环境与社会责任目标 - 公司目标到2025年底复垦3000个退役油井场地，目前已完成过半[4] - 公司已恢复超20万英亩驯鹿栖息地，目标到2030年底在冷湖驯鹿分布区恢复比使用更多的栖息地[4] 资产交易情况 - 2022年公司完成Sunrise项目收购，获得全部所有权；将西白玫瑰项目12.5%的权益转让给合作伙伴，预计2026年首油；退出未开发的Bay du Nord油田[7] - 2022年公司出售零售网络中超300个加油站以及一些常规石油和天然气资产[7] - 2023年2月公司完成收购俄亥俄州托莱多炼油厂的交易[7] - 2022年公司出售Tucker和Wembley资产获得9.51亿美元净收益；收购Sunrise剩余50%权益花费3.94亿美元[69] - 2022年公司宣布收购Toledo炼油厂剩余50%权益；出售337个加油站获得4.04亿美元净现金收益[69] - 2022年1月31日出售Tucker资产，净收益7.3亿美元，出售时日产原油约20千桶[178][187] - 2022年8月31日从BP加拿大收购Sunrise剩余50%权益，收购后日产原油增加超20千桶[179][188] 减排目标投入 - 未来五年公司计划花费约10亿美元用于推进减排目标的项目[9] - 公司计划未来五年在推进减排目标的举措上花费约10亿美元[16] 产量数据 - 2022年公司总产量超80万桶油当量/天[11] - 2022年，公司上游产量为78.62万桶油当量/日，下游原油吞吐量为49.37万桶/日[52] - 2022年上游总产量为786.2千桶油当量/天，较2021年下降1%；下游原油吞吐量为493.7千桶/天，较2021年下降3%[63][69] - 2022年油砂业务日产原油586.6千桶，运营利润率达90亿美元，较2021年增加26亿美元[178][187] - 2022年油砂原油日产量增至58.66万桶，2021年为58.15万桶；出售Tucker资产使2022年产量较2021年减少1.94万桶/日[196][197] - 2022年Foster Creek产量增至19.1万桶/日，较2021年增加1.11万桶/日；Christina Lake产量增至24.65万桶/日，较2021年增加0.97万桶/日；Sunrise收购于8月31日完成，使2022年产量较2021年增加0.54万桶/日[198][199] 债务与股东回报 - 2022年公司将长期债务（含流动部分）从124亿美元降至87亿美元，净债务减少超53亿美元；向股东返还超34亿美元，其中股票回购超25亿美元，股息超9亿美元[12] - 2022年公司通过股票回购和股息向股东返还约34亿美元[23] - 公司设定的最终净债务目标为40亿美元，作为净债务下限[33] - 当季末净债务低于90亿美元且高于40亿美元时，公司将目标分配下一季度实现的超额自由资金流的50%用于股东回报[33] - 当季末净债务高于90亿美元时，公司计划将下一季度的所有超额自由资金流用于资产负债表去杠杆化[34] - 当季末净债务达到40亿美元下限时，公司将目标返还下一季度100%的超额自由资金流给股东[35] - 2022年4月董事会批准新的股东回报框架，产生了公司有史以来的第一次可变股息[22] - 2022年9月30日，公司长期债务为88亿美元，净债务为53亿美元；12月31日，净债务为43亿美元[41][42] - 2022年第四季度，公司经营活动产生的现金为30亿美元，超额自由资金流为7.86亿美元，通过股票回购向股东返还3.87亿美元[41] - 2022年第四季度，股东回报目标为该季度超额自由资金流的50%，即3.93亿美元[41] - 截至2022年12月31日，公司长期债务（含流动部分）为87亿美元，净债务为43亿美元[56] - 2022年，公司通过购买26亿美元2023 - 2043年到期票据和7.5亿美元2025年到期票据进行去杠杆[56] - 2022年，公司向普通股股东支付基本股息6.82亿美元，每股0.35美元；可变股息2.19亿美元，每股0.114美元；通过NCIB回购普通股25.3亿美元[48][59] - 2022年公司通过NCIB回购并注销1.12亿股普通股，花费25亿美元；向普通股股东返还9.01亿美元[72] - 2023年NCIB授权公司在2022年11月9日至2023年11月8日期间回购最多1.367亿股普通股[77] - 2023年第一季度，公司宣布普通股基础股息为每股0.105美元，优先股股息为900万美元[78] - 2022年公司通过NCIB回购并注销1.12亿股普通股，花费25亿美元；向普通股股东返还9.01亿美元[78] - 2022年公司总债务为88.06亿美元，较2021年的124.64亿美元减少36.58亿美元；净债务为42.82亿美元，较2021年的95.91亿美元减少53.09亿美元[103][110] 原住民企业合作 - 2022年公司每天在加拿大原住民企业的商品和服务上花费约100万美元，接近实现2019 - 2025年底至少花费12亿美元的目标[13] 公司地位与战略 - 公司是加拿大第二大原油和天然气生产商，也是第二大炼油和upgrader[28] - 公司战略专注于通过有竞争力的成本结构和优化利润率来实现股东价值最大化[31] 财务关键指标变化 - 2022年，公司收入为668.97亿美元，同比增长44%；营业利润率为142.63亿美元，同比增长52%[52] - 2022年，公司经营活动产生的现金为114亿美元，自由资金流为73亿美元，净收益为64.5亿美元[53][55] - 2022年营收为668.97亿美元，较2021年增长44%；运营利润率为142.63亿美元，较2021年增长52%[63] - 2022年经营活动产生的现金为114亿美元，较2021年增长93%；自由资金流为73亿美元，较2021年增长55%[64][66][69] - 2022年资本投资为37.08亿美元，较2021年增长45%[65] - 2022年净利润为64.5亿美元，较2021年增长999%[66] - 截至2022年12月31日，长期债务为87亿美元（2021年12月31日为124亿美元），净债务头寸为43亿美元（2021年12月31日为96亿美元）[67] - 2022年公司经营活动产生的现金为114亿美元，自由资金流为73亿美元，主要因大宗商品价格高和上游运营表现良好[75] - 2022年公司毛销售额为792.29亿美元，收入为743.61亿美元，运营利润率为142.63亿美元[87][90] - 2022年公司经营活动产生的现金为114.03亿美元，调整后资金流为109.78亿美元[90] - 2022年公司实现净收益64.5亿美元，较2021年的5.87亿美元显著增加，主要因运营利润率提高、净减值费用降低等因素[104][105][107] - 2022年公司运营利润率为142.63亿美元，较2021年的93.73亿美元有所增加，主要得益于平均实现销售价格提高和下游业务炼油利润率上升[96][101] - 2022年公司资本投资总额为37.08亿美元，较2021年的25.63亿美元有所增加，主要投向油砂、常规、下游制造等领域[104][111] - 2022年公司现金运营活动产生的现金为114.03亿美元，较2021年的59.19亿美元增加，调整后资金流为109.78亿美元，较2021年的72.48亿美元增加[101][102][109] - 2022年公司融资成本为8.2亿美元，较2021年的11亿美元减少2.8亿美元，主要因长期债务余额降低[107] - 2022年公司整合和交易成本为1.06亿美元，较2021年的3.49亿美元减少2.43亿美元，Cenovus和Husky的整合基本完成[103][107][110] - 2022年公司所得税费用为15.53亿美元，较2021年的15.79亿美元略有减少[105] - 2022年净收益为64.5亿美元，2021年为5.87亿美元[112] - 2022年第四季度净减值费用为2.66亿美元，2021年同期为16亿美元[114] - 2022年第三季度与Sunrise收购相关的重估收益为5.49亿美元[114] - 2022年或有付款重新计量损失为1.62亿美元，2021年为5.75亿美元[114] - 2022年财务成本为8.2亿美元，2021年为11亿美元[114] - 2022年整合和交易成本为1.06亿美元，2021年为3.49亿美元[114] - 2022年实现外汇收益2200万美元，2021年为外汇损失1.38亿美元[114] - 2023年总资本投资指导为40 - 45亿美元，其中维持性资本约28亿美元，优化和增长资本为12 - 17亿美元[116] - 2023年总资本投资指引为40 - 45亿美元，包括约28亿美元维持资本和12 - 17亿美元优化与增长资本[122] 油价数据 - 2022年WTI均价约为每桶94美元，为2013年以来最高年度平均水平，较2021年增长约40%[75] - 2022年Dated Brent平均价格为101.19美元/桶，较2021年增长43% [116] - 2022年WTI平均价格为94.23美元/桶，较2021年增长39% [116] - 2022年Dated Brent平均价格为101.19美元/桶，较2021年的70.73美元/桶增长43%[122] - 2022年WTI平均价格为94.23美元/桶，较2021年的67.91美元/桶增长39%[122] - 2022年WCS在Hardisty平均价格为76.01美元/桶，较2021年的54.87美元/桶增长39%[122] - 2022年芝加哥常规无铅汽油平均价格为120.63美元/桶，较2021年的85.07美元/桶增长42%[122] - 2022年芝加哥超低硫柴油平均价格为143.85美元/桶，较2021年的86.37美元/桶增长67%[122] - 2022年AECO天然气平均价格为5.56加元/千立方英尺，较2021年的3.56加元/千立方英尺增长56%[122] - 2022年NYMEX天然气平均价格为6.64美元/千立方英尺，较2021年的3.84美元/千立方英尺增长73%[122] - 2022年合成原油在埃德蒙顿的价格较2021年显著增强，WTI - 合成原油价差由2021年的折价变为溢价[141] - 2022年平均NYMEX天然气价格和AECO价格较2021年显著上涨，AECO与NYMEX的价差略有扩大[143] 外汇与利率情况 - 2022年12月31日，加元兑美元贬值，公司美元债务换算成加元产生3.65亿美元未实现外汇损失[134] - 2022年加拿大元兑美元平均贬值，12月31日较2021年贬值，产生3.65亿美元未实现外汇损失[145] - 截至2022年12月31日，加拿大银行政策利率从0.25%升至4.25%，2023年1月25日进一步升至4.50%[147][162] 油价趋势与应对 - 2022年原油价格上半年显著改善，下半年因需求担忧而下降，俄罗斯供应不确定性带来的地缘政治溢价在下半年消退[149][164] - 所有与公司原油销售价格风险管理活动相关的WTI合约在2022年6月30日结束[150][165] - 公司预计未来12个月原油和成品油价格将波动，受俄乌冲突、制裁、供应替代、战略石油储备和OPEC + 政策等影响[151] - 公司通过运输承诺、整合和动态存储等方式部分缓解原油和成品油价差的影响[147][162] 公司优先事项 - 公司2023年优先事项包括实现顶级安全和运营绩效、可持续发展领导、成本领先、财务纪律和自由资金流增长[151] 下游业务数据 - 2022年下游业务中，加拿大制造部门吞吐量为9.29万桶/日，较2021年减少1.36万桶/日；美国制造部门吞吐量为40.08万桶/日，与2021年基本持平[80][91] 油砂业务数据 - 2022年9月Spruce Lake North热电站实现首次产油，第四季度平均日产约12.0千桶[179][188] - 2022年12月获得Ipiatik资产开发监管批准，预计2024年开始垫场建设，2029年首次注蒸汽[179][188] - 2022年在油砂业务投资资本18亿美元，主要用于维持性活动[179][188] - 2022年油砂业务净回值为每桶油当量49.10美元[179][188] - 2022年实现销售价格平均每桶油当量91.70美元，2021年为62.82美元[182] - 2022年总销售额中包含来自第三方采购量的45亿美元，2021年为21亿美元[183] - 2022年公司实现销售价格平均为每桶油

