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]

财务数据和关键指标变化 - 二季度净收益约28亿加元，调整后净收益超10亿加元，经营现金流超28亿加元，调整后资金流超26亿加元，均较2019年第一季度大幅增长 [55] - 一季度资本支出约9.1亿加元（未考虑德文资产收购），上半年资本支出比原预算少约1.9亿加元 [56][57] - 二季度产生自由现金流13亿加元（支付4.5亿加元股息后，未考虑德文资产收购） [56] - 二季度股票回购总额超3.9亿加元，即回购1045万股用于注销；2019年上半年，股东回报约15亿加元，其中股息约8.5亿加元，股票回购约6.3亿加元 [58] - 债务余额较2019年第一季度减少12亿加元（不包括德文资产收购），若包括资产收购则增加22亿加元；季度末可用流动性约46亿加元，较第一季度增加3.3亿加元 [59][61] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 二季度产量为15.32亿立方英尺，高于2019年第一季度的15.1亿立方英尺；北美业务产量为14.82亿立方英尺，运营成本为每千立方英尺1.15加元，低于2019年第一季度的1.30加元和2018年第二季度的1.28加元 [22] - 塞普蒂默斯地区在二季度末完成五口净井，目标产能为每天2100桶天然气凝析液和3000万立方英尺天然气；二季度运营成本为每千立方英尺当量0.33加元，目标是到2019年底降至0.29加元 [23][24] - 二季度实现天然气价格为每千立方英尺当量1.84加元；公司天然气销售组合多样，45%内部使用，34%出口，仅21%按指导价中点受市场定价影响 [25] - 2019年第三季度天然气产量指导目标为每天14.4 - 14.6亿立方英尺 [26] 北美轻质油和天然气凝析液业务 - 二季度产量约为每天10.24万桶，较第一季度增长7%，较2018年第二季度增长14%；二季度运营成本为每桶14.67加元，较2019年第一季度下降8% [26] 国际业务 - 二季度非洲近海产量为23650桶，高于2019年第一季度；科西波勘探井日产超7000桶，公司正在评估开发机会，潜在增长产能为每天2万桶 [30][31] - 北海二季度平均日产量为27594桶，高于第一季度；二季度运营成本为每桶37.31加元，较2019年第一季度下降6%；2019年第三季度国际产量指导目标为每天4.4 - 4.8万桶，年度指导目标提高至每天4.6 - 5万桶 [33][34] 重油业务 - 二季度产量约为每天77700桶，高于2019年第一季度的约68500桶；二季度运营成本为每桶17.52加元，2019年第一季度为17.30加元 [35] 热采业务 - 二季度产量约为每天10.96万桶，高于2019年第一季度的9.42万桶；基尔比南二季度产量稳定在每天约2.86万桶，运营成本为每桶10.55加元；普里姆罗斯二季度产量优化至每天约7.19万桶，运营成本为每桶12.39加元，低于第一季度的23加元 [38][39] - 基尔比北4万桶/天的蒸汽辅助重力泄油项目正在顺利推进，计划在2021年初达到满产 [40] - 杰克鱼项目6月完成检修，公司计划在热采和重油资产上实现1.35亿加元的成本节约 [41] - 2019年第三季度热采产量指导目标为每天19.8 - 20.6万桶，年度指导目标为每天15.7 - 17.2万桶 [42] 油砂开采业务 - 二季度产量为每天37.4万桶，运营成本为每桶24.17加元；与2018年相比，前六个月不含燃料的硬成本减少约1亿加元 [43] - 7月油砂业务表现强劲，日均产量约46.3万桶；2019年第三季度合成原油产量指导目标为每天41.3 - 43.3万桶，年度指导目标为每天40.5 - 45万桶 [46][47] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年上半年，加拿大西部精选原油（WCS）与西德克萨斯中质原油（WTI）的价差平均约为WTI的20%，与2017年第四季度的历史正常水平相似 [49] - 自4月以来，原油铁路运输量强劲，库存水平下降近1000万桶，对阿尔伯塔省的石油生产有利 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化四大支柱（资产负债表、股东回报、机会性收购、资源开发）的现金流分配，利用竞争优势（高效运营、多元化资产基础、自有基础设施、规模经济、创业文化），为股东创造价值 [8] - 公司支持政府的减产决定，认为这有助于稳定油价，对阿尔伯塔省的生产商有益；公司将继续优化减产计划，以减少对公司的影响 [48][51] - 