财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度实现每股收益1.34美元,每股现金流2.79美元,超出市场预期 [15] - 公司运营费用、运输和加工费用以及生产、矿物和其他税费的合计表现优于指引中值 [16] - 运营费用还受益于2300万美元的前期成本回收 [16] - 公司发行债券以支付部分收购Permian资产的资金,资本结构良好,维持投资级评级 [17] - 第二季度末公司杠杆率为1.7倍,包括收购债务但仅包括19天的EBITDA [18] - 公司目标中期杠杆率为1倍或约40亿美元总债务 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司第二季度油气产量超出指引上限,资本支出低于指引下限 [12] - 这是由于良好的井效率和成本控制 [12] - 公司提高了全年产量指引,降低了全年资本支出指引 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Montney地区的井效率继续领先,过去12个月内公司投产了该地区前31个最高产井,占前50个的36个 [41] - Montney地区的平均井成本为450万美元,是公司最低成本的资产 [42] - 公司在Uinta地区的油井表现也非常出色,最近投产的3口Jorgensen井30天初始产能达到每天1,850桶 [43] - 公司在Anadarko盆地的活动将在下半年有所减少,但该资产仍将是2023年公司最高自由现金流贡献资产 [45] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司收购Permian资产后,已经将活动水平重置到5口钻机和3个完井队的预期水平 [11] - 公司正在将自己的钻完井优化技术应用到新获得的Permian资产,预计将在第四季度投产首批全面采用Ovintiv设计的井 [11][34] - 公司在Permian的完井设计创新,包括分段架构、流体化学和支撑剂装载,使得2023年迄今的油井表现位居历史最佳水平 [34][35][36][37] - 公司2024年资本支出计划将比同行少约2.5亿美元,但产出将增加3万桶/日,体现了公司的资本效率优势 [28][29] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司第二季度的出色业绩表示满意,并对新获得的Permian资产整合工作给予高度评价 [7][10][11] - 管理层认为,公司目前的维护性开发计划是合适的,不会轻易增加活动,需要满足三个条件:现金流每股回报优于股票回购、行业需求增加、执行风险降低 [66][67][68][69] - 管理层表示,公司将继续保持资本支出的平稳分布,以维护团队的执行效率 [120][121] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Arun Jayaram 提问** 请进一步说明Permian地区井效率提升的原因和可重复性 [55][56][57][58][59][60][61] **Brendan McCracken 回答** 公司在完井设计方面的创新,包括分段架构、流体化学和实时压裂监测,是提升井效率的关键因素 [56][57][58][59] 这些技术在公司的其他资产中也得到了应用,并在Permian的不同区块中得到验证,体现了良好的可重复性 [60][61] 问题2 **Neal Dingmann 提问** 公司在Permian的整合工作如何避免井间干扰问题 [66][67] **Gregory Givens 回答** 公司通过统一规划和执行,在Permian的不同区块间进行优化调度,已经看到井间干扰问题有所缓解 [33] 问题3 **Umang Choudhary 提问** 公司未来对套期保值的计划是什么 [101][102][103] **Brendan McCracken 回答** 公司将继续采用未来12个月的滚动套期保值策略,主要使用三元期权结构,提供一定的价格下限保护,同时保留上行空间 [102][103]

业绩总结 - 2023年第二季度总生产量为573 MBOE/d，超出指导范围520-540 MBOE/d[28] - 2023年第二季度油和凝析油生产量为186 Mbbls/d，超出指导范围175-179 Mbbls/d[28] - 2023年第二季度自由现金流为59百万美元，包含8200万美元的交易成本和8500万美元的增量资本支出[14] - 2023年第二季度股东回报为172百万美元，包括250万股的回购[14] - 2023年第二季度的运营效率创下新纪录，推动成本降低[12] - 2023年第二季度油和凝析油生产较上一季度增长17%[61] - 2023年第二季度每千英尺的油累积产量为1,850 Mbbls，显示出强劲的油井表现[71] 未来展望 - 2023年下半年的生产量确认在210 Mbbls/d[18] - 2023年资本支出预期上调至840-890百万美元[32] - 2023年油和凝析油生产量预期上调至202-208 Mbbls/d[32] - 预计2024年油和凝析油生产超过200 Mbbls/d，预计在2024年下半年稳定在200 Mbbls/d[45] - 预计2024年资本效率提高约15%[36] - 2023年第三季度预计总净TILs约为100个，资本效率领导地位得到验证[43] 资本支出与成本 - 2023年第二季度资本支出为640百万美元，低于指导范围670-710百万美元[28] - 2023年资本支出预计在21亿至25亿美元之间[44] - 2023年第二季度的上游运营费用为每桶3.23美元，低于2023年初的指导范围[90] - 2023年第二季度的合并折旧、depletion和摊销费用为每桶石油当量7.93美元，预计下半年的费用在每桶8.50到9.50美元之间[105] - 2023年第二季度的利息支出为7700万美元，预计下半年的支出在1亿到1.1亿美元之间[105] 市场与价格 - 2023年第二季度的天然气价格为NYMEX的117%[78] - Ovintiv在2024年第一季度的WTI油价对冲合约的价格为每桶73.69美元[119] - 预计2024年天然气的NYMEX价格对冲合约的价格为每百万英热单位3.62美元[119] - 2023年第二季度的市场优化收益为3100万美元，预计下半年的收益在3000万到3500万美元之间[105] 环境与社会责任 - 通过2022年实现超过30%的减排目标[123] - 2022年甲烷强度减少超过50%[123] - 公司在2023年被纳入彭博性别平等指数[123] - 公司参与世界银行的零常规燃烧倡议，提前9年实现目标[123] - 报告符合气候相关财务信息披露工作组（TCFD）的要求[123] - 非GAAP现金流持续增长[124] - 所有储量估计截至2022年12月31日，符合美国证券交易委员会（SEC）规定[128]

财务状况 - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物为5200万美元，2022年12月31日为500万美元[15] - 截至2023年6月30日，公司应收账款及应计收入（扣除备抵后）为12.53亿美元，2022年12月31日为15.94亿美元[15] - 截至2023年6月30日，公司油气资产按完全成本法核算，已探明资产为620.58亿美元，2022年12月31日为570.54亿美元[15] - 2023年6月30日，公司已发行并流通的普通股为2.739亿股，2022年为2.457亿股[15] - 截至2023年6月30日，客户合同应收账款和应计收入为8.43亿美元，2022年12月31日为12.57亿美元[33] - 截至2023年6月30日，长期债务账面价值为61.34亿美元，公允价值为61.61亿美元；2022年12月31日账面价值为35.7亿美元，公允价值为36.48亿美元[61] - 截至2023年6月30日，公司有3.3亿美元未偿还商业票据，加权平均利率约5.98%，循环信贷安排提取3.5亿美元[60] - 截至2023年6月30日，公司授权发行7.5亿股普通股和2500万股优先股，无优先股流通[62] - 截至2023年6月30日，Veresen Midstream Limited Partnership提供约1156MMcf/d的天然气收集和压缩以及918MMcf/d的天然气处理服务[77] - 截至2023年6月30日，公司与VMLP相关协议下的最大潜在损失估计为13.67亿美元[79] - 截至2023年6月30日，风险管理资产中商品衍生品当前资产公允价值1.89亿美元，长期资产公允价值2700万美元；风险管理负债中商品衍生品当前负债公允价值3200万美元，长期负债公允价值1300万美元[91] - 截至2023年6月30日，公司3级风险管理资产和负债包括WTI三通期权和WTI无成本领口期权，期限至2024年[93] - 截至2023年6月30日，公司签订了名义金额为2.66亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.3470加元，合约按月到期至2023年底[101] - 