资产交易收益 - 2024年12月公司出售东德克萨斯州资产获约140万美元收益[76] - 2025年1月公司买卖东德克萨斯州资产获净收益620万美元[77] 公司储量情况 - 截至2024年12月31日，公司总估计已探明储量约9300万桶油当量，其中石油占44%、天然气占37%、NGLs占19%，88%为已探明开发储量[79] - 截至2024年12月31日，俄克拉荷马州地区估计已探明储量约占29%，平均日净产量约占26%，储量2700万桶油当量，平均净产量4700桶油当量/日[93] - 截至2024年12月31日，白罗尔地区估计已探明储量约占18%，平均日净产量约占17%，储量1640万桶油当量，平均净产量3200桶油当量/日[94] - 截至2024年12月31日，贝塔地区估计已探明储量约占20%，平均日净产量约占18%，储量1910万桶油当量，平均净产量3300桶油当量/日[95] - 截至2024年12月31日，东德克萨斯/北路易斯安那地区估计已探明储量约占30%，平均日净产量约占36%，储量2800万桶油当量，平均净产量6600桶油当量/日[97] - 截至2024年12月31日，公司估计探明储量的约3%和三个月日均净产量的约4%位于伊格尔福特地区，该地区净探明储量为250万桶油当量，三个月平均净产量为700桶油当量/天[98] - 截至2024年12月31日，公司总探明储量为92963千桶油当量，其中已开发储量为82207千桶油当量，占比88%；未开发储量为10756千桶油当量[107] - 截至2024年12月31日，公司拥有的油井中，总油井1011口，净油井515口；总天然气井1512口，净天然气井838口[118] - 截至2024年12月31日，公司租赁土地中，总开发面积392782英亩，净开发面积300188英亩，未来两年无未开发面积到期[120][122] - 截至2024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[126] - 截至2024年12月31日，公司已探明开发未生产和已探明未开发储量占总已探明储量的19.4%，其中约30.7%需要水力压裂[136] 公司产量情况 - 2024年第四季度公司平均净产量为1.85万桶油当量/日，储量与产量比约为13.8年[79] - 2024年公司总产量为7144千桶油当量，平均净产量为19.5千桶油当量/天；2023年总产量为7479千桶油当量，平均净产量为20.5千桶油当量/天[115][116] - 2024年公司石油总产量为3060千桶，平均销售价格为72.01美元/桶；NGLs总产量为1278千桶，平均销售价格为20.96美元/桶；天然气总产量为16836百万立方英尺，平均销售价格为2.13美元/千立方英尺[115] - 2023年公司石油总产量为2773千桶，平均销售价格为74.17美元/桶；NGLs总产量为1323千桶，平均销售价格为22.24美元/桶；天然气总产量为20297百万立方英尺，平均销售价格为2.62美元/千立方英尺[116] 公司PUDs情况 - 2024年公司总PUDs增加8830千桶油当量，其中新增9390千桶油当量，向已开发储量转移524千桶油当量，移除162千桶油当量，其他修订为126千桶油当量[113] - 截至2024年12月31日记录的PUDs中约27.2%（524千桶油当量）在2024年开发，开发成本约1090万美元；2024财年开发PUDs总资本支出约3070万美元[114] 公司合并情况 - 2025年1月14日公司与相关方达成合并协议，收购公司现有权益将转换为26729315股普通股，合并后原公司股东和收购公司股东预计分别持有合并公司61%和39%股权[80][81] - 合并预计在2025年第二季度完成[85] 公司运营成本情况 - 2024年公司平均租赁运营成本费用为20.01美元/桶油当量；2023年为18.66美元/桶油当量[115][116] 公司客户收入占比情况 - 2024年菲利普斯66、HF辛克莱尔公司、西南能源LP分别占公司总报告收入的33%、25%、10%；2023年分别为17%、24%、13%[127] 公司套期保值计划 - 公司计划维持商品衍生品合约组合，覆盖一到三年期间总已探明开发生产储量估计产量的50% - 75%[131] - 公司打算在任何给定时间维持一份商品衍生品合约组合，覆盖未来一到三年已探明开发生产储量预计产量的50% - 