UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number 001-39191 Ovintiv Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 84-4427672 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) ( ...

财务数据和关键指标变化 - 2021年上半年产生近9亿美元自由现金流，预计全年在当前期货价格下产生超17亿美元 [7][12] - 二季度净债务减少12亿美元，当前净债务余额为52亿美元，接近4.5亿美元的2021年底净债务目标 [21] - 二季度总现金流达7.33亿美元，超市场共识 [21] - 二季度自由现金流达3.5亿美元，2021年至今近9亿美元 [21] - 二季度资本支出总计3.83亿美元 [22] - 2021年预计现金流超32亿美元，再投资率低于50%，远低于75%的投资框架 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度原油和凝析油产量达20.1万桶/日，天然气产量超16亿立方英尺/日，NGL产量达8.6万桶/日 [23] - 核心资产的钻井和完井成本比2020年项目平均水平低约11% [27] - 二叠纪盆地二季度钻机释放井平均水平井段长度超1.2万英尺，钻井速度近2000英尺/日，比2019年分别长超30%、快15% [30] - 二叠纪盆地自2019年以来，每口井设施成本降低18万美元 [31] - 巴肯项目自2019年以来，钻井和完井成本降低14% [32] - 二季度投产的3口井前60天平均日产油1235桶，预计不到6个月收回成本 [33] 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 - 公司战略和优先事项不变，专注于产生自由现金流和实现高质量回报，提高股东现金回报并设定新的债务目标 [46] - 强调资本纪律，2021年资本预算不变，有信心抵消成本通胀 [36] - 持续推进债务削减，新债务目标为到2023年底降至30亿美元 [16] - 提高基础股息近50%，将其视为向股东返还现金的重要部分 [15] - 公布2020年环境和安全绩效指标，连续17年进行可持续发展报告 [17] - 提高全年原油和凝析油产量指导至19 - 19.5万桶/日，且不增加资本支出 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务表现出色，能够产生大量自由现金流，有能力实现高质量回报和显著的现金流 [7] - 尽管面临全球疫情、负油价和冬季风暴等挑战，公司仍能在逆境中发展，体现了团队的实力和文化 [11] - 预计2021年是连续第四年产生自由现金流，当前业务模式具有可持续性 [12] - 行业存在通胀压力，但公司通过运营效率和成本管理能够抵消这些压力 [9] - 全球仍有大量过剩产能，许多地区仍受疫情影响，公司将保持资本纪律 [54] 其他重要信息 - 公司文化注重创新、团队合作和纪律，这是公司的竞争优势，推动各业务环节的效率提升 [36] - 公司拥有多盆地资产组合和商品多元化，提供多个现金流来源和市场选择 [23][39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新CEO的战略重点是什么，是否会改变方向，以及如何部署多余的自由现金流 - 公司战略和优先事项不变，专注于产生自由现金流和实现高质量回报，通过新债务目标和增加股东现金回报体现 [46] - 目前专注于债务削减，达到30亿美元债务目标后，所有选项都在考虑范围内 [48] 问题2: 假设期货价格，2022 - 2023年有额外自由现金流，如何考虑现金返还 - 随着业务效率提升和价格上涨，可能加速实现债务目标，届时会考虑各种选项，但会继续保持资本纪律 [53] 问题3: 公司的A&D战略、库存深度和行业整合的看法 - 公司注重实现既定优先事项，产生自由现金流和实现高质量回报，目前强调执行现有战略 [55] 问题4: 如何考虑用现金进行收购，以及在不同价格环境下的产量增长 - 达到债务目标后会考虑各种选项，目前公司会继续寻找提高回报和增加优质库存的方法 [57] - 目前宏观条件不支持改变策略，公司将继续保持资本纪律 [59] 问题5: 资本支出方面，效率与通胀的对比，以及下半年的情况 - 公司面临通胀压力，但通过运营效率能够抵消，有信心在下半年继续实现目标 [62] - 公司通过提前采购、设备再利用、减少周期时间和采用Simul - frac技术等方式应对通胀 [64][65] 问题6: 新债务目标下，对冲策略的变化 - 对冲的目的是确保实现战略优先事项和管理资产负债表风险，随着债务减少，将调整对冲规模 [67] 问题7: 蒙特尼资产的天然气产能和生产前景，以及2022年的生产预期 - 公司在蒙特尼的基础设施扩张使其能够充分进入市场，生产表现良好 [71] - 目前确定2022年预算还为时过早，公司将继续强调资本纪律 [73] 问题8: 非核心资产（如巴肯）的定位和未来规划，以及维持资本的想法 - 巴肯是重要的自由现金流产生资产，公司将继续保留现有投资组合 [77] - 效率提升带来的收益将流向投资者，公司将继续按此模式运营 [79] 问题9: 2022年不同盆地的资本分配和回报考虑，以及石油对冲策略 - 需关注宏观情况，公司对业务表现满意，有多种选择 [81] - 将根据债务情况和战略优先事项评估石油对冲策略 [82] 问题10: 巴肯项目是否成为第二优先资产，以及过去12个月的主要变化 - 不应过度解读幻灯片顺序，公司对巴肯项目恢复活动后的结果满意 [85] - 公司运营理念适用于多个盆地，巴肯项目正在采用相同技术追赶其他盆地 [87] 问题11: 为何不近期增加股东回报而继续偿还债务 - 公司已连续四年产生自由现金流，增加股东回报并非新举措，未来会继续考虑 [88] 问题12: 各资产的库存深度，以及资产负债表改善对对冲策略的影响 - 核心资产有十年的库存，巴肯资产也有多年的可开发库存 [91][93] - 随着资产负债表改善，对冲计划规模可以缩小 [96] 问题13: 公司的投资案例，包括债务成本与股权成本对比，以及竞争优势 - 公司战略是产生大量自由现金流和实现高质量回报，通过增加股息向股东返还现金 [100] - 效率提升带来的收益流向投资者，股息增加是提高现金回报的一步 [101] - 债务削减对股权表现有积极影响，公司将继续推进 [102] 问题14: 对NGL市场的看法，以及ESG披露中甲烷排放强度改善的重点区域 - NGL市场表现强劲，公司日产8万桶NGL，有助于增加现金流 [105] - 甲烷排放强度改善在整个投资组合中都有体现，通过增强泄漏检测和减少火炬及排放体积实现 [106]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number 001-39191 Ovintiv Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 84-4427672 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (I.R.S ...