公司将继续关注市场准入问题，认为增加管道建设是改善市场准入的最安全、对环境影响最小的方式；同时，铁路运输量有望增加，对加拿大生产商来说是积极的趋势 [49][52] - 公司将继续执行自由现金流分配政策，将50%的自由现金流用于股票回购，50%用于改善资产负债表 [81] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场准入问题一直困扰着加拿大油气行业，但目前似乎接近解决；跨山管道即将开工建设，铁路运输能力有望提高，这对行业来说是积极的信号 [11][12] - 加拿大油气行业在减少温室气体排放方面取得了显著成就，将2009年被认为是高排放强度的石油转变为全球优质石油；公司自2012年以来整体企业排放量减少了29%，排放强度下降了37%，主要重油的甲烷排放强度下降了78%，是世界第五大二氧化碳捕获和封存企业 [14][15] - 从环境、社会和治理（ESG）标准来看，加拿大在环境方面表现出色，在社会和治理方面也处于领先地位，因此应该成为ESG投资的优先选择 [18][19] 其他重要信息 - 公司在二季度完成了德文资产的收购，并立即开始整合，预计将实现1.35亿加元的成本节约，并提前将重油生产转移到100%自有管道，预计每年提高利润率约2500万加元 [36][41] - 公司在油砂开采业务中，通过协同效应和运营卓越，降低了成本；同时，积极推进工程优化，以提高产能和降低成本 [43][46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：如何看待加拿大西部原油外运问题，包括政府铁路合同、主要管道项目风险以及铁路运输生态系统 - 阿尔伯塔省政府的铁路合同流程预计8月结束，公司正在评估其经济可行性；公司对管道项目的推进有信心，尽管进展与预期不同，但随着监管和法律障碍的克服，前景逐渐明朗 [66][67][68] 问题2：杰克鱼交易整合的早期经验，以及公司是否应暂停并购并专注于去杠杆化 - 德文资产收购的整合进展顺利，超出预期，预计能实现1.35亿加元的成本节约，且可能会有更多节约机会；公司会持续关注并购机会，目前没有明显短板 [69][70] 问题3：2020年资本支出计划 - 由于公司资产具有低衰减、长寿命的特点，维护资本较低，预计2020年资本支出与2019年（38亿加元）处于相似范围 [71][72] 问题4：第三季度到第四季度热采产量是否会增加及驱动因素 - 是的，一是基尔比北项目正在逐步增产，且在减产环境下进行控制；二是普里姆罗斯的热采垫增加项目提前完成，通过调整霍里森的检修计划，可增加产量；具体产量还取决于10 - 12月的减产分配情况 [73][74] 问题5：德文资产协同效应和整合表现超预期的原因 - 最初评估时较为保守，接管运营后能更深入了解资产，发现更多去杠杆和提高效率的机会，也能更早实现产量转移 [78][79][80] 问题6：未来现金流的使用方式，是否会加大股票回购力度 - 公司将继续执行自由现金流分配政策，将50%用于股票回购，50%用于改善资产负债表；该政策基于公司对资产负债表指标的目标设定，旨在实现平衡 [80][81][84] 问题7：下蒙特尼地区的潜力，是否能达到上蒙特尼和中蒙特尼的产量水平，以及是否会采用三层开采模式 - 下蒙特尼地区有很好的机会，液体产量高；从成本效益角度考虑，在一个平台上进行两层或三层开采是有意义的，对行业来说是巨大机会 [86][87] 问题8：新政府上台后，提名流程修复是否有进展 - 目前没有进展，政府的首要任务是减少减产，其次是解决相关问题，最后才是提名流程；公司相信政府会解决该问题，但目前尚未看到进展 [89] 问题9：自由现金流分配政策是按季度还是年度执行，以及第三和第四季度是否有显著的债务减少 - 公司按周管理自由现金流分配；尽管2019年因收购增加了债务，但会迅速降低债务水平，公司有明确的目标，且自由现金流产生能力强 [92][93] 问题10：西北公司接收增量沥青的进展 - 西北公司正在推进相关工作，建议直接向其获取信息，希望能尽快实现目标 [94][95] 问题11：减产政策是否应更快缩减 - 公司认为目前的减产政策是合适的，若价差再次扩大，对行业将是灾难性的；减产和铁路运输问题需要相互关联解决，以确保经济可行性 [95][96] 问题12：未来是否会增加铁路运输 - 公司作为竞争对手，不便对此发表评论 [97][98] 问题13：德文资产设施整合的时间、成本和潜在成本节约 - 计划在第三季度末前完成重油电池设施的整合，关闭成本极低，主要机会在于降低运输成本和通过使用ECHO管道增加约2500万加元的利润率；杰克鱼项目在水处理方面有优化机会，可增加利润率 [101][102] 问题14：温室气体排放是否有第三方验证，评估铁路运输时是否考虑保险因素，以及为何将债务与股权比例目标设定为1.5倍而非1.0倍 - 温室气体排放报告需通过阿尔伯塔省政府审核，可视为一种验证，公司会考虑第三方验证的价值；评估铁路运输时会综合考虑潜在外运增加的时机、可能性、保险和经济因素；1.5倍的债务与股权比例是2018年底制定的初始目标，会根据公司情况和市场环境在董事会层面每季度进行审查和调整 [105][108][109] 问题15：是否考虑减少凝析油使用或使用丁烷以降低混合成本 - 公司多年来一直在ECHO管道和重油系统上采取多种措施提高利润率 [111][112] 问题16：如何看待炼油业务，是否会增加炼油资产以获取更多利润 - 公司会考虑业务与现有运营的整合以及是否能为股东创造价值，无论是上游还是下游业务，都会综合评估 [113][114]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后资金流为22亿加元，显著增长 [7] - 第一季度净收益接近10亿加元，调整后资金流超过22亿加元，较2018年第四季度大幅增长 [56] - 2019年第一季度资本投入约2.95亿加元，全年基础预算指导为37亿加元 [57] - 第一季度自由现金流强劲，公司将继续执行2019年自由现金流分配政策 [57] - 第一季度股息提高12%，至每年每股1.50加元，这是连续第19年增加股息；第一季度股票回购总额超过2.4亿加元，即回购665万股用于注销 [58] - 第一季度末债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）之比为2.2倍，债务与账面资本之比约为39%，远低于银行财务契约的65%；按当前价格计算，预计2019年底债务与EBITDA之比降至1.5倍左右，债务与账面资本之比降至35%左右 [60] - 第一季度末可用流动性（银行信贷额度和现金）超过42亿加元 [61] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第一季度总产量为15.1亿立方英尺/日，高于2018年第四季度的14.8亿立方英尺/日，主要因各地区设备正常运行时间良好 [24] - 北美业务产量为14.5亿立方英尺/日，运营成本为每千立方英尺1.30加元，与2018年第一季度相当 [24] - 松河工厂继续以约9000万立方英尺/日的受限速率运行，5月3日获得监管批准，将关闭并接管运营权，预计第二季度降低成本 [24] - 塞普蒂默斯地区第一季度启动了一个五口净井的小范围钻探填充计划，目标是在第二季度末投产，预计增加3000万立方英尺/日的天然气和2100桶/日的天然气液，使工厂满负荷运行；该地区运营成本低至每千立方英尺0.36加元，随着产量增加将进一步提高净回值 [25] - 第一季度公司天然气实现强劲价格，为每千立方英尺2.88加元，得益于多元化的天然气销售组合，其中37%内部使用，34%出口，仅29%受4月价格影响；2019年第二季度天然气产量指导目标为15 - 15.3亿立方英尺/日 [26] 北美轻质油和天然气液业务 - 2019年第一季度产量约为95600桶/日，较2018年第四季度下降3%（2018年第四季度也为自愿减产），但较2018年第一季度增长3%，运营成本为每桶15.86加元，与2018年第一季度相当 [27] - 在大温布利地区，公司继续在155净区块土地上钻探和降低蒙特尼油开发机会的风险，随着时间推移可支持363口井，为股东创造显著价值；该地区10口井已投产，初始产量超过580桶/日 [27][28] - 2019年在萨斯喀彻温省东南部和曼尼托巴省钻探了9口净井，目前单井产量约为85桶/日，这些井不受减产限制，体现了公司的资本灵活性和资产实力 [28] 国际业务 - 第一季度非洲近海产量为22155桶/日，与2019年第四季度相似，因为Baobab的最后一口生产井于3月底完成并投产，日产约1200桶净产量，符合预期 [29] - 第一季度CDI运营成本为每桶9.79加元，优于2018年第一季度的10.14加元；第二季度计划在Kossipo钻探一口勘探井，若成功将为CDI带来另一个开发机会，潜在总产能为20000桶/日，可接入Baobab浮式生产储油卸油装置（FPSO） [30] - 在南非，运营商计划2020年进行第二口勘探井钻探，根据结果可能再钻两口勘探井；北海第一季度平均产量为25714桶/日，高于2018年第四季度，主要由于第四季度三个地点的计划维护和2018年成功的钻探计划；2019年钻探计划进展顺利，第一口井于4月初投产，产量超过预算的3900桶/日，今年还将钻探三口生产井；运营成本为每桶39.68加元，较去年下降9%；第二季度国际产量指导为49000 - 53000桶/日，反映了该季度Ninian Central的21天检修 [31][32][33] 