业绩总结 - 2022年第二季度现金流为12.24亿美元，自由现金流为7.13亿美元[2] - 2022年第二季度调整后EBITDA为12.86亿美元[2] - 2022年第二季度总产量为500 MBOE/d，油和凝析油产量为175 Mbbls/d，均处于指导范围的高端[2] - 2022年第二季度的可实现利润率为每桶油当量（BOE）36美元，较2021年同期显著提升[23] - 2022年第二季度的股东回报总额为389百万美元，包括325百万美元的回购和64百万美元的基础股息[78] 未来展望 - 2022年第三季度预计将向股东返还约4亿美元，现金回报收益率在第三季度达到13%[2][5] - 2022年第三季度油气产量预期为：油和凝析油178-183 Mbbls/d，天然气1440-1500 MMcf/d[56] - 预计到2022年底，净债务将减少至30亿美元，且这一目标并非终点[9][10] - 预计2022年至2025年累计节省的遗留成本约为600百万美元[93] 资本支出与成本 - 2022年资本支出指导为17亿至18亿美元，保持行业领先的资本效率[3] - 2022年资本支出预期为：第三季度450-500百万美元，第四季度300-350百万美元，全年1700-1800百万美元[56] - 2022年总成本预期为：第三季度每BOE成本16.50-17.00美元，第四季度16.75-17.25美元，全年16.35-16.60美元[56] - 2022年资本支出在不同区域的分配：Permian区650-700百万美元，Anadarko区350-400百万美元，Montney区300-350百万美元[57] 财务健康 - 净债务与调整后EBITDA的比率为1.0倍，调整后EBITDA超过40亿美元（过去12个月）[7] - 2022年第二季度的净债务为3894百万美元，较第一季度的4504百万美元减少了610百万美元[90] - 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[44] 市场表现 - 2022年第二季度未对冲的油和凝析油价格为WTI的99%，天然气价格为NYMEX的95%[23] - 2022年第二季度Permian地区未对冲天然气实现价格为NYMEX的91%[83] - 2022年第二季度Montney地区未对冲天然气实现价格为NYMEX的94%和AECO的135%[83] 运营效率 - 公司在Montney盆地的钻井表现优异，平均钻井速度达到2834英尺/天[21] - 2022年上游运营现金流（不含风险管理）为：调整后的上游运营现金流为总上游运营收入减去上游折旧、耗竭和摊销[42] - 2022年上游运营费用（OPEX）和一般管理费用（G&A）在不同季度的变化情况[61] 对冲策略 - 2022年第三季度至第四季度，WTI油价的实现对冲收益为177百万美元，第四季度为149百万美元[64] - 2023年天然气的实现对冲损失为43百万美元，2022年第三季度至第四季度为70百万美元[64]

单位换算标准 - 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] 金额计量说明 - 所有金额若无特殊说明，均以美元计，且为税前金额，信息按扣除特许权使用费后基准呈现[17] 前瞻性陈述说明 - 公司的前瞻性陈述包含对未来活动、计划、战略等的预期[23] - 前瞻性陈述涉及诸多假设，受已知和未知风险及不确定性影响[25] 公司面临的风险 - 影响公司财务或运营表现的风险包括市场和商品价格波动等[26] - 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[290] 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、期权和无成本领口期权等衍生金融工具[291] - 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[292] - 原油价格上涨10%，公司税前净收益将产生1.76亿美元未实现损失；下跌10%，将产生1.68亿美元未实现收益[292] - 天然气价格上涨10%，公司税前净收益将产生1.3亿美元未实现损失；下跌10%，将产生1.28亿美元未实现收益[292] 财务数据关键指标变化 - 与2021年同期相比，截至2022年6月30日的三个月和六个月，资本投资减少300万美元[295] - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，运输和处理费用分别减少1000万美元和900万美元，每桶油当量分别减少0.22美元和0.10美元[295] - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，运营费用均减少100万美元，每桶油当量分别减少0.02美元和0.01美元[295] - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，行政费用均减少200万美元，每桶油当量分别减少0.05美元和0.02美元[295] - 截至2022年6月30日的三个月和六个月，折旧、损耗和摊销均减少300万美元，每桶油当量分别减少0.07美元和0.04美元[295] 货币互换合约情况 - 