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]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number 001-39191 Ovintiv Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 84-4427672 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) ( ...

财务数据和关键指标变化 - 2021年上半年产生近9亿美元自由现金流，预计全年在当前期货价格下产生超17亿美元 [7][12] - 二季度净债务减少12亿美元，当前净债务余额为52亿美元，接近4.5亿美元的2021年底净债务目标 [21] - 二季度总现金流达7.33亿美元，超市场共识 [21] - 二季度自由现金流达3.5亿美元，2021年至今近9亿美元 [21] - 二季度资本支出总计3.83亿美元 [22] - 2021年预计现金流超32亿美元，再投资率低于50%，远低于75%的投资框架 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二季度原油和凝析油产量达20.1万桶/日，天然气产量超16亿立方英尺/日，NGL产量达8.6万桶/日 [23] - 核心资产的钻井和完井成本比2020年项目平均水平低约11% [27] - 二叠纪盆地二季度钻机释放井平均水平井段长度超1.2万英尺，钻井速度近2000英尺/日，比2019年分别长超30%、快15% [30] - 二叠纪盆地自2019年以来，每口井设施成本降低18万美元 [31] - 巴肯项目自2019年以来，钻井和完井成本降低14% [32] - 二季度投产的3口井前60天平均日产油1235桶，预计不到6个月收回成本 [33] 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 - 公司战略和优先事项不变，专注于产生自由现金流和实现高质量回报，提高股东现金回报并设定新的债务目标 [46] - 强调资本纪律，2021年资本预算不变，有信心抵消成本通胀 [36] - 持续推进债务削减，新债务目标为到2023年底降至30亿美元 [16] - 提高基础股息近50%，将其视为向股东返还现金的重要部分 [15] - 公布2020年环境和安全绩效指标，连续17年进行可持续发展报告 [17] - 提高全年原油和凝析油产量指导至19 - 19.5万桶/日，且不增加资本支出 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务表现出色，能够产生大量自由现金流，有能力实现高质量回报和显著的现金流 [7] - 尽管面临全球疫情、负油价和冬季风暴等挑战，公司仍能在逆境中发展，体现了团队的实力和文化 [11] - 预计2021年是连续第四年产生自由现金流，当前业务模式具有可持续性 [12] - 行业存在通胀压力，但公司通过运营效率和成本管理能够抵消这些压力 [9] - 全球仍有大量过剩产能，许多地区仍受疫情影响，公司将保持资本纪律 [54] 其他重要信息 - 公司文化注重创新、团队合作和纪律，这是公司的竞争优势，推动各业务环节的效率提升 [36] - 公司拥有多盆地资产组合和商品多元化，提供多个现金流来源和市场选择 [23][39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新CEO的战略重点是什么，是否会改变方向，以及如何部署多余的自由现金流 - 公司战略和优先事项不变，专注于产生自由现金流和实现高质量回报，通过新债务目标和增加股东现金回报体现 [46] - 目前专注于债务削减，达到30亿美元债务目标后，所有选项都在考虑范围内 [48] 问题2: 假设期货价格，2022 - 2023年有额外自由现金流，如何考虑现金返还 - 随着业务效率提升和价格上涨，可能加速实现债务目标，届时会考虑各种选项，但会继续保持资本纪律 [53] 问题3: 公司的A&D战略、库存深度和行业整合的看法 - 公司注重实现既定优先事项，产生自由现金流和实现高质量回报，目前强调执行现有战略 [55] 问题4: 如何考虑用现金进行收购，以及在不同价格环境下的产量增长 - 达到债务目标后会考虑各种选项，目前公司会继续寻找提高回报和增加优质库存的方法 [57] - 目前宏观条件不支持改变策略，公司将继续保持资本纪律 [59] 问题5: 资本支出方面，效率与通胀的对比，以及下半年的情况 - 公司面临通胀压力，但通过运营效率能够抵消，有信心在下半年继续实现目标 [62] - 公司通过提前采购、设备再利用、减少周期时间和采用Simul - frac技术等方式应对通胀 [64][65] 问题6: 新债务目标下，对冲策略的变化 - 