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]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司实现创纪录的年度企业BOE产量，达到116万桶/日，较2019年增加约6.5万桶/日 [8] - 油砂开采和升级部门年度运营成本降至创纪录的每桶SCO 20.46加元，较2019年减少2.10加元/桶；北美勘探与生产液体业务运营成本显著降低1.20加元/桶，较2019年下降10% [8][9] - 2020年公司将企业温室气体强度降低18%，甲烷排放量较2016年水平降低28%；企业总可记录伤害频率提高至0.21，较2016年水平降低58% [11] - 2020年公司在总探明基础上替换了361%的产量，原油、NGL、沥青和合成原油为282%，天然气为656%；在总探明加可能基础上，替换了493%的2020年产量 [33] - 总探明储量增加10%至121亿桶油当量，总探明加可能储量增加12%至159亿桶油当量 [34] - 第四季度调整后资金流达18.5亿加元，自由现金流约7亿加元 [38] - 截至2020年底，净债务余额较2019年底减少约8000万加元；2020年下半年，净债务绝对值减少超15亿加元；2021年已偿还3.625亿加元的非循环定期贷款 [39] - 2021年董事会将股息提高11%至每股每年1.88加元 [42] - 预计在WTI均价约57美元时，2021年调整后资金流在103 - 108亿加元之间，自由现金流在49 - 54亿加元之间 [44] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2020年北美天然气年产量为14.8亿立方英尺/日，与2019年的14.9亿立方英尺/日相当；第四季度产量约16亿立方英尺/日，高于2019年第四季度的14.5亿立方英尺/日 [13][14] - 2020年北美天然气年度运营成本为1.14加元/Mcf，较2019年下降2%；第四季度运营成本为1.07加元/Mcf，优于2019年第四季度的1.11加元/Mcf [14] 北美轻质油和NGL业务 - 2020年年产量为84,658桶/日，较2019年下降13%；第四季度产量为88,161桶/日，较2019年第四季度下降6% [17] - 2020年年度运营成本为14.61加元/桶，较2019年下降4%；第四季度运营成本为13.88加元/桶，较2019年第四季度下降10% [17] 国际业务 - 2020年国际资产年产油量约40,200桶/日，较2019年下降19%；非洲近海年产量约17,000桶/日，低于2019年的21,400桶/日；北海地区2020年年均产量为23,142桶/日，低于2019年的约28,000桶/日 [19][20] - 2020年非洲近海CDI运营成本为13.29加元/桶，高于2019年的11.21加元/桶；北海地区年度运营成本为36.51加元/桶，与2019年水平相当 [19][20] 重油业务 - 2020年年产量为70,279桶/日，低于2019年的82,189桶/日；第四季度产量为65,513桶/日，低于2019年第四季度的94,262桶/日 [21][22] - 2020年年度运营成本为17.59加元/桶，高于2019年的16.66加元/桶；第四季度运营成本为17.61加元/桶，高于2019年第四季度的15.03加元/桶 [21][22] 鹈鹕湖油藏业务 - 2020年年产量为56,535桶/日，较2019年平均水平下降4%；第四季度产量约56,000桶/日，低于2019年第四季度的59,000桶/日 [23][24] - 2020年年度运营成本为6.03加元/桶，较2019年下降3%；第四季度运营成本为5.85加元/桶 [23][24] 热采业务 - 2020年热采产量达到创纪录的约24.9万桶/日；第四季度产量约266,200桶/日 [25][27] - 2020年热采年度运营成本为9.44加元/桶，较2019年下降13%；第四季度运营成本为9.17加元/桶 [26][27] 油砂开采和升级业务 - 2020年SCO年均产量为417,351桶/日，较2019年增加6%；第四季度产量约417,100桶/日；12月创下单月产量约490,800桶/日的纪录 [28][30][31] - 2020年年度运营成本降至创纪录的每桶SCO 20.46加元，较2019年减少2.10加元/桶；第四季度运营成本为20.20加元/桶 [28][30] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年AECO价格预计为2.78加元/GJ，较2020年水平上涨约31% [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续将现金流分配到四个支柱上，以实现股东价值最大化 [45][46] - 公司在2021年将继续推进温布利的高价值蒙特尼轻质原油开发计划 [18] - 公司在油砂业务中致力于开发技术，以实现净零排放的目标 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年面临挑战，但公司凭借低递减资产和卓越运营，实现了顶级的运营和财务业绩 [7] - 公司拥有可持续的自由现金流，能够在不同的定价环境中保持稳健 [40] - 随着商品价格上涨，2021年自由现金流生成预测显著提高，为优化四个支柱的分配提供了机会 [43][44] 其他重要信息 - 公司2020年的储量披露按照加拿大报告要求进行，使用预测价格和递增成本 [32] - 公司在2021年预算中计划在4月进行30天的检修，并将升级器的新增运营罐区接入 [31] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在Kirby South的两年溶剂EOR试点和Primrose的第二个试点进展如何，何时有信心商业推广？ - 回答: Kirby South还需一年观察溶剂回收率；Primrose刚开始试点，需两到三年出完整结果；Primrose地区需完成试点才会考虑商业推广，Kirby South只需再等一年；两者工艺不同，Kirby South是SAGD，Primrose是蒸汽驱 [49][50][51] 问题2: 在CCS方面，是否有可在未来三到五年内提升现有碳捕获或储存能力的低成本扩张机会？ - 回答: 在Primrose有额外蒸汽产能，若获批可增加约8万桶/日产量，但今年采取保守策略；公司正在研究相关细节，有基础设施优势，有多种减少温室气体排放的选择 [52][54] 问题3: 2021年公司是要尽快将净债务降至15亿加元目标，还是有其他现金使用考虑？15亿加元目标是否仍合适？2021年是否有增加增长资本支出的可能？ - 回答: 董事会已提高股息，授权回购与期权行使数量相当的股票以消除稀释，剩余自由现金流用于偿还债务，预计债务将显著减少；15亿加元是之前自由现金流分配目标，预计会很快实现；鉴于2021年市场仍有波动，公司对当前资本支出满意，将管理好资产负债表 [58][59][62] 问题4: S&P的轻微降级是否会使公司重新考虑合适的债务与现金流或债务与资本比率？ - 回答: 公司长期关注此类问题，2020年价格受疫情影响属异常情况；公司有四个资本分配支柱且注重平衡，现金流来源可持续，不同定价环境下表现更稳定 [66] 问题5: 12月油砂产量达到490,800桶/日是否正确，此前是否达到过该水平，如何实现这一产量？当前管道分配情况如何，Enbridge Line 3和TMX能否避免问题恶化？ - 回答: 12月产量为490,800桶/日，因12月1日减产结束，ASOP有额外产能，Horizon表现出色；团队通过不断提升运营、降低成本、提高可靠性和增加产能实现产量增长；目前轻质油管道分配为零，重质油3月分配率为47%，价差约11美元；公司认为Line 3将在第三季度投入使用 [70][71] 问题6: 103 - 108亿加元的现金流预测基于WTI 57美元，假设的原油价差、外汇汇率是多少，WTI每变化1美元的敏感性如何？公司对并购市场环境的看法如何？ - 回答: 预测时WCS折扣为11.77美元/桶，AECO为2.88加元/GJ，外汇汇率约1.27；WTI每变化1美元，税后现金流变化约3.3亿加元；公司目前重点是去杠杆和运营，但也会关注有协同效应和增值机会的并购 [74][76][77] 问题7: 公司对税收和特许权使用费的看法，特别是项目支付后的情况？ - 回答: 2021年12月预算时，WTI 45美元，现金税在2.5 - 3亿加元之间，预计WTI 57美元时将超过10亿加元；特许权使用费方面，油砂特许权项目有支付前后的制度，具体细节可与投资者关系部门沟通 [79][80]

业绩总结 - 加拿大自然资源公司自2009年以来在研发方面投资了约37亿美元[8] - 2019年公司在温室气体研究和技术方面投资了约7740万美元[8] - 2020年自由现金流为约2500百万美元，领先同行[34] - 2019年公司的1P储量为10000百万桶油当量（MMBOE），其中约84%为长期低衰退储量[23] - 2020年到2021年，预计生产增长约5%，年产量目标为1190万至1260万桶油当量/天[100] 用户数据 - 2019年与当地土著企业的合同总额约为5.5亿美元，过去三年总额超过14亿美元[15] - 2019年季度股息每股为1.70美元，较2019年水平增加13%[83] - 公司在过去三年中支付了约53亿美元的股息和25亿美元的股票回购[83] 未来展望 - 2021年预计自由现金流收益率将比同行平均水平高出约45%[36] - 2021年目标运营自由现金流约为7亿美元[42] - 预计2021年运营自由现金流在不同油价下分别为7600万美元（WTI 57美元）、3900万美元（WTI 39美元）和4500万美元（WTI 45美元）[80] - 预计2021年低风险产量增加为245,000至285,000桶油当量/天[99] 新产品和新技术研发 - 通过技术和创新，预计可将生产量翻倍，显著降低温室气体排放强度约50%[62] - 2020年预计运营成本减少超过50%，相当于每年减少约35亿美元的运营成本[66] 市场扩张和并购 - 公司在2021年预算中计划灵活的资本配置以最大化价值[19] - 2021年预算的资本支出为32.05亿美元，较2020年预算增长约18.7%[76] 负面信息 - 截至2020年9月30日，债务与账面资本比率约为40.3%，债务与调整后EBITDA比率约为3.4倍[90] - 预计2020年WTI原油价格为39.19美元/桶[106] 其他新策略和有价值的信息 - 自由现金流盈亏平衡点为每桶30至31美元WTI（包括当前股息）[39] - 运营盈亏平衡点为每桶25至26美元WTI（包括维护资本）[39] - 公司在资本支出方面保持灵活性，优化资本配置以最大化股东价值[28]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生约10亿加元自由现金流（扣除资本支出后）和约4.7亿加元自由现金流（扣除资本支出和股息后），调整后资金流为17.4亿加元 [22] - 第三季度净收益为4.08亿加元，低成本结构使盈亏平衡价格（含维护资本和股息）在WTI每桶30 - 31美元 [23] - 与2020年第二季度相比，净债务减少11亿加元，第三季度末流动性强劲，总可用资金为42亿加元，包括现金和短期投资，并于8月到期赎回10亿美元债券 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度总产量为13.6亿立方英尺，低于第二季度的14.6亿立方英尺；北美第三季度天然气产量为13.4亿立方英尺，低于第二季度的14.3亿立方英尺 [11] - 第三季度北美天然气运营成本为每千立方英尺14加元，高于第二季度的11加元；新增低成本天然气产量约5800万立方英尺/天，成本约为每桶油当量/天2000加元，低于3000加元的目标 [11] - 第三季度实现北美天然气价格为每千立方英尺2.25加元，比2019年第三季度高出约49%；公司已在现有预算内重新分配资本至Septimus和Townsend地区，目标是新增约9500万立方英尺天然气和2900桶NGL，成本低于每桶油当量5000加元 [12] 北美轻质油和NGL业务 - 第三季度产量为79600桶，下降约3%，主要由于自然减产和季度内的维护活动 [13] - 第三季度运营成本为每桶1413加元，低于第二季度的1441加元 [13] 国际资产 - 第三季度总产量为38800桶/天；非洲近海产量为17500桶，与第二季度的17400桶相当；北海产量平均约为21200桶/天，低于第二季度的约26600桶，主要由于计划内维护活动、Kyle油田停产和自然减产 [14] - 第三季度非洲近海运营成本为每桶1232美元，高于第二季度的767美元；北海运营成本约为每桶4210加元 [14] 重油业务 - 第三季度产量增至约71000桶/天，高于第二季度的约62500桶，因恢复与低价相关的临时减产 [16] - 第三季度运营成本为每桶1596加元，低于第二季度的1797加元，反映了对成本控制的关注 [16] Pelican Lake油藏 - 第三季度产量约为56400桶/天，高于第二季度的55700桶，主要由于恢复井服务活动抵消了自然减产 [17] - 运营成本持续保持在较低水平，为每桶576加元，低于第二季度的631加元 [17] 热采业务 - 第三季度产量创纪录，达到287978桶/天，高于第二季度的约213000桶 [18] - 第三季度运营成本接近历史最低水平，为每桶785加元，较第二季度的1013加元下降23% [18] 油砂开采业务 - 第三季度产量约为350600桶，按计划进行了维护 [19] - 运营成本为每桶合成原油2381加元，团队专注于推动卓越运营 [19] 升级业务 - Scotford升级器完成工作，产能增加约32万桶/天；10月下旬，Albian矿的产量约为34.5万桶/天，Scotford的加工量约为32.3万桶/天；AOSP目标于2020年12月恢复全部扩建产能 [20] - Horizon完成季度末计划内维护，目前产量为26万桶/天 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度天然气产量目标超过16亿立方英尺/天，包括近期收购的资产；根据当前第四季度的期货价格，包括液体价值，天然气资产预计每年产生约12亿加元的运营现金流 [25][32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司整体战略是通过有效和高效的运营、持续改进来实现价值最大化和提高利润率，目标是在2020年实现约7.45亿美元的节约 [29] - 公司拥有灵活的资本分配策略，确保长期自由现金流的产生和资产负债表的持续强劲，注重从长寿命、低递减资产中获取可持续回报 [24][26] - 公司致力于实现环境目标，降低温室气体排放强度，朝着油砂净零排放的目标努力，拥有多种实现净零排放的途径 [9][31] - 