财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度勘探与开发支出总计2.34亿加元，占全年预算支出的38% [73] - 2023年第一季度平均日产量约8.68万桶油当量，较2022年第一季度增长7% [80] - 2023年第一季度调整后资金流为2.37亿加元，每股基本收益0.43加元；净收入为5100万加元，每股基本收益0.09加元 [80] - 2023年独立于Ranger的产量指导范围维持在每日8.6 - 8.9万桶油当量，预算勘探与开发支出为5.75 - 6.5亿加元 [6] - 基于2023年远期期货价格，预计2023年第二季度产生约1.15亿加元的自由现金流，全年产生约3.25亿加元的自由现金流 [6] - 合并后前四个季度，合并业务每年将产生10亿加元的自由现金流，其中5亿加元用于偿还债务，5亿加元用于向股东返还资本 [48] 各条业务线数据和关键指标变化 皮瓦因清水河开发项目 - 2023年第一季度产量接近每日1.2万桶 [109] - 2023年钻探计划的前12口井平均30天初始日产量为每口井661桶 [109] 彭比纳杜弗奈项目 - 计划的6口井项目中已钻探4口，其余2口将在第二季度钻探 [110] - 2、3口井平台的完井活动将于第二季度末开始 [110] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司认为WCS - WTI价差的管道经济平衡点在10 - 12加元之间，预计随着时间推移会趋向该平衡点 [56] - 过去几个月甚至一个季度，WCS - WTI基差有所收窄，预计第二季度会进一步改善 [64] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划收购Ranger，预计在第二季度末完成，交易将大幅提升公司在鹰福特的规模，并在德克萨斯湾沿岸盆地建立优质运营能力 [71] - 公司致力于有效配置资本以产生有意义的自由现金流，合并后将增加直接股东回报至合并公司产生的自由现金流的50%，包括增加股票回购计划和引入股息 [81] - 计划将净石油产量的套期保值比例提高到约40%，采用宽双向区间结构，一般为60美元看跌期权和100美元看涨期权 [113] - 对于Ranger资产，将维持约4%的年有机产量增长率，放缓增长步伐以专注于降低成本和提高运营效率 [84][116] - 考虑对部分非核心资产进行剥离，可能是主要资产的部分而非整个主要资产 [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前股价被低估，将通过业务执行、发现更多可开采资源以及利用自由现金流回购股票来释放潜在价值 [101][102] - 行业存在效率低下的情况，导致资产定价错误，公司将利用这一机会 [102] - 随着TMX管道投入使用，预计WCS - WTI价差将趋向管道经济平衡点 [134] 其他重要信息 - 4月12日宣布拟进行7.5亿美元2030年到期的高级无抵押票据私募发行，后因需求强劲将发行规模增至8亿美元，于4月27日完成交割，票据年利率为8.5% [3] - 4月10日提交了年度和特别会议的信息通告和合并代理声明，会议将于5月15日以虚拟方式举行，鼓励股东在5月11日截止日期前投票 [79] - 公司现有正常发行人投标将于2023年5月8日到期，合并完成后，计划向多伦多证券交易所提交更新的NCIB申请，进行约占公众流通股10%的股票回购计划 [74] - 建议Baytex每季度支付每股0.0225加元的股息，即年化每股0.09加元，初始股息预计于2023年10月支付 [111] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 套期保值的目标范围是多少？ - 公司计划在交易完成后的未来12个月内，将约40%的净收入权益（NRI）产量进行套期保值，目标是60美元的价格底线，目前已完成相当一部分，Ranger在第一季度也积极开展了套期保值工作 [113][114] 问题: 相对于Ranger独立运营时的资本计划，合并后资本投入的节奏如何考虑？ - 公司计划维持约2台钻机的平稳运营，可能会有偶尔的额外钻机，整体资产增长速度将比Ranger独立运营时放缓，以便释放资源、时间和精力，专注于降低成本和提高运营效率 [116] 问题: 新清水河井的资本成本和初始递减率情况如何？ - 管理层表示目前还无法确定初始递减率，因为还未形成产量下降曲线。关于资本成本，未在记录中明确提及 [86] 问题: 鹰福特非作业区的选择情况如何，现状是否仍最有可能维持？ - 公司与合作伙伴关系良好，对资产表现满意。随着Ranger运营能力的加入，预计将与Ranger团队更紧密合作，利用在AMI的工作权益进行交换和交易，以增加双方的作业工作权益 [120] 问题: 杜弗奈开发项目在不同WTI价格情景下的内部收益率（IRR）、回收期和循环比率如何？ - 对于WTI价格每变动10美元，回报率约有30%的调整，循环比率有0.5的变动，回收期有正负4个月的变动 [123] 问题: 合并后Ranger资产是否有有意义的（而非增量的）机会来提高油井生产率？ - 公司将放缓增长步伐，使其与低至中个位数的有机产量增长率（约4%）保持一致。