重油业务 - 产量为68473桶/日，低于2018年第四季度的79678桶/日，因为第一季度进一步减产 [33] - 考虑到减产影响，第一季度运营成本为每桶17.30加元，略高于2018年第一季度的17.03加元，主要反映季节性能源成本和减产产量 [34] - 公司长寿命低递减转型的关键部分是世界级的鹈鹕湖油藏，其前沿的聚合物驱正在推动显著的储量和价值增长；2019年第一季度产量为61200桶/日，略低于2018年第四季度的约62400桶/日，因为聚合物驱开始稳定产量递减；第一季度运营成本为每桶6.69加元，较2018年第一季度的7.07加元下降5%；4月公司整合运营，减少乙烯电池，目标是每年降低运营成本约600万加元；第二季度将把三个水驱区块转换为聚合物驱，进一步提升鹈鹕湖的长期价值；鹈鹕湖凭借低递减和极低的运营成本，拥有出色的净回值和循环比率 [34][35][36] 热采业务 - 第一季度产量约为94150桶/日，低于2018年第四季度的约102100桶/日，因为进一步减产 [37] - Kirby South第一季度产量稳定在29692桶/日，运营成本为每桶12.31加元（包括燃料），反映了较高的能源成本和较低的产量；Primrose第一季度产量进一步减至62000桶/日，低于2018年第四季度的68100桶/日；Primrose运营继续高效，第一季度运营成本为每桶20.23加元，高于2018年第一季度的16.61加元，主要由于减产和较高的燃料成本 [37][38] - Kirby North的40000桶/日蒸汽辅助重力泄油（SAGD）项目正在注汽，工厂调试进展顺利，目标是第二季度末产出首批原油，2020年末产量提升至40000桶/日；成本表现符合预算；Primrose高利润区块的设施建设提前完成，计划2019年第三季度注汽，投产后前12个月预计增加26000桶/日产量；热采业务第二季度产量指导为100000 - 106000桶/日 [38][39] 油砂开采业务 - 第一季度产量为416206桶/日，行业领先的运营成本令人印象深刻，未调整基础上为每桶21.46加元，团队表现出色；公司继续利用两个矿区之间的协同效应，包括技术专长、服务采购和运营效率 [40] - 由于阿尔伯塔省强制减产，Horizon团队将工厂维护从4月提前至3月底，以减轻月度减产影响 [41] - Scotford北部升级装置的工艺炉正在维修，而南部升级装置的基础升级工厂运营未受火灾影响；Scotford升级装置于4月14日开始38天的检修，期间南部升级装置将以约140000桶/日的速率受限加工合成原油（SCO）；计划维护完成后，5月和6月阿尔比安矿的平均净产量目标约为171500桶/日，较公司之前的目标减产约7000桶/日；北部升级装置的维修成本估计为1500万加元，目标是6月初全面投入运营；公司继续优化阿尔伯塔省的其他资产，以减轻减产对产量的影响；减产至沥青销售优化计划（ASOP）的产量将在公司内部分配 [42][43][44] - Horizon South租赁项目按计划进行，目标是比原北坑计划节省超过5亿加元；IPEP试点继续进行，公司不断改进以提高其性能；公司在Horizon继续有序推进工程，以保留75000 - 95000桶/日的增长机会，等待市场准入明确 [45] - 油砂开采业务第二季度SCO产量指导为400000 - 440000桶/日；公司继续强烈支持政府的减产决定，因为第一季度西部加拿大精选原油（WCS）和合成油的价差已稳定在更正常的水平 [46] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度WCS与西得克萨斯中质原油（WTI）的价差约为WTI的20%，与2017年第四季度的历史正常水平相似，当时WTI约为每桶55加元，WCS价差约为每桶12加元 [48] - 目前公司通过铁路运输原油约14000桶/日，具有经济性，因为WCS在美国墨西哥湾的交易价格比WTI高2美元/桶 [49] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将现金流在四大支柱（资产负债表、通过股息和股票回购回报股东、资源开发和机会性收购）之间进行严格分配，以实现股东价值最大化 [8] - 公司拥有大量高质量未开发资产，具有显著的增值和增长机会，但执行时机取决于市场准入改善、财政竞争力和监管有效性及效率 [9] - 公司强烈支持阿尔伯塔省政府的减产计划，认为该计划使市场正常化并挽救了数千个工作岗位；强调减产的根本原因是市场准入不足，这是需要解决的核心问题 [10] - 公司认为，如果从全球气候变化的角度看，应倡导通过管道增加加拿大石油和天然气的市场准入，因为加拿大石油和天然气行业在减少温室气体排放方面取得了显著成就，增加其在全球市场的份额将有助于减少全球温室气体排放 [11][18] - 公司认为加拿大油砂的价值对加拿大和公司都非常重要，相信油砂最终将经受住油价波动和任何潜在需求预测情景的考验，因为油砂将具有最低的环境足迹和总成本；公司在Horizon将运营成本从每桶超过40美元降至约15美元，且无需储备替换成本，这是公司投资油砂和成为研发领导者战略的重要因素 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前市场的提名过程存在功能失调问题，需要修复，以确保阿尔伯塔省生产的实际原油能够平等进入市场；减产计划目前有效，缩小了价差，创造了就业机会和税收，但需要解决提名系统问题 [66][68] - 随着时间推移，常规产量下降将开始影响阿尔伯塔省，预计降幅在45000桶/日左右甚至更高；铁路运输量将增加，2019年北美西部铁路（NWR）将开始接收额外的重油，日接收量为50000桶 [52] - 公司将与阿尔伯塔省政府、监管机构和行业合作，努力改善当前系统；在减产继续的情况下，公司将优化检修计划和停产安排，以减少影响；公司还参与二级市场购买减产配额 [51] - 公司认为其优势在于能够根据市场条件有效地将现金流分配到四大支柱；公司将继续专注于安全可靠的运营，提升顶级运营水平，平衡资本分配优化，实现自由现金流，并加强资产负债表 [53][55] 其他重要信息 - 公司自2009年以来在研发方面投资34亿加元，在加拿大所有行业中排名第三 [12] - 公司在Horizon油砂开采和升级业务中，将温室气体排放强度降低了37%，相当于在当前生产水平下减少665000辆汽车的排放；在主要重油业务中，通过技术和持续改进将甲烷排放体积减少了78%，相当于在2018年生产水平下减少903000辆汽车的排放；公司还在加拿大捕获和封存大量二氧化碳，是全球石油和天然气行业中第五大此类企业，相当于每年减少576000辆汽车的排放；仅这三个项目，公司就相当于减少了超过200万辆汽车的排放，占加拿大汽车总数的5% [14][15] - 如果全球其他地区在火炬燃烧方面达到加拿大石油和天然气行业的水平，温室气体排放将减少23%，相当于减少1.1亿辆汽车的排放；加拿大已批准的一座液化天然气（LNG）工厂投产后，相当于关闭40座燃煤电厂，减少加拿大温室气体排放10%以上，或超过不列颠哥伦比亚省的总排放量；加拿大有能力建设至少五座此类LNG工厂，相当于减少加拿大温室气体排放50% [16][17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：提名系统的解决方案和解决时间 - 由于选举和政府更迭，需要重新启动与前政府开始的讨论；关键是要确保阿尔伯塔省生产的实际原油能够平等进入市场，消除当前系统中的“虚拟桶”；减产计划目前有效，缩小了价差，但需要修复提名系统 [66][67][68] 问题2：公司是否对市场上较高成本的资产有收购兴趣 - 公司从未对收购或潜在收购发表评论；公司投资组合没有缺口，在自身领域表现出色，但如果能通过收购为公司增加价值，也不惧怕进行收购 [69][70] 问题3：价格实现情况较好的原因，特别是重油方面 - 公司在混合方面没有变化；价格实现情况较好可能是由于减产使月度指数与现货之间的价差收紧，减少了后分配桶的折扣 [73][74] 问题4：如何看待股票回购水平，能否达到目标比例以及何种情况下会超过该比例 - 公司去年底采用的自由现金流分配政策是将调整后资金流减去预算资本和当前股息后，50%用于偿还债务以加强资产负债表，50%用于股票回购；这是一个前瞻性的过程，需要在较长时间内实现，随着自由现金流更加明确，会有更多资金分配到股票回购 [76][77] 问题5：如何看待今年剩余时间的营运资金情况，是否会利用其偿还债务 - 第一季度营运资金增加是部分原因导致未分配资金偿还债务；随着全年按照50 - 50的现金流分配政策进行，营运资金问题将得到解决；营运资金的变化取决于价格和价差情况以及付款时间 [79][80][81] 问题6：什么情况下会重新考虑37亿加元的资本预算，以及如何看待Horizon的项目机会 - 公司目前处于观望状态，直到市场准入明确；希望看到相关项目的具体日期确定，甚至开始动工后，才会增加资本预算；在此期间，公司正在为Horizon热采和常规业务进行所有准备工作，以便在市场准入明确后能够执行项目 [82] 问题7：减产机制与阿尔伯塔省储存量之间的关系，以及储存量对价差的影响 - 最初的减产提案是基于公司六个月的平均产能，但后来改为峰值产量，这并不合理；由于价差和WTI价格的变化，一些运营商减少了铁路运输；随着WTI价格和价差的改善，铁路运输将变得更经济，预计今年会增加；阿尔伯塔省活动低迷，产量将开始下降，NWR将投入运营并接收原油；此外，检修季节开始，许多生产商将减少产量，这将进一步降低库存 [87][88][89] 问题8：如果管道建设不如预期，公司的市场准入计划B是什么，如何平衡在加拿大和海外的投资，铁路运输是否会变得更重要 - 公司目前通过铁路运输原油14000桶/日；首先要解决提名系统问题，然后再考虑铁路运输；公司不惧怕增加铁路运输，但必须有合适的交易和经济理由，以增加公司价值 [90][91] 问题9：主线从普通承运人变为合同状态，公司是否会感兴趣 - 在不了解具体条款的情况下，公司初步认为很难只依赖一个区域；公司希望有多个出口点通往墨西哥湾，避免被单一区域束缚 [92] 问题10：公司进行收购时考虑的因素，是否考虑市场准入和税收池等因素 - 公司关注如何为公司长期增加价值；例如，公司在ASOP项目中利用Horizon的团队和知识，实现了成本降低和可靠性提高，为公司创造了长期价值 [94][95] 问题11：Albian是否生产稀释沥青，是否储存，6月和7月的销售是否会大于

财务数据和关键指标变化 - 2018年第四季度，基准西德克萨斯中质原油价格下跌15%，重油、轻油和合成原油差价异常高，影响整个行业，公司主动削减产量，第四季度产量减少约2.45万桶/日 [42] - 2018年第四季度，公司经营活动产生的现金流为14亿加元，比季度投资活动所用现金流多约3.5亿加元 [43] - 2018年，公司经营活动产生的现金创纪录达到101亿加元，调整后资金流为91亿加元，净利润为26亿加元，调整后收益为33亿加元，调整后净收益较2017年增加约19亿加元 [43] - 2018年，公司调整后资金流为91亿加元，比净资本支出多44亿加元，28亿加元自由现金流返还给股东，其中15.6亿加元通过股息（较上年增长22%），12.8亿加元通过股票回购（使流通股减少约1.7%），长期债务减少18亿加元，总资本负债率从2017年底的41.4%降至39.1%，调整后债务与息税折旧摊销前利润比率从2.7倍降至2倍，流动性增加5.75亿加元至48亿加元 [44] - 2019年，公司董事会将当前股息提高12%至每季度0.3705加元，3月6日又以每股35.86加元的成本回购430万股 [45][46] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2018年，公司天然气总产量为15.48亿立方英尺，低于2017年的16.62亿立方英尺，主要因北美业务中天然气价格低，主动减少活动、削减和关闭生产 [18] - 2018年，北美业务天然气年产量为14.9亿立方英尺，运营成本为每千立方英尺1.25加元，均在指导范围内；第四季度产量为1.44亿立方英尺/日，受第三方派恩河工厂影响约8500万加元/日，且因价格低主动削减产量影响约3000万加元/日 [18] - 派恩河工厂目前以9000万加元/日的受限速率运行，等待监管批准接管运营权，预计2019年第三季度恢复至1.2亿加元/日，原计划为1.45亿加元/日 [19] - 2019年第一季度，公司在塞普蒂默斯蒙特尼开始一个五口净气井的小钻探计划，目标是在第二季度末投产；第四季度，公司天然气实现强劲定价，为每千立方英尺3.23加元，因其多元化销售组合，35%内部使用，32%出口，仅33%受回声定价影响；2019年第一季度天然气产量指导目标为1.49 - 1.52亿立方英尺/日 [19] 北美轻油和NGL业务 - 2018年，公司重新分配资本，从重油转向北美轻油和NGL活动，全年钻了32口净井，超过原目标67口；年产量为93728桶/日，较2017年增长2%，运营成本为每桶15.29加元，高于2017年的14.30加元 [20] - 2018年第四季度，产量为98826桶/日，较第三季度增长6%，较2017年第四季度增长5%，运营成本为每桶14.25加元 [20] - 在大温布尔地区，公司继续战略钻探，2018年第四季度钻了27口净井，14口已投产，初始30天液体产量约为600桶/日，12口计划在第一季度末完成并投产；核心温布尔地区7口净井结果良好，30天液体产量为785桶/日，还有5口待完成 [21] - 2018年，在萨斯喀彻温省东南部和曼尼托巴省钻了32口净井，比原目标多18口，总产量增加约2750桶/日；2019年第一季度，目标是钻21口净原油井，其中5口在大草原地区，9口在萨斯喀彻温省东南部和曼尼托巴省，7口在阿尔伯塔省南部 [22] 国际轻原油业务 - 2018年，国际轻原油业务表现强劲，年产量达到指导上限43627桶/日，因按布伦特油价定价，产生大量自由现金流 [23] - 海上资产年产量为19662桶/日，略低于2017年的20335桶/日，运营成本为每桶26.34加元；12月初，奥洛维油井永久关闭；科特迪瓦年运营成本在指导范围内，为每桶13.30加元 [23] - 