公司业绩 - Amplify Energy 2023年第四季度每股收益为1.07美元 超出Zacks共识预期的0.21美元 同比增长44.59% [1] - 公司第四季度营收为7899万美元 超出Zacks共识预期7.71% 但同比下降19.93% [1] - 过去四个季度中 公司有两次超出每股收益预期 四次超出营收预期 [1] 市场表现 - 2023年初至今 Amplify Energy股价上涨2.2% 低于同期标普500指数6.5%的涨幅 [2] - 公司当前Zacks评级为5级(强烈卖出) 预计短期内表现将逊于市场 [4] 行业前景 - 美国油气勘探与生产行业在Zacks行业排名中处于后10% 历史数据显示排名前50%的行业表现优于后50%超过2倍 [5] - 同行业公司Profire Energy预计2023年第四季度每股收益为0.05美元 同比增长25% 营收预计为1499万美元 同比增长7.3% [5][6] 未来展望 - 公司未来股价走势将很大程度上取决于管理层在财报电话会议中的评论 [2] - 当前市场对下一季度的共识预期为每股收益0.22美元 营收7550万美元 对本财年的共识预期为每股收益1.30美元 营收3.1961亿美元 [4] - 投资者应关注公司未来几个季度盈利预期的变化 历史数据显示短期股价走势与盈利预期修正趋势存在强相关性 [3]

公司整体储量情况 - 截至2023年12月31日，公司总估计已探明储量约为9.81亿桶油当量，其中约42%为石油，38%为天然气，20%为天然气液体，98%被归类为已探明开发储量[42] - 截至2023年12月31日，公司已探明石油储量为4.1078亿桶，天然气储量为2268.78亿立方英尺，天然气液储量为1918.5万桶，总计9.8077亿桶油当量，其中已开发储量占总储量的98%[61] - 截至2023年12月31日，公司拥有1926万桶油当量的已探明未开发储量，包括1772万桶石油、451亿立方英尺天然气和77万桶天然气液，2023年已探明未开发储量增加了868万桶油当量[66] 公司产量及销售情况 - 2023年第四季度，公司平均净产量为20.8万桶油当量/日，储量与产量比约为12.9年[42] - 2023年总石油产量2773千桶，平均销售价格74.17美元/桶；NGLs产量1323千桶，平均销售价格22.24美元/桶；天然气产量20297百万立方英尺，平均销售价格2.62美元/百万立方英尺；总产量7479千桶油当量，平均销售价格38.54美元/桶油当量，租赁运营费用18.66美元/桶油当量[70] - 2022年总石油产量2327千桶，平均销售价格91.34美元/桶；NGLs产量1389千桶，平均销售价格34.11美元/桶；天然气产量22993百万立方英尺，平均销售价格6.43美元/百万立方英尺；总产量7548千桶油当量，平均销售价格54.02美元/桶油当量，租赁运营费用17.45美元/桶油当量[71] 各地区储量及产量情况 - 俄克拉何马州地区约占公司2023年12月31日估计已探明储量的30%和约2023年第四季度平均日净产量的27%，估计净探明储量为2950万桶油当量，平均净产量为5.5万桶油当量/日[46] - 白罗尔地区约占公司2023年12月31日估计已探明储量的24%和约2023年第四季度平均日净产量的16%，估计净探明石油和天然气液体储量为2350万桶，平均净产量为3.4万桶油当量/日[48] - 达科马油田包含公司总估计储量的15%以上，2023年石油产量为348万桶，2022年为383万桶[46][47] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约13%与Beta油田有关，该油田位于加利福尼亚州长滩港近海约11英里的联邦水域，Beta油田拥有1270万桶估计净探明石油储量，2023年第四季度平均净产量为3000桶油当量/天[49] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约30%以及2023年第四季度平均日净产量的约38%位于东得克萨斯/北路易斯安那地区，该地区拥有2.99亿桶油当量的估计净探明储量，2023年第四季度平均净产量为8000桶油当量/天[51] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约3%以及2023年第四季度平均日净产量的约4%位于伊格尔福特地区，该地区拥有250万桶油当量的估计净探明储量，2023年第四季度平均净产量为900桶油当量/天[52] 价格及收入变化情况 - 2023年与2022年同期相比，大宗商品价格普遍下跌，公司收入减少，预计2024年价格将持续波动[43] - 2018 - 2023年，NYMEX - WTI原油期货价格最高为122.11美元/桶，最低为 - 37.63美元/桶；NYMEX - 亨利中心天然气期货价格最高为9.68美元/百万英热单位，最低为1.48美元/百万英热单位[171] - 2023年，WTI原油挂牌价格最高为93.68美元/桶（9月27日），最低为66.74美元/桶（3月17日）；NYMEX - 亨利中心天然气市场价格最高为4.17美元/百万英热单位（1月4日），最低为1.99美元/百万英热单位（3月29日）[171] 