截至2022年6月30日，公司签订了名义金额2亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.2848加元，合约在2022年剩余时间每月到期；还签订了名义金额1.5亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.2909加元，合约在2023年上半年每月到期[296] 外汇风险评估 - 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，10%的汇率上升导致损失5600万美元，10%的汇率下降导致收益6900万美元[298] 公司债务情况 - 截至2022年6月30日，公司有2.15亿美元的浮动利率循环信贷和定期贷款借款[300] - 对于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200万美元[300] 外汇风险相关债务情况 - 截至2022年6月30日，公司没有来自加拿大的美元计价融资债务或受外汇风险影响的外币计价公司间贷款[297]

财务数据和关键指标变化 - 一季度产生超10亿美元现金流，自由现金流达5.92亿美元，通过股票回购和基本股息向股东返还约1.23亿美元，占2021年第四季度自由现金流的38% [14] - 截至4月底现金余额约6.8亿美元，净债务降至41亿美元，较2020年第二季度减少超30亿美元，降幅超40% [27] - 可实现利润率从去年同期的61%增至70% [26] - 二季度年化现金回报率约6%，若实行50%股东回报分配将升至10%，去除对冲影响可达18% [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 生产方面，日产50万桶油当量，超指导中值，天然气产量超指导范围，总液体产量在指导范围内，油气凝析油产量略低于指导值，因加拿大特许权使用费率提高、运营延迟和天气干扰，日产损失约3500桶 [15] - 全年油气凝析油产量指导更新为18 - 18.5万桶/日，中点较原指导低1% [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 一季度未对冲的油气凝析油平均实现价格为WTI的99%，未对冲的天然气实现价格为NYMEX基准的94% [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略持续带来强劲回报，加强资产负债表、推动ESG进展和提高资本效率，再次提高基本股息25%，这是过去12个月内的第三次上调 [7] - 自10月1日起将股东回报翻倍，计划今年向股东返还10亿美元现金，同时仍将债务削减作为关键优先事项，有望在第三季度实现30亿美元净债务目标 [8][9] - 2022年计划在WTI价格为100美元、NYMEX天然气价格为6美元的情况下产生约50亿美元现金流，资本再投资率低于35%，剩余用于股息、回购和债务削减 [10][11] - 2023年上半年套期保值合约完成，约占产量的20% - 25%，并在WTI超110美元、NYMEX天然气超7美元时提供上行参与机会 [13] - 与许多同行上季度将维持产量的资本预算提高15% - 20%不同，公司最初维持2022年指导，后因通胀超出预期将全年资本指导更新为17 - 18亿美元，约12%的增量通胀 [17][18][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 大宗商品价格因地缘政治事件和供应链中断大幅上涨，公司团队致力于负责任地生产能源 [6] - 尽管本季度面临一些不利因素，但公司仍取得了坚实成果，产生了大量自由现金流，并向股东返还了大量现金 [14] - 2022年计划依然强劲，预计下半年产量将符合原计划 [15] - 公司在ESG方面取得了显著进展，发布了2022年可持续发展报告，展示了在多个关键绩效指标上的同比强劲进展 [10][29] 其他重要信息 - 公司实施新的二叠纪现场湿砂储存系统，结合Simul - Frac作业、当地砂矿采购，创造了新的完井效率标杆 [22] - 在阿纳达科成功实现高完井效率，投产四口1.5万英尺的水平井；在蒙特尼创造了最快的派普斯通井钻井记录，平均钻井速度超2150英尺/日，并已恢复在不列颠哥伦比亚省的钻井和完井作业 [23] - 公司在整个投资组合中成功过渡到更长的水平井，二叠纪第一季度水平井平均长度超14300英尺，创历史新高 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 通胀中材料、设备和劳动力的占比，以及2023年通胀情况 - 通胀主要体现在钢铁、燃料、运输和劳动力方面，更高的大宗商品价格和供应链的全球影响使这些类别通胀高于预期，目前判断2023年通胀情况还为时尚早 [35][36][37] 问题2: 股票催化剂及何时更积极进行股票回购，以及标普纳入情况 - 公司无法直接控制估值，但会控制战略、资本分配和执行，今年计划返还10亿美元现金，若价格保持，2023年返还现金将远超20亿美元；关于标普纳入，需在下个季度实现正收益后再看 [39][40][42] 问题3: 未来油服合同及物流保障措施 - 公司更新指导是为确保获得执行计划所需的高质量设备和人员，与供应商有长期合作关系，签订多种合同以确保人员和设备供应，有信心完成今年计划并为2023年做好准备 [45][46][48] 问题4: 