2018年第四季度，非洲近海产量为22185桶/日，较第三季度增加3400桶/日，因下半年新井投产；科特迪瓦第四季度运营成本为每桶11.68加元 [23] - 北海地区，2018年年均产量为23965桶/日，略高于2017年的23426桶/日，因小型但成功的钻探计划，运营成本为每桶39.89加元；第四季度平均产量为21071桶/日，低于第三季度的28702桶/日，主要因季度内三次计划内维护 [23][24] - 2019年第一季度，公司计划在巴奥巴钻一口总生产井，在北海钻一口井，目标是在第二季度初投产；第一季度国际产量指导目标为46000 - 50000桶/日 [24] 重油业务 - 2018年，公司重油年产量为86312桶/日，低于2017年的95530桶/日，约降低10%，因主动削减产量、减少钻探和完井工作；运营成本为每桶16.60加元，较2017年增长6% [27] - 2018年第四季度，产量为79678桶/日，进一步削减产量，运营成本为每桶16.85加元，高于2017年第四季度的16.28加元和第三季度的15.58加元；第四季度钻了24口净重油井；2019年第一季度目标是钻6口重油井 [27] 鹈鹕湖油藏业务 - 2018年，鹈鹕湖油藏年产量为63082桶/日，运营成本低至每桶6.72加元，因2018年将聚合物驱恢复至收购资产的62% [28] - 2018年第四季度，产量为62428桶/日，略低于第三季度的62727桶/日，因聚合物驱开始稳定产量下降；第四季度运营成本为每桶6.40加元，与第三季度基本持平 [28] - 2018年第四季度，在收购土地上钻了4口净生产井，每口井约100桶/日；公司在这些土地上还确定了31个额外机会；2019年，目标是进一步整合运营，每年节省约600万加元运营成本 [29] 热采业务 - 2018年，热采业务年产量为17839桶/日，主要因全年削减产量，低于2017年的约12万桶/日，运营成本为每桶13.20加元，高于2017年的11.81加元 [29] - 2018年第四季度，产量约为10.2万桶/日，低于第三季度的约11.25万桶/日，因主动削减产量 [29] - 柯比南地区，2018年年产量稳定在约3.5万桶/日，运营成本为每桶9.54加元，与去年基本一致 [30] - 普里姆罗斯地区，2018年年产量约为7万桶/日，低于2017年的约8.15万桶/日，因削减产量和后期油井蒸汽吞吐周期缩短；运营成本为每桶14.03加元，高于2017年的12.32加元，主要因产量降低 [30] - 公司在普里姆罗斯和柯比北的增长项目按成本和进度推进；柯比北4万桶/日的蒸汽辅助重力泄油项目原计划2020年第一季度产油，现提前至2019年第三季度，2020年末达到4万桶/日，成本符合预算，中央处理设施截至期末完成94%；普里姆罗斯的钻探已完成，完井和设施建设按成本和进度推进，计划2019年第三季度投产，第四季度产量约为1万桶/日，投产前12个月约为2.6万桶/日；热采业务2019年第一季度产量指导目标为9.2 - 9.8万桶/日 [30][31] 油砂开采业务 - 2018年，油砂开采业务创纪录年产量为426190桶/日，调整后运营成本为每桶21.75加元，处于行业领先水平 [32] - 2018年第四季度，产量为447048桶/日，处于指导范围中点，调整后运营成本为每桶19.97加元，表现出色 [32] - 因阿尔伯塔省强制减产，霍里zon团队将维护计划从4月提前至3月底，期间霍里zon将以约14万桶/日的受限速率运行12天，产量将在公司内分配，减少减产影响；4月减产继续，霍里zon和斯科福德的维护计划不重叠，合成原油产量将在公司内分配 [33] - 2018年第三季度，公司收购乔斯林租约，通过调整采矿计划，预计比原北坑计划节省超5亿加元；公司继续在霍里zon进行工程设计，等待市场准入明确，以保留7.5 - 9.5万桶/日的增长机会；2019年第一季度合成原油产量指导目标为40 - 44万桶/日 [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 2019年第一季度，市场秩序恢复，艾伯塔省政府实施减产措施，霍里zon生产的合成原油和艾伯塔油砂项目的价格上涨约45%，轻油价格上涨约66%，重油价格上涨约400% [8] - 2019年第一季度，西加拿大精选原油差价大幅收窄至每桶12.38美元，约为西德克萨斯中质原油的23%，与2017年第四季度类似 [25] - 艾伯塔省库存从12月峰值下降，美国墨西哥湾重油交易价格较西德克萨斯中质原油溢价2美元，公司目前通过铁路运输约1.4万桶/日原油 [25] - 西北炼油厂即将增加5万桶/日重油加工量，常规产量下降预计在4 - 4.5万桶/日，可能因活动减少而更高；铁路运输量将增加，艾伯塔省政府承诺提供4400节车厢，约12万桶/日，加上行业的15万桶/日，总计约36.5万桶/日的增量运力 