对冲的目的是确保实现战略优先事项和管理资产负债表风险，随着债务减少，将调整对冲规模 [67] 问题7: 蒙特尼资产的天然气产能和生产前景，以及2022年的生产预期 - 公司在蒙特尼的基础设施扩张使其能够充分进入市场，生产表现良好 [71] - 目前确定2022年预算还为时过早，公司将继续强调资本纪律 [73] 问题8: 非核心资产（如巴肯）的定位和未来规划，以及维持资本的想法 - 巴肯是重要的自由现金流产生资产，公司将继续保留现有投资组合 [77] - 效率提升带来的收益将流向投资者，公司将继续按此模式运营 [79] 问题9: 2022年不同盆地的资本分配和回报考虑，以及石油对冲策略 - 需关注宏观情况，公司对业务表现满意，有多种选择 [81] - 将根据债务情况和战略优先事项评估石油对冲策略 [82] 问题10: 巴肯项目是否成为第二优先资产，以及过去12个月的主要变化 - 不应过度解读幻灯片顺序，公司对巴肯项目恢复活动后的结果满意 [85] - 公司运营理念适用于多个盆地，巴肯项目正在采用相同技术追赶其他盆地 [87] 问题11: 为何不近期增加股东回报而继续偿还债务 - 公司已连续四年产生自由现金流，增加股东回报并非新举措，未来会继续考虑 [88] 问题12: 各资产的库存深度，以及资产负债表改善对对冲策略的影响 - 核心资产有十年的库存，巴肯资产也有多年的可开发库存 [91][93] - 随着资产负债表改善，对冲计划规模可以缩小 [96] 问题13: 公司的投资案例，包括债务成本与股权成本对比，以及竞争优势 - 公司战略是产生大量自由现金流和实现高质量回报，通过增加股息向股东返还现金 [100] - 效率提升带来的收益流向投资者，股息增加是提高现金回报的一步 [101] - 债务削减对股权表现有积极影响，公司将继续推进 [102] 问题14: 对NGL市场的看法，以及ESG披露中甲烷排放强度改善的重点区域 - NGL市场表现强劲，公司日产8万桶NGL，有助于增加现金流 [105] - 甲烷排放强度改善在整个投资组合中都有体现，通过增强泄漏检测和减少火炬及排放体积实现 [106]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2021 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission file number 001-39191 Ovintiv Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 84-4427672 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (I.R.S ...

业绩总结 - 2021年将是连续第四年实现自由现金流生成，预计超过32亿美元[4] - 2021年自由现金流预计为17亿美元，资本支出为15亿美元[4] - 2021年第二季度的经营活动现金流为7.5亿美元，相较于2020年同期的1.17亿美元显著增长[79] - 非GAAP现金流为7.33亿美元，较2020年同期的3.04亿美元增长了141%[79] - 2021年第二季度的非GAAP运营收益为2.9亿美元，较2020年同期的亏损1.11亿美元实现扭亏为盈[79] 用户数据 - 2021年第二季度的天然气生产为每日1.6亿立方英尺，接近97%的NYMEX价格[29] - 2021年第二季度的油井初期产量为每口井每日1,235桶[28] - 2021年第三季度的天然气日均产量为1030 MMcf/d，第四季度预计为980 MMcf/d，2022年预计为398 MMcf/d[77] 未来展望 - 2021年公司计划的WTI原油价格为65美元，HHUB天然气价格为3.00美元[73] - 2021年第三季度的WTI期权卖出看跌期权行使价为34.79美元/桶，第四季度保持不变[77] - 2022年预计WTI期权的看涨行使价为70.18美元/桶，较2021年第三季度的53.92美元/桶显著上升[77] 新产品和新技术研发 - 2021年温室气体强度减少14%，甲烷强度减少33%[7] - 2021年每桶油当量的折旧、减值和摊销（DD&A）预计约为6美元[74] 市场扩张和并购 - Ovintiv预计在2021年至2025年期间实现约18亿美元的累计成本节省，相较于2020年的运行率[58] 负面信息 - 2021年公司总债务净额为长期债务减去现金及现金等价物[48] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第二季度的WTI油价为66.07美元/桶，较2020年同期的27.85美元/桶大幅上升[79] - 2021年第二季度的天然气价格为2.83美元/MMBtu，较2020年同期的1.72美元/MMBtu增长了64.5%[79] - 2021年公司计划的企业一般管理费用（G&A）预计在5100万至5500万美元之间[74]