业绩总结 - 2020年第四季度原油和凝析油日产量超过210 Mbbls/d，超出指导的200 Mbbls/d[2] - 2020年全年资本支出约为17.5亿美元，低于指导的18亿美元[2] - 2020年第四季度的总生产量为550 MBOE/d[10] - 2020年是连续第三年实现自由现金流[11] - 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[11] 债务管理 - 2020年下半年减少债务约为4.81亿美元，预计到2021年底将减少超过10亿美元[4] - 2020年下半年债务减少的优先级为第一[4] - 2021年目标是将债务减少至低于1.5倍的杠杆率[13] - 2020年下半年和第四季度的债务减少涉及总长期债务的减少，包括当前部分[35] 成本与效率 - 2020年第四季度平均完井成本比2019年平均低25%，超出20%的目标[6] - 2021年计划的资本效率提高20%[15] 对冲与市场展望 - 截至2020年12月31日，WTI油的对冲价格为每桶$42.88，预计2021年平均价格为$43.61[34] - 2021年第一季度WTI油的对冲交易量为40 Mbbls/d，第二季度为20 Mbbls/d，第三季度和第四季度均为20 Mbbls/d[34] - 2021年天然气的NYMEX对冲价格为每千立方英尺$2.51，预计全年价格为$2.51[34] - 2021年天然气的对冲交易量在第一季度为880 MMcf/d，第二季度为1,030 MMcf/d，第三季度和第四季度均为1,030 MMcf/d[34] 未来计划 - 2021年公司计划在Permian地区维持3至4个钻井平台，预计对冲收益为$280百万，未对冲收益为$375百万[34] - 2021年公司在Montney地区计划维持3至4个钻井平台，预计对冲收益为$90百万，未对冲收益为$140百万[34] - 2021年公司在Anadarko地区计划维持2至3个钻井平台，未对冲收益未具体列出[34] - 2021年公司在基础资产上计划维持0至1个钻井平台，未对冲收益未具体列出[34]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度总现金流3.98亿美元，自由现金流4700万美元，净债务减少2.17亿美元，维持31亿美元的大量流动性 [7] - 2020年实现超2亿美元成本削减目标，2021年随着遗留成本到期，额外节省1亿美元，总成本节省达3亿美元 [7] - 预计全年资本预算略低于18亿美元，意味着第四季度资本支出低于4亿美元，全年投资较预算减少9亿美元 [10] - 预计2021年产生8亿美元自由现金流，计划从2020年下半年至2021年底减少超10亿美元总债务 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度原油和凝析油产量超18万桶/日，10月已达20万桶/日，预计第四季度和明年平均产量为20万桶/日 [9] - 与上季度相比，二叠纪盆地钻井和完井成本降低40万美元，蒙特尼盆地降低20万美元；阿纳达科盆地成本较收购时降低超40%，从约790万美元降至460万美元 [14] - 二叠纪盆地自第二季度以来成本显著改善，每英尺成本约降低500美元（9%），标杆井每英尺成本为430美元 [15] - 蒙特尼盆地钻井成本创历史新低，每口井低于100万美元，完井时间约为两天，较2018年缩短一半 [19] 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 - 专注四大优先事项：减少债务，计划从2020年下半年至2021年底至少减少10亿美元债务；维持规模，以15亿美元年投资维持20万桶/日原油和凝析油产量；成本降低和效率提升具有持久性；向股东返还现金 [21][22][23][24] - 长期来看，目标是净债务与EBITDA杠杆率达到1.5倍或更低，再投资率不超过75%，为股东回报提供大量自由现金流 [27] - 认为自身多盆地投资组合、风险管理和运营能力具有差异化优势，是新E&P模式的体现，近期行业整合验证了其战略 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年面临挑战，但公司有望连续第三年实现自由现金流，对2021年计划充满信心 [5] - 风险管理实践的价值再次得到证明，动态对冲计划保护了2020年现金流并提高了利润率 [12] - 成本降低和效率提升将持续，即使油价回升也不会改变 [23] 其他重要信息 - 公司是ESG绩效和报告的行业领导者，计划在2021年薪酬计划中纳入与排放相关的绩效目标 [32] - 自2018年以来，通过股息和回购向股东返还超17亿美元，在2020年维持股息 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 当前期货价格下自由现金流和去杠杆化前景如何 - 公司第四季度原油和凝析油约90%已套期保值，2021年约40%已套期保值；多产品投资组合可抵御单一产品价格波动；若市场环境恶劣，公司将果断行动 [41] 问题2: 2021年单位成本结构如何 - 成本将低于当前水平，需调整与价格相关的生产税，但总体呈下降趋势，主要受创新驱动 [42] 问题3: 不同商品价格情景下再投资率如何变化，资本分配框架何时更严格 - 明年投资将远低于75%，优先维持规模、产生自由现金流和减少债务；待债务降至目标水平且产品需求回升后，才会考虑增长；目前难以预测市场，公司将根据市场情况动态调整 [47][49] 问题4: 若期货价格维持现状，是否会为维持再投资率而让产量下降 - 这取决于市场发展情况，公司可维持20万桶/日产量并产生足够自由现金流支付股息；公司将保护资产负债表和业务规模，根据情况动态调整 [49] 问题5: 公司与其他公司在规模和竞争策略上的差异及优势体现 - 公司认为成功需要一定规模，多盆地投资组合是风险管理的关键，能实时转移创新理念；风险管理方法包括套期保值、运输和加工等方面，对保护资产负债表和现金流至关重要 [54][55] 问题6: 是否会将资本从含油区块转移到天然气区块 - 公司在部分区块有这种选择，但需要更长期的基本面支撑；目前尚未看到足够的价格变动来支持大规模资本转移，同时担心私人参与者的行动会对天然气价格造成长期风险 [58][59] 问题7: 2021年二叠纪盆地完井节奏如何 - 资本分配与今年相似，更侧重于核心资产；二叠纪盆地每季度完井约25口，占总体完井的40% - 45% [63][64] 问题8: 年底DUCs情况及未来规划 - 公司认为建立DUCs不具资本效率，今年情况特殊；正常情况下，投资组合中DUCs数量约为30个；预计明年产量基本持平，钻井和完井节奏也较为平稳 [67][68] 问题9: 多元化钻井计划的原因 - 主要是为了风险管理，公司各盆地投资组合的资本回报率相似，通过分散资本可避免难以预测的风险，且不会降低回报率 [69][70]

业绩总结 - 2020年第三季度调整后EBITDA为4.87亿美元[2] - 2020年第三季度每股收益为1.53美元[2] - 2020年第三季度原油和凝析油日产量为186 Mbbls/d，超出180 Mbbls/d的指导目标[4] - 2020年第三季度运营成本较第一季度下降19%，每BOE成本为2.69美元[12] - 2020年第三季度实现20%的钻井和完井效率提升，成本降低[8] - 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[19] 未来展望 - 2020年第四季度预计原油和凝析油日产量为200 Mbbls/d[6] - 2021年资本支出预计将超过10亿美元，且计划在下半年实现超过10亿美元的自由现金流[49] - 预计2021年资本效率将比2019年提高20%[29] - 2021年Scenario中，油价敏感度为每桶油价波动±5美元，预计现金流在油价为45美元/桶时为6亿美元[48] - 