虽然Ranger团队在过去几年表现出色，但仍有增量机会继续提升业绩，通过专注于更详细的技术和分析工作来实现 [124][125][126] 问题: 公司是否考虑在与Ranger合并前后进行反向股票分割？ - 公司近期未与董事会进行相关讨论，若进行反向股票分割，将是经过深思熟虑的，并将目标价格设定在北美勘探与生产（E&P）同行群体的中间水平，但目前没有正式计划 [63]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，公司转回2.68亿美元此前记录的资产减值，主要因大宗商品价格预测上调，这推动第四季度净收入达3.53亿美元，2022年全年净收入达8.56亿美元 [5] - 2022年公司显著强化资产负债表，净债务减少30%至9.87亿美元，过去12个月净债务与EBITDA比率为0.8倍，资产负债表为过去10年最强 [6] - 2022年公司实现4%的产量同比增长，回购4.3%的流通股，净债务减少30% [68] - 第四季度产量平均约8.7万桶油当量/日，全年产量达8.35万桶油当量/日；第四季度自由现金流为1.43亿美元，2022年全年创纪录达6.22亿美元 [69] - 2022年勘探与开发支出第四季度总计1.04亿美元，全年为5.22亿美元；2022年第四季度调整后资金流为2.56亿美元，全年为12亿美元 [70] - 2022年公司启动直接股东回报，将25%的年度自由现金流用于股票回购计划，75%用于债务偿还，以每股6.54美元的平均价格回购2430万股普通股 [71] - 2022年末公司净资产价值按10%折现率税前计算为每股9.28美元 [72] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年第四季度Clearwater产量平均为1.1万桶/日，全年平均为7400桶/日；2022年在Peavine钻探22口净井，初期井表现持续超类型曲线假设，公司拥有该区域前15口初始产量最高的井；预计2023年在Peavine约31口净井投产 [57] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是实现适度、可靠的年度产量增长，同时产生可观的自由现金流并保持合理的财务杠杆，有强大的股东回报框架，致力于打造更强大、更具韧性的业务以提升股东价值和每股直接股东回报 [2][3] - 2023年公司预计是强劲的一年，将推进高质量含油资产组合的开发，进一步明确Peavine、Clearwater区块范围，推进Duvernay轻质油资源开发项目，致力于有效配置资本以产生可观的自由现金流并增加直接股东回报 [9] - 公司认为Lloyd、Peace River（包括Peavine）和Viking资产表现良好，资产组合具有风险分散优势，可利用运营杠杆和不同价格机会创造和把握业务优势 [31] - 公司有持续的有机勘探计划，勘探团队在Clearwater at Peavine有成功经验，现正围绕Clearwater区域和Peace River进行勘探 [39] - 公司认为目前对业务进行再投资回报最佳，但也考虑投资者对直接回报的需求，有强大的资本回报框架并会逐步扩大 [46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2023年公司预计是强劲的一年，随着高质量含油资产组合开发推进、Peavine和Clearwater区块范围明确以及Duvernay项目进展，有望产生可观的自由现金流并增加直接股东回报 [9] - 公司认为Clearwater开发项目是运营亮点，在当前大宗商品价格下经济效益最佳，有有机增长能力并能提升自由现金流状况 [73] 其他重要信息 - 公司致力于监测运营中的温室气体排放，设定减排强度目标，寻求具有成本效益的策略以降低碳排放强度生产能源 [17] - 2022年公司温室气体排放强度较2021年降低15%，较2018年基线降低59%，相当于每年减少170万吨二氧化碳当量排放，等同于每年减少34万辆汽车上路 [8] - 昨日公司股票重返纽约证券交易所交易，期待改善交易流动性和股东交易体验 [55] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司对Clearwater项目达到1.5万桶/日峰值产量的承诺及该目标设定原因 - 公司致力于将Clearwater产量维持在1.2 - 1.5万桶/日，会从地表文化角度并利用与社区的关系确保负责任地实现该目标，若有机会可进一步提高产量，但目前维持该区间 [60][61] 问题2: 目前公司WTI盈亏平衡点情况 - 公司WTI盈亏平衡点有所降低，因Henry Hub天然气价格大幅下跌，行业资源从产气项目流向产油项目，缓解了通胀压力，改善了结果 [63] 问题3: 鹰滩地区负技术储量修订情况 - 鹰滩是压裂增产型项目，价格上涨时会进行加密布井，负技术修订主要源于大宗商品价格和现金成本结构变化，多从曲线长尾部分调整，对现值影响不大但影响产量；此外公司出售部分储量也影响总储量 [78][85][86] 问题4: 新领导对公司发展方向的个人倾向，包括并购潜力和重点发展盆地 - 