文章核心观点 Crescent Point Energy Corp.将举办投资者日活动，公司高管团队将讨论公司战略、运营成果和长期发展计划 [1] 活动信息 - 活动时间为2024年3月20日上午8:15（山区时间），即上午10:15（东部时间） [2] - 现场参与需邀请，线上参与可观看网络直播，公司建议参与者提前15分钟登录 [2][3] - 当天上午早些时候，演示文稿将在公司网站上提供，活动结束后不久可观看回放 [3] 公司联系方式 - 联系人为副总裁Shant Madian或投资者关系经理Sarfraz Somani [4] - 电话为(403) 693 - 0020，美加免费电话为888 - 693 - 0020，传真为(403) 693 - 0070 [4] - 地址为Crescent Point Energy Corp. Suite 2000, 585 - 8th Avenue S.W. Calgary AB T2P 1G1 [4] - 公司网址为www.crescentpointenergy.com，股票在多伦多证券交易所和纽约证券交易所交易，代码为CPG [4]

财务数据和关键指标变化 - 公司预计2024年产量将达到145,000-151,000桶油当量/天,并将产生约10亿加元的超额现金流,假设WTI油价为80美元/桶 [18] - 公司5年计划预计到2028年产量将增长至180,000桶油当量/天,复合年增长率为5% [18] - 公司预计在2028年前将产生超过43亿加元的税后超额现金流,其中60%将直接返还给股东 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在阿尔伯塔蒙特尼地区的最新井组峰值30天产量达到每口1,200桶油当量/天,液体占比接近70% [13] - 公司在Kaybob Duvernay地区最新井组峰值30天产量约为每口1,500桶油当量/天,液体占比超过80%,这是之前运营商井组的2倍多 [14] - 公司在Viewfield Bakken地区采用新的开放式多分支水平井设计,最新2口井峰值30天产量超过300桶/天,全部为原油,经济效益很高 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Saskatchewan地区的水驱和聚合物驱动项目持续支持强劲的原油产量,使得该地区的产量下降率仅约15% [16] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过收购阿尔伯塔蒙特尼资产和出售北达科他资产,进一步优化了资产组合,聚焦于高收益、高净值、短周期和长周期资产 [9][10][11] - 公司计划在阿尔伯塔蒙特尼地区增加第二口钻机,以加快高收益资产的开发 [13] - 公司在Kaybob Duvernay地区和阿尔伯塔蒙特尼地区的资产将为公司带来持续的产量增长和超额现金流 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在阿尔伯塔蒙特尼和Kaybob Duvernay地区取得的出色业绩和前景感到非常兴奋 [12][14][15] - 管理层认为公司的资产组合平衡了短周期和长周期资产,将为股东带来可持续的长期回报 [11] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Amir Arif 提问** 询问公司在Duvernay地区北部富油窗口的新井组情况 [21][22] **Craig Bryksa 回答** 公司在Duvernay地区北部新井组刚刚投产,初步结果令人鼓舞,但尚未有30天产量数据 [22][23] 问题2 **Travis Wood 提问** 询问公司未来现金税负情况 [25][26] **Kenneth Lamont 回答** 公司在当前油价水平下,2024年将无需缴纳现金税,2025年现金税率约为6% [27][28] 问题3 **Travis Wood 提问** 询问公司在Viewfield地区采用开放式多分支水平井技术的计划 [31][32] **Ryan Gritzfeldt 回答** 公司已在Viewfield地区完成8口此类井,明年计划再钻8口,并将在Shaunavon地区试点此技术 [32][33][34][35][36]

产量情况 - 2023年第三季度公司平均产量为180,581桶油当量/天，较2022年同期增长36%，主要得益于阿尔伯塔省蒙特尼收购项目和凯博杜韦奈的开发[17] - 2023年第三季度和前九个月公司平均产量分别为180,581桶油当量/天和158,448桶油当量/天，较2022年同期增长36%和20%[22] - 2023年Q3原油和凝析油日均产量为114,997桶，高于Q2的101,347桶[108] - 2023年第三季度总产量为180581桶油当量/天，2022年同期为133019桶油当量/天；2023年前三季度总产量为158448桶油当量/天，2022年同期为131662桶油当量/天[149] - 年度平均总产量（桶油当量/天）中约75%为石油、凝析油和天然气液体，25%为天然气[152] - 2023年前九个月艾伯塔省产量70287桶油当量/日，较2022年同期增长61%[171] - 2023年前九个月萨斯喀彻温省产量62908桶油当量/日，较2022年同期下降10%[171] - 2023年前九个月总产量158448桶油当量/日，较2022年同期增长20%[171] - 2023年全年平均产量预计从160,000 - 166,000桶油当量/日修订为156,000 - 161,000桶油当量/日[112] 财务指标 - 2023年第三季度公司调整后运营资金流为6.871亿美元，调整后运营净收益为3.155亿美元，产生了3.216亿美元的超额现金流，净债务减少1.245亿美元，第三季度末净债务为28.8亿美元[17] - 2023年第三季度公司通过股票回购和股息向股东返还约60%的超额现金流，回购了1140万股，花费1.245亿美元[17] - 2023年第三季度开发资本支出为3.155亿美元，共钻了52口（净51.3口）井[17] - 2023年8月24日公司宣布出售北达科他州资产，这些资产及阿尔伯塔省的非核心资产在9月30日被归类为待售资产，当季产生7.738亿美元的非现金减值费用[17] - 公司因北达科他州资产出售交易确认了约2.575亿美元的递延所得税费用，这两项非现金费用导致当季净亏损8.099亿美元[17] - 公司有望实现2023年平均年产量15.6万至16.1万桶油当量/天和开发资本支出10.5亿至11.5亿美元的指引[17] - 2023年第三季度和前九个月，原油基准价格较2022年同期下跌，主要因全球经济放缓和利率上升引发需求担忧[12] - 2023年第三季度和前九个月，天然气价格较2022年同期大幅下跌，主要因北半球大部分地区天气温和，需求减少且库存增加[12] - 2023年第三季度和前九个月，公司天然气平均销售价格较2022年同期分别下降57%和52%，主要因AECO每日和NYMEX基准价格下跌[14] - 2023年前九个月和第三季度公司原油和天然气凝析液销售加权占比均较2022年同期下降6%[22] - 2023年第三季度和前九个月公司原油和凝析油平均售价较2022年同期分别下降6%和18%[23][25] - 2023年第三季度和前九个月公司NGLs平均售价较2022年同期分别下降37%和86%[23][26] - 2023年第三季度和前九个月公司天然气平均售价较2022年同期分别下降57%和52%[23] - 2023年第三季度和前九个月公司特许权使用费分别为1.607亿美元和4.092亿美元，较2022年同期变化6%和 - 13%[20][30] - 2023年第三季度和前九个月公司原油已实现衍生品损失分别为1470万美元和360万美元，较2022年同期大幅减少[32] - 2023年第三季度和前九个月公司天然气已实现衍生品收益分别为530万美元和1210万美元，较2022年同期有变化[32] - 2023年第三季度公司净亏损8.099亿美元，而2022年同期净利润为4.664亿美元[20] - 