收入和利润（同比环比） - 2021年第三季度净利润为3500万美元，而2020年同期净亏损为1.078亿美元[68] - 2021年第三季度运营净收入增长204%至9470万美元[68] - 2021年第三季度调整后EBITDA增长274%至8180万美元[68] - 2021年第三季度净收入为3500.7万美元，相比2020年同期的净亏损1.078亿美元实现扭亏为盈[73][74] - 2021年第三季度调整后EBITDA为8180.4万美元，较2020年同期的2188.4万美元增长274%[73] - 2021年前九个月净亏损2004.2万美元，较2020年同期的7.301亿美元亏损收窄97%[73][74] - 2021年第三季度运营净收益9473.1万美元，较2020年同期的3113.5万美元增长204%[74] - 公司第三季度净收入为3500.7万美元，环比增长299%，同比增长132%[104] - 公司九个月净亏损为2004.2万美元，较去年同期改善97%[104] - 公司2021年前九个月净亏损2004.2万美元，相比2020年同期净亏损7.30096亿美元大幅收窄[120] - 2021年前九个月调整后EBITDA为1.60007亿美元，相比2020年同期的7424.7万美元增长115%[120] 成本和费用（同比环比） - 2021年第三季度运输费用同比增长135%[68] - 2021年第三季度G&A费用（不含股权激励）同比增长21%[68] - 2021年第三季度DD&A费用3805.5万美元，较2020年同期的3134万美元增长21%[74] - 第三季度运输费用同比增加135%至302万美元，主要因临时使用高成本替代运输路线[86] - 运营费用同比增加每桶3.93美元至每桶17.13美元，主要因电力成本和增产活动增加[84] - 2021年第三季度和前三季度COVID-19相关成本分别为100万美元和300万美元，其中运营活动分别占90万美元和270万美元，运输活动分别占10万美元和30万美元[88] - 2021年第三季度DD&A费用为3805.5万美元，同比增长21%，每桶成本下降2.60美元至17.36美元[89] - 2021年前三季度DD&A费用为9830万美元，同比增长25%，每桶成本下降6.22美元至17.26美元[89] - 2021年第三季度G&A费用（不含股权激励）为544.4万美元，同比增长21%，每桶成本下降14%至2.48美元[94] - 2021年前三季度G&A费用（含股权激励）为2507.2万美元，同比增长52%，每桶成本上升49%至4.40美元[95] - 2021年前三季度衍生品工具损失4743.5万美元，2020年同期为收益941.7万美元[99] - 2021年前三季度所得税费用2679.5万美元，有效税率达397%，远高于哥伦比亚31%的法定税率[100][101] - 公司2021年前九个月折旧、损耗和摊销费用为9830万美元，相比2020年同期的1.31118亿美元减少25%[120] - 公司2021年前九个月利息支出为4135.5万美元，与2020年同期的4020.4万美元基本持平[120] 石油销售表现 - 2021年第三季度平均日产原油23,372桶（销售量为23,833桶），同比增长37%（销售量增长40%）[68] - 2021年第三季度石油销售额为1.353亿美元，同比增长155%[68] - 2021年第三季度石油销售收入1.353亿美元，同比增长155%[74] - 2021年第三季度原油销售总量23,833桶/天，同比增长40%[74] - 2021年第三季度布伦特平均油价73.23美元/桶，同比增长69%[74] - 公司2021年第三季度石油销售额同比增长155%至1.353亿美元，主要得益于布伦特油价上涨69%和销售量增长40%[82] - 2021年前九个月石油销售额同比增长89%至3.274亿美元，布伦特油价上涨60%是主要驱动因素[82] - 第三季度平均实现价格同比上涨82%至每桶61.72美元，九个月累计上涨85%至每桶57.48美元[83] - 第三季度运营净回报(Operating Netback)同比激增118%至每桶43.21美元[79] - 第三季度原油日均销售量(NAR)同比增长37%至23,833桶/日，前九个月增长3%至20,865桶/日[76] - 第三季度Castilla和Vasconia原油价差分别从去年同期的4.65美元和3.01美元扩大至6.51美元和4.02美元[82] 现金流和资本支出 - 2021年第三季度运营现金流同比增长758%至6910万美元[68] - 2021年第三季度资本支出为3480万美元，同比增长374%[68] - 