领导看好Peavine项目稳定后产生大量自由现金流，Duvernay项目资源质量和技术团队能力，Viking项目高效稳定生产能力，以及鹰滩项目的现金流和不同市场机会；认为并购应服务于股东价值创造，不应为并购而并购，要构建更优质、持久、有韧性的业务 [81][82][83] 问题5: 2024年Duvernay项目能否进入开发阶段 - 目前判断为时尚早，虽前两口井运营执行良好，设计实验结构应能获取足够信息，但仅释放两口井且处于特定阶段，还需等待更多数据 [88]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量超过83,000桶油当量(BOE/d)，自由现金流为1.12亿加元，年初至今自由现金流达4.78亿加元 [9] - 资本支出总额为1.67亿加元，参与钻探了86口总井或72口净井 [9] - 10月产量增至超过87,000 BOE/d，预计2022年全年平均日产量约为84,000 BOE/d，同比增长5% [9] - 预计2022年全年勘探和开发支出为5.15亿加元，较此前目标5亿加元增加3% [10] - 预计2022年全年自由现金流约为6.5亿加元或每股1.16加元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - Clearwater开发项目在Peavine的表现突出，第三季度平均日产量为8,200桶，10月增至约10,000桶/日 [12] - 2022年下半年钻探计划的前4口井的30天初始产量平均为每口井1,100桶/日，表现优于预期 [13] - Peavine Clearwater的井间距从50米缩短至40米，潜在钻井库存增加20%，资源回收和价值显著提升 [14] - 已对Peavine的80个区块中的50个进行了去风险化，预计未来产量可增至约15,000桶/日 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在加拿大和美国的业务受到美元兑加元汇率走强的影响，导致资本支出增加 [10] - 美国Eagle Ford地区的通胀率高于加拿大，分别为30%和20% [40][41] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于资本纪律和最大化自由现金流，同时逐步增加对股东的回报 [11] - 公司计划在达到4亿加元的净债务目标后，将自由现金流的75%用于直接股东回报 [23] - Clearwater开发项目是公司未来增长的关键，预计将进一步扩大产量并提升自由现金流 [12][15] - 公司对Duvernay资产持战略态度，尽管目前未纳入五年计划，但未来可能成为重要增长点 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对Clearwater项目的表现表示满意，认为其具有强劲的经济性和增长潜力 [12][13] - 公司预计2022年将实现强劲的自由现金流，并计划通过股票回购和债务偿还进一步优化资本结构 [11][18] - 管理层对未来的通胀压力保持警惕，特别是在美国Eagle Ford地区 [40][41] 其他重要信息 - 公司第三季度净债务为11亿加元，较2021年底的14亿加元有所下降，预计2022年底净债务将低于10亿加元 [16] - 公司在第三季度回购了2160万股普通股，总价值1.41亿加元，占流通股的3.8% [19] - 公司计划在11月和12月恢复股票回购，目标是全年自由现金流的25%用于回购 [20] 问答环节所有的提问和回答 问题: Clearwater项目的井间距和配置优化 - 公司正在测试不同的井间距和配置，40米间距显示出更高的资源回收潜力 [26][27] - 公司倾向于使用4侧向延伸钻井配置，因其在成本和技术上更具优势 [29][30] - 未来可能会进一步优化井间距，具体取决于地质条件 [32] 问题: 非核心资产出售和投资组合优化 - 公司在第三季度出售了600 BOE/d的非核心天然气资产，未来可能继续优化投资组合 [35][36] - Duvernay资产被视为战略资产，尽管目前未纳入五年计划，但未来可能成为重要增长点 [39] 问题: 加拿大和美国市场的通胀差异 - 加拿大和美国的通胀率分别为20%和30%，主要由于美国Eagle Ford地区的压裂活动增加 [40][41] 问题: Seal资产的进一步评估 - 公司计划在第四季度钻探第二口井以进一步评估Seal资产，同时继续开发Peavine项目 [43][44] 问题: 资本结构和债务管理 - 公司计划继续优化资本结构，优先偿还高成本债务，并利用市场波动机会回购债券 [48] 问题: 股东回报策略 - 公司计划在达到净债务目标后，将75%的自由现金流用于直接股东回报，目前优先考虑股票回购 [50][51]

