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]

财报报表信息 - 财报包含2021年3月31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] - 报告包含截至2021年3月31日和2020年12月31日的未经审计的简明合并资产负债表等财务报表[3] - 报告涵盖组织和列报基础、重要会计政策摘要、收入等多项财务报表附注内容[3] 公司主体定义 - “Amplify Energy”等指Amplify Energy Corp.及其子公司，“Legacy Amplify”指Amplify Energy Holdings LLC，“Midstates”于2019年8月6日与“Legacy Amplify”合并后更名为“Amplify Energy Corp.”，“OLLC”是公司全资子公司[10] - 2019年8月6日Midstates与Legacy Amplify合并，随后更名为“Amplify Energy Corp.”[10] 前瞻性陈述说明 - 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[12][13] - 报告中的前瞻性陈述基于公司管理层的预期、估计和假设，存在风险和不确定性，实际结果可能与预期有重大差异[15][17] - 季报中除历史事实陈述外均为前瞻性陈述，可用“may”“will”等术语识别[15] - 前瞻性陈述涉及业务战略、现金流等多方面，面临诸多风险和不确定性[13] - 前瞻性陈述基于公司管理层的预期、估计和假设，具有不确定性[17] - 不能保证前瞻性陈述会实现，实际结果可能因“Part I—Item 1A. Risk Factors”所述因素而有重大差异[17] - 所有前瞻性陈述仅截至报告日期，公司不打算因新信息等更新或修订[17] 前瞻性陈述差异因素 - 可能导致实际结果与前瞻性陈述存在差异的因素包括战略评估和实施结果、借款基数重新确定风险、资金获取能力、债务偿还能力等多项内容[15] - 导致实际结果与前瞻性陈述有重大差异的因素包括战略评估实施结果、借款基础重新确定风险等[15] 石油和天然气术语定义 - 定义了一系列石油和天然气术语，如Bbl（一桶油或其他液态烃）、Boe（一桶油当量）等[4] - 对储量的定义包括证实已开发储量、证实储量等，证实储量需满足一定经济、技术和运营条件[7] - 实现价格是指现金市场价格减去所有预期的质量、运输和需求调整[7] - 可靠技术是指经过现场测试并能在评估地层或类似地层中提供合理确定结果的一组或多种技术[7] - 储量是指预计在给定日期通过开发项目从已知油气藏中经济可采的剩余油气及相关物质数量[7] - 资源是指估计存在于天然油气藏中的油气数量，包括已发现和未发现的油气藏[7]

公司储量与产量数据 - 截至2020年12月31日，公司总估计已探明储量约为1.138亿桶油当量，其中约41%为石油，85%被归类为已探明开发储量[32] - 2020年第四季度，公司平均净产量为2.63万桶油当量/日，储量与产量比约为12年[32] - 截至2020年12月31日，公司约15%的估计已探明储量和约14%的日均净产量位于南加州近海联邦水域，Beta Properties含1.67亿桶估计净已探明石油储量，2020年第四季度日均净产量为360万桶油当量[49] - 截至2020年12月31日，约30%的估计已探明储量和约39%的日均净产量位于东得克萨斯/北路易斯安那地区，该地区含3.44亿桶油当量估计净已探明储量，2020年第四季度日均净产量为1040万桶油当量[50] - 截至2020年12月31日，约2%的估计已探明储量和约3%的日均净产量位于伊格尔福特地区，该地区含2200万桶油当量估计净已探明储量，2020年第四季度日均净产量为80万桶油当量[51] - 截至2020年12月31日，公司估计净已探明石油和天然气储量总计1.13849亿桶油当量，其中已开发储量9665.8万桶油当量，占比85%，标准化度量为29.8万美元[55] - 截至2020年12月31日，公司有1720万桶油当量已探明未开发储量，2020年储备增加0.2万桶油当量，储备减少（含价格修订）1580万桶油当量，绩效修订（含特许权使用费减免）0.5万桶油当量[58] - 2020年总石油产量3887千桶，平均销售价格35.58美元/桶；NGLs产量1725千桶，平均销售价格11.63美元/桶；天然气产量27473百万立方英尺，平均销售价格1.55美元/百万立方英尺；总产量10190千桶油当量，平均销售价格19.71美元/桶，租赁运营费用11.75美元/桶油当量[64] - 2019年总石油产量3498千桶，平均销售价格55.16美元/桶；NGLs产量1343千桶，平均销售价格16.64美元/桶；天然气产量26489百万立方英尺，平均销售价格2.24美元/百万立方英尺；总产量9256千桶油当量，平均销售价格29.67美元/桶，租赁运营费用13.39美元/桶油当量[65] - 2020年平均净产量为27.8千桶油当量/天，2019年为25.4千桶油当量/天[64][65] - 