财务数据关键指标变化 - 营收与利润 - 2022年第四季度总营收为149.38亿美元，2021年同期为145.41亿美元；2022年全年总营收为717.65亿美元，2021年为488.11亿美元[3] - 2022年第四季度净利润为7.84亿美元，2021年同期净亏损4.08亿美元；2022年全年净利润为64.5亿美元，2021年为5.87亿美元[3] - 2022年第四季度基本每股收益为0.40美元，2021年同期为 - 0.21美元；2022年全年基本每股收益为3.29美元，2021年为0.27美元[3] - 2022年第四季度综合收益为6.14亿美元，2021年同期综合亏损4.44亿美元；2022年全年综合收益为72.36亿美元，2021年为4.96亿美元[5] - 2022年全年总营收7.1765亿美元，2021年为4.8811亿美元，同比增长47.02%[18] - 2022年全年净利润64.5亿美元，2021年为5.87亿美元，同比增长1002.21%[18] 财务数据关键指标变化 - 资产负债 - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为45.24亿美元，2021年为28.73亿美元[7] - 截至2022年12月31日，应收账款及应计收入为34.73亿美元，2021年为38.7亿美元[7] - 截至2022年12月31日，存货为43.12亿美元，2021年为39.19亿美元[7] - 截至2022年12月31日，总资产为558.69亿美元，2021年为541.04亿美元[7] - 截至2022年12月31日，总负债为282.8亿美元，2021年为304.96亿美元[7] - 截至2022年12月31日，股东权益为275.76亿美元，2021年为235.96亿美元[7] - 截至2020年12月31日，公司股东权益总额为167.07亿美元，其中普通股为110.4亿美元，留存收益为5.01亿美元[8] - 2021年公司净收益为5.87亿美元，综合收益为4.96亿美元，发行普通股61.11亿美元，发行优先股5.19亿美元[8] - 截至2021年12月31日，公司股东权益总额为235.96亿美元，其中普通股为170.16亿美元，留存收益为8.78亿美元[8] - 2022年公司净收益为64.5亿美元，综合收益为72.36亿美元，发行普通股1.7亿美元，回购普通股95.9亿美元[8] - 截至2022年12月31日，公司股东权益总额为275.76亿美元，其中普通股为163.2亿美元，留存收益为63.92亿美元[8] - 截至2022年12月31日，公司合并总资产为5.5869亿美元，2021年为5.4104亿美元[24] 财务数据关键指标变化 - 现金流量 - 2022年第四季度，公司经营活动产生的现金流量为29.7亿美元，投资活动使用的现金流量为11.7亿美元，融资活动使用的现金流量为7.5亿美元[9] - 2022年全年，公司经营活动产生的现金流量为114.03亿美元，投资活动使用的现金流量为23.14亿美元，融资活动使用的现金流量为76.76亿美元[9] - 2022年全年，公司折旧、损耗和摊销费用为46.79亿美元，递延所得税费用为6.42亿美元[9] - 2022年全年，公司资本投资为37.08亿美元，资产剥离所得为15.14亿美元[9] - 2022年全年，公司现金及现金等价物增加16.51亿美元，期末余额为45.24亿美元[9] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务收入 - 2022年第四季度上游业务总收入83.07亿美元，2021年同期为82.37亿美元[12] - 2022年第四季度下游业务总收入83.8亿美元，2021年同期为80.1亿美元[13] - 2022年第四季度公司合并总收入149.38亿美元，2021年同期为145.41亿美元[14] - 2022年上游原油收入298.34亿美元，2021年为198.77亿美元，同比增长49.99%[20] - 2022年下游美国制造汽油收入141.16亿美元，2021年为101.11亿美元，同比增长39.61%[20] - 2022年加拿大地区收入332.22亿美元，2021年为237.68亿美元，同比增长39.78%[21] - 2022年美国地区收入323.13亿美元，2021年为213.26亿美元，同比增长51.52%[21] - 2022年中国地区收入13.62亿美元，2021年为12.63亿美元，同比增长7.84%[21] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务运营利润率 - 2022年第四季度上游业务运营利润率为26.77%（22.24亿÷83.07亿），2021年同期为31.06%（25.58亿÷82.37亿）[12] - 2022年第四季度下游业务运营利润率为6.66%（5.58亿÷83.8亿），2021年同期为0.52%（0.42亿÷80.1亿）[13] - 2022年第四季度公司合并运营利润率为9.12%（13.62亿÷149.38亿），2021年同期为8.86%（12.88亿÷145.41亿）[14] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务部门收入 - 2022年第四季度上游业务部门收入12.11亿美元，2021年同期为22.5亿美元[12] - 2022年第四季度下游业务部门收入0.93亿美元，2021年同期亏损20.45亿美元[13] - 2022年第四季度公司合并部门收入14.03亿美元，2021年同期为1.8亿美元[14] 财务数据关键指标变化 - 资本支出 - 2022年全年资本总支出为53.29亿美元，2021年为159.95亿美元[25] - 2022年第四季度上游资本投资为9.22亿美元，2021年同期为5.34亿美元[25] - 2022年全年上游资本投资为24.46亿美元，2021年为14.16亿美元[25] - 2022年第四季度下游资本投资为3.25亿美元，2021年同期为2.75亿美元[25] - 2022年全年下游资本投资为11.76亿美元，2021年为10.63亿美元[25] 公司业务变动 - 收购与剥离 - 2022年8月31日，公司完成对Sunrise Oil Sands Partnership剩余50%权益的收购[31] - 2022年公司剥离了价值13亿美元的待售资产[23] - 2022年6月30日止三个月，公司对油砂和企业及消除部分的收益表进行调整[27] - 2022年9月，公司完成大部分零售燃料业务剥离，并将剩余商业燃料业务和历史零售燃料业务并入加拿大制造部门[27] - 日出收购中可辨认资产和负债中，物业、厂房及设备和退役负债均增加2600万美元[33] - 日出收购总对价为10.34亿美元，包括现金3.94亿美元、Bay Du Nord价值4000万美元和可变付款6亿美元[35] - 公司对Bay du Nord的权益重新计量，确认了4000万美元的非现金重估收益[35] - 收购业务在2022年8月31日至12月31日贡献了5.99亿美元的收入和零净利润[38] - 若日出收购于2022年1月1日完成，公司2022年全年的预计合并收入和净利润分别为678亿美元和66亿美元[38] 财务数据关键指标变化 - 费用与收益 - 2022年1 - 12月，公司一般及行政费用为8.65亿美元，2021年为8.49亿美元[42] - 2022年1 - 12月，公司财务成本为8.2亿美元，2021年为10.82亿美元[43] - 2022年1 - 12月，公司安排整合成本为9000万美元，2021年为3.49亿美元[44] - 2022年公司多项资产剥离，如Tucker资产净收益7.3亿美元，税前收益1.65亿美元等[46] - 2021年公司多项资产剥离，如Marten Hills地区特许权使用费权益现金收益1.02亿美元，税前收益6000万美元等[47] 财务数据关键指标变化 - 减值测试 - 2022年12月31日，上游现金产生单元测试无减值，Sunrise CGU可收回金额超账面价值无减值[48] - 2022年12月31日确定未来现金流的原油、NGLs和天然气远期价格，如WTI 2023年为80.33美元/桶，后续年均涨幅2% [50] - 2021年12月31日，上游CGU无减值，Clearwater、Elmworth - Wapiti和Kaybob - Edson CGU可收回金额估计为20亿美元，公司转回3.78亿美元减值损失[52] - 2022年12月31日，Toledo和Superior CGU确认15亿美元减值费用，Borger、Wood River和Lima CGU转回12亿美元减值费用，美国制造CGU可收回金额估计为54亿美元[56] - 2022年美国制造CGU确定可收回金额使用FVLCOD，折现率15% - 18% [57][59] - 2022年美国制造CGU敏感性分析显示，折现率增加1%影响为6900万美元，远期价格估计增加5%影响为 - 2.68亿美元等[59] - 2021年12月31日，Borger、Wood River和Lima CGU确认19亿美元减值费用，Toledo CGU无减值[61] - 2021年Borger、Wood River和Lima CGU确定可收回金额使用FVLCOD，折现率10% - 12% [62][64] - 2021年确定未来现金流的原油和裂解价差后续价格按2%增长率推算至2037年[63] - Sunrise CGU折现率增加1%会导致6900万美元减值，远期价格估计降低5%会导致2.26亿美元减值[51] - 折现率增加1%，Borger、Wood River和Lima项目数值为2.51亿美元；折现率降低1%，数值为 -2.83亿美元；远期价格估计增加5%，减值金额为 -9.9亿美元；远期价格估计降低5%，数值为9.96亿美元[65] 财务数据关键指标变化 - 保险与政府资金 - 