Gran Tierra Energy Inc. annonce ses résultats du deuxième trimestre 2020

Réduction significative des coûts d'exploitation et des frais généraux et administratifs

Reprise des activités de production, de développement et de reconditionnement au deuxième semestre 2020

Renforcement de la situation financière et du profil de liquidité avec des perspectives attractives pour 2021

CALGARY, Alberta, 4 août 2020 (GLOBE NEWSWIRE) – Gran Tierra Energy Inc. («Gran Tierra» ou la «Société») (NYSE American: GTE) (TSX: GTE) (LSE: GTE) a annoncé aujourd'hui les résultats financiers et opérationnels de la société pour le trimestre clos le 30 juin 2020 (« le quartier« ). Tous les montants en dollars sont aux États-Unis (« NOUS.« ) Les dollars et les montants de production correspondent à un intérêt direct moyen avant redevances (« WI“) Sauf indication contraire. Par baril (« bbl« ) D'équivalent pétrole (« BOE“) Les montants sont basés sur les ventes de WI avant les redevances. Pour les montants par BOE basés sur le net après redevance (« NAR « ) production, voir le rapport trimestriel de Gran Tierra sur formulaire 10-Q déposé le 4 août 2020.

Points saillants:

  • Production: La production du trimestre était en moyenne de 20 165 bep par jour («BOEPD»), en baisse de 32% par rapport au premier trimestre 2020 («Le quartier précédent»); avec l’impact sans précédent de la pandémie COVID-19 et l’effondrement des cours mondiaux du pétrole, Gran Tierra a pris des mesures décisives au cours du trimestre pour protéger le bilan et la liquidité de la société; par conséquent, la production pétrolière a été affectée par des forages de développement reportés, la fermeture de la production à coût plus élevé et des puits qui ont été laissés hors ligne en attente de reconditionnement mécanique de routine; la suspension de la production dans les blocs Suroriente et PUT-7 dans la région sud de Putumayo en raison d'un cas de force majeure lié au blocus des agriculteurs locaux a également réduit les volumes; la production actuelle est d'environ 19 000 BOEPD
  • Réduction significative des coûts:Depuis mars 2020, en réponse au ralentissement économique mondial et à la baisse des prix des produits de base, Gran Tierra a rapidement mis en œuvre des initiatives de réduction des coûts dans toute l'entreprise; des progrès significatifs ont été accomplis dans la réduction des coûts grâce à la renégociation des contrats fournisseurs et à l'optimisation du personnel et du matériel de location; en conséquence, Gran Tierra a réduit les coûts d'exploitation et la trésorerie générale et administrative (« GÉORGIE ») coûte respectivement 43% et 30% par rapport au trimestre précédent; la majorité des réductions de coûts sont des réductions structurelles des activités de la société, qui devraient se maintenir même si les prix du pétrole se redressent davantage; En raison des initiatives de réduction des coûts en cours, la société s'attend également à ce que les coûts en capital de forage et d'achèvement par puits soient réduits d'environ 30% à Acordionero et de 18% à Costayaco par rapport à 2019.
  • Redétermination réussie de la facilité de crédit et renonciation à la convention jusqu'en octobre 2021:Au cours du trimestre, Gran Tierra a achevé avec succès le réexamen semestriel de la facilité de crédit syndiqué bancaire de la société; la limite de base d'emprunt a été révisée à 225 millions de dollars par rapport à la limite antérieure de 300 millions de dollars et la société a obtenu un allégement en vertu de certaines clauses restrictives financières jusqu'au 1er octobre 2021 (le «Période de secours du Pacte»), y compris l'allègement du respect du ratio de la dette totale* à EBITDAX* pendant la période de secours du Pacte
  • Remboursements de TVA et d'impôt sur le revenu reçus: à la fin du trimestre précédent, Gran Tierra avait une taxe sur la valeur ajoutée totale (« T.V.A ») et des créances fiscales de 138 millions de dollars; au cours du trimestre, la société a perçu un total de 25 millions de dollars en remboursement de TVA et d'impôt sur le revenu; au cours du mois de juillet 2020, la société a reçu 21 millions de dollars supplémentaires de remboursements d'impôts et prévoit de percevoir entre 30 et 40 millions de dollars supplémentaires avant la fin de 2020; Par conséquent, Gran Tierra prévoit une collecte totale de 76 à 86 millions de dollars en remboursement de TVA et d'impôt sur le revenu en 2020.
  • Dépenses en capital:Avec la volatilité des prix du pétrole en 2020 et les défis logistiques dus au COVID-19, Gran Tierra a choisi de réduire considérablement les activités du trimestre; les dépenses en immobilisations du trimestre n’étaient que de 5 millions de dollars; alors que la perte nette du trimestre s’élève à 371 millions de dollars (y compris la dépréciation des propriétés pétrolières et gazières de 398 millions de dollars), les fonds provenant de l’exploitation(1) était un montant positif de 6 millions de dollars, qui a plus que couvert les dépenses en capital
  • Reprise des opérations:Gran Tierra prévoit les activités suivantes au cours du second semestre 2020:
    • Avec la récente reprise des prix du pétrole et le resserrement des différentiels, Gran Tierra a lancé les activités nécessaires pour reprendre en toute sécurité plusieurs opérations dans l’ensemble du portefeuille colombien de la société, en stricte conformité avec les protocoles COVID-19; l'évolution de la situation avec la pandémie de COVID-19 peut avoir un impact sur le calendrier des activités planifiées et le montant et le calendrier des ajouts de production supplémentaires qui en résultent
