财务数据和关键指标变化 - 第一季度产量近8.1万桶油当量/天，自由现金流1.21亿加元，净债务降至12.8亿加元，较之前减少10% [5] - 预计2022年产生约7亿加元（每股基本收益1.25加元）的自由现金流 [13] - 2022年勘探与开发支出预计为4.5 - 5亿加元，高于之前的4 - 4.5亿加元 [15] - 2022年资本成本通胀率预计为18%，较2021年有所上升 [16] - 3月31日流动性约6亿加元，净债务12.8亿加元，低于2021年12月31日的14.1亿加元，预计年底净债务低于9亿加元 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 清水河业务 - 2022年第一季度钻探的10口井已全部投产，产量从2021年初的0增至约8000桶/天 [7] - 4 - 25号井场的3口ERH井平均30天初始产量约1100桶/天/井，是清水河地区有史以来最强的井 [8] - 5 - 33号井场的4口井预计30天初始产量为300 - 400桶/天/井 [9] - 预计2022年钻探24口净井，高于原预算的18口 [10] - 预计到2026年清水河产量增至约1万桶/天，累计产生超4亿加元自由现金流 [11] 其他业务 - 鹰福特地区增加2 - 3口净井 [15] - 轻质油业务活动减少，支出减少约1000万加元 [15] 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 - 坚持资本纪律，注重产生自由现金流和减少债务 [5] - 董事会批准在多伦多证券交易所提交高达5600万股普通股的回购计划，预计5月开始 [5][6] - 2022 - 2026年五年计划，目标勘探与开发支出低于调整后资金流的50%，预计年生产增长率2% - 4%，2026年达到约9.5万桶油当量/天，预计产生约30亿加元累计自由现金流 [20][21] - 计划在皮瓦恩全年维持1个钻机项目，以提高效率和推动运营势头 [10] - 公司认为清水河项目潜力大，有望支持产量增至超1.5万桶/天 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业面临通胀压力，包括劳动力、物流、燃料、钢铁、压裂砂和化学品等成本上升 [16] - 公司对清水河项目进展感到兴奋，认为该项目将为公司带来积极影响 [7][12] - 公司财务状况良好，有望在2023年初实现净债务目标，届时将考虑进一步提高股东回报 [13][14] 其他重要信息 - 公司更新了2022年生产指导，提高至8.3 - 8.5万桶油当量/天，预计年底产量约8.7 - 8.8万桶油当量/天 [12] - 4月1日，公司获得贷款银团支持，将银行信贷额度延长2年至2026年4月，并从约8.15亿美元小幅增加至8.5亿美元 [22] - 公司计划于6月1日按面值回购并注销剩余2亿美元2024年到期的5.625%长期票据 [23] 问答环节所有提问和回答 问题1: 清水河项目达到1.5万桶/天产量的规模和范围，涉及多少区块 - 公司已对皮瓦恩80个区块中的50个进行了风险评估，按每区块4口井计算，可布置200口井，目前五年计划中安排了120口井，可使产量增至1万桶/天。要达到1.5万桶/天，需对东部区域进行风险评估，目前公司仅准备在西部部分区块实施1万桶/天的项目 [27][28][29] 问题2: 1万 - 1.5万桶/天产量差距的主要原因 - 差距原因包括对东部区域井结果的风险评估和面积划定，以及资本投入的速度和规模 [31][32] 问题3: 东部区域风险评估的时间框架 - 预计明年第一季度完成东部和东北部的主要风险评估工作 [33] 问题4: 2023年达到去杠杆目标后，合理的股东回报比例 - 公司今年将25%的自由现金流用于股票回购，获得董事会一致支持。当达到8亿加元净债务目标（预计明年年初）时，将更致力于向股东提供直接回报，可能形式包括股票回购、股息或通过清水河开发产生更多自由现金流，但无法给出具体比例 [37][39] 问题5: 清水河项目产量提升的原因及对该区域额外库存的意义 - 产量提升主要是因为向油田中心区域推进，采用新的4条2英里长水平井技术，在社会层面有优势，且在稳定储层中钻井效率高、成本低。该区域核心部分约20个区块，预计有80口井 [45][46][49] 问题6: 清水河项目技术对和平河和劳埃德明斯特其他重油库存的适用性 - 公司在劳埃德明斯特和和平河有丰富的多分支重油井经验，目前在清水河应用新技术。今年年底将在和平河核心区域钻一口评估井，可能采用6条1英里长分支的配置。在劳埃德明斯特将根据需要采用不同配置。公司将在这三个地区各运行一个钻机项目 [50][51][52] 问题7: 公司数据的保守程度及对2022年的预期，以及对土地销售的看法 - 公司数据较为保守，承诺的目标都能实现，且倾向于给出能超越的数字。公司有145个高潜力的清水河区块，但不评论土地销售情况。公司认为清水河地区产量将大幅增长，公司希望成为该地区的建设者、开发者和整合者 [56][57][59]