2021年第三季度自由现金流为3430万美元，用于债务削减[68] - 2021年第三季度自由现金流3426.4万美元，较2020年同期的70.2万美元大幅改善[73] - 2021年前九个月资本支出1.097亿美元，较2020年同期的5637.8万美元增长95%[73] - 2021年前九个月经营资金流量为1.21348亿美元，较2020年同期的3625.7万美元增长235%[121] - 公司2021年前九个月财产、厂房和设备增加支出1.0965亿美元，较2020年同期的5637.8万美元增长94%[120] - 2021年前九个月债务偿还4000万美元，相比2020年同期的700万美元大幅增加[120] - 公司通过商品衍生品合约部分抵消油价波动对经营现金流的冲击[121] 债务和融资 - 公司现金及现金等价物为1.66亿美元，较2020年底增长18%[106] - 循环信贷额度为1.5亿美元，较2020年底减少21%[106] - 公司循环信贷额度借款基础为2.15亿美元，下一次重新确定将在2021年11月进行[111] - 截至2021年9月30日，公司可用信贷额度为6500万美元，到10月29日借款余额进一步降至1.3亿美元[114] - 公司持有6.25%优先票据（2025年到期）和7.75%优先票据（2027年到期）各3亿美元[115] - 公司循环信贷额度已提取1.5亿美元[123] 其他财务数据 - 特许权使用费占产量的比例从2020年的10%上升至2021年第三季度的19%[77] - 通过管道运输的原油比例从2020年的0%提升至2021年第三季度的9%[85] - 2020年第三季度和前三季度资产减值损失分别为1.047亿美元和5.029亿美元，2021年同期为零减值[91] - 2021年第三季度和前三季度汇兑损失分别为270万美元和1580万美元，较2020年同期的430万美元和2010万美元有所减少[96] - 哥伦比亚2022年企业所得税率将从31%上调至35%，公司已相应调整递延所得税计算税率[102] - 截至2021年9月30日，公司无表外安排[122] 衍生品持仓 - 第三季度原油衍生品持仓包括：7000桶/日三向领子期权（行权价47.14/57.14/68.95美元）和3000桶/日互换合约（固定价56.75美元）[118] - 外汇衍生品持仓：30亿哥伦比亚比索领子期权（区间3500-3630 COP/USD）[119]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度石油产量为23,035桶/天，环比下降6%，主要由于哥伦比亚的临时封锁导致[9] - 第二季度运营费用为每桶12.46美元，环比下降9%，主要由于Acordionero油田的发电成本降低[11] - 第二季度净亏损收窄53%至1800万美元，EBITDA大幅改善至3400万美元，环比增长[15] - 第二季度自由现金流为2300万美元，环比下降，主要由于封锁导致的产量下降和临时费用增加[15] - 公司预计2021年下半年自由现金流为1亿至1.2亿美元，将优先用于债务偿还[17] 各条业务线数据和关键指标变化 - Acordionero油田完成13口井的修井作业，电潜泵更换成本自2019年第四季度以来下降57%[19] - Acordionero油田开发钻井成本自2019年以来下降38%，从Pad-6钻探的5口井平均成本为190万美元[20] - Costayaco油田3口生产井的开发活动正在进行，其中Costayaco-43井已投产，其余两口预计2021年8月投产[22] - Moqueta油田启动6口井的修井计划，已完成1口井的增产和1口井的注水井转换[22] - Suroriente油田设施扩建计划进展顺利，预计2021年下半年将增加产量[23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划2021年下半年将产量提升至30,000-32,000桶油当量/天，并重申2021年全年产量指引为27,500-28,500桶油当量/天[10] - 公司将继续推进勘探计划，特别是在厄瓜多尔边境地区，该地区近期有重要发现[40] - 公司计划2022年将部分自由现金流用于勘探投资，以扩大资源基础[40] - 公司对PetroTal的持股将继续评估，虽无立即出售计划，但长期不会持有[51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 哥伦比亚政府成功谈判结束了影响公司运营的封锁，公司已恢复全部油田的生产[8] - 公司预计2021年下半年经营环境将改善，油价环境有利，且上半年油价对冲已到期[17] - 