    • Acordionero Workover et activités de développement à reprendre (100% WI):
      • Workovers: les plans prévoient un redémarrage du programme de reconditionnement de routine, la première plate-forme de reconditionnement devant commencer ses opérations au cours du troisième trimestre 2020, et une deuxième installation de reconditionnement démarrant au quatrième trimestre 2020; un total de 8 à 10 puits hors ligne devraient être travaillés pour rétablir la production d'ici la fin de l'année 2020; les puits ne peuvent être travaillés qu'un par un en séquence; la capacité de production totale combinée des 10 puits les plus prioritaires pour le reconditionnement est estimée à environ 3500 barils de pétrole par jour («BOPD») avec des moyennes pondérées pour la réduction de l'eau de 13%, un rapport gazole de 639 pieds cubes standard par baril et une densité de pétrole API de 17 degrés (sur la base de moyennes sur 30 jours avant que chaque puits ne soit hors ligne plus tôt cette année)
      • Forage de développement: une plate-forme de forage devrait redémarrer les opérations de forage de développement au cours du quatrième trimestre 2020 afin de forer 1 à 2 nouveaux puits de pétrole d'ici la fin de l'année 2020; la production de ces nouveaux puits devrait commencer au cours du premier trimestre 2021; la plate-forme de forage devrait continuer à forer de nouveaux puits de pétrole de développement à Acordionero tout au long de 2021; les quatre prochains puits prévus devraient être forés à partir de la nouvelle plateforme sud-ouest; chacun de ces nouveaux puits devrait avoir un taux de production initial de pétrole d'environ 550 BOPD (taux initial moyen sur 30 jours), en ligne avec la bonne performance des puits forés sur le terrain au cours de la dernière année
    • Workovers Costayaco / Vonu à reprendre (100% WI): une plate-forme de reconditionnement devrait démarrer ses opérations au cours du quatrième trimestre 2020 pour reconditionner 2 à 4 puits; les puits ne peuvent être travaillés qu'un par un en séquence; la capacité de production totale combinée des quatre puits prioritaires pour le reconditionnement est estimée à environ 1000 BOPD avec des moyennes pondérées pour la coupe d'eau de 44%, un rapport gazole de 811 pieds cubes standard par baril et une densité de pétrole API de 29 degrés (basée sur Moyennes sur 30 jours avant chaque mise hors ligne plus tôt cette année)
    • Bloc Suroriente (52% WI) pour reprendre la production: le redémarrage de ce bloc est prévu au cours du second semestre 2020; la capacité de production WI du bloc est estimée à environ 3600 BOPD (sur la base de la moyenne de 30 jours avant la fermeture du bloc plus tôt cette année)
    • Majorité des champs mineurs pour reprendre la production: le redémarrage de ces champs est prévu au cours du second semestre 2020; La capacité de production WI combinée de ces champs est estimée à environ 1 900 BOPD (sur la base de moyennes sur 30 jours avant les fermetures plus tôt cette année, qui ont été effectuées pour réduire les coûts et préserver la valeur et la liquidité)
  • Orientation financière pour le deuxième semestre 2020(sur la base de la reprise des opérations décrite ci-dessus):
    • Prix ​​de l'huile de Brent: 41,00 à 45,00 $ / baril
    • Dépenses en capital: 25 à 35 millions de dollars (nouvelle plateforme de forage Acordionero sud-ouest et 1-2 nouveaux puits)
    • Netback d'exploitation(1): 55 à 75 millions de dollars
    • EBITDA(1): 45 à 65 millions de dollars
    • Flux de fonds provenant des opérations(1): 25 à 35 millions de dollars
  • Couvertures en place pour protéger les flux de trésorerie: Les gains de couverture du prix du pétrole réalisés ont totalisé 17 millions de dollars au cours du premier semestre 2020; la Société a conclu des couvertures supplémentaires du prix du pétrole et a couvert un total de 11000 BOPD pour le second semestre 2020 (prix plancher moyen de 35,68 $ / bbl, prix plafond moyen de 43,43 $ / bbl) comme suit:
Type d'instrument et période Volume (BOPD) Put vendu ($ / bbl) Put acheté ($ / bbl) Appel vendu ($ / bbl) Prime ($ / bbl)
Colliers: du 1er juillet au 31 décembre 2020 4 000 25,00 35,00 37,72 n / a
Colliers: du 1er juillet au 31 décembre 2020 3 000 25,00 35,00 44,25 1,00
Colliers: du 1er juillet au 31 décembre 2020 1 000 25,00 32,50 39,50 n / a
Colliers: du 1er juillet au 31 décembre 2020 3 000 32,50 38,33 51,52 0,97
  • Gran Tierra en position de prospérer en 2021:Les initiatives de la société pendant la grave récession de 2020 étaient axées sur l'optimisation du portefeuille, le report des investissements à cycle court et la stimulation des projets pour permettre la reprise en toute sécurité des opérations lorsque les prix du pétrole se sont redressés et que des protocoles de sécurité COVID-19 stricts ont été mis en œuvre; la société analyse plusieurs scénarios axés sur la maximisation des rendements et des flux de trésorerie disponibles en 2021, et pour optimiser la récupération ultime du pétrole, les flux de trésorerie disponibles et la valeur à long terme de tous les actifs; Gran Tierra estime que sa solide base d'actifs reprendra la production moyenne de plus de 30000 BOEPD en 2021, sur la base des hypothèses actuelles, y compris les prix des produits de base restant aux niveaux actuels et qu'il y a une perturbation économique mondiale minime due à la pandémie COVID-19 l'année prochaine