财务数据和关键指标变化 - 2021年公司日均产量超过80,000桶油当量(BOE)，超出年度指引上限 [8] - 2021年自由现金流达到4.21亿加元，其中第四季度为1.37亿加元 [8] - 2021年勘探和开发支出总计3.13亿加元，符合年度指引 [9] - 2021年第四季度调整后资金流为2.15亿加元(每股0.38加元)，全年为7.46亿加元(每股1.32加元) [9] - 2021年第四季度净收入为5.63亿加元，全年为16亿加元 [10] - 2021年底净债务为14亿加元，同比下降24% [8][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - Clearwater项目在2021年取得显著进展，产量从年初的0桶/天增长到1月的3,000桶/天 [13] - 第四季度钻探的2口8分支水平井30天初始产量分别为921桶/天和815桶/天 [14] - 北部区块的8分支评价井初始产量约为120桶/天，符合预期 [15] - Seal区块2021年底钻探的勘探井30天初始产量为147桶/天 [16] - 2022年第一季度计划钻探10口Clearwater井，已完成6口 [16] - 预计2022年将投产18口井，未来可能钻探超过200口井，支持产量增长至10,000桶/天以上 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年证实已开发生产储量(PDP)增加7%至1.29亿桶油当量 [11] - PDP储量发现和开发成本为8.20加元/桶油当量，回收率为4.5倍 [11] - 2021年底按10%折现率计算的每股净资产价值为6.67加元 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司坚持资本纪律，最大化自由现金流和减少净债务的战略 [6] - 2022年将启动资本回报框架，将约25%的自由现金流用于股票回购 [20] - 计划在2022年第二季度达到12亿加元的净债务目标 [19] - 目标在2023年中期将净债务降至8亿加元 [21] - 2022年计划勘探和开发支出4-4.5亿加元，产量目标为80,000-83,000桶油当量/天 [24] - 5年计划预计在WTI 65美元/桶价格下，累计自由现金流将达到21亿加元，产量增长至约90,000桶油当量/天 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年石油和天然气行业出现显著复苏，能源价格飙升 [6] - 2022年预计将产生超过5.5亿加元的自由现金流 [17] - 公司资产负债表处于过去8年来最强劲状态 [19] - 公司对Clearwater项目的前景感到兴奋，认为其具有强劲的经济性和有机增长潜力 [17] 其他重要信息 - 公司与Peavine Métis Settlement达成两项战略协议，覆盖80个区块的土地 [13] - 公司在Clearwater潜在区域共持有125个区块的土地 [13] - 2022年对41%的净原油敞口进行了对冲，使用53.50美元/桶的互换和58-67.50美元/桶的三向期权结构 [22] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于公司债务偿还计划 - 公司计划在2022年6月赎回2亿加元的2024年到期债券(利率5.625%) [28] - 2027年到期债券(利率8.75%)计划在2023年4月1日首次可赎回日进行再融资 [28] 问题: 关于Peavine地区的基础设施建设 - Peavine地区靠近公司现有的Harmon Valley和Seal运营基地，已有15,000桶/天的产量 [30] - 该地区已有基础设施，包括中央集输站和90公里长的管道 [30] - 2022年计划投资3,500万加元用于18口井的钻探和相关基础设施建设 [30] - 第一季度已完成6口井的钻探，采用延伸水平井技术 [31] - 公司对该地区的储层质量和开发前景感到非常兴奋 [32]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生1.01亿加元自由现金流，年初至今自由现金流达2.84亿加元，预计2021年自由现金流超4亿加元或每股0.71加元 [7] - 第三季度调整后资金流为1.98亿加元或每股0.35加元，净收入为3300万加元或每股0.06加元，实现运营净回值为每桶油当量39加元，高于第二季度的34加元 [8] - 截至2021年9月30日，净债务为15.6亿加元，低于2020年12月30日的18.5亿加元，信贷额度未动用额度为4.71亿加元，扣除营运资金后的流动性为4.54亿加元 [14] - 预计2021年底净债务约为14亿加元，净债务与EBITDA比率为1.7倍 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为79,900桶油当量，其中82%为石油和天然气液体，加拿大轻重油资产产量较第二季度增长2%，鹰滩产量因投产井数量减少而降低 [9] - 勘探和开发支出总计9400万加元，包括钻探47口净井 [9] - 皮瓦恩土地目前有五口生产井，产量从年初的零增加到目前约1900桶/日，三口八分支井表现超预期，两口为该区域初始产量最高的井 [10] - 重油项目在第三季度启动，包括在皮斯河钻探两口净蓝天井和在劳埃德明斯特钻探14口净井 [12] - 轻油方面，投产37口净维京井和3.4口净鹰滩井，在杜韦纳钻探两口100%权益井，初始返排率令人鼓舞 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 承诺保持资本纪律，将100%的自由现金流用于减少净债务和加强业务 [6] - 计划在第四季度再钻探四口清水层井，预计这些井将于2021年底投产 [11] - 2022年计划与皮瓦恩梅蒂斯定居点合作，执行最多18口井的扩展计划，目前已降低20个区块土地的风险，认为该区域潜在位置超200个 [12] - 2022年资本预算预计12月初经董事会批准后发布，届时将更新五年计划，纳入清水层土地的钻探机会 [22] - 五年展望（2021 - 2025年）强调财务和运营可持续性以及可观的自由现金流生成，在每桶65美元和75美元的WTI定价情景下，预计分别产生约20亿加元和26亿加元的累计自由现金流 [23] - 当净债务降至12亿至10亿加元之间时，考虑股票回购、股息和/或增长，目前倾向于股票回购优先于股息，长期愿景是通过增长和/或股息实现10% - 15%的回报 [28][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前商品价格下，清水层项目经济效益强，回收期少于六个月，有能力有机增长并增强自由现金流状况 [11] - 公司运营表现强劲，有望实现第四季度良好业绩 [13] - 面临成本通胀压力，预计资本成本通胀率在5% - 10%，已采取措施平衡钻机活动，确保人员和设备的连续性 [33] - 鹰滩地区效率高，能够抵消部分通胀因素，公司正努力在加拿大实现类似效果 [35] 其他重要信息 - 2022年，公司已对约42%的净原油敞口进行套期保值，采用三方期权结构，每桶58美元提供价格保护，最高参与约67.50美元/桶的上涨空间，还有每桶53.50美元的互换期权 [17] - 对加拿大轻重油差价敞口也有套期保值措施，详情可在第三季度财务报表和公司网站查询 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 关于股东回报的讨论进展，以及对股息、回购和增长的看法 - 2021年100%的自由现金流用于偿还债务，年底净债务将降至14亿加元，2022年第二季度降至12亿加元 [27][28] - 净债务在12亿至10亿加元之间时，考虑股票回购、股息和/或增长，目前市场情况下倾向股票回购，长期愿景是实现10% - 15%的回报 [28][31] 问题2: 美加两国成本通胀情况及压力对比 - 预计资本成本通胀率在5% - 10%，已采取平衡钻机活动等措施应对，确保人员和设备连续性 [33] - 鹰滩地区效率高可抵消通胀，公司正努力在加拿大实现类似效果 [35] 问题3: 清水层项目在五年计划中的考量，是替代其他项目还是独立增加资本和产量 - 尚未批准2022年计划，倾向于清水层项目为增量项目，五年计划中无清水层项目时资本为3.7亿加元，加上约3000万加元的清水层项目及通胀因素，预计达4 - 4.2亿加元，可产生更多自由现金流 [42][43] 问题4: 债务偿还和流动性管理，未来自由现金流是否继续关注2024年到期债券 - 目前焦点可能仍在2024年到期债券，购买并支付溢价的盈亏平衡期仅两个月，该债券明年6月可按面值赎回 [45] - 修复资产负债表后，将寻找机会以更低利率为2027年到期债券再融资 [46] 问题5: 清水层潜在面积的产量潜力，以及在油价高位时偿还债务与加速钻探的策略 - 公司有100 - 120个区块土地对清水层有吸引力或潜在吸引力，南部地区未来产量可能增至1万桶/日，北部地区可维持皮斯河业务在1.3 - 1.5万桶/日 [51][52] - 目前认为可以在增长的同时产生自由现金流，将坚持五年计划，直到12月初更新，届时可更明确债务与增长的关系 [54][55] 问题6: 鹰滩地区未来活动和产量预期 - 本季度和第四季度产量与第三季度相符，预计未来保持约3万桶/日的产量，以严格的资本投入产生超3亿加元的自由现金流 [59][60] 问题7: 杜韦纳项目中长期战略考量 - 杜韦纳是公司最大的潜在增长引擎，有200个区块的连续土地，已通过两口井降低南部土地风险，第二口井产量创该区域新高 [62] - 公司正在完善执行方案，降低风险，持有土地，等待市场对增长的需求，预计12月初公布初始30天产量数据 [63][64]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后资金流为1.76亿加元，每股0.31加元，产生1.12亿加元的自由现金流，净债务减少1.29亿加元 [7] - 第二季度平均日产量为81,200桶油当量（BOE），其中81%为原油和天然气液体（NGL），较第一季度增长3% [8] - 公司预计2021年自由现金流将超过3.5亿加元，每股0.62加元，加速债务减少 [7] - 净债务从2021年3月31日的17.6亿加元降至6月30日的16.3亿加元 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Eagle Ford地区的完井活动及加拿大轻质和重质油资产的强劲表现推动了产量增长 [8] - 勘探和开发支出为6100万加元，钻探了19.7口净井，成功率为100% [8] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Peavine Métis定居点的勘探井显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过回购和取消1.06亿美元的长期票据，减少了净债务 [6] - 公司计划在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] - 公司计划在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2021年自由现金流将超过3.5亿加元，每股0.62加元，加速债务减少 [7] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] - 公司预计在2021年产生超过3.5亿加元的自由现金流，加速债务减少 [7] 其他重要信息 - 公司发布了2020年环境、社会和治理（ESG）报告，承诺到2040年将闲置井数从4500口减少到零 [22] - 公司任命Chad Lundberg为首席运营和可持续发展官，负责将可持续发展优先事项与资本分配和战略规划过程联系起来 [21] 问答环节所有的提问和回答 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12] 问题: Clearwater地区的勘探结果是否可重复 - 公司在Clearwater地区的勘探结果显示出良好的初期产量，30天初始产量为175桶/天 [10] - 公司计划在2021年钻探多达7口净评估井，其中5口位于Peavine土地 [12]

业绩总结 - Baytex预计在2021年将产生超过3.5亿美元的自由现金流，每股0.62美元[4] - 2021年第二季度生产量为81,200 boe/d，较2021年第一季度增长3%[23] - 调整后的资金流为1.76亿加元（每股0.31加元），较2021年第一季度增长12%[23] - 自由现金流为1.12亿加元（每股0.20加元）[23] - 2021年调整后资金流的银行EBITDA为4.149亿美元[8] - 2021年预计生产量为79,000至80,000桶油当量/日[1] - 2021年预计运营费用为每桶11.25至12.00美元[1] 用户数据 - 2021年Eagle Ford地区的累计资产级自由现金流为9.23亿加元，自2016年以来[47] - Viking地区在2021年上半年的产量为每日17,800桶，油气占比为90%[44] - Eagle Ford地区在2021年上半年的产量为每日30,400桶，液体占比为79%[44] - Peace River地区在2021年上半年的产量为每日13,700桶，油气占比为86%[55] - Pembina地区在2021年上半年生产了1,900 