截至2023年6月30日，石油和NGLs合约公允价值头寸为121美元，天然气合约公允价值头寸为50美元，其他衍生品合约公允价值头寸为 - 5美元，外汇合约公允价值头寸为5美元，总公允价值头寸为171美元[102] - 截至2023年6月30日，风险管理资产为188美元（其中流动资产167美元，长期资产21美元），风险管理负债为12美元（其中流动负债5美元，长期负债7美元），其他衍生品合约负债为5美元，净风险管理资产（负债）和其他衍生品合约为171美元[105] - 截至2023年6月30日，公司因衍生品金融工具资产产生的信用风险在毛公允价值和净公允价值基础上的最大损失敞口分别为2.21亿美元和1.88亿美元[106] - 截至2023年6月30日，约86%（2022年12月31日为88%）的应收账款和金融衍生品信用敞口来自投资级交易对手[108] - 2015年和2017年公司因资产剥离签订的协议将于2024年6月到期，截至2023年6月30日公允价值为500万美元，最大潜在未折现未来付款额为2300万美元，可能性不大[109] - 截至2023年6月30日，公司各项承诺预计未来支付总额为53.05亿美元[110] - 截至2023年6月30日，公司签订了名义金额为2.66亿美元的美元货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.3470加元[266] - 截至2023年6月30日，公司有6.8亿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0.07亿美元[270] 收益与费用 - 2023年第二季度，公司净收益为3.36亿美元[16] - 2023年第二季度，公司普通股股息为每股0.30美元，总计8200万美元[16] - 2023年第二季度，公司根据正常发行人投标回购普通股支出8900万美元[16] - 2023年第二季度，公司发行普通股带来11.69亿美元的实收盈余增加[16] - 2023年第二季度，公司权益结算的薪酬成本为3600万美元[16] - 2023年第二季度，公司其他综合收益为5200万美元[16] - 截至2023年6月30日六个月，公司股东权益总额从去年底76.89亿美元增至93.16亿美元，净收益为8.23亿美元[17] - 2023年第二季度净收益3.36亿美元，较2022年同期13.57亿美元下降[18] - 2023年前六个月经营活动产生现金18.99亿美元，投资活动使用现金38.71亿美元，融资活动产生现金20.22亿美元[18] - 2023年第二季度，美国业务收入11.86亿美元，加拿大业务收入4.68亿美元，市场优化业务收入7.03亿美元[27] - 2023年前六个月，美国业务收入23.74亿美元，加拿大业务收入10.80亿美元，市场优化业务收入14.19亿美元[28] - 2023年第二季度公司总运营费用19.86亿美元，运营收入5.31亿美元[27] - 2023年前六个月公司总运营费用38.59亿美元，运营收入12.09亿美元[28] - 2023年前六个月公司净收益8.23亿美元，所得税费用2.27亿美元[28] - 2023年Q2公司营收7.03亿美元，2022年同期为11.27亿美元；2023年上半年营收14.19亿美元，2022年同期为22.09亿美元[29] - 2023年Q2公司运营亏损3100万美元，2022年同期为3400万美元；2023年上半年运营亏损6400万美元，2022年同期为6800万美元[29] - 2023年Q2利息支出8000万美元，2022年同期为9100万美元；2023年上半年利息支出1.51亿美元，2022年同期为1.65亿美元[37] - 2023年Q2外汇净收益2500万美元，2022年同期为300万美元；2023年上半年外汇净收益2200万美元，2022年同期为200万美元[38] - 2023年Q2所得税费用1.01亿美元，有效税率23.1%；2022年同期为6500万美元，有效税率4.6%；2023年上半年所得税费用2.27亿美元，有效税率21.6%；2022年同期为6000万美元，有效税率5.1%[39] - 2023年Q2净收购（剥离）为 - 7.02亿美元，2022年同期为3000万美元；2023年上半年净收购（剥离）为 - 5.15亿美元，2022年同期为1700万美元[43] - 未经审计的备考财务信息显示，2023年和2022年截至6月30日的三个月收入分别为27.91亿美元和39.25亿美元，六个月收入分别为56.53亿美元和60.01亿美元[54] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，运营租赁收入分别为1200万美元和2400万美元，可变租赁收入分别为600万美元和1100万美元[56] - 2023年6月12日至30日，二叠纪盆地资产收购产生收入6700万美元，直接运营费用1500万美元[47] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，公司分别回购约250万股和770万股，总代价分别约8900万美元和3.28亿美元[66][67] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，公司分别宣布并支付股息8200万美元和1.43亿美元[72][73] - 2023年7月27日，董事会宣布每股普通股股息0.30美元，9月29日支付给9月15日登记在册的股东[74] - 截至2023年6月30日的三个月，净利润3.36亿美元，基本每股收益1.35美元，摊薄后每股收益1.34美元；六个月净利润8.23亿美元，基本每股收益3.33美元，摊薄后每股收益3.28美元[75] - 2023年上半年，3级公允价值计量的风险管理头寸期初余额为12美元，期末余额为60美元，总收益为48美元；2022年同期期初余额为 - 172美元，期末余额为 - 435美元，总损失为683美元[94] - 2023年第二季度和上半年，风险管理实现收益（损失）分别为3美元和 - 77美元；未实现收益（损失）分别为151美元和175美元；实现和未实现总收益（损失）净额分别为154美元和98美元[103] - 2023年第二季度非现金营运资金净变化为1.44亿美元，上半年为3.66亿美元[110] - 商品价格10%的波动可能导致原油税前净收益未实现损失1.69亿美元或收益1.86亿美元，NGL未实现损失0.02亿美元或收益0.02亿美元，天然气未实现损失0.69亿美元或收益0.67亿美元[264] - 外汇汇率10%的波动可能导致税前净收益未实现收益1.25亿美元或损失1.53亿美元[269] 业务结构与运营 - 公司报告可分为美国业务、加拿大业务、市场优化和企业及其他四个部分[25] - 市场优化业务主要负责公司产品销售，交易按市场价值进行并在合并时消除[25] 资产收购与处置 - 2023年6月12日，公司完成二叠纪盆地资产收购，支付约32亿美元现金并发行约3180万股普通股，价值约12亿美元[46] - 此次收购增加约1050个净井位和约6.5万净英亩土地[47] - 2023年上半年美国业务收购主要包括二叠纪和尤因塔的物业购买，2023年Q2和上半年美国业务剥离主要是出售北达科他州的巴肯资产，收益约7.06亿美元[43][44] - 收购二叠纪有限责任公司的初步购买价格分配中，总对价为44.1亿美元，包括11.69亿美元的普通股公允价值和32.41亿美元现金[50] - 2023年5月31日，公司完成高级无担保票据公开发行，总收益22.78亿美元用于资助二叠纪收购[57] 股权与薪酬 - 2023年6月12日，公司根据二叠纪收购协议发行约3180万股普通股，确认股本31.8万美元，额外实缴资本11.69亿美元[63] - 2023年第一季度，董事会决定以发行普通股的方式结算某些PSU和RSU奖励，修改日公允价值分别为每股43.80美元（美元计价）和每股59.47加元（加元计价）[82] - 截至2023年6月30日，确定SAR和TSAR单位公允价值的加权平均假设中，无风险利率4.61%，股息收益率3.15% - 3.21%，预期波动率55.88% - 59.69% [83] - 截至2023年6月30日的六个月，公司授予PSU 189.1万个单位，RSU 163.6万个单位，DSU 0.6万个单位[86] - 截至2023年6月30日的六个月，公司总福利计划费用为1100万美元，其中1100万美元计入运营费用，200万美元计入管理费用[87] 风险管理 - 公司的一级和二级风险管理资产和负债包括商品固定价格合约、NYMEX三方期权等，期限至2025年[92] - WTI期权隐含波动率使用范围为28% - 66%，加权平均为32%；隐含波动率10%的增减会导致净风险管理资产和负债相应增减约300万美元（2022年12月31日为200万美元）[94][95] 资本投资 - 与2022年同期相比，2023年前三个月资本投资减少0.05亿美元，上半年减少0.1亿美元[265]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度实现净收益4.87亿美元，经营活动现金流11亿美元，自由现金流2.41亿美元，每股现金流3.44美元，均超市场共识预期 [3] - 通过股票回购和基础股息向股东返还约3亿美元，现金回报率近15% [3] - 宣布两项交易，收购二叠纪盆地核心土地并出售巴肯地区所有资产，交易对关键指标有立即且可持续的增值作用 [4] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 本季度投产油井IP30率达1165桶/日（10000英尺标准化基础），与去年第四季度相当，为该地区最高水平之一 [10] - 年初至今平均完井速度超3000英尺/日，比过去三年平均速度快25%，领先同行 [11] - 与过去三年同期相比，目前支撑剂用量增加65%，流体用量增加35%，但井成本未增加 [11] 蒙特尼地区 - 过去12个月，公司在该地区高产油井排名中占据主导地位，近期一口油井30天IP率超5300桶油当量/日 [26] - 预计2023年项目回报率超100%，本季度凝析油实现价格超WTI的100%，天然气实现价格在套期保值前超NYMEX的140% [27] 阿纳达科地区 - 今年活动水平降低，团队创新优化完井设计、井位目标和基础产量，基础递减率降至约20% [28] - 持续提供产品选择和稳定基础产量，市场准入和价格实现情况良好，油井成果领先同行约50% [28][29] 尤因塔地区 - 下半年计划开展活跃项目，目前有2台钻机作业，正在钻探一个9口井的平台，预计第三季度投产 [13] - 土地面积约13万净英亩，约80%未开发，有多个叠层油藏，潜在储量丰富 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司超90%的蒙特尼天然气在盆地外定价，65%的产量可进入下游市场，受益于西海岸高气价，加拿大天然气套期保值前实现价格超NYMEX的140%，整体投资组合套期保值后实现价格为NYMEX的111% [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦资本效率和持久回报，通过多盆地、多产品组合实现运营和商品多元化，跨盆地学习和优质储量深度是核心竞争力 [38] - 收购二叠纪盆地资产，增加1050个净油井位置，扩大未来储量，提高资本效率，降低单位成本，预计交易完成后二叠纪盆地石油和凝析油产量接近翻倍 [14][15][32] - 出售巴肯地区资产，预计下半年公司运营成本和运输成本节省3% - 5% [55] - 坚持股东回报框架，认为当前股票回购是最佳现金分配方式，因公司认为当前股权估值低于中期周期价格下的内在价值 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第一季度表现出色，战略有效执行，为股东创造价值，创新文化和市场准入战略提升运营成果和利润率 [7][8] - 尽管大宗商品价格波动，但交易增值指标依然强劲，预计交易将在6月底前完成 [31] - 对全年运营表现有信心，将专注执行计划，实现目标，预计2024年原油和凝析油产量超20万桶/日，资本支出21 - 25亿美元 [60][61] 其他重要信息 - 第二季度产量预计增至51.5 - 53.5万桶油当量/日，资本支出5.9 - 6.3亿美元，若6月中旬完成交易，产量将增加5000 - 6000桶油和凝析油，资本支出增加7000 - 9000万美元 [41] - 增加WTI和NYMEX套期保值，约50%的预计WTI敞口通过互换、领口期权和三方期权进行套期保值，天然气方面也增加了多种结构的套期保值 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：假设6月30日完成交易，预计净现金流出是多少？与收购价格相比是否有重大差异？ - 公司预计二叠纪盆地收购交易的结算调整净额不到1亿美元，为净流出；巴肯地区出售交易的结算调整略超1亿美元，也是净流出，这些调整已纳入资产估值和收购价格，不影响整体交易经济性 [39][46] 问题2：交易完成后，组合资产的维持资本和储量深度的持久性如何？ - 公司预计2023年调整后日均产量18.5 - 19.5万桶，第三和第四季度日均产量21万桶；2024年全年产量超20万桶/日，维持该产量水平的资本支出为21 - 25亿美元 [48][60][61] 问题3：当前完井设计的井成本在未来是否会保持不变？是否已纳入未来指导？ - 公司尚未在2023年及未来指导中考虑成本下降因素，虽服务价格有企稳和下降迹象，但目前还处于早期阶段 [50] 问题4：如何快速在收购资产上实施新的完井设计？当前油井表现与新设计下的预期表现如何？ - 目前有120多口井正在施工，将先使用原管理团队的设计，钻机将从第一天开始采用公司的设计，完成这些井后将全面采用公司设计 [80] 问题5：对股东回报计划的看法，是否会改变现有公式化计划？ - 公司认为现有股东回报框架有效，将保持一致，目前股票回购是最佳现金分配方式，因当前股权估值低于内在价值 [53][81] 问题6：二叠纪盆地收购资产目前的产量情况如何？7.5万桶油当量/日是季度末产量还是季度平均产量？收购前的活动情况如何？ - 目前活动水平与收购宣布时一致，为7台钻机，每周产量更新显示符合计划，7.5万桶油当量/日是季度末产量，季度内产量会逐步增加 [86] 问题7：第一季度二叠纪盆地完井方面做了哪些调整？立方体设计是否有变化？ - 主要调整阶段架构，包括调整阶段长度、射孔方案、射孔簇数量和位置，以及调整砂和水的混合比例，提高了泵送效率，且未增加成本，立方体设计未进行间距调整，而是优化井位以提高钻井和油井性能 [87][88][70] 问题8：在股票回购时增加信贷额度，目前信贷额度的利率情况如何？收购和剥离期间，资金缺口预计如何填补，信贷额度和过桥融资的利率情况及与股票回购的关系如何？ - 目前信贷额度利率约6%，公司还有商业票据计划，会在两者间进行优化以降低短期成本，关于收购融资，公司计划采用永久融资而非依赖过桥贷款 [76][92] 问题9：除了蒙特尼和二叠纪盆地，在不太活跃的盆地是否有潜在的收购机会？ - 公司短期内将专注于现有资产组合，将自由现金流用于债务偿还和股东回报，同时保持机会主义，关注价值投资 [95] 问题10：作为美加边境两侧的大型运营商，在加拿大的ESG任务、项目、目标和计划方面是否有更高优先级？与二叠纪和蒙特尼地区的相对支出是否有差异？ - 公司在美加资产采取相似方法，未发现减排方法和成本有明显差异，且公司已以低成本实现显著温室气体减排，短期内减排不会成为业务负担 [96] 问题11：如何整合新收购资产的中游和营销业务？ - 公司团队正在全面推进整合工作，包括钻井和完井计划、IT系统、运营控制中心和后台财务会计等，预计营销业务过渡迅速，中游业务方面，三家被收购公司与公司合作的中游企业有良好关系，目前不认为这是问题 [98][99] 问题12：对今年和明年的自由现金流生成以及债务降至40亿美元目标的看法？ - 公司通过股票回购返还资本，基于上一季度自由现金流的滞后基础进行，目前长期债务约27亿美元，目标是到2030年及以后降至40亿美元，公司认为现有债务结构灵活，可利用自由现金流快速偿还短期债务，接近目标水平 [105][106][112]

财务状况（资产、负债、权益） - 截至2023年3月31日，公司现金及现金等价物为2600万美元，2022年12月31日为500万美元[15] - 截至2023年3月31日，公司应收账款及应计收入（扣除备抵后）为12.77亿美元，2022年12月31日为15.94亿美元[15] - 截至2023年3月31日，公司发行并流通的普通股为2.445亿股，2022年12月31日为2.457亿股[15] - 截至2023年3月31日，公司股东权益为78.94亿美元，2022年12月31日为76.89亿美元[15] - 截至2023年3月31日，公司长期债务为31.76亿美元，2022年12月31日为31.77亿美元[15] - 截至2023年3月31日，公司资产总计151.23亿美元，2022年12月31日为150.56亿美元[15] - 截至2023年3月31日，公司负债总计72.29亿美元，2022年12月31日为73.67亿美元[15] - 截至2023年3月31日，与客户合同的应收账款和应计收入为9.15亿美元，2022年12月31日为12.57亿美元[30] - 截至2023年3月31日，物业、厂房及设备净值9.911亿美元，较2022年末的9.468亿美元有所增加[42] - 截至2023年3月31日，长期债务账面价值37.56亿美元，公允价值38.37亿美元；2022年末账面价值35.7亿美元，公允价值36.48亿美元[46] - 截至2023年3月31日，累计其他综合收益9910万美元，2022年同期为1.119亿美元[61] - 截至2023年3月31日，风险管理资产中商品衍生品的当前资产公允价值为1.17亿美元，风险管理负债中商品衍生品的当前负债公允价值为6900万美元[76] - 截至2023年3月31日，公司三级风险管理资产和负债包括WTI三通期权和WTI无成本领口期权，使用期权定价模型确定公允价值，隐含波动率范围为30% - 75%，加权平均为45%[78][79] - 