业绩总结 - 2022年上半年公司生产量为82,000 boe/d，较2021年增长3%[9] - 2022年上半年自由现金流为3.67亿加元（每股0.65加元），净债务减少21%至11亿加元[9] - 2022年预计自由现金流约为30亿美元，2023至2026年计划实现年均2-4%的产量增长[23][24] - 2022年预计的调整后资金流为12.22亿美元，2023年预计为12.19亿美元[25] - 2022年预计的生产量为84,000桶油当量/天，2023年预计为88,000桶油当量/天[25] 用户数据 - 2021年温室气体排放强度较2018年基准减少52%，目标到2025年减少65%[4] - 2022年上半年日产量为17,200桶油当量（88%为原油）[38] - 2022年Lloydminster地区的日产量为11,100桶油当量（97%为原油）[50] - 2022年Pembina Duvernay地区日产量为2,000桶油当量（82%为液体）[56] 未来展望 - 2022年生产指导为83,000至85,000 boe/d，预计年中点增长5%[9] - 2022年末预计生产量将达到87,000至88,000 boe/d[9] - 2023年预计净债务与EBITDA比率降至0.6倍，2024年降至0.5倍[26] - 预计到2023年底/2024年初净债务将降至4亿美元，届时将考虑进一步增强股东回报的措施[76] 新产品和新技术研发 - 2022年计划钻探14口新井，继续推动Peavine和Seal的评估钻探[4] - 预计在2022年将有24口清水井投入生产，其中23口位于Peavine，1口位于Seal[43] - 预计在2022年将有约31口净井投入生产[50] - 预计在2022年，Eagle Ford地区将有约18口净井投入生产，Viking地区预计将有约130口井上线[76] 市场扩张和并购 - 自2020年起，25%的自由现金流用于股票回购，预计在净债务达到8亿加元后增加至50%[16] - 2022年上半年回购了910万股，占流通股的1.6%[9] - 公司计划在2022年进行约3亿美元的资本支出，目标是将资本支出控制在调整后资金流的50%以下[76] 负面信息 - 公司警告，初始生产率的测试结果应被视为初步结果，可能不代表长期表现或最终回收[89] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年预计的WTI原油价格为98美元/桶，2023至2026年预计WTI价格为75至95美元/桶[24][26] - 2022年预计的AECO天然气价格为5.80美元/mcf，NYMEX天然气价格为6.60美元/mcf[22][24] - 预计2022年累计自由现金流为35亿美元，2023年为38亿美元，2024年为44亿美元[26] - 预计2022年自由现金流中75%用于债务偿还，25%用于股票回购，2023至2026年均为50%[26]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量超8.3万桶油当量/天，季度自由现金流达创纪录的2.45亿加元，净债务进一步减少12%至11亿加元 [5] - 预计今年产生约7亿加元或每股1.25加元的自由现金流 [7] - 截至2022年6月30日，净债务为11亿加元，低于2021年12月31日的14亿加元 [20] - 截至2022年6月30日，信贷安排未动用额度为5.82亿加元，扣除营运资金后的流动性约为6亿加元 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 清水河业务 - 第二季度平均产量为7300桶/天，高于第一季度的3200桶/天；6月平均产量为9100桶/天 [11] - 第一季度10口井钻探计划中的其余4口井在第二季度投产，10口井平均30天初始产量为772桶/天/井，4口井30天初始产量超1000桶/天/井 [12] - 目前持有该区域已钻探的前10口初始产量井中的9口 [13] - 已降低80区块皮瓦恩土地中50区块的风险，认为这些土地有超200个钻探位置的潜力 [13] - 预计下半年钻探14口清水河井，其中13口在皮瓦恩，1口在西尔 [14] - 预计五年内清水河产量将增至约1万桶/天，最终潜力可支持产量超1.5万桶/天，该资产五年累计自由现金流预测为4亿加元 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续专注资本纪律、产生自由现金流和减少债务，2022年生产指导维持在8.3 - 8.5万桶油当量/天，预计年底产量达8.7 - 8.8万桶油当量/天，勘探和开发支出指导维持在4.5 - 5亿加元 [5] - 实施增强股东回报框架第一阶段，将年度自由现金流的25%用于股票回购计划；实现净债务8亿加元目标后，将进入第二阶段，增加直接股东回报至自由现金流的50%并加速股票回购计划 [7][8] - 设定公司最终净债务目标为4亿加元，预计在2023年底或2024年初实现，届时将考虑进一步提升股东回报的措施 [9][10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临通胀压力，公司在鹰滩地区尤为明显，预计全年资本支出将接近指导范围上限 [6] - 公司对未来发展充满信心，业务强劲，将继续执行计划以造福所有利益相关者 [25] 其他重要信息 - 公司总裁兼首席执行官埃德·拉费尔将于2023年1月退休，董事会已成立继任委员会并聘请猎头公司寻找继任者 [4][24] - 2021年ESG报告和首份TCFD报告于昨日发布，可在公司网站查看，公司专注于关键ESG倡议 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 