公司业务风险情况 - 公司业务面临众多风险，包括商品价格波动、经济状况下滑、无法遵守信贷协议契约、利率风险等[35][36][37] - 商品价格下跌可能影响公司借款额度，借款基数减少会对业务和融资活动产生重大不利影响[185] - 套期保值策略可能无法有效减轻商品价格波动对现金流的影响，套期保值活动可能导致现金损失并限制潜在收益[187] - 纽约商业交易所或其他基准价格与公司井口价格之间的价差扩大，会显著减少现金流并对财务状况产生不利影响[189] - 公司石油和天然气生产价格常因地区和产品特性存在折扣，显著折扣会减少现金流并影响经营业绩和财务状况[190] - 未能替换已探明石油和天然气储量会对公司业务、财务状况、经营业绩、产量和现金流产生不利影响[197] - 钻探活动面临多种风险，包括无法发现商业性生产储层、成本增加、运营受阻等，可能导致重大损失[199] - 保险可能无法覆盖公司所有运营风险，未覆盖的负债、索赔或损失会对业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响[205] - 2023年12月31日止年度有三个客户各占总报告收入的10%以上，失去这些客户或重要客户若无法替换，将对公司营收和财务状况产生重大不利影响[219] - SEC规则要求PUDs相关井需在预订日期后五年内钻探，此要求限制公司预订额外PUDs的能力，若未在规定时间内钻探，可能需减记PUDs[213] - 公司业务依赖少数重要客户，客户无法履行付款义务或破产清算，可能对公司经营业绩产生重大不利影响[220] - 公司面临供应商和交易对手不履约的贸易信用风险，大宗商品价格下跌和融资困难可能导致其流动性和履约能力下降[222] - 公司使用水平钻井和完井技术存在风险，如井眼定位、套管下入、压裂增产等方面的问题[210] - 2D和3D地震数据解释可能不准确，且使用先进技术需更高的预钻井支出，可能导致未来钻井活动不成功或不经济[212] - 行业周期性导致钻机、设备、物资和人员短缺或成本上升，可能延迟公司运营、增加成本并影响营收[214] - 公司海上作业面临海洋环境特定风险，如电气传输依赖、恶劣天气等，还需遵守更严格的政府监管[216] - 公司业务依赖管道、集输系统和处理设施，其可用性受限可能影响油气生产销售[225] - 公司部分物业由其他公司运营，对其运营和未来发展控制有限，依赖其他权益所有者出资，可能导致意外成本和产量下降[226] 公司资产及运营情况 - 公司的资产主要包括位于俄克拉何马州、落基山脉、南加州近海联邦水域、东得克萨斯/北路易斯安那州和鹰福特的油气生产资产[41] - 公司通过全资子公司OLLC及其子公司开展业务活动，管理层根据一个可报告业务部门评估业绩[41] - 截至2023年12月31日，公司拥有生产井：总油井988口（净497口），总气井1528口（净851口）[73] - 截至2023年12月31日，公司租赁土地开发面积：总计毛面积393422英亩，净面积300668英亩[76] - 2023年公司钻井情况：开发井中生产井毛井9口、净井0.5口；2022年开发井中生产井毛井27口、净井1.1口，干井毛井1口、净井0.1口[79] - 截至2023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[82] 储量报告相关情况 - 公司聘请独立储量工程师Cawley, Gillespie and Associates, Inc.编制截至2023年12月31日的所有已探明储量估计报告[44] - 公司独立储量工程师CG&A至少每年编制一次储量估计报告，公司高级管理层每年对储量进行内部审查和批准，贷款方至少每半年评估一次[53] - 负责监督公司储量估计编制的内部工程师Tony Lopez有超过16年的公司储量报告经验，CG&A负责监督储量估计的Todd Brooker自1992年起在CG&A工作[56][58] 已探明未开发储量开发情况 - 2022年12月31日记录的已探明未开发储量中约20.3%（215万桶油当量）在2023年开发，开发这些储量的总成本约为440万美元，其中2022年支出180万美元，2023年支出260万美元[67] - 2023财年公司开发已探明未开发储量的总资本支出约为260万美元[67] 公司客户情况 - 2023年主要客户占总报告收入比例：HF Sinclair Corporation 24%，Southwest Energy LP 13%，Phillips 66 17%；2022年：HF Sinclair Corporation 23%，Southwest Energy LP 13%，Koch Energy Services, LLC 13%[84] 公司风险管理策略 - 公司打算在任何给定时间维持商品衍生品合约组合，覆盖总已探明开发生产储量估计产量的50% - 75%[87] - 公司打算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50%-75%，期限为1 - 3年[188] - 公司会定期进行利率互换，将可变利率转换为固定利率以减轻市场利率波动风险[88] 公司天然气价格特性 - 