净亏损情况 - 2022年和2021年第一季度净亏损分别为4860万美元和1930万美元[167] - 2022年第一季度净亏损4861.4万美元，2021年同期为1932.8万美元；调整后EBITDA分别为2491.3万美元和2293.5万美元[180] 油气和NGL业务数据 - 2022年和2021年第一季度油气和NGL收入分别为9390万美元和7230万美元[168] - 2022年和2021年第一季度平均净产量分别约为20.4 MBoe/d和24.7 MBoe/d[168] - 2022年和2021年第一季度平均实现销售价格分别为每Boe 51.10美元和32.56美元[168] - 2022年第一季度和2021年同期的平均实现销售价格分别为每桶油当量51.10美元和32.56美元，产量分别约为20.4千桶油当量/日和24.7千桶油当量/日[194] 其他收入情况 - 2022年和2021年第一季度其他收入分别为1760万美元和10万美元[169] 租赁运营费用情况 - 2022年和2021年第一季度租赁运营费用分别为3290万美元和2890万美元[169] 集输处理运输费用情况 - 2022年和2021年第一季度集输处理运输费用分别为800万美元和460万美元[170] 非所得税情况 - 2022年和2021年第一季度非所得税分别为760万美元和460万美元[171] 商品衍生品工具净亏损情况 - 2022年和2021年第一季度商品衍生品工具净亏损分别为9340万美元和3460万美元[173] - 2022年第一季度在到期商品衍生品工具上支付现金3090万美元，2021年同期为1060万美元；商品衍生品工具净亏损分别为9340万美元和3460万美元[195] 循环信贷安排情况 - 2022年和2021年第一季度循环信贷安排下的平均未偿借款分别为2.281亿美元和2.533亿美元[174] - 截至2022年3月31日，公司循环信贷安排下约有1000万美元可用借款，且符合所有相关财务和非财务契约[191] - 2022年和2021年第一季度循环信贷安排的净还款额均为500万美元[196] 现金流量情况 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为971.9万美元，2021年同期为1555.8万美元；投资活动使用的净现金分别为784.7万美元和411.6万美元；融资活动使用的净现金分别为506.6万美元和500.5万美元[194] 营运资金情况 - 截至2022年3月31日，公司有8420万美元的营运资金赤字，主要由于1.039亿美元的短期衍生品等负债，被9190万美元的应收账款等资产抵消[190] 资本支出情况 - 2022年第一季度总资本支出约为690万美元，主要用于俄克拉荷马州和东得克萨斯州的资本修井、维护和设施以及伊格尔福特的非作业完井活动[188] 商品衍生品合约策略 - 公司打算在任何给定时间维持商品衍生品合约组合，覆盖已证实开发生产储量估计产量的30%-60%，为期1 - 3年[187] 事故影响情况 - 南加州管道事故对公司财务状况和现金流产生影响，预计β资产收入将大幅减少，虽有保险但无法确保完全覆盖损失[185] 资金来源情况 - 2022年剩余时间，公司主要资金来源预计为内部产生的现金流、循环信贷安排借款以及股权和债务资本市场[184] 受限投资情况 - 2022年第一季度受限投资增加270万美元[196] 资产负债表外安排情况 - 截至2022年3月31日，公司无资产负债表外安排[196] 披露控制和程序情况 - 截至2022年3月31日，公司披露控制和程序在合理保证水平上有效[199] 内部控制和程序情况 - 公司认为其内部控制和程序在最近一个季度仍按设计运行且有效[200] 财务报告内部控制变化情况 - 最近一个季度公司财务报告内部控制无重大变化[201] 法律诉讼情况 - 公司及部分子公司是加利福尼亚中区联邦地区法院待决集体诉讼的被告，原告寻求未指明金额的金钱赔偿和禁令救济[203] OPA 90相关索赔程序情况 - 公司参与OPA 90相关索赔程序，该程序仍在进行中[203]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度平均日产量约20,800桶油当量，较第三季度的25,100桶油当量有所下降，商品组合为31%原油、18%天然气凝析液和51%天然气，主要因10月2日Beta油田停产致本季度原油产量下降，第三季度Beta油田平均日产原油3,700桶 [11] - 2021年第四季度石油、天然气和天然气凝析液总收入约8630万美元（衍生品影响前），低于第三季度的9680万美元；其他收入为680万美元，高于第三季度的20万美元，主要因收到2021年11月15日至12月31日期间的生产损失收入保险赔付670万美元 [12] - 第四季度租赁运营费用约2940万美元，即每桶油当量15.34美元，较第三季度的3450万美元（每桶油当量14.92美元）减少约510万美元，主要因Beta油田修井活动减少 [12] - 第四季度GP&T为610万美元，即每桶油当量3.20美元，高于第三季度的500万美元（每桶油当量2.18美元），主要因非运营Eagle Ford资产的一次性会计调整；生产和从价税总计650万美元，即每桶油当量3.42美元，高于上一季度的600万美元（每桶油当量2.61美元），因商品价格上涨带来收入增加，部分被产量下降抵消 [13] - 第四季度现金一般及行政费用总计620万美元，即每桶油当量3.24美元，高于第三季度的580万美元（每桶油当量2.50美元）；调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）总计约1080万美元，较上一季度减少约1600万美元，主要因Beta油田停产，部分被商品价格上涨、租赁运营费用降低和生产损失收入保险赔付抵消；为减轻Beta油田减产导致的过度对冲，公司进行了抵消性原油头寸交易，估计对本季度产生500万美元负面影响 [14][15] - 第四季度现金资本支出约350万美元，较2021年第三季度减少700万美元，主要因Beta油田运营暂停；2021年第四季度自由现金流（定义为调整后EBITDA减去资本支出和现金利息费用）约400万美元；2021年全年，公司报告调整后EBITDA为8470万美元，自由现金流超过4000万美元，超出内部预测，得益于多元化资产基础的产量超预期和强劲的价格实现 [15] - 截至2月28日，公司净债务约2.03亿美元，包括循环信贷安排下的2.25亿美元未偿债务和2200万美元现金；2022年剩余时间，公司将继续将大部分自由现金流用于改善资产负债表和减少未偿债务总额 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，因Beta油田10月2日停产，原油产量下降，该油田第三季度平均日产原油3700桶 [11] - 2022年全年平均日产量预测在18,500 - 20,500桶油当量之间，商品组合约为31%原油、18%天然气凝析液和51%天然气，因Beta油田重启时间不确定，该指引未假设其在2022年恢复生产 [20] - 2022年资本支出预测约2000 - 3000万美元，包括东德克萨斯和Eagle Ford的非运营开发项目、高回报修井项目以及资产基础上的常规设施维护；约700万美元用于非运营开发，其中500万美元用于完成东德克萨斯3口总井（0.6口净井），200万美元用于完成Eagle Ford约13口总井（0.5口净井）的已钻未完井（DUC）；预计在俄克拉荷马州花费约700万美元进行杆式泵转换和电潜泵优化；公司已为2022年在Bairoil、Beta和东德克萨斯的设施工作和资本修井预算约1100万美元 [21][22][23] - 预计2022年从调整后EBITDA 7000 - 1亿美元中产生约4000 - 7000万美元自由现金流 [23] 各个市场数据和关键指标变化 无相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为在当前市场中被大幅低估，因其具有显著的储备价值和现金流生成潜力；2021年末总探明储量按2月28日的期货价格计算，PV - 10价值约10亿美元，内部三年预测目前预计累计自由现金流约1.5 - 2.5亿美元，约为当前企业价值的50% [24] - 公司专注于持续提升可持续自由现金流状况和降低资产负债表杠杆；高商品价格环境使其能够机会性地扩大俄克拉荷马州的修井计划，并探索东德克萨斯和Eagle Ford资产内的额外非运营开发机会；近期宣布的非运营Eagle Ford资产营销流程预计将加速去杠杆化承诺，公司正在评估其他增值交易以进一步提升股东价值 [25] - 公司致力于提高企业和运营效率，其多元化和成熟的资产基础使其在产生可持续自由现金流方面成为行业领导者，强大的自由现金流和杠杆前景有助于通过资产再投资、增值交易和资本返还计划为股东创造重大长期价值 