财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度，公司调整后资金流为34亿加元，调整后运营净收益为19亿加元，产生了14亿加元的自由现金流 [16] - 截至2023年第一季度末，公司债务与EBITDA比率为0.5倍，流动性约为61亿加元 [17] - 2023年3月，公司季度股息从每股0.85加元提高至0.90加元，这是连续第23年增加股息，截至2023年5月3日，本年度返还给股东的资金总计28亿加元，其中包括19亿加元的股息和9亿加元的股票回购 [37][53] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2023年第一季度，公司天然气产量约为21.4亿立方英尺/日，创历史记录，较2022年第一季度增长7%；北美业务天然气产量约为21.3亿立方英尺/日，较2022年第一季度增加约13900万立方英尺，主要因公司投资“钻探填充”战略 [25] - 2023年第一季度，北美天然气运营成本为1.43美元，较2022年第一季度的1.28美元上涨12% [26] 轻油和NGLs业务 - 2023年第一季度，北美轻油和NGLs产量为108531桶/日，与2022年第一季度相当，主要得益于良好的钻探结果 [26] - 2023年第一季度，运营成本为18.62美元/桶，高于2022年第一季度的15.24美元/桶，主要因本季度电力和服务成本增加 [27] 国际业务 - 2023年第一季度，国际资产石油产量为27331桶/日，低于2022年第一季度的约31000桶/日，主要因北海和非洲近海地区维护工作减少 [28] 重油业务 - 2023年第一季度，重油产量为77690桶/日，较2022年第一季度增长23%，主要因2022年良好的钻探结果 [29] - 2023年第一季度，运营成本为21.47美元/桶，与2022年第一季度的22美元/桶相当 [29] 鹈鹕湖业务 - 2023年第一季度，产量为48244桶/日，较2022年第一季度的51991桶/日下降7%，反映了该地区的产量递减特性 [30] - 2023年第一季度，运营成本为9.63美元/桶，高于2022年第二季度的7.48美元/桶，主要因本季度电力成本较高 [31] 油砂开采和升级业务 - 2023年第一季度，SCO产量约为4228桶/日，运营成本为25.06美元/桶，本季度SCO价格强劲，较WTI溢价约2美元/桶 [51] 热采业务 - 2023年第一季度，热采原位业务产量为242884桶/日，低于2022年第一季度的261743桶/日，因自然递减 [10] - 公司目标是到2023年第四季度，Primrose产量较2022年第四季度增加约25000桶/日，第四季度产量约为100000桶/日 [33] - 公司目标是到2023年第四季度，Kirby产量较2022年第四季度增加约15000桶/日，达到约65000桶/日 [34] - 热采产量预计在2023年下半年至2024年增加，目标是从2022年第四季度到2023年第四季度增加约30000桶/日，平均约280000桶/日 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 短期内，石油运输出口问题的缓解对石油市场有积极影响，WCS价差收窄；天然气市场因夏季TC Energy的维护工作可能出现波动，第四季度有望走强，且加拿大西部的增量钻探给出口和当地价格带来压力 [70][71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于与行业同行和政府合作，实现有意义的温室气体减排，支持阿尔伯塔省和加拿大的气候目标，当前的温室气体目标支持阿尔伯塔省的气候计划，大型碳捕获和储存项目在减少温室气体排放中发挥重要作用 [23][24] - 公司将现金流有效分配到四个支柱业务，拥有平衡、多元化、大型的资产基础，其中很大一部分是长寿命、低递减资产，需要较少的维护资本来维持产量，未来将继续有序分配现金流以实现股东价值最大化 [40] - 公司具有多元化长寿命低递减生产、大量高价值储量以及高效运营等竞争优势，这些优势与公司的人才、文化和持续改进的承诺相结合，有望推动未来产生大量自由现金流和强劲的资本回报 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为阿尔伯塔省政府最近宣布的减排和能源发展计划是基于该省长期的气候领导力和减排成就，公司期待支持该省，在减少排放的同时，继续提供经济实惠、可靠、负责任生产的能源，并争取在2050年实现净零经济 [6] - 公司处于非常强劲的财务状况，债务与EBITDA比率较低，且保持着较强的流动性，随着债务水平在过去几年显著下降，根据自由现金流分配政策，一旦净债务达到10亿加元，100%的自由现金流将分配给股东回报，短期内股东回报有望增加 [17][38] - 公司将继续专注于安全、可靠的运营，提升一流的运营水平，推动环境绩效改善，在实现降低碳排放目标的过程中，公司能够产生一流的自由现金流，通过平衡四个支柱业务，既能实现业务的经济增长，又能为股东带来回报 [42][43] 其他重要信息 - 本季度，公司钻探了21口净井，其中19口在本季度投产，达到目标产量；第三方管道影响了天然气约3300万立方英尺/日和伴生液体约3500桶/日的产量 [7] - 温布利地区在第一季度末完成了一个5口井的轻油井组钻探，目标于5月15日投产，初始产量约为液体4000桶/日和天然气1400万立方英尺/日，该井组是公司温布利地区11口井计划的一部分 [8] - 本季度，公司钻探了42口净重油井，其中26口为多边井，分布在博尼维尔、劳埃德明斯特至克利尔沃特地区，生产结果符合目标和预算 [9] - 2022年钻探的第一个井组预计在2023年第三季度达到满产，其余三个井组预计在2024年前九个月内按每季度一个井组的速度达到满产 [11] - 杰克鱼地区产量强劲，平均约115000桶/日，自收购该资产以来资本投入极少，公司目前正在钻探两个SAGD井组，预计分别在2024年第三季度和第四季度达到满产 [12] - 第一季度末后，公司开始对Primrose East和Wolf Lake进行计划内检修，预计影响2023年第二季度产量约15000桶/日，已反映在之前公布的年度产量指引中 [13] - 2023年第一季度后，非运营的stocker矿于4月10日开始计划内检修活动，预计该矿将以降低的速率运行约73天，影响2023年年度产量约8300桶/日 [14] - 霍里zon的14.4可靠性增强项目按计划进行，预计在检修期间完成连接工作，该项目目标是将主要检修维护周期从每年一次延长至每两年一次，2023年SCO产能增加约5000桶/日，2025年增加至约14000桶/日 [15] - 霍里zon工厂检修计划于5月16日开始，全厂停工约28天，影响2023年年度产量约21600桶/日 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 下半年的钻探与开发计划如何，考虑到大宗商品价格波动，短周期重油与天然气钻探如何选择？ - 公司会重新评估天然气和石油的远期定价，从资本分配角度看，短期内天然气可能无法与石油竞争，可能会减少天然气井钻探，增加油井钻探，但尚未确定 [56][57] 问题2: 今年是否能达到10亿加元净债务目标？ - 能否达到目标取决于大宗商品价格走势，如果价格继续下跌或维持低位，可能会推迟到2024年初，但公司目前产生大量自由现金流，正在执行平衡四个支柱业务的方法，包括向股东提供显著回报，且回报将在短期内增加 [46] 问题3: 随着加拿大西部出口问题缓解，如何看待资产组合和生产的地理多元化，以及不断变化的财政框架和加拿大国内的资本分配？ - 未提及明确回答内容 [60] 问题4: 在市场波动持续的情况下，是否有机会进行反周期并购？ - 公司进行并购时关注的是收购能带来的长期价值，目前不在市场上寻求并购，但任何收购都会考虑为股东创造的增量长期价值 [63][78] 问题5: 主管道的待定协议是否会收紧WCS价差，TMX的成本超支有多少会转嫁给供应商？ - 对于Enbridge主管道协议，难以确定是否会收紧WCS价差，但有更多出口途径对价差是积极因素；公司是TMX的承诺托运商，会像对待Enbridge一样，通过相关流程确保成本和收费合理 [66][79] 问题6: IPEP示范工厂的投产时间线如何，是否完全致力于同时推进IPEP和PFT？ - IPEP还需要进行另一个更大规模的商业示范项目，工程师认为如果实施IPEP，可能需要同时进行类似石蜡基的项目，因为成本较高 [81] 问题7: Primrose和Wolf Lake地区产量提升后，运营成本、SOR和温室气体排放影响如何，以及Primrose地区溶剂的潜在应用和商业化开发进度？ - 随着新井组投产，SOR会降低，产量增加，运营成本通常也会降低；SAGD井在蒸汽注入后需要时间达到满产，此时SOR最低，而循环井的第一个周期SOR最低；在Kirby North的SAGD项目正在进行商业开发，会逐个井组推进，Primrose地区在试点完成后会进行评估和扩展 [72][75]