Indicateurs financiers clés pour le trimestre:

  • La perte nette s’élève à 371 millions de dollars, comparativement à une perte nette de 252 millions de dollars au trimestre précédent, principalement en raison d’une dépréciation hors trésorerie des propriétés pétrolières et gazières de la société en raison de la baisse significative des prix du pétrole (398 millions de dollars)
  • EBITDA ajusté(1) était de 18 millions de dollars, contre 35 millions de dollars au trimestre précédent
  • Flux de fonds des opérations(1) de 6 millions de dollars (0,02 $ par action, de base) a diminué de 73% par rapport au trimestre précédent, en raison d'une baisse de la production et d'une baisse de 34% du prix du Brent, ainsi que d'un élargissement des écarts; les dépenses en immobilisations ont totalisé 5 millions de dollars, une diminution de 89% par rapport au trimestre précédent
  • Les ventes de pétrole et de gaz se sont chiffrées à 34 millions de dollars, en baisse de 61% par rapport à 86 millions de dollars au trimestre précédent, en raison de la baisse de la production et des prix du pétrole
  • Netback d'exploitation(1) (2) a diminué à 5,65 $ par BOE, principalement en raison de la baisse de 34% du prix du pétrole Brent par rapport au trimestre précédent, tandis que d'autres éléments de coût tels que les frais de transport et la remise sur la qualité et le transport sont restés relativement inchangés; la baisse des redevances du trimestre à 1,63 $ par BOE, en baisse par rapport aux 5,61 $ par BOE du trimestre précédent, a partiellement compensé l’impact négatif de la chute des prix du pétrole
  • Les charges d'exploitation de 9,62 $ par BOE ont diminué de 21% par rapport à 12,17 $ par BOE au trimestre précédent en raison de la baisse des coûts de production d'électricité, de la réduction du matériel de location et des économies de coûts attribuables à la baisse des activités
  • Les frais de reconditionnement étaient de 0,71 USD par BOE, en baisse de 85% par rapport à 4,64 USD par BOE au trimestre précédent en raison d'une baisse d'activité
  • Les frais de transport se sont élevés à 1,68 $ par BOE, contre 1,52 $ par BOE au trimestre précédent, en raison de la hausse des ventes de pipelines

Mise à jour des opérations

Acordionero (100% WI et opérateur)

  • Au cours du trimestre, aucun puits de développement n'a été foré, mais la production des puits restants s'est stabilisée à environ 11 000 BOPD au cours du trimestre, avec des temps d'arrêt d'environ 1% seulement; le faible temps d’arrêt reflète l’excellente fiabilité de la production de gaz à énergie du champ; la stabilisation de la production indique une réponse efficace aux inondations grâce à un équilibrage proactif des modèles; cette réponse de production de base fournit une excellente plate-forme pour augmenter la production et les flux de trésorerie à partir de futurs reconditionnements et forage de développement
  • À la fin du trimestre, 14 puits de pétrole au total nécessitent des travaux de reconditionnement pour rétablir la production; compte tenu de la récente forte reprise du prix du Brent, la Société prévoit de redémarrer un programme de reconditionnement au troisième trimestre 2020

Suroriente (52% WI et opérateur)

  • Gran Tierra prévoit de redémarrer la production de Suroriente au cours du second semestre 2020
  • Le Cohembi et les autres champs pétrolifères du bloc de Suroriente produisaient à environ 3600 BOPD (WI) avant les blocages, alors que le champ continuait de répondre positivement à l'augmentation de l'injection d'eau et à l'optimisation des pompes.
  • Avant les blocus de fin février 2020, des activités étaient en cours pour agrandir les installations de traitement, d'injection et de traitement de l'eau de Cohembi dans le cadre d'un programme d'expansion en deux phases; l'expansion progressive combinée devrait faire passer la capacité brute d'injection d'eau de 19 000 à 60 000 barils d'eau par jour

Ayombero-Chuira (100% WI et opérateur)

  • Gran Tierra reste encouragé par les résultats du puits Ayombero-1, qui continue d'afficher une production stable qui était en moyenne de 158 BOPD pour le trimestre sur le débit naturel et a une production pétrolière cumulative totale à ce jour de 124000 bbl
  • Ayombero-2 et -3 restent suspendus et prêts pour la prochaine phase des opérations de récupération des puits de forage; Gran Tierra poursuit la planification détaillée de la prochaine phase d'opérations mais prévoit d'attendre une nouvelle reprise des prix du pétrole avant de redémarrer les activités de développement

Moqueta (100% WI et opérateur)

  • Au cours du trimestre, Gran Tierra a continué d'optimiser l'inondation à Moqueta, où la production de pétrole et l'injection d'eau étaient en ligne avec les attentes
  • Le 21 juin 2020, Moqueta a été fermé immédiatement après la détection d’une fuite dans le pipeline qui transporte la production du champ à Costayaco; des réparations ont été effectuées en juillet 2020 et le champ a été remis en production le 27 juillet 2020; la fermeture temporaire de Moqueta devrait entraîner une réduction non significative de la production moyenne totale de la société en 2020 d’environ 400 BOPD; Moqueta produit actuellement environ 3000 BOPD