截至2023年3月31日，公司应收账款和金融衍生品信用敞口约85%（2022年12月31日为88%）来自投资级交易对手[93] - 因2015年和2017年的剥离协议，公司可能需履行付款义务，协议于2024年6月到期，截至2023年3月31日公允价值为500万美元，最大潜在未折现未来付款额为2900万美元[94] - 截至2023年3月31日，公司各项承诺的预计未来付款总额为54.02亿美元[95] - 截至2023年3月31日，公司签订4.01亿美元名义金额的美元货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.3356加元，合约在2023年剩余时间按月到期[224] - 截至2023年3月31日，公司有5.8亿美元浮动利率循环信贷和定期贷款借款，利率每变动1%，税前影响为600万美元[228] 经营业绩（收益、营收、费用） - 2023年第一季度公司净收益为4.87亿美元，2022年第一季度净亏损为2.41亿美元[16] - 2023年第一季度公司普通股股息为每股0.25美元，总计6100万美元；2022年第一季度为每股0.20美元，总计5200万美元[16] - 2023年第一季度公司按正常程序发行人投标回购普通股支出2.39亿美元，2022年第一季度为7100万美元[16] - 2023年第一季度净收益4.87亿美元，2022年同期亏损2.41亿美元[17][26] - 2023年第一季度经营活动产生的现金为10.68亿美元，2022年同期为6.85亿美元[17] - 2023年第一季度投资活动使用的现金为8.63亿美元，2022年同期为4.17亿美元[17] - 2023年第一季度融资活动使用的现金为1.84亿美元，2022年同期为1.93亿美元[17] - 2023年第一季度美国业务收入11.88亿美元，2022年为13.28亿美元[26] - 2023年第一季度加拿大业务收入6.12亿美元，2022年为5.51亿美元[26] - 2023年第一季度市场优化业务收入7.16亿美元，2022年为10.82亿美元[26] - 2023年第一季度公司总营收25.51亿美元，2022年为19.67亿美元[26] - 2023年第一季度利息支出7100万美元，2022年同期为7400万美元[34] - 2023年第一季度所得税费用1.26亿美元，有效税率20.6%；2022年同期所得税回收500万美元，有效税率2.0%[34] - 2023年第一季度净收购额1.87亿美元，2022年同期为1400万美元[38] - 2023年第一季度经营租赁收入1200万美元，2022年同期为1300万美元；可变租赁收入500万美元，与2022年同期持平[44] - 2023年第一季度公司回购约520万股，总价约2.39亿美元；2022年同期回购约170万股，总价约7100万美元[52][53] - 2023年第一季度公司宣布并支付普通股股息每股0.25美元，共计6100万美元；2022年同期每股0.20美元，共计5200万美元[56] - 2023年第一季度基本每股收益1.99美元，摊薄后每股收益1.97美元；2022年同期基本和摊薄后每股亏损均为0.94美元[58] - 2023年第一季度，公司总福利计划费用为600万美元（2022年为500万美元）计入运营费用，100万美元（2022年为100万美元）计入管理费用[72] - 2023年第一季度，风险管理持仓的已实现损益中，商品及其他衍生品收入为 - 76美元，外汇衍生品为 - 4美元；未实现损益中，商品及其他衍生品收入为18美元，外汇衍生品为6美元[88] - 2023年第一季度，非现金营运资金净变化为222美元，2022年同期为 - 346美元[95] - 与2022年同期相比，资本投资减少500万美元，运输和加工费用减少1500万美元，运营费用减少200万美元，行政费用减少500万美元，折旧、损耗和摊销减少400万美元[223] 业务运营 - 公司产品销售通过短期或长期合同进行，服务按可中断方式提供[31][32] - 截至2023年3月31日，VMLP根据长期服务协议提供约1156MMcf/d的天然气收集和压缩服务以及918MMcf/d的天然气处理服务，协议剩余期限为8至22年，并有最长10年的续约条款[62] - 截至2023年3月31日，公司与VMLP相关协议下的最大潜在损失总敞口估计为13.94亿美元，其中应付账款和应计负债中与照付不议承诺相关的金额为0.1百万美元[64] 股权与奖励 - 2023年第一季度，公司董事会决定以发行普通股的方式结算某些PSU和RSU奖励，修改日这些奖励的公允价值分别为每股43.80美元（美元计价）和每股59.47加元（加元计价）[67] - 截至2023年3月31日，用于确定SAR和TSAR单位公允价值的加权平均假设中，无风险利率为3.79%，股息收益率为2.77%-2.78%，预期波动率为60.86%-64.06%，预期期限为1.4 - 1.5年[68] - 2023年第一季度授予PSU 187.5万个单位、RSU 150万个单位、DSU 1000个单位[71] 风险管理 - 公司使用衍生金融工具管理商品价格和外汇汇率波动风险，不采用套期会计，公允价值变动的损益计入净收益（损失）[82] - 为减轻商品价格风险，公司针对石油和NGLs使用基于WTI和NGL的合同，针对天然气使用基于NYMEX的合同，并均使用基差互换管理价格差异[84][85] - 风险管理持仓方面，石油和NGL合约、天然气合约等有不同的名义交易量、期限、平均价格和公允价值，总公允价值头寸为20美元[87] - 公司面临商品价格风险，为部分缓解风险，可能会签订各种衍生金融工具，使用受正式政策约束并受董事会限制[221] - 公司用10%的价格变动评估大宗商品价格变化影响，2023年3月31日，原油价格10%上涨或下跌分别导致未实现损失2400万美元和收益3000万美元[222] - 2023年3月31日，NGL价格10%上涨或下跌分别导致未实现损失200万美元和收益200万美元[222] - 2023年3月31日，天然气价格10%上涨或下跌分别导致未实现损失1700万美元和收益1600万美元[222] - 公司用10%的汇率变动评估加元兑美元汇率变化影响，2023年3月31日，汇率10%上涨或下跌分别导致未实现收益1.29亿美元和损失1.57亿美元[226][227] 重大交易 - 2023年4月3日，公司宣布以约42.75亿美元现金加股票交易收购核心米德兰盆地资产，预计发行约3260万股普通股并支付约31.25亿美元现金，交易预计在2023年第二季度完成[99] - 2023年4月3日，公司宣布以约8.25亿美元出售北达科他州的巴肯资产，交易预计在2023年第二季度完成[100]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年自由现金流达到创纪录的23亿美元,净利润36亿美元 [5] - 第四季度净利润13亿美元,调整后EBITDA 9.18亿美元,自由现金流5.37亿美元,每股现金流3.55美元,略高于市场预期 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2022年全年总产量51万桶油当量/天,第四季度产量52.4万桶油当量/天 [8] - 2023年计划总产量51.3万桶油当量/天,与2022年持平 [17] - 2023年第一季度产量预计为50万桶油当量/天,为全年最低点 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年在美国油田增加了约450个高回报钻井位置,主要在二叠纪盆地 [5] - 2022年在加拿大油田减少了温室气体排放强度超过30% [6] - 2023年计划在加拿大油田恢复更正常的活动水平 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年通过有机评估和超过90笔交易,有效增加了约450个库存位置 [11] - 2023年计划执行一个有弹性的、均衡的开发计划,优化以产生大量自由现金流,最大化资本效率并保持资产负债表实力 [13] - 2023年计划在油和凝析油丰富的地区100%投资,但保留根据经济因素在年内调整资本分配的灵活性 [13] - 2023年计划在二叠纪盆地继续采用立方体开发方法,优化资源回收并提供最高净现值 [19] - 2023年计划在加拿大油田执行一个高度优化的开发计划,重点关注更富含液体的地区 [22] - 2023年计划在犹他州油田和巴肯油田之间共享2台钻机,预计总共钻40-50口净井 [25] - 2023年计划在阿纳达科油田减少活动,专注于优化资产层面的自由现金流和运营效率 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年通过基本股息和股票回购向股东返还了近10亿美元 [5] - 2022年通过有机评估和超过90笔交易,有效增加了约450个库存位置 [11] - 2023年计划通过基本股息和股票回购向股东返还约3亿美元 [14] - 2023年计划在油和凝析油丰富的地区100%投资,但保留根据经济因素在年内调整资本分配的灵活性 [13] - 