截至2020年12月31日，公司拥有油井总毛井数877口，净井数469口；天然气井总毛井数1571口，净井数885口[67] - 截至2020年12月31日，公司开发土地总面积407268英亩，净面积314687英亩[70] - 截至2020年12月31日，公司未开发土地总面积21442英亩，净面积6456英亩，其中2021年到期净面积3867英亩[72] - 2020年公司共钻井22口（毛井），净井1口；2019年钻井32口（毛井），净井1.8口[74] - 截至2020年12月31日，公司是含92%总估计已探明储量物业的作业者[77] - 截至2020年12月31日，公司总估计已探明储量约11380万桶油当量，其中约41%为石油，85%为已探明开发储量[185] - 截至2020年12月31日，公司从2448口总井（1354口净井）生产，平均工作权益为55%，公司是含92%总估计已探明储量物业的记录运营商[185] - 截至2020年12月31日的三个月，公司平均净产量为26300桶油当量/日，储产比约为12年[185] - 2020年和2019年平均净产量分别约为2.78万桶油当量/日和2.54万桶油当量/日[223] 公司股权与融资相关 - 2020年12月11日，公司部分股东出售854.8485万股普通股，公司未获收益[40] - 2020年11月18日，公司循环信贷工具的借贷基础重新确定为2.6亿美元，下次重新确定时间为2021年春季[41] - 2020年12月11日，特定售股股东与承销商签订协议，出售8548485股普通股，12月15日发售结束，公司未获收益[192] - 2020年11月18日，公司循环信贷安排下的借贷基数重新确定为2.6亿美元，下次重新确定时间为2021年春季[193] - 截至2021年2月26日，公司有37943167股普通股流通在外，有25名普通股记录持有人[177] - 2020年3月3日，董事会批准每股0.10美元的季度股息，后暂停，未来股息受债务契约和董事会批准限制[178] - 2020年第四季度，10月1 - 31日回购10610股，均价0.78美元；12月1 - 31日回购2278股，均价1.06美元[181] 公司合规与上市情况 - 2020年8月31日，公司因平均全球市值连续30个交易日低于5000万美元且股东权益低于5000万美元，收到纽约证券交易所通知[43] - 2020年10月13日，公司因普通股平均收盘价连续30个交易日低于1美元，收到纽约证券交易所通知[43] - 2021年1月4日，公司平均收盘价连续30个交易日及2020年12月31日收盘价均超1美元，恢复符合纽约证券交易所上市标准[43] - 截至2020年8月28日连续30个交易日，公司平均全球市值低于5000万美元，股东权益低于5000万美元，收到纽交所市值通知[171] - 公司需在收到市值通知后45天内提交计划，以在18个月内恢复符合纽交所持续上市标准[171] - 2020年8月31日，公司因30个连续交易日平均市值低于5000万美元且股东权益低于5000万美元收到纽交所通知；10月13日，因30个连续交易日普通股平均收盘价低于1美元再次收到通知；2021年1月4日，公司恢复合规[194] 公司人事变动 - 2021年1月19日，公司任命Martyn Willsher为总裁兼首席执行官及董事会成员[36] - 2021年1月19日，公司任命Jason McGlynn为高级副总裁兼首席财务官[37] - 2021年2月10日，公司任命Patrice Douglas为董事会成员并担任审计委员会成员[40] - 2021年1月19日，公司任命Martyn Willsher为总裁、首席执行官和董事会成员[188] - 2021年1月19日，公司任命Jason McGlynn为高级副总裁和首席财务官[189] - 2021年1月19日，David H. Proman辞去董事长职务，Christopher W. Hamm被任命为新董事长[190] - 2021年2月10日，Patrice Douglas被任命为公司董事会成员并将任职于审计委员会[191] 公司业务政策与规划 - 公司计划维持商品衍生品合约组合，覆盖1 - 3年期间总已探明开发生产储量估计产量的30% - 60%，2021年和2022年预计分别对冲总已探明开发储量估计产量的65%和45%[82] - 公司打算维持商品衍生品合约组合，覆盖1 - 3年内已探明开发生产储量预计产量的30% - 60%，2021年和2022年需分别对冲总已探明开发储量预计产量的65%和45%[137] - 公司打算在任何时间点维持商品衍生品合约组合，覆盖已探明开发生产储量预计产量的30% - 60%；2021年和2022年需分别对冲总已探明开发储量预计产量的65%和45% [202] - 公司计划在任何时间点维持商品衍生品合约组合，覆盖已探明开发生产储量预计产量的30% - 60%，2021年和2022年预计分别对冲已探明开发储量预计产量的65%和45%[231] - 2021年全年资本支出计划预计在2800万美元至3900万美元之间，公司预计用内部产生的现金流为资本计划提供资金[206] 行业法规与监管 - 