业绩总结 - 2021年将是连续第四年实现自由现金流生成，预计超过32亿美元[4] - 2021年自由现金流预计为17亿美元，资本支出为15亿美元[4] - 2021年第二季度的经营活动现金流为7.5亿美元，相较于2020年同期的1.17亿美元显著增长[79] - 非GAAP现金流为7.33亿美元，较2020年同期的3.04亿美元增长了141%[79] - 2021年第二季度的非GAAP运营收益为2.9亿美元，较2020年同期的亏损1.11亿美元实现扭亏为盈[79] 用户数据 - 2021年第二季度的天然气生产为每日1.6亿立方英尺，接近97%的NYMEX价格[29] - 2021年第二季度的油井初期产量为每口井每日1,235桶[28] - 2021年第三季度的天然气日均产量为1030 MMcf/d，第四季度预计为980 MMcf/d，2022年预计为398 MMcf/d[77] 未来展望 - 2021年公司计划的WTI原油价格为65美元，HHUB天然气价格为3.00美元[73] - 2021年第三季度的WTI期权卖出看跌期权行使价为34.79美元/桶，第四季度保持不变[77] - 2022年预计WTI期权的看涨行使价为70.18美元/桶，较2021年第三季度的53.92美元/桶显著上升[77] 新产品和新技术研发 - 2021年温室气体强度减少14%，甲烷强度减少33%[7] - 2021年每桶油当量的折旧、减值和摊销（DD&A）预计约为6美元[74] 市场扩张和并购 - Ovintiv预计在2021年至2025年期间实现约18亿美元的累计成本节省，相较于2020年的运行率[58] 负面信息 - 2021年公司总债务净额为长期债务减去现金及现金等价物[48] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第二季度的WTI油价为66.07美元/桶，较2020年同期的27.85美元/桶大幅上升[79] - 2021年第二季度的天然气价格为2.83美元/MMBtu，较2020年同期的1.72美元/MMBtu增长了64.5%[79] - 2021年公司计划的企业一般管理费用（G&A）预计在5100万至5500万美元之间[74]

业绩总结 - 2021年第一季度净收益为3.09亿美元[2] - 每股稀释收益为1.16美元[3] - 自由现金流为5.4亿美元，预计2021年将是连续第四年实现自由现金流[4] - 2021年第一季度现金税回收为1.56亿美元[8] 生产与成本 - 2021年第一季度原油和凝析油日产量为198 Mbbls/d，天然气日产量为1576 MMcf/d[5] - Ovintiv预计2021年原油和凝析油的日产量约为190 Mbbls/d，天然气日产量约为1550 MMcf/d[65] - Ovintiv的总成本预计在每桶油当量（BOE）为12.25至12.50美元[61] - 2021年第一季度每口井的设施成本低于20万美元[17] 资本支出与债务 - 2021年资本支出重申为15亿美元[5] - 预计2021年债务将在60美元/桶的油价下降至约47亿美元[8] - Ovintiv的净债务定义为长期债务减去现金及现金等价物，管理层将其视为公司偿债能力的指标[39] - Ovintiv的2021年利息支出预计在8500万至9000万美元之间[63] 资产销售与市场优化 - 资产销售超过目标，达到11亿美元，提前一年完成[7] - Ovintiv的2021年市场优化现金流影响预计在2800万至3000万美元之间[63] - 2021年资产销售对原油和凝析油日产量的影响为减少10 Mbbls/d[65] 环境与可持续发展 - Ovintiv的甲烷强度减少目标为到2025年减少33%[46] - 2021年第一季度销售气体的燃烧和排放量低于0.40%[26] 成本节约与未来展望 - Ovintiv计划在2021年至2025年期间实现约18亿美元的累计成本节约[57] - Ovintiv的调整后EBITDA定义为过去12个月的净收益（损失）加上税前、折旧、减值等项目[39]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收益3.09亿美元，总现金流8.9亿美元，自由现金流5.4亿美元，包含1.56亿美元现金税收返还 [10] - 资本投资3.5亿美元，低于预测，全年资本计划15亿美元 [11] - 本季度债务减少4.67亿美元，自2020年年中以来债务减少近10亿美元，季度末流动性为38亿美元 [13] - 预计2021年产生约15亿美元自由现金流，年底总债务低于50亿美元，明年上半年达到45亿美元债务目标 [15] - 2021年展望对应再投资率，在WTI油价50美元和NYMEX天然气2.75美元时约为60%，按当前期货曲线定价略高于50% [20] - 2021 - 2025年累计 legacy cost 减少约18亿美元 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 