公司天然气生产价格受季节性需求波动影响，冬季需求通常达到峰值，夏季略有增加[90] 公司水力压裂情况 - 公司已开发未生产和未开发探明储量占总探明储量的9.6%，截至2023年12月31日，其中约41.6%需要水力压裂[91] - 公司使用的水力压裂液约99%由水和沙子组成[93] 行业法规政策情况 - 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单位退役义务政策[101] - 2023年5月，BOEM发布拟议规则制定通知，预计2024年4月发布最终规则[101] - 2022年6月，美国第九巡回上诉法院维持联邦地方法院禁令，禁止BOEM和BSEE批准涉及水力压裂和/或酸井增产的计划或发放许可证[104] - 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，但油和天然气勘探生产废物的重新分类可能增加管理和处置成本[109] - 2023年9月，EPA和陆军工程兵团重新定义“美国水域”，若新规则或诉讼扩大《清洁水法》管辖范围或影响机构资源，公司可能面临成本增加和许可延迟[110] - 俄克拉荷马公司委员会要求公司限制阿巴克尔组盐水井的盐水处理量，并为10口井设定上限，公司已确保有足够的处理井并符合要求[114] - 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，这可能增加公司成本[115] - 2023年7月国会提出法案，若通过将赋予EPA监管水力压裂过程的权力并要求公司披露化学品，但该法案未通过委员会审议[116] - 俄克拉荷马、路易斯安那和得克萨斯等州对水力压裂化学品披露和作业提出要求，相关研究可能促使进一步监管，增加公司合规成本[117][118] - 2023年12月EPA发布最终规则，要求逐步淘汰新油井常规天然气燃烧，对所有井场和压缩机站进行常规泄漏监测，各州需在两年内提交减少现有源甲烷排放的计划，现有源有三年合规时间[123] - 2022年11月30日，BLM发布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的拟议规则，最终规则预计2024年1月发布，甲烷法规范围和合规成本不确定[124] - 未来几年公司可能需为空气污染控制设备进行资本支出，这可能对运营产生重大不利影响，获取许可也可能延迟项目开发并增加成本[125] - 公司认为目前基本符合所有空气排放法规，并持有当前运营所需的所有必要和有效的建设及运营许可证[125] - 2021年11月国会通过1万亿美元立法基础设施一揽子计划，含气候相关支出举措[128] - 《降低通胀法案》要求EPA对石油和天然气系统某些排放源征收“废物排放费”，2024年为每吨900美元，2025年涨至1200美元，2026年涨至1500美元[128] - 加州2023年10月立法，要求特定公司2026年起公开披露范围1、2、3的温室气体排放等信息，额外报告义务或增加公司成本[129] - SEC2022年3月发布拟议规则，若最终确定，公司合规或增加法律、会计和财务合规成本[130] - 新的温室气体法规可能增加公司合规成本，影响业务、财务状况和经营业绩[131] - 减少温室气体排放的立法或监管计划可能增加消费成本，降低公司油气需求[132] - 公司联邦土地上的油气勘探和生产活动需遵守NEPA，环境审查可能延迟项目开发[133] - ESA和MBTA相关规则实施不确定，公司运营区域出现受保护物种可能增加成本、影响运营[134] - 公司需遵守联邦《职业安全与健康法》及类似州法律，不遵守可能面临处罚[135] - 公司运营受联邦、州和地方各级多种法规监管，包括钻井许可、生产限制和税收等[138][141] - 截至2023年12月，PHMSA违规的最高行政民事罚款为每次违规每天最高266,015美元，一系列相关违规最高2,660,135美元[147] - 2021年7月1日起至2026年6月30日，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减去0.21%[144] - 美国CFTC提议将新的和现有的天然气传输、分配和集输管道以及液化天然气设施的甲烷泄漏减少多达55%[147] - 依据CEA和EISA，违规罚款最高可达每天每违规100万美元（根据通货膨胀调整）[153] - 得克萨斯州对石油生产征收的基线 severance 税为市场价值的4.6%，对天然气生产和储存征收的为7.5%[155] - 2017年1月，PHMSA针对危险液体管道出台新规，要求高后果区管道20年内能容纳在线检测工具[146] - 2021年1月CFTC发布最终规则，3月15日生效，对特定能源商品期货等合约设置头寸限制[151] - 2016年4月PHMSA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[146] - 2017年4月PHMSA采用新规提高管道安全法律违规的最高行政民事罚款，并每年更新[147] 公司员工