天然气业务未来机会 - 公司是大型天然气生产商，目前各产品价格高，2022年资产分配不变，有大量高回报天然气库存，未来分配将优化以实现现金流和自由现金流最大化 [50][51] 问题5: 维持性资本是否为新水平，以及2023年生产轨迹 - 若价格维持当前水平，2022年资本指导是2023年维持性资本的起点；若价格回落至中期周期范围，维持性资本将降至15亿美元；2023年若维持生产，将追求产量同比持平 [58][59][60] 问题6: 现金回报分配参数 - 公司现金回报增长轨迹良好，将从10月开始50%的派息，希望看到债务降至30亿美元以下，有机会和灵活性提高派息比例，但目前未做承诺 [66][67][68] 问题7: 当前运营环境下对各盆地规模的看法 - 公司认为达到一定规模后，关键在于运营的复杂性和创新性，对公司和各盆地的规模感到满意 [69][70][72] 问题8: 公司参与美国和加拿大液化天然气市场的机会 - 公司长期战略是实现天然气价格多元化，正在考虑获得液化天然气价格敞口的选择，但排除对液化天然气项目的股权参与，正在积极关注相关商业机会 [74][75] 问题9: 现金回报在股票回购和可变股息之间的平衡思路 - 董事会每季度根据股票交易价格与内在价值对比、相对估值、自由现金流收益率和宏观商品价格等四个标准进行资本分配决策，目前认为结合基本股息和股票回购是最佳现金返还方式 [76] 问题10: 全年资本支出轨迹及油服合同策略变化 - 全年总活动水平基本不变，资本支出下半年下降是由于工作权益影响，主要是上半年不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区活动减少，下半年将恢复；公司此前锁定了部分油服和管道价格，但仍有燃料、劳动力和钢铁价格上涨风险，正在继续锁定价格 [78][79][81] 问题11: 2023年年中之后的套期保值策略及原因 - 公司套期保值策略是保护业务免受低价环境影响，确保在低价时维持规模并实现自由现金流中性或更好，套期保值合约约占产量的20% - 25%，同时有很大的上行价格敞口 [85][86][87] 问题12: 2023年财务状况及债务水平看法，以及自由现金流分配趋势 - 若价格保持，2023年股东现金返还将超20亿美元；公司认为继续降低债务以增强韧性很重要，理想资本结构可能使信用评级达到中BBB级；随着债务降至最优水平，现金回报将向上倾斜 [89][90][93] 问题13: 资产出售和收益使用计划 - 公司持续在市场寻找增值的附加收购机会，自去年底以来已增加约140个净位置；目前是卖方市场，公司会全面评估投资组合以实现股东价值最大化 [94][95] 问题14: 市场优化的收益体现及一季度价格强劲原因 - 市场优化部分包括非运营资产相关义务、销售点买卖等，会出现利润率提升和部分遗留成本；一季度价格强劲是市场优化团队在盆地内优化收入买卖的结果 [98][100] 问题15: 阿纳达科资产一季度表现不佳原因及长期目标 - 阿纳达科资产下半年产量将因60%的投产井在下半年上线而增强，整体投资组合各资产基本维持规模 [101]

股东回报与现金流 - 股东回报将于10月1日起翻倍至50%，预计现金回报收益率约为10%[4] - 基础股息增加25%，预计2022年向股东回报约为10亿美元[5][15] - 2022年第二季度的自由现金流为5.92亿美元，推动了约2亿美元的股东回报[28] - 2022年第二季度，股东回报总额约为200百万美元，其中包括135百万美元的股票回购和65百万美元的基础股息[101] - 2022年自由现金流收益率预计超过20%[67] 业绩与生产数据 - 2022年第二季度的总生产量为500 MBOE/d，超过指导中点[34] - 2022年第二季度油气产量预期为每日172至175千桶油当量，全年预期为每日180至185千桶油当量[83] - 2022年天然气产量预期为每日1435至1465百万立方英尺，全年预期为每日1450至1500百万立方英尺[83] - 2022年第二季度的原油和凝析油实现率为99%[31] 资本支出与债务管理 - 2022年资本支出指导为17亿至18亿美元，较2021年持平[36] - 2022年资本计划总额为17亿至18亿美元，其中Anadarko地区的资本支出为3.5亿至4亿美元[83] - 2022年资本支出在Permian地区为6.5亿至7亿美元，Bakken地区为2亿至2.5亿美元[83] - 净债务在2022年第三季度达到30亿美元，未来将继续优化至低于30亿美元[8][67] - 预计2022年将减少超过15亿美元的净债务[19] 成本与价格敏感性 - 2022年总成本预期为每桶油当量15.75至16.25美元[83] - 2022年公司预计的总成本敏感性分析显示，WTI油价每桶波动10美元将导致每桶成本变化0.25美元[89] - 加拿大的原油和凝析油的未对冲实现价格为每桶57美元，较2021年第一季度的每桶43美元有所上升[95] - 2022年第一季度，Permian地区未对冲天然气的实现价格约为NYMEX的90%[107] 对冲与市场展望 - 2022年第二季度至2023年第二季度，WTI油价的实现对冲收益（损失）为109百万美元，较2022年第二季度至第四季度的265百万美元显著下降[91] - 2022年第二季度至2023年第二季度，NYMEX天然气的实现对冲损失为36百万美元，较2022年第二季度至第四季度的105百万美元有所改善[91] - 预计2022年至2025年，累计节省的遗留成本约为600百万美元[112] 环境与可持续发展 - 公司在2021年实现了24%的温室气体强度减少，目标是到2030年减少50%[64]