哥伦比亚的抗议活动对经济造成影响，但政府正在认真解决这些问题，公司运营已恢复正常[30] - 公司对2021年下半年和2022年的前景感到乐观，预计将实现产量增长和债务减少[17] 其他重要信息 - 公司已偿还信贷额度至1.75亿美元，并持有2000万美元现金[10] - 2021年第二季度资本支出为3700万美元，与第一季度持平，预计2021年上半年已支出全年资本预算的50%-60%[14] - 公司已为2021年下半年10,000桶/天的产量进行对冲，加权平均底价为57美元/桶，上限为65.29美元/桶[16] - 公司提交了新的S-3表格备案，以替换即将到期的旧备案，属于正常业务流程[16][36] 问答环节所有的提问和回答 关于资产减值 - 提问：公司是否会逆转去年3.98亿美元的资产减值[26] - 回答：根据美国GAAP准则，减值后无法逆转，但如果是IFRS准则则会逆转[27] 关于产量恢复 - 提问：8月产量水平和恢复进度[28] - 回答：当前产量已达29,000桶/天，预计通过新井投产和修井作业将达到30,000桶/天[28] 关于哥伦比亚社会局势 - 提问：教师罢工对经济恢复和公司运营的影响[29] - 回答：抗议已转为政府谈判，公司运营恢复正常，但承认抗议活动对经济造成损害[30] 关于税务展望 - 提问：2022年税务支出预期[34] - 回答：2021年税务应收款预计增至4000万美元，2022年税负仍将较低[35] 关于S-3备案 - 提问：新S-3备案是否意味着融资计划[36] - 回答：属于正常业务流程，原备案即将到期[36] 关于2022年计划 - 提问：2022年自由现金流使用和勘探计划[40] - 回答：将部分用于勘探投资，特别是在厄瓜多尔边境地区[40] 关于2022年对冲 - 提问：2022年上半年对冲计划[43] - 回答：目前没有对冲计划，将在年底评估[43] 关于成本控制 - 提问：下半年成本指引的可实现性[46] - 回答：65%-70%运营成本为固定成本，封锁期间已暂停部分合同，恢复正常运输路线后成本将下降[47][48] 关于PetroTal持股 - 提问：是否考虑出售PetroTal股份[51] - 回答：无立即出售计划，但长期不会持有[51] 关于债务条款 - 提问：债务条款宽限期后的首次测试时间[52] - 回答：2022年2月进行首次测试，公司对合规有信心[52] 关于债务偿还 - 提问：信贷额度余额年底预期[53] - 回答：预计年底余额为6000-7000万美元[53] 关于产量指引 - 提问：下半年维持32,000桶/天产量以实现指引[57] - 回答：确认下半年产量指引为30,000-33,000桶/天[57] 关于特许权使用费 - 提问：布伦特油价高于75美元/桶时的特许权使用费率[58] - 回答：有效特许权使用费率预计为16%-18%[58][59]

收入和利润 - 2021年第二季度净亏损为1760万美元，相比2020年同期的3.706亿美元亏损改善了95%[64][65] - 2021年第二季度原油销售额为9660万美元，同比增长186%，主要得益于布伦特油价上涨及品质和运输折扣减少[64][65] - 运营净收入大幅增长508%至6830万美元，相比2020年同期的1120万美元[64][65] - 调整后EBITDA达3630万美元，同比增长103%，但环比下降13%[64][65] - 2021年第二季度净亏损为1762.7万美元，较2020年同期的3.706亿美元改善95%[69][71] - 2021年上半年调整后EBITDA为7820.3万美元，同比增长49%至5236.3万美元[69] - 2021年第二季度石油销售收入9662.3万美元，同比增长186%，上半年总收入1.921亿美元同比增长60%[71] - 2021年第二季度运营净收益6827.1万美元，同比激增508%，上半年累计1.316亿美元同比增长170%[71][72] - 2021年第二季度石油销售收入为9662.3万美元，同比增长186%，主要由于布伦特油价上涨107%以及运输和质量折扣降低[78] - 2021年第二季度平均实现价格为每桶57.54美元，同比增长198%，主要由于基准油价上涨和价差降低[80] - 2021年上半年运营资金流同比增长85%，主要由于布伦特油价上涨和运营成本下降[118] - 2021年上半年调整后EBITDA为7820万美元，运营资金流为5220万美元[117] 成本和费用 - 运营费用同比增长31%（每桶增长37%），主要因Acordionero和Suroriente油田活动增加[64] - 运输费用同比下降9%，但环比上升17%，因封锁期间使用不同运输路线[64] - 品质和运输折扣降至每桶11.54美元，同比减少18.2%，但环比因封锁增加28.5%[64] - 