2023年生产与销售情况 - 2023年第四季度，公司平均日产量约20.8 MBoepd，较上一季度增长1%；全年平均日产量20.5 MBoepd，在全年指导范围内[11] - 2023年第四季度总产量191万桶油当量，第三季度为189.7万桶油当量[39] - 2023年第四季度平均日产量20.8万桶油当量，第三季度为20.6万桶油当量[39] - 2023年第四季度石油平均销售价格为每桶75.31美元，第三季度为78.45美元[39] - 2023年第四季度天然气平均销售价格为每千立方英尺2.51美元，第三季度为2.28美元[39] - 2023年第四季度石油和天然气总销量7.8191亿美元，第三季度为7.6403亿美元[37][39] - 截至2023年12月31日，公司总生产体积为1910 MBOE，日均产量为20.8 MBoe/d，液体占比59%[41] 2023年财务指标情况 - 2023年第四季度，公司净收入约4360万美元，上一季度净亏损1340万美元；全年净收入3.928亿美元[2][6] - 2023年第四季度，公司调整后EBITDA为2520万美元，较上一季度增加约570万美元；全年调整后EBITDA为8800万美元[2][6] - 2023年第四季度，公司自由现金流为1440万美元，较上一季度增长136%；全年自由现金流为3800万美元[2][8] - 截至2023年底，公司净债务为9400万美元，较之前减少约9500万美元，净债务与过去十二个月调整后EBITDA之比为1.1倍[2][10] - 2023年底，公司按SEC定价的总探明储量为9800万桶油当量，PV - 10价值约7.57亿美元；按2024年2月22日即期定价，PV - 10价值约5.74亿美元[2][4] - 2023年第四季度总营收7.8985亿美元，第三季度为7.677亿美元[37] - 2023年第四季度净利润4.3578亿美元，第三季度净亏损1.3403亿美元[37] - 2023年第四季度基本和摊薄后每股收益为1.07美元，第三季度为 - 0.34美元[37] - 2023年第四季度，公司经营活动产生的净现金为2.8362亿美元，投资活动使用的净现金为8637万美元，融资活动使用的净现金为5366万美元[43] - 2023年第四季度，公司调整后EBITDA为2.519亿美元，自由现金流为1.4428亿美元[45] - 截至2023年12月31日的12个月，公司经营活动产生的净现金为14.159亿美元，调整后EBITDA为8.8032亿美元，自由现金流为3.8025亿美元[49] - 2023年第四季度，公司净利润为4.3578亿美元，上一季度净亏损为1.3403亿美元[51] - 截至2023年12月31日，公司总资产为7.37674亿美元，总负债为3.46638亿美元，股东权益为3.91036亿美元[42] - 截至2023年12月31日，公司现金及现金等价物为2.0746亿美元，较上一季度的6387万美元有所增加[42] - 截至2023年12月31日，公司应收账款为3.9096亿美元，较上一季度的4.7864亿美元有所减少[42] - 截至2023年12月31日，公司长期债务为1.15亿美元，较上一季度的1.2亿美元有所减少[42] - 2023年12月31日结束的12个月净收入为392750000美元，2022年同期为57875000美元[53] - 2023年12月31日结束的12个月调整后EBITDA为88032000美元，2022年同期为93822000美元[53] - 2023年12月31日结束的12个月自由现金流为38025000美元，2022年同期为43623000美元[53] - 2023年12月31日结束的三个月总现金一般及行政费用为6172000美元，2023年9月30日结束的三个月为6512000美元[56] - 2023年12月31日结束的12个月总现金一般及行政费用为26422000美元，2022年同期为27036000美元[56] - 截至2023年12月31日，标准化未来净现金流折现值（PV - 10）为757013000美元，截至2022年12月31日为1649368000美元[57] 2023年成本与投资情况 - 2023年第四季度，租赁运营费用约3460万美元，较第三季度减少240万美元；全年约1.396亿美元[16] - 2023年第四季度，现金资本投资约710万美元，较上一季度减少260万美元；全年资本投资总计3370万美元，低于指导中点[18] - 2023年第四季度总资本投入为710万美元，全年为3370万美元[20] - 截至2023年12月31日，公司总租赁运营费用为3.4641亿美元，资本支出为7102万美元[41] 2023年衍生品与收入情况 - 2023年第四季度，公司实现商品衍生品亏损320万美元；油气收入扣除已实现套期保值后，较上一季度增加180万美元[12] 2024年战略规划 - 2024年战略更新包括：3月启动Beta开发计划，首次开钻；启动此前宣布的Bairoil资产营销流程[2] - 2024年第一季度启动Beta四井开发计划，前两口井预计二季度出初始产量，后两口四季度投产，当前油价下IRR超100%，回收期少于一年[22] - 2024年预计参与0.5 - 1.0口净非作业井，计划2024年末开钻，2025年上半年完井[22] 2024年财务与产量指引 - 2024年预计资本投资为5000 - 