行业可能处于整合时期，一些健康的公司和不太健康的公司之间存在整合机会，以改善运营和降低成本，预计未来一年将继续有整合发生 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在第三季度实现了卓越的运营和财务业绩，尽管面临价格波动和计划内维护活动，但仍产生了显著的自由现金流 [5][22] - 公司的多元化资产组合和低递减资产使其能够在价格波动中保持韧性，为股东提供可持续的回报 [24][27] - 随着天然气价格的上涨，公司重新分配资本以增加天然气产量，预计第四季度天然气资产将产生可观的现金流 [12][25] - 公司将继续关注安全、可靠的运营，降低温室气体排放强度，提高运营效率，以实现长期可持续发展 [33] 其他重要信息 - 公司发布了2019年可持续发展报告，亮点包括总可记录伤害频率降至0.28（自2015年下降51%）、向150家原住民企业授予约5.5亿加元合同、八名独立董事中有三名女性、公司温室气体排放量自2015年下降16%、露天采矿和原位开采的温室气体强度自2016年下降36% [7] - 公司70%控股的碳捕获设施Quest在第三季度达到里程碑，累计注入500万吨二氧化碳，相当于每年减少125万辆汽车的排放 [8] - 季度末之后，南非11B/12B区块的运营商宣布了第二次重大天然气凝析油发现，勘探井已钻探目标净产层73米，目前正在进行测试，预计2020年底得出产能结果；公司拥有20%的工作权益，预计根据农场外协议，井的成本将全部由对方承担 [15][16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Scotford和Horizon是否还有进一步低成本扩产的空间，以及扩产规模大概是多少 - Scotford仍有扩产空间，但要到2022年，公司正在与合作伙伴商讨；Horizon也有提升机会，公司将在2021年和2022年开展相关工作，但目前无法确定扩产规模，且在11月减产之前尚未对Scotford进行充分测试 [34][35][36] 问题2: 若排除Painted Pony收购，净债务是否能接近之前预期的同比持平 - 商品价格不断变化，若排除收购因素，第四季度公司将产生强劲的自由现金流，有望朝着之前预期的水平发展，第三季度的自由现金流已用于偿还债务，第四季度在当前价格下也将有强劲的现金流 [37][38] 问题3: 天然气业务在公司投资组合中的战略定位，以及其自由现金流和资本支出情况 - 公司目标是通过资产组合实现长期价值最大化，会根据市场情况调整资本分配；目前难以确定天然气业务的自由现金流，主要是运营产生的自由现金流 [41][42][44] 问题4: 公司是否仍计划在今年晚些时候举办线上活动公布2021年资本支出计划，以及与今年27亿加元相比的初步想法 - 公司计划在12月发布2021年预算公告，但具体沟通方式仍在确定中，目前无法提供支出方向的信息 [45][46] 问题5: 如何看待当前北美油气行业的并购浪潮，以及公司国际资产组合是否有深化或合理化的空间 - 行业可能处于整合时期，未来一年可能会继续有整合发生；公司对国际资产组合感到满意，这些资产能产生自由现金流，公司将继续审慎投资以维持现金流 [47][48][49] 问题6: In Pit extraction process（IPEP）项目的最新数据、商业化时间表，以及对净零目标的重要性 - IPEP项目在沉积物堆叠方面表现良好，但在高细度区域的回收率有待提高，原计划今年进行进一步改进；由于疫情，目前正在进行商业工程工作；若一切顺利，预计2026年左右开始逐步转换，转换时间约为3 - 5年 [51][52][53] 问题7: 第四季度热采业务产量是否会降至23万桶/天，以及Enbridge Line 3的下一个重要里程碑和预计启动时间 - 11月热采业务和ASOP等将减产，12月将根据价格情况增加产量；Enbridge Line 3预计下周法院可能会有相关信息公布，有望在2021年年中完成，但具体情况需咨询Enbridge [58][59][60] 问题8: 如何看待为实现净零目标在减排技术方面的投资，以及第四季度营运资金中现金的变化情况 - 公司会平衡投资回报和环境影响，寻找既能增加长期价值又能减少环境足迹的项目；难以预测营运资金的变化，这取决于价格和12月的应收账款情况，但第四季度即使在较低商品价格下，资产仍有能力产生自由现金流 [62][63][65] 问题9: 公司对WCS与WTI价差扩大的容忍度，以及在增加产量时的考虑因素 - 过去一两年重油热采方面没有显著的产量增加，阿尔伯塔省的石油储存量从3月到11月有所下降；冬季通常是生产高峰期，但可能会有一些压力，不过预计这只是短期现象，3月后压力会减轻；公司认为市场上没有显著的供应增加，主要是各公司根据价格情况调整生产，同时确保管道在冬季安全可靠运行 [68][69][74]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后资金流为4.15亿加元，有效覆盖了资本支出，资本支出为4.21亿加元，较2020年第一季度下降50% [20] - 若6月出售储存的油砂矿合成原油和国际轻质原油，调整后资金流预计增加约6000万加元 [21] - 第二季度末流动性强劲，银行信贷额度和现金总额为41亿加元，将7.5亿加元定期贷款额度增至10亿加元并将到期日延长至2022年，按计划偿还了32.5亿加元信贷安排中的1.63亿加元和9亿加元加拿大中期票据 [21] - 本季度发行了总计11亿加元的票据，包括6亿加元的5年期、2.05%票面利率和5亿加元的10年期、2.95%票面利率债券 [22] - 季度末净债务为228亿加元，债务与账面资本比率略高于41%，低于银行契约规定且在公司目标范围25% - 45%内 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第二季度总产量为14.62亿立方英尺/日，高于第一季度的14.4亿立方英尺/日，北美第二季度天然气产量为14.31亿立方英尺/日，高于第一季度的14.07亿立方英尺/日 [10] - 第二季度北美天然气运营成本为1.11加元/千立方英尺，低于第一季度的1.24加元/千立方英尺 [10] - 第二季度公司实现的天然气价格为2.03加元/千立方英尺，天然气销售组合多元化，49%用于运营，32%出口，19%受AECO定价影响 [11] 北美轻质油和NGL业务 - 第二季度产量为82422桶/日，下降约7%，主要因公司决定临时减产和减少油井维护活动 [12] - 第二季度运营成本降至14.41加元/桶，低于第一季度的15.99加元/桶 [12] 国际资产 - 第二季度石油产量约44000桶/日，与第一季度相当，非洲近海产量为17444桶，高于第一季度的约16000桶，因第一季度完成计划维护项目，但被自然油田减产抵消 [13] - 第二季度CDI运营成本为7.67加元/桶，低于第一季度的8.83加元/桶 [13] 北海业务 - 第二季度平均产量为26627桶/日，低于第一季度的27755桶，主要因自然油田减产 [14] - 运营成本为28.47加元/桶，低于第一季度的29.73加元/桶 [14] 南非业务 - 运营商正在移动钻机，目标是在2020年第三季度钻探勘探井，根据结果可能在该区块再钻一口勘探井 [14] 重油业务 - 第二季度产量降至约62500桶/日，低于第一季度的88100桶，因临时减产和减少油井维护活动 [14] - 第二季度运营成本降至17.97加元/桶，低于第一季度的18.68加元/桶 [14] 鹈鹕池业务 - 第二季度产量为55731桶/日，低于第一季度的57986桶，主要因本季度减少油井维护活动 [15] - 运营成本为6.31加元/桶，高于第一季度的6.18加元/桶 [15] 热采业务 - 第二季度产量为212807桶/日，低于第一季度的约228000桶，因5月价格低迷临时减产，杰克鱼进行了计划维护 [15] - 第二季度运营成本为10.13加元/桶，低于第一季度的11.02加元/桶 [15] 柯比地区业务 - 第二季度产量约56000桶/日，包括柯比北部和南部，柯比北部增产提前，7月平均约43200桶/日，比铭牌产能40000桶/日高约8% [16] 油砂矿业务 - 第二季度产量创纪录，达到464318桶/日，包括5月的霍里zon维护，季度运营成本创纪录低，为17.74加元/桶合成原油 [17] - 与2019年相比，前6个月未调整的不含燃料的硬成本同比下降约9600万加元 [17] - 6月测试阿尔比安矿产能，平均测试速率约339000桶/日，斯科福德 upgrader目标是在今年第三季度将产能提高到约320000桶/日 [18] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司拥有强大、长寿、低递减的资产，注重运营卓越、资本纪律和提高利润率，以实现可持续现金流 [5] - 致力于环境、社会和治理方面的表现，自2012年以来已将整体公司碳排放强度降低30%，霍里zon的强度下降38%，是全球油气行业领先的二氧化碳捕集和封存企业 [6] - 油砂业务有多种途径实现净零排放，凭借其长寿、低递减和类似制造业的运营，有望成为全球石油资产中最明确的实现净零排放的途径之一 [8] - 公司整体战略是实现价值最大化和提高利润率，通过减产优化策略管理额外产能 [18] - 持续关注成本控制，与服务提供商合作，目标是2020年节省约7.45亿加元 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在第二季度实现了顶级运营成果，能够有效应对低油价环境，优先生产高利润率产品，随着价格改善，迅速恢复生产 [5][9] - 公司的低成本结构和低递减资产组合在低商品价格周期中具有优势，预计在当前价格下，下半年将实现显著的自由现金流，目标是使2020年底的债务与2019年底持平或下降 [20][22] - 随着WTI价格改善，股东将有更多上行空间，公司专注于持续改进，降低成本，具有较低的自由现金流盈亏平衡点 [26] - 公司将继续关注安全可靠运营，降低温室气体排放强度，提升顶级运营水平，通过平衡四大支柱为股东带来回报 [28] 其他重要信息 - 公司IPEP商业工程工作继续进行，但现场试点测试因COVID - 19减少现场人员而暂时推迟，将在安全时继续试点 [19] - 3月公司将股息提高13%，是连续第20年增加股息，并在低商品价格周期维持股息 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 霍里zon AOSP upgrader的持续产能及运营成本情况 - 升级是针对前端，完成检修后产能将达到320000桶/日左右，公司有多余产能填充，霍里zon运营成本低于2019年是合理预期，团队在提高运营可靠性和降低成本方面表现出色 [30] 问题2: 今年油砂大量检修活动是否意味着明年无需大规模检修 - 否，霍里zon的东罐扩建项目仍在进行，明年春季初将进行检修以完成该工作，今年检修规模相对较小，明年扩建部分完成后检修规模会稍大 [31] 问题3: 超过10亿加元的营运资金提取的组成部分、反转情况及对债务计算的影响 - 营运资金主要是时间问题，两个较大组成部分是应收账款和应付账款提取，应收账款因3月到6月预测价格不同而增加，应付账款提取反映成本和资本下降，随着成本控制，可能不会反转，第三季度检修会带来更多资本支出 [32][33] 问题4: 公司称年底净债务与2019年底持平的假设及对资本的定价考虑 - 这是基于期货价格的预测，采用期货WTI价格，因后半段市场流动性不足，采用随时间的正常化价差和外汇汇率，与2019年底相比有外汇提取，这体现了资产的可持续性和自由现金流能力，低递减和低资本要求，2020年资本预计为27亿加元，WTI价格稳定在41加元左右将使下半年产生自由现金流 [35][36][37] 问题5: 2021年资本支出情况及维持性资本支出的定义 - 目前判断2021年资本支出是否会较2020年有显著变化还为时过早，需经过评估项目和与董事会讨论的流程，2020年预算从40亿加元迅速降至27亿加元并保持产量平稳，明年也会按正常流程评估机会后做决策 [38][39] 问题6: 11月是否会举办开放日 - 目前尚未讨论，但预计会举办 [40][41] 问题7: 公司对Keystone优化扩建中已承诺的10000桶/日及类似机会的看法 - 公司期待尽快获得这10000桶/日的份额，增量部分可能会进行公开招标，这是TC公司的问题 [43][44] 问题8: 公司在当前监管环境下的管道运输风险缓解策略 - 公司支持多个管道项目，如Keystone基础扩建和扩建项目承诺200000桶/日，TMX项目承诺94000桶/日，TMX建设进展顺利，预计2022年12月完成，对其有信心，Keystone情况变化快，暂无法评论 [45][46] 问题9: 公司在当前环境下不增加净债务是否为新战略目标 - 四大支柱仍是资本和现金流分配的基础，2020年暂停了股票回购计划，自由现金流用于改善资产负债表，能够在价格周期中维持股息并在3月提高13%，这反映了资产的低成本结构和低递减性质能够在商品价格周期中维持现金流和自由现金流 [47] 问题10: DAPL和Line 5东段对公司生产的EPS容量的影响 - DAPL和Line 5情况变化快，目前它们运行可靠，公司感到放心，DAPL对公司影响很小，考虑到盆地产量递减，即使有问题也不会有重大影响，对Enbridge在Line 5的工作感到满意 [48] 问题11: 考虑油砂矿业务本季度表现和AOSP产能增加，2021年该业务的总产能或生产潜力 - 整体产能将逐步增加，霍里zon明年有较大检修，产量可能与今年持平，AOSP因今年工作将部分工厂扩建推迟到2022年，预计明年产量将增加，团队在寻找小幅度增产机会方面表现出色 [50][51] 问题12: 将第二季度视为无维护时的新运营速率是否合理 - 合理，第二季度展示了团队运营设施的能力，5月霍里zon进行了清管维护，若无维护，目标是每个季度都接近该水平 [52] 问题13: 公司是否有特定的年末杠杆比率目标 - 基于2020年商品价格，杠杆比率将高于2019年，会低于4倍 [53][54] 问题14: WCS价差和管道分配的近期展望 - 第三季度管道分配预计较低，第四季度可能取决于当时的价格情况，可能会稍高，WCS价差目前为22%，第三和第四季度预计在22% - 30%之间，具体取决于价格和市场供应情况 [55][56] 问题15: 霍里zon和AOSP检修期间，杰克鱼等其他重油生产是否会增加以抵消影响 - 会，公司将调整热采产量，增加杰克鱼和Primrose的产量，检修结束后产量将下降 [57] 问题16: 鉴于2021年天然气期货价格强劲，公司库存中低资本效率（3000加元/桶/日）的天然气增产机会还有多少 - 3000加元/桶/日的是优质机会，公司还有3000 - 5000加元/桶/日的机会，团队会持续在资产组合中寻找其他机会，是一个持续改进的过程 [58] 问题17: Septimus天然气驱项目的最新情况 - Septimus项目按预期运行，是公司未来可利用的手段，Legs项目去年完成，压缩机移至阿尔伯塔地区，因目前天然气价格高、液体价格低且为了保存资本，该地区的试点项目暂停，将在预算流程中重新评估 [59] 