2023年前三季度公司商品合约未实现衍生品损失6620万美元，2022年同期为收益1.001亿美元；第三季度损失9820万美元，2022年同期为收益2.837亿美元[33][35] - 2023年前三季度油气总销售额30.995亿美元，较2022年同期下降11%；第三季度为12.363亿美元，同比增长13%[36] - 2023年前三季度特许权使用费较2022年同期下降13%；第三季度增长6%，特许权使用费占油气销售的百分比均下降[37] - 2023年前三季度运营费用6.379亿美元，较2022年同期增长19%；第三季度为2.423亿美元，同比增长31%[40] - 2023年前三季度运输费用同比增长27%，第三季度增长40%；按每桶油当量计算，分别增加0.16美元和0.10美元[41] - 2023年前三季度一般及行政总费用7890万美元，较2022年同期增长27%；第三季度为1710万美元，同比下降20%[45] - 2023年前三季度长期债务利息支出较2022年同期增长69%，第三季度增长186%；截至9月30日，约30%的未偿长期债务为固定利率[46] - 2023年前三季度CCS本金实现收益9590万美元，较2022年同期增长50%；第三季度为680万美元[48] - 2023年前三季度公司记录的股份支付费用为5450万美元，与2022年同期基本持平；第三季度为3180万美元，高于2022年同期的270万美元[50] - 2023年前三季度公司股权衍生品合约未实现损失2360万美元，2022年同期为930万美元；第三季度实现未实现收益640万美元，2022年同期为损失350万美元[51] - 2023年第三季度调整后资金流（FFO）增至6.871亿美元，2022年同期为5.765亿美元，主要因产量增加和商品衍生品损失减少[58] - 2023年第三季度过剩现金流增至3.216亿美元，2022年同期为2.337亿美元；九个月降至7.528亿美元，2022年同期为9.008亿美元[61] - 2023年第三季度和九个月来自终止经营业务的调整后FFO分别增至1.385亿美元和3.24亿美元，2022年同期分别为0.974亿美元和2.919亿美元[62] - 2023年第三季度和九个月总运营费用分别增长31%和19%，主要因收购生产资产；每桶油当量运营费用第三季度下降4%，九个月基本持平[66] - 2023年第三季度和九个月公司运营净回值降至每桶油当量47.14美元和44.45美元，2022年同期分别为59.28美元和65.95美元[69] - 2023年第三季度一般及行政（G&A）费用下降9%，九个月增长6%；每桶油当量G&A费用第三季度和九个月分别下降33%和12%[71] - 2023年第三季度和九个月长期债务利息费用分别为4.38亿美元和8.97亿美元，2022年同期分别为1.53亿美元和5.31亿美元，增幅分别为186%和69%[72] - 2023年9月30日，公司对美国北部和艾伯塔省的资产进行减值测试，分别记录7.284亿美元和4540万美元的减值损失[54] - 2023年第三季度和九个月运输费用分别为5.03亿美元和3.59亿美元，增幅为40%；每桶油当量运输费用增幅为3%[67] - 2023年前三季度公司实现与优先担保票据到期和有担保隔夜融资利率贷款到期相关的交叉货币互换衍生收益9590万美元，同期外汇损失2270万美元[75] - 2023年第三季度和前三季度，公司基于股份的薪酬成本分别为3180万美元和5450万美元，同比变化分别为1078%和-3%[76] - 截至2023年9月30日，公司获授权发行普通股数量为9819186股，较2022年12月31日的11210550股减少[78] - 2023年第三季度和前三季度，公司折耗、折旧及摊销率分别降至每桶油当量19.32美元和18.89美元，费用分别增加30%和16%[79] - 2023年第三季度和前三季度，公司递延所得税费用分别为3.035亿美元和4.438亿美元，主要与当期税前收入及美国递延所得税资产的终止确认有关[83] - 2023年前三季度，公司持续经营业务经营活动现金流为12.728亿美元，同比下降4%；调整后资金流为14.406亿美元，同比增长2%[85] - 2023年前三季度，公司净亏损3.809亿美元，主要因2023年第三季度的减值费用、未实现衍生品和递延税项的波动以及较高的折耗、折旧及摊销[88] - 2023年第三季度，公司调整后运营净收益为3.155亿美元，较2022年同期的2.429亿美元增加，主要因调整后资金流增加和递延税项的波动[89] - 2023年前三季度，公司已终止经营业务的调整后资金流为3.24亿美元，同比增长11%；调整后净收益为1.54亿美元，同比下降2%[91] - 2023年前三季度，公司宣布的股息为1.436亿美元，较2022年同期的8180万美元增长76%[93] - 2023年前三季度公司完成小额物业收购与处置，净收入970万美元[96] - 2023年第三季度开发资本支出3.155亿美元，同比增长2%；前九个月支出8.598亿美元，同比增长21%[94][97] - 2023年9月30日，公司租赁负债为1.098亿美元[98] - 2023年第三季度，退役负债减少9640万美元，从6月30日的7.377亿美元降至9月30日的6.413亿美元[99] - 2023年9月30日，公司企业价值为88亿美元，股权占比67%；2022年12月31日分别为64.8亿美元和82%[101] - 2023年9月30日，公司净债务与调整后运营资金流比率增至1.3倍，2022年12月31日为0.5倍[101] - 2023年9月30日，公司市值增至59.3亿美元，2022年12月31日为53.2亿美元[101] - 2023年9月30日，公司综合信贷额度为27.6亿美元，已使用约20.8亿美元[102] - 2023年9月30日，高级债务与调整后EBITDA比率为1.08，总债务与调整后EBITDA比率为1.08，高级债务与资本比率为0.35[104] - 公司未来承诺支出总计10.641亿美元，其中1年、2 - 3年、4 - 5年和超过5年分别为2.036亿、3.311亿、2.074亿和3.22亿美元[105] - 2023年Q3油气销售额为12.363亿美元，高于Q2的9.496亿美元[108] - 2023年Q3持续经营业务净收入为1.336亿美元，Q2为1.784亿美元[108] - 2023年Q3净亏损为8.099亿美元，Q2净利润为2.123亿美元[108] - 2023年Q3经营活动现金流为6.489亿美元，高于Q2的4.621亿美元[108] - 2023年资本支出预计从11.9 - 12.9亿美元修订为10.9 - 11.9亿美元[112] - 2023年特许权使用费率预计从13.25% - 13.75%修订为12.25% - 12.75%[112] - 2023年前三季度油气销售额为5.472亿美元，较2022年同期的4.937亿美元增长11%[115] - 2023年前三季度持续经营业务总运营净回值为3.243亿美元，较2022年同期的2.942亿美元增长10%[115] - 2023年前三季度经营活动现金流为15.844亿美元，较2022年的16.027亿美元下降1%；调整后运营资金流为17.646亿美元，较2022年的17.096亿美元增长3%[118] - 2023年第三季度净亏损8.099亿美元，而2022年第三季度净利润为4.664亿美元，主要因减值费用、未实现衍生品和递延税波动及较高的折旧、折耗和摊销费用[119] - 2023年第三和前九个月，已终止业务的运营净回值分别降至每桶油当量50.72美元和47.04美元，2022年同期为56.20美元和59.14美元[124] - 截至2023年9月30日，净债务为28.762亿美元，2022年12月31日为11.547亿美元；净债务与企业价值比率从18%升至33%[128] - 2023年前三季度宣布股息14360万美元，较2022年同期的8180万美元增长76%；基础股息16250万美元，较2022年同期的10790万美元增长51%[140] - 2023年前三季度持续经营业务调整后净收益为58580万美元，较2022年同期的59850万美元下降2%；已终止经营业务调整后净收益为15400万美元，较2022年同期的15740万美元下降2%[145] - 2023年前三季度油气销售额为25.523亿美元，较2022年同期的