2022年第四季度和全年，公司因2018年事件获得的保险收入分别为0和3.28亿美元，2021年同期分别为7500万和1.2亿美元；获得艾伯塔省政府场地修复计划资金分别为1700万和6500万美元，2021年同期分别为1200万和4200万美元[66] 财务数据关键指标变化 - 所得税费用 - 2022年第四季度和全年，公司当期所得税费用分别为2.36亿和16.39亿美元，递延所得税费用分别为1700万和6.42亿美元[67] 财务数据关键指标变化 - 每股收益与股息 - 2022年第四季度和全年，公司基本每股收益分别为0.40美元和3.29美元，摊薄每股收益分别为0.39美元和3.20美元；2021年同期基本每股收益分别为 -0.21美元和0.27美元，摊薄每股收益分别为 -0.21美元和0.27美元[68] - 2022年和2021年，公司普通股基本股息分别为每股0.350美元和0.088美元，可变股息分别为每股0.114美元和0，总股息分别为每股0.464美元和0.088美元[69] - 2022年第四季度和全年，公司优先股股息分别为900万和3500万美元，2021年同期分别为800万和3400万美元[70] 财务数据关键指标变化 - 资产项目 - 截至2022年12月31日，公司勘探与评估资产净额为6.85亿美元，较2021年的7.2亿美元有所减少[71] - 2022年全年，油砂和海上业务分别有200万和6200万美元的勘探与评估成本被注销为勘探费用，2021年油砂业务为900万美元[72] - 截至2022年12月31日，公司物业、厂房及设备净值为36.499亿美元，较2021年的34.225亿美元有所增加[73] - 与Sunrise收购相关，截至2022年8月31日，公司对SOSP的既有权益账面价值为4.54亿美元[73] - 使用权资产净值方面，2022年末总值为26.87亿美元，较2021年末的26.56亿美元有所增加；账面价值2022年末为18.45亿美元，低于2021年末的20.1亿美元[75] - 其他资产方面，2022年末总值为3.42亿美元，低于2021年末的4.31亿美元，其中无形资产从7800万美元降至1900万美元[82] - 商誉方面，2022年末账面价值为29.23亿美元，较年初的34.73亿美元减少5.5亿美元[83] 财务数据关键指标变化 - 债务项目 - 短期借款方面，2022年末总债务本金为1.15亿美元，高于2021年末的7900万美元；未使用的无承诺即期信贷额度为19亿美元，2022年末未偿信用证总额为4.9亿美元[84] - WRB无承诺即期信贷额度2022年末为4.5亿美元（公司占比2.25亿美元），已提取1.7亿美元（公司占比8500万美元，合1.15亿加元），高于2021年末[85] - 长期债务方面，2022年末本金为85.37亿美元，低于2021年末的121.13亿美元；2022年修订承诺信贷额度，额度降至55亿美元，年末未提取[85] - 2022年末和20

财务数据和关键指标变化 - 2022年年度调整后资金流为110亿加元，较2021年增长10倍，用于将债务减少一半以上，并向业务投资约37亿加元 [19] - 第四季度调整后资金流约为24亿加元，自由资金流为11亿加元，净债务在本季度又减少10亿加元，年底降至略高于43亿加元 [20] - 2022年通过股票回购和股息向股东返还超34亿加元，同时将向加拿大缴纳超60亿加元的税费和特许权使用费，向美国缴纳1亿加元的税费 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第四季度总产量平均每天超80.6万桶油当量，较第三季度增加约3万桶油当量，常规业务贡献约2.5亿加元运营利润，产量相对平稳 [15] - 全年通过收购Sunrise剩余50%股权获完全控制权，出售Tucker油砂资产和Wembley常规资产获9.5亿加元收益，加速去杠杆并聚焦高回报项目 [40] - 大西洋业务产量相对平稳，Terra Nova FPSO资产寿命延长完成，预计该油田2023年第二季度恢复生产 [41] 下游业务 - Lima炼油厂2022年实现创纪录吞吐量，产生约11亿加元运营利润，安全表现最佳；Lloydminster升级厂和炼油厂全年利用率高，共产生近7亿加元运营利润 [16] - 第四季度下游业务受极端寒冷天气、意外运营事件和第三方管道停运影响，除Wood River炼油厂吞吐量略有下降外，其他资产基本恢复正常运营 [17] - U.S. manufacturing业务因本季度大宗商品价格下跌，第四季度产生约1.8亿加元的负FIFO影响，运营成本约为每月4000 - 5000万加元 [18][44] 各个市场数据和关键指标变化 - 亚洲太平洋地区对季度产量增长有贡献，中国合作伙伴超每日合同量抽取天然气，印度尼西亚新井投产带来额外产量 [15] - 墨西哥湾沿岸地区，随着中国需求回升、SPR释放放缓，价差收紧，天然气价格下跌使复杂炼油厂加工量增加，重质油加工价值提升 [60] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是打造低成本、有韧性的综合能源公司，在商品周期各阶段都能盈利，通过Husky交易、资产组合优化等实现目标 [9] - 未来将重点关注降低净债务至40亿加元以下，同时推进下游新资产（Superior和Toledo）的运营，使其达到上游业务的效率、安全和质量水平 [25][51] - 公司积极参与碳排放捕获和储存项目，与Pathways Alliance及政府合作推进减排工作，自身也在推进多个设施的减排战略 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2022年12月遇到极端天气、第三方管道停运和运营挑战，但公司对关键运营目标仍有信心，预计净债务在2023年第三季度末前高于40亿加元 [21] - 2023年公司企业指导保持不变，随着Superior和Toledo炼油厂上线并产生正自由现金流，以及净债务降低，有望实现更大回报 [76] 其他重要信息 - 公司注重安全文化建设，Lima炼油厂可记录伤害频率从2021年的0.5降至0.1，钻井团队全年可记录伤害频率从第一季度的0.91降至0.53 [13][38] - 公司致力于支持原住民社区经济自给自足，2022年每天从原住民企业购买约100万加元的商品和服务，已完成2019 - 2025年目标（至少12亿加元）的一半 [22] - 公司本季度晋升Rhona DelFrari为执行副总裁，她此前担任首席可持续发展官 [117] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何看待下游业务整合及营销资产灵活性，以及第四季度停机的近期学习经验 - 公司认为下游资产提供灵活性和选择性，整合价值链对重油生产商有益，将利用转化资产和营销活动实现价值最大化 [53] 问题2: 公司对上游和下游业务平衡的看法，以及如何应对未来油砂产量增长和宏观环境变化 - 公司认为目前上下游业务平衡良好，近期重点是降低净债务至40亿加元，使两座炼油厂上线并产生正自由现金流 [76] 问题3: 公司对资本回报机制的偏好，以及WCS价差走势和TMX管道影响 - 公司首选通过股票回购向股东返还现金，但会考虑估值情况；WCS价差受运输和轻重油价差影响，目前呈收紧趋势，TMX管道上线将进一步缩小价差 [79][81][82] 问题4: 公司热采业务5年增长计划和Sunrise优化、Narrows Lake回接的关键交付成果及达到上限产量的条件 - 公司计划每年实现3% - 5%的增长，在Narrows Lake地区计划未来12个月内开始钻井，Sunrise优化进展顺利，整体增长计划稳健且风险较低 [84][85][86] 问题5: 亚太地区定价动态、合同活动和价格重置情况 - 亚太地区合同价格相对固定，近期需求增加，销售量超合同量，净回值每桶油当量超70加元 [88][90] 问题6: Keystone管道停运对上下游业务的影响，以及库存处理和运输恢复情况 - Keystone管道停运影响上下游业务，公司通过增加铁路运输和储存缓解影响，目前管道恢复正常，库存将在第一季度出售，下游资产供应正常 [92][93] 问题7: 第一季度下游业务吞吐量或利用率的情况 - 公司运营资产1月中旬恢复正常，非运营资产Borger和Wood River也在逐步恢复，Superior炼油厂3月中旬引入原油，Toledo炼油厂4月底完成维修并在5 - 6月重启 [97][98][99] 问题8: 为何此时CEO卸任并转任执行主席 - 公司认为深思熟虑的继任计划是管理良好公司的标志，John对公司战略和执行贡献大，此时交接对公司和股东有利 [101][102] 问题9: 执行主席新角色将关注的关键问题及发声必要性 - 执行主席将花更多时间与政府合作，推动行业和公司实现减排目标，认为行业对加拿大GDP贡献大，需通过改善环境领导力实现可持续发展 [119][120] 问题10: 新CEO领导下公司的关键问题和重点变化 - 新CEO表示公司战略由领导团队共同制定，未来将延续过去5年的发展轨迹，不会有太大变化 [111] 问题11: 公司对2023年WCS和TI价差平均值的看法 - 公司认为价差结构正在改善，随着加拿大出口改善、夏季上游生产检修、美国墨西哥湾沿岸基本面变化，价差更可能缩小而非扩大 [123] 问题12: 重启铁路运输计划的难易程度 - 公司表示2020年建立铁路运输计划时就考虑了灵活性，因此能够快速重启和关闭该计划 [113]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后资金流近30亿加元，自由资金流约21亿加元，过剩自由资金流约18亿加元，其中包括收购Sunrise支付的4亿加元现金，该支出被零售燃料网络出售所得净收益完全抵消 [18] - 商品价格波动对油砂运营利润率和美国制造业运营利润率产生影响，美国制造业运营利润率受影响近4.2亿加元 [19][20] - 本季度完成约28亿加元债务回购，使今年回购票据总额达43亿加元，降低了加权平均票面利率，未来每年节省约2亿加元利息支出 [25] - 净债务因营运资金释放加速减少，目前约为53亿加元，年初为96亿加元，三个季度减少43亿加元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - Christina Lake在第二季度检修后恢复生产，日产量超25万桶 [10] - Foster Creek检修推迟至2023年第二季度，本季度计划内维护和水箱问题影响生产，9月产量恢复正常 [11] - Lloydminster Thermals的Bruce Lake North于8月初产出首批石油，日产量远超1万桶的铭牌产能，Lloyd thermals资产组合日产量接近11万桶 [12] - 本季度完成Sunrise交易，收购该SAGD设施剩余50%工作权益，自8月31日起报告100%产量，Redrill和再开发项目表现强劲，钻了两口1600米水平段的长井 [13] 常规业务 - Elm Worth工厂成功完成重大检修，开发钻机在解冻期后重启，10月常规产量在12.5 - 13万桶油当量/日之间，团队以低成本重启部分基础井生产 [14] 海上业务 - 印尼合作伙伴将MDA - MBH油田投产，预计第四季度产量提升，2023年新增油田将使净产量接近2万桶油当量/日，是之前产量的两倍 [15] 美国下游业务 - 吞吐量增加，利用率从第二季度的75%提升至87%，Lima炼油厂利用率达94%，但非运营炼油厂有停工情况，Toledo炼油厂9月20日因事故再次停产 [15][16] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先事项是健康与安全，美国炼油业务重点是建立安全可靠的运营记录，重启Superior炼油厂并接管Toledo运营权 [7][17] - 上游业务继续朝着日产80万桶及以上迈进，下游业务表现有待提升，将是管理层第四季度和2023年的关注重点 [33] - 行业面临来自美国、挪威和荷兰在碳捕集与封存（CCS）方面的竞争压力，公司与政府就CCS项目政策机制和支持进行讨论，待政府提供保障后推进重大脱碳项目投资决策 [52][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管商品价格波动加剧，公司第三季度运营和财务业绩依然稳健，预计年底达到40亿加元净债务目标，届时将向股东分配100%过剩自由资金流 [10][34] - 行业为加拿大经济做出重要贡献，预计2022年向各级政府贡献约500亿加元特许权使用费和税收，同时进行约400亿加元资本投资，包括环境和温室气体减排项目 [28][30] 其他重要信息 - 9月下旬，Toledo非运营合资炼油厂发生火灾，造成两名工人死亡，公司将支持合作伙伴和现场人员，配合调查，炼油厂将保持安全关停状态，后续提供最新情况 [7][9] - 公司按照股东回报框架，将第三季度过剩自由资金流的一半分配给股东，通过NCIB计划向股东返还约6.6亿加元，董事会批准约2.2亿加元（约每股0.14加元）的可变股息 [23][24] - 目前的NCIB计划将于11月初到期，董事会已批准申请新的NCIB计划，未来一年可回购约1.36亿股普通股 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 上游业务是否持续有良好运营变化及发生位置 - 公司自完成Husky交易后，有很多棕地项目机会来增加产量、降低运营成本和蒸汽油比，未来Sunrise将有显著进展，公司还可通过增加增量生产实现约5%的增长率，如Spruce Lake North、印尼项目和Terra Nova [35][37][38] 问题2: 如何看待特别股息与基础股息增长 - 从长期看，公司增加价值的主要方式之一是增长基础股息，需同时增长营收和利润，公司认为有机会增长基础股息和发放可变股息，管理层目标是在商品周期底部也能增长基础股息，对业务的增量投资支持基础股息增长 [40][41][42] 问题3: 达到40亿加元净债务目标的时间及后续影响，以及明年支出展望和维护资本范围是否更新 - 预计年底达到40亿加元净债务目标，届时将执行100%派息政策；明年预算与今年差异不大，会有少量资金用于获取棕地项目机会以维持5%的增长率；维护资本预计从24亿加元提升至27 - 29亿加元 [45][46][49] 问题4: 加拿大在CCS方面与美国和欧洲相比的情况，以及相关政府讨论的解决时间 - 加拿大与美欧相比，在CCS方面需关注竞争力，美国通过《降低通胀法案》加大对工业脱碳支持，行业脱碳需政府参与；预计相关讨论将持续到明年 [52][54][59] 问题5: Superior重建项目在爬坡过程中的风险及2023年上半年利用率的建模 - 项目进展顺利，按计划在2023年第一季度爬坡，目前正从建设阶段过渡到调试阶段，已将首批原油引入储罐，即将调试原油装置并启动 [60][61] 问题6: 剔除FIFO和库存影响后，第三季度下游业务表现优于第二季度的驱动因素，以及上游Foster、Christina和Sunrise特许权使用费率在第三季度上升的原因 - 下游Lima炼油厂吞吐量创纪录，裂解价差有利，随着Superior和Toledo等资产投产，美国制造业业务前景乐观；Foster Creek和Christina Lake处于支付后阶段，特许权使用费率在25% - 40%之间，按年计算，费率波动无结构性原因 [62][63][65] 问题7: 宏观环境是否促使公司修订对“中期周期”的看法及股票回购观点 - 公司仍认为中期周期WTI价格约为60美元/桶，当股价低于内在价值时，更倾向于股票回购；若股价接近30美元，预计有大量可变股息；若股价低于20美元，预计进行股票回购 [69] 问题8: 公司现有资产优化进展及未来上游优化项目情况 - Christina Lake将在未来三年连接Narrows Lake管道；Sunrise作为100%所有者，未来24个月将有新井垫投产，并进行区域重新评估；Terra Nova年底资产寿命延长后将增加1万桶/日产量；印尼MDA - MBH项目已投产，MAC油田明年年中投产，产量将翻倍；公司还可能在常规业务增加约1亿加元投资以提升业绩 [71][72] 问题9: 如何看待联邦环境部长和美国总统对行业的评论和批评 - 加拿大石油和天然气行业已为政府做出重要贡献，预计2022年贡献约500亿加元特许权使用费和税收；行业认真对待脱碳，支持政府减排目标，但需采取务实和现实的方法以保护就业、投资和能源安全 [73][74][76] 问题10: 对联邦政府秋季财政更新中CCUS投资税收抵免的期望，以及Pathways集团推进项目是否需要政府政策变化 - 不期望秋季财政声明有重大变化，公司与联邦政府就CCUS项目进行讨论和协商，需政府提供政策确定性，包括孔隙空间和环境许可等问题，但讨论进展顺利，有望达成解决方案 [77][79][80] 问题11: 为何将60美元/桶作为中期周期价格，以及对明年资本预算谨慎的原因 - 公司注重投资和财务纪律，过去10年油价平均水平远低于60美元/桶，将60美元/桶作为中期周期价格是基于现实考虑；重大投资决策需在45美元/桶的WTI价格下实现资本成本回报，目前投资项目均满足该要求 [82][83] 问题12: 加拿大重质油价格差异较大的情况是否会持续，以及使差异恢复正常的因素 - 目前较宽的轻重油价格差异主要由全球问题导致，包括亚洲和欧洲重质油精炼成本高、全球炼油厂维护导致重质油加工能力有限以及美国战略石油储备释放等，预计这是暂时问题，可能持续到2023年，问题解决后差异将恢复正常 [84][85][88] 问题13: 如何管理多个CCUS项目同时建设带来的劳动力和资源问题 - 行业在过去20年积累了项目建设和管理经验，意识到匆忙推进CCUS项目可能导致资本成本上升和项目延迟；Pathways合作伙伴合作可进行协调，关键是要有合理的脱碳时间表 [88][89][91]

财务数据和关键指标变化 - 本季度总现金税为9亿加元，是第一季度的两倍多，全年现金税指引上调，预计第三和第四季度现金税约为6亿加元 [13] - 本季度调整后资金流为31亿加元，创公司历史新高，自由资金流为22亿加元，过剩自由资金流约为20亿加元 [14] - 第二季度通过股票回购向股东交付超10亿加元，计划将第三季度过剩自由资金流的50%用于可变股东回报 [15][22] - 2022年资本指引增加约4亿加元，包括重启项目、油砂和常规业务的投入 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 克里斯蒂娜湖在成功检修后迅速恢复正常生产，7月单日产量超26.7万桶 [8] - 福斯特溪原计划第三季度的检修推迟至明年，全年产量指引略有上调 [9] - 劳埃德热采项目保持高产量，斯普鲁斯湖北部项目已开始注汽，预计8月初投产，新增产能1万桶/日 [9] - 预计第三季度完成收购日出项目另外50%的权益，计划将产量提升至铭牌产能6万桶/日以上 [9][10] 下游业务 - 除利马炼油厂外，本季度大部分炼油厂和 upgrader进行了检修，导致吞吐量下降，但美国炼油业务利润率创历史新高，利马炼油厂6月吞吐量超17万桶/日 [10] - 汽油裂解价差在过去几周有所软化，美国馏分油库存虽有所上升但仍低于五年平均水平 [11] - 重质原油价差扩大，公司下游业务受益于综合模式 [12] - 下游运营成本指引上调，反映了上半年检修成本和吞吐量影响，预计下半年每桶运营成本将显著下降 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国墨西哥湾沿岸轻质与重质原油价差扩大，战略石油储备释放和WTI结构影响重质原油需求 [28] - 艾伯塔省油砂项目产量增加，但管道分配率低，仍有足够出口能力 [29] - 原油铁路运输成本因馏分油价格上涨而承压，目前活动未大幅增加 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过学习文化提高安全和可靠性，完成检修和维护活动为下半年业务发展奠定基础 [6] - 发布2021年ESG报告，努力减少排放，推进碳捕获和储存项目，目标是到2050年实现净零排放 [7] - 增加资本投入以优化投资组合，提高2023年生产产量，预计下半年上游产量增加至80万桶/日以上 [17][19] - 优先考虑股东价值，根据股价情况选择股票回购或可变股息进行股东回报，目标是净债务降至40亿加元时实现100%自由现金流派息 [46][47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司上半年业绩稳健，下半年有望更强劲，净债务降至75亿加元，将继续展示业务实力和股东回报能力 [22] - 认为当前美国炼油业务前景发生巨大变化，公司综合模式受益明显，但现金税也相应增加 [12] - 对通胀压力保持关注，认为目前通胀在可控范围内，不会对投资决策产生重大影响 [74][75] - 认为联邦政府提出的石油和天然气排放上限目标过于激进，可能导致加拿大石油产量下降，难以实现 [76][77] 其他重要信息 - 公司预计2023年维持资本在26 - 27亿加元之间，较之前的24亿加元有所增加，主要受资产增加和通胀压力影响 [33] - 苏必利尔炼油厂重建预计9月移交运营团队，明年第一季度全面重启，预计日吞吐量约4.9万桶，60% - 70%为加拿大重质产品 [21][51] - 公司计划在五年内投入约10亿加元用于减排项目，短期关注常规业务中减少甲烷排放，长期目标是到2030 - 2035年实现减排目标 [69][70] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 西白玫瑰项目的成本锁定情况以及是否考虑减持股份 - 公司表示大部分成本已锁定，目前股权比例符合预期，将与合作伙伴共同实现项目价值最大化，预计2026年初实现安全生产 [25][26] 问题2: 重质原油价差和铁路运输活动水平的预期以及成本结构 - 公司认为美国墨西哥湾沿岸价差受战略石油储备释放和WTI结构影响，艾伯塔省产量增加但管道出口充足，铁路运输成本因馏分油价格上涨承压，目前活动未大幅增加，公司下游业务受益于当前价差 [28][29][30] 问题3: 如何看待2023年的维持资本支出 - 公司预计维持资本将从24亿加元增加到26 - 27亿加元，主要受资产增加和通胀压力影响，但通胀影响相对较小 [32][33] 问题4: 下游业务的运营改进措施 - 