2023年计划在二叠纪盆地继续采用立方体开发方法,优化资源回收并提供最高净现值 [19] - 2023年计划在加拿大油田执行一个高度优化的开发计划,重点关注更富含液体的地区 [22] - 2023年计划在犹他州油田和巴肯油田之间共享2台钻机,预计总共钻40-50口净井 [25] - 2023年计划在阿纳达科油田减少活动,专注于优化资产层面的自由现金流和运营效率 [27] 其他重要信息 - 2022年通过有机评估和超过90笔交易,有效增加了约450个库存位置 [11] - 2023年计划在油和凝析油丰富的地区100%投资,但保留根据经济因素在年内调整资本分配的灵活性 [13] - 2023年计划在二叠纪盆地继续采用立方体开发方法,优化资源回收并提供最高净现值 [19] - 2023年计划在加拿大油田执行一个高度优化的开发计划,重点关注更富含液体的地区 [22] - 2023年计划在犹他州油田和巴肯油田之间共享2台钻机,预计总共钻40-50口净井 [25] - 2023年计划在阿纳达科油田减少活动,专注于优化资产层面的自由现金流和运营效率 [27] 问答环节所有提问和回答 问题: 股东回报计划是否稳定 - 自2021年第三季度推出以来,公司一直非常一致地执行资本分配计划和由此产生的股东回报 [31] - 基本股息是资本分配模型的基础,公司希望随着时间的推移继续看到基本股息上升 [31] - 公司计划继续减少债务并向股东返还50%的自由现金流 [32] 问题: 不同油田的通货膨胀情况 - 2022年全年通货膨胀率较高,但到第四季度和2023年第一季度,通货膨胀率似乎已经趋于平稳 [34] - 加拿大油田的通货膨胀率低于美国油田 [34] 问题: 油田储备报告中的油田储备变化 - 美国油田总探明储量同比持平,调整后增加3000万桶 [37] - 公司通过改变开发计划,在扩展和发现以及修订和改进回收率类别中重新记录了储量 [38] 问题: 对三向套期保值有效性的看法 - 公司的新套期保值方法旨在为业务提供下行保护,使其在周期底部也能产生自由现金流 [40] - 2023年的套期保值策略选择了三向套期保值,因为它们提供了广泛的看跌价差 [40] 问题: 公司如何以低于市场价格增加钻井位置 - 公司认为,产生持久回报的关键之一是拥有深厚的高回报库存 [43] - 公司通过有机努力和收购相结合的方式增加库存 [43] - 公司预计未来几年将继续遵循这一战略,但不会按比例进行 [44] 问题: 加拿大现金税的预期变化 - 2022年下半年天然气价格高于预期,消耗了比预期更多的税收池 [46] - 预计2023年加拿大现金税为2亿至2.5亿美元 [46] - 预计2024年美国业务将开始缴纳现金税 [46] 问题: 2023年资本支出的预期变化 - 2023年第一季度DUC资本支出约为8000万美元 [50] - 公司计划在2023年实现更均衡的开发计划 [50] 问题: 犹他州油田的计划和库存 - 犹他州油田的库存非常长,可以持续数十年 [53] - 公司将继续评估该油田,并根据数据和结果与投资者沟通 [53] 问题: 二叠纪盆地类型曲线的变化 - 二叠纪盆地的类型曲线年复一年保持稳定 [54] - 公司继续采用立方体开发方法,优化完井以提高生产率 [55] - 公司对2023年的类型曲线充满信心 [54] 问题: 加拿大LNG项目对公司业务的影响 - 加拿大LNG项目预计将于2025年中期启动,增加21亿立方英尺/天的外输能力 [55] - 公司认为,下一步的价格多元化将是获得一些LNG敞口 [55] - 公司继续监控和评估LNG项目 [55] 问题: 公司范围内的第一年递减率 - 公司范围内的第一年递减率约为30%-35% [58] - 阿纳达科油田的递减率低于公司平均水平 [58]

公司战略与目标 - 公司目标成为北美最大的油气生产商之一，通过透明持久的资本分配框架最大化股东回报[20][22] - 公司核心价值观为一体、敏捷、创新和进取，通过多种方式管理风险并以社会责任方式交付成果[21] - 公司战略支柱包括执行卓越、资本分配纪律、商业敏锐与风险管理、推动环境社会和公司治理进步[23][25][26][27] 可持续发展与ESG - 公司自2005年起每年发布可持续发展报告，在可持续发展网站公布ESG实践信息[27] - 公司成立减排任务组，参与减排计划，采取多种策略减少运营排放[28] 公司上市与信息披露 - 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”[17] - 公司需遵守美国证券交易法信息披露要求，文件可从SEC和SEDAR系统获取[18] - 公司可免费提供10 - K年报及相关文件，也会在官网公布SEC文件[19] 公司技术与竞争优势 - 公司在水平钻井方面领先，利用立方体开发和创新完井方法，快速部署技术以获竞争优势[23] 公司资本投资策略 - 公司资本投资策略聚焦有限资产，灵活调整资本计划以应对大宗商品价格变化[25] 公司已探明净储量情况 - 截至2022年12月31日，公司估计的已探明净储量中约24%为石油，26%为NGLs（其中6%为工厂凝析油），50%为天然气[29] 公司信贷与债务情况 - 公司拥有总额35亿美元的承诺信贷安排，将于2026年7月到期，利率有吸引力；自2020年底以来，公司已将长期债务总额减少超33亿美元[31] 美国业务数据 - 2022年，美国业务总资本投资约14.93亿美元，钻探约153口净井，平均日产约131.5万桶石油、约82.1万桶NGLs和约4.92亿立方英尺天然气；截至2022年12月31日，拥有约82.2万净英亩土地，占上游生产收入的66%和总探明储量的63%[39] 加拿大业务数据 - 2022年，加拿大业务总资本投资约3.34亿美元，钻探约55口水平净井，平均日产约47.5万桶石油和NGLs和约10.02亿立方英尺天然气；截至2022年12月31日，拥有约120万净英亩土地，占上游生产收入的34%和总探明储量的37%[57] - 截至2022年12月31日，公司加拿大业务总土地持有量净面积为122.4万英亩，工作权益为68%[59] - 截至2022年12月31日，公司加拿大业务生产井总数净数量为1848口[60] - 2022年，公司加拿大业务平均日产量为：石油0.1万桶、NGLs 4.74万桶、天然气10.02亿立方英尺[60] 各盆地业务数据 - 2022年，二叠纪盆地业务控制约11.4万净英亩土地，钻探62口水平净井，平均日产约62.7万桶石油、约29.4万桶NGLs和约1.49亿立方英尺天然气[43] - 2022年，阿纳达科盆地业务控制约35.2万净英亩土地，钻探54口水平净井，平均日产约35.5万桶石油、约43.2万桶NGLs和约2.86亿立方英尺天然气[47] - 2022年，巴肯地区业务控制约4.6万净英亩土地，钻探25口水平净井，平均日产约15.3万桶石油、约8.2万桶NGLs和约0.36亿立方英尺天然气[51] - 2022年，尤因塔盆地业务控制约13万净英亩土地，钻探12口水平净井，平均日产约17.9万桶石油、约1.1万桶NGLs和约0.16亿立方英尺天然气[53][54] 业务效率提升 - 2022年，公司在二叠纪盆地将开钻到首次销售的时间较上一年缩短约12%，并在标准区块内新区域或更高密度区域钻探了13%的增量井[45] - 2022年，公司在阿纳达科盆地将开钻到首次销售的时间较上一年缩短约11%[48] 公司钻探情况 - 2022年，公司钻了约52口水平净井[62] 公司处理能力 - 公司拥有约15.28亿立方英尺/日的天然气处理能力和约12.6万桶/日的液体处理能力[63] 地区天然气产量 - 2022年，霍恩河地区天然气平均日产量约为2800万立方英尺，公司拥有约2.85亿立方英尺/日的天然气压缩能力[64] - 2022年，惠特兰地区天然气平均日产量约为400万立方英尺[65] 储量审计情况 - 2022年，Netherland, Sewell & Associates, Inc.审计了公司美国估计已探明储量的36%，McDaniel & Associates Consultants Ltd.