2021年第二季度折旧损耗及摊销费用2892.7万美元，同比减少32%，上半年累计6024.5万美元同比下降40%[69][71] - 2021年第二季度单位运营成本15.14美元/桶，同比上升37%，但上半年累计15.71美元/桶与去年同期基本持平[71][72] - 2021年第二季度衍生工具损失2123.9万美元，同比激增278%，上半年累计损失4493.7万美元[71] - 2021年第二季度递延所得税费用920.3万美元，而2020年同期为税收抵免7620万美元[69][71] - 2021年第二季度运营费用为2543.1万美元，同比增长31%，主要由于Acordionero和Suroriente油田运营活动增加[81] - 2021年第二季度运输费用为292.1万美元，同比下降9%，主要由于销量下降以及更多原油在井口销售[83] - 2021年第二季度COVID-19相关成本为90万美元，主要包括运营相关成本80万美元和运输相关成本10万美元[85][86] - 2021年第二季度DD&A费用为2892.7万美元，同比下降32%，主要由于可折旧基础成本降低[87] - 2021年第二季度G&A费用（含股权激励）同比增长38%至900.6万美元，环比下降6%[92][93] - 2021年上半年外汇损失1320万美元，而2020年同期为1580万美元损失[94] - 2021年第二季度商品价格衍生品损失2121.7万美元，同比扩大181%[97] - 2021年上半年所得税费用1784万美元，有效税率为-48%，与哥伦比亚法定税率31%差异显著[98][99] 产量和销售 - 平均日产量（NAR）为18,976桶/天，同比增长3%，但环比下降8%，因哥伦比亚全国性封锁导致约59.7万桶产量延迟[64] - 库存变动导致销量同比下降4%至18,454桶/天，环比下降9%[64][65] - 2021年第二季度日均销售量为18,454桶/天，同比下降4%，上半年日均19,357桶/天同比下降12%[71] - 2021年第二季度石油净产量（NAR）为18,976 BOPD，同比增长3%，主要由于Acordionero和Suroriente油田产量增加，但受国家封锁影响Costayaco和Moqueta油田产量下降，期间约597,000桶产量被推迟[73] - 2021年上半年石油净产量（NAR）为19,750 BOPD，同比下降10%，主要由于哥伦比亚国家封锁影响主要油田生产[73] 资本支出和债务 - 资本支出达3738万美元，同比激增688%，与第一季度持平[64][65] - 2021年第二季度资本支出3740万美元，其中哥伦比亚开发钻井支出1720万美元[102] - 截至2021年6月30日现金余额1996.5万美元，较2020年底增长41%[103] - 2021年上半年运营资金流变动2404.4万美元，主要受商品价格回升推动[101] - 2021年第二季度在哥伦比亚钻探5口开发井，其中3口已完成[102] - 公司高级担保信贷额度借款基础为2.15亿美元，下一次重新确定不晚于2021年11月[108] - 截至2021年6月30日，公司已提取1.75亿美元循环信贷额度，剩余可用额度为4000万美元[111] - 公司持有3亿美元6.25%优先票据（2025年到期）和3亿美元7.75%优先票据（2027年到期）[112] - 资本支出7480万美元，债务偿还1500万美元[117] - 信贷协议要求债务/EBITDAX比率不超过4.0:1，高级担保债务/EBITDAX不超过3.0:1[109] - 截至2021年6月30日，公司持有2660万美元与衍生品头寸相关的流动负债[116] 其他财务数据 - 2021年第二季度布伦特原油均价69.08美元/桶，同比上涨107%，上半年均价65.23美元/桶同比上涨55%[71] - 2021年第二季度特许权使用费占产量的18%，同比增加9个百分点，主要由于基准油价上涨和哥伦比亚价格敏感的特许权使用费制度[74] - 2021年第二季度未发生资产减值，而2020年同期发生3.983亿美元的上限测试减值损失[89] - 美元对哥伦比亚比索在2021年上半年升值9%，对加元贬值3%[95] - 商品衍生品头寸显示：2021年下半年7000桶/日布伦特原油三向领子合约（执行价47.14/57.14/68.95美元/桶）[115] - 外汇衍生品头寸显示：6000万哥伦比亚比索领子合约（下限3500COP，上限3630COP）[116]