公司介绍了利马炼油厂的高吞吐量，以及托莱多、伍德河、博杰等炼油厂的产能提升和产品优化项目，苏必利尔炼油厂也按计划推进重启 [36][37] 问题5: 日出项目的生产潜力和恢复时间 - 公司对日出项目充满信心，计划应用现有运营模式，预计在24 - 30个月内将产量提升至铭牌产能以上 [40][41] 问题6: 资本分配的理念以及是否会转向100%自由现金流派息 - 公司表示资本分配以股东价值为核心，根据股价情况选择股票回购或可变股息，预计在净债务降至40亿加元时实现100%自由现金流派息 [46][47] 问题7: 苏必利尔炼油厂的进料和产出情况 - 公司介绍苏必利尔炼油厂将改为连续运营，日吞吐量约4.9万桶，60% - 70%为加拿大重质产品，产品包括三分之一的沥青和三分之二的成品 [51] 问题8: 是否有可能成为托莱多炼油厂的100%运营商 - 公司认为托莱多炼油厂具有战略重要性，但目前处于大规模检修期，不适合考虑所有权变更，未来会持续关注 [53][54] 问题9: 下游运营成本调整的原因以及福斯特溪检修推迟的驱动因素 - 下游运营成本增加主要是由于联合企业炼油厂的检修时间延长和成本超支，预计下半年单位运营成本将显著下降；福斯特溪检修推迟是为了优化维护计划，减少全面停产机会，同时进行了风险评估，确保资产安全可靠 [58][59][60][61][62] 问题10: 如何看待基础股息的可持续性和增长潜力 - 公司表示基础股息以商品周期底部的可持续性为考量，目标是在业务增长的同时实现股息的可靠增长 [67] 问题11: 与减排相关的资本支出计划 - 公司计划在五年内投入约10亿加元用于减排项目，短期关注常规业务中减少甲烷排放，具体细节将在年底更新的五年业务计划中公布 [69][70][72] 问题12: 通胀对公司的影响以及对2023年资本计划的影响 - 公司表示油砂业务受通胀影响较小，常规业务受影响较大，整体成本上升约10%，目前通胀可控，不会对投资决策产生重大影响 [73][74][75] 问题13: 对联邦政府石油和天然气排放上限讨论文件的反应 - 公司认为政府提出的目标过于激进，可能导致加拿大石油产量下降，难以实现 [76][77] 问题14: 公司的生产增长预期 - 公司表示目前决策注重实际可行性，致力于有机增长，避免大规模项目，预计今年产量将回到80万桶/日，明年产量也将维持在该水平，并继续寻找增长机会 [79][80][81]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度经营活动现金流为14亿加元，调整后资金流为26亿加元，是合并公司以来最佳财务表现 [10] - 第一季度资本支出为7.46亿加元，自由资金流超18亿加元 [10] - 截至3月31日，净债务降至84亿加元，净债务减少受营运资金增加影响，主要因原油和精炼产品价格上涨 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度上游资产表现出色，总产量约80万桶油当量/日，油砂产量近60万桶/日 [11] - 克里斯蒂娜湖季度平均产量约25.4万桶/日，FCCL第一季度产量近20万桶/日，劳埃德明斯特热采平均产量超9.6万桶/日，日出产量为2.4万桶/日净产量 [11][12][13][14] - 常规业务第一季度运营利润率为2.63亿加元，产量超12.5万桶油当量/日；近海业务产量为7.6万桶油当量/日，运营利润率超4.5亿加元 [15] 下游业务 - 美国制造部门第一季度炼油利用率提高到80%，运营利润率为4.23亿加元；加拿大制造部门劳埃德明斯特综合体利用率为89%，运营利润率为1.14亿加元 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 中国天然气需求强劲，公司正与合作伙伴讨论增加天然气销售机会 [15] - 大西洋地区业务单位净回值超83加元/桶，产量为1.4万桶/日 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司领导团队专注于优化资产负债表以增加股东回报，董事会批准将普通股基础股息提高两倍，引入潜在可变股息，并继续实施股票回购计划 [6][7] - 实施40亿加元的净债务下限，在净债务90 - 40亿加元之间，将50%的超额自由资金流用于股东回报，其余用于资产负债表；净债务达到40亿加元时，将100%的超额自由资金流分配给股东 [8][9] - 继续执行资本纪律，根据周期底部回报测试业务投资，包括45美元/桶的WTI价格 [9] - 考虑通过并购优化下游合资企业结构，优先考虑股东价值和财务纪律 [41][42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 大宗商品价格在过去两年大幅回升，公司行业在帮助世界向低碳经济转型、保护就业、经济贡献和全球能源安全方面的重要作用得到越来越多认可 [23] - 下半年公司业务将更强劲，资产完成上半年重要计划维护后将全面运营，WTI价格风险管理计划将基本结束，下游利润率有望提高，对康菲石油的或有付款将于5月17日到期 [23] 其他重要信息 - 公司更新了2022年商品价格假设，提高了油砂特许权使用费和现金税指导范围，修订了油砂每桶运营成本范围，因通胀影响将苏必利尔炼油厂重建资本估计上调3亿加元，但保险赔款基本可抵消重建资本 [19][20] - 联邦政府宣布碳捕获利用和储存项目投资税收抵免，公司与政府讨论实施细节，以支持公司到2035年将绝对范围1和2排放减少35%以及2050年实现净零排放的目标 [21][22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股票回购计划提前完成的处理方式 - 股票回购是公司向股东返还价值的首选方式，具有机会性；若当前计划结束时股价仍有吸引力，公司会考虑继续回购；NCIB并非购买股票的限制，公司会根据股价与内在价值关系决定是否继续回购或转向可变股息 [28][29] 问题2: 如何评估进一步资本分配 - 公司已接近完成资产合理化和优化计划，当前资产组合与战略相符；资本分配基于周期底部定价和成本回报，优先考虑能为股东带来回报的投资；当前价格环境下有一些短期增长机会，如印尼项目、斯普鲁斯湖北项目和特拉诺瓦项目 [31] 问题3: 公司股票是否具有吸引力及内在价值变化 - 公司以中期周期为目标进行股票回购，会考虑NAV等指标；随着计划执行，预计内在价值将增长，若股价合适，仍有机会进行股票回购 [34] 问题4: 天然气销售合同延期及价格情况 - 荔湾29 - 1已完成补充合同销售谈判，增加了销售合同量，价格强劲；公司正迅速转向荔湾3 - 1，预计价格与过去相似；关于2023 - 2024年情况，公司将在今年晚些时候提供指导 [35][36] 问题5: 债务目标更新原因 - 债务目标降至40亿加元，约为45美元/桶WTI价格下现金流的1倍；公司认为该水平能在向股东返还现金和资产负债表稳健性之间取得平衡，提供更多灵活性和机会 [39][40] 问题6: 公司对并购的看法 - 并购具有机会性，注重股东价值；公司有机会通过扩大利润率和增长顶线来提升股东价值；在下游方面，公司希望拥有和运营资产，但会保持财务纪律；相对而言，下游并购机会可能多于上游 [42][44][45] 问题7: 资本支出增加及苏必利尔项目情况 - 资本支出增加仅与苏必利尔项目有关；该项目战略重要，保险赔款基本可抵消成本增加；项目仍按计划于2023年第一季度全面运营；在热采油砂业务中，供应链团队提前应对成本压力，而常规短期业务在完井压裂钻井季节结束时面临压力，公司将在年中重新评估资本水平 [48][49][50][51][52] 问题8: 路径项目情况 - 政府宣布投资税收抵免是积极一步，但在行业宣布路径基础项目最终投资决定前，需更多关于税收抵免和其他支持计划的细节；公司已在5年计划中纳入甲烷减排等相关预算；预计未来一年左右会有更多项目成本细节 [54] 问题9: 股息提高三倍而非四倍的原因 - 基础股息是股东回报战略的一部分，公司需继续投资资产以确保未来5年股息增长能力；此次股息提高反映了公司对未来增长的信心；随着商品价格稳定，预计年底接近40亿加元债务目标，为进一步增加回报奠定基础 [57] 问题10: 下游业务表现及下半年展望 - 美国下游业务在3月出现好转，第二季度是检修高峰期，预计第三季度检修结束后利用率将提高；产品市场表现强劲，汽油需求恢复到疫情前水平，柴油需求高于疫情前，喷气燃料需求正在回升，为下半年业务发展奠定良好基础 [59] 问题11: 未来是否可能运营BP日出和BP托莱多 - 一切皆有可能，但需询问合作伙伴意见 [61] 问题12: 油砂和下游业务运营利润率改善情况 - 上游方面，公司将FCCL流程应用于劳埃德热采等资产，通过添加NCG、增加井层和重新开发钻井等方式提高产量；日出项目也在实施投资计划和重新开发钻井机会，预计未来2 - 3年持续改善 [66] - 下游方面，伍德河炼油厂检修后将扩大产品产量；托莱多炼油厂改造后可处理高酸原油；推进重新布线艾伯塔项目，引入低成本原油，扩大利润率；TMX管道预计2023年底 - 2024年初上线，公司作为大托运商将受益；利马和托莱多炼油厂完成5年检修周期，未来运行时间更长 [67][68] 问题13: 联邦投资税收抵免是否足以推进路径项目第一阶段 - 全球CCUS项目通常需要政府在资本和运营成本上提供60% - 70%的支持；投资税收抵免是良好开端，但行业可能需要两级政府更多帮助才能推进大规模CCUS项目 [70] 问题14: 盈利强劲情况下为何还需要税收抵免和政府财政援助 - 油价波动较大，过去曾低至10美元/桶，过去10 - 12年平均油价约为50美元/桶；路径项目是数十亿美元的投资，需确保在整个商品价格周期内具有可投资性和可管理性，因此需要行业和政府的长期合作 [71] 问题15: 今年路径项目的工作及最终投资决定时间和所需细节 - 公司已开始路径基础项目的初步工程，向阿尔伯塔政府申请场地，开展环境和其他研究以获取许可；目前正在等待政府关于投资税收抵免的更多细节 [72]