2020年10月，BOEM和BSEE发布拟议规则以明确、简化和提高财务担保要求的透明度[92] - 2018年11月，联邦法院禁止BOEM和BSEE批准涉及太平洋OCS水力压裂和/或酸井增产的任何计划或发放许可证[92] - 2016 - 2017年，俄克拉荷马公司委员会（OCC）要求公司限制阿巴克尔组盐水处理井的盐水处理量，并于2017年2月为公司10口盐水处理井设定上限[96] - 2015年，俄克拉荷马地质调查局将该州地震活动增加归因于阿巴克尔组的盐水处理井[96] - 德克萨斯铁路委员会要求新处理井申请人对拟议新处理井周围100平方英里圆形区域进行地震活动搜索[96] - 2016年6月，美国环保署（EPA）最终确定废水预处理标准，禁止陆上非常规油气开采设施将废水送往公共污水处理厂，部分设施需在2019年8月前合规[98] - 2015年3月，美国土地管理局（BLM）发布管理联邦和印第安土地水力压裂的最终规则，2017年12月撤销该规则，但遭多个环保组织和州挑战[98] - 2016年12月，EPA发布研究，指出水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源[98] - 2015年6月，EPA和美国陆军工程兵团发布修订“美国水域”定义的规则，2019年10月22日被EPA废除，2019年12月生效[96] - 2020年1月，EPA和美国陆军工程兵团宣布最终规则“通航水域保护规则”（NWPR），4月发布，6月生效，新定义缩小管辖水域范围，遭多方挑战[96] - 俄克拉荷马要求油气生产商向FracFocus.org或OCC报告水力压裂所用化学品[98] - 路易斯安那自然资源部要求公开水力压裂作业所用压裂液成分和体积[98] - 公司Beta Properties及相关设施受南海岸空气质量管理区（SCAQMD）监管，遵守空气排放法规或产生高额成本[101] - 美国环保署（EPA）和内政部土地管理局（BLM）发布减少油气生产和加工运营中甲烷排放的规则，相关规则正面临诉讼，未来义务范围不确定[101][102] - 未来几年公司可能需为空气污染控制设备进行资本支出，获取许可证可能延迟油气项目开发并增加成本[101] - 美国于2020年11月退出《巴黎协定》，2021年2月19日重新加入，各州和地方政府将继续制定法规以实现协定目标[104] - 限制温室气体排放可能增加公司合规成本，减少油气需求，影响业务、财务状况和经营业绩[102][104] - 2020年7月白宫环境质量委员会修订《国家环境政策法》（NEPA）实施条例，新规面临诉讼，对公司业务的潜在影响不确定[105] - 2019年8月美国鱼类和野生动物管理局（FWS）和国家海洋渔业局修订《濒危物种法》（ESA）实施条例，相关规则面临诉讼，未来实施情况不确定[107] - 公司运营需遵守联邦《职业安全与健康法》（OSHA）及类似州法律，新的OSHA标准要求油气行业在2021年6月前限制可吸入二氧化硅暴露[108] - 油气行业受联邦、州和地方当局广泛监管，设施安全相关法律法规的合规成本难以准确估计[109] - 公司运营受各级监管，包括钻井许可、井位、生产限制和税收等，部分州的强制合并或单位化可能降低公司在相关物业中的权益[110][112] - 2016年7月1日起至2021年7月，石油和液体管道费率调整的当前指数为成品生产者价格指数加1.23%[113] - 截至2021年1月，PHMSA违规的最高行政民事罚款为每天每起违规最高222,504美元，一系列相关违规最高2,225,034美元[115] - 《商品交易法》和《能源独立与安全法》规定，违规罚款每天每起违规最高可达100万美元（根据通货膨胀调整）[117] - 得克萨斯州石油和天然气的基线severance税分别为石油产值的4.6%和天然气产值的7.5%[120] - FERC的促竞争政策目前未对公司业务或运营产生重大影响，未来规则和竞争影响不明[113] - PHMSA对天然气和危险液体管道提出并敲定多项新规，对公司影响不确定[113] - CFTC关于衍生品的新规未最终确定，对公司及其交易对手的影响不确定[117] - 州法规可能限制公司油井产量和钻井数量[120] - 近一半的州已采取法律措施减少温室气体排放[164] - 2019年11月美国宣布退出巴黎协定，2020年11月生效，2021年1月拜登宣布重新加入，2月19日生效[164] - 2015年俄克拉荷马地质调查局将该州地震活动增加归因于阿巴克尔组的盐水处置井[166] - 2016 - 2017年俄克拉荷马公司委员会（OCC）命令公司限制阿巴克尔组盐水处置井的处置量，并在2017年2月为10口井设定上限[166] - 环保法规可能使公司承担合规成本、面临制裁、运营受阻、增长和收入受限[162] - 违反《矿物租赁法》相关限制，公司持有的联邦陆上油气租约可能被取消[162] - 气候变化相关法规可能增加公司运营成本、减少油气需求[162] - 物种列入濒危物种法案可能使公司成本增加、运营受限或延迟[164] - 第三方服务的法规变化可能影响公司服务成本和服务可用性[164] - 水力压裂相关法规可能增加公司成本、限制运营或减少产量[166] 公司财务数据关键指标变化 - 2020年和2019年净亏损分别为4.64亿美元和3520万美元[223] - 2020年和2019年油气和NGL收入分别为2.009亿美元和2.746亿美元[223] - 2020年和2019年平均实现销售价格分别为19.71美元/桶油当量和29.67美元/桶油当量[223] - 2020年和2019年租赁运营费用分别为1