核心3资产年初至今的油井成本与全年目标持平或更低，比2020年低约12% [25] - 二叠纪钻井效率提升，新钻井从开钻到钻机释放时间不到7天 [26] - 阿纳达科地区STACK的D&C成本平均每英尺440美元，比2021年全年指导低4%，比2020年平均低8%，平均开钻到钻机释放时间9天，最快6.2天 [26] - SCOOP地区本季度投产5口Springer井，平均每口井D&C成本520万美元，石油表现超类型曲线预期 [27] - 蒙特尼地区D&C成本平均每英尺380美元，比2020年计划平均低16%，约80%的井使用Simul - Frac技术 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 以WTI油价50美元和NYMEX天然气2.75美元为基础进行预测，该价格较当前期货曲线保守 [15] - NGL市场，特别是丙烷和丁烷市场，近期及过去5 - 10年表现强劲，公司日产NGL超8万桶 [73] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2021年优先事项为减少债务、提高效率和维持业务规模，长期杠杆目标为净债务与调整后EBITDA比率1.5倍或更低，再投资率低于75% [8] - 致力于行业领先的ESG表现，降低排放，有望提前实现甲烷强度降低33%的目标 [38] - 通过与同行合作加速行业减排努力，依靠创新提高效率、增加回报、扩大利润率和产生自由现金流 [39] - 拥有二叠纪、阿纳达科和蒙特尼的核心3资产，具备多盆地和商品多元化优势，当前开发节奏下库存可维持超十年 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务表现出色，有信心实现2021年计划，预计2021年是连续第四年产生自由现金流 [7][8][10] - 冬季风暴Uri对本季度影响极小，对全年预测无影响，全年有望完全抵消其影响 [8][12] - 信用评级机构注意到公司业务前景良好和债务减少加速，近期评级展望均获积极调整 [22] 其他重要信息 - 霍华德县湿砂矿本季度投产，公司拥有独家开采权，预计供应约三分之二的二叠纪业务，每磅砂成本约0.016美元，每口井节省约10万美元，还具有环保和物流优势 [29] - 公司供应链管理团队利用数据分析和机器学习，钻井和完井团队使用专有移动应用实时更新设计，生产运营团队使用云技术优化化学泵速率和气体举升压缩 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司资产负债表改善后，在向股东返还资本时，增加基础股息、实施可变股息或股票回购计划哪种方式更具吸引力，何时可开始讨论 - 公司需先达到45亿美元的债务目标，目前与董事会讨论多种选项，基础股息是向股东提供回报的核心部分，要确保其设定合理且可持续，同时需评估45亿美元债务水平是否合适，后续会有更多讨论 [44][45][46] 问题2: 公司在阿纳达科盆地SCOOP地区活动增加，是否有提高液体产量的情景，以及该地区的成本效率情况 - 公司会继续开发SCOOP地区，但该地区库存有限，会合理开发。目前该地区油井成本大幅降低，过去成本为1000 - 1300万美元，现在为520万美元。公司在该地区持续看到效率提升，团队致力于降低成本和缩短油井作业时间，预计未来也会如此 [48][49] 问题3: 公司2021年资本支出一季度低于全年指导，剩余季度是否有时间性波动，通胀与效率因素对剩余季度及明年资本效率和支出的影响 - 目前4月调整指导尚早，公司对进展满意，团队会在任何环境下提高效率，如霍华德县湿砂矿可抵消通胀压力并降低成本。一季度有通胀导致的活动波动，需更多时间再考虑重置资本目标，且Eagle Ford和Duvernay资产剥离未影响资本支出计划 [54][55][56] 问题4: 公司在蒙特尼地区大量使用Simul - Frac技术的早期经验及未来预期 - Simul - Frac技术源于二叠纪，后推广到阿纳达科和蒙特尼地区。该技术通过分流同时压裂两口井，调整阶段间距实现高效完井，可加快周期时间，提高压裂设备利用率，减少完井天数，降低成本。目前该技术未降低油井性能，甚至表现更好，公司对结果满意 [58][59][60] 问题5: 确定公司基础股息合适水平的考量指标 - 需考虑在中期环境下，通过基础股息向股东返还现金流的比例，但目前暂不明确具体比例。同时要确保股息在周期内稳定可持续，需在低价环境下测试其能否由现金流支付。在接近债务目标并考虑是否进一步减债时，会有更多讨论 [65][66] 问题6: 公司是否会考虑出售更多基础资产 - 资产出售需符合战略考量，而非仅为减少债务。公司认为目前投资组合合理，拥有多盆地和多产品组合，现有资产表现良好，能为股东创造最大价值，因此对当前资产组合感到满意 [68][69] 问题7: 公司目前4口蒙特尼、3口二叠纪、2口阿纳达科钻机的计划是否有灵活性，是否会根据NGL价格等因素调整 - 公司关注资产整个生命周期的回报，而非当前屏幕价格，因此目前不会因价格因素调整计划。公司致力于多盆地投资组合，能够为核心资产提供资金，各资产回报率相似，产品组合略有不同 [72][73] 问题8: 实时完井数据等工具是否有可能扩大公司油气田的开采范围 - 过去几年行业通过创新在成本、排放等方面取得显著成就，STACK地区就是通过创新从不受青睐变得具有竞争力。目前公司通过创新、技术和成本降低解锁了新机会，使库存保持稳定，预计创新速度不会停止，将继续解锁新的开采机会 [77][78][79]