财务数据和关键指标变化 - 2023年第二季度公司生产155,000桶油当量/天，其中包括约7,000桶油当量/天与野火相关的停机影响 [45] - 2023年第二季度公司向股东返还1.67亿加元，约占过剩现金流的60%，其中包括9300万加元的股票回购以及股息 [29] - 截至目前公司已回购近1700万股用于注销，过去12个月向股东交付超5.5亿加元，连续四个季度返还约60%的过剩现金流 [46] - 预计2023年下半年平均产量约17.9万桶油当量/天，假设价格为75美元，按年计算将产生超10亿加元的过剩现金流 [9] - 预计在五年计划下产生50亿加元的累计过剩现金流，计划在今年秋季提供2024年初步展望和更新后的五年计划 [30] - 目前资产负债率为1.4倍，预计年底在75美元的价格下降至1倍 [52] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔省蒙特尼（Alberta Montney）业务 - 五月在加拿大西部沉积盆地钻探的前五名液体井中，有四口是公司在蒙特尼的井 [44] - 收购后Gold Creek类型井成本在每口900 - 950万加元之间，目前已看到将单井成本降至900万加元以下的前景 [12][54] - Gold Creek East的四口井中有三口在五月跻身阿尔伯塔省液体产量前五名 [7] - Gold Creek West虽处于早期阶段，但表现出色，团队认为在储层底部钻井可获得最佳效果，通过特定压裂方式可通过单台钻机开采所有净产层 [7] 凯博杜韦奈（Kaybob Duvernay）业务 - 近期投产产量超过该地区的类型井，尽管受到野火影响，公司仍维持年度生产和资本支出指引不变 [29] 卡尔（Karr）地区业务 - 该地区含油和液体比例高于Gold Creek，但未来钻井位置较少 公司已完成一个钻井平台的钻探，目前正在进行压裂作业，预计下季度公布结果，并将在今年剩余时间及2024年继续在此处钻探 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司目前约25%的产量已在2023年下半年进行套期保值，预计不会超过30%；已开始2024年上半年的套期保值计划，目标是在未来一年将套期保值比例控制在20% - 30% [57] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过每股增长和有吸引力的资本回报相结合，实现可持续的长期回报，同时保持强大的资产负债表 采用多盆地方法，专注于石油和液体，占当前产量的75%，能够实现行业内较高的现金流净回值和每股显著的过剩现金流 [17] - 第二季度成功收购阿尔伯塔省蒙特尼资产，提升了投资组合质量、优质库存深度、过剩现金流状况和每股资本回报，符合将快速回本的短周期资产与萨斯喀彻温省长周期低衰减资产相结合的战略 [27] - 公司不打算扩大业务范围，业务范围主要集中在Kaybob、阿尔伯塔省蒙特尼和萨斯喀彻温省注水项目 [38] - 公司将继续利用与供应商的现有关系降低成本，通过优化完井方案、采用更长的水平段和更大的多井平台等方式提高效率 [44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期通胀环境下成本和费率趋于平稳，主要得益于套管、钢管成本的下降，但设备利用率和劳动力成本等方面仍存在成本压力，公司维持当前成本估计，处于2023年11.5 - 12.5亿加元的资本预算范围内 [12] - 管理层对公司现状和未来前景感到乐观，认为不仅五年计划前景良好，未来十年也很有希望，对股东、员工等都有积极意义 [15] 其他重要信息 - 本季度公司发布了第五份年度可持续发展报告，过去五年环境举措使范围一排放强度和资产退役义务减少约50%，并持续取得创纪录的安全成绩 [47] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：公司资本回报支付是否从50%提高到60%，是否考虑提高资本回报支付或加速回购以缩小折价？ - 公司资本回报框架未改变，60%只是简化了呈现方式，使其与同行更具可比性，目前没有计划重新审视60%的回报水平 [56][74] 问题2：推动在蒙特尼增加第二台钻机的决策和时机的因素是什么，以及加速向该地区部署资本的信心来源？ - 目前2024年计划在蒙特尼使用一台钻机，若投资组合内资本转移，可能会增加蒙特尼的钻机数量，但未来12个月内不会有太大变化 公司相信技术团队能像在杜韦奈一样在蒙特尼取得成果 [34] 问题3：卡尔地区的潜在开发计划是什么，是否有需要完成的事项才能进一步开发该地区？ - 公司喜欢卡尔地区，该地区含油和液体比例较高，但未来钻井位置较少 公司已完成一个钻井平台的钻探，目前正在进行压裂作业，预计下季度公布结果，并将在今年剩余时间及2024年继续在此处钻探 [32] 问题4：如果未来几个月投资组合中有资产出售，如何分配这些收益，以及如何从传统石油或油砂、富液角度评估未来业务机会和库存扩张的并购机会？ - 预计任何资产出售的收益将用于近期债务偿还，以进一步加强资产负债表 公司对目前的投资组合平衡感到满意，不急于进行并购或剥离资产 [52][68] 问题5：公司是否继续面临成本压力，是否看到成本下降？ - 近期通胀环境下成本和费率趋于平稳，主要得益于套管、钢管成本的下降，但设备利用率和劳动力成本等方面仍存在成本压力，公司维持当前成本估计，处于2023年11.5 - 12.5亿加元的资本预算范围内 [12] 问题6：2024年是否有更多套期保值计划，以及为什么2023年第四季度套期保值比例下降？ - 公司已开始2024年上半年的套期保值计划，目标是在未来一年将套期保值比例控制在20% - 30%，目前正在应对期货贴水情况，将保持耐心和纪律性 关于2023年第四季度套期保值比例下降未作明确说明 [57] 问题7：公司的市场准入情况如何，跨山管道（Trans Mountain）上线是否有帮助？ - 跨山管道上线对行业是积极因素，有望改善产品价差 公司在恩桥主线（Enbridge Mainline）上的位置有利，市场准入有优势，收购蒙特尼和杜韦奈资产时也考虑了市场准入的灵活性 [58][59] 问题8：在传统石油业务方面，萨斯喀彻温省是否还有更多机会？ - 公司会考虑面前的机会，但不期望超出目前定义的业务范围，对当前投资组合的平衡感到非常兴奋 [82]

公司业绩 - 公司2023年的年均产量为160,000至166,000桶油当量每日，其中约75%为液体[2] - 公司计划在2023年的资本支出为11.5亿至12.5亿美元，主要集中在中央艾伯塔地区[2] - 公司预计2023年下半年的超额现金流将超过10亿美元，基于每桶WTI油价75美元和AECO价格2.90美元[2] - 公司计划在2023年第二季度每股支付0.10美元的季度基本股息，占超额现金流的约60%[2] - 公司的市值为53亿美元，净债务为30亿美元，总额外地点约为5,600个[2] - 公司的资产负债表强劲，目标是长期杠杆率低于1.0倍，拥有大量税收资金池以增强超额现金流[3] - 公司完成了对艾伯塔蒙尼资产的战略收购，为股东返还了1.67亿美元，约占超额现金流的60%[4] - 公司继续评估非核心处置以进一步巩固财务状况，目前仍在符合2023年的年均产量指导[4] - 公司在艾伯塔蒙尼地区的短周期和长周期资产组合产生了强劲的超额现金流，为股东带来可持续的回报[5] 产量展望 - 公司的蒙尼项目在五月份占据了五大油和液体生产井中的四口，表现出色[9] - 最近平均井结果(IP30)表现符合或超过标准井[12] - 5年产量展望为8万桶/日，2023年开始的2台钻机计划占比100%[12] - 2023年预计产量为6.2万桶/日，Flat Lake地区[13] 资本支出和财务状况 - 公司2023年预计资本支出为11.5亿 - 12.5亿美元[20] - 公司2023年平均产量为160,000 - 166,000桶/日，股本为5.365亿股[20] - 公司2023年运营净利润为39.00美元/桶[21] - 公司2023年基本衰减率为30%[21] - 公司2023年预计总资本支出为11.9亿 - 12.9亿美元[20] 公司战略 - CPG持续优化投资组合，重点在资产强度和可持续性方面[23] - 高回报率和可扩展性提升了长期盈利能力[23] - 额外现金流生成和市场准入是重点[23] - 基于资产水平和公司水平的资本分配框架[24] - 2023年第二季度资本回报计划[25]

