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]