审计了公司加拿大估计已探明储量的26%[70] 储量估计计算方式 - 公司的储量估计基于12个月平均历史价格计算[74] 储量提交情况 - 公司仅向美国证券交易委员会和能源部提交总净已探明储量估计[75] 公司总探明储量情况 - 2022年末公司总探明储量为22.736亿桶油当量，其中已开发储量12.887亿桶油当量，占比57%，未开发储量9.849亿桶油当量，占比43%[78] 公司探明储量变化情况 - 2022年公司探明储量增加1540万桶油当量，主要因扩展与发现新增3.706亿桶油当量，修订与提高采收率减少1.892亿桶油当量[79][80] 公司产量与储量买卖情况 - 2022年公司产量为1.862亿桶油当量，购买储量4590万桶油当量，出售储量2570万桶油当量[79][82] 计算探明储量所用价格 - 2022年末计算探明储量所用平均价格：WTI原油93.82美元/桶，埃德蒙顿凝析油121.18加元/桶，亨利枢纽天然气6.36美元/百万英热单位，AECO天然气5.65加元/百万英热单位[83] 公司探明未开发储量情况 - 2022年公司探明未开发储量净增524万桶油当量，扩展与发现新增3.437亿桶油当量，修订先前估计减少1.68亿桶油当量[84] 探明未开发储量转化情况 - 2022年探明未开发储量转化为已开发储量为1613万桶油当量，占上一年末总探明未开发储量的17%，五年平均转化率超20%[86] 开发探明未开发储量花费 - 2022年公司花费约11.95亿美元开发探明未开发储量，其中约83%用于美国资产，17%用于加拿大资产[87] 公司销售产量情况 - 2022年公司销售产量中，美国产油4800万桶、NGLs2990万桶、天然气1800亿立方英尺，加拿大产NGLs1730万桶、天然气3660亿立方英尺[89] 公司钻井情况 - 2022年公司在美国钻开发井194口（净153口），在加拿大钻勘探井4口（净3口）、开发井65口（净52口）[90] 公司生产井情况 - 截至2022年12月31日，公司共有生产井和具备机械生产能力的井7779口（净5211口），其中美国5455口（净3341口），加拿大2324口（净1870口）[93] 公司土地情况 - 公司土地总面积为314.3万英亩，净面积为204.6万英亩，其中美国分别为134.6万英亩和82.2万英亩，加拿大分别为179.7万英亩和122.4万英亩[95] - 2023 - 2025年到期的租赁土地净面积分别约为1.64万英亩、0.35万英亩和1.83万英亩[97] 公司业务交付承诺 - 截至2022年12月31日，公司承诺在美国业务交付约3830万桶石油和约3200万立方英尺天然气，在加拿大业务交付约860万桶石油和天然气液体和约3800万立方英尺天然气[103] 运输和加工财务承诺 - 运输和加工的财务承诺总计51.56亿美元，其中美国业务为8.1亿美元，加拿大业务为43.46亿美元[104] 公司客户情况 - 2022年，公司有一个客户Vitol Inc.，占公司合并收入超过10%[107] 公司员工情况 - 截至2022年12月31日，公司雇佣1744名员工，其中美国997人，加拿大747人[110] - 过去三年，公司平均每年招聘16名新毕业生和26名实习生[111] - 截至2022年12月31日，公司员工平均任期超过9年，自愿离职率约为6%[112] - 截至2022年12月31日，女性在向首席执行官汇报的执行领导团队中占比约60%，在高级领导团队中占比约18%，在全体员工中占比约31%[115] 公司安全与指标 - 公司记分卡包含环境、健康和安全指标，如总可记录伤害频率、泄漏强度、温室气体强度[118] 政策法规影响 - 2021年1月拜登发布行政命令暂停在公共土地上签订新的油气租赁，同年6月暂停解除，11月内政部发布报告建议对租赁计划进行多项更改[120][122] - 2019年加拿大政府根据《影响评估法》实施新的环境评估框架，可能影响大型能源项目的审批方式[133] - 2021年6月29日，不列颠哥伦比亚省最高法院裁定该省侵犯蓝莓河第一民族条约权利，2023年1月18日双方达成协议，20日该省宣布与另外四个第一民族签署协议[134] - 2021年6月加拿大通过《净零排放问责法》，正式确立2050年净零排放目标[137] - 美国环保署已确定温室气体排放对公众健康和环境构成危险，并提出新的源性能标准，以更严格地监管油气源的甲烷和挥发性有机化合物排放[137] 公司运营法规约束 - 公司运营受众多联邦、州、省、地方、部落和外国法律及法规约束，涉及勘探开发、钻井生产、销售运输等多方面[119][124][129] - 公司运营受保护法规限制，包括井的位置、数量、产量、天然气排放和燃烧等方面[124] 法规合规成本与风险 - 公司认为维持现有法律法规合规成本不会对业务、财务状况或经营成果产生重大不利影响，但无法预测未来相关风险[139][140] 商品价格波动影响 - 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，2022年12月31日，原油价格上涨10%会使税前净收益减少2800万美元，下跌10%则增加2700万美元；天然气价格上涨10%会使税前净收益增加600万美元，下跌10%则减少600万美元[455] 汇率情况 - 2022年和2021年加元兑美元的平均汇率分别为1.301和1.254，期末汇率分别为1.354和1.268[455] 费用变化情况 - 与上一年同期相比，2022年资本投资减少1400万美元，运输和加工费用减少3400万美元，运营费用减少400万美元，行政费用减少400万美元，折旧、损耗和摊销减少1100万美元[456] 货币互换合约情况 - 截至2022年12月31日，公司签订了名义价值4亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1.3160加元兑1美元，合约在2023年按月到期[457] 汇率波动影响 - 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，2022年12月31日，汇率上涨10%会使税前净收益减少100万美元，下跌10%则增加100万美元[460] 借款利率敏感性 - 截至2022年12月31日，公司有3.93亿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400万美元（2021年为零）[461] 公司管理层情况 - 布伦丹·M·麦克拉肯47岁，担任总裁兼首席执行官4年[141] - 科里·D·科德49岁，担任执行副总裁兼首席财务官4年[141] - 梅根·N·艾勒斯41岁，担任执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书1年[141] - 格雷戈里·D·吉文斯49岁，担任执行副总裁兼首席运营官4年[141]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收益为11.9亿美元，EBITDA为9.58亿美元，自由现金流为4.37亿美元，每股现金流为3.70美元，均超出市场共识预期 [12] - 第三季度将返还给股东的自由现金流比例从25%提高到50%，进行了3.87亿美元的股票回购和股息分配 [13] - 净债务减少了约2.94亿美元至36亿美元，今年迄今净债务减少了近10亿美元 [20] - 购买了超过5亿美元的高级票据，今年迄今长期债务偿还总额达到5.65亿美元，相关年利息节省超过3200万美元 [21] - 过去12个月调整后的EBITDA超过40亿美元，季度末当前杠杆率降至0.9倍 [22] - 2022年自由现金流收益率约为16%，比同行高约20%，是标准普尔500指数平均水平的3倍多；若今年未进行套期保值，自由现金流收益率将增至近40% [17] - 基于第三季度自由现金流，预计第四季度向股东返还2.5亿美元，年化现金返还收益率为7%；若不考虑套期保值的8.21亿美元影响，现金返还收益率将增至约19% [18] 各条业务线数据和关键指标变化 蒙尼托巴（Montney）业务 - 新井表现出色，推动天然气和NGL产量达到指导范围上限，进而使总产量也达到指导范围上限 [8] - 预计今年上游运营自由现金流超过20亿美元，是所有资产中最高的 [32] - 天然气和石油及凝析油井在当前价格下回报率均超过200% [33] - 拥有超过10年的石油和凝析油开采窗口优质库存跑道，以及超过30年的天然气开采窗口优质库存跑道 [33] - 第三季度启用的15口井平台创造多项纪录，包括日钻井超2400英尺、日完井10375英尺、日支撑剂用量超1900万磅、日凝析油产量达1.2万桶 [36][37] 二叠纪（Permian）业务 - 自2015年以来采用立方体开发模式，井的表现稳定，年初至今的井在当前价格下内部收益率超过200%，投资回收期不到10个月 [10][31] - 整个开发过程效率提升，从开钻到首次销售的周期时间比2021年平均快20% [38] 阿纳达科（Anadarko）业务 - 专注于同步作业和缓解瓶颈，从开钻到首次销售的周期时间比2021年平均快25% [38] - 第三季度因管道压力问题导致石油产量延迟恢复，安装额外的现场压缩设备后问题基本解决，团队正在第四季度对这些井进行排液作业 [43][44] 巴肯（Bakken）业务 - 第三季度完井表现创纪录，日完井超过6300英尺 [39] - 近期10口井开发项目表现强劲，单井初始30天平均日产油量达1900桶 [39] 尤因塔（Uinta）业务 - 最近10口井首月平均日产油量略超1900桶，最近3口井日产油量超过2000桶 [74] - 第三季度通过铁路将部分原油运往墨西哥湾沿岸，利润率与二叠纪相当，是公司利润率最高的地区之一 [75] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计AECO和Waha天然气市场到明年年底将出现供应紧张情况，产量接近或超过盆地内需求和出口能力 [23] - 公司采取措施确保天然气销售价格，加拿大蒙尼托巴地区超90%的产量在2025年前将按非AECO市场价格定价；二叠纪地区约75%的产量通过管道运往墨西哥湾沿岸市场，另有20%受Waha基差套期保值保护，2023年仅5%的产量受Waha价格影响 [24][25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是实现卓越、持久的回报和大量自由现金流，通过提高股东回报和减少债务来实现这一目标 [6] - 专注于在通胀环境下最大化自由现金流和回报，选择放缓美国盆地部分第四季度完井活动，完成蒙尼托巴的完井工作，以利用冬季较高的天然气价格 [9] - 拥有优质的多盆地资产组合，具备平衡的原油、凝析油和天然气开发机会，以及大量的库存跑道 [14] - 强调资本效率和运营执行，通过立方体开发模式优化每英亩的回报和净现值，资本效率在同行中处于领先地位 [27] - 致力于维持审慎和自律的资本分配方法，将优质库存、领先效率与自律的资本分配相结合，实现显著的自由现金流生成 [16][17] - 计划在2023年实现更稳定的生产和资本投入模式，保持活动水平与去年持平，生产在扣除资产剥离影响后保持平稳 [51][52] - 考虑根据宏观环境和财务状况，在未来提高向股东返还自由现金流的比例 [68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队在第三季度实现了强劲的财务和运营业绩，提高了全年产量指导并维持资本支出 [47] - 公司是行业中资本效率最高的运营商之一，团队以敏捷和创新的方式应对成本通胀和供应链中断的挑战，优化开发计划以创造股东价值 [47] - 公司积极实施持久回报战略，投资以获得卓越的投资回报率，推动自由现金流增长，现金返还收益率领先市场，预计2023年将翻倍 [48] - 公司决心缩小与同行的估值差距，通过股票回购和确保长期持久回报来实现这一目标 [48] - 通胀压力仍然存在，特别是在美国资产方面，预计明年资本支出将在当前基础上增长10% - 20%，更接近20%的上限 [77] - 随着2022年套期保值计划的到期，2023年现金流将显著增加，为现金返还带来巨大的上升空间 [19] 其他重要信息 - 公司更新了第四季度和2022年全年指导，维持全年资本支出上限约18亿美元，但会放缓部分运营区域的活动水平 [40] - 第四季度将在阿纳达科和巴肯等地区放缓完井活动，建立约15 - 20口额外的已钻未完井（DUC）库存，年底DUC总数将达到35 - 40口 [41][42] - 决定更换二叠纪和阿纳达科的压裂团队，新团队将在未来几周开始工作，预计将有助于2023年实现更稳定的生产计划 [43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：根据第四季度指导，如何看待石油和凝析油的可持续产量？ - 公司目标是在2023年实现更稳定的生产模式，保持活动水平与去年持平，生产在扣除资产剥离影响后将保持平稳，目前正在制定2023年计划细节，后续会提供更多更新 [51][52] 问题2：阿纳达科管道压力问题已解决，未来采取了哪些措施防止再次出现？ - 夏季遇到新井增加产量和高温导致系统压力升高的问题，与中游供应商合作增加了压缩设备和冷却器，对系统进行去瓶颈处理，这些措施预计在当前和明年夏季都能有效，目前正在对受影响的井进行排液作业，预计本季度恢复正常生产水平 [54][55] 问题3：鉴于蒙尼托巴通胀较低且井表现出色，明年是否会更多地向该地区倾斜？ - 蒙尼托巴的资本计划将逐年增加，因为许可问题已解决且回报强劲，但不会进行战略上的商品组合转移，仍将以凝析油窗口投资为主，同时也会进行一些天然气钻探，但不会有重大转变 [58][59] 问题4：更换二叠纪和阿纳达科的压裂团队如何影响2023年服务活动和建造DUC的决策？ - 更换压裂团队与建造DUC的决策无关，建造DUC是为了实现自由现金流战略和进行股票回购；服务合同年底到期，已通过招标选定2023年的供应商，目前正在进行切换，对2023年的服务活动已做好安排 [63][65] 问题5：未来是否会加大股票回购力度，资本分配是否仍以股东回报为主？ - 在当前估值下，股票回购仍然是向股东返还现金的最佳方式，同时也有可持续且不断增长的基础股息；如果宏观环境保持近期状态，明年将有显著的现金回报和债务减少，届时可能会考虑将返还比例提高到50%以上 [68] 问题6：请讨论巴肯和尤因塔地区的当前活动和潜在上行空间？ - 巴肯地区今年表现强劲，10口井的初始30天平均日产油量达1900桶，通过应用多盆地学习经验和提高完井强度取得了良好效果，但库存寿命相对较短；尤因塔地区近期表现积极，最近10口井首月平均日产油量略超1900桶，最近3口井日产油量超过2000桶，通过铁路运输提高了利润率，目前仍拥有约13万净英亩核心页岩区，结果令人鼓舞 [72][75] 问题7：如何看待2023年资本支出的稳定性和通胀影响，以及生产组合变化决策节省了多少资本？ - 目标是实现更稳定的生产和资本投入模式，预计明年资本支出将在当前基础上增长10% - 20%，更接近20%的上限；15 - 20口DUC将在明年上半年完成，不会额外增加作业团队；生产组合变化决策在第四季度节省了约7000 - 8500万美元的完井成本 [77][79] 问题8：决定将股东资本返还比例提高到50%以上的因素是什么，蒙尼托巴与蓝莓第一民族和政府的双边谈判进展如何？ - 这将是逐季决策，主要考虑宏观环境和平衡债务减少与现金返还的关系；目前目标是在50%的水平上实现较高的现金返还收益率，将根据情况进行管理；不列颠哥伦比亚省政府的目标是尽快解决与蓝莓第一民族的谈判，但公司已确保有足够的许可来执行2023年计划，蒙尼托巴的土地位置处于低风险许可区域，对项目有信心 [81][83] 问题9：第四季度石油和凝析油产量下降的井何时上线，对2022年底和2023年初的生产节奏有何影响，以及二叠纪油井生产率能保持多久，该地区的并购市场情况如何？ - 未在今年投产的DUC将在明年上半年陆续上线；第四季度投产井数量将从第三季度的近70口降至40口左右，预计年底和季度产量将在指导范围内，这将对2023年第一季度产生影响；二叠纪采用立方体开发模式已有多年，优质库存跑道超过10年，有信心保持生产率；该地区的并购市场有所改善，卖家预期更加合理，公司通过并购增加了大量位置，有望在今年内替换所有钻探消耗 [86][92] 问题10：2023年资本支出约21亿美元是否包含DUC相关的7500 - 8000万美元，基础股息增加的时机如何考虑？ - 目前确定DUC资本将在之前的指导基础上增加；基础股息方面，董事会通常目标是在中期定价下使基础股息占现金流的约10%，即约3 - 3.5亿美元，高于当前年化水平；增加时机将逐季评估，具体由董事会决定 [96][98] 问题11：请阐述更广泛的资产负债表债务计划，以及信贷安排的当前利率情况？ - 目标是将净债务降至30亿美元以下，高利率环境为回购债务提供了机会，公司将更具机会主义地进行债务回购，短期内将专注于产生现金并偿还部分债务；信贷安排的短期利率接近4%，回购的债务利率在6%左右，虽然利息节省空间不如过去，但长期来看，在通胀和商品价格上涨的情况下回购锁定的长期债务仍是一个好机会 [101][106] 问题12：二叠纪石油产量季度环比下降，是否有一次性事件影响，还是只是井的投产时间问题？ - 这只是井在季度内投产时间的问题，公司对全年井的表现感到满意 [109] 问题13：巴肯地区提高压裂强度的效果如何，其他盆地的完井强度模式如何？ - 巴肯地区提高压裂强度取得了良好效果，这是借鉴了其他盆地的成功经验；其他盆地如二叠纪、蒙尼托巴和阿纳达科的完井强度相对稳定，公司采用定制化方法，根据每个立方体的情况考虑各种因素，利用多盆地学习经验进行微调，以提高效果 [112][114] 问题14：如果俄乌局势改善，如何看待欧洲天然气价格上涨和需求增加的持久性？ - 北美天然气价格上涨是一个持久的基本面趋势，早于俄乌冲突；欧洲在冲突前就已出现天然气短缺，目前全球LNG需求增长，北美天然气供应也在增加，公司将密切关注供需平衡，并据此分配2023年的资本 [116][118]

单位换算与金额说明 - 天然气体积转换为桶油当量（BOE）的比例为6千立方英尺（Mcf）比1桶（bbl）[14] - 所有美元金额若无特殊说明均为美元，所有金额若无特殊说明均为税前金额，所有信息均为扣除特许权使用费后的金额[17] 前瞻性陈述与风险说明 - 公司的前瞻性陈述包含对未来活动、计划、战略等的预期，使用特定词汇识别，但存在风险和不确定性[23] - 影响公司财务或运营表现的风险和不确定性包括市场和商品价格波动、运营不确定性等[26] 市场风险分类 - 市场风险指公司因石油、天然气液体（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[296] 商品价格风险 - 商品价格风险源于未来商品价格波动对未来收入、费用和现金流的影响，公司可通过衍生品工具部分缓解[297] - 公司使用10%的价格变动评估商品价格变化对风险管理头寸公允价值的潜在影响，原油价格10%上涨时，未实现损失为7.8亿美元，下跌时未实现收益为7亿美元[298] - 天然气价格10%上涨时，未实现损失为7.7亿美元，下跌时未实现收益为7.5亿美元[298] 外汇风险 - 外汇风险源于外汇汇率变化对公司金融资产或负债公允价值或未来现金流的影响，美加汇率波动影响公司报告结果[299] - 