财务数据关键指标变化 - 2021年实现年度运行率协同效应超12亿美元[13] - 2021年公司股价翻倍，从2020年10月25日至2022年2月底，股价上涨308%[14] - 2021年第四季度董事会批准将普通股股息翻倍，并推出约占公司公众流通股10%的股票回购计划[20] - 2021年1月1日，赫斯基能源成为公司全资子公司，3月31日与公司合并[27] - 2021年1月1日Cenovus与Husky完成合并交易，总对价69亿美元，可辨认净资产公允价值56亿美元，产生商誉13亿美元[36][44] - 2021年公司实现并超越100亿美元的中期净债务目标，并开始在正常发行人投标计划下购买股票[37][46] - 2021年交易总对价（含非控股权益）为69亿美元，可识别净资产公允价值为56亿美元，产生13亿美元商誉[51] - 2021年生产volumes为791.5 MBOE/d，较2020年增长68% [56][61] - 2021年原油throughput为508.0 Mbbls/d，较2020年增长173% [56][62] - 2021年营收为463.57亿美元，较2020年增长242% [56][63] - 2021年netback为37.04美元/桶，较2020年增长267% [56][64] - 2021年经营利润为93.73亿美元，较2020年增长918% [56][65] - 2021年经营活动现金流量为59.19亿美元，较2020年增长2068% [56][66] - 2021年调整后资金流为72.48亿美元，较2020年增长6095% [56][67] - 2021年资本投资为25.63亿美元，较2020年增长205% [56][68] - 2021年净债务为95.91亿美元，较2020年增长34% [56][74] - 2021年公司实现收入464亿美元，经营活动现金流量59亿美元，调整后资金流量72亿美元，资本投资26亿美元，自由资金流量47亿美元[78] - 2021年公司经营利润率为94亿美元，2020年为9.21亿美元[78] - 公司长期债务减少17亿美元，净债务减少35亿美元，超过100亿美元的中期净债务目标[78] - 公司发行12.5亿美元10年期和30年期票据，回购约22亿美元未偿还票据本金[78] - 2022年1月10日，公司宣布回购3.84亿美元2023年和2024年到期未偿还票据本金[78] - 公司在2021年底实现12亿美元年度协同效应目标，2021年发生4.02亿美元整合总成本，其中包括5300万美元资本[78] - 公司宣布处置资产现金收入总计19亿美元，2021年已收到约4.3亿美元[78] - 2021年末公司总已探明储量约为61亿桶油当量，较2020年增长21%；总已探明加可能储量约为83亿桶油当量，较2020年增长24%[88][89] - 公司启动了一项正常程序发行人要约（NCIB），拟回购至多1.465亿股普通股；2021年回购并注销1700万股，花费2.65亿美元；2022年1月1日至2月7日，又回购900万股，花费1.6亿美元[93][97] - 公司第四季度股息提高至每股0.035美元，前三季度为每股0.0175美元[93][97] - 2021年公司总生产体积为79.15万桶油当量/日，较2020年增加68%；总上游销售体积为70.08万桶油当量/日，较2020年增加67%[94] - 2021年重油产量为2.02万桶/日，较2020年增加648%；轻油产量为2.25万桶/日，较2020年增加400%[94] - 2021年下游业务总吞吐量为50.8万桶/日，较2020年增加173%[97] - 2021年零售燃料销售（包括批发）为690万升/日[97] - 2021年油砂总产量为58.15万桶/日，较2020年增长52%，较2019年增长8%[98] - 2021年常规产量为13.36万桶油当量/日，较2020年增长49%，较2019年下降8%[98] - 2021年海上总产量为7.44万桶油当量/日[98] - 2021年总产量为79.15万桶油当量/日，较2020年增长68%，较2019年增长4%[98] - 2021年上游总销售产量为70.08万桶油当量/日，较2020年增长67%，较2019年增长8%[98] - 2021年底总探明储量约为61亿桶油当量，较2020年增长21%；总探明加可能储量约为83亿桶油当量，较2020年增长24%[101] - 2021年经营活动现金流量为59.19亿美元，调整后资金流为72.48亿美元，较2020年的2.73亿美元和1.17亿美元显著提高[117][118] - 2021年营业利润率增加，主要因原油、NGL和天然气销售价格提高、收购资产销售产量增加等，但被混合成本增加、特许权使用费等成本提高部分抵消[111][112] - 2021年公司实现毛销售额545.17亿美元，扣除特许权使用费后收入为520.63亿美元[128] - 2021年公司运营利润率增加至93.73亿美元，主要因原油、NGL和天然气销售价格上涨等因素[128][131] - 2021年公司经营活动现金流量为59.19亿美元，调整后资金流为72.48亿美元，较之前年份显著增加[133] - 公司收到权益法核算联营公司分配款1.37亿美元，以及与苏必利尔炼油厂相关的业务中断保险赔款1.2亿美元[121][122][133] - 公司面临整合成本3.49亿美元、或有付款2.42亿美元等成本，部分抵消了经营活动现金流和调整后资金流的增加[121][122][133][134] - 2021年12月31日公司净债务为95.91亿美元，较年初减少35亿美元[137] - 2021年公司资本投资为25.63亿美元，其中上游14.16亿美元，下游10.63亿美元[139] - 油砂业务2021年资本投资10.19亿美元，主要用于维持生产[139] - 美国制造业资本投资9.95亿美元，主要用于苏必利尔炼油厂重建等项目[139] - 2021年第一季度支付长期激励1.11亿美元，与员工加速支付安排有关[140][142] - 2021年净收益为5.87亿美元，较2020年净亏损显著改善，主要因运营利润率提高、减值转回等因素[144] - 2020年常规和美国制造部门减值费用为11亿美元，2021年常规部门减值转回3.78亿美元[140][144] - 2021年因业务中断保险收益和法律索赔和解获其他收入1.2亿美元，2020年第四季度Keystone XL管道项目确认损失1亿美元[140][144] - 2021年重新计量或有付款损失5.75亿美元（2020年为收益8000万美元），整合成本3.49亿美元[140][144] - 2021年第四季度美国制造部门因远期价格影响精炼产品利润率，减值费用为19亿美元[140][144] - 2021年赎回长期债务净溢价1.21亿美元（2020年为净折价2500万美元）[140][144] - 截至2021年，短期借款7900万美元，长期债务123.85亿美元，总债务124.64亿美元，净债务95.91亿美元[146] - 2021年资本投资为25.63亿美元，2020年为8.41亿美元，2019年为11.76亿美元[147] - 2021年油砂资本投资10.19亿美元，主要用于维持生产；美国制造资本投资9.95亿美元，主要用于炼油厂重建和优化项目[146][147] - 2021年布伦特原油均价70.73美元/桶，较2020年的41.67美元/桶增长约70%；WTI原油均价67.91美元/桶，较2020年的39.40美元/桶增长约72%[152] - 2021年WCS原油在Hardisty的均价为54.87美元/桶，较2020年的26.80美元/桶增长约105%[152] - 2021年芝加哥常规无铅汽油均价85.07美元/桶，较2020年的45.24美元/桶增长约88%；超低硫柴油均价86.37美元/桶，较2020年的50.08美元/桶增长约72%[152] - 2021年芝加哥3 - 2 - 1裂解价差均价17.54美元/桶，较2020年的7.54美元/桶增长约133%[152] - 2021年AECO天然气均价3.56加元/千立方英尺，较2020年的2.24加元/千立方英尺增长约59%；NYMEX天然气均价3.84美元/千立方英尺，较2020年的2.08美元/千立方英尺增长约85%[152] - 2021年布伦特原油均价为70.73美元/桶，较2020年有所改善[159] - 2021年WTI原油均价为67.91美元/桶，布伦特 - WTI价差较2020年收窄[159][160] - 2021年WCS原油在哈迪斯蒂均价为54.87美元/桶，WTI - WCS价差较2020年收窄[160] - 2021年平均NYMEX天然气价格较2020年显著上涨，AECO与NYMEX价差扩大[165] - 2021年美元兑加元平均汇率为0.798，较2020年有变化[160] - 2021年加元兑美元平均走强，对公司收入产生负面影响，12月31日较2020年同期也略有走强，偿还无担保票据产生1.73亿美元外汇损失，美元债务折算产生2.3亿美元未实现外汇收益[167] - 2021年公司总销售体积为579.9千桶油当量/天，2020年为386.6千桶油当量/天，2019年为346.7千桶油当量/天[185] - 2021年公司每单位销售的总实现价格为62.82美元/桶油当量，2020年为28.64美元/桶油当量，2019年为53.78美元/桶油当量[186] - 2021年公司原油日总产量为581.5千桶，2020年为381.7千桶，2019年为354.3千桶[187] - 2021年公司有效特许权使用费率为18.7%，2020年为11.6%，2019年为20.3%[188] - 2021年公司每单位运输和混合成本为7.23美元/桶油当量，2020年为8.70美元/桶油当量，2019年为8.94美元/桶油当量[189] - 2021年公司将约20%（2020年为25%）的产品销往美国以提高实际销售价格[195][201] - 2021年第三方采购销量带来的总销售额为29亿美元（2020年为13亿美元）[195] - 2021年与运输、混合和建设活动相关的总销售额为3.29亿美元（2020年为900万美元）[195] - 2021年公司产量为58.15万桶/日，2020年为38.17万桶/日；一季度产量为55.34万桶/日，四季度增至62.49万桶/日[197] - 公司达成出售Tucker资产协议，于2022年1月31日完成交易，获得8亿美元现金收入[197] - 2021年公司收入为206亿美元，运营利润为64亿美元，较2020年增加53亿美元[197] - 2021年公司投资资本10亿美元，主要用于维持Christina Lake、Foster Creek和Lloydminster热资产的产量[197] - 2021年公司净回值为33.69美元/桶油当量[197] - 2021年公司总销售体积为57.99万桶油当量/日，2020年为38.66万桶油当量/日，2019年为34.67万桶油当量/日[199] - 2021年公司每单位有效特许权使用费率为18.7%，2020年为11.6%，2019年为20.3%[199] - 2021年第三方采购销量的总销售额为29亿美元，2020年为13亿美元[202] - 2021年与运输、混合和建设活动相关的总销售额为3.29亿美元，2020年为900万美元[202] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年劳埃德明斯特热采项目重油产量增加约10%[7] - 公司运营包括上游（油砂、常规、近海）、下游（加拿大制造、美国制造、零售）及企业与消除项等可报告业务板块[30][31][33][35] - 2021年油砂资产原油日均产量为58.15万桶，下游原油日均吞吐量为50.8万桶，上游日均总产量为79.15万桶油当量[36][44] - 公司运营包括上游油砂、原油、天然气等项目和下游升级、炼油及零售业务[36][44] - 下游制造原油总吞吐量2021年为50.8万桶/日，较2020年增长173% [82][83] - 2021年油砂业务中，Foster Creek产量为17.99万桶/日，较2020年增加10%；Christina Lake产量为23.68万桶