6000万美元[21] - 2024年资本投资类型占比：Beta开发40%、Beta设施26%、修井及其他设施29%、非作业开发5%[22] - 2024年净平均日产量指引：石油8000 - 8900桶/日、NGL 3000 - 3300桶/日、天然气4700 - 5250万立方英尺/日、总计1.9 - 2.1万桶油当量/日[24] - 2024年调整后EBITDA指引为9000 - 1.1亿美元，自由现金流指引为2000 - 4000万美元[24] 2024 - 2026年互换交易情况 - 2024 - 2026年天然气互换平均月交易量分别为66.25、67.5、29.1667万MMBtu，加权平均固定价格分别为3.72、3.74、3.72美元[27] - 2024 - 2026年石油互换平均月交易量分别为73333、53000、30917桶，加权平均固定价格分别为73.39、70.68、70.68美元[27] 非GAAP财务指标定义 - 公司定义了调整后息税折旧摊销前利润、自由现金流、净债务、PV - 10和现金一般及行政费用等非GAAP财务指标[32][33] 前瞻性声明风险提示 - 前瞻性声明涉及诸多风险和不确定性，可能导致公司实际结果与预期有重大差异[31] Magnify项目情况 - 2023年Magnify为调整后EBITDA增加50万美元，2024年预计投资100万美元，预计产生200 - 300万美元调整后EBITDA[22]

公司业绩 - Amplify Energy Corp. 宣布了2023年第四季度和全年的运营和财务业绩，以及2024年全年的指导[1] - 在2023年第四季度，公司实现了平均总产量为20.8 MBoepd，运营活动提供的净现金为2,840万美元，净收入为4,360万美元[2] - Amplify的2023年年底总证明储量为9800万桶油当量，PV-10价值约为7.57亿美元[3] - Amplify总资产投资为710万美元，自由现金流为1,440万美元[4] 运营策略 - Bairoil公司继续专注于通过有针对性的井重新完井和转换来增强水替气注入的性能，以抵消资产的名义产量下降[18] - Amplify在俄克拉荷马州的运营策略仍然专注于通过积极的修井计划、人工提升增强、延长井运行时间和继续降低运营成本来优化稳定的自由现金流水平[19] - 在东得克萨斯，公司继续专注于谨慎管理该领域，例如优化场地压缩、人工提升增强和设备内部采购，预计将改善生产状况并降低租赁运营成本[20] 未来计划 - Amplify预计将参与在鹰福特地区约0.5至1.0个净非运营井，这些井具有高增值回报，计划于2024年底钻井并在2025年上半年完成[22] - Amplify的2024年度指导意见基于当前预期的资本投资水平和原油价格为每桶75美元（WTI）以及天然气价格为每MMBtu 2.50美元，以及市场对原油和天然气的需求和价格将继续保持在允许这些产品经济生产的水平[23] 公司信息 - Amplify Energy Corp.是一家独立的石油和天然气公司，主要从事石油和天然气资产的收购、开发、开采和生产，业务重点在俄克拉荷马州、萨克拉门托山脉（Bairoil）、南加州海域联邦水域（Beta）、东得克萨斯/北路易斯安那州和鹰福特地区（非运营）[29]

公司业绩预期 - Amplify Energy预计在2023年第四季度的财报中，收入和盈利将同比下降 收入预计为7333万美元，同比下降259% 每股收益预计为021美元，同比下降716% [2] - 过去30天内，分析师对Amplify Energy的每股收益预期下调了2667% 这反映了分析师对公司业绩的重新评估 [2] 盈利预测模型 - Zacks Earnings ESP模型通过比较最新分析师预测与共识预期，预测实际盈利与预期的偏差 该模型对正ESP值的预测能力较强 [3] - 当正ESP值与Zacks Rank 1至3结合时，预测盈利超预期的准确率接近70% 但负ESP值或Zacks Rank 4至5的股票难以预测盈利超预期 [4] Amplify Energy的盈利预测 - Amplify Energy的最新准确预测与共识预期一致，ESP值为0% 同时，该股票的Zacks Rank为5 这使得预测其盈利超预期变得困难 [5][6] - 在上一季度，Amplify Energy的每股收益预期为020美元，但实际亏损034美元，超出预期270% 过去四个季度中，公司有两次超出盈利预期 [7] 盈利超预期的影响 - 盈利超预期或未达预期并非股价变动的唯一因素 许多股票在盈利超预期后仍可能因其他因素下跌 同样，一些股票在盈利未达预期后也可能因其他催化剂上涨 [8] - 尽管Amplify Energy目前不具备盈利超预期的潜力，但投资者仍需关注其他可能影响股价的因素 [8]