boe/d，其中82%为液体[65] 未来展望 - 预计2021年将实施35口重油井的计划，包括7口清水等效井[4] - 预计2021年下半年约45%的原油净敞口将被对冲[4] - 预计2021年总储量为4.62亿桶油当量（2P）[22] - 公司计划在2021年至2025年期间产生超过10亿加元的自由现金流[29] - 预计五年内将产生超过10亿美元的自由现金流，目标净债务为10亿至12亿美元[4] 新产品和新技术研发 - 2021年Eagle Ford将投入22口新井，Viking预计将上线约120口新井[4] - 2021年计划在Eagle Ford地区投产约22口新井[46] - Viking地区的2021年计划投产约120口新井[51] - 10-16井的30天初始生产（IP）速率为1,300 boe/d（69%为原油）[65] - 11-16井的设施受限30天IP速率为900 boe/d（68%为原油）[65] 资本支出与财务状况 - 2021年资本支出预计在2.85亿至3.15亿加元之间[27] - 2021年资本计划在每桶35美元WTI的情况下完全获得资金，资本效率约为每日12,000桶油当量[4] - 截至2021年6月30日，未提取的信贷额度为5.11亿加元，占总信贷额度的50%[24] - 净债务减少1.29亿加元，主要得益于自由现金流和加元相对美元的升值[24] - 2021年7月的净债务为16.3亿美元，长期债务为15.96亿美元[40] 负面信息 - 每桶WTI原油价格变动1.00美元将对年度调整资金流产生2270万美元的影响[43] - 2020年第一季度WTI原油基准价格为46.17美元/桶，全年平均为39.40美元/桶[1] - 2020年第一季度天然气基准价格为1.95美元/mcf，全年平均为2.08美元/mcf[1]

业绩总结 - Baytex预计在2022年将产生超过2.5亿美元的自由现金流，每股0.45美元[3] - 2021年，Baytex的生产目标为73,000至77,000桶油当量/天（boe/d）[3] - 2020年公司调整后的资金流为10.67亿美元[69] 财务状况 - 预计2021年，Baytex的流动性将超过5.5亿美元，净债务与息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率预计低于2.5倍[3] - 截至2020年12月31日，Baytex的高级担保债务总额为6.662亿美元[9] - 2020年自由现金流为1800万加元，流动性保持在3亿加元以上[24] 资本支出与效率 - 2021年计划的资本支出在2.25亿至2.75亿美元之间[3] - 预计2021年，Baytex的资本效率约为每口井12,000美元[3] - 2021年预计的运营费用为每桶油当量11.50至12.25美元[76] 生产与钻井计划 - 2021年，Baytex计划在Eagle Ford地区投产18口新井，Viking地区计划投产约120口新井[3] - Baytex在Eagle Ford地区的净钻井位置包括135个已探明和75个可能的钻井位置[12] - Baytex在Viking地区的净钻井位置包括985个已探明和283个可能的钻井位置[12] 环境与可持续发展 - 2020年GHG排放强度较2018年基准减少46%[23] - 公司计划到2025年将温室气体排放强度（每桶油当量的二氧化碳吨数）减少65%[65] - 在过去五年中，公司在和平河地区的天然气保护活动投资超过1亿美元，2019年常规天然气保护率达到99.5%[68] 市场表现与前景 - 2021年约50%的原油净敞口已对冲[20] - Eagle Ford的每个井的内部收益率（IRR）在WTI油价为$60/bbl时为203%[43] - Viking的每个井的IRR在WTI油价为$60/bbl时为77%[49] 其他信息 - 2020年公司总的石油当量生产量为79,781桶/天，其中原油生产量为58,198桶/天[69] - 自2016年以来，资产级自由现金流累计达到8亿加元[42] - 2020年勘探和开发支出占调整资金流的81%[19]

