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]

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]