业绩总结 - 2020年公司2P储量为1.33亿桶油当量（MMBOE），3P储量为1.74亿桶油当量[7] - 2021年运营净收益预计在3.1亿至3.3亿美元之间，较2020年预算增加[7] - 2021年EBITDA预计在2.55亿至2.75亿美元之间[7] - 2021年现金流预计在2.05亿至2.25亿美元之间[7] - 2021年总生产量预计在28,000至30,000桶/日之间[7] - 2020年公司总运营和一般管理费用同比下降39%，减少9200万美元[13] 用户数据 - 2020年PDP储量替换率为133%，新增储量1100万桶油当量，发现与开发成本为每桶5.06美元[14] - Gran Tierra在过去3年中，超过214,000人参与并受益于其社会投资项目[43] - Gran Tierra在过去5年内创造了超过20,000个当地劳动力机会[43] - Gran Tierra的322名员工中，女性占比为38%，超过行业平均水平22%[43] 新产品和新技术研发 - Gran Tierra的水驱技术在多个关键油田中应用，显著提高了油气回收率[45] - Acordionero的生产水平为自2019年9月以来的最高水平[17] - CYC-42和CYC-43井的钻井时间为12天，成本为190万美元/井，较最近4口井降低30%[17] 市场扩张和并购 - Acordionero自2016年收购以来，已生产2100万桶石油，产生约1.4亿美元的自由现金流[88] - Gran Tierra在Putumayo和Oriente盆地的累计生产为6.8亿桶，2020年日均生产量为480千桶[105] - Gran Tierra在运输基础设施方面受益于哥伦比亚和厄瓜多尔的管道和卡车运输的巨大剩余能力[101] 未来展望 - 预计到2021年底，RBL债务余额将降至7000万至9000万美元[18] - 2021年资本支出预算为1.3亿至1.5亿美元，自由现金流预计为2000万至3000万美元[27] - 预计2021年每桶运输和质量折扣费用预计为8.00-10.00美元，油气销售价格预计为42.00-44.00美元/桶[27] 负面信息 - Gran Tierra无法提供前瞻性的净收入和油气销售数据，因GAAP要求的某些组成部分难以量化[125] - 所有的已探明、已开发生产、可能和可能的储量及相关未来净收入的估算均按照NI 51-101编制，可能与SEC和FASB的估算存在重大差异[148] 其他新策略和有价值的信息 - Gran Tierra在2020年实现了零失时事故频率，记录了1500万小时的无事故工作时间[41] - Gran Tierra在过去5年内自愿发布温室气体排放评估[43] - 公司NPV10与GAAP标准化测量的差异在于，SEC和FASB标准要求使用过去12个月的平均价格进行估算，而NI 51-101则基于预测价格和成本[150]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended March 31, 2021 GRAN TIERRA ENERGY INC. or ☐ For the transition period from __________ to __________ Commission file number 001-34018 (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 98-0479924 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (I.R.S. Employer Identifica ...

Gran Tierra Energy, Inc. (NYSE:GTE) Q4 2020 Earnings Conference Call February 25, 2021 11:00 AM ET Company Participants Gary Guidry - President, CEO & Director Ryan Ellson - CFO & EVP, Finance Rob Will - VP, Asset Management Conference Call Participants Gavin Wylie - Scotiabank Josef Schachter - Schachter Research Operator Good morning, ladies and gentlemen, and welcome to Gran Tierra Energy Conference Call for Fourth Quarter and Year-End 2020 Results. My name is Mary, and I will be your coordinator for to ...