2021年，Ovintiv的天然气价格敏感度为每百万英热单位波动±0.25美元[51] 财务状况 - 2020年第三季度净债务减少2.17亿美元，预计第四季度将有类似的债务减少[6] - 截至2019年12月31日，Ovintiv的已探明未开发位置为2,184个，可能未开发位置为2,671个，未风险化的2C或有资源位置为4,292个[37] - 非GAAP自由现金流为非GAAP现金流减去资本支出，排除净收购和剥离[40] - 净债务定义为长期债务（包括当前部分）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[42] 成本与效率 - 2020年资本支出预计低于18亿美元，第四季度资本支出低于4亿美元，较原预算减少9亿美元[6] - 总成本为非GAAP指标，包括生产、矿产和其他税费、上游运输和加工费用、上游运营费用及行政费用[41] - Ovintiv的非GAAP现金流定义为排除其他资产和负债的净变动、非现金营运资本的净变动及资产销售的当前税款后的经营活动现金流[40] 风险管理 - 2021年，Ovintiv的油气对冲头寸包括WTI掉期和成本无关的保护措施，预计将保护2020年的现金流[55] - 2020年第三季度销售气体的甲烷强度约为0.60%[24]

财务数据和关键指标变化 - 二季度资本投资超2.5亿美元，处于指引区间低端，2020年资本支出调整为18亿美元，为此前18 - 19亿美元区间的低端 [28] - 二季度报告产量为53.7万桶油当量/日，其中原油和凝析油产量为19.8万桶/日；若剔除自愿停产影响，产量应为56.9万桶油当量/日和21.6万桶/日的原油和凝析油 [29] - 二季度产生3.85亿美元现金流，或每股1.48美元（剔除一次性成本），每桶油当量总成本环比下降8% [31] - 季度末信贷额度下有30亿美元流动性，锁定至2024年7月，条件优惠 [32] - 二季度净债务增加，主要因一次性项目，如8100万美元重组成本、6200万美元与废弃油井和海上设施相关费用，以及应付账款减少 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年三个核心产区的油井成本较2019年平均水平下降15%，一季度后下降9%，年中降至15% [14] - 预计2021年基础产量递减率改善约5%，降至30%以下，今年现金成本节约超2亿美元，明年再增加1亿美元 [21] - 二季度完井成本显著降低，二叠纪盆地每口井成本降低40万美元，蒙特尼盆地降低20万美元，阿纳达科盆地成本较收购时纽菲尔德平均成本降低40% [44][45] - 二叠纪盆地领先的同步压裂完井技术每口井节省35 - 40万美元，计划近期在其他钻探区域应用 [46] - 阿纳达科盆地斯普林格钻探成果达行业最佳，平均每日完井泵注时间超20小时，高于历史盆地表现 [47] - 蒙特尼盆地二季度创造完井记录，日完井近3.5万英尺，巩固了其在该盆地的领先地位 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去两个月，被动持股比例几乎增至三倍，受益于年初迁至美国以及被纳入重要指数 [17] - 油价每上涨5美元，公司将增加3.75亿美元现金流；天然气价格每上涨0.25美元，将增加1.4亿美元现金流 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略不变，因疫情影响，暂停扩张，专注于产生自由现金流，同时维持业务规模 [16] - 未来六个季度优先事项为增强财务实力和减少债务，确保资产负债表强劲、流动性充足 [23] - 多盆地投资组合为股东提供多种获利途径，战略重点为液体和原油及凝析油，但日产15亿立方英尺天然气，将受益于天然气价格上涨 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度表现出色，安全业绩突出，有效管理新冠风险，员工大多6月初返回办公室，无病毒传播案例 [8][9] - 