问题18: AOSP扩建后升级产品质量是否有变化 - 扩建分两步，第一步是增加前端，扩建后 upgrader将产出更多重油，2022年进行后端扩建，将产出更多优质合成原油 [60] 问题19: 在5年期货价格45 - 50加元的环境下，国际业务板块如何融入公司整体情况 - 国际业务是自由现金流的来源，CDI有勘探机会可提高产量，是公司资产组合中的一个机会，自收购以来该业务已产生近50亿加元的自由现金流 [61] 问题20: 南非勘探井的结果何时公布 - 预计在第四季度年底 [62] 问题21: 公司是否仍预计达到2020年生产指导的低端，是否包括石油和NGL指导 - 是的，年度指导包括液体和天然气产量，液体产量指导范围为910000 - 970000桶/日，天然气为13.6 - 14.2亿立方英尺/日，目前情况稳定，预计将在指导范围内，天然气产量可能略超指导 [63][64] 问题22: 明年霍里zon检修相关的扩建工作范围 - 最大的工作是东罐农场，可提供额外罐容，以便在工厂检修时储存产品，还有一些管道更换工作，公司有积极的完整性计划 [66] 问题23: 新罐容的容量是多少 - 管理层暂无该数据 [67]

业绩总结 - 2019年公司净收益为5,416百万加元，基本每股收益为4.55加元[83] - 2019年公司调整后的资金流为10,267百万加元[83] - 2019年公司日均原油和NGLs生产量为850 Mbbl/d，天然气生产量为1,491 MMcf/d，等效油量为1,099 MBOE/d[83] 用户数据 - 2020年第一季度的液体生产创下记录，达到939 Mbbl/d，占总生产的48%[5] - 自2019年起，公司的1P储量为10,993 MMBOE，其中84%为长期低衰减储量[10] - 公司的2P储量约为69亿桶，储量寿命超过50年[36] 未来展望 - 2020年每股年化股息预计为C$1.70，较2019年的C$1.50有所增加[2] - 2020年资本预算从原计划的C$4,050百万减少至C$2,680百万，减少幅度约为1.4亿[17] - 2020年目标运营成本节省为C$745百万，管理费用减少约C$100百万[18] 新产品和新技术研发 - 自2009年以来，公司在研发方面投资约34亿美元[47] - 公司在碳捕集与封存技术方面处于领先地位，Quest项目每年可捕集约110万吨二氧化碳[50] 市场扩张和并购 - 2018年与当地土著企业的合同金额约为5亿美元，过去三年总计约为12亿美元[44] 负面信息 - 自2019年起，放弃的非活跃井数量为2,035口，2018年为1,293口[47] - 自2012年以来，温室气体排放减少约30%，相当于每年减少约190万辆汽车的排放[49] 财务数据 - 2020年第一季度的自由现金流为5500万美元[22] - 截至2020年3月31日，流动性约为50亿美元，其中现金及现金等价物约为11亿美元[23] - 自由现金流的盈亏平衡点为每桶30至31美元WTI（包括当前股息）[22] - 运营盈亏平衡点为每桶25至26美元WTI（包括维护资本）[22] - 2019年公司债务与调整后资金流比率为2.3倍[83] 资本支出 - 2019年资本支出为7,121百万加元[83] - 2020年第一季度的资本支出为8.38亿美元，低于原预算的10.3亿美元[23] - 2019年运营成本较2013年减少约50%[37]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度，公司实现创纪录的季度产量，达到117.9万桶油当量/天，创纪录的液体产量约为93.9万桶/天 [10] - 第一季度E&P液体运营成本为每桶13.71加元（10.19美元），油砂开采和升级成本为每桶20.76加元（15.43美元） [11] - 公司目标在2020年实现约7.45亿加元的运营成本改善 [12] - 2020年资本支出目标降至26.8亿加元，较原预算减少约14亿加元，降幅34% [22][28] - 第一季度末，公司资产负债表保持强劲，流动性约为50亿加元，其中现金约11亿加元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 油砂开采和升级业务表现强劲，3月合成原油（SCO）产量创纪录，约为47.8万桶/天 [11] - 公司液体产量的77%来自长寿命、低递减资产，天然气产量为14亿立方英尺/天，占油当量的20% [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 市场关注美国和加拿大的库存水平及拥堵情况，行业开始提出应对的创新想法 [56] - 西方加拿大原油价差有所收窄，库存水平预计将保持稳定，价格设定机制受美国炼油厂需求和管道出口能力影响 [83][84] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括灵活有效的资本配置，优化资本分配以实现股东价值最大化，团队专注于提高公司效率 [16] - 公司拥有平衡多样的产品组合，约48%为轻质原油、SCO、NGL，降低对单一产品的依赖 [13] - 公司致力于实现油砂净零排放的目标，计划到2025年将温室气体排放量减少25%，到2025年将勘探与生产业务中的甲烷排放量减少20%，到2022年将原位淡水强度降低50%，将采矿业务中的淡水河流强度降低30% [39] - 与同行相比，公司具有低企业递减率（约10%）、低维护资本（2020年约为每桶4.50美元）和低现金盈亏平衡成本（约为每桶30 - 31美元）的优势 [19][20][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2020年第一季度取得了卓越的运营成果，尽管面临低油价和新冠疫情的挑战，但公司凭借强大的资产基础和有效的运营策略，仍能保持可持续的现金流和股息支付 [7][8] - 随着WTI价格的改善，公司股东将获得更多的上行空间 [41] - 公司认为天然气价格有望走强，计划增加天然气产量以增加公司利润 [74] 其他重要信息 - 公司加强了新冠疫情防控措施，要求营地现场人员在共享空间佩戴口罩，团队在减少疫情对运营的影响方面表现出色 [9] - 公司安全绩效良好，自2018年以来总可记录伤害频率（TRIF）下降了20%，承包商的TRIF下降了30% [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何实现7.45亿加元的成本节约目标？ - 公司各团队都有明确的目标和指标，采用4DX方法和现场改进技术（FIT），从资本和运营方面寻找提高效率和降低成本的方法，同时公司在3月初降低了员工工资，并得到了供应商和服务提供商的积极响应 [46][47][48] 问题: 2.5亿加元的资本支出削减来自哪些方面？ - 削减来自油砂和勘探与生产业务，公司会评估各项支出，确定哪些可以推迟或取消 [49] 问题: 公司的维持性资本是否会因成本结构调整而永久性下降？ - 这取决于价格预测，部分成本下降可能是永久性的，但工资等部分可能会随着价格回升而变化，许多服务提供商也在寻求提高效率的方法 [50][51] 问题: 公司维持股息的理由是什么，在何种情况下会重新评估股息政策？ - 公司拥有优质资产和高效运营，能够在低油价环境下持续产生自由现金流，低成本结构使股息具有可持续性，董事会对公司资产和现金流能力有信心 [54][55] 问题: 公司如何应对库存水平和市场拥堵问题，行业是否需要进一步减产？ - 艾伯塔省约有100万桶的缓冲库存，公司和其他企业正在采取多种措施减少库存，如减缓热采生产、削减产量、推迟油砂维护等，预计随着企业在低油价期间进行维护，市场上的石油供应量将减少 [58] 问题: 公司的杠杆目标是否有变化，是否有绝对杠杆上限？ - 公司长期目标是将杠杆降至150亿加元和1.5倍，但在当前商品价格周期内，短期内不会实现该目标，公司预计不会接近65%的债务与账面资本比率的财务契约，且在2020年将保持在25% - 45%的舒适区间内 [61] 问题: 公司在2021 - 2022年维持产量的观点是否仍然成立，需要多少资本？ - 公司观点不变，约需30亿加元的年度资本，具体决策将根据每月价格情况做出 [63] 问题: 能否提供今年税收情况的相关信息？ - 税收情况取决于现金流和价格预测，这是一个复杂的问题，需要进一步讨论具体假设 [64] 问题: 董事会如何考虑即将到期的债务，如何处理？ - 公司目前流动性强劲，银行集团提供了额外的流动性支持，投资级债务资本市场也对公司开放，公司将继续监控情况 [66][67] 问题: 公司如何看待并购机会？ - 公司认为目前投资组合没有缺口，且买卖价差较大，对现有资产运营状况满意，能够应对市场波动 [68] 问题: 今年运营成本削减对油井生产率有何影响，与其他公司相比如何？ - 公司采取了战略措施减少产量，尽量减少对生产率的影响，预计影响远小于其他公司 [72] 问题: 公司增加天然气支出是否意味着对价格更乐观，依据是什么，预期回报如何？ - 过去几年AECO天然气价格低迷，公司减少了天然气产量，目前油价下跌，天然气价格相对稳定，预计美国天然气产量将下降，AECO价格将在夏季和冬季上涨，公司认为这是增加天然气产量的机会，部分油井的回报期预计在6个月以内 [74][75] 问题: 斯科福德 upgrader 增加产能的计划是否仍按原计划进行？ - 该计划已推迟，主要是由于新冠疫情，为避免与其他运营商的维护活动重叠，部分工作将推迟到明年进行 [76] 问题: 本季度油砂开采和沥青净回值差距扩大的原因是什么，未来差距是否会缩小？ - 差距扩大可能与凝析油定价滞后有关，市场情况复杂，难以预测未来差距是否会缩小，建议根据最佳估计进行建模 [79][80] 问题: 是否会出现两到三个季度没有配给的情况？ - 由于油砂运营商在近期进行维护，预计短期内不会出现配给情况 [81] 问题: 如何看待加拿大石油宏观形势，库存情况如何，价格设定机制是什么？ - 各公司正在削减产量并进行维护，预计库存水平将保持稳定，美国炼油厂需求增加和管道出口能力接近上限将是价格上涨的指标 [83][84] 问题: 2020年资本支出减少对2021年产量有何影响，如何看待2021年的支出水平？ - 目前预计影响很小，2021年支出约为30亿加元，具体取决于价格情况 [86][87] 问题: 如何平衡长期融资和银行增量借款，如何考虑新增债务的货币组合？ - 公司将考虑所有可选方案，债务资本市场和银行都提供了融资机会，公司在货币组合方面没有偏好，会考虑市场情况和货币对冲因素 [88][89]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度净收益约6亿加元，调整后净收益约6.85亿加元，运营现金流约25亿加元，调整后资金流约25亿加元 [48] - 2019年第四季度自由现金流约10亿加元，全年自由现金流46亿加元 [49] - 2019年第四季度总债务较第三季度减少约15亿加元，资产负债表指标保持强劲，债务与调整后息税折旧摊销前利润比率为1.9倍，债务与账面资本比率为37.4% [50][51] - 2019年全年股票回购总计2590万股，价值9.41亿加元，股息总计17亿加元 [51] - 董事会连续第20年提高股息，2020年股息提高13%，至每股1.70加元，2020年截至3月4日，已回购660万股，价值约2.6亿加元 [52] 各条业务线数据和关键指标变化 常规资产 - 天然气：2019年全年产量14.9亿立方英尺，低于2018年的15.48亿立方英尺；北美天然气运营成本为每千立方英尺1.16加元，较2018年下降7%；第四季度产量14.1亿立方英尺，运营成本为每千立方英尺1.11加元 [20][21] - 轻油和天然气凝析液：2019年北美年产量为96984桶/日，较2018年增长3%；全年运营成本为每桶1521加元，略低于2018年；第四季度产量为93909桶/日，较第三季度下降2% [23][24] - 国际资产：2019年石油年产量约49300桶/日，较2018年增长13%；非洲海上产量为21371桶/日，运营成本为每桶1121加元，较2018年下降16%；北海年产量为27919桶/日，较2018年增长，运营成本为每桶3639加元，较2018年下降9% [24][25] - 重油：2019年年产量为82189桶/日，低于2018年；全年运营成本为每桶1666加元；第四季度产量为94262桶/日，高于第三季度，运营成本为每桶15.03加元，较第三季度下降12%，较2018年第四季度下降11% [26][27] - 鹈鹕湖油藏：2019年年产量为15855桶/日，低于2018年；全年运营成本为每桶6.22加元，较2018年下降7%；第四季度产量约为59000桶/日，略低于第三季度，运营成本为每桶5.38加元 [28][29] 油砂资产 热采业务 - 2019年热采产量达到创纪录的约16.8万桶/日，全年热采运营成本为每桶10.83加元，较2018年下降18% [31] - 第四季度产量达到创纪录的约25.9万桶/日，热采运营成本为每桶8.65加元，较2018年第四季度下降35% [32] 油砂开采和升级业务 - 2019年开采业务年产量约39.5万桶/日，运营成本为每桶22.56加元，略高于2018年的创纪录低点 [36] - 自2017年完成AOSP收购以来，LBN矿场的总生产能力增加了约4万桶/日，达到32万桶/日，运营成本降低了约34% [38] - 斯科福德升级厂计划在2020年第三季度将产能提高到约32万桶/日 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年第四季度，加拿大业务实现的天然气价格为每千立方英尺2.52加元 [23] - 2020年预计有额外的19万桶/日的出口能力，12月铁路运输原油约35万桶/日 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续将现金流分配到四个支柱业务，以实现股东价值最大化 [57][58] - 2020年因油价波动，公司在油砂业务上减少了约1亿加元的资本预算，将工作推迟到2020年执行，对产量无影响 [59] - 公司将继续推动环境绩效，以实现并超越2019年12月设定的目标 [59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气需求未来将增长，即使在下行情景下，石油需求仍将可观 [7] - 公司在下行情景下具有优势，油砂开采和升级项目具有长寿命、无递减、无储量替换成本或风险等特点，天然气资产具有低排放强度和低成本的优势 [9] - 公司认为加拿大石油和天然气行业在环境绩效方面取得了显著成就，公司已将整体企业排放强度自2012年以来降低了29%，有多种途径实现净零排放 [13][15] - 公司对2020年的出口情况持积极态度，认为有额外的出口能力和积极的发展势头 [19] 其他重要信息 - 公司执行副总裁董事长史蒂夫·劳特将于2020年5月退休，但将继续作为董事会成员为公司做出贡献 [56] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: IPEP项目的进展、里程碑及实施可能性 - 公司正在试点过程中持续进行改进，预计2023年左右实现商业运营，2020年重点是实现预期的回收率和干砂产量 [63] 问题2: 新的指导标准及现金税指导是否可参考12月的内容 - 现金税指导需考虑定价假设，新的指导标准将成为公司的新标准 [65][66] 问题3: 如何看待当前预算，以及必要时进一步削减资本的灵活性 - 公司对预算感到满意，必要时可进一步削减3 - 4亿加元的资本 [68] 问题4: 斯科福德升级厂产能增加的情况、相关成本及产品情况 - 合作伙伴壳牌计划在秋季进行扩建，成本约7000万加元，阿尔比恩矿场的产量能够满足升级厂扩建后的需求 [70][71] 问题5: 杰克鱼项目运营成本改善的节奏和主要因素 - 通过整合运营，实现规模经济和协同效应，如整合物流、零部件和服务等 [74][75] 问题6: 如何考虑37亿加元的维护资本支出 - 维护资本用于保持产量平稳，公司可通过灵活调配资产来应对维护和减产情况 [77][78] 问题7: 杰克鱼项目潜在增量产量与常规产量的优先级 - 公司优先选择净回值最高的产量，以实现利润最大化 [79] 问题8: 在WTI油价持续为45美元的情况下，资本计划如何变化，以及套期保值政策 - 公司可在4 - 5月评估后，根据商品价格决定是否进一步削减3 - 4亿加元的资本；公司不倾向于进行套期保值 [81] 问题9: 额外9亿加元增长机会的主要节省领域和2020年1.8亿加元的重点 - 节省机会分布在所有资产领域，每个区域、团队和产品都有目标和指标 [82] 问题10: 霍里宗项目创纪录产量的驱动因素及未来建模 - 公司认为霍里宗项目的典型运行率约为25 - 25.5万桶/日，团队在运营成本方面表现出色 [85] 问题11: 如何看待加拿大的出口解决方案 - 公司认为出口情况积极，但在管道建成并输送石油之前仍持谨慎态度 [86] 问题12: 股息增长率的未来展望及2020年股票回购计划 - 董事会根据自由现金流和资产可持续性决定股息，未来股息增长由董事会决定；股票回购计划根据调整后资金流、资本和股息情况，将50%的自由现金流用于股票回购 [88] 问题13: 霍里宗矿坑的枯竭时间、扩展工作的开始时间、相关资本成本和产量提升 - 乔斯林东区租赁将于2022年开始整合到霍里宗矿场计划中，对资本差异影响较小 [90][91] 问题14: 是否考虑改变50 - 50的分配比例，减少股票回购 - 目前分配政策仍然有效，公司会与董事会持续监控，根据现金流和资产情况决定是否调整 [93] 问题15: 北美液体生产和特许权使用费第四季度费率上升的驱动因素 - 公司将后续提供相关信息 [94] 问题16: 股息政策在不同油价下的支付能力 - 公司认为股息具有可持续性，盈亏平衡现金流价格在35 - 40美元之间，能够覆盖股息 [97] 问题17: 斯科福德升级厂过去几年的产能变化及今年扩产情况 - 第四季度该厂大致产能为30.6万桶/日，可运行至30.5万桶/日，计划扩建至32万桶/日，扩产幅度在1.5 - 2万桶/日 [99] 问题18: 收购AOSP 70%股权时，斯科福德升级厂的产能情况 - 当时该厂铭牌产能为30万桶/日，但需要使用LBN矿场的部分产量和第三方采购的原油来填满升级厂 [100]

业绩总结 - 北美轻油日产量为53,412桶，较上一季度的52,429桶增长约1.9%[2] - 北美天然气日产量为1,491百万立方英尺，较上一季度的1,455百万立方英尺增长约2.5%[2] - 总液体日产量为850,393桶，较上一季度的913,782桶下降约6.9%[2] - WTI原油价格为56.96美元/桶，较上一季度的59.83美元/桶下降约4.7%[2] - 净回报为20.80美元/桶，较上一季度的24.67美元/桶下降约15.5%[4] - 北美轻油和NGL的净回报为23.52美元/桶，较上一季度的30.68美元/桶下降约23.3%[4] - Pelican Lake重油的净回报为28.44美元/桶，较上一季度的41.46美元/桶下降约31.3%[4] - 油砂开采和升级的净回报为38.78美元/桶，较上一季度的45.49美元/桶下降约14.9%[4] - Brent原油价格为62.64美元/桶，较上一季度的68.36美元/桶下降约8.5%[2] - WCS混合物差价为-15.84美元/桶，较上一季度的-10.65美元/桶下降约48.5%[2] 用户数据 - 北海轻质原油的实现销售价格为87.10美元/桶，较上一季度的85.90美元/桶增长1.4%[6] - 非洲海上轻质原油的实现销售价格为70.73美元/桶，较上一季度的83.68美元/桶下降15.5%[6] - 北美液体（不包括采矿）的实现销售价格为42.20美元/桶，较上一季度的47.59美元/桶下降11.5%[6] - 企业液体（不包括采矿）的实现销售价格为46.07美元/桶，较上一季度的51.60美元/桶下降10.0%[6] - 北美天然气的实现销售价格为2.10美元/Mcf，较上一季度的1.77美元/Mcf增长18.6%[6] - 包括NGLs的天然气净回报为1.20美元/Mcfe，较上一季度的0.96美元/Mcfe增长25.0%[6] 成本与费用 - 运输费用（不包括原料、稀释剂和硫磺成本）为319百万加元，较上一季度的385百万加元下降17.1%[7] - 原料、油砂开采和升级的费用为272百万加元，较上一季度的198百万加元增长37.4%[7] - 稀释剂成本为825百万加元，较上一季度的413百万加元增长99.8%[7] - 运输、混合和原料的总费用为4,699百万加元，较上一季度的996百万加元增长370.5%[7]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收益超10亿加元，调整后净收益超12亿加元，运营现金流超25亿加元，调整后资金流约29亿加元 [32] - 第三季度自由现金流约15亿加元，净资本支出9.63亿加元，股息4.47亿加元 [32] - 第三季度总债务减少超10亿加元，净现金基础上减少约8亿加元，包括永久偿还8亿加元银行贷款 [32] - 10月额外永久偿还5亿加元银行贷款，债务水平较2019年第二季度显著降低 [33] - 2019年前9个月股票回购总计约2200万股，花费超8亿加元，其中第三季度1.69亿加元；股息总计13亿加元，股东总回报超21亿加元 [33] - 季度末可用流动性约47亿加元，较2019年第二季度增加1.2亿加元 [34] 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14.69亿立方英尺，低于第二季度的15.32亿立方英尺，超第三季度指引 [14] - 北美天然气产量14.25亿立方英尺，运营成本降至每千立方英尺1.07加元，低于2019年第二季度的1.15加元和2018年第三季度的1.33加元 [14] - Septimus地区第三季度运营成本降至每千立方英尺油当量0.26加元，低于第二季度的0.33加元 [15] - Gold Creek地区2口净井投产，日均产液约660桶，每口井日产约400万立方英尺，超预期 [15] - 第三季度实现天然气价格为每千立方英尺1.64加元，销售组合中44%用于自身运营，32%出口，24%受AECO定价影响 [15] 北美轻油和NGL业务 - 第三季度产量降至约9.61万桶，较第二季度下降6%，较2018年第三季度增长3% [16] - 第三季度运营成本为每桶14.96加元，高于第二季度的14.67加元 [16] - 在萨斯喀彻温省钻了8口总井，单井产量约100桶 [16] 国际业务 - 整体表现强劲，日产量超4.8861万桶，超指引，产生大量自由现金流和价值 [17] - 非洲海上第三季度产量约2.12万桶/日，低于2019年第二季度的2.365万桶/日，因自然油田减产 [17] - CDI第三季度运营成本为每桶11.06加元，高于2019年第二季度的8.40加元，因油田起吊时间不同 [18] - 北海第三季度日均产量约2.75万桶，与第二季度的2.76万桶相当，得益于成功的钻探计划，但受检修活动影响 [18] - 2019年第三季度完成钻探计划，钻了3口高产净井，总产量超预期约每口井每日净增1300桶 [19] - 第三季度运营成本为每桶37.11加元，低于2019年第二季度的37.31加元 [19] - 南非运营商计划2020年钻探第二口勘探井，并已确保钻机，根据结果可能再钻一口 [19] 重油业务 - 日产量约8.8万桶，高于2019年第二季度的7.77万桶，因Devon资产全季度贡献及减产优化策略影响 [20] - 第三季度运营成本为每桶17.08加元，低于2019年第二季度的17.52加元 [20] - Devon收购项目持续推进，已实现约2500万加元初始协同效应，比原计划提前超1年，还确定了每年约1000万加元的额外年度节省和约5000万加元的一次性资本节省 [20] 热采业务 - 第三季度产量约20.64万桶/日，超指引，优化生产并立即实现运营协同效应 [23] - Kirby项目区，第三季度总产量约3.13万桶/日，运营成本为每桶8.69加元，包括燃料，反映能源成本降低和运营效率提高 [23] - Jackfish业务第三季度运营成本为每桶9.44加元，9月和10月产量增至约11万桶/日，作为减产优化策略一部分，还将进行油井垫连接，目标产能约2.1万桶/日，成本800万加元，2020年可用 [24] - Primrose业务第三季度产量优化至约7.36万桶/日，高于第二季度的7.19万桶/日，第三季度运营成本为每桶9.91加元，低于2019年第二季度的12.39加元，因燃料成本降低和运营量增加，高利润油垫提前投产，9月增产约1.36万桶/日 [25] 油砂开采业务 - 第三季度产量达43.2203万桶/日，处于指引上限，行业领先运营成本为每桶20.05加元，接近2018年第四季度创纪录低点 [26] - 前9个月，不包括燃料的硬成本同比下降约1.5亿加元，自2017年完成ASOP收购后，利润率从2017年指引中点每桶32加元提高到约22加元，相当于每年节省约8亿加元 [26] - Horizon检修按时且低于预算完成，但启动时发现需维修消防栓制造单元管道，目前产量受限约15.5万桶/日，目标12月初恢复全产量 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计短期内Keystone Base系统将恢复运行，12月Enbridge将增加8.5万桶/日运输量，2020年Express管道和Keystone Base各增加5万桶/日，西北 upgrader将增加4万桶/日重油处理量，总计新增22.5万桶/日运输能力 [29][30] - TMX项目进展顺利，铁路运输稳定在超30万桶/日 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化现金流在四大支柱（资产负债表、股东回报、机会性收购、资源开发）间分配，利用竞争优势为股东创造价值 [4][6] - 竞争优势包括高效运营、多元化平衡资产基础、自有和可控基础设施、规模经济以及创业、负责的企业文化 [5] - 公司支持政府减产决定，认为有助于稳定油价，为艾伯塔省和加拿大带来广泛利益 [29] - 持续推进项目工程和价值工程，利用技术优化设计和执行计划，提高现有和未来生产利润率 [6] - 目标到2019年底将债务与调整后EBITDA、现金流和账面资本比率降至低于2018年12月31日水平 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度运营和财务表现强劲，产生可持续自由现金流，尽管产量受限，但运营成本显著降低，每股产量增长14% [4][5] - 加拿大石油和天然气行业在环境绩效方面取得显著成就，公司自2012年以来整体企业排放强度降低29%，Horizon地区降低37%，主要重油排放强度降低78%，是全球第五大二氧化碳捕获和封存企业，相当于减少超200万辆汽车排放，占加拿大车辆总数5% [7][8] - 公司致力于通过技术创新实现净零排放目标，而非购买碳抵消 [9] - 从全球气候变化角度看，增加加拿大石油和天然气在全球市场份额有助于减少温室气体排放，应推动其市场准入 [10] - 加拿大在ESG标准方面表现出色，应成为ESG投资优先选择 [11][12] 其他重要信息 - 公司使用非GAAP指标评估业绩，但这些指标不应被视为比符合IFRS的指标更有意义 [3] - 所有金额以加元计，产量和储量除非另有说明，均为税前数据 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新增产量能否通过管道运输，是否有增加铁路运输的意愿，Keystone停运影响及四季度库存情况 - 预计2020年新增22.5万桶/日运输能力后，大部分或全部产量可通过管道运输，目前公司有3 - 5万桶/日短期增产能力，用于缓解生产中断 [38] - 与艾伯塔省政府就铁路运输合同条款复杂，谈判耗时，随着管道运输能力增加，铁路运输重要性将降低 [39] - Keystone停运对公司影响很小 [40] 问题2: 债务偿还和股票回购策略调整原因及未来平衡方式 - 公司有自由现金流分配政策，调整后资金流减去资本支出和股息后，剩余自由现金流50%用于回购，50%用于偿债，长期维持该分配比例，季度间会有变化，本季度偿债较多，策略无变化 [43] 问题3: AOSP产量强劲原因及可持续性 - 团队专注寻找增加产能、提高可靠性、增加产量和降低成本机会，与公司整体做法一致 [44] - 目前产量31.8万桶/日难以持续，因减产影响公司其他方面，后续产量情况有待观察 [45] 问题4: 2020年资本支出情况，营运资金是否有顺风因素，是否计入年末杠杆目标，长期净债务目标及加速实现可能性 - 正在制定2020年预算，因减产、铁路运输、FPAs等因素存在复杂性和不确定性，预计与今年相近，约40亿加元 [47][48] - 营运资金受收入收付时间和定价、应收账款影响，季度间难以预测，长期会自行调整，年末杠杆目标假设中性 [50][51] - 50 - 50分配策略不变，150亿加元净债务和1.5倍债务与EBITDA比率为目标，实现速度取决于定价和现金流 [53] 问题5: Keystone恢复情况及成本降低空间 - 参考2017年类似事件，预计未来几周恢复运行 [55] - 公司历史上有降低成本经验，如Pelican产量下降6%，单位成本也降低约6%，团队专注提高效率和效果，以减轻成本上升压力 [56] 问题6: 未来北美现金税情况，新温室气体税结构对公司成本影响 - 预计未来北美现金税无重大变化 [59] - 新的TIER系统是积极进展，需获联邦等效批准，整体成本较CCIR降低，团队正在详细评估，小站点若符合条件可节省税收，2020年较2019年可能略增，但具体差异未知 [61][63] 问题7: Jackfish成本降低原因，当前减产情况及2020年产量预测，NWR炼油厂启动情况 - 成本降低得益于燃料成本降低和运营效率提高，团队利用Kirby和Jackfish运营协同效应降低成本 [66] - 目前有3 - 5万桶/日短期增产能力，用于缓解生产中断，2020年产量因预算未确定无法预测 [67] - 建议查看NWR网站获取最新信息 [68]