埃德退休后，公司是否应进行更大规模的业务审查，比如出售鹰滩资产 - 埃德表示自己2023年1月才退休，在此之前会与董事会完成战略审查和2023年计划制定，董事会支持现有计划，公司目前专注有机发展，暂无重大资产收购和处置计划 [29][30] 问题2: 公司对恢复在美国主要交易所上市的看法 - 公司目前没有恢复在纽约证券交易所上市的计划，在多伦多证券交易所和加拿大其他交易所流动性良好，也有很多美国投资者购买公司股票，公司会每年左右重新评估 [32]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度产量近8.1万桶油当量/天，自由现金流1.21亿加元，净债务降至12.8亿加元，较之前减少10% [5] - 预计2022年产生约7亿加元（每股基本收益1.25加元）的自由现金流 [13] - 2022年勘探与开发支出预计为4.5 - 5亿加元，高于之前的4 - 4.5亿加元 [15] - 2022年资本成本通胀率预计为18%，较2021年有所上升 [16] - 3月31日流动性约6亿加元，净债务12.8亿加元，低于2021年12月31日的14.1亿加元，预计年底净债务低于9亿加元 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 清水河业务 - 2022年第一季度钻探的10口井已全部投产，产量从2021年初的0增至约8000桶/天 [7] - 4 - 25号井场的3口ERH井平均30天初始产量约1100桶/天/井，是清水河地区有史以来最强的井 [8] - 5 - 33号井场的4口井预计30天初始产量为300 - 400桶/天/井 [9] - 预计2022年钻探24口净井，高于原预算的18口 [10] - 预计到2026年清水河产量增至约1万桶/天，累计产生超4亿加元自由现金流 [11] 其他业务 - 鹰福特地区增加2 - 3口净井 [15] - 轻质油业务活动减少，支出减少约1000万加元 [15] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 坚持资本纪律，注重产生自由现金流和减少债务 [5] - 董事会批准在多伦多证券交易所提交高达5600万股普通股的回购计划，预计5月开始 [5][6] - 2022 - 2026年五年计划，目标勘探与开发支出低于调整后资金流的50%，预计年生产增长率2% - 4%，2026年达到约9.5万桶油当量/天，预计产生约30亿加元累计自由现金流 [20][21] - 计划在皮瓦恩全年维持1个钻机项目，以提高效率和推动运营势头 [10] - 公司认为清水河项目潜力大，有望支持产量增至超1.5万桶/天 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临通胀压力，包括劳动力、物流、燃料、钢铁、压裂砂和化学品等成本上升 [16] - 公司对清水河项目进展感到兴奋，认为该项目将为公司带来积极影响 [7][12] - 公司财务状况良好，有望在2023年初实现净债务目标，届时将考虑进一步提高股东回报 [13][14] 其他重要信息 - 公司更新了2022年生产指导，提高至8.3 - 8.5万桶油当量/天，预计年底产量约8.7 - 8.8万桶油当量/天 [12] - 4月1日，公司获得贷款银团支持，将银行信贷额度延长2年至2026年4月，并从约8.15亿美元小幅增加至8.5亿美元 [22] - 公司计划于6月1日按面值回购并注销剩余2亿美元2024年到期的5.625%长期票据 [23] 问答环节所有提问和回答 问题1: 清水河项目达到1.5万桶/天产量的规模和范围，涉及多少区块 - 公司已对皮瓦恩80个区块中的50个进行了风险评估，按每区块4口井计算，可布置200口井，目前五年计划中安排了120口井，可使产量增至1万桶/天。要达到1.5万桶/天，需对东部区域进行风险评估，目前公司仅准备在西部部分区块实施1万桶/天的项目 [27][28][29] 问题2: 1万 - 1.5万桶/天产量差距的主要原因 - 差距原因包括对东部区域井结果的风险评估和面积划定，以及资本投入的速度和规模 [31][32] 问题3: 东部区域风险评估的时间框架 - 预计明年第一季度完成东部和东北部的主要风险评估工作 [33] 问题4: 2023年达到去杠杆目标后，合理的股东回报比例 - 公司今年将25%的自由现金流用于股票回购，获得董事会一致支持。当达到8亿加元净债务目标（预计明年年初）时，将更致力于向股东提供直接回报，可能形式包括股票回购、股息或通过清水河开发产生更多自由现金流，但无法给出具体比例 [37][39] 问题5: 清水河项目产量提升的原因及对该区域额外库存的意义 - 产量提升主要是因为向油田中心区域推进，采用新的4条2英里长水平井技术，在社会层面有优势，且在稳定储层中钻井效率高、成本低。该区域核心部分约20个区块，预计有80口井 [45][46][49] 问题6: 清水河项目技术对和平河和劳埃德明斯特其他重油库存的适用性 - 公司在劳埃德明斯特和和平河有丰富的多分支重油井经验，目前在清水河应用新技术。今年年底将在和平河核心区域钻一口评估井，可能采用6条1英里长分支的配置。在劳埃德明斯特将根据需要采用不同配置。