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]