资产收购情况 - 2023年第二季度公司完成17亿美元阿尔伯塔省蒙特尼收购项目，获得约3.8万桶油当量/日产量和约23.5万净英亩土地[5] - 2023年5月10日，公司完成阿尔伯塔省蒙特尼资产收购，总价17亿美元（最终结算调整前）[105] - 2023年1月11日，公司完成阿尔伯塔省凯博杜弗奈资产收购，总价3.708亿美元（最终结算调整前）[105] - 2023年上半年，公司完成小型物业收购和处置，净收入960万美元[105] 产量相关数据 - 2023年第二季度平均产量为15.5031万桶油当量/日，较2022年第二季度增长20%，公司有望实现2023年平均年产量16 - 16.6万桶油当量/日的目标[5] - 2023年第二季度末，轻质和中质原油日产量为13,190桶，重质原油日产量为3,857桶，致密油日产量为63,812桶，总原油日产量为80,859桶，NGLs日产量为39,399桶，页岩气日产量为199,781立方英尺，常规天然气日产量为8,859立方英尺，天然气总产量为208,640立方英尺，总产量为155,031桶油当量[129] - 2023年5月蒙特尼资产日产量38000桶油当量，含40%轻质原油、13%天然气液和47%页岩气[146] - 2023年第二季度和上半年公司平均日产量分别为155031桶油当量和147199桶油当量，较2022年同期分别增长20%和12%[151] - 2023年第二季度和上半年公司原油和天然气液产量占比，较2022年同期下降5%[151] 财务关键指标（运营资金流、净利润等） - 2023年第二季度调整后运营资金流为5.526亿美元，调整后运营净利润为2.054亿美元，运营净回值为41.02美元/桶油当量，产生过剩现金流2.778亿美元[5] - 2023年第二季度公司调整后运营资金流降至5.526亿美元，2022年同期为5.991亿美元[157] - 2023年第二季度和上半年运营净回值分别降至41.02美元/桶油当量和42.78美元/桶油当量，2022年同期分别为76.57美元/桶油当量和69.39美元/桶油当量[56] 债务相关数据 - 2023年第二季度公司偿还高级票据到期总额4.45亿美元，季度末净债务为30亿美元，净债务与调整后运营资金流之比为1.4倍[5] - 2023年6月30日公司净债务为30.007亿美元，较2022年12月31日的11.547亿美元增加；净债务与企业价值之比为38%，较2022年12月31日的18%上升；净债务与调整后运营资金流之比为1.4，较2022年12月31日的0.5上升[86] - 截至2023年6月30日，长期债务为29.819亿美元，较2022年12月31日增长107%；净债务为30.007亿美元，较2022年12月31日增长160%[140] 股东回报情况 - 2023年第二季度公司通过股票回购和股息向股东返还1.667亿美元，占过剩现金流的60%，2023年上半年向股东返还总额为2.699亿美元[5] - 2023年3月公司宣布并支付每股0.032美元的特别现金股息；5月宣布每股0.100美元的季度现金股息，7月4日支付；2023年第二季度后宣布每股0.035美元的特别现金股息，8月15日支付[80] - 2023年上半年，公司在NCIB计划下回购1480万股普通股，总代价为1.416亿美元[92] - 2023年第一季度和上半年宣布的股息分别为5480万美元和7190万美元，较2022年同期分别增长48%和95%；基本股息分别为5480万美元和1.095亿美元，较2022年同期分别增长48%和74%[138] - 公司资本返还框架目标是返还约60%的过剩现金流[144] - 公司预计将向股东返还基础股息，并将高达50%的可自由支配超额现金流作为额外资本返还[128] 资本支出情况 - 2023年第二季度开发资本支出为2.301亿美元，钻探26口（净25.4口）井[5] - 2023年第二季度，公司开发资本支出2.301亿美元，2022年同期为1.969亿美元，同比增长[105] - 2023年上半年，公司开发资本支出5.443亿美元，2022年同期为4.012亿美元，同比增长[105] - 2023年资本收购为17.027亿美元，较2022年同期的300万美元增长567467%；六个月资本收购为20.747亿美元，较2022年同期的1200万美元增长172792%；资本处置、开发资本支出等也有相应变化[81] - 2023年公司预计年平均总产量为160,000 - 166,000桶油当量/日，开发资本支出为11.5 - 12.5亿美元，资本化管理费用为4000万美元，总资本支出为11.9 - 12.9亿美元，复垦活动费用为4000万美元，资本租赁付款为2000万美元，年运营费用为13.75 - 14.75美元/桶油当量，特许权使用费率为13.25% - 13.75%[135] 产品售价情况 - 2023年第二季度公司原油和凝析油平均售价较2022年同期分别下降31%和25%，NGLs平均售价下降48%，天然气平均售价下降65%[2] - 2023年第二季度和上半年原油及凝析油平均售价分别为每桶92.26美元和93.18美元，同比下降31%和25%[45] 企业差价与衍生品收益情况 - 2023年第二季度公司原油和凝析油相对于加元WTI的企业差价为6.73美元/桶，六个月为7.79美元/桶，均高于2022年同期[2] - 2023年第二季度公司实现原油衍生品收益2090万美元和1110万美元，天然气衍生品收益440万美元和680万美元，均高于2022年同期[13] - 2023年第二季度公司商品合约未实现衍生品总收益为1140万美元，2022年同期为9500万美元；2023年上半年未实现衍生品总收益为3200万美元，2022年同期为亏损1.836亿美元[23] - 2023年前三个月和上半年，公司原油实现的衍生品收益分别为2090万美元和1110万美元，而2022年同期分别亏损2.59亿美元和4.213亿美元，变化率分别为-108%和-103%[48] - 2023年前三个月和上半年，公司天然气实现的衍生品收益分别为440万美元和680万美元，而2022年同期分别亏损120万美元和370万美元，变化率分别为-467%和-284%[48] - 2023年前三个月和上半年，公司实现外汇衍生品收益分别为8940万美元和8910万美元，主要来自与高级担保票据到期相关的交叉货币互换[62] - 2023年前三个月和上半年，公司记录外汇收益分别为3910万美元和4000万美元，归因于加元走强[62] - 2023年前三个月和上半年，公司未实现股权衍生品合约损失分别为250万美元和3000万美元，2022年同期分别为收益40万美元和580万美元[63][64] 运营费用情况 - 2023年第二季度公司运营费用为2.032亿美元，较2022年同期增长13%，每桶油当量运营费用为14.40美元，较2022年同期下降6%[14] - 2023年第二季度和上半年总运营费用均增长13%，每桶油当量运营费用在第二季度下降6%，上半年与2022年同期持平[26] - 2023年第二季度和上半年运输费用分别为4370万美元和7920万美元，同比增长32%和20%；每桶油当量运输费用分别增长10%和7%[27] - 2023年第二季度和上半年一般及行政费用分别增长20%和13%，每桶油当量费用与2022年同期持平[32] - 2023年第二季度和上半年长期债务利息费用分别增长66%和21%，套期保值有效利率分别升至5.07%和4.75%，2022年同期为4.02%和3.91%[33] - 