单位换算规则 - 天然气体积转换为桶油当量（BOE）的基础是6千立方英尺（Mcf）等于1桶（bbl）[13] 金额表示说明 - 所有美元金额若无特殊说明均以美元表示，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[16] 前瞻性陈述说明 - 公司季度报告及相关文件包含前瞻性陈述，使用特定词汇识别，涉及公司多方面预期[22] - 前瞻性陈述涉及众多假设，受已知和未知风险及不确定性影响，可能导致实际结果与陈述不符[24] 风险和不确定性说明 - 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[25] 市场风险说明 - 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[273] 商品价格风险说明 - 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，公司可能使用衍生金融工具部分缓解风险[274] - 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[275] - 原油价格10%上涨会使税前净收益产生2.18亿美元未实现损失，10%下跌会产生2.07亿美元未实现收益[275] - 天然气价格10%上涨会使税前净收益产生2.09亿美元未实现损失，10%下跌会产生2.07亿美元未实现收益[275] 运输和加工费用影响 - 运输和加工费用增加100万美元，每桶油当量增加0.02美元[278] 外汇相关情况 - 截至2022年3月31日，公司签订了名义金额3亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1美元兑1.2848加元[280] - 公司运营主要在美国和加拿大，美元和加元汇率波动会显著影响公司报告业绩[276] - 外汇风险源于汇率变化，可能影响公司金融资产或负债的公允价值或未来现金流[276] - 公司可能签订外汇衍生品合约以减轻外汇波动对未来商品收支的影响[280] - 货币性资产和负债在换算和结算时会产生外汇损益[280] - 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，汇率上升损失7500万美元，汇率下降收益9200万美元[282] - 截至2022年3月31日，公司没有来自加拿大的美元计价融资债务或受外汇风险影响的外币计价公司间贷款[281] 利率风险说明 - 公司可能通过持有固定和浮动利率债务组合及签订利率衍生品来降低利率风险[283] - 截至2022年3月31日，公司没有浮动利率债务和未到期的利率衍生品[284]

业绩总结 - 2021年第四季度，公司实现约17亿美元的自由现金流，净收益约为14亿美元[7] - 自2020年以来，净债务减少约23亿美元，预计在2022年下半年实现30亿美元的净债务[7] - 2022年自由现金流收益率为27%，现金回报收益率为8%[5] - 2022年第一季度的自由现金流为741百万美元，基准股息为320百万美元[91] - 预计在2022年，股东回报将达到至少50%，相比目前的25%有显著提升[9] 用户数据 - 2022年第一季度油气产量指导为：油和凝析油174-178 Mbbls/d，NGLs 77-81 Mbbls/d，自然气1430-1480 MMcf/d[67] - 2022年第一季度天然气日均产量为385 MMcf/d，第二季度为370 MMcf/d，第三季度为425 MMcf/d，第四季度为410 MMcf/d[80] 资本支出与产量 - 2022年资本支出为15亿美元，预计每日石油和凝析油产量在180,000至190,000桶之间[5] - 2022年资本计划中，Anadarko的资本支出为3亿至3.5亿美元，预计净TILs为55-60[67] - 2022年资本计划中，Permian的资本支出为5.75亿至6.25亿美元，预计净TILs为60-65[67] - 2022年资本计划中，Bakken的资本支出为1.75亿至2.25亿美元，预计净TILs为25-30[67] 成本与支出 - 2022年总成本预计为每BOE 14.75至15.25美元，基于85美元WTI和4.50美元NYMEX的假设[67] - 预计2022年合并折旧、减值及摊销费用约为每BOE 6美元[74] - 预计2022年总成本中，企业一般管理费用（不包括长期激励）为4600万至5000万美元[72] - 2022年利息支出预计约为7500万美元[74] 现金流敏感性 - 2022年现金流敏感性：油价每上涨5美元，现金流增加3.65亿美元；天然气每上涨0.25美元，现金流增加1.3亿美元[75] - 2022年外汇率（CAD/USD）约为0.80，波动0.01 CAD/USD将影响每BOE 0.10美元[77] 环境与社会责任 - 公司在2021年实现超过20%的温室气体强度减少，目标是在2030年前减少50%[3] - 2021年公司在环境、社会和治理（ESG）方面的领导地位得到了认可，甲烷强度减少超过50%[99] 股票回购与股息 - 