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将现金流分配到四个支柱：资产负债表、通过股息和股票回购回报股东、资源开发和机会性收购，以实现股东价值最大化 [9] - 公司拥有大量高质量未开发资产，在执行这些机会前保持纪律，时机取决于市场准入改善、财政竞争力和监管有效性和效率 [9] - 公司致力于减少环境足迹，自2009年以来在研发上投资31亿加元，是加拿大所有行业中第三大投资者；在霍里zon油砂开采和升级业务中，温室气体排放强度降低31%；在主要重油业务中，甲烷排放体积减少71%；公司捕获和封存的二氧化碳量是加拿大最多的，是世界第三大油气行业 [10][11] - 公司认为油砂具有最低的环境足迹和总成本，将经受住油价和需求预测的考验，在霍里zon，运营成本从每桶40多加元降至约14.5加元，且无储量替代成本，这是公司投资油砂并成为研发领导者的重要因素 [15] - 公司将继续有效分配现金流到四个支柱，优化资本分配，提高运营效率，加强资产负债表，为股东创造价值 [35][49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2018年第四季度，加拿大石油市场动荡，市场动态失调，重油和轻油差价创历史新高，但公司凭借资产实力和高效运营，仍实现12.2亿加元现金流 [7] - 2019年第一季度，市场秩序恢复，价格上涨，短期商品价格波动对公司影响最小，因其资产基础寿命长、下降率低且可持续 [8] - 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巨大成就，将原本被认为是高排放强度的石油转变为全球优质石油，未来还有提升空间；从全球气候变化角度看，将加拿大石油和天然气推向全球市场应是加拿大的气候和经济优先事项 [10][12][14] - 公司对2019年前景持积极态度，将继续执行四个支柱的现金流分配战略，预计调整后资金流将增加，董事会有信心提高股息；公司已过渡到可持续和强劲的自由现金流企业，对商品价格和价格波动具有高度弹性 [45][46] 其他重要信息 - 公司首席财务官科里·比伯将于2019年3月31日调任执行顾问，马克·斯坦索普将担任新的首席财务官 [48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 随着3号线延迟和沿海重油价格上涨，公司是否会增加铁路运输原油量？ - 公司会继续评估铁路运输选项，如果条件合适，可能会增加运输量，2012年曾灵活采用铁路运输，最高达到3.5万桶/日 [52][53] 问题2: 3号线延迟，基尔比北和新普里姆罗斯油井项目是否仍按计划启动？ - 目前判断是否推迟启动还为时过早，西北炼油厂将增加5万桶/日重油加工量，预计产量下降4.5万桶/日，且有额外铁路运输；两个项目进度提前、成本可控，如有问题可选择推迟启动，普里姆罗斯项目灵活性更高 [54] 问题3: 德文能源出售加拿大资产，是否适合公司战略？ - 公司表示会考虑核心区域的所有机会，不排除进行合适的交易以创造长期股东价值 [55] 问题4: 正在采取哪些措施修复功能失调的提名流程？ - 公司继续与政府和其他行业参与者合作，向原油物流委员会提出建议并提交给政府反馈，但行业内对于如何修复存在分歧 [57] 问题5: 改善市场准入的评论是针对3号线、Keystone XL还是跨山管道？ - 评论针对三条管道，公司对3号线未来建设有信心，Keystone XL预计第一季度末有结果，跨山管道正在进行国家能源委员会第二阶段咨询，希望今年夏天开始建设 [59] 问题6: 请介绍霍里zon矿山计划调整及乔斯林租约的情况？ - 第三季度收购乔斯林租约后，将矿山计划从向北改为向南，节省超5亿加元，并可利用机会测试IPE P垫；目前已开始剥离作业，2021年将开始产油 [62][63] 问题7: 如果今年市场准入无改善，资本支出是否维持不变，多余现金流是否用于偿还债务和股票回购？ - 目前公司预算为37亿加元，若市场准入明确，团队准备执行未来价值机会；若无改善，预算维持不变 [66] 问题8: 请分享年底资产负债表的预期情况？ - 债务与息税折旧摊销前利润比率预计下降0.1 - 0.2，债务与账面价值比率预计降至37.5%左右 [67] 问题9: 若无3号线，减产措施是否会持续到2020年？ - 难以确定，因活动水平可能变化，但目前预计盆地产量下降、西北炼油厂和铁路运输将使减产措施减少，保守预测产量下降4.5万桶/日可能过于保守 [69] 问题10: 西北红水炼油厂升级器的当前产量、原料情况及时间范围？ - 西北炼油厂目前处理4 - 5万桶/日合成原油，正在调试燃气重质轻循环油分馏器，