财务数据和关键指标变化 - 第四季度经营活动现金流近22亿加元，调整后资金流近20亿加元，自由资金流超11亿加元，资本支出8.35亿加元 [18] - 2021年调整后资金流72亿加元，自由资金流近47亿加元，全年总资本约26亿加元 [19] - 第四季度美国制造业板块减值19亿加元，常规业务转回先前减值 [18] - 第四季度公司净债务减少14亿加元，截至2021年底净债务低于96亿加元，较1月1日减少35亿加元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第四季度总产量82.5万桶油当量/日，较第三季度增加2万桶油当量/日 [10] - 福斯特溪四季度产量近21.2万桶/日，较三季度增加约2.5万桶/日，2022年产量指引为18.5 - 20.5万桶/日 [11] - 克里斯蒂娜湖四季度平均产量25.1万桶/日，2022年产量指引为23 - 25万桶/日 [11] - 劳埃德热采资产四季度平均产量近10万桶/日 [11] - 油砂业务运营成本升至约11.76加元/桶 [12] - 常规业务四季度运营利润近2.6亿加元，产量较三季度降低约5%，单位运营成本与三季度持平 [13] - 亚太业务四季度日产量超6.2万桶油当量，略高于上一季度 [14] - 大西洋业务产量下降，但因布伦特油价强劲，实现更高净回值 [14] 下游业务 - 美国制造业板块四季度炼油厂利用率平均为72%，利马炼油厂检修成本约1.45亿加元，单位运营成本增至16.88加元/桶 [15] - 加拿大制造业板块四季度劳埃德升级器和沥青炼油厂平均利用率为98%，全年平均利用率为96%，四季度运营利润1.31亿加元 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 10 - 11月油砂业务实现价格反映了WTI和WCS价格的波动，凝析油价格上涨，冬季稀释剂季节性混合需求增加 [12] - 天然气价格上涨导致油砂业务运营成本环比上升 [12] - 四季度裂解价差和RINs价格出现季节性疲软，汽油受奥密克戎影响 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 致力于在2019 - 2025年底与原住民企业至少花费12亿加元，支持原住民和解 [17] - 目标到2035年将绝对范围1和2的排放量从2019年水平降低35%，2050年实现运营净零排放 [17] - 美国下游业务是公司核心业务和综合战略的重要部分，2022年将重点提升其表现 [33] - 随着净债务目标达成，将增加向股东返还现金 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临整合和疫情挑战，2021年整体健康和安全表现良好，但仍需持续改进 [8] - 2021年作为合并后公司的第一年表现出色，完成既定目标并超额完成 [9] - 假设商品价格保持稳定，公司将迅速达到净债务80亿加元的目标，2022年可能有更多自由资金流 [21] - 预计2022年美国炼油业务吞吐量将增加，汽油和柴油需求强劲 [31] 其他重要信息 - 四季度宣布出售常规业务温布利资产、塔克油砂项目和三分之二的零售加油站，交易总价近15亿加元 [20] - 截至2月7日，已回购约2600万股，加权平均价格为16.31加元/股 [20] - 印尼利曼合同区签署生产分成合同，12月在MBH油田钻探开发井并于1月完成 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 净债务低于80亿加元后股东回报的选择及优先级 - 公司会专注于向股东返还更多价值，管理团队和董事会需做些工作，之后会向股东公布更新计划 [26][27] 问题2: 美国炼油业务的利用率、可靠性和性能改进措施 - 美国炼油是公司核心战略，利马炼油厂检修后已恢复正常运营，预计2022年以正常速率运行 [29] - 过去利用率低主要是商业原因，随着裂解价差改善，利用率将提高，2022年托莱多有重大检修 [30] - 预计2022年吞吐量增加，汽油和柴油需求强劲 [31] 问题3: 19亿加元减值费用的假设变化和嵌入式RINs定价 - 减值主要反映第三方价格走势，折现率会根据投资结构和市场情况调整 [36] 问题4: 考虑到自由现金流，如何思考最优资本结构、债务期限和到期情况，以及优化成本结构的方法 - 公司会在100 - 200亿加元现金范围内运营，在达到80亿加元净债务目标前，会平衡股东回报和去杠杆化 [38] - 会根据市场情况优化债务成本和期限 [38] 问题5: 一季度是否有营运资金逆风，以及能否在一季度末实现净债务低于80亿加元的目标 - 四季度有效管理营运资金，释放约3亿加元，预计一季度无营运资金阻碍 [41] - 一季度将获得温布利和塔克资产出售的收益，正迅速接近80亿加元净债务目标 [43] 问题6: 康菲石油出售股份的应对措施 - 公司的NCIB计划有效抵消了康菲石油的出售行为，若价格合适，NCIB计划仍将是有效手段 [45] 问题7: 库存管理、风险管理和套期保值的理念，以及2022年套期保值影响的量化 - 公司有两个短期项目，一是每月对冲约40%的库存，二是将约60%的WCS价格与WTI价格窗口对齐 [49][50] - 在价格平稳情况下，套期保值基本收支平衡 [51] 问题8: 2022年福斯特溪和克里斯蒂娜湖资产的产量建模 - 产量有波动范围，可参考指导区间，今年两地都有检修，会影响产量 [54][55] 问题9: 福斯特溪和克里斯蒂娜湖资产的或有付款何时停止 - 或有付款将于今年5月17日结束 [56][57] 问题10: 跨山管道扩建延迟和成本增加对公司的影响，以及公司的承诺运输量 - 公司认为对其作为托运人影响不大，预计收费仍有吸引力 [58] - 承诺运输量未公开，但公司是主要托运人，运输量可观 [60] 问题11: 油价上涨对2022年资本支出的影响 - 公司以油气周期底部价格为基础制定发展计划，不会因短期价格上涨改变投资决策，但有活跃的维持性资本项目 [61] 问题12: 联邦政府碳捕获封存税收抵免的情况，以及EOR是否会被纳入 - 公司与政府持续讨论，预计2022年预算会公布更多细节，目前不确定EOR是否会被纳入 [62] 问题13: 亚洲投资机会是否多于加拿大 - 公司亚太业务良好，有优秀合作伙伴和发展机会，会考虑适度投资 [65] 问题14: 今年是否会向油砂路径联盟分配重大资本资金 - 未来8 - 10年预计有重大资本投资，目前主要是可行性研究、工程和许可工作，资本分配相对较少 [66] 问题15: 油砂路径项目的大致成本 - 成本取决于多种因素，规模可能达数十亿美元 [67] 问题16: 与菲利普斯66的合资企业未来走向 - 合作良好，但公司战略向完全一体化能源生产商转变，长期可能寻求其他选择，但无紧迫性，需进一步讨论 [69] 问题17: 若合资企业变化，供应安排如何处理 - 目前处于初步讨论阶段，难以推测具体情况 [70] 问题18: 关于合资企业讨论的结论时间 - 讨论需时间，目前无法给出时间表 [71] 问题19: 四季度存入Capline的桶数、是否为承诺托运人，以及对运输WCS到墨西哥湾的看法 - 公司是承诺托运人，将其作为综合战略一部分，以最大化桶的价值，墨西哥湾是有吸引力的市场 [72]

业绩总结 - 2021年第三季度上游生产量约为805 MBOE/d，油砂生产创下记录，运营利润约为67亿美元[18] - 2021年实现10亿美元的协同效应，预计2022年协同效应年化为12亿美元[19] - 预计2022年股东回报超过20亿美元，并计划回购最多146.5百万股[36][40] - 2022年上游生产预计增长约4%，下游产量预计增长超过6%[36] - 预计在2022年，净债务将降至80亿美元以下[36] - 预计2022年资本支出预算为26亿至30亿美元，预计日均生产780,000至820,000桶油当量[58] - 预计2022年现金流量调整后资金流为正[161] 用户数据与市场展望 - 2022年预计生产量为800 MBOE/d，其中油砂生产量为600 Mbbls/d，常规生产126 MBOE/d，离岸生产70 MBOE/d[2][4][6][8] - 预计2022年下游处理能力为530,000至580,000桶/日[58] - 公司在2022年预计的中国市场净产量为45 MBOE/天[106] - 公司在印尼的生产预计到2023年将增加至20 MBOE/天，开发成本约为1.5亿美元[108] 新产品与技术研发 - 公司在油砂领域的生产和蒸汽油比（SOR）表现优于同行，显示出其在效率方面的领先地位[88] - 预计到2025年，Narrows Lake的首次石油生产将开始，且将访问超过1.0 Bbbl的已探明和可能储量[120] - 公司在未来五年内将继续实现超过6亿美元的运营成本协同效应[84] - 通过优化Lloydminster综合体，预计可实现额外的年毛利$2,000万至$6,000万[135] 财务与资本支出 - 计划在2022年至2026年期间实现约230亿美元的自由资金流[34][35] - 公司长期杠杆目标为1.0-1.5倍净债务与调整后EBITDA的比率，基于每桶45美元WTI油价[45] - 预计2022年净债务将降至低于100亿美元，当前净债务为133亿美元[45] - 预计未来资本支出将灵活调整以应对市场变化[168] 环境与社会责任 - 计划在2022年至2026年期间，温室气体绝对排放量减少约5%[32][33] - 目标在2035年前实现温室气体绝对排放减少35%[28][39] - 公司承诺在未来五年内在六个原住民社区建设约200个住宅，投资金额为5000万美元[77] - 公司与土著企业的支出目标为2019年至2025年间达到12亿美元[76] 其他策略与信息 - 公司在寻找和开发成本方面实现了60%的降低，未来每桶平均F&D成本约为$2.50[123] - 预计2022年股东回报超过$20亿，且在US$45 WTI的情况下，股息增长能力可达4倍[144] - 一次性整合成本为1亿美元，预计最高可达1.5亿美元[157] - 预计有效税率在23%至25%之间[157]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度经营活动产生的现金为21亿加元，调整后资金流为23亿加元，自由资金流为17亿加元，强劲的经营业绩与大宗商品价格上涨共同推动了稳健的财务成果 [33] - 第三季度末净债务约为110亿加元，较第二季度末减少14亿加元，接近实现净债务低于100亿加元的中期目标 [36] - 董事会已批准从第四季度起将普通股股息提高一倍至每股0.14加元，并批准向多伦多证券交易所提交一项高达约1.5亿股普通股的股票回购计划申请 [37][38] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度总产量近80.5万桶油当量/日，较第二季度增长5%，油砂业务运营表现与强劲的实现价格共同推动该业务板块运营利润近20亿加元，带动公司本季度总运营利润达到27亿加元 [13][18] - 克里斯蒂娜湖（Christina Lake）产量在第三季度平均约为24.3万桶/日，较第二季度创下的纪录增长5%，得益于本季度重新开发和重新钻探的油井投产 [14] - 福斯特溪（Foster Creek）在8月和9月实现了超过20万桶/日的产量，该资产铭牌产能为18万桶/日 [16] - 劳埃德明斯特（Lloydminster）热采项目第三季度平均产量约为9.8万桶/日 [17] - 常规业务产量较第二季度下降约7%，主要由于资产出售以及第三方加工厂计划外停产的影响，但运营利润率达到近2亿加元，较第二季度增长35% [19][20] - 亚太业务第三季度日产量为6万桶油当量，与第二季度持平，印度尼西亚产量因需求强劲而上升，抵消了中国资产计划内维护对产量的影响 [22] 下游业务 - 加拿大制造业务中，劳埃德（Lloyd）升级厂和沥青炼油厂平均利用率为98%，总运营利润为1.3亿加元，较第二季度减少约6000万加元，主要因第二季度在布鲁德海姆（Bruderheim）原油铁路终端的一份客户合同结算 [24] - 美国制造业务中，炼油厂利用率本季度平均为89%，较第二季度提高2%，单位运营成本与第二季度基本持平，单位炼油利润率增长约7%至每桶13.45加元，可再生燃料识别码（RINs）平均单位成本较第二季度下降约10%至每桶约7.30加元 [25][26] - 利马（Lima）炼油厂第三季度原油利用率达到93%，9月底放缓生产为第四季度的计划检修做准备，预计第四季度吞吐量将降低 [27][28] - 苏必利尔（Superior）炼油厂重建工程进展顺利，资本支出符合计划，预计重建成本将主要由保险抵消，预计2023年初恢复生产 [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在亚洲销售的天然气为固定价格，受合同中最低和最高提取量条款约束，中国从南海资产的每日提取量已达到最大，印度尼西亚的提取量也较为可观，公司正在努力增加在该地区的天然气销售 [87][88][89] - 目前在印度尼西亚的日产量在8000 - 10000桶之间，有三个扩建项目正在进行中，到2023年底产量将提高到约2 - 2.2万桶/日，这些额外产量每年将产生约2.5亿加元的自由现金流 [90] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于现有资产基础上的小型绿地或棕地项目，以实现产量增长和盈利能力提升，短期内不太可能宣布大规模绿地开发项目 [43][44] - 有机投资需在西德克萨斯中质原油（WTI）价格为45美元/桶或天然气价格为1.70美元的情况下实现资本成本回报，公司正在寻找更多短期、低资本、高回报的棕地项目机会 [46][47][48] - 公司将通过资产出售、优化管道产能等方式继续去杠杆化，实现净债务低于100亿加元后，将在进一步去杠杆化和股东回报之间采取更平衡的自由资金流分配方式 [34][35][39] - 公司参与了油砂净零排放路径倡议，正在推进碳捕获、利用和储存项目，并与各级政府合作，以确保获得必要的政策和财政支持，实现净零排放目标 [30][31][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情仍是公司运营所在所有司法管辖区面临的挑战，公司鼓励员工全面接种疫苗，遵循公共卫生官员、政府和自身健康安全专家的建议，包括在多个现场进行快速检测以及要求办公室和其他可远程工作的员工居家办公 [7] - 公司安全绩效在第二和第三季度有显著改善，例如工艺安全事故频率较第一季度减半，常规业务在今年前九个月没有发生一起可记录的职业伤害事故，但近期发生的几起安全事故提醒公司必须在追求顶级安全水平的道路上坚持不懈 [9][10][11] - 公司对本季度和年初至今运营团队和资产的表现感到非常自豪，认为公司业务实力得到进一步巩固，包括一流资产和可靠运营表现带来的好处，以及这些运营所驱动的财务成果 [41] 其他重要信息 - 公司在第三季度收到退出合作伙伴约7500万加元，作为对特拉诺瓦（Teranova）油田工作权益重组后未来退役负债的贡献 [23] - 公司计划在12月8日的虚拟投资者日分享更多关于资本配置的信息，以及更新后的环境、社会和治理（ESG）重点领域目标 [32][39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 达到80亿加元净债务目标后，公司对有机投资的态度会如何变化？ - 公司认为赫斯基（Husky）交易带来了很多在现有资产基础上实现产量增长和提高盈利能力的机会，将继续关注此类小型绿地或棕地项目，短期内不太可能宣布大规模绿地开发项目 [43][44] - 有机投资需在WTI价格为45美元/桶或天然气价格为1.70美元的情况下实现资本成本回报，公司正在寻找更多短期、低资本、高回报的棕地项目机会，未来资本预算主要为维持性资本支出，会有少量边际增长 [46][47][48] 问题2: 油价大幅上涨是否会使非核心资产出售变得更困难？ - 油价上涨实际上有助于为非核心资产创造竞争氛围，随着商品价格上涨，公司对资产价值的预期也相应提高，对非核心资产剥离计划的进展感到满意 [51] 问题3: 公司是否计划将净债务重置为6000万加元，资产负债表的最终目标是什么，如何在股票回购活动之间进行平衡？ - 公司目前的目标是净债务达到80亿加元，认为这一水平下资产负债表状况良好，长期来看，中期BBB评级是理想状态，在100 - 80亿加元之间，将在股东回报和去杠杆化之间进行平衡，低于80亿加元后再进行重新平衡 [54][55][56] - 第三季度公司通过再融资交易延长了债券期限，降低了近期到期风险，未来将根据市场情况平衡流动性、到期期限和去杠杆化，可能会持有更多现金 [57][126][127] 问题4: 如何考虑股票回购的节奏？ - 公司承诺在净债务达到100亿加元之前不会进行股票回购，目前接近实现该目标，计划在2022年底前完成股票回购计划，但具体节奏会受市场条件影响 [62][63] 问题5: 除了劳埃德（Lloyd），是否还有其他机会对赫斯基（Husky）遗留资产进行优化？ - 公司在劳埃德应用福斯特溪和克里斯蒂娜湖的流程取得了良好效果，认为还有很多机会，计划将这些流程应用到日出（Sunrise）和塔克（Tucker）等其他项目 [66][67][68] - 在常规业务中，公司也通过应用钻井技术优化了一些资产，同时认为上游和下游业务之间存在整合机会，如劳埃德明斯特的升级厂和沥青炼油厂，以及正在重建的苏必利尔炼油厂 [69][70][71] 问题6: 如何考虑股息在资本分配中的合理框架？ - 公司认为股息需要可持续，应在WTI价格为45美元/桶的情况下从自由现金流中支付，在此情景下，公司仍有很大的股息增长空间 [74] - 股票回购应在股价未反映其中期定价下的净资产价值时进行，本季度公司认为回购股票对股东更有价值，但未来股东回报的讨论将取决于上述框架以及公司股价走势 [75][76] 问题7: 2022年资本支出能否维持现有维持性框架，是否会有通胀压力或其他需要考虑的因素？ - 公司认为24亿加元的资本支出可以维持约77.5 - 80万桶/日的产量，并使下游业务保持安全稳定，这一水平在可预见的未来将保持不变 [78] - 过去几年公司在上游业务投资不足，需要进行一些追加投资，2022年还需投入2 - 3亿加元完成苏必利尔炼油厂重建项目，但大部分资本将由保险赔偿覆盖 [79][80] 问题8: 苏必利尔炼油厂的支出和保险赔偿进度如何，是否需要额外弥补？ - 过去一个季度公司收到约1亿加元保险赔偿，预计第四季度会超过该金额，目前在财产损失和业务中断赔偿方面已获得数亿加元，未来随着与保险公司的沟通，会有一定的弥补过程 [82][83] 问题9: 如何看待亚太地区整体天然气需求，以及第四季度和第一季度的情况？ - 公司在亚洲销售的天然气为固定价格，受合同约束，中国从南海资产的每日提取量已达到最大，印度尼西亚的提取量也较为可观，公司正在努力增加在该地区的天然气销售 [87][88][89] - 目前在印度尼西亚的日产量在8000 - 10000桶之间，有三个扩建项目正在进行中，到2023年底产量将提高到约2 - 2.2万桶/日，这些额外产量每年将产生约2.5亿加元的自由现金流 [90] 问题10: 请更新劳埃德地区碳捕获项目和福斯特溪溶剂试点项目的情况，以及这些项目的关键要点和收获？ - 公司计划在12月的投资者日公布修订后的ESG目标，并举例说明如何在近期和长期实现净零排放目标 [95] - 相关项目处于不同阶段，一些处于可行性研究阶段，一些减少排放的项目如在常规业务中减少甲烷排放的项目已经在进行中，公司正在与运营团队和技术开发团队密切合作，探索多种解决方案 [96][97] - 公司正在与联邦和省级政府密切合作，政府已宣布为碳捕获和封存投资设立税收抵免的咨询程序，公司认为这是与政府合作的重要一步，同时还在与多个政府部门探讨其他支持措施，以推动清洁技术产业发展 [98][116][117] 问题11: 如何看待福斯特溪新油井的未来产量走势？ - 福斯特溪西臂的三个油井表现强劲，其中W34油井在过去60天内稳定在约4万桶/日，W35油井为2万桶/日，受益于深厚、纯净的油层和较高的工厂运营可用性，公司认为未来可以维持强劲的产量，将在明年的投资者日提供最新情况 [103][104] 问题12: 请说明遗留项目的定价机制？ - 公司目前的产量超过合同规定的120%，合同将于明年年中到期，实际价格基于中国市场的天然气和石油价格，明年产量将从120%降至85%，公司正在寻找潜在的替代商业模型以维持较高的天然气产量 [106][107] - 公司建议投资者联系投资者关系部门，以了解三个生产区域以及印度尼西亚的定价机制，本季度中国市场的混合价格约为每桶12美元，但存在一些提取量的差异，同时公司在不同项目中的工作权益也有所不同 [108][109] 问题13: 是否可以与康菲（Conoco）达成协议，直接收购其持有的股份？ - 公司认为通过正常市场公开购买的方式执行股票回购计划（NCIB）具有更大的灵活性，能够为股价提供支持，目前认为这是最佳机制，而不是直接进行大宗交易 [112][113] - 公司与康菲保持沟通，虽然不确定是否有机会进行大宗交易，但认为计划中的NCIB规模足以抵消康菲逐步减持对股价的压力 [114] 问题14: 从Cenovus作为联合体的角度，政府可以提供哪些类型的合作或支持，例如是否可以分担部分资本支出、提供更多碳信用额度或设定价格？ - 联邦政府几个月前宣布了为碳捕获和封存投资设立税收抵免的咨询程序，公司认为这是与政府合作的重要一步，目前咨询进展顺利 [116] - 公司与各级政府就碳捕获和封存项目进行了良好的沟通，认为政府的投资税收抵免将是使这些项目经济可行的重要因素，同时还在与多个政府部门探讨其他支持措施，如鼓励技术开发的项目、加拿大基础设施银行的机会等，以推动清洁技术产业与石油和天然气行业共同发展 [118][119][121] 问题15: 如何将净债务减少转化为总债务减少？ - 公司将采取平衡的方法，在市场上寻找机会对总债务进行处理，例如第三季度通过再融资交易降低了前端风险，未来将继续关注市场动态，可能会持有更多现金，同时会与评级机构保持良好沟通 [126][127][128] 问题16: 近期西加拿大精选原油（WCS）价差扩大的原因是什么？ - 美国墨西哥湾沿岸的一些炼油厂检修导致重质原油价差扩大，同时全球天然气价格上涨使一些炼油厂选择降低运营成本，减少重质原油加工量 [130] - 阿尔伯塔省库存处于高位，Cenovus产量创纪录，进入冬季混合季节，凝析油使用量增加，加上Line 3管道投入使用和铁路运输处于最低基准水平，导致价差在15 - 16美元左右波动，主要受墨西哥湾沿岸情况影响 [131][132]