公司宣布将基础股息提高43%，每股年化股息为0.80美元[2] - 自2021年10月以来，公司回购约430万股股票，第一季度现金回报约为1.2亿美元（基础股息+回购）[2] 储量与对冲损益 - 2021年末的SEC证明储量为1,993百万桶油当量，储量替换比率为591%[83] - 2022年全年实现的对冲损益为-1,080百万美元，其中第四季度损失为580百万美元[79] - 预计2022年累计节省的遗留成本约为600百万美元，相较于2021年的运行率[94]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年产生约17亿美元自由现金流，净利润达14亿美元，同比减债23亿美元，再次获得投资级评级 [14] - 2021年平均单井成本同比降低11%，抵消通胀压力 [15] - 2022年计划产生超4亿美元增量自由现金流，维持15亿美元维护资本计划，产出18 - 19万桶/日高价值石油和凝析油 [17] - 以85美元/桶WTI和4.5美元/百万英热单位NYMEX计算，2022年预计产生约29亿美元自由现金流，下半年实现30亿美元净债务目标 [18] - 2022年一季度进行超7000万美元股票回购，一季度通过增加基础股息和增量回购计划向股东返还约1.2亿美元 [19] - 2022年现金回报率为8%，实现30亿美元净债务目标后回报率将翻倍 [20] - 2023年现金回报率将继续增长，无重大现金税 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 四季度，二叠纪盆地9 - 11月仅投产3口井，16口井中13口12月才首次投产；蒙特尼地区因中游意外停运和许可延迟，日产气量减少9000万立方英尺，石油和凝析油产量减少3000桶 [23][24] - 2022年二叠纪盆地平均单井侧钻长度超14000英尺，较去年增加25% [27] - 2021年40%完井使用当地湿砂，2022年将增至80%，可节省超7000万美元 [28] - 2021年75%的井采用同步压裂技术，2022年在二叠纪盆地创造单日完成超1英里侧钻进尺的新纪录 [29] - 2021年单井成本较行业平均每英尺节省约60美元 [30] - 2021年堆叠油产能提高10%，派普斯通蒙特尼凝析油井性能提高14% [32] - 2021年蒙特尼地区投产19口业内前20的高产井，二叠纪盆地油井表现持续领先 [33] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 2022年维持产量，不增加资本投入，致力于为股东创造价值，提升资本效率 [7] - 实施低成本资产收购计划，已以1100万美元增加80个净开采位置，计划每年投入不超3亿美元 [38][39] - 持续进行有机库存评估，2021年储备替换率近270%，调整价格影响后仍达200% [40] - 设定2030年范围1和2温室气体减排50%的目标，自2019年参考年以来已减排超20%，2022年该目标与员工薪酬挂钩 [43][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球事件凸显公司团队为世界提供可靠能源的重要性，公司将继续执行战略，为股东创造价值 [7] - 尽管面临通胀和供应链挑战，但公司通过高效运营、降低成本和提升油井性能，保持行业领先的资本效率 [35] - 对实现2022年生产和资本目标充满信心，随着债务减少和套期保值到期，现金回报率将持续增长 [20][21] 其他重要信息 - 2021年甲烷减排超50%，提前四年完成目标，放空和燃烧率低于0.4%，提前九年实现世界银行零常规燃烧倡议 [42][43] - 公司有望被纳入标准普尔指数，已满足相关盈利标准，预计被动投资将增加5% - 7% [87] 问答环节所有提问和回答 问题: 巴肯地区在未来生产和现金流方面的作用 - 公司无大规模稀释性并购计划，对现有投资组合满意；巴肯地区规模较小，但回报率高，创新成果良好，在投资组合中发挥作用；考虑到公司估值被低估，缩小规模可能更难吸引投资者 [49][50] 问题: 2022年资本和生产的轨迹 - 公司战略是创造价值、提高资本效率，应对通胀和供应链挑战；自本轮价格周期开始，资本效率提高33%，利润率捕获85%的价格上涨；2022年计划优先保持资本效率和利润率扩张；资本投入上半年较多，生产受工作权益因素影响；转向更长侧钻策略和压裂车队均衡调度会使计划出现波动，但公司有信心实现生产和资本目标 [52][53][55] 问题: 2022年一季度石油和凝析油产量低于预期，多久能达到目标范围中点 - 公司有信心达到目标范围中点，产量曲线受投产时间影响；采用立方体开发策略和更长侧钻导致投产时间不均衡，一季度约三分之二的井将在后期投产，这是产量下降的原因，属于时间效应，公司对油井表现和团队效率满意 [58][60][61] 问题: 尤因塔盆地的年化现金流，是否考虑出售该资产及对债务和现金回报的影响 - 公司不评论投机性交易；尤因塔盆地规模较小，但潜力大，2022年资本投入不多，是投资组合的关键部分；2021年产量约1.5万桶油当量/日，现金流约2 - 2.5亿美元；公司通过业务产生的自由现金流接近债务拐点，出售资产对现金回报拐点影响不大 [63][64][65] 问题: 股票估值折扣的根本原因、改变的催化剂，以及提前进行现金回报能否缩小估值折扣 - 