2023年第二季度和上半年公司记录的股份支付费用分别为520万美元和2270万美元，2022年同期为1710万美元和5340万美元[37] - 2023年第二季度和上半年公司的折耗、折旧及摊销率降至每桶油当量18.75美元和18.62美元，2022年同期为20.62美元和19.37美元；费用分别增长9%和8%[39] - 2023年前三个月和上半年，公司总一般及行政费用分别为3710万美元和6180万美元，较2022年同期分别增长94%和52%[58] - 2023年前三个月和上半年，公司长期债务利息费用分别为2980万美元和4590万美元，较2022年同期分别增长66%和21%[59] - 2023年三个月和六个月的折耗与折旧分别为25920万美元和48830万美元，较2022年同期增长9%；勘探与评估未开发土地摊销分别为530万美元和790万美元，较2022年同期变化分别为增长15%和下降29%；折耗、折旧与摊销分别为26450万美元和49620万美元，较2022年同期分别增长9%和8%；每桶油当量分别为18.75美元和18.62美元，较2022年同期分别下降9%和4%[65] - 2023年第二季度和上半年运输费用较2022年同期分别增长32%和20%[153] - 2023年第二季度和上半年每桶油当量运输费用较2022年同期分别增加0.28美元和0.19美元[153] 销售与特许权使用费情况 - 2023年第二季度和上半年油气总销售额分别下降26%和22%，特许权使用费分别下降28%和22%[24] - 2023年上半年和前三个月，公司原油、NGL和天然气销售分别为18.632亿美元和9.496亿美元，较2022年同期分别下降22%和26%[50] - 2023年上半年，公司石油和天然气销售特许权使用费18.632亿美元，2022年同期为23.792亿美元，同比下降22%[119] - 2023年第二季度，油气销售额为9.496亿美元，第一季度为9.136亿美元[94] 现金流与净收入情况 - 2023年第二季度经营活动现金流降至4.621亿美元，较2022年同期的5.296亿美元下降13%；六个月经营活动现金流为9.355亿美元，较2022年同期的9.557亿美元下降2%[70] - 2023年第二季度净收入为2.123亿美元（摊薄后每股0.39美元），较2022年同期的3.315亿美元（摊薄后每股0.58美元）下降36%；六个月净收入为4.29亿美元，较2022年同期的15.151亿美元下降72%[70] - 2023年第二季度，净收入为2.123亿美元，第一季度为2.167亿美元[94] - 2023年第二季度，经营活动现金流为4.621亿美元，第一季度为4.734亿美元[94] 其他财务指标情况 - 2023年三个月和六个月递延所得税费用分别为6880万美元和1.403亿美元，较2022年同期的1.217亿美元和4.482亿美元分别下降43%和69%[73] - 2023年三个月和六个月超额现金流分别降至2.778亿美元和4.312亿美元，较2022年同期的3.778亿美元和6.671亿美元下降；可自由支配超额现金流分别降至2.23亿美元和3.217亿美元，较2022年同期的3.407亿美元和6.041亿美元下降[78] 公司股权与市值情况 - 截至2023年6月30日，公司发行并流通的普通股为5.378亿股，较2022年12月31日的5.509亿股减少1310万股[90] - 2023年3月7日，公司宣布多伦多证券交易所接受其实施NCIB的通知，可回购至多5460.5659万股普通股，占2023年2月23日公众流通股的10%[91] - 截至2023年6月30日，公司企业价值78亿美元，股权占比62%；2022年12月31日分别为64.8亿美元和82%[108] - 截至2023年6月30日，公司市值降至48亿美元，2022年12月31日为53.2亿美元[108] 公司负债与相关计划情况 - 2023年6月30日公司有1.163亿美元与办公空间、车队车辆和设备相关合同的租赁负债；退役负债从2023年3月31日的6.988亿美元增至2023年6月30日的7.377亿美元，增加3890万美元[84][85] - 截至2023年6月30日，应付账款和应计负债为4.408亿美元，较2022年12月31日减少2%；应付股息为5420万美元，较2022年12月31日减少45%；长期补偿负债为5260万美元，较2022年12月31日减少11%；现金为 - 1400万美元，较2022年12月31日减少95%；应收账款为 - 3.751亿美元，较2022年12月31日增长14%；预付款项和存款为 - 7600万美元，较2022年12月31日减少10%；调整后营运资金盈余为8250万美元，较2022年12月31日增长187%[

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后资金流总计5.25亿加元，摊薄后每股0.95加元，运营净回值为每桶油当量45加元 [7] - 第一季度开发资本支出总计3.14亿加元，净收入为2.17亿加元，摊薄后每股0.39加元 [7] - 截至2023年3月31日，净债务总计14亿加元，为调整后资金流的0.6倍；收购完成时净债务为30亿加元，为调整后资金流的1.3倍，预计年底使用每桶75美元的WTI价格时降至1倍 [35] - 第一季度产生1.53亿加元的过剩现金流，超过60%（即1.03亿加元）直接返还给股东，包括基本股息和回购超510万股（约4850万加元） [75] 各条业务线数据和关键指标变化 阿尔伯塔省蒙特尼（Alberta Montney） - 第一季度末，一口单井投产，30天初始平均日产量约1900桶油当量，90%为石油和液体，超当地类型井预期，预计按当前商品价格不到六个月回本 [9] - 本周完成收购，新增约3.8万桶油当量/日的产量，资产位于该地区挥发性油通道，提供超20年优质钻井位置，全周期回报处于投资组合前四分位 [37] - 计划2023年剩余时间内在该地区钻15口井，并利用多井平台开发专业知识优化效率 [38] 凯博杜韦纳（Kaybob Duvernay） - 近期第七个全运营多井平台投产，每口井平均IP30率超1000桶油当量/日，超80%为液体，主要是凝析油，超当地预订类型井预期 [10] - 计划今年第四季度增加第二台钻机，加速该地区高回报库存开发 [10] 萨斯喀彻温省（Saskatchewan） - 本季度将25口井转换为注入井，推进减产缓解计划 [39] - 水驱项目效果良好，近一半产量处于水驱和聚合物驱阶段，减产率低至5% [39] - 维菲尔德（Viewfield）的裸眼多分支井开发进展顺利，继续带来高经济效益，扩大了开发范围，目前正在评估在其他地区应用该技术的机会 [39] 各个市场数据和关键指标变化 - 2023年已对冲超15%的产量，大部分未对冲产量面临AECO以外的定价，包括向亨利枢纽（Henry Hub）和美国中西部的多元化 [8] - 第二和第三季度约30%的石油和液体产量已对冲，第四季度约10%；天然气仅占总产量的25% [76] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注于高质量、可扩展的资源项目，符合既定资产标准，通过卓越运营为资产创造额外价值，开发第二个蒙特尼油层，提高效率 [3] - 完成多项非核心资产处置以优化投资组合，将继续有序寻求机会进一步改善投资组合，提高长期盈利能力 [6] - 目标是在低商品价格下实现净债务与调整后资金流的长期保守杠杆比率为1倍 [35] - 计划根据市场情况增加额外保护措施，目标是对冲近30%的近期总产量 [36] - 资本计划维持在11.5亿至12.5亿加元，已签订协议确保2023年剩余时间的大部分钻井和完井服务，预计在每桶75美元的WTI价格下，2023年产生约11亿加元的过剩现金流，并将约60%的过剩现金流返还给股东 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 野火对凯博杜韦纳运营造成影响，目前已恢复85%的产量，将继续监测情况，确保安全后恢复剩余产量，预计对年度生产指导无影响 [12][31] - 对公司未来发展感到兴奋，团队努力使公司转变为高盈利、以股东为中心的企业，有望在未来几年带来可观回报 [14] - 基于年初良好开端，有望实现16万至16.6万桶油当量/日的年度平均产量指导 [15] 其他重要信息 - 第一季度推出有针对性的安全意识运动，有效降低严重事故频率和总可记录事故频率 [11] - 公司在环境、社会和治理方面保持坚定承诺，在气候、水和资产退役目标方面按计划推进，将在即将发布的可持续发展报告中提供更多进展信息 [40] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 杜韦纳和蒙特尼的资本分配情况如何？ - 近期预计是单钻机计划，未来24至36个月可能会增加一些增量资本投入这两个地区，两个资产回报率都很高，都处于投资组合的前四分位 [18][19] 问题2: 金溪西（Gold Creek West）最近的井结果比西北方向的前一个平台好很多，是地质变化还是完井方式的影响？ - 斯巴达三角洲（Spartan Delta）运营团队在确定资产基础方面做得很好，这口井着陆位置稍低，并对完井设计做了一些调整，公司进入该地区后也会做类似改变，以取得类似的好结果 [46] 问题3: 蒙特尼的基础设施情况如何？ - 短期内公司处于有利位置，具体情况可咨询运营官瑞安 [47] 问题4: 维菲尔德多分支井成功的驱动因素是什么，今年剩余时间的活动计划以及测试地点情况如何？ - 多分支井成功的原因是在给定土地上用更少资本增加了可采储量，提高了经济效益，目前正在评估在其他地区应用该技术的机会，如绍纳文（Shaunavon）、萨斯喀彻温省西南部或弗拉特湖（Flat Lake），目前暂无在其他地区开展裸眼多分支井的计划 [49] 问题5: 五年计划中萨斯喀彻温省产量持平，这些位置和多分支井的未来开发是否包含在该计划中？ - 是的，多分支井已将维菲尔德巴肯（Viewfield Bakken）的钻井库存延长了四年多，与减产缓解计划结合，有助于保持萨斯喀彻温省资产在五年计划中约6万桶油当量/日的产量，且减产率低于20%，为公司产生大量自由现金流 [50] 问题6: 本季度将可变自由现金流分配给了股票回购，现在如何考虑正常发行人投标（NCIB）活动，以及与可变部分的顺序关系如何？ - 公司目前的产量指导为16万至16.6万桶油当量/日，将花费11亿至12.5亿加元来实现该目标，在每桶75美元的价格环境下，将产生约11亿加元的过剩现金流，其中60%将用于向股东返还资本，指导的变化主要是由于蒙特尼收购，该收购于5月10日完成，今年只能获得约一半时间的3.8万桶油当量/日的产量 [62] 问题7: 蒙特尼全年的产量展望如何？ - 未来12个月产量约为3.8万桶油当量/日，2024年暂无正式指导，大致产量范围在17.7万至18.2万桶油当量/日左右 [64] 问题8: 野火情况如何，是否得到控制，是否会恶化？ - 目前阿尔伯塔省政府统计有73起活跃野火，约20起失控，需要有利天气，消防人员和当地社区正在努力控制火势。公司在福克斯克里克（Fox Creek）的凯博杜韦纳运营区已恢复85%的4.5万桶油当量/日的产量，剩余停产产量所在区域受限，需当地当局允许且确保场地安全后才会恢复生产 [66]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2023年3月31日，公司总资产为97.596亿加元，较2022年的94.864亿加元增长2.88%[3] - 截至2023年3月31日，公司现金为1500万加元，较2022年的2.899亿加元下降94.83%[3] - 累计亏损从2022年12月31日的105.633亿美元降至2023年3月31日的103.637亿美元[34] - 净债务从2022年12月31日的11.547亿美元增至2023年3月31日的14.363亿美元，股东权益从64.934亿美元增至66.458亿美元[34] - 2023年3月31日，公司过去四个季度的净债务与调整后运营资金流比率为0.6倍，2022年12月31日为0.5倍[34] 各业务线收入关键指标变化 - 2023年第一季度，油气销售收入为9.136亿加元，较2022年同期的10.927亿加元下降16.39%[5] - 2023年第一季度，净收入为2.167亿加元，较2022年同期的11.836亿加元下降81.7%[5] - 2023年第一季度，基本每股净收入为0.39加元，较2022年同期的2.05加元下降80.98%[5] - 2023年3月31日与2022年同期相比，加拿大原油和凝析油销售为6.52亿美元（2023年）和8.158亿美元（2022年），美国为1.34亿美元（2023年）和1.352亿美元（2022年）[58] - 2023年3月31日与2022年同期相比，加拿大NGL销售为5080万美元（2023年）和5650万美元（2022年），美国为1100万美元（2023年）和1690万美元（2022年）[58] - 2023年3月31日与2022年同期相比，加拿大天然气销售为5920万美元（2023年）和5970万美元（2022年），美国为660万美元（2023年）和860万美元（2022年）[58] - 2023年3月31日与2022年同期相比，总油气销售为9.136亿美元（2023年）和10.927亿美元（2022年）[58] 公司现金流关键指标变化 - 2023年第一季度，经营活动提供的现金为4.734亿加元，较2022年同期的4.261亿加元增长11.1%[10] - 2023年第一季度，投资活动使用的现金为7.374亿加元，较2022年同期的2.293亿加元增长221.6%[10] - 2023年第一季度，融资活动使用的现金为1150万加元，较2022年同期的2.046亿加元下降94.38%[10] - 2023年第一季度，现金减少2.749亿加元，较2022年同期的780万加元增长3424.36%[10] - 2023年一季度经营活动现金流为4.734亿美元，调整后运营资金流为5.249亿美元，2022年同期分别为4.261亿美元和5.34亿美元[34] 公司资产账面净值关键指标变化 - 截至2023年3月31日，勘探与评估资产账面净值为1.351亿美元，较期初的1.042亿美元增长约29.65%[16] - 截至2023年3月31日，物业、厂房及设备账面净值为81.742亿美元，较2022年12月31日的77.294亿美元增长约5.75%[23] 公司成本及费用关键指标变化 - 2023年第一季度，公司因业务合并收购和处置产生的交易成本为180万美元，2022年同期为10万美元[18] - 2023年第一季度，公司资本化的直接一般及行政成本为1140万美元，2022年全年为4970万美元[23] - 2023年一季度利息费用为1600万美元，2022年同期为2200万美元[36] 公司负债关键指标变化 - 截至2023年3月31日，其他流动负债中，长期补偿负债为5780万美元，租赁负债为2380万美元，退役负债为3660万美元，其他流动负债为1.182亿美元[25] - 截至2023年3月31日，长期债务为15.475亿美元，较2022年12月31日的14.415亿美元增长约7.35%[26] - 截至2023年3月31日，公司综合信贷额度为23.6亿美元，包括22.6亿美元的银团无担保信贷额度和1亿美元的无担保运营信贷额度，信用证未偿还金额为730万美元，2022年12月31日为180万美元[27] - 截至2023年3月31日，公司高级担保票据未偿还金额为14.41亿美元，其中一年内到期的为5.385亿美元，一年后到期的为9.025亿美元[28] - 租赁负债期初为1.241亿美元，期末为1.188亿美元，一年内预计发生2380万美元，一年后预计发生9500万美元[30] - 退役负债期初为6.755亿美元，期末为6.71亿美元，一年内预计发生3660万美元，一年后预计发生6.344亿美元[31] 公司股权相关指标变化 - 2023年3月7日公司宣布实施NCIB，可回购最多5460.5659万股普通股，占公众流通股的10%，3月9日开始，2024年3月8日到期，一季度回购510万股，花费4850万美元[32] - 股票期权期初余额3889130份，行权价4.43美元，期末余额3837312份，行权价4.46美元[38] 