董事会人员构成 - 管理层提名的11名董事候选人中有9名将在会议时为独立董事，占比约81.8%[188] - 董事会目前有三名女性董事，占独立董事候选人的33.3%，占全体董事的27.3%，董事会将独立女性董事的最低比例目标提高至40%[211] - 过去十年，4名独立和2名管理董事退休，3名独立和1名管理董事加入，1名独立董事辞职[207] 董事会会议情况 - 2022年所有董事会及委员会会议的出席率为99%[193] - 自2022年5月起，董事会会议改为线下举行，会上进行多项业务介绍和讨论[205] - 董事会每年有5次定期会议，可随时召开不定期会议[228] - 董事预计定期参加至少75%的董事会和委员会会议，并提前审阅会议材料[226] 公司管理架构 - 公司没有指定CEO职位，该职责由20名高级管理人员组成的公司管理委员会共同承担[194] 委员会职责 - 审计委员会主席C.M. Best女士和W.A. Gobert先生符合美国证券交易委员会规定的“审计委员会财务专家”资格[197] - 提名、治理和风险委员会每年对董事会、成员及委员会进行评估，并推荐新董事人选[200] - 薪酬委员会负责高管薪酬相关事务，包括制定政策、审批费用和评估薪酬计划等[199] - 健康、安全、资产完整性和环境委员会确保公司实施有效风险和员工健康计划，监测相关绩效[199] - 储备委员会协助董事会进行石油和天然气储备的年度审查，任命评估工程师并报告储备情况[203] - 提名、治理和风险委员会通过问卷评估董事会、委员会和董事，咨询公司分析并提供报告[206] - 提名、治理和风险委员会将发起董事会、董事及各委员会的年度自我评估[230] - 公司高级管理层需在每年最后一次定期委员会会议上向提名、治理和风险委员会报告董事薪酬情况[231] - 提名、治理和风险委员会将定期评估公司的诚信、商业道德和行为准则政策[237] - 提名、治理和风险委员会将每年审查公司治理准则并提出变更建议[237] 董事培训与发展 - 公司为新董事提供入职培训，包括业务、战略等背景信息和相关手册[204] - 目前公司有6名独立董事参加相关机构提供的继续教育项目[205] 董事任职规定 - 董事会制定董事强制退休政策，78岁以上董事不能连任，未设任期限制[207] - 董事候选人在无竞争选举中，若反对票多于赞成票，应立即向董事会提交辞呈，董事会应在收到辞呈90天内决定是否接受[218] - 曾是公司或其独立审计师的前雇员、薪酬委员会包含公司官员的公司的前雇员，以及上述人员的直系亲属，在三年内不被视为独立[220] - 公司章程规定董事会成员不少于3人且不超过15人[221] - 董事预计将限制在其他公司董事会的任职数量，以确保有足够时间履行对公司的职责[223] - 董事会不赞成强制任期限制的概念[224] - 董事达到78岁后将不再参选连任[225] 女性员工情况 - 公司目前有74名女性担任管理职位，占所有经理的19%；有4名女性副总裁，占所有官员的9%；约421名女性担任监督和/或技术角色[211] 公司准则与政策 - 公司制定了《诚信、商业道德和行为准则》，所有董事、官员和员工都需遵守，提名、治理和风险委员会每年审查该准则[208] 董事会辅助情况 - 董事会设立了5个常设委员会辅助履行职责[229] 股权持有要求 - 董事需在任命后5年内持有市值至少为年度津贴3倍的公司普通股[232] - 公司为高管设定了股权持有指引，需在任命后3年内达成，倍数从1倍到4倍不等[232] 管理层评估与薪酬 - 董事会每年设定公司目标并评估高级管理层表现，评估结果用于薪酬决策[233] 对外沟通规定 - 管理层代表公司进行对外沟通，董事会成员沟通需与管理委员会协调[234]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度调整后资金流为42亿美元，调整后运营净收益为22亿美元，全年调整后资金流为198亿美元，年度调整后净收益为129亿美元 [25][55] - 2022年净收益为109亿美元，其中第四季度有一笔与北海两个平台加速弃置相关的6.51亿美元一次性非现金费用 [128] - 2022年公司向股东返还约105亿美元，其中股息49亿美元，股票回购56亿美元，相当于回购约7700万股股票，同时净债务水平降低34亿美元 [128] - 2022年底债务与调整后息税折旧摊销前利润比率为0.5倍，自2021年初以来净债务减少约107亿美元，2022年底流动性约为69亿美元 [56] - 董事会批准将季度股息从每股0.85加元提高6%至每股0.90加元，这是公司连续23年提高股息，复合年增长率约为21% [26][59] - 公司将增强自由现金流分配政策，当净债务达到100亿美元时，将加速向股东返还100%的自由现金流，此前为80亿美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 北美轻质油和NGL - 2022年年产量约为11万桶/日，较2021年增长16%，主要因钻探结果良好；年度运营成本为每桶15.91美元，2021年为15.28美元 [6] - 第四季度产量为112,989桶/日，较2021年第四季度增长16%，季度运营成本为每桶16.47美元，2021年第四季度为14.61美元，主要因能源成本上升 [6] 北美天然气 - 2022年年度运营成本为每百万立方英尺1.19美元，较2021年的1.15美元增长3%，主要因能源成本增加 [12] - 2022年第四季度产量约为21亿立方英尺，2021年第四季度为18.4亿立方英尺，运营成本为每百万立方英尺1.22美元，2021年为1.08美元，反映能源成本上升 [12] 国际资产 - 2022年年产量为27,233桶/日，较2021年水平下降14%，主要因北海维护活动和自然油田减产 [13] - 海上年产量为14,343桶/日，2021年约为14,000桶/日，2022年年度运营成本为每桶17.25美元，2021年为14.73美元 [13] 重油 - 2022年年产量约为67,700桶/日，较2021年增长5%，反映钻探结果良好、开发活动增加，但被自然油田减产抵消 [14] - 年度运营成本为每桶21.84美元，2021年运营成本为19.37美元 [14] - 2022年第四季度产量约为4.8万桶/日，较2021年第四季度的约5.3万桶/日下降9%，主要因2022年第四季度临时注水量减少和自然油田减产 [16] 热采原位业务 - 2022年年产量约为25.2万桶/日，2021年水平约为25.9万桶/日；热采年度运营成本为每桶16.50美元，高于2021年的12.14美元，主要因能源成本增加 [17] - 2022年第四季度产量为253,188桶/日，较2021年第四季度水平下降4%，运营成本为每桶17.20美元，2021年第四季度为13.08美元，反映能源成本上升 [17] 油砂开采业务 - 2022年第四季度产量为428,784桶，第四季度运营成本为每桶合成原油25.48美元 [19] - 2022年年度产量平均为425,945桶/日的合成原油，较2021年水平下降5%，主要因当年斯科福德和霍里森意外停机；2022年年度运营成本平均为每桶26.04美元，2021年运营成本为20.91美元 [134] 其他 - 2022年公司共钻探127口净水平多段重油井，其中包括克利尔沃特史密斯地区的52口净井；2022年第四季度，公司克利尔沃特地区平均产量约为1.3万桶油当量/日，较年初增加约9100桶油当量/日 [15] - 2022年公司天然气钻探计划成功，第四季度钻探50口净井，全年共钻探72口净井 [6] - 2022年公司在高价值的蒙特尼轻质原油和深盆开发项目中执行良好，按预算共投产32口净井 [42] - 鹈鹕湖油藏2022年年产量为50,333桶/日，2021年平均为54,390桶/日，下降7%；2022年第四季度运营成本为每桶9.14美元，2021年第四季度为6.78美元 [45][46] - 普里姆罗斯地区在2022年第四季度完成两口循环蒸汽吞吐井垫的钻探，目标是在2023年第三季度初投产 [47] - 杰克鱼地区目前正在钻探一个蒸汽辅助重力泄油井垫，目标是在2023年第四季度初注蒸汽，2024年全面投产；公司还在推进柯比北商业规模溶剂蒸汽辅助重力泄油开发项目的工程设计，目标是在2024年初开始溶剂注入 [48] - 2023年2月，油砂开采和升级资产的平均产量约为48.3万桶/日；霍里森的可靠性增强项目进展顺利，目前预计提前45天完成，将比原预算更早提高合成原油生产能力，该项目对2023年年产量的影响约为5000桶/日，2025年将增至约1.4万桶/日 [49] 各个市场数据和关键指标变化 - 北海2022年年均产量为12,890桶，低于2021年的17,633桶/日，年度成本约为每桶89美元 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过多元化投资组合和资本纪律，产生大量自由现金流，并将其平衡分配到四个资本配置支柱，为股东创造最大价值 [4] - 公司与途径联盟合作，致力于实现油砂净零排放目标，同时与联邦和省政府合作，以经济可持续的方式实现气候目标 [5] - 公司是弃置和复垦领域的行业领导者，过去两年已弃置超过3000口井，照此速度，10年内可弃置完现有闲置井库存 [5] - 公司继续推进ESG倡议，2022年11月宣布新的环境温室气体目标，到2035年将范围1和范围2的绝对排放量减少40% [11] - 公司认为并购市场买卖双方存在脱节，价格过高，因此专注于有机增长，公司资产库存有很大发展空间 [84] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2022年运营成果强劲，实现创纪录的年产量，约为128万桶油当量/日，较2021年水平增长4%，包括约93.3万桶/日的液体产量和创纪录的年度天然气产量，约为21亿立方英尺/日 [10] - 公司将继续专注于安全可靠的运营，提升一流运营水平，并推动环境绩效改善，公司处于有利地位，灵活性有助于为股东创造价值 [30] - 公司预计2023年晚些时候净债务达到100亿美元，届时将调整自由现金流分配政策，将100%的自由现金流返还给股东 [27] - 由于夏季及部分明年天然气价格面临一定压力，公司将持续优化机会，年底可能减少天然气井钻探，增加油井钻探 [83] - 公司认为跨山管道项目（TMX）将在今年晚些时候机械完工，这对西部加拿大精选原油（WCS）和整体出口有利，有助于稳定价格 [110] 其他重要信息 - 公司100%的储量由独立合格储量评估师进行外部评估和审查，2022年储量披露符合加拿大报告要求 [21] - 公司约77%的总探明储量为长寿命、低递减储量，约一半的总探明储量为高价值、零递减的合成原油，达69亿桶油当量 [22] - 2022年公司总探明储量和总探明加可能储量分别增加6%，达到136亿桶油当量和180亿桶油当量；总探明加可能天然气储量增加10%，达到223万亿立方英尺，是加拿大最大的天然气储量，为公司提供了一流的长储量寿命指数，总探明储量为32年，总探明加可能储量为42年 [51][52] - 2022年公司总探明储量和总探明加可能储量分别以265%和334%的比例替换了当年产量；使用10%折现率并包括公司全部资产弃置义务，总探明储量的未来净收入税前净现值约为1510亿美元，总探明加可能储量约为1840亿美元 [53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: IPEP和溶剂等举措是否因途径倡议而被优先考虑 - 目前主要重点是推进途径倡议的第一阶段计划，公司正在进行相关工作，如钻探井、测试地层、进行管道和气体收集系统的工程设计等 [61] 问题: 克利尔沃特地区2023年产量指导是否合理，史密斯地区有无有趣趋势，2024年跨山管道项目对其有何影响 - 公司认为对史密斯地区的预期可能有些激进，开发过程中总会有机会和挑战，虽然史密斯地区表现良好，但其他克利尔沃特项目的结果有待观察 [75] 问题: 如何看待北海和科特迪瓦资产在投资组合中的长期规划 - 科特迪瓦的资产仍有很多机会，公司正在为埃斯波尔和鲍巴卜项目规划下一阶段，预计明年实施 [76] 问题: 自由现金流定义的变化对未来股东回报有何影响，公司未来预计的资本支出是多少 - 自由现金流定义的变化是公式的自然演变，当净债务达到100亿美元且100%的自由现金流返还给股东时，资本需要从自由现金流分配中获得资金，否则净债务会在100亿美元上下波动 [81] 问题: 天然气业务情况如何，是否会维持天然气增长预测，有无因素会导致增长放缓 - 夏季及部分明年天然气价格面临一定压力，公司会持续优化机会，年底可能减少天然气井钻探，增加油井钻探 [83] 问题: 如何看待当前的并购和剥离市场 - 公司认为并购市场买卖双方存在脱节，价格过高，因此专注于有机增长，公司资产库存有很大发展空间 [84] 问题: 如何考虑公司中长期的债务结构 - 公司目前有约114亿加元等值的债券未偿还，会构建到期期限结构，确保有机会偿还绝对债务，过去几年已能够偿还债券，有时还会提前偿还 [69] 问题: 普里姆罗斯地区如何实现更高产量，与溶剂试点的积极数据有何关联，下一步计划是什么 - 普里姆罗斯地区蒸汽驱区域的溶剂试点情况令人鼓舞，溶剂试点可降低蒸汽需求约50%，释放产能以扩大生产区域，从而增加产量，但还需要更多时间来推进 [96][97] 问题: 2022年与2021年相比，公司在加拿大西部的电力成本同比影响如何，2022年下半年与上半年相比呢 - 管理层没有相关数据，建议向投资者关系经理兰斯咨询，但表示电力成本在过去一年有显著变化 [98] 问题: 年初至今与第四季度相比，电力成本下降对运营成本的季度环比变化是否有重大影响 - 与去年类似，随着天然气和电力价格下降，第一季度运营成本会有所改善，电力和天然气价格相互关联，对运营成本有帮助 [100] 问题: 如何从周期中期定价的角度思考资本结构和向股东返还现金，为何认为100亿美元净债务是合适的数字，对商品价格和WCS价差的基本假设是什么，如何从更长期的角度看待这些问题 - 公司会在不同价格点评估资本结构、自由现金流和股息的可持续性，考虑到公司规模、储量基础和历史经验，100亿美元净债务是一个保守的水平，公司资产低递减、低成本，盈亏平衡点较低 [102] 问题: 与其他现金使用方式（如基础股息、可变股息等）相比，公司更倾向于股票回购的评估过程是怎样的 - 公司会考虑多种因素，从净资产价值和内在价值的历史倍数来看，公司认为目前回购股票是一个很好的机会 [118] 问题: 达到100亿美元净债务水平后，是否意味着之后将进入100%派息的新世界，如果收购不包含在自由现金流定义中，但会影响净债务，如何避免净债务在该水平上下波动 - 公司目标是将净债务降至100亿美元，届时将把100%的自由现金流返还给股东；如果未来有收购行为，净债务会上升，公司将恢复到50 - 50的分配比例，直到净债务再次降至100亿美元 [105] 问题: 途径项目达到最终投资决策（FID）的关键因素是什么，预计何时能做出最终投资决策 - 需要确保省级政府、联邦政府和行业在碳捕获方面共同合作，建立合理的规则和财务结构，目前联邦和省级层面的发展令人鼓舞 [119][120] 问题: 如何看待WCS价差的走势，跨山管道项目对2024年的影响如何 - 短期内WCS价差扩大有季节性、天然气价格和战略储备释放等因素，目前价差已收紧；墨西哥部分石油将流向其自身炼油厂，对WCS有利，跨山管道项目将有助于稳定价格 [121][122] 问题: 公司在资本返还方面更加激进，将净债务下限从80亿美元提高到100亿美元，并将返还比例从80%提高到100%的思考过程是什么，实现100亿美元净债务的时间点有何变化，是否有其他影响因素 - 董事会每季度审查自由现金流政策，综合考虑财务状况和多项指标；过去几年债务水平下降的同时，公司实现了产量增长和储量增加；预计在考虑第一季度最终税收 installment、资本状况、股息和股票回购计划后，今年晚些时候达到100亿美元净债务 [66][71]

财务数据和关键指标变化 - 2022年资本支出预算约49亿加元，较2021年增加约14亿加元，增幅41% [13] - 2022年预计向加拿大政府支付所得税、财产税和特许权使用费约11亿加元，较2021年增加约6亿加元，增幅120% [12] - 2022年通过基础股息和特别股息向股东返还约49亿加元，较2021年增加28亿加元，增幅127% [13] - 第三季度调整后资金流为52亿加元，调整后运营净收益为35亿加元 [29] - 截至11月2日，2022年累计向股东返还约100亿加元，其中股息49亿加元，股票回购50亿加元，相当于回购约7100万股 [30] - 第三季度末债务与EBITDA比率为0.5倍，债务目标是全年进一步下降 [33] - 第三季度末流动性约为65亿加元，包括循环银行信贷额度、现金和短期投资 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2022年第三季度天然气产量约21.3亿立方英尺/日，创公司纪录，较第二季度略有增加 [7][14] - 北美业务第三季度天然气产量约21.2亿立方英尺/日，高于第二季度的20.9亿立方英尺/日 [14] - 第三季度北美天然气运营成本为1.13加元/千立方英尺，较第二季度下降2% [15] 北美轻油和NGL业务 - 第三季度产量为109,255桶/日，与第二季度相当 [17] - 第三季度运营成本为16.68加元/桶，较第二季度上涨10% [17] 国际业务 - 第三季度石油产量为24,493桶/日，低于第二季度的25,907桶/日 [19] 重油业务 - 第三季度产量为68,933桶/日，较第二季度增长4% [20] - 第三季度运营成本为21.30加元/桶，低于第二季度的22.86加元/桶 [20] 油砂开采和升级业务 - 第三季度合成原油（SCO）平均产量为487,553桶/日，运营成本为22.35加元/桶 [25] - 第四季度SCO目标产量为45 - 46万桶/日 [26] 热采原位业务 - 