财务数据关键指标变化 - 2020年公司总石油产量为7,346,200桶，较2019年的10,590,137桶下降30.6%[63] - 2020年石油平均销售价格为每桶32.38美元，较2019年的53.92美元下降39.9%[63] - 2020年每桶石油运营成本为16.67美元，较2019年的19.23美元下降13.3%[63] 业务线表现 - Acordionero油田2020年产量占公司总产量的49%，API度为17°[70] - 2020年86%的Putumayo产量和51%的MMV产量销往两家国际营销商，合同分别于2021年8月31日和6月30日到期[73] - 2020年Putumayo盆地原油API度为27°（Chaza区块）和18°（Suoriente区块），占公司总产量的44%[70] - 公司100%的销售收入来自石油，哥伦比亚市场占比100%[70][63] 地区表现 - 公司93%的 acreage位于哥伦比亚，7%位于厄瓜多尔，总开发面积为312,302英亩（gross）[69] - 2020年钻探活动包括6口开发井和1口注水井，总哥伦比亚井数为8口（gross）[66] - 截至2020年底，公司拥有224口生产井（gross），其中包含38口注水井和70口多完井井[68] 环境管理 - 公司在2020年完成了21公顷的环境清理工作，总清理面积为28公顷，2020年全年清理费用为130万美元[88] - 公司实施了基于世界银行/IFC标准的《企业环境管理计划》(EMP)，并通过了ISO14001:2015认证[87] - 公司建立了季度报告制度，定期向高管层和董事会HSE委员会汇报环境管理情况[87] - 公司在Suroriente区块的环境清理活动针对2013年非法团体造成的石油泄漏事件[88] - 公司拥有完善的应急响应演练制度和环境应急预案，覆盖所有场地和石油运输环节[87] - 哥伦比亚和厄瓜多尔的油气作业受到区域及联邦层面严格的环保法规约束，涉及环境影响评估、污染物排放等多项要求[86] - 环境合规问题可能导致重大成本，包括许可证延迟获取、补救责任及罚款等风险[86] 人力资源 - 公司员工总数从2019年的362人减少至2020年的322人，其中卡尔加里总部95人，哥伦比亚226人（波哥大156人，现场70人），厄瓜多尔1人[89] - 公司未与任何工会组织建立关系，并认为员工关系良好[89] 公司治理与信息披露 - 公司网站提供年度报告（10-K）、季度报告（10-Q）和当期报告（8-K）等SEC备案文件的免费访问[90]

收入和利润（同比环比） - 第三季度净亏损为1.078亿美元，较2019年同期（2880万美元）和第二季度（3.706亿美元）分别扩大274%和改善71%[69][70] - 公司2020年第三季度净亏损1.078亿美元，较2019年同期的2883万美元亏损扩大274%[74][75] - 2020年前九个月累计净亏损7.301亿美元，而2019年同期为盈利1168.6万美元，同比恶化6348%[74][75] - 第三季度石油销售收入为5310万美元，较2019年同期下降60%，但较第二季度增长57%[69][70] - 石油销售收入同比暴跌60%：第三季度仅5314万美元（2019年同期1.325亿美元）[75] - 2020年第三季度原油销售收入同比下降60%至5314万美元，九个月累计收入同比下降61%至1.7305亿美元，主因布伦特油价下跌30%及销量减少[83][84] - 2020年九个月期间，公司净亏损7.30096亿美元，而2019年同期净利润为1168.6万美元[123] 成本和费用（同比环比） - 第三季度运营费用为1960万美元，较2019年同期下降45%，但较第二季度增长9%[69][70] - 利息支出同比增长15%：第三季度达1402.9万美元（2019年同期1215.3万美元）[75] - 2020年第三季度运营成本同比下降45%至1965万美元，每桶成本下降11%至12.51美元，因电力设施完工及高成本井关闭[89][90] - 2020年第三季度和九个月期间，公司管理费用（不含股权薪酬）同比分别下降41%和31%，主要因成本节约措施[100] - 2020年第三季度运输成本同比下降60%至129万美元，每桶成本下降34%至0.82美元，因采用低成本运输路线[87][88] - 2020年第三季度COVID-19相关运营成本为100万美元，九个月累计140万美元，主要用于卫生防疫措施[93] 各条业务线表现 - 第三季度NAR产量为17,051桶/日，较2019年同期下降39%，主要因Suroriente和PUT-7区块的不可抗力停产[69] - 2020年第三季度原油净产量（NAR）同比下降39%至17,051 BOPD，九个月累计产量同比下降31%至20,264 BOPD，主要因Suroriente和PUT-7区块的不可抗力停产[77][78] - 第三季度石油销售量为17,066桶/日，较2019年同期和第二季度分别下降38%和11%[69] - 