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA约为2190万美元，高于内部预期，但较上一季度减少290万美元，主要因产量下降，不过大宗商品价格上涨带来的运营利润率提升部分抵消了这一影响 [7] - 第四季度资本支出约为220万美元，较第三季度的500万美元减少280万美元，主要是由于资本修井活动减少；2020年全年资本支出约为2900万美元，第一季度后仅支出1400万美元 [7] - 第四季度自由现金流约为1600万美元，与上一季度持平，尽管产量有所下降，但公司通过合理配置资本、提高运营效率和控制成本实现了这一目标 [8] - 截至2021年3月1日，净债务约为2.28亿美元，包括循环信贷项下的2.5亿美元未偿债务和220万美元现金 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均约为26300桶油当量/日，较2020年第三季度的27700桶油当量/日下降5%，主要是由于预计的自然减产和本季度资本修井活动减少 [6] - 第四季度石油产量占比为40%，较2020年第一季度的36%增加约11%，公司预计产量组合将继续保持这一趋势 [15] - 2021年全年平均日产量预测在23000 - 25000桶油当量/日之间，预计产品组合中石油占比约为42%，天然气液占比约为16%，天然气占比约为42% [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年底SEC定价下，原油价格较2019年底下降29%，天然气价格下降23% [9] - 以2021年3月1日的期货价格计算，公司2020年底探明储量增至约1.6亿桶油当量，PV - 10价值增至7.78亿美元，其中已开发探明储量为1.18亿桶油当量，PV - 10价值为5.94亿美元 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2021年提交货架注册声明，以便在有潜在交易机会时进入资本市场并提供更多灵活性 [14] - 2021年资本支出预算为2800 - 3900万美元，包括Beta和鹰福特的开发项目约1600万美元，设施和资本修井项目约1800万美元 [10] - Beta开发项目计划于2021年下半年开始，主要影响2022年的业绩，该项目旨在降低未来更昂贵开发计划的风险，释放经济价值，增强自由现金流和提高利润率 [11][12] - 公司预计2021年在俄克拉荷马州花费约800万美元进行额外的杆式泵转换和电潜泵优化，该项目自2018年底启动以来已成功降低运营支出和维护成本 [13] - 2021年公司为Bairoil、Beta和东德克萨斯的设施工作和资本修井预算约1000万美元 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年的业绩证明了公司成熟PDP加权运营平台的可持续价值，公司的运营适应性、效率和强大的套期保值计划使其即使在大宗商品价格波动的环境中也能产生强劲的自由现金流 [14] - 随着市场前景改善，公司将致力于改善资产负债表，为股东创造股权价值 [14] - 管理层对市场条件的整体改善感到鼓舞，认为去年为提高盈利能力所采取的持久和变革性措施将在2020年及以后使公司受益 [57] 其他重要信息 - 冬季风暴Uri导致公司俄克拉荷马、东德克萨斯和鹰福特的资产生产中断，但产量在10天内恢复到风暴前水平，目前与原估计产量相差约200桶油当量/日 [18] - 2021年公司约84%的大宗商品产量已套期保值，2022年为58%；目前2021年原油产量的90%和2022年的65%已套期保值 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 货架注册声明是否为收购机会做准备 - 是的，S3只是一项准备工作，以便在有增值交易机会时能够迅速行动 [22][23] 问题: 卖方活动是否增加 - 过去几个月有一些资产包推出，且质量比去年有所提高，预计2021年这种情况将持续 [24][25] 问题: Beta项目的新井数量 - 2021年计划约3口井，主要是现有井的延伸，该项目从2021年开始并持续到2022年，2021年对产量影响不大，2022年将看到更多产量提升 [27][28] 问题: 平台检查的总成本及是否为非经常性项目 - 今年将进行第2阶段和第3阶段检查，预计费用在350 - 400万美元之间，约合每桶油当量0.5美元，这些费用每10年发生一次，将在今年第二和第三季度产生 [30][31] 问题: 非运营方合作伙伴今年是否会增加活动 - 公司在鹰福特的主要合作伙伴是墨菲，目前未发现其活动增加，公司按原计划完成去年钻探的DUCs；运营方面，公司将主要关注Beta开发计划，俄克拉荷马州的一些离线井在当前价格水平下有增加产量的潜力 [32][33] 问题: 天然气价差和NGL定价情况 - 预计天然气价差会有所收缩，公司对2021年部分价差进行了套期保值；NGL方面，俄克拉荷马州表现强于东德克萨斯州，大部分未套期保值，市场实际价格比远期曲线显示的更强 [35][38] 问题: Beta项目的定价情况 - Beta项目的价格通常与布伦特原油相关，但有一定折扣，采用Midway Sunset指数；近期价格更接近WTI，且该地区具有低特许权使用费率、低增量运营成本等优势，公司对该项目前景充满信心 [45][47] 问题: 2021年资本支出和产量的季度节奏 - 2月受冬季风暴Uri影响，5月Bairoil有年度检修；下半年鹰福特开发和Beta井投产将对产量产生影响，但对整体产量水平影响不大，更侧重于提高油类占比和利润率 [48][49] 问题: 2022年套期保值计划 - 进入2022年，公司约65%的原油产量已套期保值，未来将根据生产预测和市场情况适时增加套期保值 [50][51] 问题: 为何公布3月银行贷款和现金余额数据 - 公司尽量提供最新信息，详细数据将在今天下午发布的10 - K报告中公布，今年前两个月现金流可能因去年底的预付款而有所增加 [52][53] 问题: M&A活动在哪些地区更活跃 - 公司在各个运营区域和非运营区域都看到了M&A活动，更关注资产的价值和对企业的增值作用，也希望在有运营协同效应的地区开展业务 [55][56]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA约为2480万美元，大幅超出内部预期，验证了成本削减计划和对冲计划的出色执行 [7] - 第三季度资本支出约为500万美元，略高于内部预期，主要是由于非运营的Eagle Ford资产产生了额外成本，今年剩余的资本支出为300万美元 [7] - 第三季度自由现金流为1600万美元，由显著的成本削减工作推动，预计第四季度自由现金流状况依然强劲 [8] - 截至2020年10月30日，对冲按市值计价的价值为1300万美元的净资产头寸 [9] - 截至2020年10月30日，公司总净债务为2.43亿美元，循环信贷安排下的未偿还债务为2.6亿美元，手头现金为170万美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度产量平均约为27700桶油当量/天，与2020年第二季度产量持平，超过内部预期，其中石油产量从第二季度的10400桶/天增加5%至约10800桶/天，主要归因于Beta地区的特许权使用费减免 [6] - 第三季度租赁运营费用为2760万美元，即每桶油当量10.86美元，低于上一季度的2780万美元或每桶油当量11.03美元，在总金额和每桶油当量基础上均大幅超出内部预期 [13] - 第三季度GP&T增至530万美元，即每桶油当量2.07美元，而2020年第二季度为470万美元或每桶油当量1.86美元，主要与本季度油气收入增加有关 [13] - 第三季度税费和其他收入增至380万美元，即每桶油当量1.48美元，而第二季度为220万美元或每桶油当量0.87美元，主要与本季度油气收入增加有关 [14] - 第三季度G&A费用为640万美元，包括约50万美元的非现金薪酬和30万美元的非经常性交易成本及坏账费用，排除非现金和非经常性成本后，第三季度现金G&A总计560万美元，即每桶油当量2.20美元，低于2020年第二季度的620万美元或每桶油当量2.45美元 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续执行成本削减计划，运营团队将继续寻找并利用更多的成本削减机会 [13] - 公司打算在未来几个月增加2021年的对冲头寸，并在市场允许的情况下，于2022年和2023年逐步增加增量对冲 [8] - 公司预计利用多余的现金流进一步减少债务，并为回报率更高的项目提供额外资金 [10] - 公司在制定2021年预算时，会认真考虑一些天然气项目，包括运营项目和非运营项目，但会确保这些项目在内部收益率和投资回收期方面都具有合理性 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管持续的COVID - 19大流行继续影响需求，价格回升缓慢，但公司展现出了适应能力和韧性 [30] - 预计2020年剩余时间和2021年将有强劲的自由现金流，公司期待为所有利益相关者继续努力，并为未来的机会做好准备 [32] 问答环节所有提问和回答 问题1: 借款基数的可能变化方向以及银行是否会延长强制摊销条款 - 公司认为自上次重新确定借款基数以来，价格有所上涨，且执行了成本削减计划，因此实现借款基数持平是非常有可能的，目前最有可能的结果是借款基数持平且无额外的强制削减 [17] 问题2: 在当前天然气价格下，天然气项目是否具有投资价值，以及公司对资本部署的想法 - 公司在制定2021年预算时会考虑一些天然气项目，包括运营和非运营项目，会确保这些项目在内部收益率和投资回收期方面合理，相比过去几年，这些项目更有可能被纳入预算 [19] 问题3: 董事会是否有正式确定CEO的计划或正在进行相关搜索 - 