2022年第三季度产量为243,393桶/日，低于第二季度的249,938桶/日 [23] - 第三季度运营成本为15.63加元/桶，低于第二季度的18.93加元/桶 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度天然气实现价格平均为6.57加元/千立方英尺 [7] - 第三季度SCO价格较WTI每桶溢价8.87美元 [8][26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于成本控制、持续改进文化和资本分配的纪律性与平衡性，以推动运营和财务业绩 [6] - 继续推进二氧化碳注入枢纽的勘探工作，以及约400公里长的干线的利益相关者参与和详细工程工作，以支持温室气体减排项目 [9] - 计划到2050年实现油砂业务的净零温室气体排放，行业和政府将在2030年前投资约240亿加元 [11] - 公司通过有效的资本分配和运营，将现金流分配到四个支柱业务，以实现股东价值最大化 [35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营有效且高效，能够产生强劲的自由现金流，支持股息增长和股东回报 [29][31] - 尽管面临成本和生产率压力，但公司认为2023年与2022年相比不会有重大差异 [59] - 天然气市场方面，出口产能项目的时间安排可能会对价格产生压力，具体情况取决于扩张和维护计划 [65][66] 其他重要信息 - 公司在多个资产区域有新的井投产，且部分井的生产表现超出预算 [15][16][18] - 公司在Primrose完成了两个CCS井垫的钻探，计划于2023年第三季度开始注汽和投产 [25] - 公司在Horizon的可靠性增强项目按计划进行，目标是将主要维护周期从每年一次延长至每两年一次，2023年SCO产能增加约5000桶/日，2025年增加约14000桶/日 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 油砂开采和升级资产的两次停产原因及后续计划 - 回答: Horizon的停产是由于焦化进料泵的排水管线出现腐蚀侵蚀问题，未来将加强泵更换时对排水管线完整性的检查；Scotford的停产是由于水管腐蚀，已成功处理。公司会从这些事件中学习，以提升运营可靠性 [41][42] 问题2: 碳捕获项目（Pathways）的支出时间线 - 回答: 今年已开始相关支出，主要是环境方面的工作，希望2023年提交监管文件并订购干线设备，目前有大量工作正在进行中 [43][44] 问题3: 热采原位资产溶剂项目的推广里程碑和资本情况 - 回答: Primrose项目预计到明年秋季有足够信息决定是否扩大到商业规模；Kirby North的商业规模项目已纳入计划，Primrose项目若成功，未来可能会调整计划，但目前未纳入明年资本预算 [47][48][49] 问题4: 清水地区（Clearwater）的生产、基础设施和处理能力情况 - 回答: 该地区生产和基础设施没有阻碍，Pelican有足够能力处理产量，天然气处理将送往现有工厂，只需按计划推进开发即可 [51] 问题5: 清水地区的井设计、成本、初始产量（IP）率以及资本竞争情况 - 回答: 该地区的井经济竞争力强，日产量约275 - 300桶，钻井成本可控，每桶油当量成本约2000 - 2500加元，开发节奏很重要，以避免成本上升 [52][53] 问题6: Horizon可靠性增强项目的效益和维护计划，以及AOSP的维护周期 - 回答: Horizon项目去年安装的设备将在明年提升可靠性和产能，2023年第二次维护时将安装更多设备，2025年不进行维护时产能将进一步提升；AOSP的升级设备维护方式是交替停用部分设备，每三年进行一次全面停产维护 [55][56][57] 问题7: 2023年资本支出情况及维护资本是否上调 - 回答: 2023年预算正在编制中，目前面临成本和生产率压力，但预计与2022年相比不会有重大差异 [59] 问题8: 2023 - 2025年天然气营销与当前销售组合的关系 - 回答: 公司营销团队有长期天然气市场计划，未来销售策略将与目前类似，约37%的天然气将出口到AECO以外市场，公司会持续寻求多元化销售机会 [60][61] 问题9: 达到80亿加元净债务目标的时间，以及特别股息与降低债务的决策考量 - 回答: 资本分配采取平衡策略，包括偿还债务、增加股息和进行股票回购。由于第三季度支付了特别股息，达到净债务目标的时间将推迟到明年，具体取决于价格预测 [63][64] 问题10: 加拿大天然气基本面和价格在第四季度及明年的展望 - 回答: 天然气出口产能项目投入使用时间较长，会对市场产生一定压力，明年维护计划尚未确定，新增天然气产量和维护情况可能影响AECO价格，具体情况取决于扩张和维护的时间安排 [65][66]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度净收益为35亿美元，调整后资金流为54亿美元 [24] - 截至2022年8月3日，公司已通过24亿美元股息和40亿美元股票回购，向股东返还约64亿美元 [25] - 2022年3月2日，董事会批准将季度股息提高28%，至每股0.75美元，即每年每股3美元 [26] - 2022年第二季度净债务降至124亿美元，较上一季度减少14亿美元 [28] - 2022年资本支出调整后，基础资本较原计划增加约5%（2亿美元），达到约38.45亿美元；战略增长资本目标约为10.75亿美元，较原计划增加约3.75亿美元 [11][12] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2022年第二季度天然气产量为21亿立方英尺/日，创公司纪录，较第一季度增长5%；北美业务第二季度天然气产量为20.5亿立方英尺/日，高于第一季度的19.9亿立方英尺/日 [14] - 2022年第二季度天然气运营成本为1.15美元/千立方英尺，较第一季度的1.28美元/千立方英尺下降10% [15] - 2022年第二季度天然气实现价格为7.93美元/千立方英尺，较第一季度增长51%，比第二季度基准价格高约30% [16] 北美轻油和NGL业务 - 2022年第二季度产量较第一季度增长2% [16] - 2022年第二季度运营成本为15.19美元/桶，与第一季度的15.24美元/桶相当 [17] 国际资产 - 2022年第二季度石油产量为25097桶/日，低于第一季度水平 [17] - 非洲近海业务第二季度产量为15119桶/日，第一季度为15742桶/日；第二季度运营成本为15.73美元/桶 [17] - 北海业务第二季度平均产量为10788桶/日，第一季度为15961桶/日；第二季度运营成本为84.38美元/桶 [17] 重油业务 - 2022年第二季度产量为66521桶/日，较第一季度增长5% [18] - 2022年第二季度运营成本为22.86美元/桶，高于第一季度的22美元/桶 [18] 热采原位业务 - 2022年第二季度产量为249938桶/日，低于第一季度的261743桶/日 [20] - 2022年第二季度运营成本为18.93美元/桶，高于第一季度的14.35美元/桶 [20] 油砂开采和升级业务 - 2022年第二季度合成原油（SCO）平均产量为356953桶/日，低于第一季度水平 [22] - 2022年第二季度运营成本为33.76美元/桶SCO [22] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续平衡自由现金流分配到四个资本配置支柱，以实现股东价值最大化 [6] - 公司计划推进液体丰富的天然气项目，未来将增加约1.4亿立方英尺/日的天然气和25500桶/日的液体产能 [13] - 公司目标在2022年钻探117口净原位井，并推进派克两个热采原位垫的工程和长周期采购，目标到2026年增加约28000桶/日的产能 [21] - 公司将继续在资产基础上降低碳排放，以实现到2050年油砂净零温室气体排放的目标 [7] - 公司增加了研发和技术开发投资，2021年投资4.5亿美元，较2020年水平增长33% [7] - 公司与144家原住民企业合作，2021年授予合同价值5.72亿美元，较2020年水平增长17% [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为政府提出的温室气体排放上限不必要且过于雄心勃勃，希望政府和行业继续合作推进“途径倡议”，以实现既定的减排目标 [10] - 公司预计油砂开采运营成本平均将处于较低的20美元/桶水平，但燃料成本已基本翻倍 [42] - 公司认为合成原油（SCO）对WTI的溢价将因裂解价差收紧而有所收窄 [62] 其他重要信息 - 公司2022年钻井计划执行良好，已提前完成22口净运营井的钻探，包括11口净热采原位井和11口常规勘探与生产井 [11] - 公司在清水地区拥有约94万英亩的未开发土地，目前产量已超过10000桶/日，公司将继续探索该地区的开发机会 [19] - 公司世界级的鹈鹕湖油藏，通过前沿聚合物驱油技术持续创造显著价值，第二季度产量为51112桶/日 [19] 问答环节所有提问和回答 问题1: 宣布每股1.5美元特别股息后，如何理解公司继续在回购和债务偿还之间50:50分配资金，以及未来潜在特别股息的考虑因素和决策催化剂 - 公司致力于平衡自由现金流分配，包括股东回报；董事会将在季度流程中继续审查向股东的额外回报 [34][35] 问题2: 派克资产的蒸汽来源是现有设施还是新建中央处理设施和蒸汽发生能力 - 公司已整合派克资产至100%权益，可利用杰克鱼和柯比的现有设施增加产量，进行垫场扩建比新建绿地设施更具成本效益 [36] 问题3: 公司在矿坑内开采和自动驾驶运输卡车方面的进展 - 矿坑内开采项目仍在进行工程前期工作，目前不在计划内，但团队在寻找增加产量和降低成本的方法；目前自动驾驶运输卡车不是一个好选择，公司员工操作效率高且安全 [39][41] 问题4: 在当前高能源价格环境下，如何看待油砂开采运营成本 - 团队在控制可控成本方面表现出色，考虑到燃料成本翻倍，若生产稳定，运营成本平均将处于较低的20美元/桶水平 [42] 问题5: 第二季度天然气实现价格强劲的原因，以及在多元化销售点和优化投资组合方面的情况 - 公司在天然气业务上采取多元化销售策略，37%的产量用于出口，多元化销售组合有助于在市场变化时实现价值最大化 [45] 问题6: 蒙特尼地区资本增加的活动，除天然气价格环境外，监管方面对公司在不列颠哥伦比亚省（BC）与艾伯塔省采矿面积的影响 - 公司相信BC省政府会解决相关问题，目前对公司短期无影响，联邦溪项目主要是液体处理，且设施可利用蒙特尼大平原的土地 [46] 问题7: 清水资产未来几年的计划，以及在2024年TMX管道全面投入使用后，该资产的可扩展规模 - 公司在冬季有计划对清水地区进行区域划分，该地区土地集中，且可利用鹈鹕地区的设施；目前尚处于早期阶段，是公司投资组合中的一个好机会 [49] 问题8: 2023年的检修活动安排，是否有非周期的大型检修 - 预计2023年霍里森的检修情况与今年相似，约24 - 30天的停机时间，并进行BDU的最终连接和相关工作；斯科福德明年的检修应是非周期的，工作量较小 [52] 问题9: 2000万美元资本增加主要因通胀导致，通胀压力在明年的演变情况，以及公司采取的缓解措施 - 通胀压力主要集中在制造业，如使用大量钢材的容器、管道和设备制造；公司钻井、完井、管道和设施团队在寻找效率和机会以缓解压力，上半年每口井的钻井成本控制在预算的1% - 2%以内 [54][55] 问题10: 2023年和2025年增量生产中，液体和天然气生产增加的最优分配比例是如何确定的，以及未来两者支出分配的考虑 - 公司根据项目回报率对项目进行排序，并结合钻机的能力、位置和优化成本与价值的考虑来确定分配比例 [56] 问题11: 第二季度矿山运营成本较第一季度增长约10%，是否与维护超支有关，以及下半年运营成本的展望 - 运营成本增加主要是由于计划维护期间设施停机，但固定成本仍需承担；若设施可靠运行，产量超过48万桶/日，运营成本将得到有效控制 [60] 问题12: 目前SCO对WTI的溢价情况，以及下半年的展望 - 上一季度SCO获得了极高的溢价，随着裂解价差收紧，溢价正在收窄，预计9月约为7 - 8美元/桶；溢价主要受供需关系和合成原油的高馏分影响 [62] 问题13: 如何对油砂的特许权使用费率进行建模，特别是霍里森处于后支付阶段 - 特许权使用费率基于沥青价格，从第二季度到第三季度，基于总定价的费率预计保持一致；滑动费率会随WTI价格变化，当前环境下已从最高费率有所回落 [65][66] 问题14: TMS扩建项目上线的时间预期 - 公司建议向跨山公司咨询，据公司所知，该项目仍计划于2023年第四季度上线 [67] 问题15: 公司为适度生产增长所做的准备，以及在管道改善情况下的出口能力和加拿大与美国之间的供需情况 - 预测个别公司对出口的影响较为困难，但从今年到2023年，若商品价格合适，跨山管道上线将是有利时机；热采项目的石油产量将在未来几年逐步增加，希望届时TMX管道能满足增长需求 [70] 问题16: 设施经过检修和维护后，是否看到运营改善和产能提升 - 公司对油砂开采团队在寻找运营改进和增加产能机会方面的表现印象深刻；通过可靠性项目，预计明年产量将增加5000桶/日，到2025年增加到14000桶/日 [71] 问题17: 并购市场的机会和前景，以及公司对并购市场的整体看法 - 由于价格波动，并购市场存在买卖价差，目前难以确定合适的价格和机会；公司目前没有发现明显的缺口，认为当前市场环境不利于进行并购 [74][75] 问题18: 公司是否有意愿参与液化天然气（LNG）市场，利用其庞大的天然气投资组合 - 公司天然气营销团队一直在与各方沟通，寻找多元化机会，以实现产品价值最大化；第二季度的实现价格表明他们工作出色 [76]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司实现显著收益超25亿加元，调整后资金流超43亿加元，自由现金流约30亿加元，Q4净债务较Q3减少约19亿加元，年末净债务降至140亿加元以下，较2021年减少超73亿加元 [27] - 2021年，公司通过股息和股票回购向股东返还约38亿加元；2022年3月2日，董事会批准将季度股息进一步提高28%至每股0.75加元，自2000年以来股息已连续22年增长，复合年增长率达22% [27][28][29] - 截至2022年3月2日，公司通过回购和注销1050万股普通股向股东返还约6.8亿加元，董事会批准更新并增加公司的正常发行人要约，在2022年3月11日至2023年3月10日期间，公司可回购注销最多10%的公众流通股 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2021年全年天然气产量约16.95亿立方英尺/日，较2020年增长15%；北美业务2021年全年天然气产量约16.8亿立方英尺/日，高于2020年的14亿立方英尺/日，主要因公司战略投资及收购 [9] - 2021年北美天然气年运营成本为1.15加元/千立方英尺，与2020年的1.14加元/千立方英尺相当；2021年第四季度产量约18.41亿立方英尺/日，高于2020年Q4的16.23亿立方英尺/日，运营成本为1.08加元/千立方英尺，优于2020年Q4的1.07加元/千立方英尺 [10] 北美轻质油和NGL业务 - 2021年全年产量为94581桶/日，较2020年增长12%，主要因钻探成果良好；年运营成本为15.28加元/桶，高于2020年的14.61加元/桶 [11] - 2021年第四季度产量为97799桶/日，较2020年Q4增长11%，运营成本为14.61加元/桶，低于2020年Q4的15.88加元/桶 [11] 国际资产 - 2021年全年产量为31650桶，低于2020年水平，主要因维护活动和自然减产；非洲近海产量约14000桶/日，低于2020年的17000桶/日；北海地区2021年平均产量为17633桶/日，低于2020年的23142桶/日 [13] - 2021年国际资产年运营成本为14.73加元/桶，高于2020年的13.29加元/桶 [13] 重油业务 - 2021年全年产量为64366桶/日，较2020年下降8%，部分被钻探成果和开发活动增加所抵消；年运营成本为19.37加元/桶，高于2020年的17.59加元/桶 [14] - 2021年第四季度产量为64866桶/日，主要因钻探成果和开发活动增加；运营成本为19.72加元/桶，高于2020年Q4的17.61加元/桶，主要因能源成本上升 [14] 鹈鹕湖油藏 - 2021年全年产量为54390桶/日，较2020年平均产量下降4%，运营成本为6.75加元/桶，高于2020年的6.03加元/桶，主要因能源成本增加 [16] - 2021年第四季度产量约52963桶/日，低于2020年Q4的56000桶/日，运营成本为6.78加元/桶，高于2020年Q4的5.85加元/桶 [16][17] 热采原位业务 - 2021年实现创纪录的年产量259284桶/日，年运营成本为12.14加元/桶，高于2020年的9.44加元/桶，主要因能源成本上升 [17] - 2021年第四季度产量为263110桶/日，高于Q3的约248000桶/日，运营成本为13.08加元/桶，与2020年Q4产量相近，2020年Q4运营成本为12.24加元/桶 [17] 油砂开采和升级资产 - 2021年实现创纪录的年平均合成原油（SCO）产量448133桶/日，较2020年增长7%，年运营成本为20.91加元/桶SCO，高于2020年的20.46加元/桶 [20] - 2021年第四季度产量为493406桶/日，运营成本为19.55加元/桶SCO；非运营的斯科特福德升级厂计划检修影响2022年第一季度产量约31000桶/日，检修计划于3月15日开始，持续约65天 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 