75%[232] 公司水力压裂情况 - 公司使用的水力压裂液约99%由水和沙子组成[139] 公司保险情况 - 公司维持多种保险，但不能保证保险能充分保护其免受所有潜在后果、损害和损失的责任[141] 公司法规政策影响情况 - 公司的油气开发和生产业务受严格复杂的联邦、州和地方法律法规约束，不遵守可能导致制裁和业务受限[142] - 2023年5月18日，BSEE相关规定生效，聚焦明确RUE授予者的退役义务并颁布前任退役义务政策[146] - 2024年4月，BOEM宣布最终规则，修改确定油、气和硫磺承租人等提供财务担保的标准[146] - 2023年8月和2024年8月，BSEE宣布两项最终规则，增加设施和管道安全相关规定[147] - 若公司未支付特许权使用费或违反安全和环境法规，BOEM和BSEE可能暂停或终止Beta物业运营[148] - 公司可能因处理危险物质而根据CERCLA承担连带责任[150] - OPA要求近海和某些近岸设施运营商维持一定财务担保以覆盖潜在清理和恢复成本[151] - 若石油生产废物未来被重新归类为“危险废物”，公司管理和处置成本可能增加[152] - 2023年9月，EPA和陆军工程兵团重新定义WOTUS，但约半数州和其他原告持续挑战该规则[156] - 俄克拉荷马公司委员会要求公司限制Arbuckle地层盐水处置井的盐水量，并为十口井设定上限[160] - EPA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，或增加成本[161] - 2024年公司确认废物排放费用为40万美元，甲烷排放和废物减少激励计划2024年收费标准为每吨超过年度甲烷排放阈值900美元，2025年涨至1200美元，2026年涨至1500美元[174] - 2021年11月EPA发布拟议规则，2022年11月发布补充拟议规则，2023年12月发布最终规则，要求逐步淘汰新油井常规天然气燃烧并进行泄漏监测，Subparts OOOOb和OOOOc适用日期更新为2022年12月6日[170] - 2024年4月和11月BLM发布最终规则减少联邦和印第安租赁土地上油气生产活动中天然气浪费，2025年1月特朗普发布行政命令，未来EPA和BLM规则实施和执行不确定[171] - 2015年美国加入COP21，2021年拜登政府宣布重新加入巴黎协定，目标到2030年相对于2005年水平至少减少50%温室气体排放，2025年1月特朗普发布行政命令退出巴黎协定[173] - 2022年8月拜登政府签署《降低通胀法案》，2024年5月EPA修订石油和天然气设施温室气体报告计划，2024年11月EPA最终确定实施废物排放收费规定，2025年1月1日生效[174] - 2023年10月加利福尼亚州颁布立法，2024年修订，要求特定公司公开披露范围1、2、3温室气体排放，2026年1月1日开始生效，相关法规实施细则预计2025年出台[175] - 2024年3月SEC通过气候相关披露新规则，4月自愿暂停该规则，公司正在评估影响，规则能否经受法律挑战不确定[176] - 2020年7月白宫CEQ修订NEPA实施条例，2021年10月发布拟议规则分两阶段修订，2022年4月完成第一阶段，2024年5月完成第二阶段，2025年1月特朗普发布行政命令要求CEQ提供实施指导并提议撤销相关法规[179] - 多个州已采用或考虑采用水力压裂相关法规，可能导致公司合规成本增加、运营延迟或受限，目前无法估计新法规对业务的影响[163][164][165][166] - 公司可能需要在未来几年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，但目前公司基本符合所有空气排放法规并持有必要运营许可证[172] - 2024年4月美国鱼类和野生动物管理局发布三项最终规则，扩大濒危物种法保护范围；2025年1月特朗普发布行政命令宣布国家能源紧急状态，未来规则实施和执行不确定[180] - 截至2024年12月，PHMSA违反管道安全法律法规的最高行政民事处罚为每次违规每天最高272,926美元，相关系列违规最高2,729,245美元[191] - 2021年7月1日起，FERC将石油和液体管道费率指数价格设定为成品生产者价格指数减0.21%；2024年7月26日该决定被撤销；9月17日恢复为成品生产者价格指数加0.78%；10月17日提议将指数价格降回成品生产者价格指数减0.21%，该提议待决[187] - 