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司继续与相关监管机构合作，安全迅速推进管道永久修复计划并使Beta油田恢复生产；公司对美国海岸警卫队、加利福尼亚州鱼类和野生动物部等统一指挥合作伙伴的合作和专业精神表示感谢，也感谢众多志愿者、野生动物救援组织和近1800名溢油应急承包商 [6][7][9] - 公司认为自身在当前市场中被大幅低估，具有显著的储备价值和现金流生成潜力，内部三年预测显示累计自由现金流可观；公司专注于提升可持续自由现金流和降低杠杆，高商品价格环境提供了业务拓展机会，非运营Eagle Ford资产营销和其他增值交易有望提升股东价值 [24][25] 其他重要信息 - 2021年12月28日，美国海岸警卫队宣布统一指挥已完成受泄漏事件影响所有县的清理行动，2月2日统一指挥正式解散，响应阶段正式结束；公司与联邦管道安全监管机构和世界级工程与潜水团队合作，设计并完成受损管道的临时修复计划，安全成功清除2021年10月2日停产后续留在管道中的所有石油 [8] - 上周，公司对两家航运公司及其船只提起诉讼，因其锚撞击并损坏管道导致10月初的石油泄漏；公司还对南加州海事交易所提出索赔，因其在锚撞击发生时未通知公司 [9] - 公司2021年末探明储量估计约1.21亿桶油当量，按美国证券交易委员会（SEC）定价，PV - 10价值为9.2亿美元（原油每桶66.56美元，天然气每百万英热单位3.60美元），约98%的探明储量归类为已开发探明储量；产品组合约为37%原油、20%天然气凝析液和43%天然气；按2月28日的期货价格计算，2021年末探明储量约1.2亿桶油当量，PV - 10价值为10亿美元，其中1.18亿桶油当量和9.7亿美元PV - 10价值归类为已开发探明储量；由于Beta油田事件，该油田所有生产和管道运营已暂停，其已开发生产（PDP）储量已重新归类为已开发未生产（PDNP）储量；公司已将资源转移至使Beta油田恢复生产，导致未来未开发（PUD）开发计划修改和2021年PUD储量估计减少，若公司未来进行额外开发，这些区域可重新归类为PUD储量 [19][20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年EBITDA指引和累计自由现金流数字中包含多少保险赔付？ - 公司预计生产损失收入保险（LOPI）每月约440万美元，指引涵盖全年；LOPI有效期约18个月，从10月2日事件发生时开始，包含45天等待期，会延续到2023年第一季度 [16][28][29] 问题2: 为何从2022年2月开始每月减少循环信贷额度500万美元？ - 去年秋天公司与银行集团进行重新评估时，事件发生导致评估暂停；第三季度公司信贷额度重新确认为2.45亿美元，由于情况不明，银行集团希望从今年2月开始进行一定的摊销，直至下一次重新评估，预计第二季度完成；重新评估后，循环信贷额度减少可能停止 [33][34] 问题3: 10 - K文件中提到的与Beta油田相关的9000 - 1.1亿美元成本中，已发生多少？这些成本用于什么？ - 该成本包括在统一指挥下进行的实际和预计的修复响应以及某些法律费用；截至12月31日，平均成本约9900万美元，计入损益表的是免赔额支付和某些法律成本，约160万美元，剩余约9740万美元；截至年底，公司已收到约5000万美元保险赔付，截至3月1日又收到2210万美元 [36] 问题4: 2021年实际花费多少？ - 公司约花费4000万美元，另有约4900万美元保险应收款 [35][37] 问题5: 演示文稿中储备幻灯片脚注假设Beta油田约四个月后重启，这是公司的预期吗？ - 公司此举是为投资者提供参考，若能很快获得许可，有望在7月恢复生产，但存在潜在延迟，公司试图给出最佳和最坏情况下Beta油田恢复生产的时间范围；这些预测未包括与诉讼相关的任何内容 [39] 问题6: Beta管道部分在联邦水域，部分在州水域，需要从联邦政府和州政府获得多少许可、豁免和批准？ - 这是联邦管辖事项，主要等待两个联邦许可，一个来自管道和危险材料安全管理局（PHMSA）的修复许可，另一个来自陆军工程兵团；州政府在陆军工程兵团的流程中有一定参与，但目前没有具体的许可要求；获得许可后，还需进行静水压力测试和在线检查，若顺利，约三到四个月可恢复生产 [42][43] 问题7: 拟剥离的非运营Eagle Ford资产的运营商是谁？ - 公司在该资产的权益主要位于Karnes县中心，主要运营商是Murphy，其他运营商包括Devon、BPX和Marathon [45] 问题8: 剥离非运营Eagle Ford资产对借款基数有何影响？该资产在借款基数中的占比是多少？ - 公司不便过多透露，但从储备基础来看，演示文稿幻灯片6中显示，已开发储量的PV - 10价值为4000万美元，占总PV - 10价值9.7亿美元的一定比例，可据此大致推断 [48]

业绩总结 - 2021年，Amplify产生了约8500万美元的调整后EBITDA[11] - 2021年，Amplify的自由现金流为4000万美元，预计2022年的自由现金流指导为4000万至7000万美元[11] - 2022年调整后EBITDA预计在7000万至1亿美元之间[31] - 2022年将产生约4000万美元的自由现金流[25] - 2021年末PD储量为34.8 MMBoe，预计PD R/P约为15年[40] 用户数据 - 截至2022年2月28日，Amplify的市场资本化为1.84亿美元，净债务为2.03亿美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为2.4倍[13] - 公司的PD储量预计在未来十年内将产生可观的自由现金流，年复合下降率约为8%[23] - 公司的隐含股权价值相较于2022年2月28日的近期股价有223%的溢价[29] 未来展望 - Amplify预计在2024年前将产生约1.5亿至2.5亿美元的自由现金流[11] - 预计到2024年底将产生约1.5亿至2.5亿美元的自由现金流，而净债务约为2亿美元[18] - 2022年净平均日生产量（不包括Beta生产）预计为18.5至20.5 MBoe/d[31] 新产品和新技术研发 - 2022年油气对冲头寸预计覆盖90%至100%的原油和80%至90%的天然气生产[34][37] - 2022年天然气的加权平均固定价格为2.56美元/MMBtu，预计日均生产量为22,849 Mcf/d[39] 市场扩张和并购 - 公司的资本结构简单，提供了灵活性以进行增值交易[22] - 通过内部生成的现金流，快速降低负债表负担[21] 负面信息 - 由于Beta的生产损失，公司在2022年进入了420,000 Bbls的抵消原油头寸，交易执行的加权平均价格为66.86美元/桶[32] - 管道事故损失为1,599万美元，反映出潜在的运营风险[61] - 非现金库存估值调整为-1,003万美元，显示出库存管理的挑战[61] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年剩余时间的WTI价格为87.13美元，HH价格为4.49美元[20] - 2022年油的成本预计在每桶0.01至0.05美元之间，NGL的成本在每桶3.75至4.25美元之间，自然气的成本在每千立方英尺0.48至0.60美元之间[31]

公司基本信息 - 公司是一家独立的石油和天然气公司，业务通过全资子公司OLLC及其子公司开展，资产主要位于俄克拉荷马州、落基山脉等地[42] - 公司主要行政办公室位于德克萨斯州休斯顿市达拉斯街500号1700室，电话(832) 219 - 9001[184] - 公司年度报告（Form 10 - K）、季度报告（Form 10 - Q）等在公司网站www.amplifyenergy.com免费提供[185] - SEC网站www.sec.gov包含公司报告、代理和信息声明等信息[186] 财务数据关键指标变化 - 截至2021年12月31日，公司估计与事件相关的总成本在9000万美元至1.1亿美元之间[52] - 截至2021年12月31日，公司已产生总计9900万美元的总成本，预计可获保险赔偿9740万美元，净费用为160万美元[54] - 2022年1月1日至3月1日，公司收到保险费用赔偿2210万美元[55] - 2021年，公司确认与批准的LOPI保险索赔相关的收入为670万美元，2022年1月1日至3月1日收到全部理赔款[57] 各条业务线数据关键指标变化 - 截至2021年12月31日，公司总估计已探明储量约为1.212亿桶油当量，其中天然气占43%，石油占37%，天然气液体占20%，98%为已探明开发储量[43] - 2021年12月31日止三个月，公司平均净产量为2.08万桶油当量/日，储量与产量比约为16年[43] - 截至2021年12月31日，公司总探明储量为1.212亿桶油当量，平均日净产量为20800桶油当量[60] - 俄克拉荷马州地区约占公司2021年12月31日估计探明储量的29%和约2021年第四季度平均日净产量的30%[61] - 南加州地区约占公司2021年12月31日估计探明储量的10%和约2021年第四季度平均日净产量的0.3%[64] - 