按年度期货曲线计算，2022年AECO天然气价格约为4.25加元/GJ，较2021年的3.38加元/GJ上涨约26%，改善了公司蒙特尼富含液体天然气项目的经济性 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦为股东创造实际回报，通过稳健、可持续和强大的业务计划在行业中脱颖而出，有能力在2022年及以后实现有意义的经济增长，同时为股东增加可持续回报并以负责任的方式减少绝对债务 [4] - 公司将继续平衡资本分配的四个支柱，即增加股东回报、进一步减少债务、进行经济资源开发和进行机会性收购，以实现股东价值最大化 [31] - 公司在ESG方面持续努力，目标是在2022年第三季度向利益相关者发布2021年管理报告，包括对范围1和范围2排放的第三方独立合理保证以及对范围3排放的有限保证，并继续规划降低资产基础上的碳排放路径，以实现油砂净零温室气体排放目标 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司拥有独特的资产基础，长寿命、低递减资产与常规资产相结合，能够产生大量自由现金流，在2021年第四季度的财务和运营表现中得到了有力证明 [3] - 公司在2021年取得了出色的运营成果，实现了创纪录的季度产量，通过资本纪律和运营卓越，在平衡自由现金流分配的同时为股东创造了价值 [6] - 公司认为自身处于非常有利的地位，灵活的运营能力有助于为股东创造价值，持续的自由现金流生成能力独特、可持续且强劲，能够在经济增长业务的同时为股东带来回报 [36] 其他重要信息 - 公司2021年储量由独立合格储量评估师进行外部评估和审查，总探明储量和总探明加可能储量分别增加6%至128亿桶油当量和170亿桶油当量，其中70亿桶油当量的合成原油储量占总探明储量的55% [24] - 2021年公司的发现、开发和收购成本，包括未来开发成本的变化，总探明储量为5.88加元/桶油当量，总探明加可能储量为5.49加元/桶油当量；公司2021年的产量替换率，总探明储量为257%，总探明加可能储量为328% [24] - 公司总探明储量的77%为长寿命、低递减储量，总探明储量寿命指数为30年，总探明加可能储量寿命指数为40年；使用10%折现率并包括公司全部资产退休义务的未来净收入净现值，总探明储量为1200亿加元，总探明加可能储量为1460亿加元 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否考虑与LNG签订长期供应协议，还是继续以AECO价格销售大部分天然气 - 公司通常不会签订长期营销协议，除非能实现市场多元化且不过度依赖单一市场；目前LNG项目尚未运营，虽公司作为大型天然气生产商可能有合作机会，但暂无相关协议 [38][39] 问题2: 地缘政治对加拿大西部原油市场的影响，以及是否会形成结构性需求，即使伊朗原油回归市场 - 在地缘政治因素之前，重油市场就很稳健，此前价差扩大主要是由于阿尔伯塔省的配给问题；目前墨西哥湾沿岸的原油市场强劲，价差也支持这一观点 [42][43] 问题3: 市场曲线变化是否会改变公司未来几年的增长计划 - 公司增长计划保持不变，公司制定了强有力的预算，兼顾短期增长和长期平衡，高效执行钻探计划是控制成本的关键 [44] 问题4: 收购的Painted Pony和Storm资产是否达到预期，是否实现了协同效应 - 这些资产表现出色，储量方面优于预期；Storm资产短期内产量增长，目前约为1.7亿立方英尺/日和9000桶/日的液体产量 [47][48] 问题5: 如何看待当前市场下CFO与调整后资金流的关系，以及通胀环境对资本预算的影响 - CFO与调整后资金流会因权责发生制和市场价格、价差、货币汇率变化而有所不同；公司整体现金流强劲，自由现金流潜力大，因为有谨慎的资本计划和可持续的股息政策 [50] - 公司面临一些通胀压力，主要体现在劳动力和燃料成本上，但钻探团队在控制成本和缓解通胀压力方面表现出色；设施方面使用大量钢材，通胀压力约为20%，但公司团队正在努力缓解 [51] 问题6: Horizon项目的支付时间是否提前 - 由于价格上涨，Horizon项目的支付时间可能提前至3 - 4月，具体取决于商品价格 [52][53] 问题7: 如何考虑实现净债务低于150亿加元的理想资本结构，以及如何平衡债务偿还、股票回购和资本部署 - 公司已实施自由现金流分配政策，将50%分配给股票回购计划，50%用于改善资产负债表；公司将根据价格和自由现金流情况执行该政策，公司的长寿命、低递减资产基础使其能够实现多种目标，包括增加可持续股息、回购股票、偿还债务、发展业务和把握机会性收购 [54][55] 问题8: 如何看待合适的股息负担水平，是否会提高盈亏平衡点以支持更高的股息增长 - 董事会认为股息的可持续性至关重要，希望股息能够逐年稳定增长；公司可以通过持续降低成本、提高产量和偿还债务等方式维持较低的盈亏平衡点；资产的长寿命和低递减性质以及成本结构有助于维持低盈亏平衡点 [57][58] - 股息政策将保持一致和可持续，董事会每季度会根据各种因素进行评估和调整 [59] 问题9: 不列颠哥伦比亚省的许可情况是否有改善 - 目前不列颠哥伦比亚省的许可情况没有变化，OGC仍在与相关团体协商协议；有传言称可能会开放一些低风险或低影响的许可，但公司尚未看到实际进展 [60][61]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度实现净收益超22亿加元，调整后资金流超36亿加元，扣除资本和股息后自由现金流约22亿加元 [23] - 第三季度末净债务降至约159亿加元，较第二季度减少23亿加元 [24] - 第三季度末流动性约62亿加元，包括循环银行信贷额度、现金和短期投资 [25] - 董事会批准将季度股息提高25%至每股0.5875加元，2022年将是连续第22年增加股息 [26][27] - 截至11月3日，今年已回购2150万股，花费9.4亿加元，本季度回购约1200万股 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度总产量约17亿立方英尺/日，高于第二季度的约16亿立方英尺/日，北美产量从第二季度的15.94亿立方英尺/日增至16.98亿立方英尺/日 [10] - 汤森德地区第三季度产量2.84亿立方英尺，较第二季度增长7%，但因法院判决开发活动暂停，资本已重新分配 [11] - 北美三级天然气运营成本为1.14加元/千立方英尺，略低于第二季度的1.15加元/千立方英尺 [10] 北美轻油和NGL业务 - 第三季度产量约8.9万桶/日，低于第二季度，主要因第三方计划外停产影响NGL产量约8400桶/日 [12] - 第三季度运营成本为16.19加元/桶，高于第二季度的14.39加元/桶 [12] 国际勘探与生产业务 - 第三季度原油产量平均约3万桶/日，较第二季度下降9%，主要因计划内维护和自然油田减产 [14] - 原油运营成本较前期增加，主要因北海和非洲近海计划内维护导致产量下降，以及北海地质和地球物理及能源成本增加 [14] 重油业务 - 第三季度产量约6.4万桶/日，低于第二季度的6.6万桶/日，主要因自然油田减产，部分被新开发活动抵消 [15] - 第三季度运营成本为19.51加元/桶，与第二季度的19.32加元/桶相近 [15] 鹈鹕湖油田业务 - 第三季度产量约5.4万桶/日，较第二季度的5.5万桶/日下降2%，主要因自然油田减产 [16] - 运营成本为5.90加元/桶，低于第二季度的6.90加元/桶 [16] 热采业务 - 第三季度产量24.8113万桶/日，较第二季度的25.8551万桶/日下降4%，主要因杰克鱼油田计划内检修和自然油田减产 [17] - 第三季度运营成本为12.24加元/桶，较第二季度的11.78加元/桶增加4%，主要因季度产量下降 [17] 油砂业务 - 第三季度产量46.8126桶/日，运营成本为19.86加元/桶合成原油 [20] - 自2020年斯科福德检修和扩建完成后，前9个月合成原油销量增加超2万桶/日，10月产量约47.7万桶/日 [21] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司战略聚焦为股东创造实际回报，通过稳健资产基础、有效资本配置和高效运营实现 [3] - 平衡自由现金流分配到四个支柱，即最大化股东价值、维持资本纪律、执行机会性交易和增加长期价值 [7] - 持续推进高价值项目开发，如温布利的蒙特尼轻质原油开发项目 [12] - 积极参与油砂行业净零排放倡议，目标是到2050年实现油砂业务净零排放 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司资产基础独特，拥有长寿命、低衰减资产，能产生大量自由现金流，有能力实现有意义的经济增长、增加股东回报并负责任地减少绝对债务 [3] - 尽管面临商品价格挑战，但公司通过有效运营和资本配置保持了财务稳健和可持续性 [25] - 随着净债务接近目标水平，公司将继续平衡股东回报和资产负债表强化，同时寻求战略增长和收购机会 [28][30] 其他重要信息 - 2016 - 2020年，北美勘探与生产业务甲烷排放量下降28%，油砂业务温室气体排放强度下降38%，相当于每年减少超100万辆汽车排放 [8] - 公司是全球油气行业领先的二氧化碳捕获和封存企业 [8] - 第三季度设定新环境目标，到2030年将绝对甲烷排放量从2016年基线减少50%，到2026年将原位淡水使用和采矿淡水使用强度从2017年基线减少40% [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第四季度已过半，净债务距离150亿加元目标还有多远 - 公司非常接近150亿加元目标，由于第四季度自由现金流强劲及2022年前景乐观，资产负债表持续改善，政策调整也表明目标可能比原计划更早实现 [36][37] 问题2: 低于150亿加元净债务的政策语言是否限制灵活性，公司战略有何变化 - 长期规划没有改变，150亿加元是之前设定的目标，现在提前接近该目标，此政策提供了灵活性，强化了持续增加股东回报和资产负债表强度的承诺 [39] 问题3: 柯比项目的规模、时间和成本情况 - 目前正在进行工程设计，预计2年后开始建设，成本方面目前还太早无法确定 [41] 问题4: 潜在收购市场情况，是买方市场还是卖方市场 - 公司认为目前市场情况与以往差别不大，没有投资组合缺口，但会关注核心领域的机会，若能为股东创造价值会积极把握 [43] 问题5: 加拿大石油宏观情况，WCS价差扩大原因及未来走势 - 历史上WCS价差在12月通常会扩大，主要因需求变化和库存调整，预计明年仍将维持在20%以内，且通常在11 - 12月扩大后新年会收紧 [44] 问题6: 股价处于历史高位，是否会重新考虑50%自由现金流用于回购股票的政策，以及回购时机和周期的影响 - 目前维持该政策，公司采用平衡方法，包括增加股息、回购股票、偿还债务和经济资源开发，预计未来将继续保持平衡 [46] 问题7: 2022年现金税情况 - 现金税取决于价格预测、特许权使用费等因素，公司有特许权使用费项目的支出，会根据情况管理税收，2021年和2022年都会纳税 [47] 问题8: 2022年资本支出目标 - 目前还没有早期目标，公司正在制定预算，会评估大量高质量资产的机会，以确定资本分配方向 [49] 问题9: 150亿加元净债务目标是否是公司认为的有效杠杆水平，是否会有更低目标 - 150亿加元是长期目标，目前约为1倍债务与息税折旧摊销前利润之比，公司很快将达到该目标，自由现金流分配政策将继续关注股东回报和资产负债表强度 [51] 问题10: 历史上讨论的霍里森项目优化方案前景如何，以及IPEP项目进展 - 霍里森和ASOP团队通过优化工作提高了产量和可靠性，相关项目仍在考虑范围内，但与原设想不同；IPEP项目仍在推进，团队正在进行工程方面的改进工作，但还需更多工作来证明其经济性 [54][58] 问题11: 2022年最低或维持性资本支出水平 - 公司产量衰减率约为10%，资本支出与历史水平相近，大致在略超30亿加元范围，具体取决于商品类型 [59] 问题12: 高天然气价格对公司业务的影响及应对措施 - 公司天然气供应充足，天然气既是成本也是收益来源；公司一直在寻求降低天然气使用量的方法，如在热采业务中使用溶剂、推进蒸汽发电机会等 [60][61]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收益15.5亿加元，调整后资金流30.5亿加元，自由现金流约15亿加元 [29] - 2021年第二季度净债务余额182亿加元，较2020年底减少31亿加元，较第一季度减少约17亿加元 [30] - 截至8月4日，2021年已向股东返还超15亿加元，通过增加股息和股票回购实现 [30] - 2021年自由现金流目标为72 - 77亿加元，以WTI年均约66美元/桶计算 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第二季度总产量16.14亿立方英尺/日，高于第一季度的15.98亿立方英尺/日；北美第二季度产量15.91亿立方英尺，高于第一季度的15.815亿立方英尺 [14] - 第二季度北美天然气运营成本为1.15加元/Mcf，低于第一季度的1.24加元/Mcf [14] - Septimus五口净井垫6月投产，目前天然气产量约3000万立方英尺/日，资本效率约5000加元/流动桶油当量，目标是在2021年剩余时间保持满负荷生产 [15] - Townsend六口井垫6月按时按成本投产，天然气总产量约5500万立方英尺，资本效率约4000加元/流动桶油当量，第二季度产量约2.65亿立方英尺，目标是2021年底达到约3.4亿立方英尺/日 [16] - 2021年下半年AECO期货价格持续高于3.50加元/GJ，公司将天然气目标产量上调至16.8 - 17.2亿立方英尺/日，目标2021年底产量超过18亿立方英尺/日 [17] 北美轻质油和NGL业务 - 第二季度产量98559桶/日，较2021年第一季度增长6% [18] - 第二季度运营成本降至14.39加元/桶，低于第一季度的16.07加元/桶 [18] - Wembley的Montney轻质原油开发项目已提前且低成本钻探13口净井，目标成本比预算低12%，投产后资本效率约8300加元/流动桶油当量 [18][19] - 新原油电池和集输系统建设比计划提前约45天，目标8月中旬投产，成本比预算低11%，目标2021年底总产量达到约8500桶/日液体和3000万立方英尺/日天然气 [20] 国际勘探与生产原油业务 - 2021年第二季度平均产量32697桶/日，较2020年第二季度下降26%，较2021年第一季度增长3% [21] - 原油运营成本较前期增加，主要由于产量降低、北海和非洲近海计划维护活动以及北海温室气体和能源成本增加 [22] 重油业务 - 第二季度产量增至约66000桶/日，高于第一季度的约62700桶/日 [23] - 第二季度运营成本增至19.32加元/桶，高于第一季度的18.89加元/桶 [23] - Clearwater油田Smith区块六口水平多分支井已投产，目前总产量约2200桶/日，超出预算600桶/日 [23] - 公司计划额外钻探70口重油井，包括Smith区块另一组六口水平多分支井，目标第四季度投产，预计产量约2000桶/日 [24] Pelican油藏业务 - 第二季度产量55212桶/日，与第一季度的约57500桶/日相当 [25] - 运营成本为6.90加元/桶，低于第一季度的7.38加元/桶 [25] - 本季度投产10口净井，目前产能约1300桶/日，资本效率9900加元/流动桶油当量 [25] 热采业务 - 第二季度产量258551桶/日，较第一季度下降3% [26] - 第二季度运营成本为11.78加元/桶，较第一季度增长3% [26] - Primrose蒸汽驱区域溶剂注入试点计划于2021年第四季度启动，与Kirby South的首个试点类似，目标运营两年 [26] 油砂开采业务 - 第二季度产量361707桶/日，包括Horizon和Scotford工厂的维护期，运营成本为25.46加元/桶合成原油 [27] - 2021年6月创下单月合成原油产量纪录，约495100桶/日，高于2020年12月的约490800桶/日 [27] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将自由现金流分配到四个支柱，以实现股东价值最大化，包括减少净债务、向股东返还资金、保持资本纪律和进行机会性交易 [8] - 2021年因大宗商品价格前景乐观，公司将年度资本预算增加2.75亿加元，包括常规和非常规预算增加1.2亿加元、长寿命低递减资产投入1.1亿加元、区域废弃计划增加4500万加元 [11][12][13] - 公司参与油砂行业净零排放倡议，目标到2050年实现油砂业务净零排放，需与联邦和阿尔伯塔省政府合作 [10] - 公司将继续有效分配现金流到四个支柱，平衡商品组合，增加年度产量指引至122 - 126.7万桶油当量/日 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司资产基础独特，拥有长寿命、低递减资产和常规资产，具备灵活性，能产生大量自由现金流 [3] - 2021年及以后，公司有能力实现有意义的经济增长、增加股东回报并以负责任的方式减少绝对债务 [4] - 大宗商品价格前景乐观，公司增加资本预算以抓住机会，预计将增加约1500个工作岗位 [11][13] - 公司在环境、社会和治理方面表现出色，长期可持续性强，如2016 - 2020年油砂业务温室气体强度下降38%，北美勘探与生产甲烷排放下降28% [9] 其他重要信息 - 公司设定新的环境目标，到2030年将甲烷排放从2016年基线减少50%，到2026年将原位、淡水和采矿淡水、河水使用强度从2017年基线减少40% [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Horizon的49.5万桶/日产量是否可持续，对运营成本有何影响，西北 upgrader 运营情况如何？ - 产量可持续，公司通过现场改进提高可靠性和可预测性，目标是长期接近该产量 [39] - 增量桶的成本效率非常低，有助于吸收燃料成本和商品通胀，降低油砂运营成本 [40] - 公司已派遣一名来自Horizon的运营人员到西北 upgrader，帮助提高运营可靠性和利用率，预计随着时间推移将产生现金流 [41] 问题2: 2022年资本支出预期，维持产量不变的维持性资本支出水平，以及今年下半年是否会再次提高股息和股息增长前景？ - 目前确定2022年资本预算还为时过早，公司通常在秋季根据商品价格制定预算 [43] - 维持产量不变的维持性资本支出通常在3 - 35亿加元之间，今年为3亿加元 [44] - 董事会通常在3月调整股息，鉴于2021年和2022年自由现金流充足，董事会有机会继续实施股息增长战略，股息将在常规时间重新评估 [45] 问题3: Line 3的分配风险、库存情况、近期价差展望，以及修订后自由现金流增加的原因？ - 目前Line 3分配率处于创纪录高位，约52% - 54%，正在进行维护，但所有原油都在流动，阿尔伯塔省库存水平稳定在35左右，价差小于WTI的20%，预计Line 3将在第四季度投入使用，TMX将于2023年推进 [47][48] - 自由现金流增加主要由于油价变化和全年可靠运营目标 [49] 问题4: 减排目标的资本支出时间和分配方式，以及减排带来的其他好处？ - 油砂净零排放项目处于早期概念阶段，需要进行大量工程工作和成本估算，目前难以确定资本支出时间和分配方式 [52][53] - 甲烷减排方面，现场团队使用最新技术识别泄漏和减少逃逸排放，可增加天然气销售，整合部分站点可带来经济效益；淡水减排方面，更多水回收可减少能源消耗，提高运营效率，降低运营成本 [55][56] 问题5: 公司对不同股东回报机制的看法，可变或特别股息是否会纳入考虑？ - 公司资产基础支持可持续、逐年增长的股息，目前重点是股息和股票回购，这与资产基础和股东回报相契合 [58] - 2020年公司是少数增加股息并维持资产负债表的公司之一，资产适合可预测的股息增长 [59]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后资金流超27亿加元，自由现金流超14亿加元，绝对债务较2020年第四季度减少14亿加元，自2020年6月以来累计减少29亿加元 [20] - 2021年3月将季度股息提高11%至每股0.47加元，年初至今股东回报约11亿加元 [22] - 2021年目标在预算资本和股息后实现57 - 62亿加元的自由现金流，债务与EBITDA比率目标在2021年底降至1.1倍，债务与账面资本比率目标低于30% [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度总产量约124.6万桶油当量，创历史新高，液体产量约97.9万桶/天，同比增长4%，天然气产量约16亿立方英尺/天，同比增长11% [12] - 油砂开采业务表现出色，成本为每桶19.82加元，较去年下降5% [12] 各个市场数据和关键指标变化 - 重油差价回到历史低位20%水平 [17] - 天然气价格走强，公司天然气业务有望捕捉更多价值 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注为股东创造价值，优化资本配置，维持强大资产负债表，提高自由现金流 [14] - 重视ESG，通过技术创新降低温室气体排放，实现净零目标，参与政府相关咨询流程 [7][8] - 执行2021年32亿加元预算，其中2亿加元用于增长资本，预计产量增长约5% [16] - 公司资产基础独特，拥有长寿命、低衰减资产，与同行相比，维护资本需求较低，自由现金流收益率高 [13][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 加拿大石油和天然气行业前景乐观，出口情况改善，ESG受重视，公司不应被低估，是投资机会 [17] - 随着油价约60美元/桶，公司2021年将产生大量自由现金流，支持可持续增长的股息，并显著减少债务 [29] 其他重要信息 - 公司自2009年以来在研发方面投资约39亿加元，用于减少环境足迹、释放储量和提高运营效率 [9] - 公司拥有三个碳捕获设施，每年捕获约270万吨二氧化碳，相当于每年减少约57.6万辆汽车排放 [10] - 公司在Kirby South的溶剂试点项目表现良好，温室气体强度降低约45%，Primrose试点项目预计2021年第四季度启动 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 去杠杆化的最终目标以及股票回购何时恢复 - 近期重点是偿还绝对债务，目前股票回购目标是抵消今年剩余时间的股权稀释 [32] 问题2: 对当前市场准入、分配和库存的看法，以及对2022年纯维护与增长资本的影响 - 出口情况有望继续改善，但存在不确定性，公司目前维持资本现状 [34][35] 问题3: 溶剂技术的应用、矿坑内提取和自动运输卡车技术的进展 - 溶剂技术在Kirby和Jackfish站点应用前景良好，Primrose仍需试点；矿坑内提取技术正在评估；自动运输卡车对公司效益有限，公司关注电动和氢技术以减少温室气体排放 [37][38] 问题4: Horizon设施的二氧化碳捕获能力是否可以增加 - Horizon设施有增加二氧化碳捕获的机会，部分氢气装置的捕获能力未充分利用 [40] 问题5: 溶剂技术在2025年温室气体强度降低目标中的应用情况 - 溶剂技术在2025年实现应用较为激进，这些技术的效益未包含在现有目标中 [43][44] 问题6: 从杠杆和出口角度考虑，推进IPEP等项目的标准 - 难以预测，公司不太可能进行重大资本支出项目，可能进行小规模棕地开发 [46] 问题7: 对A&D市场的看法以及是否有买卖机会 - 市场上小公司有交易整合趋势，公司自身无缺口，有内部机会 [48] 问题8: 对天然气市场的看法以及天然气业务对2021年现金流的贡献 - 天然气价格走强，公司天然气业务预算约2.5 - 2.75亿加元，业务进展良好 [49] 问题9: 净债务目标是否改变 - 目前专注偿还绝对债务，未来会根据自由现金流平衡四大支柱 [52] 问题10: 维持性资本支出变化的原因以及实现温室气体目标是否需要额外资本支出 - 维持性资本支出受多种因素影响，实现温室气体目标的资本支出需等待政府咨询结果 [54][55]

业绩总结 - 2020年调整后的资金流为53.4亿加元，自由现金流约为6.9亿加元[24] - 2020年净收益为-4.35亿加元，较2019年净收益5416万加元下降[87] - 2020年每股基本收益为-0.37加元，较2019年每股基本收益4.55加元下降[87] - 2020年公司总资产为752.76亿加元，较2019年下降3%[87] - 2020年经调整的资金流为52亿加元，较2019年下降49%[87] 用户数据 - 2020年平均日产量为1164 MBOE/d，液体生产创下917,958桶/日的纪录[13] - 2020年每日原油和天然气液体生产量为918 Mbbl/d，较2019年增加8%[87] - 2020年每日天然气生产量为1,477 MMcf/d，较2019年下降1%[87] - 2020年天然气的运营成本为每百万立方英尺1.14美元，轻质原油的运营成本为每桶14.61美元[35] 未来展望 - 2021年预计日产量为1190-1260 MBOE/d，天然气日产量为1620-1680 MMcf/d[2] - 2021年目标自由现金流为49亿至54亿美元[33] - 2021年资本支出预算约为32亿美元，重点关注自由现金流生成[26] - 2021年每股季度股息增加约11%至0.47美元，连续第21年增加股息[20] 新产品和新技术研发 - 加拿大自然资源公司在2019年投资了7740万美元用于温室气体研究和技术开发[50] - 加拿大自然资源公司计划通过技术创新和持续改进来实现净零排放目标[55] - 加拿大自然资源公司在碳捕集和储存方面处于全球领先地位，Quest项目每年捕集约110万吨CO2[53] 市场扩张和并购 - 截至2020年12月31日，公司拥有42亿桶的已探明加可能储量[78] - 截至2020年12月31日，流动性约为54亿加元，净债务较2020年6月30日减少超过15亿加元[24] 负面信息 - 2020年资本支出为32.06亿加元，较2019年下降55%[87] - 2020年油砂开采和升级的运营成本为每桶20.46加元（15.25美元），较2019年减少约9%[13] 其他新策略和有价值的信息 - 加拿大自然资源公司的GHG排放强度为0.070吨CO2e/BOE，自2012年以来减少了约32%[51] - 加拿大自然资源公司在油砂行业的GHG排放强度比同行平均水平低约35%[52] - 加拿大自然资源公司在油砂开采和升级地点累计种植了250万棵树，促进了土地复垦和碳捕集[44]