过去六个月公司主要专注于运营方面的执行，目前没有进行寻找新CEO的搜索，预计将在未来几个月和进入2021年时进行评估 [21] 问题4: 本季度是否进行了对冲货币化操作，还是仅为正常结算 - 本季度仅为正常结算，对冲货币化操作发生在第二季度，当时公司在2021年日历期货价格处于30多美元时进行了操作，并在价格介于42 - 45美元时重新对冲了这些交易量，锁定了收益 [23] 问题5: 能否大致描述公司对不同产品价格实现情况的看法以及关注的趋势 - 近期NGLs相对于原油的价格实现情况有所改善，天然气表现也较好，例如Mid - Con地区的净收益有所提高，但公司在Eagle Ford的非运营资产的石油定价较弱，而在落基山脉地区较强，目前本季度的价格实现情况可作为未来的最佳参考，预计2021年公司将重新提供价格指导 [25] 问题6: 如果油价回升至50美元左右，公司是否有一些容易实施的项目 - 公司在俄克拉荷马州有许多修井机会，一些ESP项目在油价达到50美元时可能比40美元时更具可行性，此外，如果2021年价格持续改善，公司可能会重新考虑开发Beta地区的项目，同时天然气项目在当前价格下更具吸引力，包括东德克萨斯和俄克拉荷马的一些小型项目，但公司在2021年仍会关注自由现金流 [28][29] 问题7: 像ESP替换这样的修井项目的大致投资回收期是多少 - 公司通常会优先考虑投资回收期在一年或更短的项目，目前库存中仍有几个这样的项目，随着天然气和石油价格的上涨，更多项目的排名会上升 [31]

对冲组合与市场数据 - 截至2020年10月30日，Amplify Energy的对冲组合的市值约为1300万美元[4] - 2020年天然气的对冲总量为61 MMcf/d，2021年为61 MMcf/d，2022年为34 MMcf/d[6] - 2020年石油的对冲总量为8.0 MBbl/d，2021年为6.5 MBbl/d，2022年为1.3 MBbl/d[9] - 2020年天然气液体的对冲总量为3.6 MBbl/d，2021年为0.7 MBbl/d[12] - 2020年天然气衍生合约的加权平均固定价格为每MMBtu 2.34美元，2021年为2.29美元，2022年为2.40美元[5] - 2020年石油衍生合约的加权平均固定价格为每Bbl 56.35美元，2021年为44.60美元，2022年为52.39美元[18] - 2020年天然气液体衍生合约的加权平均固定价格为每Bbl 21.99美元，2021年为24.25美元[19] 财务对冲与债务管理 - Amplify Energy的利率对冲覆盖了截至2020年10月30日260百万美元的循环信贷融资（RCF）债务的约48%[20] - 2021年，平均每月名义金额为125百万美元，2022年为75百万美元[21] - 2020年天然气的对冲总量为561万MMBtu，2021年为2220万MMBtu，2022年为1236万MMBtu[17]

公司储量与产量情况 - 截至2019年12月31日，公司总估计已探明储量约为1.63亿桶油当量，其中约43%为石油，80%被归类为已探明开发储量[114] - 2019年12月31日止三个月，公司平均净产量为29.9万桶油当量/日，储量与产量比约为15年[114] - 公司运营2643口总井（1567口净井），平均工作权益为59%，公司是含93%总估计已探明储量的物业的记录运营商[114] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，平均净产量分别约为27.7 MBoe/d和28.8 MBoe/d[125] - 2020年前9个月平均净产量约为28.3 MBoe/d，2019年同期为23.8 MBoe/d[127] - 2020年前九个月，公司产量约为2.83万桶油当量/日，2019年为2.38万桶油当量/日[141] - 2020年和2019年前九个月产量分别约为28.3 MBoe/d和23.8 MBoe/d[141] 公司上市合规情况 - 2020年8月31日，公司收到纽交所通知，因其连续30个交易日平均全球市值低于5000万美元且股东权益低于5000万美元，不再满足持续上市合规标准[117] - 2020年10月13日，公司收到纽交所通知，因其普通股连续30个交易日平均收盘价低于1美元，不再满足持续上市合规标准[117] 公司特许权使用费减免情况 - 2020年6月24日，公司获批太平洋外大陆架三个区块的特许权使用费减免，两个主要生产租赁的特许权使用费率从25%降至12.5%，第三个租赁从16.67%降至8.33%[118] - 特许权使用费减免率将在加权平均纽约商业交易所油价和亨利枢纽天然气价格超过66.19美元/桶油当量时暂停，若连续12个月无收益则结束减免[118] 油价对公司的影响及应对举措 - 油价下跌导致公司经营活动现金流减少，2020年春季借款基数降低，持续低价可能影响后续重新确定[115] - 公司采取多项举措应对低迷，包括大幅削减运营和管理费用、大幅减少资本项目、变现部分2021年实值原油套期保值、获得联邦政府PPP贷款、获得特许权使用费减免和暂停季度股息[115] 公司油气业务评估指标 - 公司使用多种财务和运营指标评估油气业务表现，包括产量、实现价格、商品衍生品现金结算等[119] 