文章核心观点 - 安普能源公司宣布将于2024年3月6日美国金融市场收盘后公布2023年第四季度财务和运营业绩，管理层将于2024年3月7日上午10点（中部时间）召开电话会议讨论业绩 [1] 公司信息 - 安普能源公司是一家独立的石油和天然气公司，从事石油和天然气资产的收购、开发、开采和生产业务 [2] - 公司业务集中在俄克拉荷马州、落基山脉（拜罗尔）、南加州近海联邦水域（贝塔）、东得克萨斯州/北路易斯安那州以及伊格尔福特（非运营） [2] 会议参与方式 - 有意者可在会议开始前至少15分钟拨打(800) 343 - 5172（会议ID：AEC4Q23）参加电话会议 [1] - 会议结束后14天内可拨打(800) 654 - 1563（访问代码：28240256）收听电话会议回放 [1] 投资者关系联系方式 - 高级副总裁兼首席财务官吉姆·弗雷，电话(832) 219 - 9044，邮箱jim.frew@amplifyenergy.com [2] - 财务总监兼司库迈克尔·乔丹，电话(832) 219 - 9051，邮箱michael.jordan@amplifyenergy.com [2]

文章核心观点 - 安普能源公司股票存在多个上涨催化剂，当前被严重低估，近期油价下跌带来理想买入机会，若出售拜罗尔资产将成为股东价值提升的催化剂 [1][2][14] 公司概况 - 安普能源公司是一家油气生产商，总部位于德克萨斯州休斯顿，业务分布于俄克拉荷马州、南加州和德克萨斯州，在落基山脉拥有拜罗尔等资产，并计划于2024年第一季度出售 [1] - 该公司股票在2017 - 2018年交易价格约为每股20美元，后呈下降趋势，2020年因新冠疫情股市调整暴跌，2021年因石油泄漏事件表现疲软 [1] - 此前一艘船的锚撞击管道引发石油泄漏，航运公司同意支付9650万美元与公司达成和解 [1] 上涨催化剂 - 2024年第一季度出售拜罗尔资产的计划随时可能有新消息 [2] - 若美联储降息或中东局势紧张，尤其是霍尔木兹海峡出现问题，油价可能上涨 [2] - 石油板块近期表现落后，可能出现补涨行情 [2] - 公司股价处于近期交易区间低端，可能反弹 [2] 股价走势 - 10月公司股价约为7.40美元，目前已跌至约5.70美元，与其他石油股和能源精选板块SPDR走势相似 [3] - 50日移动平均线为6.00美元，200日移动平均线为6.66美元，若油价稳定或反弹，或公司资产出售有消息，股价可能迅速收复50日移动平均线（较当前水平上涨约5%），甚至触及200日移动平均线（涨幅约18%） [3] 估值分析 - 分析师预计公司2024年每股收益为1.37美元，市盈率约为4.4倍，显示公司股票被严重低估，有较大的估值扩张空间 [4] - 公司投资者报告显示，在油价约75美元/桶、天然气约4美元时，已探明开发储量对应的股权价值约为每股18美元，目前油价接近75美元/桶，天然气略高于3美元 [5] - 有分析认为拜罗尔资产出售价格可达约2亿美元，出售后公司可能无债务，这可能成为股价重新评级的催化剂 [5] 资产负债表与对冲策略 - 管理层专注于通过偿还债务来加强资产负债表，收到石油泄漏和解金后已采取行动，出售拜罗尔资产可大幅偿还债务甚至清零 [7] - 资产出售可能带来股票回购和分红的机会 [7] - 公司对冲了大部分天然气产量，虽限制了上涨潜力，但降低了能源市场波动风险 [7] - 目前资产负债表有债务约1.27亿美元，现金约640万美元，管理层计划在未来几个季度削减开支 [7] 其他利好因素 - 对冲基金经理克里斯·德穆思·Jr.看好该股票，认为其被低估，公司可能被收购，他近期评论暗示股价价值约为每股15美元 [8] - 2024年1月22日，联盟全球伙伴公司分析师首次覆盖该股票，给予买入评级，目标价9美元，较当前水平有近60%的上涨空间 [9] 行业趋势 - 9 - 10月油价因中东局势紧张上涨，后因中东未发生更广泛冲突、美国石油产量健康以及中国经济数据不佳而回落 [10] - 虽近期石油供应充足，但随着驾驶旺季临近，长期供需平衡有利于油价上涨，2025年可能出现石油供应短缺 [11][12] - 分析师杰夫·柯里看好石油投资前景，认为美联储2024年降息将推动大宗商品价格上涨 [12] 潜在风险 - 油价下跌是石油股最大的下行风险，若中美经济放缓，石油需求下降将导致能源股下跌 [13] - 其他风险包括管理层执行能力、监管问题和环境风险（如石油泄漏） [13]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司净亏损约1,340万美元,而上一季度净利润980万美元,主要是由于商品衍生工具的未实现亏损增加所致 [17] - 第三季度调整后EBITDA为1,950万美元,较上一季度增加190万美元,主要是由于商品价格上涨 [17] - 公司维持2023年全年调整后EBITDA在8,000万美元至1亿美元的指引范围 [17] - 第三季度自由现金流为610万美元,符合预期 [20] - 公司维持2023年全年自由现金流在3,000万美元至5,000万美元的指引范围 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度总产量平均约20,600桶油当量/天,其中38%为原油,18%为天然气液体,44%为天然气 [11] - 第三季度Bairoil产量受到计划停产检修和洪水事件的影响 [11] - Beta项目加快电气化项目,需要临时中断生产 [11] - 第四季度预计产量将有所增加,Bairoil产量将恢复到停产前水平,Beta产量也将继续增加 [12] 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及行业竞争 - 公司已聘请投资银行就Bairoil资产进行出售或其他结构性交易的评估,以最大化股东价值 [6][31][32][33] - 公司成立全资子公司Magnify Energy Services,提供压缩、测试等油田服务,以降低成本并更好地控制关键服务 [8][29][30] - 公司计划在2024年开始Beta项目的开发计划,预计2024年4口井,2025年3口井,以提高产量 [35][36][37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司已成功重启Beta项目并稳步提高产量,并完成债务再融资,现已做好进一步创造价值的准备 [24] - 公司对Beta项目的发展前景感到兴奋,认为该项目具有巨大的开发潜力 [34][35][36][37] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **提问内容** Magnify Energy Services的潜力如何,公司对此有何规划 [28] **回答内容** Magnify可以帮助公司更好地控制成本和服务可靠性,通过内部提供压缩、测试等关键服务,可以实现快速回本和高利润 [29][30] 问题2 **提问内容** 关于Bairoil资产出售的计划,公司的考虑和时间安排 [31][32][33] **回答内容** 公司将同时评估Bairoil的完全出售和其他结构性交易,以最大化资产价值,并有望加快对股东的资本回报 [31][32][33] 问题3 **提问内容** Beta项目未来的发展计划 [34][35][36][37] **回答内容** 公司计划在2024年开始Beta项目的开发计划,预计2024年4口井,2025年3口井,以提高产量,并将进一步降低成本 [34][35][36][37]

公司经营情况 - 公司主要经营领域为收购、开发、开采和生产石油和天然气资产[76] 2023年财务表现 - 2023年，由于商品价格下降，公司收入出现下降[77] - 2023年第三季度，公司净亏损为1340.3万美元，较2022年同期净利润4720万美元下降[85] - 2023年第三季度，公司石油、天然气和NGL收入分别为7640.3万美元和11281.2万美元[85] - 2023年第三季度，公司平均净产量约为20.6 MBoe/d，较2022年同期21.0 MBoe/d下降[85] - 2023年第三季度，公司平均实现销售价格为每桶40.28美元，较2022年同期58.31美元下降[85] - 2023年第三季度，公司其他收入为40万美元，较2022年同期1350万美元下降[85] - 2023年第三季度，公司租赁运营费用为3710万美元，较2022年同期3200万美元增加[85] - 2023年第三季度，公司总体和行政费用为830万美元，较2022年同期700万美元增加[85] - 2023年第三季度，公司商品衍生工具净损失为2330万美元，较2022年同期330万美元净收益增加[85] - 2023年前三季度净收入为3.492亿美元，较2022年同期的2.78亿美元增长[87] - 原油、天然气和NGL收入分别为2.101亿美元和3.196亿美元，较去年同期下降[87] - 租赁运营费用为1.049亿美元和9830万美元，每桶油当量租赁运营费用分别为18.84美元和17.45美元[87] - 2023年前三季度调整后EBITDA为6,284.1万美元，较去年同期的7,194.1万美元下降[94] 资金情况 - 公司计划通过内部现金流、新信贷设施借款以及股权和债务资本市场来满足2023年的资金需求[95] - 2023年9月30日，公司的总资本支出约为2660万美元，主要用于位于俄克拉荷马州和加利福尼亚州的资本维修和设施升级，以及在鹰福德进行的非经营钻井和完井活动[96] - 2023年9月30日，公司的营运资本赤字（不包括商品衍生品）为1700万美元，主要是由于5540万美元的应计负债、2120万美元的应付收入和1870万美元的应付账款，部分抵消了4790万美元的应收账款、2400万美元的预付费用和640万美元的现金[96] - 2023年9月30日，公司的新信贷设施下的贷款总额为1.2亿美元，可借款余额约为1500万美元，且符合所有与新信贷设施相关的财务和非财务契约[97]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入约为980万美元，上一季度为3.528亿美元，上一季度净收入包含8490万美元的Beta和解净收益及2.595亿美元递延所得税收益等非经常性项目 [15] - 第二季度调整后EBITDA为1760万美元，较上一季度下降820万美元，符合年度指引，主要因商品价格下降和终止的循环收益减少 [6][15] - 与上一季度相比，扣除套期保值后，天然气价格下降27%，NGL价格下降17% [15] - 重申2023年调整后EBITDA指引为8000万 - 1亿美元 [16] - 第二季度租赁运营费用较上一季度增加190万美元，主要因Beta恢复运营，但每桶油当量基础上较上一季度下降4% [16] - 与第一季度相比，第二季度集输、运输和加工成本每桶油当量基础上降低17%，生产税降低11%，主要因实物商品价格降低 [16] - 第二季度现金一般及行政费用为620万美元，较上一季度下降140万美元，预计全年保持此水平 [17] - 第二季度利息支出为370万美元，较第一季度下降200万美元，主要因用Beta出售部分收益偿还大量未偿债务 [17] - 2023年第二季度自由现金流为610万美元，符合预期，上半年累计产生1750万美元自由现金流，重申全年自由现金流指引为3000万 - 5000万美元 [17] - 截至7月31日，公司净债务约为1.13亿美元，包括循环信贷安排下的1.2亿美元未偿债务和70万美元现金，流动性约为220万美元，过去12个月净债务与调整后EBITDA之比约为1.2倍 [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 总体生产 - 本季度总产量平均约为2.12万桶油当量/天，符合预期，较上一季度增长9%，其中石油占38%，NGL占17%，天然气占45% [8] - 预计今年剩余时间产量持平或略有增加，下半年产量增长将由Beta的增量石油产量以及增值修井和降压优化项目推动，但Bairoil第三季度产量将因9月计划停产而暂时下降 [8][9] 成本 - 第二季度运营成本为3490万美元，集输、加工和运输成本为510万美元，生产税为200万美元，总成本每桶油当量基础上较上一季度降低7% [10] - 公司计划通过多种方式进一步降低运营成本，如对Beta平台部分设施进行电气化改造、引入自有压缩机替代高成本租赁压缩机、转换油井人工举升方式等 [11] 资本投资 - 本季度公司总资本投资约为790万美元，其中Eagle Ford投资140万美元用于与第一季度末投产的10口总井相关的剩余支出，俄克拉荷马州修井项目投资140万美元，Beta投资470万美元用于优化生产和设施 [11][12][13] - 2023年剩余时间资本投资主要集中在Beta和Bairoil设施项目，Beta设施升级将降低电力成本和排放，Bairoil资本投入将提高资产效率和二氧化碳驱油作业整体运营效率 [13][14] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 近期战略重点是继续提高Beta的产量，同时推进成本削减计划和增值投资 [20] - 公司管理层和董事会一直在就未来发展路径进行合作讨论，随着近期融资的确定，预计未来几个月将敲定战略方向的某些决策 [20] - 目前不将收购作为主要重点，更可能考虑一些投资组合优化机会，并将自由现金流作为向股东返还资本计划的一种手段，但需满足循环信贷安排的相关要求，预计下季度向股东更新计划 [30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着2023年推进，公司预计通过审慎的资产管理和资本配置、降低杠杆以及Beta恢复生产的贡献来提高自由现金流状况，重申2023年全年指引，并将2023 - 2025年预测的自由现金流提高至约2亿美元（按当前期货价格计算） [20] 其他重要信息 - 8月1日，公司成功完成一项为期四年的新循环信贷安排，初始借款基数为1.5亿美元，借款基数将每半年重新确定一次，下次预计在2023年第四季度进行，交易结束时参与者承诺提供1.35亿美元，为公司提供充足流动性 [7][18] - 截至7月31日，公司预计2023年原油产量约65%已套期保值，2024年为5%；按GAAP计算，2023年约75%已套期保值，2024年为15%，新信贷安排要求增加套期保值，公司正在执行相关计划以满足要求，计划在下一次季度电话会议前提供更新的套期保值信息 [19] - 俄克拉荷马州NGL生产的最低产量承诺于6月30日结束，将进一步降低未来集输、加工和运输费用 [16] 问答环节所有提问和回答 问题1: Beta在管道事故前与目前的产量对比 - 事故前Beta日产量约为4000桶，进入第三季度后距离该目标差几百桶，预计第三季度末或第四季度初达到该目标，第三季度Beta资产将实现接近满产，可抵消本季度LOPI损失并减少部分收入下降 [23] 问题2: Beta的水产量是否符合预期 - 水产量符合预期，公司采用水驱方式，将水回注，复产油井状况良好，无明显恶化 [25] 问题3: 加州事故前Beta的再开发计划目前情况 - 停产时公司正在完成再开发计划中的第二口井，相关许可证、管材和材料均已准备好，目前正在评估最早于明年年初重启该计划，将重新评估经济可行性、风险和上行潜力，预计下次季度电话会议提供最新情况 [27] 问题4: 上述再开发计划的许可证是否仍然有效 - 许可证仍然有效 [28] 问题5: 未来几个月考虑的战略方向是否包括可能削减股息 - 融资时需谨慎考虑其与未来战略的契合度，目前不将收购作为主要重点，更可能考虑投资组合优化机会，并将自由现金流作为向股东返还资本的一种方式，但需满足循环信贷安排的相关要求，这些都将与董事会进一步讨论，预计下季度向股东更新计划 [30][31] 问题6: 剩余年份修井工作的区域重点 - 主要集中在俄克拉荷马州和东得克萨斯州，其中俄克拉荷马州规模更大，此外加州还有部分油井计划在未来几个月复产，Bairoil也有修井计划，公司认为修井是提高产量和实现高回报率的最有效短期方法 [33]