业绩总结 - Baytex在2019年实现自由现金流为3.29亿加元[9] - 截至2020年9月30日，公司的银行EBITDA为5.661亿加元[5] - 截至2020年9月30日，公司的高级担保债务总额为6.403亿加元[5] - 2020年预计的生产基数约为75,000桶油当量/天[3] - 2020年平均日生产量约为80,000桶油当量/天，其中82%为液体[12] - 2020年第三季度生产量为18,800桶油当量/天，其中91%为原油[40] - 2019年，Baytex的石油当量日产量为101,115桶[63] 用户数据 - 截至2020年9月30日，Baytex的2P总储量为529百万桶油当量（mmboe）[12] - 截至2019年末，净位置包括223个已探明及可能的未开发储量位置和52个未记录的未来位置[34] - 截至2020年9月30日，流动性超过3亿美元，未使用信贷额度约为5.48亿加元[21] 未来展望 - 2020年资本支出指导范围为2.6亿至2.9亿美元，预计下半年将实现正自由现金流[17] - 预计2020年Eagle Ford将投入生产16至18口新井[3] - 预计2020年每桶WTI油价为40至45美元时，年自由现金流将达到约1亿美元[20] 新产品和新技术研发 - 2020年Kerrobert热项目在第四季度达到峰值生产量约为3,500桶/天[46] - 2019年与2017年相比，累计生产量增长17%[36] - 2018年至2020年，Baytex的企业溢出量减少了42%[60] 市场扩张和并购 - 过去五年（2015至2019年）勘探和开发支出占调整后资金流的84%[9] - 2019年温室气体（GHG）排放强度减少15%，目标到2021年再减少30%[15] - 2020年，Baytex成功赎回4亿美元的无担保高级票据，并延长了信贷设施的到期至2024年4月[16] 负面信息 - 2019年，Baytex的员工和承包商的事故频率（LTIF）在五年内减少了41%[60] - 2019年，Baytex的运营费用为每桶油当量11.16美元[64]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生6000万加元的自由现金流，净债务减少8900万加元，截至2020年9月30日，信贷额度未动用额度为4.26亿加元，扣除营运资金后的流动性约为3.44亿加元，高于第二季度末的约3亿加元 [6][14] - 第三季度运营净回值约为每桶油当量17加元，高于2020年第二季度的每桶油当量6加元；调整后资金流为7900万加元，即每股基本收益0.14加元 [8] - 2020年全年运营费用指引中点下调7%，至每桶油当量11.20 - 11.40加元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度平均日产量为77800桶油当量，高于2020年第二季度的72500桶油当量，因加拿大此前停产产量重启，但部分被维京和鹰滩地区的低活动量抵消；第三季度产量因自愿停产减少约5000桶油当量/日 [7][8] - 2020年预计平均日产量约为80000桶油当量，处于78000 - 82000桶油当量的指引范围中点 [9] - 勘探和开发支出在第三季度仅为1600万加元 [8] - 截至目前，2020年前九个月运营成本降至每桶油当量11.08加元，优于11.75 - 12.50加元的指引范围 [10] 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 - 公司积极应对新冠疫情带来的低迷，减少资本支出、降低成本并保持流动性，专注于全年2.6 - 2.9亿加元的资本支出，较原计划5 - 5.75亿加元减少约50% [6][9] - 第四季度恢复在加拿大的钻探活动，在维京地区动员完井团队在年底前使29口已钻但未完井的油井投产，并使用两台钻机执行30口井的钻探计划；已完成今年早些时候钻探的两口杜韦内油井，预计11月投产；随着天然气价格上涨，计划在阿尔伯塔省中西部的彭比纳奥奇斯地区钻探天然气井，两口井计划今冬投产 [11][12][13] - 公司正在制定2021年资本预算，细节预计在12月董事会批准后公布 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在极不稳定的原油市场中重置业务所取得的进展感到满意，第三季度业绩证明了公司行动的成功 [5][6] - 基于远期曲线，公司预计保持财务流动性并遵守财务契约；首笔4亿美元长期票据到期日为2024年6月 [15] 其他重要信息 - 公司欢迎史蒂夫·雷尼什加入董事会，他的战略眼光和丰富经验将对董事会和公司有所帮助 [19] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 目前仍有部分重油产量受限，在价差较低且重油前景乐观的情况下，能否恢复这些产量及受限原因 - 第三季度受限产量为5000桶/日，目前仅约2000桶/日受限，公司一直在逐步恢复停产产量；剩余2000桶/日产量恢复可能需要WTI油价稳定在45美元/桶；价差收紧以及能够对冲价差，使公司有信心恢复重油产量并提高利润率 [21] 问题2: 