公司金融衍生品相关指标变化 - 2023年一季度商品衍生品收益为1320万美元，2022年同期亏损4.44亿美元[34] - 衍生资产期初总额22660万美元，期末总额22270万美元，衍生负债期末总额480万美元[46] - 2023年4 - 12月，WTI原油衍生品加拿大掉期日交易量333桶，平均价格100.35美元/桶[53] - 2023年4月 - 12月AECO天然气衍生品合约加权平均交易量为33,113GJ/d，加权平均价格为4.48美元/GJ；2024年1月 - 10月交易量为31,403GJ/d，加权平均价格为3.33美元/GJ[55] - 2023年4月 - 2025年3月NYMEX天然气差价衍生品合约加权平均交易量为30,000mmbtu/d，固定差价为 - 1.03美元/mmbtu[55] 公司风险相关指标变化 - 2023年3月31日，浮动利率债务利率增减1%，对税前收入影响为30万美元（2022年同期为50万美元）[48] - 加元兑美元汇率变动10%，2023年3月31日，美元长期债务和交叉货币互换等对税前收入有不同程度影响[49] - 公司股价变动50%，2023年3月31日，总回报互换对税前收入影响为710万美元（2022年为2510万美元）[50] 公司业务交易及合同相关指标变化 - 2023年1月11日，公司完成Kaybob Duvernay资产收购，总对价3.706亿美元，1月11日至3月31日油气销售及扣除相关费用后收入分别为1550万美元和1020万美元[19] - 2023年第一季度，公司完成的小型物业收购和处置净收入为120万美元[20] - 截至2023年3月31日，公司总合同承诺为8.542亿美元，其中1年、2 - 3年、4 - 5年和超过5年分别为1.426亿、2.268亿、1.447亿和3.401亿美元[57] - 2023年第一季度与2022年同期相比，应收账款变化为 - 3.98亿美元（2023年）和 - 19.7亿美元（2022年），预付和存款变化为400万美元（2023年）和 - 950万美元（2022年）等[57] - 2023年5月10日，公司完成阿尔伯塔省蒙特尼资产收购，总价约17亿美元现金，同时实施4亿美元新的银团无担保循环信贷安排[59] 公司其他指标变化 - 公司于2023年采用IAS 12所得税修订案，该修订案对公司合并财务报表无影响[14] - 截至2023年3月31日三个月，公司普通股成交量加权平均交易价格为每股9.29美元[44] - 截至2023年3月31日，约99%的油气销售与投资级实体进行，约3%的应收账款余额逾期超90天，平均预期信用损失为0.90%[51] - 2023年3月31日，公司银行信贷额度未使用借款能力约22.5亿美元，包括730万美元未结清信用证和1500万美元现金[52] - 2023年3月31日与2022年同期相比，加拿大资产为73.62亿美元（2023年）和69.779亿美元（2022年），美国为15.948亿美元（2023年）和15.193亿美元（2022年），总计89.568亿美元（2023年）和84.972亿美元（2022年）[58]

财务表现 - 公司2022年第三季度现金为2.255亿加元，较2021年底的1350万加元大幅增加[1] - 2022年第三季度总资产为104.376亿加元，较2021年底的91.712亿元增长13.8%[1] - 2022年第三季度净收入为4.664亿加元，较2021年同期的7750万加元增长501.8%[2] - 2022年第三季度每股基本收益为0.83加元，较2021年同期的0.13加元增长538.5%[2] - 2022年前九个月累计净收入为19.815亿加元，较2021年同期的22.425亿加元下降11.6%[2] - 公司2022年第三季度净收入为4.664亿加元，同比增长502%[7] - 公司2022年前九个月净收入为19.815亿加元，同比下降11.6%[7] - 公司2022年前九个月的经营活动现金流为16.027亿美元，较2021年同期的10.034亿美元增长59.7%[34] - 公司2022年前九个月的调整后运营资金流为17.096亿美元，较2021年同期的10.444亿美元增长63.7%[34] - 公司2022年9月30日的净债务与调整后运营资金流比率为0.6倍，较2021年12月31日的1.4倍显著改善[34] 资产与负债 - 2022年第三季度股东权益为72.13亿加元，较2021年底的54.053亿加元增长33.4%[1] - 2022年第三季度长期债务为9.126亿加元，较2021年底的16.921亿加元减少46.1%[1] - 2022年第三季度累计其他综合收益为6.381亿加元，较2021年底的5.296亿加元增长20.5%[4] - 公司2022年9月30日的长期债务为14.568亿美元，相比2021年12月31日的19.702亿美元有所减少[24] - 公司截至2022年9月30日的高级担保票据总额为9.21亿美元和1.95亿加元[27] - 公司租赁负债在2022年9月30日为1.259亿美元，较2021年12月31日的1.414亿美元有所减少[28] - 公司预计在未来一年内支付的租赁负债为2490万美元，超过一年的为1.01亿美元[28] - 公司截至2022年9月30日的废弃负债为6.815亿美元，较2021年12月31日的9.188亿美元有所减少[28] - 公司在2022年9月30日的普通股数量为559,323,042股，较2021年12月31日的579,484,032股有所减少[30] - 公司在2022年9月30日的股东资本总额为165.053亿美元，较2021年12月31日的167.069亿美元有所减少[30] - 公司在2022年9月30日的累计亏损为99.466亿美元，较2021年12月31日的118.487亿美元有所减少[32] - 公司在2022年9月30日的净债务为11.983亿美元，较2021年12月31日的20.05亿美元有所减少[32] - 公司在2022年9月30日的总资本化额为84.113亿美元，较2021年12月31日的74.103亿美元有所增加[32] 石油和天然气销售 - 2022年第三季度石油和天然气销售收入为10.973亿加元，同比增长32.7%[2] - 2022年前九个月累计石油和天然气销售收入为34.765亿加元，同比增长50.7%[2] - 2022年第三季度，加拿大地区的原油和凝析油销售额为8.001亿美元，较2021年同期的6.131亿美元增长了30.5%[57] - 2022年第三季度，美国地区的原油和凝析油销售额为1.408亿美元，较2021年同期的8630万美元增长了63.2%[57] - 2022年第三季度，加拿大地区的天然气销售额为7460万美元，较2021年同期的4620万美元增长了61.5%[57] - 2022年第三季度，美国地区的天然气销售额为1240万美元，较2021年同期的550万美元增长了125.5%[57] - 2022年第三季度，公司总油气销售额为10.973亿美元，较2021年同期的8.267亿美元增长了32.7%[57] 资本支出与资产交易 - 公司2022年第三季度资本支出为3.242亿加元，同比增长63.7%[7] - 公司2022年前九个月资本支出为7.625亿加元，同比增长76%[7] - 公司2022年7月6日处置萨斯喀彻温省Viking资产，获得2.441亿加元，实现2.33亿加元收益[15] - 公司2022年8月31日收购Kaybob Duvernay资产，总对价为8700万加元[16] - 公司2022年前九个月完成小额资产收购和处置，净对价为3830万加元，实现280万加元收益[17] - 公司2022年9月30日勘探和评估资产净值为1.086亿加元，同比增长122.5%[11] - 公司2022年前九个月资本收购和处置相关交易成本为330万加元，同比下降73%[14] - 公司2022年9月30日的开发和生产资产净值为88.496亿美元，相比2021年12月31日的76.403亿美元有所增加[18] 减值与资产价值 - 2022年3月31日，公司确认了15.409亿美元的减值逆转，主要由于预测基准商品价格显著上升[21] - 