市场风险定义 - 市场风险指公司因石油、NGL、天然气价格、外汇汇率和利率不利变化而产生损失的风险[277] 商品价格风险管理 - 公司为减轻商品价格风险，可能会使用期货、远期、掉期、期权和无成本领口等衍生金融工具[278] - 公司使用10%的价格变动评估商品价格波动对风险管理头寸公允价值的影响，原油价格10%上涨或下跌分别导致税前净收益未实现损失1.88亿美元和收益1.74亿美元，NGL价格10%变动对应未实现损失或收益0.016亿美元，天然气价格10%变动对应未实现损失或收益0.094亿美元和0.077亿美元[279] 外汇风险管理 - 与2020年同期相比，外汇变动使资本投资增加0.09亿美元，运输和加工费用增加0.012亿美元（0.26美元/BOE），运营费用增加0.001亿美元（0.03美元/BOE），管理费用增加0.002亿美元（0.03美元/BOE），折旧、损耗和摊销增加0.007亿美元（0.14美元/BOE）[282] - 截至2021年3月31日，公司签订了名义金额为2.63亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1加元兑换1.3720美元，合约在2021年剩余时间内按月到期[284] - 截至2021年3月31日，公司有0.055亿美元来自加拿大的美元融资租赁义务面临外汇风险[285] - 公司为减轻外汇波动对未来商品收支的影响，可能会签订外汇衍生合约[284] - 公司使用10%的汇率变动评估加元兑美元汇率波动的潜在影响，汇率10%上涨或下跌分别导致税前净收益未实现损失0.018亿美元和收益0.022亿美元[286] 利率风险管理 - 截至2021年3月31日，公司有0.49亿美元的浮动利率循环信贷和定期贷款借款，利率每变动1%，税前敏感性为0.005亿美元[288] - 公司为减轻利率变动影响，会持有固定和浮动利率债务组合，并可能使用利率衍生品[287]

业绩总结 - 2020年自由现金流生成约为2.85亿美元，连续第三年实现自由现金流生成[3] - 2020年第四季度原油和凝析油日产量为215 Mbbls/d，超过预期的210 Mbbls/d[3] - 2020年第四季度天然气日产量为1559 MMcf/d[3] - 2020年第四季度的钻井和完井成本为每英尺290美元[72] - 2020年实现自由现金流的第三个连续年，目标是到2021年底实现45亿美元的绝对债务[73] 用户数据 - 截至2020年年底，Ovintiv的已探明储量中，核心三大资产占比超过90%[96] - 2020年，Ovintiv的已探明开发储量占总储量的56%[96] - 2020年，Ovintiv的储量替换率为90%（不包括价格和收购）[96] 未来展望 - 2021年自由现金流目标为10亿美元，假设油价为50美元/桶和天然气价格为2.75美元/MMBtu[12] - 公司计划到2022年底将总债务减少至45亿美元，较2020年末的69亿美元减少约24%[7] - 2021年计划的资本支出为6亿至6.5亿美元，预计将实现95个井的完工[50] - 2021年计划的资本支出在3.75亿到4.25亿美元之间，预计完成75到85个井[69] - 2021年，Ovintiv的原油和凝析油日产量预计约为20万桶[108] - 2021年，Ovintiv的天然气日产量预计约为1550百万立方英尺[109] - 2021年，Ovintiv的天然气交易量预计为955百万立方英尺/天[116] 负面信息 - 2021年预计的遗留成本减少为2.5亿美元，相较于2020年[18] - 2021年，Ovintiv的运营和一般管理费用与2020年持平[114] 其他新策略 - 自2018年以来，公司已向股东返还超过17亿美元的股息和回购[12] - 2020年下半年减少债务约5亿美元，目标到2021年底减少债务12.5亿美元[73] - 2021年资本效率预计比2019年提高20%[73] - 2020年第四季度的气体燃烧和排放量占销售气体的比例低于0.50%[30] - 2020年第四季度销售气体的燃烧和排放率低于0.50%[73] - 2020年第四季度平均每天泵送19.5小时，单个平台在24小时内泵送了创纪录的9.7百万磅沙子[69]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司总现金流达19亿美元，连续第三年实现自由现金流，为1.93亿美元，若计入一次性重组成本则约为2.85亿美元 [9] - 2020年总资本为17.4亿美元，低于预期；总债务较年中水平减少近5亿美元，流动性维持在33亿美元 [9] - 2020年回购债务获3000万美元收益，降低了未来利息支出；削减超2亿美元现金成本，且随着商品价格上涨，成本降低具有持久性和可持续性 [9] - 以50美元/桶油价和2.75美元/百万英热单位气价计算，2021年预计产生约10亿美元自由现金流，有机债务削减目标提高25%至12.5亿美元 [12] - 2021 - 2025年累计将减少18亿美元遗留成本，2021年较2020年减少2.5亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地（Permian） - 2020年第四季度钻井和完井成本降至每侧英尺470美元，较2019年平均成本下降超30% [31] - 2021年计划投入约6 - 6.5亿美元，运营3台钻机 [31] 斯塔克（STACK）和斯库普（SCOOP） - 斯塔克钻完5口成本低于400万美元的井，为新油田遗留井成本的一半；斯库普完成6口斯普林格井，平均钻完井成本610万美元，较2020年1月指导成本低约350万美元 [32] - 2021年大部分项目仍在斯塔克，约15%的开发项目在斯库普斯普林格 [32] 阿纳达科（Anadarko） - 2021年预计设施成本降低20%，运营费用同比降低11%，降至每桶油当量2美元 [33] - 2021年计划投入约3 - 3.25亿美元，运营2台钻机，预计内部收益率达65%，将连续第三年成为公司自由现金流最大贡献者 [32][35] 蒙特尼（Montney） - 2020年第四季度约85%的井采用同步压裂，平均每日泵注时间达19.5小时，较2019年提高25%；钻完井成本降至每侧英尺380美元，较2019年平均成本下降25%，部分井成本低于每英尺300美元 [35] - 2021年计划投入约3.75 - 4.25亿美元，运营3 - 4台钻机 [36] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司优先降低债务，设定到2022年底将总债务降至45亿美元、杠杆率降至1.5倍的目标，其中包括10亿美元资产剥离收益 [11] - 维持业务规模，未来两年预计原油和凝析油日产量约20万桶，2021年资本投资15亿美元，资本效率在勘探与生产行业表现出色 [13] - 注重环保绩效，计划到2025年将甲烷强度较2019年水平降低三分之一，以2019年实际甲烷强度0.15为基准 [22] - 持续创新，在各资产实现成本降低和效率提升，如同步压裂技术在公司超80%的2021年项目中应用 [29] - 公司拥有多盆地投资组合，具备运营和商品多元化、跨盆地学习能力，核心资产可提供超十年库存，在行业转型中处于前沿 [39][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年疫情期间，公司迅速采取措施保护员工、降低成本、调整资本支出和生产策略，灵活应对市场变化，套期保值为现金流和资产负债表提供超7亿美元收益 [8] - 公司对2021年执行计划充满信心，预计产生大量自由现金流，有能力实现债务削减目标，且随着遗留成本降低，未来现金流将得到改善 [6][17] - 行业需要在提供能源的同时减少环境影响，公司在ESG绩效和报告透明度方面处于领先地位，将继续在行业协会中发挥领导作用 [21] 其他重要信息 - 公司对高管薪酬计划进行多项调整，包括降低目标长期激励薪酬、以股票结算长期激励、调整同行群体、增加投资资本回报率指标和甲烷排放强度降低目标等 [12][24] - 董事会进行多项治理变革，自2019年以来新增3名董事，宣布2名长期董事退休，任命新的独立董事会主席和委员会主席，平均董事会任期约6年低于标准普尔平均水平 [26] - 2020年是公司连续第七个最安全的年份，员工和承包商的总可记录事故率降至0.19 [10] 问答环节所有提问和回答 问题1：2022年资本支出相对于2021年的情况 - 目前预测2022年资本支出还为时尚早，但预计与2021年相似，公司有信心维持甚至提高资本效率 [46][47] 问题2：资产剥离的标准和潜在候选资产 - 资产剥离不涉及核心资产，目前无合作计划，此次杜弗奈资产出售使公司向目标迈进超四分之一，还有多种途径完成资产剥离计划 [48] 问题3：2022年自由现金流是否会低于2021年，以及债务削减是否有上行空间 - 若油价相似，2022年有很大机会产生与2021年相当的自由现金流，因遗留成本降低将带来顺风因素；杜弗奈资产出售对现金流影响不大，但对债务削减有重要作用 [52][55] 问题4：2021年钻完井成本目标的上行和下行风险 - 2020年的效率提升主要源于同步压裂技术推广、井设计和井眼架构改变等结构性变化，应具有持久性；虽柴油和管材等商品价格可能上涨带来逆风，但效率提升可抵消通胀压力 [56][58] 问题5：达到债务目标后向股东返还现金的方式 - 目前认为基础股息是向股东提供回报的重要部分，随着现金流增长，股息应随之增加；未来返还现金的具体方式需进一步观察并了解股东意见，但基础股息将是重要组成部分 [61][63] 问题6：资产出售在应对即将到期债务中的作用，以及REX合同到期时间 - 2021年自由现金流加上杜弗奈资产出售的2.5亿美元收益，足以应对未来两次债务到期；REX合同将于2024年年中到期 [64][65] 问题7：公司设定资产剥离目标的原因及当前A&D市场情况 - 向股东明确公司目标和时间框架，增强市场对公司维持规模和降低债务的信心；近期市场价格稳定，A&D市场有所回暖，有战略投资者和私人资本参与，是健康行业的体现 [67][69] 问题8：管理层和董事直接持股是否成为更关注的焦点 - 长期激励以股票结算的计划已筹备多年，今年是首次实施；公司管理层和员工的大部分薪酬与股票挂钩，此次调整进一步强化了这种一致性 [70][71] 问题9：阿纳达科盆地的开发节奏和目标回报 - 公司整体活动节奏平稳，阿纳达科盆地也将保持平稳开发；约15%的项目在斯库普，其余在斯塔克，两台钻机可全年高效开发该资产，预计产生大量自由现金流 [73][75] 问题10：二叠纪盆地完井规模、同步压裂情况及未来效率提升空间 - 同步压裂不改变作业范围，井下强度与独立压裂相同；公司建立了持续改进的文化，团队将继续创新，未来效率有望进一步提高 [77][80] 问题11：为何将资本从阿纳达科盆地（最佳自由现金流资产）分配到其他资产 - 公司多盆地投资组合可分散风险，如近期天气事件对德州业务有影响，但其他资产未受影响；合理分配资本可实现多盆地协同效应和共享学习，符合公司风险导向的多盆地战略 [82][84] 问题12：薪酬结构中自由现金流和债务削减的目标 - 薪酬指标与公司公布的指导目标紧密相关；董事会与薪酬顾问合作，增强了奖金计分卡的严格性，使行业奖金支付更符合市场水平 [85][87] 问题13：不同商品价格下自由现金流分配的变化 - 以50美元/桶油价和2.75美元/百万英热单位气价计算，预计2021年产生约10亿美元自由现金流；当前价格下，自由现金流将增至近15亿美元，且更偏向石油资产 [89][90] 问题14：不同商品价格下阿纳达科盆地资产的回报率排名 - 价格上涨对各盆地都有积极影响，但回报率排名会因盆地差异和长期价格趋势而有所变化；公司投资回报需考虑资产全生命周期，且公司是原油、凝析油、天然气和NGLs的大型生产商 [92][93] 问题15：天然气市场策略，是倾向现货市场还是长期协议 - 公司认为市场和基本面是可持续发展的关键因素；北美天然气市场供应充足，出口市场增长但国内价格难以上涨，LNG市场有新的波动性；长期协议需谨慎考虑，公司会定期评估相关风险 [97][100] 问题16：服务成本是否已触底，以及储备假设中是否考虑成本通胀 - 公司假设未来井成本与当前相同，虽柴油和钢材等成本可能上涨，但创新是成本降低的主要驱动力，预计可抵消通胀影响；公司今年预算成本略高于第四季度实际成本，目前成本假设较为安全 [101][103]

公司基本信息 - 公司是北美最大的石油、天然气液体和天然气生产商之一，致力于安全生产产品推动进步[43] - 公司文化独特，由创新、团队合作和纪律驱动，资本分配严格[44] - 公司受益于高质量多盆地投资组合，提供地理和商品多样性并降低风险集中度[44] - 公司普通股在纽约证券交易所和多伦多证券交易所上市，股票代码为“OVV”[40] - 公司需遵守美国1934年证券交易法的信息披露要求，公众可从SEC的EDGAR系统等获取公司文件[41] - 公司可应要求免费提供本10 - K表格年度报告及相关文件副本，也会在网站上提供SEC文件[42] 公司重组信息 - 2020年1月24日，公司完成企业重组，包括1股合并后股份换5股合并前股份的股份合并，以及从加拿大迁移成为特拉华州公司[39] 公司信贷与债务信息 - 公司有40亿美元到期日为2024年7月的承诺信贷安排，截至2020年12月31日，有34亿美元可用且未提取[45] - 公司承诺到2021年底减少12.5亿美元长期债务，自2020年第二季度以来已减少4.81亿美元长期债务[45] 公司可持续发展目标 - 从2021年开始，公司将设定到2025年甲烷强度降低33%的目标，并与所有员工的年度激励薪酬计划挂钩[46] 公司储量信息 - 截至2020年12月31日，公司估计的净探明储量中约30%为石油，29%为天然气液体（其中8%为工厂凝析油），41%为天然气[48] - 2020年末公司总探明储量为19.925亿桶油当量，其中美国为13.976亿桶油当量，加拿大为5.949亿桶油当量；探明开发储量占比56%，探明未开发储量占比44%[112] - 2020年公司探明储量减少1.963亿桶油当量，主要因开发计划变更和12个月平均尾随价格降低导致负修正，部分被井性能和开发策略变化的正修正抵消[117] - 2020年末公司探明未开发储量为0.8811亿桶油当量，较年初减少[120] - 2020年探明未开发储量的扩展和发现为0.3441亿桶油当量，主要源于成功钻探和技术划定以及开发计划变更[122] - 2020年探明未开发储量转换为探明开发储量为0.1573亿桶油当量，占上一年末总探明未开发储量的14%[124] - 