展望2021年，运营和一般及行政费用的持久性如何，油价回升时情况怎样 - 公司过去几年运营成本约为每桶11加元，本季度为11.08加元；今年已确定的1亿加元成本节约中，70%与产量相关，30%为成本降低；30%的成本降低中，大部分与劳动力有关，但并非全部，还包括运输和加工单价下降、合同重新谈判等；部分成本节约将持续，随着产量增加，一些成本也会继续存在 [23][24][25] 问题3: 提到的产量下降是指哪方面，额外的资本会如何在各业务线分配 - 主要指产量从第一季度的9.5万桶/日降至目前的约7.5万桶/日；两周前认为WTI油价在40 - 45美元/桶时，可维持7.5万桶/日产量并产生适度自由现金流，资本分配优先顺序为鹰滩、维京、重油；目前油价约40美元/桶，在此情况下可维持第四季度末7 - 7.5万桶/日的产量，运营现金流内收支平衡，但无多余现金流，且除皮瓦恩定居点的一口战略评估井外，不会有重油开发支出；鹰滩和维京地区在当前价格水平下会进行资本投入，重油则不会 [26][27][28] 问题4: 请详细说明杜韦内油井的计划，以及降低油井成本使该项目具有竞争力的条件 - 正在努力降低成本并证明产量的可重复性，目标是重复去年每口井约1000桶油当量/日、80%为液体的高产；目前两口油井成本均超过800万加元，但已看到单井开发模式下油井成本降至750 - 800万加元的前景，全面开发模式下可降至700万加元；该项目在WTI油价50美元/桶时具有经济性，目前40美元/桶时不经济；若能实现成本目标并证明产量可重复性，随着WTI油价升至50美元/桶左右，该项目将具有高度经济性；公司持有该地区土地至2022年，届时需钻探几口井以保留关键土地 [30][31][32] 问题5: 油价波动至30 - 35美元/桶时，财务契约的承受时间范围如何 - 在40美元/桶的资本框架下，公司预计到2022年都能遵守财务契约；目前模型显示，2021年WTI均价需达到34美元/桶，公司财务契约才会面临压力，目前预计油价不会达到该水平，因此预计在2021年后仍能遵守契约 [36][37] 问题6: 如何平衡流动性与债务减免机会，以及进行此类操作的能力限制 - 公司信贷额度和长期债券到期日为2024年，且有一定流动性，可通过限制未来资本支出来维持流动性平衡；在商品价格和未来商品价格上涨且有强大对冲组合的情况下，才会考虑进行债务减免活动 [38][39] 问题7: 重油资产在当前环境下无法竞争资本时，运营成本改善是否存在风险 - 部分休假员工不会回来，公司采用新的运营方式，包括调整轮班和基于风险的方法监控油井；公司会逐井和按区域监控利润率，若产量不足以覆盖可变成本，将停产高运营成本的油井；重油产量下降率低于维京和鹰滩地区，资本投入减少对其影响相对较小 [42][43][45] 问题8: 重油停产和复产是否对油藏有影响 - 大部分油井复产情况良好，只有位于萨斯喀彻温省中南部的凯罗伯特有一个SAGD运营项目，需更谨慎地降低产量，以避免地下出现不良影响；多湖水平井停产和复产较为简单，未出现水锥或其他有害影响 [46] 问题9: 银行信贷协议是否限制公司折价回购债券 - 公司有能力回购债券，但购买金额有限制，且在行使该权利前需满足债务与息税折旧摊销前利润比率等条件 [48]

业绩总结 - 2019年自由现金流为3.29亿加元[9] - 截至2020年6月30日，银行EBITDA为7.044亿加元[5] - 截至2020年6月30日，公司的高级担保债务总额为7.199亿加元[5] - 2020年调整后的资金流为1.51亿美元，每股基本收益为0.27美元[15] - 2020年第二季度，Baytex的市场资本化为3.59亿美元，企业价值为23.54亿美元[12] - 2020年上半年生产量为35,500桶油当量/天，其中77%为液体[37] - 2020年第一季度的原油日产量为70,328桶，天然气液体日产量为10,229桶[66] - 2019年总销售净额为$48.72，较2018年增长[66] 用户数据 - 截至2020年6月30日，Baytex Energy的日均生产量为85,479 boe/d，其中82%为油和NGL[15] - 2020年上半年Viking Light Oil的生产量为22,200桶油当量/天，其中91%为原油[44] - 2020年上半年Peace River地区的生产量为11,000桶油当量/天，其中86%为原油[48] - Lloydminster地区在2020年上半年生产量为11,200桶油当量/天，98%为原油[50] - Pembina地区的Duvernay轻油在2020年上半年生产量为1,300桶油当量/天，其中82%为液体[52] 未来展望 - 预计2020年将有16-18口井投入生产[3] - 