市场看重公司向股东增加现金回报的能力，公司通过提高基础股息来实现这一点；执行计划并实现目标将影响估值 [68][69] 问题: 如果油价维持高位，能否将2023年的超额资本回报提前到2022年 - 公司关注2022年下半年达到30亿美元债务拐点，届时将大幅提高现金回报 [70] 问题: 公司为何不更激进地进行股票回购，非要等到达到30亿美元净债务目标 - 公司需考虑商品价格波动风险，确保业务具备财务弹性以应对未来价格周期；公司采取平衡策略，在提高现金回报的同时实现债务减少，达到30亿美元净债务目标后再提高现金回报 [72][73][74] 问题: 如何通过将资本重新分配到100%工作权益项目来维持15亿美元的资本投入 - 公司多盆地投资组合可应对特定盆地风险；不列颠哥伦比亚省的许可问题有望解决，在此期间，资本将在上半年转移至艾伯塔省的派普斯通项目和巴肯地区；若问题持续，资本可继续转移；各项目回报率相当，公司有信心实现年度目标 [76][77][78] 问题: 若业务进展正常，理想的再投资水平是多少，如何平衡再投资与其他用途的资本 - 目前再投资率降至30%中低水平，公司承诺再投资不超过现金流的70%，当前决策旨在尽快完成债务减少并提高现金回报 [80][81] 问题: 是否有理想的资产收购机会，资产收购与提高现金回报哪个更优先 - 资产收购目前规模较小，仅投入1100万美元，不会影响实现其他目标的时间；有增值机会时公司会进行收购，但不会因此妨碍实现其他里程碑 [82][83] 问题: 公司对被纳入标准普尔指数的可能性有何看法，投资者应如何看待 - 公司已满足指数纳入的盈利标准，期待被纳入；决策过程不透明，难以预测时间；被纳入后被动投资预计增加5% - 7% [86][87]

公司基本信息 - 公司是北美领先的石油和天然气勘探生产公司，截至2021年12月31日，所有储量和产量均位于北美[41] - 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”[42] - 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、SEDAR系统及商业文件检索服务获取公司文件[43] 术语与计量标准 - 天然气体积转换为油当量按6千立方英尺等于1桶的标准进行，但该转换可能无法准确反映价值[23] - 所有金额若无特殊说明，均以美元计，且为税前金额，信息按扣除特许权使用费后列示[25] - 标准化衡量指标指税后未来净收入按每年10%折现的现值[20] - 公司术语“液体”代表石油、天然气液和凝析油，“富液”指含相关液体量的天然气流[27] 前瞻性陈述与风险 - 前瞻性陈述涉及公司未来活动、计划、战略等多方面预期，但存在诸多假设和风险，实际结果可能与陈述有重大差异[32][33] - 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、疫情影响等[35] 公司核心资产与目标 - 公司核心资产指有大量钻井机会的区域，是资本投资和开发的重点[28] - 公司宣布新目标，到未来8年内将范围1和2的温室气体排放强度较2019年水平降低50%[50] 资本分配与债务情况 - 2021年第四季度，公司启动资本分配框架，将非GAAP现金流超出资本支出和基础股息部分的25%返还给股东[48] - 公司目前有总额40亿美元的承诺信贷安排，将于2024年7月到期[51] - 2021年公司将长期债务总额减少超21亿美元，目标是净债务余额达到30亿美元，预计2022年下半年实现[51] 储量结构 - 截至2021年12月31日，公司估计的净探明储量中约25%为石油，27%为NGLs（含7%的工厂凝析油），48%为天然气[52] 美国业务数据 - 2021年美国业务总资本投资约11.25亿美元，钻了约148口净井，石油日均产量约140.0万桶，NGLs日均产量约78.0万桶，天然气日均产量约49000万立方英尺[60] - 截至2021年12月31日，美国业务拥有约92.9万净英亩土地，其中约15.2万净英亩为未开发土地[60] - 2021年美国业务占上游生产收入的66%（不包括套期保值影响），占截至2021年12月31日总探明储量的63%[60] - 2021年二叠纪盆地业务平均日产约68.5万桶石油、约27.6万桶NGLs和约13200万立方英尺天然气[68] - 2021年，阿纳达科地区公司控制约35.2万净英亩土地，钻51口水平净井，平均日产约3.95万桶油、约4.21万桶NGL和约3.01亿立方英尺天然气[71] - 2021年，巴肯地区公司控制约7.2万净英亩土地，钻11口水平净井，平均日产约1.33万桶油、约0.58万桶NGL和约0.3亿立方英尺天然气[76] - 2021年，尤因塔地区公司控制约20.9万净英亩土地，钻6口水平净井，平均日产约1.27万桶油、约0.08万桶NGL和约0.12亿立方英尺天然气[78] - 2021年美国产油5110万桶、NGLs 2850万桶、天然气1790亿立方英尺，平均生产成本为9.12美元/桶油当量[125] - 2021年美国平均销售价格为原油65.69美元/桶、NGLs 30.32美元/桶、天然气3.71美元/千立方英尺[125] - 2021年美国开发井180口（净148口）[131] - 截至2021年12月31日，美国有29口（净26口）井处于钻探或完井阶段、18口（净15口）井暂停或等待完井[134] - 截至2021年12月31日，美国有生产井6353口（净4109口）[137] - 