自然流动条件下日产超过1,300桶26.9度API原油 [9] - Conejo A2井发现41英尺净储层，平均孔隙度14%，显示良好连通性和高产潜力 [10] - Chenangue One井重新进入测试，目前日产600桶原油，为区块东部带来新钻探机会 [10] - 哥伦比亚Cohembé油田北部区域产量从2,800桶/天增至6,700桶/天，增幅约135% [11] - Cohembé油田总产量近期超过9,000桶/天，为2014年以来最高水平 [11] - 加拿大Simonet区块钻探并投产两口Lower Montney井，表现达到或超过预期 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成厄瓜多尔所有勘探承诺，进入开发阶段，重点转向自由现金流和去杠杆化 [8][26] - 2025年资本计划主要集中于履行勘探承诺，导致多个重要发现 [7] - 投资Soriente设施扩建包括燃气发电项目，提供足够处理能力以提高产量并降低成本 [8] - 2026年预算将于12月中旬发布，将包括资本支出减少和强调自由现金流生成 [8][28] - 专注于通过基础运营实现去杠杆化，并考虑资产出售等组合优化作为增量去杠杆化手段 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度生产受到外部事件暂时影响，包括厄瓜多尔山体滑坡导致主要出口管道受损，以及Makeda Fuel Group干线维修导致油田关闭 [5] - 所有管道已于10月10日恢复，受影响产量为递延桶而非损失，预计将强劲复苏 [6] - 南美洲特别是厄瓜多尔价差改善，有助于抵消部分设施停运和管道中断的影响 [7] - 尽管年度平均产量将处于指导范围低端，但预计将以强劲态势结束今年，并为2026年奠定坚实基础 [7][12] 其他重要信息 - 新签署基于厄瓜多尔原油产量的预付款协议，初始预付款为1.5亿美元，若厄瓜多尔收购完成且产量达到10,000桶油当量/天，可再获5000万美元 [4] - 预付款协议为期四年，定价为SOFR加3.8%，本金有三个月宽限期，之后在剩余期限内平均摊销 [4] - 商业条款或销售价格较先前原油销售合同有所改善，增强了资产负债表并提供了更具竞争力的财务灵活性 [4] - 以加拿大资产为担保的现有融资额度增加至7500万美元，期限延长至两年，2027年10月到期 [4] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于Soriente油田生产响应、可持续性及未来展望 [15] - Soriente产量响应主要由于北部模式开始注水，每日注水约5,000桶，以及关键井的增产措施，例如Cohembé 20井从每日500桶增至超过2,000桶 [15] - 随着压力上升和注水持续增加，储层表现优异，因其为高渗透性达西砂层，响应迅速 [15] - 预计通过额外六口井的钻探，产量将从当前水平持续增长 [16] 问题: 关于预付款协议的提款和还款机制 [19][20] - 预付款协议在开始时一次性提取全部1.5亿美元资金，然后在四年期内偿还 [19] - 还款方式为线性，每次在厄瓜多尔进行原油提货时，偿还部分借款资金 [20] 问题: 关于厄瓜多尔产量潜力、时间线及开发计划 [25][26] - 公司演示材料中11,000至19,000桶/天的潜力指引未包含西北部Conejo新发现，该指引基于Basal Tenan注水开发 [25][26] - 公司具备水源条件，目前正与厄瓜多尔部委商讨油田开发计划，在完成2025年勘探承诺后，将于2026年进入开发阶段 [26] 问题: 关于去杠杆化路径、所需条件及财务目标沟通 [27][28][29][30] - 随着勘探和Soriente相关承诺基本完成，2026年及以后的重点是产生自由现金流以实现去杠杆化 [28] - 2025年资本计划中约1.5亿美元用于勘探和设施扩建等项目，这部分支出完成后，12月发布的预算将明确展示自由现金流导向 [28] - 除基础运营去杠杆化外，也会考虑资产出售等组合优化作为增量手段 [28] - 公司计划在12月发布预算时，提供清晰的去杠杆化路线图和具体目标 [30]