Message aux actionnaires

Gary Guidry, président et chef de la direction de Gran Tierra, a déclaré: «Avec la volatilité sans précédent à laquelle notre industrie est confrontée pendant la pandémie COVID-19 et le déséquilibre connexe dans l'offre et la demande mondiales de pétrole, Gran Tierra a pris des mesures décisives pour protéger notre bilan et flux de trésorerie. Nous avons rapidement réduit notre programme d'immobilisations 2020 et mis en œuvre des initiatives de réduction des coûts dans toute la société. L'équipe a fait des progrès significatifs dans la réduction des coûts d'exploitation et d'administration et a fait un excellent travail de gestion de la crise sur tous les fronts. Nous pensons que nous sommes bien placés pour résister à l'environnement volatil actuel avec notre faible déclin de base, notre base d'actifs pétroliers conventionnels et le contrôle opérationnel de l'allocation du capital et du calendrier, tout en maintenant une structure à faible coût. Au fur et à mesure que nous avançons, nous restons agiles dans l'exécution de notre stratégie alors que nous prévoyons de reprendre les activités de développement et de reconditionnement à Acordionero et de redémarrer la majorité des champs pétrolifères fermés au cours du second semestre 2020. Nous commencerons nos opérations en toute sécurité et avec diligence avec un objectif clé pour terminer 2020 en force pour préparer une 2021 passionnante. Nous pensons que Gran Tierra est bien positionnée pour prospérer en 2021 et au-delà. »

Faits saillants financiers et opérationnels (tous les montants en milliers de dollars, sauf les montants par action et BOE)

Trois mois terminés le 30 juin Trois mois terminés le 31 mars Six mois terminés le 30 juin
2020 2019 2020 2020 2019
Revenu net (perte) $ (370 649 ) $ 38 540 $ (251 626 ) $ (622 275 ) $ 40 519
Par action – De base $ (1,01 ) $ 0,10 $ (0,69 ) $ (1,70 ) $ 0,11
Par action – Dilué $ (1,01 ) $ 0,10 $ (0,69 ) $ (1,70 ) $ 0,10
Ventes de pétrole et de gaz $ 33 824 $ 157 993 $ 86 079 $ 119 903 $ 310 558
Dépenses d'exploitation (18 424 ) (33 733 ) (32 285 ) (50 709 ) (68 516 )
Frais de reconditionnement (1 361 ) (12 757 ) (12 303 ) (13 664 ) (19 046 )
Frais de transport (3 226 ) (4 885 ) (4 037 ) (7 263 ) (12 988 )
Netback d'exploitation(1) (2) $ 10 813 $ 106 618 $ 37 454 $ 48 267 $ 210 008
Frais généraux et administratifs avant la rémunération à base d'actions $ 5 237 $ 9 268 $ 7 440 $ 12 677 $ 17 137
Frais de rémunération à base d'actions G&A (recouvrement) 1 292 (627 ) (2 055 ) (763 ) 1 100
Frais généraux et administratifs, y compris la rémunération à base d'actions $ 6 529 $ 8 641 $ 5 385 $ 11 914 $ 18 237
EBITDA ajusté(1) $ 17 851 $ 97 351 $ 34 516 $ 52 367 $ 191 264
Flux de fonds provenant des opérations(1) $ 5 974 $ 88 269 $ 22 227 $ 28 201 $ 163 719
Dépenses en capital $ 4 747 $ 99 595 $ 44 277 $ 49 024 $ 194 084
Volumes quotidiens moyens (BOEPD)
Production WI avant les redevances 20 165 35 340 29 527 24 846 36 744
Redevance (1 757 ) (6 147 ) (4 156 ) (2 957 ) (6 322 )
Production NAR 18 408 29 193 25 371 21 889 30 422
Diminution (augmentation) de l'inventaire 858 84 (521 ) 169 127
Ventes 19 266 29 277 24 850 22 058 30 549
Redevances,% de la production WI avant les redevances 9 % 17 % 14 % 12 % 17 %
Par BOE
Brent $ 33,39 $ 68,32 $ 50,82 $ 42,10 $ 66,11
Remise qualité et transport (14.10 ) (9,02 ) (12,75 ) (12,23 ) (9,94 )
Redevance (1,63 ) (10,38 ) (5,61 ) (3,62 ) (9,66 )
Prix ​​moyen réalisé 17,66 48,92 32,46 26,25 46,51
Frais de transport (1,68 ) (1,51 ) (1,52 ) (1,59 ) (1,95 )
Prix ​​moyen réalisé net des frais de transport 15,98 47,41 30,94 24,66 44,56
Dépenses d'exploitation (9,62 ) (10,44 ) (12,17 ) (11.10 ) (10,26 )
Frais de reconditionnement (0,71 ) (3,95 ) (4,64 ) (2,99 ) (2,85 )
Netback d'exploitation(1) (2) 5,65 33.02 14,13 10,57 31,45
Frais généraux et administratifs avant la rémunération à base d'actions (2,73 ) (2,87 ) (2,81 ) (2,78 ) (2,57 )
Frais de départ (0,01 ) (0,08 ) (0,50 ) (0,29 ) (0,14 )
Gain de change réalisé 0,75 0,31 0,75 0,75 0,02
Gain (perte) réalisé sur les instruments financiers 5,67 (0,35 ) 1,31 3.14 (0,20 )
Intérêts débiteurs, hors amortissement des frais d'émission de dette (6,41 ) (2,98 ) (4,51 ) (5,31 ) (2,50 )
Le revenu d'intérêts 0,12 0,13 0,08 0,08
Autre perte
Paiements nets de location (0,01 ) 0,01 (0,01 ) 0,01
Impôt sur le revenu courant 0,20 0,15 (0,11 ) 0,02 (1,63 )
Cash Netback(1) $ 3.11 $ 27,33 $ 8,38 $ 6,18 $ 24,52
Partager des informations (en milliers)
Stock ordinaire en circulation, fin de période 366 982 376 636 366 982 366 982 376 636
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires et échangeables en circulation – de base 366 982 379 942 366 982 366 982 383 492
Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires et échangeables en circulation – dilué 366 982 415 757 366 982 366 982 419 307