截至2021年12月31日，美国土地持有量总计148.5万英亩（净92.9万英亩）[141] - 2020年Permian的Midland县产油810万桶、NGLs 440万桶、天然气230亿立方英尺，2019年产油1020万桶、NGLs 420万桶、天然气220亿立方英尺[127] - 2019年Anadarko的Stack产油1320万桶、NGLs 1000万桶、天然气720亿立方英尺[128] 加拿大业务数据 - 2021年，加拿大业务总资本投资约3.91亿美元，钻约85口水平净井，平均日产约5.65万桶油和NGL和约10.66亿立方英尺天然气，占上游生产收入的34%和总探明储量的37%[82] - 2021年，蒙特尼地区公司控制约75.2万净英亩土地，钻约84口水平净井，平均日产约5.54万桶油和NGL和约10.2亿立方英尺天然气，钻井和完井成本较上一年降低约11%[90][91] - 2021年，霍恩河地区公司天然气平均日产约0.32亿立方英尺，有48口净生产水平井，控制约18.7万净英亩土地[93] - 截至2021年12月31日，惠特兰地区公司有423口净生产井，控制约14万净英亩土地，2021年天然气平均日产约0.04亿立方英尺[94] - 2021年加拿大产油10万桶、NGLs 2.05亿桶、天然气3890亿立方英尺，平均生产成本为12.37美元/桶油当量[125] - 2021年加拿大平均销售价格为原油56.71美元/桶、NGLs 56.48美元/桶、天然气3.52美元/千立方英尺[125] - 2021年加拿探索井1口（净1口）、开发井114口（净84口）[131] - 截至2021年12月31日，加拿大有14口（净14口）井处于钻探或完井阶段、14口（净11口）井暂停或等待完井[134] - 截至2021年12月31日，加拿大有2352口（净1898口）[137] - 截至2021年12月31日，加拿大土地持有量总计183.9万英亩（净126.3万英亩）[141] - 2021 - 2019年B.C. Montney的NGLs产量分别为910万桶、1020万桶、1250万桶，天然气产量分别为2820亿立方英尺、2720亿立方英尺、2830亿立方英尺[128] 公司整体业务数据 - 公司拥有约15.55亿立方英尺/日的天然气处理能力和约12.5万桶/日的液体处理能力[92] - 2021年Netherland, Sewell & Associates, Inc.审计公司美国估计已探明储量的43%，McDaniel & Associates Consultants Ltd.审计公司加拿大估计已探明储量的20%[100] - 截至2021年12月31日，公司总已探明储量为22.582亿桶油当量，其中已开发储量13.257亿桶油当量，占比59%；未开发储量9.325亿桶油当量，占比41%[110] - 2021年公司产量为1.949亿桶油当量，资本投资15.16亿美元，净生产井总数6007口[110] - 2021年公司已探明储量税前折现净现金流为217.54亿美元，税后为187.75亿美元[110] - 2021年公司已探明储量增加2.657亿桶油当量，主要因扩展和发现5.912亿桶油当量，约45%为石油、凝析油和天然气液[116] - 2021年公司购买储量730万桶油当量，出售储量7020万桶油当量[114][117] - 计算2021年12月31日已探明储量的平均价格为：WTI每桶66.56美元，埃德蒙顿凝析油每桶83.69加元，亨利枢纽每百万英热单位3.60美元，AECO每百万英热单位3.26加元[118] - 截至2021年12月31日，公司已探明未开发储量为9.325亿桶油当量，扩展和发现5.027亿桶油当量，修订先前估计为 - 2.916亿桶油当量[119] - 2021年已探明未开发储量转化为已开发储量为1.602亿桶油当量，占上一年末已探明未开发储量的18%，公司五年滚动平均转化率超20%[123] - 2021年公司花费约10.69亿美元开发已探明未开发储量，约79%用于美国资产，21%用于加拿大资产[123] - 2021年公司总钻井295口（净233口）[131] - 公司220万净英亩土地中约200万净英亩由生产持有，2022 - 2024年将分别有16.1万、1.5万和0.3万净英亩租约到期[145] - 截至2021年12月31日，公司承诺在美国业务交付约109167千桶石油和约9800万立方英尺天然气，在加拿大业务交付约7990千桶石油和天然气液体和约7700万立方英尺天然气[152] - 公司运输和加工的财务承诺总计48.51亿美元，其中美国业务10.57亿美元，加拿大业务37.94亿美元[153] - 2021年，公司有一个客户Vitol Inc.