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

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]