截至2021年12月31日，公司估计的净探明石油和天然气储量中，已开发储量为119,063 MBoe，未开发储量为2,167 MBoe，总计121,230 MBoe，已开发储量占总探明储量的98%[76] - 截至2021年12月31日，公司探明未开发储量为2.2 MMBoe，由1.1 MMBbls石油、4.6 Bcfe天然气和0.3 MMBbls NGLs组成[78] - 2021年全年，公司总探明未开发储量减少15.0 MMBoe，其中俄克拉荷马州、落基山脉和加利福尼亚州移除PUD位置导致减少16.0 MMBoe，鹰滩某些非作业区有1.0 MMBoe转移至已开发属性，鹰滩和东得克萨斯州有2.0 MMBoe的扩展和发现[79] - 2020年12月31日记录的PUDs中约2.9%（1 MMBoe）在2021年12月31日结束的十二个月内开发，开发这些PUDs的总成本约为600万美元，其中2020财年290万美元，2021财年310万美元[80] - 2021财年公司开发PUDs的总资本支出约为410万美元，其中包括与2022年完成的PUDs相关的100万美元[80] - 2021年公司平均净产量为24.0 MBoe/d[82] - 2021年公司石油总产量为3,351 MBbls，平均销售价格为63.43美元/桶；NGLs总产量为1,430 MBbls，平均销售价格为28.62美元/桶；天然气总产量为23,808 MMcf，平均销售价格为3.46美元/Mcf；总产量为8,747 MBoe，平均销售价格为38.39美元/Boe[82] - 公司2021年总石油产量为3887千桶，平均销售价格为35.58美元/桶；天然气产量为27473百万立方英尺，平均销售价格为1.55美元/百万立方英尺；总产量为10190千桶油当量，平均销售价格为19.71美元/桶油当量，租赁运营费用为11.75美元/桶油当量[83] - 截至2021年12月31日，公司拥有的生产井中，油井总毛井数为861口，净井数为406口；天然气井总毛井数为1556口，净井数为873口[86] - 截至2021年12月31日，公司开发土地总面积为407268英亩，净面积为314687英亩[88] - 截至2021年12月31日，俄克拉荷马州未开发土地总面积为12002英亩，净面积为1758英亩[90] - 2021年公司共钻完井36口（毛井），净井数为1口；2020年钻完井22口（毛井），净井数为1口[92] - 截至2021年12月31日，公司是含92%总估计已探明储量的物业的运营方[94] - 2021年Sinclair Oil & Gas Company占公司总报告收入的20%，Phillips 66占19%，ETC Texas Pipeline LTD占12%；2020年Sinclair Oil & Gas Company占21%，Phillips 66占23%，BP America Production Company占17%[96] 管道泄漏事故相关 - 2021年10月2日，公司子公司Beta运营的管道发生泄漏事故，10月14日美国海岸警卫队称泄漏量约为588桶，低于此前估计的3134桶[45][46] - 事故发生时，公司部署超1800名人员参与清理工作，2022年2月2日响应和监测工作正式结束[47] - 事故发生后，所有运营暂停，管道关闭，需获得监管批准才能重启，目前Beta油田无运营活动[48] - 公司目前面临多个联邦和州机构对事故的调查，可能导致监管或其他执法行动以及民事和刑事责任[49] - 2021年12月15日，加利福尼亚中区联邦大陪审团对公司及相关子公司提起刑事诉讼，指控其违反联邦《清洁水法》[50] 法律诉讼相关 - 公司及部分子公司成为约14起假定集体诉讼的被告，案件已合并[51] 公司业务风险 - 公司业务面临多种风险，包括事故影响、借款基数重新确定、资金获取、债务偿还、商品价格波动等[32] - 2020年3月新冠疫情导致全球经济放缓和商品价格暴跌，2021年商品价格大幅回升，但疫情不确定性仍可能影响公司业绩[44] 公司人员变动 - 2022年3月7日，David Proman和Evan Lederman辞去公司董事会职务[58] 公司储量估计相关人员 - 负责公司储量估计的内部工程师Tony Lopez有超过15年的公司储量报告经验，外部公司CG&A的Todd Brooker自1992年起在该公司工作[71][73] 公司标准化度量及价格 - 公司估计的净探明储量相关的标准化度量为919,800千美元，使用10%的年贴现率计算[76] - 用于确定公司估计净探明储量和相关标准化度量的石油价格为66.56美元/桶，天然气价格为3.60美元/MMBtu[76] 公司商品衍生品合约计划 - 公司打算在任何时间点维持商品衍生品合约组合，覆盖总已探明开发生产储量估计产量的30% - 60%[99] 公司水力压裂情况 - 公司运营的几乎每口陆上井都使用水力压裂来提高生产率，截至2021年12月31日，已探明非生产和未开发储量占总已探明储量的21.4%，其中约28.4%需要水力压裂[104] - 公司认为在水力压裂作业中遵循了适用的行业标准做法以及法律和监管要求来保护地下水[105] - 公司水力压裂液约99%由水和沙子组成[106] 公司保险情况 - 公司目前拥有商业综合责任、油污法案责任等多种保险[108] 公司业务监管法规 - 公司油气开发和生产业务受联邦、州和地方法律法规监管，不遵守可能面临制裁[111] - 公司Beta Properties相关的油气业务在联邦水域的海上租赁区开展，受BOEM和BSEE监管[114] - 2020年10月，BOEM和BSEE发布拟议规则，明确、简化并提高油气行业财务担保要求的透明度[116] - 2021年8月，BOEM宣布继续在全行业寻求补充财务担保，以支付某些油气基础设施的预期退役成本[116] - 公司运营受与危险物质、固体和危险废物及石油烃管理和排放相关的环境法律法规约束[120] - 《1990年油污法案》是主要的联邦法律，对石油泄漏责任作出规定，公司也受类似州法规约束[121] - 公司产生的固体废物包括危险废物，受《资源保护和回收法案》及类似州法规要求约束[122] - 公司认为目前管理危险物质和废物的成本已反映在预算中，但废物重新分类可能增加成本[126] - 俄克拉荷马州公司委员会要求对日产20000桶及以上水的处置井进行机械完整性测试等操作要求[131] - 2016年和2017年，俄克拉荷马州公司委员会要求公司限制处置井盐水处置量，并在2017年2月为10口井设定上限[131] - 2020年技术规则降低了2016年规则的逃逸排放监测要求并扩大了气动泵要求的例外情况[139] - 2020年政策规则取消了生产和加工环节某些石油和天然气来源的甲烷特定要求[139] - 2021年11月15日，EPA发布拟议规则以减少石油和天然气来源的甲烷排放，现有来源的合规计划需在三年内制定，新来源规定在最终规则发布后立即生效[140] - 2015年12月，近200个国家达成《巴黎协定》，美国于2017年宣布退出，2021年重新加入[143] - 2021年9月，拜登宣布全球甲烷承诺，目标是到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平至少降低30%，超100个国家加入[143] - 美国众议院于2021年11月3日通过《重建美好未来法案》，该法案针对油气源甲烷排放收费[144] - 加州参议院于2022年1月通过一项法案，要求在加州开展业务的公司报告范围1、2和3的排放，并获得第三方审计验证[146] - 2020年7月白宫环境质量委员会修订《国家环境政策法》实施条例，该条例正面临诉讼，2021年10月宣布第一阶段规则以撤销2020年规则[149] - 2019年8月美国鱼类和野生动物管理局等修订《濒危物种法》实施条例，该修订面临诉讼，2021年6月宣布计划撤销这些规则；2021年1月内政部限制《候鸟条约法》适用范围，10月撤销该规则并征求意见[152] - 新的OSHA标准要求油气行业在2021年6月前实施工程控制和工作实践，以限制可吸入二氧化硅暴露[153] - 截至2021年1月，PHMSA违规的最高行政民事罚款为每天每违规高达225,134美元，一系列相关违规高达2,251,334美元[165] - 自2016年7月1日起，为期五年至2021年7月，FERC规定的石油和液体管道费率调整指数为成品生产者价格指数加1.23%[162] - 2017年1月PHMSA最终确定危险液体管道新规定，要求高后果区管道20年内能容纳在线检测工具等[164] - 2016年4月PHMSA提出天然气传输和集输管道安全规则，2019年10月发布传输线最终规则，2021年11月发布集输线最终规则，部分报告要求2022年5月生效，其他要求2022年和2023年生效[164] - 2017年4月PHMSA采用新规则提高管道安全法律法规的最高行政民事罚款，并每年更新以考虑通货膨胀[165] - 违反反市场操纵法律法规，罚款可达每天每违规100万美元（根据通胀调整），故意违规或导致重罪定罪[172] - 德州对石油和天然气征收的基础 severance 税分别为石油市场价值的4.6%和天然气市场价值的7.5%[174] 公司员工情况 - 2021年12月31日，公司有210名员工，无人由工会代表或受集体谈判协议覆盖[176] 金融改革相关法规 - 2010年7月21日，总统签署全面金融改革立法《多德 - 弗兰克法案》[167] - 2011年10月18日，CFTC根据《多德 - 弗兰克法案》通过最终规则，设定某些能源商品期货和期权合约及经济等价掉期、期货和期权的头寸限制[168] - 2013年11月和2016年12月，CFTC提出新规则[168] - 2020年1月，CFTC撤回2013年和2016年提案并发布新提案[168] 公司特许权使用费减免情况 - 公司预计自2022年7月1日起将无法满足特殊情况特许权使用费减免的条件[66]