2017年1月PHMSA最终确定危险液体管道新法规，2016年4月提议天然气传输和集输管道安全规则，2019年10月和2021年11月分别发布相关最终规则，部分报告要求2022年生效，其他2023年生效[189] - 2017年4月PHMSA采用新规则提高管道安全法律违规最高行政民事处罚，每年更新以考虑通货膨胀[191] - 2022年3月PHMSA宣布最终规则，2022年10月5日生效，要求在新的和更换的陆上天然气及其他危险液体管道安装远程控制或自动关闭阀[191] - 2022年8月PHMSA通过最终规则，2023年5月24日生效，为陆上天然气传输管道建立新的安全和环境保护标准[191] - 2025年1月17日PHMSA发布最终规则，将在联邦公报公布后180天生效，以减少新的和现有的天然气传输、分配和集输管道及液化天然气设施的甲烷泄漏[191] - 2021年1月CFTC发布关于能源商品期货和期权合约及经济等效掉期、期货和期权头寸限制的最终规则，3月15日生效[195] - 多德 - 弗兰克法案及相关新法规可能使衍生品交易对手方分拆业务，增加衍生品合约成本，改变合约条款，减少衍生品可用性，增加信用风险[196] - 违反《商品交易法》和《2007年能源独立与安全法案》，罚款最高可达每天100万美元/每项违规[197] - 德州对石油生产征收4.6%的市场价值 severance税，对天然气生产和保存征收7.5%的市场价值 severance税[199] 公司员工情况 - 截至2024年12月31日，公司有229名员工，无人由工会代表或受集体谈判协议覆盖[201] - 截至2024年12月31日，约15%的员工自我认定为种族或族裔少数群体，约16%自我认定为女性；公司总部约32%的员工自我认定为种族或族裔少数群体，约48%自我认定为女性[208] 市场价格情况 - 截至2024年12月31日的五年内，NYMEX - WTI原油期货价格从每桶 - 37.63美元到122.11美元，NYMEX - 亨利枢纽天然气期货价格从每百万英热单位1.48美元到9.68美元[219] - 2024年，WTI公布价格从4月5日的每桶86.91美元到9月10日的每桶65.75美元，NYMEX - 亨利枢纽天然气市场价格从2月15日的每百万英热单位1.58美元到12月24日的每百万英热单位3.95美元[219] 公司减值情况 - 2024年和2023年未确认减值费用，大宗商品价格长期下跌可能导致公司对油气资产进行减值减记[221] 公司通胀影响情况 - 通胀因素如劳动力成本、材料成本和间接成本增加，可能对公司财务状况和经营业绩产生不利影响[223] 公司办公信息情况 - 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套房，电话号码为(832) 219 - 9001[212] - 公司年度报告（Form 10 - K）、季度报告（Form 10 - Q）、当前报告（Form 8 - K）及相关修订报告可在公司网站www.amplifyenergy.com免费获取[213] 公司循环信贷协议情况 - 循环信贷协议要求公司维持最高总债务与EBITDAX比率为3.00比1.00，流动比率不低于1.00比1.00，并对冲至少50% - 75%的已探明开发生产储量的预计产量[225] - 循环信贷协议下的债务由不低于公司油气资产PV - 9价值90%的抵押以及所有或几乎所有运营已探明、开发和生产油气资产所需的重要中游资产担保[225] - 公司循环信贷额度的借款基数至少每半年重新确定一次，若未在30天内偿还借款基数不足部分或质押额外油气资产，将构成违约[230] - 循环信贷协议的限制性契约可能限制公司增长、融资运营、应对变化及开展其他业务活动的能力[226] - 循环信贷额度借款利率为可变利率，利率上升会增加偿债义务，减少净收入和偿债可用现金[231] 公司储量计算情况 - 公司计算已探明储量的未来净现金流现值时使用10%的折现率，该折现率由SEC和FASB规定[239] 公司风险情况 - 公司油气生产价格常因地区、产品特性等因素相对于基准价格有折扣，可能减少现金流[233] - 公司油气储量估计基于诸多假设，不准确的估计或假设会影响储量数量和现值[234] - 公司未能替换已探明油气储量，可能对