* Ces mesures non conformes aux PCGR sont définies dans la convention de crédit, datée du 18 septembre 2015, par et entre Gran Tierra Energy Inc., Gran Tierra Energy International Holdings Ltd., la Banque de Nouvelle-Écosse, Société Générale et les prêteurs. à celui-ci, tel que modifié (le “Accord de crédit« ). Le contrat de crédit et toutes les modifications y afférentes sont disponibles en tant que pièces jointes aux documents déposés par Gran Tierra auprès de la SEC. La dette totale désigne l'ensemble de la dette de Gran Tierra et de ses filiales parties à la facilité de crédit sur une base consolidée. EBITDAX désigne la somme du bénéfice net consolidé plus les dépenses ou charges suivantes dans la mesure où elles sont déduites du résultat net consolidé: intérêts, impôts sur les bénéfices, dépréciation, épuisement, amortissement, frais d'exploration et autres charges similaires autres qu'en espèces, moins tous les revenus autres qu'en espèces ajoutés au net consolidé le revenu. Le ratio de levier sécurisé senior désigne le ratio de la date totale garantie sur le BAIIAX.
(1) La dette nette est définie comme la valeur nominale de la dette (789 millions de dollars), moins la trésorerie et les équivalents de trésorerie (17 millions de dollars). Dette nette, flux de fonds provenant de l'exploitation, bénéfice net d'exploitation, rendement du capital employé moyen, trésorerie nette, bénéfice avant intérêts, impôts et épuisement, dépréciation et relèvement («DD&A« )(«EBITDA»)et BAIIA ajusté du goodwill et de la dépréciation d'actifs, du gain ou de la perte de change non réalisé, de la charge ou du recouvrement de rémunération à base d'actions, des autres pertes et du gain ou de la perte non réalisé sur les instruments financiersEBITDA ajusté« ) Sont des mesures non conformes aux PCGR et n'ont pas de signification normalisée selon les principes comptables généralement reconnus aux États-Unis d'Amérique (« GAAP »). Reportez-vous à la section «Mesures non conformes aux PCGR» dans ce communiqué de presse pour obtenir une description de ces mesures non conformes aux PCGR et des rapprochements avec les mesures les plus directement comparables calculées et présentées conformément aux PCGR.
(2) Le résultat net d'exploitation tel que présenté est défini comme les ventes de pétrole et de gaz moins les frais d'exploitation, de reconditionnement et de transport. Voir le tableau intitulé Faits saillants financiers et opérationnels ci-dessus pour les composantes du résultat net d'exploitation consolidé et le rapprochement correspondant.

Informations sur la conférence téléphonique:

Gran Tierra tiendra sa conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2020 le mercredi 5 août 2020 à 9 h 00, heure des Rocheuses, 11 h 00, heure de l'Est. Les parties intéressées peuvent accéder à la conférence téléphonique en composant le + 1-844-348-3792 ou le + 1-614-999-9309 (Amérique du Nord), le 0800-028-8438 ou le 020-3107-0289 (Royaume-Uni) ou le 01-800 -518-5094 (Colombie). L'appel sera également disponible par webdiffusion sur www.grantierra.com.

Présentation d'entreprise:

La présentation d’entreprise de Gran Tierra a été mise à jour et est disponible sur le site Web de la société à l’adresse www.grantierra.com.

Informations de contact

Pour les demandes des investisseurs et des médias, veuillez contacter:

Gary Guidry
Président et chef de la direction

Ryan Ellson
Vice-président exécutif et directeur financier

Rodger Trimble
Vice-président, relations avec les investisseurs

+ 1-403-265-3221

info@grantierra.com

À propos de Gran Tierra Energy Inc.

Gran Tierra Energy Inc., avec ses filiales, est une société énergétique internationale indépendante axée sur l'exploration et la production de pétrole et de gaz naturel en Colombie et en Équateur. La Société se concentre sur son portefeuille d'actifs existant en Colombie et en Équateur et poursuivra de nouvelles opportunités de croissance dans toute la Colombie et en Amérique latine, en tirant parti de sa solidité financière. Les actions ordinaires de la société se négocient à la NYSE American, à la Bourse de Toronto et à la Bourse de Londres sous le symbole boursier GTE. Des informations supplémentaires concernant Gran Tierra sont disponibles sur www.grantierra.com. Les informations sur le site Web de la société (y compris le rapport de développement durable) ne font pas partie de ce communiqué de presse. Les demandes des investisseurs peuvent être adressées à info@grantierra.com ou (403) 265-3221.

Les documents déposés par la Securities and Exchange Commission de Gran Tierra sont disponibles sur le site Web de la SEC à l'adresse http://www.sec.gov et sur SEDAR à l'adresse http://www.sedar.com et les documents réglementaires britanniques sont disponibles sur le site Web du National Storage Mechanism à l'adresse https. : //data.fca.org.uk/#/nsm/nationalstoragemechanism.