财务报表信息 - 文档包含Amplify Energy Corp.截至2021年9月30日和2020年12月31日未经审计的简明综合资产负债表等财务报表[6] 术语定义 - “Amplify Energy”等术语指Amplify Energy Corp.及其子公司，“Legacy Amplify”指Amplify Energy Holdings LLC，“OLLC”指Amplify Energy Operating LLC [19] 前瞻性陈述 - 本季度报告包含前瞻性陈述，涉及业务战略、对石油事件的响应等多方面内容[21][22] - 前瞻性陈述受诸多风险和不确定性影响，包括与石油事件及公司响应相关的风险[24] 公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司总资产分别为405,917千美元和384,759千美元[29] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司总负债分别为506,068千美元和418,496千美元[29] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司股东权益赤字分别为100,151千美元和33,737千美元[29] - 2021年第三季度和2020年第三季度，公司总营收分别为97,001千美元和52,745千美元[32] - 2021年前三季度和2020年前三季度，公司总营收分别为249,863千美元和146,052千美元[32] - 2021年第三季度和2020年第三季度，公司净亏损分别为13,470千美元和17,685千美元[32] - 2021年前三季度和2020年前三季度，公司净亏损分别为67,821千美元和426,220千美元[32] - 2021年第三季度和2020年第三季度，公司基本和摊薄后每股亏损分别为0.35美元和0.47美元[32] - 2021年前三季度和2020年前三季度，公司基本和摊薄后每股亏损分别为1.79美元和11.34美元[32] - 2021年前九个月净亏损67,821美元，2020年同期为426,220美元[36] - 2021年前九个月经营活动提供的净现金为55,287美元，2020年同期为63,598美元[36] - 2021年前九个月投资活动使用的净现金为23,253美元，2020年同期为32,062美元[36] - 2021年前九个月融资活动使用的净现金为25,054美元，2020年同期为18,340美元[36] - 截至2021年9月30日，现金、现金等价物和受限现金期末余额为17,344美元，2020年同期为13,521美元[36] - 截至2021年9月30日，股东权益赤字为100,151,000美元[38] - 2021年前3个月净亏损1347万美元，前9个月净亏损6782.1万美元；2020年前3个月净亏损1768.5万美元，前9个月净亏损4.2622亿美元[102] - 2021年和2020年第三季度净亏损分别为1350万美元和1770万美元[180] - 2021年和2020年前九个月，公司净亏损分别为6780万美元和4.262亿美元[187] 公司面临风险 - 公司面临借款基础重新确定、获取资金能力、满足债务义务等风险[25] 特殊事项收益与抵免 - 2021年6月22日，公司的薪资保护计划贷款获全额豁免，在未审计简明综合运营报表中确认债务清偿收益550万美元[49] - 公司在2021年前两个季度符合员工保留税收抵免资格，2021年前九个月确认抵免额280万美元[50] - 员工保留税收抵免按合格工资的70%计算，2021年每个符合条件的员工每季度最高可抵免7,000美元[50] 会计政策与准则 - 公司重大会计政策和估计与2020年年度财务报表相比无变化[51] - 公司于2021年1月1日采用简化所得税会计处理的准则，无重大影响[53] 各业务线收入数据关键指标变化 - 2021年9月30日，石油收入63172千美元，NGLs收入11839千美元，天然气收入21830千美元；2020年9月30日，石油收入36868千美元，NGLs收入5537千美元，天然气收入10083千美元[58] - 2021年和2020年第三季度油气和NGL收入分别为9680万美元和5250万美元[180][181] - 2021年和2020年前九个月，油气和凝析油收入分别为2.495亿美元和1.452亿美元[188] 应收账款数据变化 - 2021年9月30日应收账款为4040万美元，2020年12月31日为2560万美元[60] 衍生品相关数据变化 - 2021年9月30日，商品衍生品资产公允价值为5913千美元，负债为109013千美元；利率衍生品负债为1330千美元[64] - 2020年12月31日，商品衍生品资产公允价值为15449千美元，负债为23495千美元；利率衍生品负债为2752千美元[65] - 2021年剩余时间、2022年和2023年天然气固定价格互换合约平均月交易量分别为970,000 MMBtu、695,000 MMBtu和无数据，加权平均固定价格分别为2.49美元、2.56美元和无数据[76] - 2021年剩余时间、2022年和2023年天然气双向领口合约平均月交易量分别为830,000 MMBtu、775,000 MMBtu和270,000 MMBtu，加权平均底价分别为2.06美元、2.56美元和2.50美元，加权平均顶价分别为3.28美元、3.44美元和3.28美元[76] - 2021年剩余时间、2022年和2023年原油固定价格互换合约平均月交易量分别为172,500 Bbls、99,000 Bbls和55,000 Bbls，加权平均固定价格分别为49.37美元、55.68美元和57.30美元[76] - 截至2021年9月30日，利率互换平均每月名义金额剩余2021年为125,000千美元，2022年为75,000千美元，加权平均固定利率分别为1.612%和1.281%，浮动利率均为1个月LIBOR[80] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，商品合约短期衍生工具资产公允价值分别为1,952千美元和6,088千美元，负债公允价值分别为84,412千美元和15,007千美元[82] - 2021年第三季度和前九个月商品衍生合约损益分别为46,653千美元和145,139千美元，2020年同期分别为14,352千美元和 - 74,196千美元[84] - 2021年和2020年第三季度，商品衍生工具净损失分别为4670万美元和1440万美元[184] - 2021年和2020年前九个月，商品衍生工具净损失分别为1.451亿美元和净收益7420万美元[194] 油气资产减值情况 - 2021年第三季度和前九个月，已探明油气资产未记录减值费用；2020年前九个月，已探明油气资产确认4.057亿美元减值费用[69] - 2021年第三季度和前九个月，未探明油气资产未记录减值费用；2020年前九个月，未探明油气资产确认4930万美元减值费用[70] - 2021年和2020年第三季度均未记录减值费用[180][183] 套期保值合约情况 - 2020年4月，公司变现部分2021年原油套期保值合约，获得约1800万美元现金[73] 资产退休义务情况 - 截至2021年9月30日，资产退休义务期初为97,149千美元，期末为101,824千美元，长期部分为101,077千美元[87] 长期债务情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，长期债务中循环信贷安排分别为230,000千美元和255,000千美元，工资保护计划贷款分别为无数据和5,516千美元[89] - 截至2021年9月30日，循环信贷安排借款基数为2.45亿美元，2022年2月28日起每月减少50万美元直至下次重新确定[90][91] - 2021年第三季度和前九个月循环信贷安排加权平均利率分别为3.64%和3.65%，2020年同期分别为3.72%和3.61%[93] - 