2020年预计的生产量为78,000至82,000桶油当量/日[73] - 预计2020年下半年将有约2万boe/d的生产被暂时关闭[24] - 2020年E&D支出预计在2.6亿至2.9亿美元之间，较之前的5亿美元减少50%[23] - 2021年目标是将温室气体排放强度（每桶油当量的二氧化碳吨数）减少30%[58] 新产品和新技术研发 - 2020年计划的成本削减目标为9800万加元[3] - 2019年温室气体排放强度减少15%，目标是到2021年再减少30%[15] - 自2016年以来，资产级自由现金流累计约为7.49亿加元[39] - 2019年与2017年相比，180天累计井生产量增加了17%[41] 负面信息 - 2020年第二季度的净回报为$16.05，较第一季度下降[66] - 2019年公司总资产减值损失为$8.98[66] - 2019年公司总支出为$11.16每桶油当量[66] 其他新策略和有价值的信息 - 信贷设施约有35%未提取，流动性约为3亿加元[9] - 截至2020年6月30日，未提取的信用额度为3.63亿美元，流动性（扣除营运资金）约为3亿美元[18] - 过去五年（2015至2019年）勘探和开发支出占调整后资金流的84%[9]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度平均产量为72,500 BOEs/天 其中加拿大产量为37,700 BOEs/天 Eagle Ford产量为34,800 BOEs/天 [7] - 第二季度运营净收益为每BOE 6美元 包含金融衍生品收益后为每BOE 8美元 [7] - 调整后资金流为1800万美元 勘探和开发支出总计1000万美元 [9] - 公司预计2020年资本支出为2.6亿至2.9亿美元 较原计划5亿至5.75亿美元减少约50% [9] - 2020年生产指导范围保持不变 为78,000至82,000 BOEs/天 [10] - 公司已确定2020年成本削减约9800万美元 涉及运营 运输和一般行政费用 [10] - 第二季度运营费用为每BOE 11.17美元 较第一季度11.66美元有所改善 [11] - 运输费用每BOE减少约35% [11] - 第二季度一般行政费用为740万美元 较第一季度980万美元有所下降 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在加拿大和Eagle Ford的产量分别为37,700 BOEs/天和34,800 BOEs/天 [7] - 公司暂停了加拿大的钻井作业 并适度降低了Eagle Ford的活动节奏 [5] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在加拿大和Eagle Ford的产量分别为37,700 BOEs/天和34,800 BOEs/天 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取果断措施调整业务计划 以应对极度波动的原油市场 [5] - 公司积极调整运营和资本活动 以保持财务流动性 最小化资本支出 并强调成本削减 [5] - 公司致力于管理业务的环境和社会影响 并持续改进 [13] - 公司设定了到2021年将企业温室气体排放强度相对于2018年基线减少30%的目标 [13] - 2019年公司温室气体排放强度减少了15% [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计在2021年之前保持财务流动性并遵守财务契约 [15] - 公司通过积极的套期保值计划管理商品价格风险 [17] - 公司已开始为2021年分层套期保值 目前对约10%的预期2021年风险敞口提供保护 [18] 其他重要信息 - 公司信用额度总额约为11亿美元 到期日为2024年4月2日 [16] - 截至2020年6月30日 公司信用额度未使用额度为3.63亿美元 净流动性约为3亿美元 [16] - 公司第一笔长期票据到期日为2024年6月 金额为4亿美元 [16] 问答环节所有的提问和回答 问题: 今年早些时候钻探的两口Duvernay井 需要什么条件才能完成 - 需要稳定的40美元WTI价格 在已投入钻井成本的情况下 仅需40至45美元WTI即可在一年内收回成本 [22] - 公司将在8月决定是否在今年完成这两口井 如果决定完成 预计将在10月投产 [23] 问题: 2021年的套期保值策略和活动水平 - 公司已开始为2021年分层套期保值 目前对约10%的预期2021年风险敞口提供保护 [25] - 公司倾向于在市场变动时逐步增加套期保值 而不是一次性大额操作 [27]