Déclarations prospectives et avis juridiques:

Ce communiqué de presse contient des opinions, des prévisions, des projections, des attentes et d'autres déclarations sur des événements ou des résultats futurs qui constituent des déclarations prospectives au sens de la United States Private Securities Litigation Reform Act of 1995, Section 27A of the Securities Act of 1933, comme modifié, et l'article 21E de la Securities Exchange Act of 1934, tel que modifié, et les perspectives financières et les informations prospectives au sens des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables (collectivement, les «déclarations prospectives»), qui peuvent être identifiées par ces termes comme «prévoir», «planifier», «guider», «prévoir», «projeter», «objectif», «vouloir», «croire», «devrait», «pourrait», «autoriser» et d'autres termes qui sont en avant -sur la nature. Ces déclarations prospectives comprennent, mais sans s'y limiter, les attentes de la société concernant son programme d'immobilisations, les perspectives 2020 et 2021, les avantages de la réduction des dépenses en capital et des frais généraux et administratifs, les avantages des transactions dérivées, la performance des puits, la production, y compris le redémarrage de la production et des coûts de développement futurs, de la liquidité et de l'accès au capital, des plans futurs en cas d'augmentation des prix du pétrole, des stratégies de la société et de ses résultats, des opérations de la société, y compris les opérations prévues, de l'utilisation et de la disponibilité de certains remboursements d'impôt, la production future, le bénéfice net d'exploitation, l'EBITDA et les flux de fonds provenant de l'exploitation, ainsi que l'impact de la pandémie COVID-19, les perturbations des opérations et la baisse des conditions de l'industrie.

Parmi les facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux indiqués par les déclarations prospectives de ce communiqué de presse figurent: l'impact sans précédent de la pandémie COVID-19 et les actions de l'OPEP et des pays non membres de l'OPEP et les procédures imposées par les gouvernements en réponse à cela; les perturbations des opérations locales; le déclin et la volatilité des conditions de l'industrie pétrolière et gazière et des prix des produits de base; le grave déséquilibre entre l'offre et la demande de pétrole et de gaz naturel; les prix et les marchés du pétrole et du gaz naturel sont imprévisibles et volatils; l'exactitude de la capacité de production d'un domaine particulier; le moment et l'impact de toute reprise des opérations; Les opérations de Gran Tierra sont situées en Amérique du Sud et des problèmes inattendus peuvent survenir en raison d’activités de guérilla ou de blocus ou de manifestations locaux; des difficultés techniques et des difficultés opérationnelles peuvent survenir et avoir un impact sur la production, le transport ou la vente de nos produits; les conditions géographiques, politiques et météorologiques peuvent avoir un impact sur la production, le transport ou la vente de nos produits; la capacité de Gran Tierra d'exécuter son plan d'affaires et de réaliser les avantages attendus des initiatives actuelles (y compris une réduction du programme d'immobilisations); le risque que des retards imprévus et des difficultés dans le développement des propriétés actuellement détenues se produisent; la capacité de remplacer les réserves et la production et de développer et de gérer les réserves sur une base économiquement viable; l'exactitude des résultats des essais et de la production et des données sismiques, des prix et des estimations de coûts (y compris en ce qui concerne les prix des produits de base et les taux de change); le profil de risque des activités d'exploration prévues; les effets du forage en aval-pendage; les effets de l'inondation et des opérations de stimulation des fractures en plusieurs étapes; l'ampleur et l'effet des interruptions de livraison, les performances de l'équipement et les coûts; actions de tiers; la réception en temps opportun des approbations réglementaires ou autres approbations requises pour nos activités d'exploitation; l'incapacité des forages exploratoires à aboutir à des puits commerciaux; des retards imprévus dus à la disponibilité limitée de l'équipement et du personnel de forage; le risque que les conditions économiques mondiales actuelles et le marché du crédit puissent avoir un impact sur les prix du pétrole et la consommation de pétrole plus que ne le prévoit actuellement Gran Tierra, ce qui pourrait amener Gran Tierra à modifier davantage sa stratégie et son programme de dépenses en capital; la volatilité ou la baisse du prix de négociation de nos actions ordinaires ou obligations; le risque que Gran Tierra ne reçoive pas les avantages escomptés des programmes gouvernementaux, y compris les remboursements d'impôts gouvernementaux; La capacité de Gran Tierra de se conformer aux clauses financières de son accord de crédit; et les facteurs de risque détaillés de temps à autre dans les rapports périodiques de Gran Tierra déposés auprès de la Securities and Exchange Commission, y compris, sans s'y limiter, sous la rubrique «Facteurs de risque» dans le rapport trimestriel de Gran Tierra pour le trimestre terminé le 31 mars 2020 et dans le rapport annuel sur formulaire 10-K pour l'exercice clos le 31 décembre 2019, dont bon nombre sont indépendants de la volonté de la société. Ces documents sont disponibles sur le site Web de la SEC à l'adresse http://www.sec.gov et sur SEDAR à l'adresse www.sedar.com. La baisse sans précédent des prix du pétrole et la réduction connexe du programme d'immobilisations de la société ont considérablement réduit le BAIIAX prévu par la convention.