2020年4月24日公司获得550万美元薪资保护计划贷款，年利率1%，期限两年，2021年6月22日获全额豁免，2021年前9个月录得债务清偿收益550万美元[96] - 2021年11月10日，公司循环信贷安排下的借款基数重新确认为2.45亿美元，自2022年2月28日起，每月最后一个日历日减少50万美元，直至2022年4月的下一次定期重新确定[173] - 2021年11月10日循环信贷额度下的借款基数重申为2.45亿美元，从2022年2月28日起每月减少50万美元直至下次重新确定[206] 股权相关情况 - 公司授权股本包括2.5亿股普通股，面值每股0.01美元，截至2021年9月30日已发行37996974股[97][98] - 2017年5月4日发行认股权证，可购买2173913股普通股，行使价每股42.60美元，有效期五年[99] - 2020年3月3日董事会批准每股0.10美元股息，总计380万美元，于3月30日支付，随后暂停季度股息[100] - 2021年5月股东批准新股权奖励计划，取代旧计划，截至9月30日有2674808股可用于未来授予[103] - 截至2021年9月30日，服务归属条件受限股单位未确认成本300万美元，预计2.2年确认；市场和服务归属条件受限股单位未确认成本低于10万美元，预计1.3年确认；业绩归属条件受限股单位未确认成本20万美元，预计2.0年确认；董事会受限股单位未确认成本低于10万美元，预计0.6年确认[106][108][114][120] - 2021年前9个月授予服务归属条件受限股单位1065481个，授予日公允价值390万美元；授予业绩归属条件受限股单位196377个，授予日公允价值40万美元[107][118] - 业绩归属条件受限股单位蒙特卡罗模型假设：2021年预期波动率119.6%，股息率0.00%，无风险利率0.31%[116] - 截至2021年9月30日，服务归属条件受限股单位剩余1130487个；市场和服务归属条件受限股单位剩余158544个；业绩归属条件受限股单位剩余196377个[107][112][118] - 截至2020年12月31日，董事会限制性股票单位（RSUs）未偿还数量为8,898个，加权平均公允价值为每股5.12美元；截至2021年9月30日，未偿还数量为3,333个，加权平均公允价值仍为每股5.12美元[121] - 2021年第三季度和2020年第三季度，股权分类奖励的确认薪酬费用分别为460,000美元和93,000美元；2021年前九个月和2020年前九个月，分别为1,254,000美元和268,000美元[125] 经营租赁相关情况 - 2021年前九个月和2020年前九个月，公司经营租赁成本分别约为200万美元和180万美元[127] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，使用权资产分别为3,379,000美元和2,500,000美元；租赁负债分别为3,413,000美元和2,524,000美元[130] 累计负债情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，累计负债分别为28,238,000美元和22,677,000美元[136] 补充现金流情况 - 2021年前九个月和2020年前九个月，补充现金流中支付的利息净额分别为6,578,000美元和7,921,532美元；支付的税款分别为0美元和85,000美元[138] 法律诉讼情况 - 截至2021年11月5日，公司及部分子公司在约13起假定集体诉讼和1起损害赔偿诉讼中被列为被告[142] - 截至2021年11月5日，公司及部分子公司成为约13起假定集体诉讼和1起损害赔偿诉讼的被告，公司否认指控并将积极辩护[153][167] 合同承诺费支出情况 - 2021年第三季度和前九个月，俄克拉荷马州天然气合同的承诺费支出分别约为40万美元和120万美元；东德克萨斯州天然气合同的承诺费支出分别约为50万美元和150万美元[144][145] 子公司担保情况 - 截至2021年9月30日，公司子公司Beta为退役负债信托协议提供了1.613亿美元的A级担保债券和30万美元的现金[146] 所得税费用情况 - 2021年第三季度和前九个月，公司所得税费用均为0美元；2020年第三季度所得税费用为0美元，前九个月少于10万美元；有效税率均为0%[147] 石油泄漏事件情况 - 2021年10月2日，公司子公司Beta的承包商在加州纽波特海滩海岸约四英里处发现油膜，公司启动漏油应急计划[149][163] - 2021年10月

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量平均约25,300桶油当量/天，较2021年一季度的24,700桶油当量/天增长2% [6][15] - 二季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为2380万美元，比上一季度增加约100万美元，且超过内部预测 [7] - 未对冲现金和运营利润率环比提高近20%，达到45% [7] - 二季度现金资本支出约为1090万美元，较2021年一季度增加580万美元 [7][17] - 2021年二季度自由现金流约为950万美元，超过内部预测，较上一季度减少410万美元 [8] - 2021年全年产量、调整后EBITDA和自由现金流指引范围上调，日均产量中点增加2%（500桶油当量/天）至24,500桶油当量/天，调整后EBITDA中点增至1亿美元，较之前指引增加11%（1000万美元），自由现金流指引中点大幅增加25%至5000万美元，较之前指引增加1000万美元 [14] - 二季度租赁运营费用约为2870万美元（每桶油当量12.46美元），较一季度的2890万美元（每桶油当量13.01美元）减少约20万美元 [15] - 二季度 Gathering and Processing（GP&T）费用为510万美元（每桶油当量2.20美元），高于一季度的460万美元（每桶油当量2.06美元） [16] - 二季度生产和从价税总计510万美元（每桶油当量2.20美元），高于上一季度的460万美元（每桶油当量2.08美元） [16] - 二季度现金一般及行政费用（G&A）总计500万美元（每桶油当量2.19美元），低于一季度的660万美元（每桶油当量2.95美元），且同比减少120万美元 [16] - 截至7月31日，公司净债务约为2.14亿美元，循环信贷安排下未偿还金额为2.35亿美元，手头现金为210万美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 Beta资产 - 二季度继续为开发项目采购材料并进行钻机和平台升级，第一个套管井再完井项目按计划进行，预计9月出初始生产结果，随后四季度将进行两口现有井的侧钻，预计年底出初步生产结果 [9] 俄克拉荷马州业务 - 修井计划专注于高回报的杆式泵转换和电潜泵优化，二季度加速杆式泵转换计划，目前已将近45%的油田转换为杆式泵，预计年底将约50%的油田完成转换 [10] 东得克萨斯州和北路易斯安那州业务 - 本季度运营结果再次超过内部预测，通过具有成本效益且回收期短的修井项目缓解自然递减率，加上天然气和天然气液体（NGL）价格上涨，产生了公司一些最佳利润率 [11] Bairoil业务 - 年度设施检修于6月按时且低于预算完成，本季度注入和生产设施实现了较高的运营可靠性，技术团队继续根据油藏的持续评估优化水交替气（WAG）模式和二氧化碳注入率 [12] 非运营Eagle Ford资产 - 新井产量继续超过类型曲线，推动该资产产生增量现金流，公司继续评估联合开发项目，并已选择参与计划在下半年钻探、2022年二季度完成的新开发项目 [13] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司战略专注于持续提升可持续自由现金流状况和降低资产负债表杠杆率 [19] - 预计2021年下半年和2022年全年产生大量自由现金流，预计到2022年底净债务与过去12个月EBITDA之比降至1.5倍以下，到2023年底降至1.0倍 [18][19] - 公司认为自身在当前市场中被大幅低估，致力于提高企业和运营效率，凭借多元化和成熟的资产基础，成为可持续自由现金流生成的领导者 [19][20] - 公司预计从2021年四季度开始参与增值非运营开发机会，从2022年开始提供额外的自由现金流 [12] - 公司持续监测并购市场，自5月上次电话会议以来市场活动有所增加，但公司有较高的内部股权发行门槛，交易必须对股东、EBITDA、杠杆等多个指标增值 [27][28] - 公司考虑剥离如Eagle Ford等较小资产，以加速资本返还计划 [29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 由于大宗商品价格上涨、强劲的生产表现以及俄克拉荷马州修井计划的加速，公司上调了2021年全年产量、调整后EBITDA和自由现金流的指引 [14] - 鉴于Beta资产的低可变成本性质和当前强劲的大宗商品价格环境，公司认为Beta的开发项目将产生大量自由现金流并增加该资产的增量储量 [9] - 公司预计在可预见的未来持续产生大量自由现金流，内部预测到2023年累计自由现金流约为2亿美元 [8][19] 其他重要信息 - 公司利用大宗商品价格的显著回升，在2022年和2023年增加了额外的套期保值，提高了加权平均固定底价和上限价格，2021年剩余时间约80%的大宗商品产量已套期保值，2022年为70%，2023年为20%，其中原油产量2021年剩余时间约85%已套期保值，2022年为80%，2023年为30% [17] 问答环节所有提问和回答 问题1: 使用旧指引计算EBITDA接近9000万美元，达到新指引的1亿美元似乎很容易，Beta资产是否可以在未来几年持续进行修井作业？ - 公司计划的项目到明年年中，若项目成功，有机会持续进行开发，平台有高达2万桶/天的产能，目前仅开始了第一阶段的开发（1A和1B阶段），包括今年的三个项目和明年上半年的两个项目，若成功且许可不是问题，会继续推进后续项目 [22] 问题2: 公司新演示文稿中提到资本返还计划，随着去杠杆和产量增加，资本返还是否成为公司更重要的优先事项？ - 公司在2018 - 2019年就有资本返还的做法，2020年交易后暂停，根据信贷协议，分配后需有25%的信贷额度可用性且杠杆率低于2.5倍，目前受限，但仍是资本分配策略的一部分，目标是在2022年年中左右具备实施条件，也在探索加速时间表的方法，一切需经董事会批准 [24] - 资本返还符合公司向股东返还资本的理念，因疫情过去一年暂停，随着今年底和明年初杠杆率降低和流动性增加，有机会重新启动，会关注提前实施的选项，一切需经董事会批准 [25] 问题3: 公司在并购市场的情况如何，如何描述该领域的业务活动？ - 公司持续监测市场，自5月上次电话会议以来市场活动增加，有很多资产推向市场，包括私募股权支持的资产包和小型资产，公司有较高的内部股权发行门槛，交易必须对股东、EBITDA、杠杆等多个指标增值，目前没有可讨论的交易，但市场上资产包的质量和数量都有所增加 [27][28] - 公司考虑剥离如Eagle Ford等较小资产，以加速资本返还计划，这只是众多选择之一 [29]

业绩总结 - 2021年第二季度的生产量为25.3 MBoepd，未对冲的运营利润为每桶18.07美元，环比增长约17%[6] - 2021年第二季度的调整后EBITDA为9300万美元，自由现金流为5500万美元[8] - 2021年第二季度可控成本（LOE和G&A）较上一季度下降约8%[28] - 2021年第二季度的企业实现价格较2020财年提高了7%[28] - 2021年净平均日生产量预期为石油9.9-10.2万桶/日，天然气液体3.6-4.0万桶/日，天然气63.0-65.0百万立方英尺/日，总计24.0-25.0万桶油当量/日[37] 用户数据 - 2020年末的已开发储量（PD）为1.25亿桶，预计在未来十年内年均生产下降率为7%[7] - 2021年东德克萨斯/北路易斯安那州的PD储量为29.8百万桶油当量，PD R/P约为24年[48] - 2020年PD储量为36.3百万桶油当量，PD R/P约为15年[46] - 已探明储量为42.1 MMBoe，探明储量年限约为11年[55] 未来展望 - 自2021年7月起，Beta开发项目开始运营，预计9月将公布重新完井的初步生产结果[6] - 预计到2022年底，公司的杠杆比率将降至1.5倍以下，到2023年底降至1.0倍以下[6] - 公司预计到2023年将生成超过2亿美元的自由现金流[34] - 调整后EBITDA预期为9500-1.05亿美元，自由现金流为4500-5500万美元[37] 新产品和新技术研发 - 预计通过Beta开发，未来将显著增加储量价值，原油总量约为10亿桶，当前仅回收11%[33] 市场扩张和并购 - 公司计划通过内部生成的现金流快速降低负债，增强未来资本配置的灵活性[21] 负面信息 - 自由现金流为9,466万美元，较上季度的13,580万美元下降30%[66] - 终止商品衍生品的现金结算为（17,977）万美元，显示出负面影响[66] - 工作资本变动为（4,526）万美元，显示出流动性压力[66] 其他新策略和有价值的信息 - 自2021年7月30日起，公司的自由现金流指导中点提高25%至5000万美元[6] - 2021年第二季度的租赁运营费用为每桶12.46美元，总计2870万美元[6] - 2021年采取了额外的对冲措施，预计油气对冲比例分别为85%-90%和80%-85%[30]

财报基本信息 - 财报包含2021年6月30日和2020年12月31日未经审计的简明合并资产负债表等多份报表及附注[3] - 财报包含2021年6月30日和2020年12月31日未经审计的简明综合资产负债表等多类财务报表及附注[3] - “Amplify Energy”“Company”等指Amplify Energy Corp.及其子公司，“Legacy Amplify”指Amplify Energy Holdings LLC，“OLLC”指Amplify Energy Operating LLC [11] - 季报包含受多种风险和不确定性影响的前瞻性陈述，涉及业务战略、现金流等多方面内容[13][14] 财务数据关键指标变化 - 截至2021年6月30日，公司现金为15,150美元，较2020年12月31日的10,364美元有所增加[21] - 截至2021年6月30日，公司总负债为482,700千美元，较2020年12月31日的418,496千美元有所增加[21] - 截至2021年6月30日，公司股东权益赤字为87,375千美元，较2020年12月31日的33,737千美元有所扩大[21] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司总资产分别为395,325,000美元和384,759,000美元[21] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司总负债分别为482,700,000美元和418,496,000美元[21] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司股东总赤字分别为87,375,000美元和33,737,000美元[21] - 2021年上半年净亏损54,351美元，2020年同期为408,535美元[27] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销为14,736美元，2020年同期为23,179美元[27] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为36,403美元，2020年同期为42,989美元[27] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为11,575美元，2020年同期为26,842美元[27] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为20,042美元，2020年同期为3,270美元[27] - 2021年6月30日现金、现金等价物和受限现金期末余额为15,150美元，2020年同期为13,202美元[27] - 2021年6月30日累计亏损为517,358,000美元，2020年同期为407,512,000美元[30][31] - 2021年6月30日累计亏损为517,358美元，2020年同期为407,512美元[30][31] - 2021年6月30日客户应收账款分别为3490万美元和2560万美元[46] - 2021年6月30日商品衍生品资产和负债的公允价值分别为5295千美元和84336千美元，利率衍生品负债为1769千美元；2020年12月31日商品衍生品资产和负债的公允价值分别为15449千美元和23495千美元，利率衍生品负债为2752千美元[49][52] - 截至2021年6月30日，商品合约短期衍生工具资产公允价值1,172千美元，负债公允价值62,901千美元；长期衍生工具资产公允价值4,124千美元，负债公允价值21,436千美元[65] - 截至2021年6月30日，利率互换短期衍生工具负债公允价值1,342千美元；长期衍生工具负债公允价值427千美元[65] - 截至2021年6月30日，资产退休义务期初余额97,149千美元，期末余额100,159千美元，长期部分99,412千美元[71] - 截至2021年6月30日，长期债务中循环信贷安排余额235,000千美元，2020年12月31日为255,000千美元；薪资保护计划贷款2020年12月31日为5,516千美元，2021年6月30日为0[73] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，使用权资产分别为177.1万美元和250万美元，租赁负债分别为178.1万美元和252.4万美元[106] - 