公司将在这三个地区各运行一个钻机项目 [50][51][52] 问题7: 公司数据的保守程度及对2022年的预期，以及对土地销售的看法 - 公司数据较为保守，承诺的目标都能实现，且倾向于给出能超越的数字。公司有145个高潜力的清水河区块，但不评论土地销售情况。公司认为清水河地区产量将大幅增长，公司希望成为该地区的建设者、开发者和整合者 [56][57][59]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司日均产量超过80,000桶油当量(BOE)，超出年度指引上限 [8] - 2021年自由现金流达到4.21亿加元，其中第四季度为1.37亿加元 [8] - 2021年勘探和开发支出总计3.13亿加元，符合年度指引 [9] - 2021年第四季度调整后资金流为2.15亿加元(每股0.38加元)，全年为7.46亿加元(每股1.32加元) [9] - 2021年第四季度净收入为5.63亿加元，全年为16亿加元 [10] - 2021年底净债务为14亿加元，同比下降24% [8][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - Clearwater项目在2021年取得显著进展，产量从年初的0桶/天增长到1月的3,000桶/天 [13] - 第四季度钻探的2口8分支水平井30天初始产量分别为921桶/天和815桶/天 [14] - 北部区块的8分支评价井初始产量约为120桶/天，符合预期 [15] - Seal区块2021年底钻探的勘探井30天初始产量为147桶/天 [16] - 2022年第一季度计划钻探10口Clearwater井，已完成6口 [16] - 预计2022年将投产18口井，未来可能钻探超过200口井，支持产量增长至10,000桶/天以上 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年证实已开发生产储量(PDP)增加7%至1.29亿桶油当量 [11] - PDP储量发现和开发成本为8.20加元/桶油当量，回收率为4.5倍 [11] - 2021年底按10%折现率计算的每股净资产价值为6.67加元 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司坚持资本纪律，最大化自由现金流和减少净债务的战略 [6] - 2022年将启动资本回报框架，将约25%的自由现金流用于股票回购 [20] - 计划在2022年第二季度达到12亿加元的净债务目标 [19] - 目标在2023年中期将净债务降至8亿加元 [21] - 2022年计划勘探和开发支出4-4.5亿加元，产量目标为80,000-83,000桶油当量/天 [24] - 5年计划预计在WTI 65美元/桶价格下，累计自由现金流将达到21亿加元，产量增长至约90,000桶油当量/天 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年石油和天然气行业出现显著复苏，能源价格飙升 [6] - 2022年预计将产生超过5.5亿加元的自由现金流 [17] - 公司资产负债表处于过去8年来最强劲状态 [19] - 公司对Clearwater项目的前景感到兴奋，认为其具有强劲的经济性和有机增长潜力 [17] 其他重要信息 - 公司与Peavine Métis Settlement达成两项战略协议，覆盖80个区块的土地 [13] - 公司在Clearwater潜在区域共持有125个区块的土地 [13] - 2022年对41%的净原油敞口进行了对冲，使用53.50美元/桶的互换和58-67.50美元/桶的三向期权结构 [22] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于公司债务偿还计划 - 公司计划在2022年6月赎回2亿加元的2024年到期债券(利率5.625%) [28] - 2027年到期债券(利率8.75%)计划在2023年4月1日首次可赎回日进行再融资 [28] 问题: 关于Peavine地区的基础设施建设 - Peavine地区靠近公司现有的Harmon Valley和Seal运营基地，已有15,000桶/天的产量 [30] - 该地区已有基础设施，包括中央集输站和90公里长的管道 [30] - 2022年计划投资3,500万加元用于18口井的钻探和相关基础设施建设 [30] - 第一季度已完成6口井的钻探，采用延伸水平井技术 [31] - 公司对该地区的储层质量和开发前景感到非常兴奋 [32]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生1.01亿加元自由现金流，年初至今自由现金流达2.84亿加元，预计2021年自由现金流超4亿加元或每股0.71加元 [7] - 第三季度调整后资金流为1.98亿加元或每股0.35加元，净收入为3300万加元或每股0.06加元，实现运营净回值为每桶油当量39加元，高于第二季度的34加元 [8] - 截至2021年9月30日，净债务为15.6亿加元，低于2020年12月30日的18.5亿加元，信贷额度未动用额度为4.71亿加元，扣除营运资金后的流动性为4.54亿加元 [14] - 预计2021年底净债务约为14亿加元，净债务与EBITDA比率为1.7倍 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为79,900桶油当量，其中82%为石油和天然气液体，加拿大轻重油资产产量较第二季度增长2%，鹰滩产量因投产井数量减少而降低 [9] - 勘探和开发支出总计9400万加元，包括钻探47口净井 [9] - 皮瓦恩土地目前有五口生产井，产量从年初的零增加到目前约1900桶/日，三口八分支井表现超预期，两口为该区域初始产量最高的井 [10] - 重油项目在第三季度启动，包括在皮斯河钻探两口净蓝天井和在劳埃德明斯特钻探14口净井 [12] - 轻油方面，投产37口净维京井和3.4口净鹰滩井，在杜韦纳钻探两口100%权益井，初始返排率令人鼓舞 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 承诺保持资本纪律，将100%的自由现金流用于减少净债务和加强业务 [6] - 计划在第四季度再钻探四口清水层井，预计这些井将于2021年底投产 [11] - 2022年计划与皮瓦恩梅蒂斯定居点合作，执行最多18口井的扩展计划，目前已降低20个区块土地的风险，认为该区域潜在位置超200个 [12] - 2022年资本预算预计12月初经董事会批准后发布，届时将更新五年计划，纳入清水层土地的钻探机会 [22] - 五年展望（2021 - 2025年）强调财务和运营可持续性以及可观的自由现金流生成，在每桶65美元和75美元的WTI定价情景下，预计分别产生约20亿加元和26亿加元的累计自由现金流 [23] - 当净债务降至12亿至10亿加元之间时，考虑股票回购、股息和/或增长，目前倾向于股票回购优先于股息，长期愿景是通过增长和/或股息实现10% - 15%的回报 [28][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前商品价格下，清水层项目经济效益强，回收期少于六个月，有能力有机增长并增强自由现金流状况 [11] - 公司运营表现强劲，有望实现第四季度良好业绩 [13] - 面临成本通胀压力，预计资本成本通胀率在5% - 10%，已采取措施平衡钻机活动，确保人员和设备的连续性 [33] - 鹰滩地区效率高，能够抵消部分通胀因素，公司正努力在加拿大实现类似效果 [35] 其他重要信息 - 2022年，公司已对约42%的净原油敞口进行套期保值，采用三方期权结构，每桶58美元提供价格保护，最高参与约67.50美元/桶的上涨空间，还有每桶53.50美元的互换期权 [17] - 对加拿大轻重油差价敞口也有套期保值措施，详情可在第三季度财务报表和公司网站查询 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于股东回报的讨论进展，以及对股息、回购和增长的看法 - 2021年100%的自由现金流用于偿还债务，年底净债务将降至14亿加元，2022年第二季度降至12亿加元 [27][28] - 净债务在12亿至10亿加元之间时，考虑股票回购、股息和/或增长，目前市场情况下倾向股票回购，长期愿景是实现10% - 15%的回报 [28][31] 问题2: 美加两国成本通胀情况及压力对比 - 预计资本成本通胀率在5% - 10%，已采取平衡钻机活动等措施应对，确保人员和设备连续性 [33] - 鹰滩地区效率高可抵消通胀，公司正努力在加拿大实现类似效果 [35] 问题3: 清水层项目在五年计划中的考量，是替代其他项目还是独立增加资本和产量 - 尚未批准2022年计划，倾向于清水层项目为增量项目，五年计划中无清水层项目时资本为3.7亿加元，加上约3000万加元的清水层项目及通胀因素，预计达4 - 4.2亿加元，可产生更多自由现金流 [42][43] 问题4: 债务偿还和流动性管理，未来自由现金流是否继续关注2024年到期债券 - 目前焦点可能仍在2024年到期债券，购买并支付溢价的盈亏平衡期仅两个月，该债券明年6月可按面值赎回 [45] - 修复资产负债表后，将寻找机会以更低利率为2027年到期债券再融资 [46] 问题5: 清水层潜在面积的产量潜力，以及在油价高位时偿还债务与加速钻探的策略 - 公司有100 - 120个区块土地对清水层有吸引力或潜在吸引力，南部地区未来产量可能增至1万桶/日，北部地区可维持皮斯河业务在1.3 - 1.5万桶/日 [51][52] - 目前认为可以在增长的同时产生自由现金流，将坚持五年计划，直到12月初更新，届时可更明确债务与增长的关系 [54][55] 问题6: 鹰滩地区未来活动和产量预期 - 本季度和第四季度产量与第三季度相符，预计未来保持约3万桶/日的产量，以严格的资本投入产生超3亿加元的自由现金流 [59][60] 问题7: 杜韦纳项目中长期战略考量 - 杜韦纳是公司最大的潜在增长引擎，有200个区块的连续土地，已通过两口井降低南部土地风险，第二口井产量创该区域新高 [62] - 公司正在完善执行方案，降低风险，持有土地，等待市场对增长的需求，预计12月初公布初始30天产量数据 [63][64]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后资金流为1.76亿加元，每股0.31加元，产生1.12亿加元的自由现金流，净债务减少1.29亿加元 [7] - 第二季度平均日产量为81,200桶油当量（BOE），其中81%为原油和天然气液体（NGL），较第一季度增长3% [8] - 公司预计2021年自由现金流将超过3.5亿加元，每股0.62加元，加速债务减少 [7] - 净债务从2021年3月31日的17.6亿加元降至6月30日的16.3亿加元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Eagle Ford地区的完井活动及加拿大轻质和重质油资产的强劲表现推动了产量增长 [8] - 勘探和开发支出为6100万加元，钻探了19.7口净井，成功率为100% [8] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Peavine Métis定居点的勘探井显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过回购和取消1.06亿美元的长期票据，减少了净债务 [6] - 公司计划在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] - 公司计划在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2021年自由现金流将超过3.5亿加元，每股0.62加元，加速债务减少 [7] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] - 公司预计在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] 其他重要信息 - 公司发布了2020年环境、社会和治理（ESG）报告，承诺到2040年将闲置井数从4500口减少到零 [22] - 公司任命Chad Lundberg为首席运营和可持续发展官，负责将可持续发展优先事项与资本分配和战略规划过程联系起来 [21] 问答环节所有的提问和回答 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12]

业绩总结 - Baytex预计在2021年将产生超过3.5亿美元的自由现金流，每股0.62美元[4] - 2021年第二季度生产量为81,200 boe/d，较2021年第一季度增长3%[23] - 调整后的资金流为1.76亿加元（每股0.31加元），较2021年第一季度增长12%[23] - 自由现金流为1.12亿加元（每股0.20加元）[23] - 2021年调整后资金流的银行EBITDA为4.149亿美元[8] - 2021年预计生产量为79,000至80,000桶油当量/日[1] - 2021年预计运营费用为每桶11.25至12.00美元[1] 用户数据 - 2021年Eagle Ford地区的累计资产级自由现金流为9.23亿加元，自2016年以来[47] - Viking地区在2021年上半年的产量为每日17,800桶，油气占比为90%[44] - Eagle Ford地区在2021年上半年的产量为每日30,400桶，液体占比为79%[44] - Peace River地区在2021年上半年的产量为每日13,700桶，油气占比为86%[55] - Pembina地区在2021年上半年生产了1,900 boe/d，其中82%为液体[65] 未来展望 - 预计2021年将实施35口重油井的计划，包括7口清水等效井[4] - 预计2021年下半年约45%的原油净敞口将被对冲[4] - 预计2021年总储量为4.62亿桶油当量（2P）[22] - 公司计划在2021年至2025年期间产生超过10亿加元的自由现金流[29] - 预计五年内将产生超过10亿美元的自由现金流，目标净债务为10亿至12亿美元[4] 新产品和新技术研发 - 2021年Eagle Ford将投入22口新井，Viking预计将上线约120口新井[4] - 2021年计划在Eagle Ford地区投产约22口新井[46] - Viking地区的2021年计划投产约120口新井[51] - 10-16井的30天初始生产（IP）速率为1,300 boe/d（69%为原油）[65] - 11-16井的设施受限30天IP速率为900 boe/d（68%为原油）[65] 资本支出与财务状况 - 2021年资本支出预计在2.85亿至3.15亿加元之间[27] - 2021年资本计划在每桶35美元WTI的情况下完全获得资金，资本效率约为每日12,000桶油当量[4] - 截至2021年6月30日，未提取的信贷额度为5.11亿加元，占总信贷额度的50%[24] - 净债务减少1.29亿加元，主要得益于自由现金流和加元相对美元的升值[24] - 2021年7月的净债务为16.3亿美元，长期债务为15.96亿美元[40] 负面信息 - 每桶WTI原油价格变动1.00美元将对年度调整资金流产生2270万美元的影响[43] - 2020年第一季度WTI原油基准价格为46.17美元/桶，全年平均为39.40美元/桶[1] - 2020年第一季度天然气基准价格为1.95美元/mcf，全年平均为2.08美元/mcf[1]