尽管行业困难，但公司迅速调整，二季度产生超5000万美元自由现金流，对2020年展望更乐观，对2021年情景充满信心 [13] - 预计2021年基础产量递减率改善，现金成本节约增加，油价和天然气价格上涨将加速债务削减计划 [21][22] 其他重要信息 - 二季度自愿停产影响产量，钻机和压裂作业减少三分之二，但仍维持规模，预计四季度原油和凝析油平均产量达20万桶/日 [25] - 2020年下半年预计投资约7.6亿美元，全年支出降至18亿美元，较年初预算减少近10亿美元 [37] - 因二季度压裂停工，三季度产量为全年低谷，四季度原油和凝析油产量将达20万桶/日 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 未来六个季度后，公司认为何种净债务或杠杆水平适合再次钻探，以及何时考虑向股东返还资本？ - 公司曾认为在周期中期定价下，杠杆率目标约为1.5倍，但今年情况后该目标可能下降 公司战略不变，未来六个季度将所有自由现金流用于偿债，2022年及以后需视目标完成情况决定是否恢复适度增长并向投资者返还现金 [60][61][62] 问题2: 基础产量递减率下降的原因是什么？ - 主要是增长放缓或无增长时，产量递减逐年变缓，目前基础表现强劲，但并非主要驱动因素 [64][65] 问题3: 公司如何看待当前周期中期油价？ - 公司团队仍认为周期中期油价约为50美元，天然气价格中期约为2.75美元，具体取决于全球经济复苏、新冠疫情应对及资本投资情况 [67] 问题4: 在阿纳达科盆地实施同步压裂和水处置等成本控制措施后，成本可能降至多少？ - 团队将继续降低成本，虽未实施同步压裂，但已降低水成本和提高泵送速度，实现持久节约 公司认为将单井成本降至400万美元并非不现实，目前已将成本从790万美元降至490万美元，下一步目标是将其变为平均水平 [69][70] 问题5: 公司目前债务达74亿美元，为何不设定绝对债务目标，以及未来目标债务水平是多少？ - 目前设定单一目标不现实，公司需平衡债务削减与业务发展，确保在市场复苏时能参与其中 即使按当前期货曲线，明年也将产生大量自由现金流用于偿债，同时已开始建立2021年套期保值头寸 [73][74][75] 问题6: 公司计划2020年底DUC库存是多少，2022年是否会保持相同水平？ - 预计2020年底DUC库存为20 - 30口，属正常水平，2022年预计保持相同水平，资本效率源于创新、技术和团队协作，而非仅依赖DUC完井 [77] 问题7: 2021年资本如何分配到不同产区，以及钻井和压裂作业水平如何？ - 大部分资本将分配到三个核心产区，目前运行7台钻机，其中二叠纪3台、阿纳达科2台、蒙特尼2台 今年早些时候在巴肯、鹰福特和尤因塔等地钻探的井将在本季度末和四季度完井，但具体分配尚未完全优化 [80] 问题8: 应付账款对季度债务余额有何影响，以及未来六个季度使用期货曲线和套期保值头寸时，自由现金流情况如何？ - 应付账款减少是因活动水平下降，随着业务恢复正常，应付账款将恢复正常水平 公司已阐述2021年情景，在35美元油价和2.75美元天然气价格下可覆盖股息，按当前期货曲线将产生大量自由现金流，并已开始进行套期保值 [81][83] 问题9: 在14 - 15亿美元资本支出水平下，维持产量的钻机数量和分配情况如何？ - 15亿美元资本支出下，预计需7 - 10台钻机，大致集中在三个核心产区，具体比例需进一步优化 [85] 问题10: 公司完成注册地变更后，被动持股增加，与指数机构的沟通情况如何？ - 公司已被纳入MSCI、罗素等指数，被动持股比例从7%升至22%，预计未来将被纳入标准普尔1500指数，目前进展顺利且仍有提升空间 [87][88] 问题11: 公司在2021年维护情景和未套期保值价格敏感性分析中，假设的AECO天然气价格和盈亏平衡预测是多少，以及其敏感性如何？ - 公司预测中使用的AECO天然气价格约为0.80美元，较纽约商品交易所价格低0.80美元 加拿大天然气产量呈下降趋势，AECO表现相对较好 [91][92] 问题12: 今年剩余时间产量轨迹显示三季度液体产量下降17%，四季度回升11%，原因是什么，以及如何看待2021年运营势头？ - 产量变化是因完井重启时间，目前尚未重启，将在三季度后期重启，四季度产量将受影响 预计四季度原油和凝析油平均产量为20万桶/日，2021年保持该水平，生产节奏将恢复正常 [94][95] 问题13: 公司预计明年的自由现金流是多少？ - 根据资料，油价每上涨5美元，每季度增加3.75亿美元现金流；天然气每上涨一定幅度，增加1.4亿美元现金流 按明年期货曲线，油价约43美元，天然气约2.70美元，预计自由现金流约5亿美元，但实际情况会有变化，且公司已开始建立套期保值头寸，为价格提供支撑 [97] 问题14: 下个季度若目标是削减债务，资产出售是否会成为增强资产负债表的手段？ - 目前资产交易市场基本关闭，随着商品价格稳定可能会有所恢复 若进行资产剥离，将有助于债务削减，但公司暂不讨论具体情况 [99] 问题15: 考虑到2022年上半年欧佩克大量产能闲置，公司是否认为增长仍有意义，还是等待欧佩克完全恢复后再考虑增长？ - 难以根据欧佩克具体行动制定战略，因其行动多变 市场已出现显著再平衡，全球库存下降，预计短期内增长故事不多 公司已降低业务成本，认为行业应考虑低个位数至中个位数的增长率，产生自由现金流并返还给股东 何时恢复增长难以预测，但明确了未来六个季度的管理方式 [102][103] 问题16: 预计的PDP产量递减率在二叠纪和阿纳达科盆地有何差异，以及是什么因素导致递减率降低？ - 两个盆地的递减率大致相似，公司优化资本时主要考虑现金流和财务效益 二叠纪是产油区，但油井成本高、特许权使用费高，产品组合不同 蒙特尼盆地油井成本低、特许权使用费低，凝析油生产情况有吸引力，且凝析油价格稳定 递减率不是优化决策的主要驱动因素 [107][108][109] 问题17: 公司明确将自由现金流用于偿债，二季度债务增加是否因一次性应付账款问题，未来是否会有更多自由现金流？ - 二季度债务增加是因三个一次性项目，即应付账款、新成本和部分重组成本，未来将有更多自由现金流用于偿债 [111]

业绩总结 - 2020年资本支出为18亿美元，处于之前范围的低端[5] - 2020年第四季度油和C5+的平均产量提高至20万桶/天[2] - 2020年总成本为每桶11.23美元，较第一季度下降8%[17] - 2020年第二季度现金流为3.04亿美元，每股1.17美元[14] - 2021年自由现金流为正，预计在35美元/桶和2.75美元/股的情况下[8] 成本与效率 - 预计2021年现金成本节省为3亿美元[6] - 2020年预计现金成本节省超过2亿美元，至今已实现近一半[23] - 2021年资本支出预期为14亿至16亿美元，较2019年资本效率提升20%[8] - 2021年遗留成本预计减少超过1亿美元[23] 资源与对冲 - 截至2019年12月31日，Ovintiv的已探明未开发位置为2,184个，可能未开发位置为2,671个，未风险化的2C或有资源位置为4,292个[43] - Ovintiv的WTI对冲头寸为160 Mbbls/d，价格为$44.60/bbl，4Q20为89 Mbbls/d，价格为$52.95/bbl[61] - 1H20，Ovintiv的油气对冲实现收益为387百万美元，平均WTI价格为$47.88/bbl[63] - 1H20，天然气对冲实现收益为112百万美元，平均NYMEX价格为$2.40/MMBtu[63] - Ovintiv在2020年保护了238 MMcf/d的AECO掉期，价格为$0.88[60] 价格与交易 - Ovintiv的实际每BOE价格（包括对冲）为$21.21/BOE，较1Q水平下降15%[63] - Ovintiv的天然气NYMEX掉期在3Q20的交易量为970 MMcf/d，价格为$2.51/mcf[61] - Ovintiv的天然气成本无上限掉期在3Q20的交易量为330 MMcf/d，价格为$2.88/$2.50[61]