截至2021年6月30日和2020年，办公租赁加权平均剩余租赁期限分别为0.30年和1.10年，加权平均折现率分别为2.57%和3.49%[109] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，应计负债分别为2606万美元和2267.7万美元[111] - 2021年和2020年上半年，补充现金流中支付利息净额分别为442.9万美元和538万美元[113] - 2021年第二季度和上半年，公司所得税费用均为0，有效税率均为0.0%；2020年同期所得税费用均少于10万美元，有效税率分别为0.2%和0.0%[120] - 2020年12月31日普通股余额为37,663,509股，2021年6月30日为37,987,145股[81] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度，公司油气销售收入为80,338千美元，2020年同期为34,888千美元[24] - 2021年上半年，公司油气销售收入为152,669千美元，2020年同期为92,675千美元[24] - 2021年第二季度，公司总运营成本和费用为117,741千美元，2020年同期为69,797千美元[24] - 2021年上半年，公司总运营成本和费用为206,394千美元，2020年同期为487,315千美元[24] - 2021年第二季度，公司净亏损为35,023千美元，2020年同期为41,336千美元[24] - 2021年上半年，公司净亏损为54,351千美元，2020年同期为408,535千美元[24] - 2021年第二季度和2020年第二季度，公司总营收分别为80,393,000美元和35,171,000美元[24] - 2021年上半年和2020年上半年，公司总营收分别为152,862,000美元和93,307,000美元[24] - 2021年第二季度和2020年第二季度，公司净亏损分别为35,023,000美元和41,336,000美元[24] - 2021年上半年和2020年上半年，公司净亏损分别为54,351,000美元和408,535,000美元[24] - 2021年第二季度和2020年第二季度，公司基本和摊薄后每股亏损分别为0.92美元和1.10美元[24] - 2021年上半年和2020年上半年，公司基本和摊薄后每股亏损分别为1.43美元和10.87美元[24] - 2021年第二季度和2020年第二季度，公司加权平均流通普通股分别为37,983,000股和37,595,000股[24] - 2021年Q2石油收入5651万美元，2020年同期为2296.3万美元；2021年H1石油收入1.06205亿美元，2020年同期为6481.4万美元[45] - 2021年Q2 NGLs收入887.6万美元，2020年同期为334.3万美元；2021年H1 NGLs收入1654.7万美元，2020年同期为846.5万美元[45] - 2021年Q2天然气收入1495.2万美元，2020年同期为858.2万美元；2021年H1天然气收入2991.7万美元，2020年同期为1939.6万美元[45] - 2021年Q2油气销售收入8033.8万美元，2020年同期为3488.8万美元；2021年H1油气销售收入1.52669亿美元，2020年同期为9267.5万美元[45] 会计准则相关 - 2020年3月FASB发布参考利率改革会计准则更新，2020年3月12日生效，可选择在2022年12月31日前追溯应用，公司应用该准则无重大影响[41] - 2019年12月FASB发布简化所得税会计处理会计准则更新，2020年12月15日后的期间生效，允许提前采用，公司于2021年1月1日采用，对合并财务报表无重大影响[41] 业务收入确认及核算方法 - 公司销售原油、天然气等合同按月有交付产品的履约义务，控制权转移时确认收入，交易价格基于市场报价减去费用和交付量[42] - 公司使用销售法记录油气收入，根据实际销售量确认，2021年6月30日无重大失衡[42] 衍生品业务情况 - 公司使用衍生品工具管理商品价格波动风险，与信誉良好交易对手签订合同，使用主净额结算协议和ISDA协议降低风险[57][58] - 天然气固定价格互换合约2021年月均交易量970,000 MMBtu，加权平均固定价格2.49美元；2022年月均交易量695,000 MMBtu，加权平均固定价格2.56美元[60] - 原油固定价格互换合约2021年月均交易量172,500 Bbls，加权平均固定价格49.37美元；2022年月均交易量99,000 Bbls，加权平均固定价格55.68美元；2023年月均交易量55,000 Bbls，加权平均固定价格57.30美元[60] - 利率互换2021年剩余时间月均名义金额125,000千美元，加权平均固定利率1.612%；2022年月均名义金额75,000千美元，加权平均固定利率1.281%[63] - 2021年第二季度商品衍生合约收益63,898千美元，2020年同期收益19,165千美元；2021年上半年商品衍生合约收益98,486千美元，2020年同期亏损88,548千美元[67] 债务相关情况 - 2021年上半年公司因PPP贷款豁免确认债务清偿收益550万美元[39] - 2021年上半年公司确认员工留用税收抵免280万美元，其中约80万美元抵减一般及行政费用，约200万美元抵减租赁运营费用[39] - 员工留用税收抵免按合格工资的70%计算，2021年每个符合条件的员工每季度最高可抵免7,000美元[39] - 2020年4月，公司变现部分2021年原油套期保值合约，获得约1800万美元现金收益[59] - 循环信贷安排2021年第二季度加权平均利率3.65%，2020年同期3.12%；2021年上半年加权平均利率3.66%，2020年同期3.55%[76] - 2021年6月22日，公司薪资保护计划贷款550万美元获全额豁免，二季度和上半年确认债务清偿收益550万美元[79] 股权相关情况 - 2017年5月4日，公司发行认股权证，可购买多达2,173,913股普通股，行使价为每股42.60美元[82] - 2020年3月3日，董事会批准每股0.10美元的股息，总计380万美元，于3月30日支付[83] - 2021年第二季度基本和摊薄后每股净亏损为0.92美元，2020年同期为1.10美元；2021年上半年基本和摊薄后每股净亏损为1.43美元，2020年同期为10.87美元[87] - 截至2021年6月30日，新股权奖励计划（EIP）下有2,802,856股可用于未来授予[88] - 截至2021年6月30日，服务归属条件受限股票单位（TSUs）未确认成本为270万美元，预计在约1.7年内确认[89] - 截至2021年6月30日，市场和服务归属条件受限股票单位（PSUs）未确认成本小于10万美元，预计在约1.4年内确认[92] - 截至2021年6月30日，绩效归属条件受限股票单位（PRSUs）未确认成本为30万美元，预计在约2.1年内确认，2021年授予PRSUs的蒙特卡罗模型假设中，预期波动率为119.6%，股息收益率为0.00%，无风险利率为0.31%[95][96] - 截至2021年6月30日，董事会受限股票单位（Board RSUs）未确认成本小于10万美元，预计在约0.8年内确认[99] - 2021年上半年授予TSUs的总授予日公允价值为310万美元，授予PRSUs的总授予日公允价值为40万美元[91][99] - 2021年第二季度和2020年同期，股权分类奖励中TSUs分别为582和125，PSUs分别为16和10，董事会RSUs分别为4和40，PRSUs均为89美元，总计分别为691美元和175美元[102] 租赁业务情况 - 2021年和2020年上半年，公司经营租赁成本均约为120万美元[105] - 2021年和2020年上半年，经营租赁非现金金额分别为72.9万美元和87.7万美元[106] - 不可撤销经营租赁最低租赁付款义务现值为178.1万美元[107] 其他费用支出情况 - 2021年第二季度和上半年，俄克拉荷马州最低量承诺承诺费支出分别约为50万美元和80万美元，东得克萨斯州分别约为50万美元和90万美元[118] 油气资产减值情况 - 2020年6月30日止六个月，公司已证实油气资产