日均原油销售量下降38%：第三季度为17,066桶/日（2019年同期27,705桶/日）[75] - 2020年第三季度通过卡车运输的原油占比提升至52%（2019年同期46%），管道运输占比降至0%（2019年同期0%）[86] 各地区表现 - 2020年第三季度资本支出为740万美元，其中哥伦比亚业务占720万美元[109] - 2020年九个月期间，公司记录了1.026亿美元商誉减值，涉及哥伦比亚业务单元，因资产账面价值超过公允价值[99] - 2020年九个月期间，公司资产减值损失达5.0709亿美元，主要因哥伦比亚业务单元减值[108] 管理层讨论和指引 - 第三季度资本支出为740万美元，较2019年同期下降94%，计划在第四季度重启开发钻井作业[69] - 2020年10-12月原油价格对冲合约覆盖11000桶/日，执行价区间为27.05-43.43美元/桶[121] - 新冠疫情导致全球经济活动受到重大影响，包括公司运营的哥伦比亚和厄瓜多尔[129] - 全球大宗商品价格因产油国争端和疫情导致需求下降而大幅下跌[129] - 公司收入及现金流因大宗商品价格下跌而显著下降[129] - 资本项目减少和停产导致收入及运营活动下降[129] - 公司面临资产减值损失的风险[129] - 公司可能无法遵守债务协议中的条款和限制[129] - 当前经济环境对公司流动性及资本获取的评估产生重大影响[130] - 长期资产账面价值及递延税资产估值受当前波动时期影响[130] - 作为小型报告公司，公司无需提供市场风险的定量和定性披露[131] 其他财务数据 - 公司第三季度偿还了700万美元的循环信贷额度，应付账款减少了4980万美元（53%），现金余额增加了590万美元[69] - 公司第三季度从哥伦比亚政府获得5000万美元的增值税和所得税退税，净税收应收款减少4510万美元，年初至今退税总额达9700万美元[69] - 资产减值显著增加：第三季度单季减值1.047亿美元，前九个月累计减值5.071亿美元（2019年同期为零）[74][75] - 2020年九个月累计资产减值达6.097亿美元，其中油气资产减值5.029亿美元，主因油价下跌导致储量评估价值缩水[96][97] - 公司现金及现金等价物从2019年12月31日的881.7万美元增至2020年9月30日的2180.8万美元，增长147%[110] - 营运资本从2019年12月31日的9134.7万美元降至2020年9月30日的4991.1万美元，下降45%[110] - 循环信贷额度从2019年12月31日的1.18亿美元增至2020年9月30日的2亿美元，增长69%[110] - 2020年6月1日，公司循环信贷额度借款基础从3亿美元降至2.25亿美元[115] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷额度已提取2亿美元，可用额度为2500万美元[118] - 截至2020年9月30日，公司持有6.25%高级票据3亿美元和7.75%高级票据3亿美元[118]

Gran Tierra Energy, Inc. (NYSE:GTE) Q2 2020 Earnings Conference Call August 5, 2020 11:00 AM ET Company Participants Gary Guidry - President & Chief Executive Officer Ryan Ellson - Executive Vice President & Chief Financial Officer Tony Berthelet - Chief Operating Officer Conference Call Participants Al Stanton - RBC Werner Riding - Peel Hunt Alejandro Demichelis - Nau Miguel Ospina - Compass Josef Schachter - Schachter Energy Jamie Nicholson - Credit Suisse Operator Good morning, ladies and gentlemen, and ...

(Mark One) QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2020 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from __________ to __________ Commission file number 001-34018 GRAN TIERRA ENERGY INC. UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 98-0479924 (Sta ...