公司关键财务数据对比（截至9月30日三个月） - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，公司净亏损1770万美元和净收入520万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，油气和NGL收入分别为5250万美元和7240万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，平均实现销售价格分别为每Boe 20.63美元和27.37美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，租赁运营费用分别为2760万美元和3300万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，集输、处理和运输费用分别为530万美元和450万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，非所得税分别为380万美元和510万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，折旧、损耗和摊销费用分别为800万美元和1560万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，一般和行政费用分别为640万美元和2700万美元[125] - 2020年和2019年截至9月30日的三个月，循环信贷安排下的平均未偿借款分别为2.745亿美元和2.38亿美元[125] 公司关键财务数据对比（前9个月） - 2020年前9个月净亏损4.262亿美元，2019年同期为770万美元[127] - 2020年前9个月油气和NGL收入为1.452亿美元，2019年同期为1.97亿美元[127] - 2020年前9个月平均实现销售价格为18.69美元/Boe，2019年同期为30.30美元/Boe[127] - 2020年前9个月租赁经营费用为9120万美元，2019年同期为8820万美元[127] - 2020年前9个月减值费用为4.55亿美元，2019年同期无减值费用[127] - 2020年前9个月商品衍生品工具净收益为7420万美元，2019年同期为1920万美元[127] - 2020年前9个月调整后EBITDA为6331.1万美元，2019年同期为6602.9万美元[131][132] - 2020年前9个月经营活动提供的净现金为6359.8万美元，2019年同期为2588.8万美元[132] - 2020年前九个月，公司经营活动提供的净现金为6360万美元，2019年为2590万美元[139][141] - 2020年前九个月，公司投资活动使用的净现金为3210万美元，2019年为提供4690万美元[139][141] - 2020年前九个月，公司融资活动使用的净现金为1830万美元，2019年为1.151亿美元[139][141] - 2020年前九个月，公司平均实现销售价格为每桶油当量18.69美元，2019年为30.30美元[141] - 2020年和2019年前九个月经营活动提供的净现金分别为6360万美元和2590万美元[141] - 2020年和2019年前九个月平均实现销售价格分别为每桶油当量18.69美元和30.30美元[141] - 2020年和2019年前九个月租赁经营费用分别为9120万美元和8820万美元[141] - 2020年和2019年前九个月收集、加工和运输费用分别为1500万美元和1350万美元[141] - 2020年前九个月投资活动使用的净现金为3210万美元，2019年为提供4690万美元[141] - 2020年和2019年前九个月循环信贷安排的净还款分别为2000万美元和1600万美元[141] - 2020年和2019年前九个月公司支付的股息分别为380万美元和820万美元[141] 公司资金来源与计划 - 2020年剩余时间，公司主要资金来源预计为经营活动产生的现金流和循环信贷额度下的可用借款能力[133] - 公司计划维持商品衍生品合约组合，覆盖总已探明开发生产储量预计产量的30% - 60%[135] 公司资本支出与营运资金情况 - 2020年前九个月，公司资本支出约为2720万美元[135] - 截至2020年9月30日，公司营运资金为1110万美元[136] 公司循环信贷安排情况 - 2020年6月12日，公司将循环信贷安排的借款基数从4.5亿美元降至2.85亿美元，截至9月30日为2.7亿美元[137] - 截至2020年9月30日，公司循环信贷安排下可用借款约为500万美元[137] 公司贷款与还款情况 - 2020年4月24日公司根据薪资保护计划获得550万美元贷款[141] - 2019年前九个月公司偿还Midstates循环信贷安排7660万美元[141]