2020年购买探明未开发储量为0.0414亿桶油当量，出售为0.0307亿桶油当量，主要涉及二叠纪资产和杜弗奈页岩资产分割[126] 美国业务数据 - 2020年美国业务总资本投资约13.53亿美元，钻探约209口净井，平均日产约150.9万桶石油、约81.4万桶天然气液体和约5.29亿立方英尺天然气[55] - 截至2020年12月31日，美国业务拥有约100万净英亩既定土地位置，其中约18.2万净英亩为未开发土地[55] - 2020年美国业务占生产收入的67%（不包括套期保值影响），占截至2020年12月31日总探明储量的70%[55] - 2020年美国产油5520万桶、NGLs 2980万桶、天然气1940亿立方英尺[127] - 2020年美国平均油价36.84美元/桶、NGLs 11.85美元/桶、天然气1.60美元/千立方英尺[127] - 2020年美国平均生产成本7.99美元/桶油当量[127] - 2020年美国开发井生产性毛井229口、净井208口，干井毛井1口、净井1口[132] - 截至2020年12月31日，美国处于钻探或完井阶段的开发井毛井14口、净井13口，暂停或等待完井的开发井毛井47口、净井44口[135] - 截至2020年12月31日，美国产油井毛井5896口、净井4236口，天然气井毛井795口、净井443口，总计毛井6691口、净井4679口[138] - 截至2020年12月31日，美国已开发土地毛面积121.1万英亩、净面积82.4万英亩，未开发土地毛面积37.8万英亩、净面积18.2万英亩，总计毛面积158.9万英亩、净面积100.6万英亩[141] 二叠纪盆地业务数据 - 二叠纪盆地截至2020年12月31日公司控制约10.8万净英亩土地，2020年平均日产约63.2万桶石油、约25.3万桶天然气液体和约1.24亿立方英尺天然气[62] - 二叠纪盆地公司专注创新和效率使周期时间缩短，钻井和完井成本降低约21%，2020年钻了102口水平净井[63] 阿纳达科盆地业务数据 - 阿纳达科盆地截至2020年12月31日公司控制约35.4万净英亩土地，2020年平均日产约43.0万桶石油、约45.8万桶天然气液体和约3.31亿立方英尺天然气[65] - 阿纳达科盆地自2019年2月收购资产后，利用立方体开发模式使钻井和完井成本降低约42%，2020年钻了71口水平净井[66] 鹰福特页岩区业务数据 - 鹰福特页岩区截至2020年12月31日公司控制约4.2万净英亩土地，2020年平均日产约17.7万桶石油、约5.2万桶天然气液体和约0.31亿立方英尺天然气，钻了约18口净井[69] 加拿大业务数据 - 2020年加拿大业务总资本投资约3.8亿美元，钻约74口净井，石油和凝析油平均日产量约56.6万桶，天然气约1000百万立方英尺/日[78] - 截至2020年12月31日，加拿大业务拥有约150万净英亩土地，其中约98.1万净英亩未开发，占总探明储量的30%，占生产收入的33%（不包括套期保值影响）[78] - 2020年加拿大产油20万桶、NGLs 2050万桶、天然气3670亿立方英尺[127] - 2020年加拿大平均油价32.58美元/桶、NGLs 29.37美元/桶、天然气2.01美元/千立方英尺[127] - 2020年加拿大平均生产成本11.45美元/桶油当量[127] - 2020年加拿开发井生产性毛井97口、净井74口，干井无[132] - 截至2020年12月31日，加拿大处于钻探或完井阶段的开发井毛井7口、净井5口，暂停或等待完井的开发井毛井19口、净井15口[135] - 截至2020年12月31日，加拿大产油井毛井29口、净井21口，天然气井毛井2359口、净井1915口，总计毛井2388口、净井1936口[138] - 截至2020年12月31日，加拿大已开发土地毛面积78.3万英亩、净面积54.4万英亩，未开发土地毛面积134.2万英亩、净面积98.1万英亩，总计毛面积212.5万英亩、净面积152.5万英亩[141] Bakken地区业务数据 - 2020年Bakken地区公司控制约7万净英亩土地，钻10口净井，石油平均日产量约16.1万桶，NGLs约4.3万桶，天然气约28百万立方英尺/日[73] Uinta地区业务数据 - 2020年Uinta地区公司控制约20.7万净英亩土地，钻8口净井，石油平均日产量约10.7万桶，NGLs约0.6万桶，天然气约11百万立方英尺/日[74] Montney地区业务数据 - 2020年Montney地区公司控制约75.4万净英亩土地，其中38.5万净英亩未开发，石油和NGLs平均日产量约51.1万桶，天然气约918百万立方英尺/日[86] - 2020年公司在Montney地区钻约73口净水平井，井的侧向长度增加约11%[87] Duvernay地区业务数据 - 2020年Duvernay地区公司控制约24.8万净英亩土地，其中19.8万净英亩未开发，钻约1口净井，石油和NGLs平均日产量约5.5万桶，天然气约41百万立方英尺/日[89] Horn River地区业务数据 - 2020年Horn River地区公司天然气平均日产量约37百万立方英尺，有48口净生产水平井，控制约19.6万净英亩土地[93] Wheatland地区业务数据 - 2020年Wheatland地区公司天然气平均日产量约4百万立方英尺，有427口净生产井，控制约14.3万净英亩土地[94] 储量审计信息 - 2020年Netherland, Sewell & Associates, Inc.