Les déclarations prospectives contenues dans ce communiqué de presse sont basées sur certaines hypothèses formulées par Gran Tierra sur la base de l’expérience de la direction et d’autres facteurs jugés appropriés. Gran Tierra estime que ces hypothèses sont raisonnables pour le moment, mais les déclarations prospectives sont soumises à des risques et des incertitudes, dont beaucoup sont indépendants de la volonté de Gran Tierra, ce qui peut faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement de ceux implicites ou exprimés par le futur. déclarations prospectives. Le risque que les hypothèses sur lesquelles reposent les perspectives 2020 et 2021 se révèlent incorrectes peut augmenter au fur et à mesure de la période à laquelle les perspectives se rapportent. En particulier, la nature sans précédent de la récession économique actuelle, de la pandémie et du déclin de l’industrie peut rendre particulièrement difficile l’identification des risques ou la prédiction du degré d’impact des risques identifiés sur les activités et la situation financière de Gran Tierra. Toutes les déclarations prospectives sont faites à la date de ce communiqué de presse et le fait que ce communiqué de presse reste disponible ne constitue pas une représentation par Gran Tierra que Gran Tierra pense que ces déclarations prospectives continuent d'être vraies à toute date ultérieure. . Les résultats réels peuvent différer sensiblement des résultats attendus exprimés dans les déclarations prospectives. Gran Tierra décline toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, que ce soit à la suite de nouvelles informations, d'événements futurs ou autrement, sauf dans les cas expressément requis par la loi applicable.

Les estimations de la production future, du bénéfice net d'exploitation, du BAIIA, des flux de fonds provenant de l'exploitation et de certaines dépenses énoncées dans le présent communiqué de presse peuvent être considérées comme des informations financières prospectives ou des perspectives financières aux fins des lois canadiennes sur les valeurs mobilières applicables. Les perspectives financières et les informations financières prospectives contenues dans ce communiqué de presse sur les performances financières, la situation financière ou les flux de trésorerie prévisionnels sont fournies pour permettre au lecteur de mieux comprendre les performances futures potentielles de la Société dans certains domaines et sont basées sur des hypothèses sur l'avenir. événements, y compris les conditions économiques et les plans d'action proposés, sur la base de l'évaluation par la direction des informations pertinentes actuellement disponibles, et qui seront disponibles à l'avenir. En particulier, ce communiqué de presse contient des informations opérationnelles et financières projetées pour le second semestre 2020 et 2021. Ces projections contiennent des déclarations prospectives et reposent sur un certain nombre d'hypothèses et de facteurs importants exposés ci-dessus. Les résultats réels peuvent différer considérablement des projections présentées ici. Ces projections peuvent également être considérées comme contenant des informations financières prospectives ou des perspectives financières. Les résultats réels des opérations de Gran Tierra pour toute période varieront probablement des montants indiqués dans ces projections, et ces variations peuvent être importantes. Voir ci-dessus pour une discussion des risques qui pourraient faire varier les résultats réels. Les informations financières prospectives et les perspectives financières contenues dans ce communiqué de presse ont été approuvées par la direction à la date de ce communiqué de presse. Les lecteurs sont avertis que ces perspectives financières et informations financières prospectives contenues dans le présent document ne doivent pas être utilisées à des fins autres que celles pour lesquelles elles sont divulguées dans les présentes. La Société et sa direction estiment que les informations opérationnelles et financières prospectives ont été préparées sur une base raisonnable, reflétant les meilleures estimations et jugements de la direction, et représentent, au meilleur de la connaissance et de l’opinion de la direction, le plan d’action attendu de la société. Cependant, comme ces informations sont très subjectives, elles ne doivent pas être considérées comme nécessairement indicatives des résultats futurs.

Mesures non conformes aux PCGR

Ce communiqué de presse comprend des mesures financières non conformes aux PCGR telles que décrites ci-après. Ces mesures non conformes aux PCGR n'ont pas de signification normalisée selon les PCGR. Les investisseurs sont avertis que ces mesures ne doivent pas être interprétées comme des alternatives au bénéfice net ou à la perte nette ou à d'autres mesures de la performance financière telles que déterminées conformément aux PCGR. La méthode utilisée par Gran Tierra pour calculer ces mesures peut différer de celle d’autres sociétés et, par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires utilisées par d’autres sociétés. Each non-GAAP financial measure is presented along with the corresponding GAAP measure so as to not imply that more emphasis should be placed on the non-GAAP measure.

Operating netback as presented is defined as oil and gas 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.

Cash netback as presented is defined as net income before DD&A expenses, goodwill and asset impairment, deferred income tax expense or recovery, stock-based compensation expense or recovery, amortization of debt issuance costs, non-cash lease expense, lease payments, unrealized foreign exchange gains and losses, financial instrument gains or losses, loss on redemption of Convertible Notes and cash settlement of financial instruments. Management believes that operating netback and cash netback are useful supplemental measures for investors to analyze financial performance and provide an indication of the results generated by Gran Tierra’s principal business activities prior to the consideration of other income and expenses. A reconciliation from net (loss) income to cash netback is as follows:

Three Months Ended June 30, Six Months Ended June 30, Three Months Ended March 31,

Cash Netback – (Non-GAAP) Measure ($000s)
2020 2019 2020 2019 2020
Net (loss) income $ (370,649 ) $ 38,540 $ (622,275 ) $ 40,519 $ (251,626 )
Adjustments to reconcile net (loss) income to cash netback
DD&A expenses 42,484 51,697 99,778 114,618 57,294
Goodwill impairment 102,581 102,581
Asset impairment 398,458 402,362 3,904
Deferred tax (recovery) expense (76,200 ) 14,957 (41,594 ) 23,280 34,606
Stock-based compensation expense (recovery) 1,292 (627 ) (763 ) 1,100 (2,055 )
Amortization of debt issuance costs 1,092 947 1,936 1,785 844
Non-cash lease expense 481 894 971 894 490
Lease payments (460 ) (848 ) (975 ) (848 ) (515 )
Unrealized foreign exchange (gain) loss (1,544 ) 2,174 19,255 (1,109 ) 20,799
Financial instruments loss (gain) 164 (18,340 ) 52,582 (15,175 ) 52,418
Cash settlement of financial instruments 10,856 (1,125 ) 14,343 (1,345 ) 3,487
Cash netback $ 5,974 $ 88,269 $ 28,201 $ 163,719 $ 22,227