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量平均为27,700桶油当量/天，受白罗尔工厂年度检修、非运营鹰滩资产临时减产以及俄克拉荷马州油井因修井经济性问题停产影响 [7] - 二季度租赁运营费用为2780万美元，即每桶油当量11.03美元，环比节省790万美元，远超400 - 500万美元的节省预期 [8] - 二季度资本支出约为700万美元，符合内部预期，其中200万美元（29%）用于鹰滩非运营钻井和完井活动 [9] - 二季度现金一般及行政费用（G&A）为620万美元，即每桶油当量2.45美元，符合预期，预计三季度将降至约550万美元并保持相对稳定 [9] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为2100万美元，大幅超过市场共识预期 [10] - 二季度自由现金流为1100万美元，主要得益于显著的成本削减措施，预计今年剩余时间自由现金流状况良好 [10] - 截至7月31日，公司循环信贷安排下的净债务总额为2.59亿美元，流动性约为2100万美元 [15] - 截至7月31日，公司套期保值按市值计价为净资产2500万美元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 白罗尔工厂6月年度检修按计划且在预算内完成，7月上半月产量恢复到检修前水平 [8] - 非运营鹰滩资产减产于4月结束，产量按预期恢复 [8] - 俄克拉荷马州产量在二季度略有下降，因商品价格低迷导致油井积压，预计未来价格反弹和修井经济性改善后将恢复生产 [8] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为高效且注重安全的公司，积极实施流动性增强举措，包括降低运营成本和企业管理费用、减少资本支出以及获得Beta油田特许权使用费减免 [6][7][11] - 公司将保持审慎的资本配置，下半年活动主要集中在维护项目和高回报率修井项目上 [13] - 公司认为鹰滩资产与运营资产战略契合度不高，目前搁置剥离计划，可能在2021年重新评估 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管新冠疫情导致市场动荡，但公司二季度表现出色，超出流动性增强举措预期 [6] - 公司对员工的奉献和专业精神表示感谢，重申致力于高效和安全运营 [7] - 虽然新冠疫情相关问题仍在抑制需求，价格复苏缓慢，但公司展现出了适应能力和韧性，预计2020年剩余时间自由现金流强劲，期待为股东持续创造价值并把握未来机会 [38] 其他重要信息 - 2020年7月1日起，公司Beta油田获得特许权使用费减免，特许权使用费率降低60%，预计每年增加约500桶/天的净产量和700万美元的相关收入（假设WTI油价为40美元/桶） [14] - 自5月上次财报电话会议以来，公司增加了2020年下半年和2022年天然气以及2020年下半年NGL掉期的套期保值头寸，2020年下半年套期保值比例超过80% [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年在当前期货价格环境下的资本计划、最低支出及可能开展的项目 - 公司表示Beta、白罗尔和俄克拉荷马州部分设施项目有500 - 1000万美元的基础资本支出，具体取决于年份，鹰滩油井在35美元左右的油价环境下仍有经济效益 [19] - 公司将密切关注资本修井项目，油价在55 - 60美元以上时活动水平可能提高，今年剩余时间资本预算将非常少，会关注修井经济性和现金流回报等因素 [20][21] 问题2: 鹰滩下半年活动情况及是否重新考虑剥离 - 公司预计今年剩余时间鹰滩活动不多，部分未完成油井活动已推迟到2021年，但随着近期油价上涨，可能有部分活动在下半年恢复 [23] - 公司目前搁置了鹰滩资产剥离计划，2021年可能重新评估，从长期来看该资产与公司战略契合度不如运营资产 [23] 问题3: 套期保值变现未计入调整后EBITDA的详细情况 - 从GAAP角度，2021年套期保值变现收益已计入本季度收益和经营现金流；从非GAAP角度，为使收益反映实际平仓期间，该1800万美元收益将分摊到2021年各季度，不计入二季度调整后EBITDA和自由现金流 [26][27] 问题4: 套期保值变现按GAAP是否显示为流动负债 - 不是，这是已实现的现金收益，从非GAAP调整后EBITDA角度会剔除，它是资产负债表上的现金，但不反映在调整后EBITDA或公布的自由现金流数据中 [29] 问题5: 如何区分经常性和非经常性租赁运营费用（LOE） - 运营团队在寻找和执行长期经常性费用节省方面表现出色，超出400 - 500万美元的预期，同时还发现了100 - 150万美元的短期一次性费用节省机会，这些属于非经常性费用 [31] 问题6: 对北路易斯安那州Terryville资产出售估值的看法 - 公司认为该资产与自身的Cotton Valley资产有所不同，有更多天然气价格上涨带来的上行空间和更高的NGL含量，在当前情况下估值合理，若天然气价格继续上涨，收购方将受益 [33] 问题7: 是否会争取在成熟盆地为陷入困境的私募股权持有的资产担任合同运营商角色 - 公司具备承担此类机会的平台，但目前没有紧迫的机会或积极追求此类业务，会根据具体情况个别考虑，若机会合适，凭借现有平台可低成本开展业务 [36]