，其占公司合并收入超过10%[156] 员工情况 - 截至2021年12月31日，公司雇佣1713名员工，其中美国985人，加拿大728人[159][160] - 过去三年，公司平均每年招聘17名新毕业生和44名实习生[162] - 截至2021年12月31日，公司员工平均任期超过9年，自愿离职率低于6%[164] - 截至2021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60%、高级领导团队的32%和全体员工的31%[167] 安全与合规 - 截至2021年12月31日，公司连续第八年实现最安全年份[169] - 公司运营受美国和加拿大众多法律法规监管，涉及勘探开发、钻井生产、特许权使用费、销售运输等方面[171] - 加拿大石油和天然气特许权使用费由省和地区政府规定，一般按毛产量价值的百分比计算，扣除允许的费用[177] 市场风险与影响 - 2021年12月31日，商品价格10%的波动对公司税前净收益的影响为：原油价格上涨10%损失1.6亿美元，下跌10%收益1.43亿美元；天然气价格上涨10%损失1.64亿美元，下跌10%收益1.6亿美元[491] - 2021年和2020年加元兑美元平均汇率分别为1.254和1.342，期末汇率分别为1.268和1.273[493] - 与上一年同期相比，2021年外汇对公司财务结果的影响为：资本投资增加2100万美元；运输和加工费用增加5500万美元，每桶油当量增加0.28美元；运营费用增加700万美元，每桶油当量增加0.03美元；行政费用增加1300万美元，每桶油当量增加0.07美元；折旧、损耗和摊销增加3000万美元，每桶油当量增加0.15美元[494] - 截至2021年12月31日，公司签订了名义金额4亿美元的美元计价货币互换合约，平均汇率为1.2848加元兑1美元，合约在2022年每月到期[496] - 2021年12月31日，外汇汇率10%的波动对公司税前净收益的影响为：汇率上涨10%损失3200万美元，下跌10%收益3900万美元[498] - 截至2021年12月31日，公司没有浮动利率债务，也没有未到期的利率衍生品[500] - 公司面临商品价格、外汇和利率市场风险，通过衍生品等工具部分对冲风险[490][496][499] 政策影响 - 2019年加拿大政府实施新环境评估框架，可能影响大型能源项目审批方式，公司部分业务可能依赖相关项目[182] - 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权利，法院要求双方协商，该省已暂停发放新许可证，公司部分业务可能受影响[183][184] 公司高管 - 公司高管包括Brendan M. McCracken等5人，任职年限从2年到12年不等[190] 资产剥离 - 2021年公司剥离鹰福特资产，包括约4.2万净英亩，交易收益7.64亿美元[61] - 2021年，公司剥离约26.4万净英亩土地，主要在杜维纳，收益2.38亿美元[83] 创新与效率 - 公司专注创新和效率，自2019年2月收购资产以来，钻井和完井成本降低约39%，与上一年相比降低约10%[69][72]

分组1 - 2021年第三季度财报电话会议于11月3日上午11点举行 [1] - 会议进行网络直播，幻灯片可在ovintiv.com网站获取 [3] - 提醒关注幻灯片末尾及在SEDAR和EDGAR提交的披露文件中有关前瞻性陈述的提示 [3] - 准备发言后进行问答环节，要求提问者限提一个问题和一个跟进问题 [4] 问答环节所有提问和回答 无相关内容

业绩总结 - 2021年第三季度自由现金流为4.8亿美元，年初至今自由现金流为13.7亿美元[2] - 2021年第三季度净债务为40.9亿美元，年初至今净债务减少约21亿美元[3] - 2021年第四季度股东回报总额为1.48亿美元，其中基础股息为3700万美元，额外回报为1.11亿美元[3] - 2021年资本支出指导维持在15亿美元[3] - 2021年第三季度原油和凝析油的日产量为189 Mbbls/d，略低于预期的190-195 Mbbls/d[58] - 2021年第三季度天然气日产量为1566 MMcf/d，符合预期的1550-1575 MMcf/d[58] - 2021年第三季度NGLs C2-C4的日产量为85 Mbbls/d，符合预期的80-85 Mbbls/d[58] - 2021年资本支出为3.65亿美元，符合全年指导的15亿美元[58] 用户数据 - 2021年第三季度每口井设施成本为30.3万美元，较2020年减少27%[25] - 2021年第三季度每口井的平均油气初期产量为1330桶/天，回收期少于6个月[30] - 2021年第三季度企业的总成本预计在每桶油当量34-38百万美元之间[72] 未来展望 - 预计2022年股东回报潜力为12.5亿美元，现金收益率约为13%[16] - 预计2022年资本支出将保持在15亿美元[33] - 2021年到2025年，预计累计节省约18亿美元的遗留成本，相较于2020年的运行率[61] 新产品和新技术研发 - 2021年公司计划在年底前实现超过20%的温室气体强度减少[39] 市场扩张和并购 - 2021年第四季度，油和凝析油的日均交易量为85 Mbbls，2022年预计为75 Mbbls[75] - 2021年第四季度天然气的日均交易量为980 MMcf，2022年预计为398 MMcf[75] 负面信息 - 2021年第四季度油价在$70时的实现对冲损失为2.24亿美元[76] - 2022财年油价在$50时的实现对冲损失为2.96亿美元[76] - 2022财年天然气价格在$3.00时的实现对冲损失为1.39亿美元[76] 其他新策略和有价值的信息 - 非GAAP现金流为运营活动产生的现金流，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收[45] - 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[45]