EBITDA, as presented, is defined as net (loss) income adjusted for DD&A expenses, interest expense and income tax expense or recovery. Adjusted EBITDA is defined as EBITDA adjusted for goodwill and asset impairment, unrealized foreign exchange gain or loss, stock based compensation expense or recovery, other loss and unrealized financial instruments gain or loss. Management uses this financial measure to analyze performance and (loss) income generated by our principal business activities prior to the consideration of how non-cash items affect that income, and believes that this financial measure is also useful supplemental information for investors to analyze performance and our financial results. A reconciliation from net (loss) income to EBITDA and Adjusted EBITDA as follows:

Three Months Ended June 30, Six Months Ended June 30, Three Months Ended March 31, Twelve Month Trailing June 30,
EBITDA – (Non-GAAP) Measure
($000s)
2020 2019 2020 2019 2020 2020
Net (loss) income $ (370,649 ) $ 38,540 $ (622,275 ) $ 40,519 $ (251,626 ) $ (624,104 )
Adjustments to reconcile net (loss) income to EBITDA and Adjusted EBITDA
DD&A expenses 42,484 51,697 99,778 114,618 57,294 210,193
Interest expense 13,365 10,564 26,175 18,502 12,810 50,941
Income tax (recovery) expense (76,575 ) 14,468 (41,671 ) 34,154 34,904 (18,540 )
EBITDA $ (391,375 ) $ 115,269 $ (537,993 ) $ 207,793 $ (146,618 ) $ (381,510 )
Goodwill impairment 102,581 102,581 102,581
Asset impairment 398,458 402,362 3,904 402,362
Unrealized foreign exchange (gain)  loss (1,544 ) 2,174 19,255 (1,109 ) 20,799 22,167
Stock-based compensation expense (recovery) 1,292 (627 ) (763 ) 1,100 (2,055 ) (433 )
Other loss 12,886
Unrealized financial instruments loss (gain) 11,020 (19,465 ) 66,925 (16,520 ) 55,905 33,957
Adjusted EBITDA $ 17,851 $ 97,351 $ 52,367 $ 191,264 $ 34,516 $ 192,010

Funds flow from operations, as presented, is net (loss) income adjusted for DD&A expenses, goodwill and asset impairment, deferred tax expense or recovery, stock-based compensation expense or recovery, amortization of debt issuance costs, non-cash lease expense, lease payments, unrealized foreign exchange gains and losses, financial instruments gain or loss and cash settlement of financial instruments. Management uses this financial measure to analyze performance and income generated by our principal business activities prior to the consideration of how non-cash items affect that income, and believes that this financial measure is also useful supplemental information for investors to analyze performance and our financial results. A reconciliation from net (loss) income to funds flow from operations is as follows:

Three Months Ended June 30, Six Months Ended June 30, Three Months Ended March 31,
Funds Flow From Operations –
(Non-GAAP) Measure ($000s)
2020 2019 2020 2019 2020
Net (loss) income $ (370,649 ) $ 38,540 $ (622,275 ) $ 40,519 $ (251,626 )
Adjustments to reconcile net (loss) income to funds flow from operations
DD&A expenses 42,484 51,697 99,778 114,618 57,294
Goodwill impairment 102,581 102,581
Asset impairment 398,458 402,362 3,904
Deferred tax (recovery) expense (76,200 ) 14,957 (41,594 ) 23,280 34,606
Stock-based compensation expense (recovery) 1,292 (627 ) (763 ) 1,100 (2,055 )
Amortization of debt issuance costs 1,092 947 1,936 1,785 844
Non-cash lease expense 481 894 971 894 490
Lease payments (460 ) (848 ) (975 ) (848 ) (515 )
Unrealized foreign exchange (gain) loss (1,544 ) 2,174 19,255 (1,109 ) 20,799
Financial instruments loss (gain) 164 (18,340 ) 52,582 (15,175 ) 52,418
Cash settlement of financial instruments 10,856 (1,125 ) 14,343 (1,345 ) 3,487
Funds flow from operations $ 5,974 $ 88,269 $ 28,201 $ 163,719 $ 22,227

Gran Tierra is unable to provide forward-looking net income and oil and gas sales, the GAAP measures most directly comparable to the non-GAAP measures, such as Adjusted EBITDA and funds flow from operations and operating netback, respectively, due to the impracticality of quantifying certain components required by GAAP as a result of the inherent volatility in the value of certain financial instruments held by the Company and the inability to quantify the effectiveness of commodity price derivatives used to manage the variability in cash flows associated with the forecasted sale of its oil production and changes in commodity prices.

Presentation of Oil and Gas Information

BOEs have been converted on the basis of 6 thousand cubic feet (“Mcf“) of natural gas to 1 bbl of oil. BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf: 1 bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. In addition, given that the value ratio based on the current price of oil as compared with natural gas is significantly different from the energy equivalent of six to one, utilizing a BOE conversion ratio of 6 Mcf: 1 bbl would be misleading as an indication of value.

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.

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