截至2022年9月30日，公司已签订1亿美元名义金额的美元货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.2848加元，合约在2022年剩余时间内每月到期；还签订了3.5亿美元名义金额的美元货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.3083加元，合约在2023年每月到期[302] - 截至2022年9月30日，公司有1800万美元来自加拿大的美元计价融资债务面临外汇风险[303] - 公司使用10%的变动率评估加元兑美元汇率变化的潜在影响，汇率波动可能导致未实现收益（损失）影响税前净收益，汇率上升10%时损失3100万美元，汇率下降10%时收益3800万美元[304] 财务数据关键指标变化 - 与2021年同期相比，截至2022年9月30日的三个月，资本投资减少400万美元，运输和处理费用减少800万美元，运营费用减少100万美元，行政费用减少200万美元，折旧、损耗和摊销减少300万美元[301] - 与2021年同期相比，截至2022年9月30日的九个月，资本投资减少700万美元，运输和处理费用减少1700万美元，运营费用减少200万美元，行政费用减少400万美元，折旧、损耗和摊销减少600万美元[301] 利率风险 - 截至2022年9月30日，公司有4.4亿美元的浮动利率循环信贷和定期贷款借款[306] - 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400万美元[306]

财务数据和关键指标变化 - 公司实现季度最高现金流和自由现金流，自由现金流达7.13亿美元，超过十年最高水平 [11][13] - 公司将股东回报比例从25%提高到50%，第三季度将向股东返还近4亿美元，全年返还超10亿美元，假设当前价格，预计明年返还金额将翻倍 [11][12] - 公司净债务在本季度减少6.1亿美元至39亿美元，6月赎回2024年到期票据，节省约5500万美元利息支出，上半年回购约6000万美元高级票据 [21][22] - 公司过去12个月调整后EBITDA超过40亿美元，季度末杠杆率降至1倍，预计年底前实现30亿美元净债务目标 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 二叠纪盆地 - 完井效率提高，完井日进尺较2021年平均水平提高20%，最快日进尺近5500英尺 [34] 阿纳达科盆地 - 钻井速度加快，第二季度平均钻井速度比2021年平均水平快20%，最快日进尺超2800英尺 [34] 蒙特尼盆地 - 钻井效率提升，本季度创最快钻井速度，日进尺近2800英尺，平均速度比2021年快7%，水平段长度增加9% [35] - 蒙特尼天然气80% - 85%的产量在2025年前将以非AECO价格定价，公司近期获得每日2450亿英热单位的运输能力，增加了市场准入和价格多元化 [10][39] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司未套期保值的石油和凝析油实现价格为WTI的99%，天然气实现价格为NYMEX的95% [38] - 公司利润率从去年的62%扩大至74%，过去12个月平均实现商品价格每桶油当量上涨约30美元，成本每桶油当量增加不到4美元 [37][38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于资本效率和创新，通过技术领先和成本控制实现卓越运营，在多个关键领域处于行业领先地位，如同步压裂、湿砂技术等 [7][25][30] - 公司将继续优化资本配置，优先考虑股东回报，通过股票回购和股息分配返还现金，同时保持适度的债务水平 [11][16][47] - 公司计划在2023年维持现有规模，除非有明确的证据表明适度增长能带来更好的风险调整后自由现金流和每股现金流 [53] - 公司将继续推进蒙特尼资产的开发，计划于9月19日举办网络直播，展示该资产的价值和潜力 [42][44] - 公司将继续采取机会主义的方式进行债务管理，利用高利率环境回购债务，降低利息支出 [22][70] - 公司将继续通过并购和有机增长来补充优质库存，目前的并购策略侧重于小规模的补充性收购 [104][105] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气市场前景乐观，全球需求强劲，但基础设施建设和能源政策的挑战可能限制供应，从而支持价格上涨 [78][79][80] - 公司预计2023年资本支出将比当前水平高10% - 20%，主要由于部分定价协议到期和市场价格上涨 [66][92] - 公司认为创新和效率提升是应对通胀和市场波动的关键，将继续推动技术进步和运营优化 [28][113] 其他重要信息 - 公司提醒投资者注意前瞻性声明的风险，并提供了相关披露文件的链接 [4] - 公司邀请媒体引用公司代表的发言，但需获得其他发言者的同意 [2] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2023年资本分配计划及如何平衡股东回报和债务偿还 - 公司2023年资本分配策略不变，将专注于最大化回报、自由现金流和每股现金流，目前倾向于维持现有规模，需评估市场基本面、资本效率和回报以及与股票回购的竞争关系 [52][53] - 公司目前同时进行股票回购和债务偿还，承诺至少将50%的自由现金流返还给股东，未来有能力根据情况增加返还比例 [55][56] 问题2: 替代最低税（AMT）对公司现金流和加拿大收益的影响 - 由于2020年的巨额亏损，公司2023年不太可能受到AMT的影响，但2024年可能需要重新评估，这可能会提前美国的纳税时间 [58][59][60] 问题3: 区域天然气基差风险及管理策略 - 公司通过积极行动确保天然气价格多元化，减少对盆地定价的依赖，在二叠纪和蒙特尼盆地都有较好的市场准入和价格定位 [62] 问题4: 2023年资本效率及应对通胀的措施 - 公司目前资本效率处于行业领先地位，2023年资本支出预计将比当前水平高10% - 20%，主要由于部分定价协议到期和市场价格上涨 [65][66] 问题5: 偿还2026年及以后到期债务的意愿和策略 - 高利率环境使债务回购更具吸引力，公司将平衡偿还2026年到期债务和机会主义回购其他债务的选择，以降低利息支出 [70][71] 问题6: 第四季度石油和天然气产量预测及原因 - 第四季度石油产量增加是由于油井投产时间和组合的影响，天然气产量预计保持平稳，主要受蒙特尼盆地油井投产节奏的影响 [74] 问题7: 对天然气市场的看法及资本分配考虑 - 公司对天然气市场前景持乐观态度，认为全球需求强劲，但基础设施建设和能源政策的挑战可能限制供应，从而支持价格上涨 [78][79][80] - 公司在设计2023年资本计划时将考虑如何最大化自由现金流和每股现金流，蒙特尼盆地有增加资本投入的空间 [82] 问题8: 如何实现每股增长 - 公司将在生产增长和股东回报之间进行风险评估，目前股票回购具有吸引力，因为公司估值较低 [89] 问题9: 2023年及以后的通胀预期和应对措施 - 公司预计2023年维护资本支出将比2022年指导水平高10% - 20%，主要由于部分定价协议到期和市场价格上涨 [92] - 公司已开始锁定部分长期项目的服务和价格，如钢铁，但只会锁定部分项目，以保持灵活性 [93] 问题10: 套期保值策略的变化及原因 - 公司去年底改变了套期保值政策，转向纯风险管理套期保值方法，以应对资产负债表的改善和降低套期保值需求 [97] - 公司目前套期保值约20% - 25%的产量，按季度进行，为期四个季度，使用三方工具确保价格下限并提供上行空间 [98][99] 问题11: 现金税情况是否有变化 - 美国业务方面，由于去年底有53亿美元的净运营亏损（NOL），即使在当前价格下，现金税预计仍将推迟到2025年，但AMT可能会影响纳税时间 [100] - 加拿大业务方面，由于天然气价格强劲，现金税可能会提前，明年可能有少量至1亿美元的现金税，具体取决于价格水平 [101][102] 问题12: 并购策略和蒙特尼盆地许可证情况 - 公司的并购策略不变，小规模补充性收购效果良好，自去年9月以来已增加了140个净位置，大型并购目前不具吸引力 [104][105] - 蒙特尼盆地的蓝莓河第一民族许可证发放情况令人鼓舞，公司已获得2022年的所有许可证，2023年超过三分之一已获许可，将密切关注进展 [107][108] 问题13: 创新周期和通胀估计 - 公司认为创新和效率提升仍有空间，将继续推动技术进步和运营优化，将 pacesetter 成果转化为季度平均水平 [113][114] - 10% - 20%的资本支出增长范围已考虑效率提升，但仍存在不确定性，需在下半年进一步评估 [115] 问题14: 运营和车队电气化的优先级和好处 - 电气化是公司减排计划的一部分，目标是将温室气体强度降低50%，目前已完成一半 [116] - 电气化的主要驱动力是回报和替代高成本柴油，其次是减排 [117] 问题15: 今年资本锁定情况和剥离资产的资本情况 - 公司已锁定大部分资本价格，如钢铁和钻井完井服务，锁定比例较高 [121] - 剥离的尤因塔和巴肯资产几乎没有资本投入和现金流，剥离时机良好 [120][121]