审计公司14%的美国估计探明储量，McDaniel & Associates Consultants Ltd.审计4%的美国估计探明储量和38%的加拿大估计探明储量[100] 储量价格信息 - 计算2020年12月31日探明储量所用平均价格为：WTI每桶39.62美元，埃德蒙顿凝析油每桶49.77加元，亨利枢纽每百万英热单位1.98美元，AECO每百万英热单位2.13加元[119] 储量开发费用信息 - 2020年公司花费约12.69亿美元开发探明未开发储量，其中约81%用于美国资产，19%用于加拿大资产[124] 资本预算调整信息 - 2020年公司将约27亿美元的资本预算下调约0.9亿美元，即33%，导致探明未开发地点减少32%[125] 总体产量与成本信息 - 2020年公司产量为1.99亿桶油当量，购买储量为0.0543亿桶油当量，出售储量为0.0641亿桶油当量[118] - 2020年总产油5540万桶、NGLs 5030万桶、天然气5610亿立方英尺[127] - 2020年总体平均油价36.83美元/桶、NGLs 18.99美元/桶、天然气1.87美元/千立方英尺[127] - 2020年总体平均生产成本9.41美元/桶油当量[127] - 2020年总计开发井生产性毛井326口、净井282口，干井毛井1口、净井1口[132] - 截至2020年12月31日，总计处于钻探或完井阶段的开发井毛井21口、净井18口，暂停或等待完井的开发井毛井66口、净井59口[135] - 截至2020年12月31日，总体产油井毛井5925口、净井4257口，天然气井毛井3154口、净井2358口，总计毛井9079口、净井6615口[138] - 截至2020年12月31日，总体已开发土地毛面积199.4万英亩、净面积136.8万英亩，未开发土地毛面积172万英亩、净面积116.3万英亩，总计毛面积371.4万英亩、净面积253.1万英亩[141] 土地租约信息 - 公司250万净英亩土地中约210万净英亩由生产持有，未来三年到期租约涉及净面积分别为2021年约18.1万英亩、2022年约23.9万英亩、2023年约3.2万英亩[145] 市场优化与销售信息 - 公司市场优化活动由中游、营销与基本面团队管理，负责销售自有产品并提高净回值价格，包括第三方产品购销等[148] - 公司生产的石油、NGLs和天然气主要销售给炼油厂、地方分销公司、能源营销公司和聚合商，价格主要基于销售地区的市场指数价格[149] 业务交付承诺信息 - 截至2020年12月31日，公司承诺在美国业务交付约66,833千桶石油和约206百万立方英尺天然气，在加拿大业务交付约3,507千桶石油和凝析油和约104百万立方英尺天然气[152] 运输和加工财务承诺信息 - 公司运输和加工的财务承诺总计53.15亿美元，其中美国业务11.74亿美元，加拿大业务41.41亿美元[153] 客户信息 - 2020年，公司有一个客户Vitol Inc.，其占公司合并收入超过10% [156] 员工信息 - 截至2020年12月31日，公司雇佣1,916名员工，其中美国1,127名，加拿大789名[159][160] - 过去三年，公司平均每年招聘16名新毕业生和37名实习生[161] - 截至2020年12月31日，公司员工平均任期超过八年，自愿离职率低于4% [162] - 截至2020年12月31日，公司女性约占向首席执行官汇报的高管团队的50%，高级领导团队的27%，全体员工的30% [163] 法规影响信息 - 公司部分美国油气租赁由联邦政府授予或批准，受相关联邦机构管理，某些情况下运营可能被暂停或终止[167] - 公司运营受美国和加拿大的多项政府法规影响，包括勘探开发、钻井生产、特许权使用费、销售运输和项目审批等方面[166] - 2019年，加拿大政府实施新的环境评估框架，可能影响公司部分业务依赖的大型能源项目的审批[176] 高管信息 - 公司高管信息：道格拉斯·J·萨特尔60岁，担任首席执行官8年；乔安妮·L·考克斯54岁，担任执行副总裁等职务6年；科里·D·科德47岁，担任执行副总裁兼首席财务官2年；格雷戈里·D·吉文斯47岁，担任执行副总裁兼首席运营官2年；布伦丹·M·麦克拉肯45岁，担任总裁2年；雷切尔·M·摩尔49岁，担任执行副总裁1年；蕾妮·E·泽姆利亚克56岁，担任执行副总裁11年[182] 商品价格风险信息 - 商品价格波动10%对公司税前净收益的影响：原油价格上涨10%，未实现损失1.3亿美元，下跌10%，未实现收益1.14亿美元；NGL价格上涨10%，未实现损失0.1