业绩总结 - Amplify Energy Corp.在2021年第一季度生产了2.2百万桶油当量（MMBoe），平均日产量为24.7千桶油当量（MBoepd），受到冬季风暴Uri影响，生产损失为70千桶油当量（MBoe）[3] - 2021年第一季度的自由现金流为约1400万美元（$14 MM）[3] - 2021年第一季度的未对冲运营利润为每桶油当量15.41美元（$15.41/Boe）[3] - 2021年第一季度的租赁运营费用为2890万美元（$28.9 MM），每桶油当量成本为13.01美元（$13.01/Boe），较2020年第一季度减少约700万美元[3] - 2021年调整后EBITDA预计在8000万至1亿美元之间[31] 用户数据 - 截至2021年4月30日，Amplify的净债务为2.26亿美元（$226 MM），净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为2.5倍[5] - 截至2021年4月30日，Amplify的市场资本化为1.01亿美元（$101 MM），企业价值为3.27亿美元（$327 MM）[5] - 2020年末的已探明石油储量为46,675千桶，天然气储量为274,141百万立方英尺[32] 未来展望 - Amplify预计在未来三年内将产生超过1.4亿美元（$140 MM）的自由现金流[11] - 预计2021年自由现金流将在3000万至5000万美元之间[31] - 预计2021年日均石油产量为9.5至10.5万桶[31] - 预计2021年日均天然气产量为6.0至6.3百万立方英尺[31] - 预计2021年石油价格差异为每桶（$3.25）至（$3.75）[31] 新产品和新技术研发 - Beta油田的开发预计将为未来的现金流生成提供支持，原油回收率仅为11%[27] - Amplify井（A36 ST-1）显示出资产的开发潜力，内部收益率超过200%[45] 市场扩张和并购 - 公司计划通过收购和合并交易来提升EBITDA、现金流和杠杆率[19] - 2021年资本支出预计为约1000万美元，用于评估Beta的未来开发前景[27] - 东德克萨斯州/北路易斯安那州的净土地面积约为210,000英亩，工作权益比例约为56%[47] 负面信息 - 2021年第一季度的净收入为-19,328,000美元，2020年12月31日为-37,810,000美元[54] - 目前已回收约11%的原油储量（OOIP），而可比的对冲油田回收率为30-40%[45] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年的对冲策略将从确保盈利转向增强流动性[17] - 公司的流动性状况稳固，致力于改善杠杆率[15] - 1Q21的可控成本（LOE和G&A）较1Q20改善了17%[24] - Amplify的现金边际预计将随着公司逐渐向油重心转变而显著改善[3]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度产量平均约24,700桶油当量/天，较2020年第四季度的26,300桶油当量/天下降6%，约一半的下降（800桶油当量/天）归因于冬季风暴Uri，其余归因于预期的自然产量下降 [7] - 第一季度调整后EBITDA约2290万美元，超过内部预测，比上一季度多100万美元，主要归因于本季度更强的价格实现 [7] - 第一季度资本支出约580万美元，主要用于非运营的Eagle Ford资产的完井活动、俄克拉荷马州的强化修井计划以及Beta开发计划的钻机升级和设施准备 [7] - 2021年第一季度自由现金流（定义为调整后EBITDA减去资本支出和现金利息支出）约1360万美元，得益于资本的谨慎部署、对运营效率的关注、更强的价格实现和成本控制 [8] - 第一季度租赁运营费用总计2890万美元，即每桶油当量13.01美元，较2020年第四季度的2850万美元（每桶油当量11.77美元）增加40万美元，主要归因于风暴相关影响 [14] - 本季度GP&T为460万美元，即每桶油当量2.06美元，低于2020年第四季度的550万美元（每桶油当量2.29美元），主要归因于自然产量下降和冬季风暴Uri的影响 [15] - 本季度税收总计460万美元，即每桶油当量2.08美元，高于上一季度的300万美元（每桶油当量1.24美元），主要与2020年第四季度的正向税收调整和更高的商品价格有关，部分被同期自然产量下降抵消 [15] - 第一季度现金G&A总计660万美元，即每桶油当量2.95美元，高于2020年第四季度的580万美元（每桶油当量2.38美元），预计2021年全年现金G&A约2300万美元 [16] - 截至2021年4月30日，公司净债务约2.26亿美元，循环信贷额度下未偿还金额为2.4亿美元，当前净债务与过去12个月EBITDA之比为2.5倍，流动性约3400万美元，包括1400万美元现金和2000万美元借款能力 [17] - 自3月上次财报电话会议以来，公司在2023年增加了原油套期保值，2021年剩余时间商品套期保值率约84%，2022年为58%，2023年为5%，原油产量2021年剩余时间套期保值率为90%，2022年为65%，2023年为12% [18] - 2020年末公司总批准储量为1.66亿桶油当量，截至2021年4月28日按现货价格计算PV - 10价值为9.16亿美元，已开发储量1.22亿桶油当量价值6.89亿美元，自3月上次更新以来储量在数量和PV - 10估值方面均有显著增加 [19] - 公司重申3月提供的指引，并补充了全年调整后EBITDA和自由现金流预测，预计2021年全年调整后EBITDA在8000万 - 1亿美元之间，自由现金流在3000万 - 5000万美元之间 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 Beta开发计划 - 第一季度开始为Beta开发计划做准备，部署约60万美元用于钻机和设施升级，计划于2021年第三季度进行首次再刺激项目，预计2021年第四季度钻两口侧钻井，大部分产量将于2022年第一季度上线 [9] 非运营Eagle Ford资产 - 本季度有23口DUC井投产，平均原油初始产量（IP）达到1200桶/天，超过类型曲线，公司将继续机会性参与具有最高经济可行性的项目 [11] 东得克萨斯和北路易斯安那资产 - 公司将继续负责管理产量下降，同时寻求高回报修井项目，该地区仍是公司利润率最高的资产之一，公司将继续监测潜在的联合开发机会并根据经济可行性参与项目 [11] Bairoil资产 - 2021年第一季度积极优化WAG模式和CO2注入率，注入和生产设施运营可靠性强，自3月以来石油产量呈上升趋势，得益于技术改进和对储层及注入模式的分析 [12] - 计划于2021年6月进行约10天的年度维护检修，将导致第二季度产量下降，检修后将继续实施增强技术能力和针对性修井活动以提高运营效率 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司认为NGL市场各组分价格强劲复苏，尤其是C3丙烷及以上组分，俄克拉荷马州NGL价格涨幅近3倍，东得克萨斯州接近翻倍，预计这一趋势将持续，远期曲线开始跟上现货价格，市场对NGL需求持续存在 [30][31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略仍专注于持续提升自由现金流状况，通过2020年大幅削减公司和运营费用提高了盈利能力和自由现金流生成能力，预计这一趋势将延续至2021年及以后 [20] - 公司计划利用Beta资产项目产生的部分增量现金流加速俄克拉荷马州修井计划，并将更多电潜泵（ESP）转换为杆式举升，以减轻未来天气干扰影响并降低运营成本 [10] - 公司认为凭借低下降率的长期资产基础、低可变成本的石油资产、对提高公司和运营效率的专注以及多元化成熟的资产基础，在可持续自由现金流生成和为股东创造长期价值方面具有领先地位，当前市场对公司估值仍大幅低估 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对市场状况的整体复苏感到鼓舞，预计去年采取的变革性措施将对公司盈利能力和现金流状况产生持久改善，公司凭借强劲的自由现金流前景、显著的储量价值和利润率提升，认为在当前市场中仍被大幅低估 [36] 其他重要信息 - 公司2021年第一季度财报电话会议于2021年5月6日上午11点举行，财报于5月5日市场收盘后发布，可在公司网站www.amplifyenergy.com查询 [1][3] - 电话会议录音可通过拨打(855) 859 - 2056并输入会议ID 6187289，或访问公司网站直至5月20日获取 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Bairoil检修是否包含在已发布的指引中 - 是的，检修约10天，是完全停产，恢复需要一些时间，已完全纳入公司的预测和投资者报告中的长期预测，未来几年每二季度都会考虑这一因素 [25] 问题2: 资本化术语W - A - G模式是什么意思 - WAG是水交替气的方法，用于三次采油项目，先注入CO2附着原油，再注入水将原油推向生产井，通过这种方式管理油田压力，随着新压缩机上线，公司对模式进行了调整以更好地管理压力，检修后Bairoil资产预计会有更好的结果 [27][28] 问题3: 公司实现的天然气液价格高于预期，能否谈谈NGL市场及价格上涨原因 - 公司此前未对NGL进行套期保值，因为NGL各组分价格强劲复苏，尤其是C3丙烷及以上组分，俄克拉荷马州价格涨幅近3倍，东得克萨斯州接近翻倍，预计这一趋势将持续，远期曲线开始跟上，市场对NGL需求持续存在，公司将NGL视为潜在的上行收益部分 [30][31][32]