2022年3月31日，东南萨斯喀彻温省、西南萨斯喀彻温省、阿尔伯塔省和北部美国的现金生成单位（CGUs）的可收回金额超过了其账面价值[21] - 2022年3月31日，东南萨斯喀彻温省的减值逆转净额为6.053亿美元，西南萨斯喀彻温省为3.15亿美元，阿尔伯塔省为1.834亿美元，北部美国为5260万美元[21] - 2022年3月31日，公司记录的减值损失为5600万美元，与2022年第一季度持有的待售资产相关[21] - 2021年6月30日，公司确认了25.144亿美元的减值逆转，主要由于预测基准商品价格显著上升[23] 信贷与债务 - 公司拥有23亿美元的合并信贷额度，包括22亿美元的银团无担保信贷额度和1亿加元的无担保运营信贷额度[25] - 2022年9月30日，公司未偿还的信用证金额为270万美元，相比2021年12月31日的100万美元有所增加[25] - 公司截至2022年9月30日的未使用银行信贷额度约为23亿美元，现金持有量为2.255亿美元[52] 衍生品与风险管理 - 公司2022年前九个月的商品衍生品净亏损为4.461亿美元，较2021年同期的4.595亿美元略有改善[35] - 公司2022年9月30日的衍生资产和负债公允价值为17.29亿美元，较期初的5.56亿美元增长211.0%[43] - 公司2022年9月30日的高级担保票据账面价值为14.6亿美元，公允价值为14.0亿美元[41] - 公司通过总回报互换合约对冲股价波动风险，截至2022年9月30日，股价上涨50%时未实现收益为2360万美元，下跌50%时未实现损失为2360万美元[50] - 公司截至2022年9月30日的衍生品合约中，WTI原油互换合约的平均价格为83.04美元/桶，加拿大元原油互换合约的平均价格为88.22美元/桶[53] - 公司截至2022年9月30日的AECO天然气互换合约的平均价格为4.15美元/GJ，2023年1月至10月的平均价格为4.72美元/GJ[54] - 公司截至2022年9月30日的跨货币互换合约中，2022年10月至2023年4月的固定利率为4.12%（美元）和3.71%（加元）[54] - 公司截至2022年9月30日的外汇远期合约中，2022年10月的结算金额为1100万美元（美元）和1480万加元（加元）[54] - 公司截至2022年9月30日的权益衍生品合约中，2022年10月至2023年4月的名义本金为1190万美元，涉及4,060,760股[54] 应收账款与应付账款 - 公司2022年第三季度的应收账款变动为1.349亿美元，2021年同期为2700万美元[56] - 公司2022年第三季度的应付账款和应计负债变动为-5410万美元，2021年同期为1180万美元[56] - 公司约99%的油气销售对象为投资级实体，截至2022年9月30日，应收账款中超过90天的比例为3%，预期信用损失率为0.96%[51] 地区资产与销售 - 2022年9月30日，加拿大地区的非流动资产为81.965亿美元，较2021年12月31日的75.51亿美元增加了6.455亿美元[58] - 2022年9月30日，美国地区的非流动资产为14.587亿美元，较2021年12月31日的12.093亿美元增加了2.494亿美元[58] - 2022年第三季度，加拿大地区的原油和凝析油销售额为8.001亿美元，较2021年同期的6.131亿美元增长了30.5%[57] - 2022年第三季度，美国地区的原油和凝析油销售额为1.408亿美元，较2021年同期的8630万美元增长了63.2%[57] - 2022年第三季度，加拿大地区的天然气销售额为7460万美元，较2021年同期的4620万美元增长了61.5%[57] - 2022年第三季度，美国地区的天然气销售额为1240万美元，较2021年同期的550万美元增长了125.5%[57] 股息支付 - 2022年第三季度，公司支付了8040万美元的现金股息，较2021年同期的410万美元大幅增加[57] - 2022年第三季度，公司宣布了8180万美元的现金股息，较2021年同期的2180万美元大幅增加[57] 其他财务数据 - 公司2022年前九个月的其他收入为5200万美元，较2021年同期的8890万美元下降41.5%[36] - 公司2022年前九个月的利息支出为4750万美元，较2021年同期的6980万美元下降31.9%[37] - 公司2022年前九个月的外汇损失为1460万美元，较2021年同期的640万美元增加128.1%[38]

公司整体财务数据关键指标变化 - 截至2022年6月30日，公司总资产为102.794亿加元，较2021年12月31日的91.712亿加元增长12.08%[2] - 截至2022年6月30日，公司总负债为35.013亿加元，较2021年12月31日的37.659亿加元下降7.03%[2] - 截至2022年6月30日，公司股东权益为67.781亿加元，较2021年12月31日的54.053亿加元增长25.39%[2] - 2022年6月30日现金期末余额为1.59亿加元，2021年同期为4400万加元[9] - 2022年6月30日物业、厂房及设备账面净值为87.126亿美元，2021年12月31日为76.873亿美元[21] - 2022年上半年公司资本化的直接一般及行政成本为2700万美元，2021年为4510万美元[21] - 2022年6月30日长期债务为15.607亿美元，2021年12月31日为19.702亿美元[26] - 2022年6月30日公司有260万美元的未偿还信用证，2021年12月31日为100万美元[28] - 普通股期初数量为5.79484032亿股，期末为5.67368661亿股，金额从1.69634亿美元降至1.68361亿美元[34] - 累计亏损从2021年12月31日的118.487亿美元降至2022年6月30日的103.682亿美元[36] - 净债务从2021年12月31日的20.05亿美元降至2022年6月30日的14.679亿美元，股东权益从5.4053亿美元增至6.7781亿美元[36] - 截至2022年6月30日的过去四个季度，公司净债务与调整后运营资金流比率为0.7倍，2021年12月31日为1.4倍[38] - 2022年上半年经营活动现金流为9.557亿美元，2021年同期为5.892亿美元；调整后运营资金流为11.331亿美元，2021年同期为6.505亿美元[38] - 2022年上半年商品衍生品损失为6.096亿美元，2021年同期为3.492亿美元[38] - 2022年上半年其他收入为2310万美元，2021年同期为8010万美元[38] - 2022年上半年利息费用为3810万美元，2021年同期为5030万美元[39] - 2022年上半年外汇收益（损失）为 - 680万美元，2021年同期为320万美元[40] - 截至2022年6月30日，高级担保票据账面价值为13.8亿美元，公允价值为13.2亿美元；2021年12月31日分别为16.4亿美元和16.2亿美元[43] - 截至2022年6月30日，衍生品资产（负债）期末为 - 1.766亿美元，期初为5560万美元[45] - 截至2022年6月30日，浮动利率债务利率每增加或减少1%，对前六个月税前收入的影响分别为90万美元和50万美元；2021年同期分别为270万美元和130万美元[46] - 截至2022年6月30日，约98%的公司油气销售对象为投资级实体；约2%（2021年12月31日为3%）的公司应收账款逾期超过90天；公司部分合资企业应收账款的平均预期信用损失率为0.90%（2021年12月31日为0.92%）[51] - 截至2022年6月30日，公司银行信贷额度的可用未使用借款能力约为21.3亿美元，包括260万美元未结清信用证和1590万美元现金[52] - 2022年6月30日，公司应付股息3700万美元，长期债务15.607亿美元，租赁负债1.314亿美元[57] - 2020年12月31日至2022年6月30日，公司长期债务从22.596亿美元降至15.607亿美元[57] - 2020年12月31日至2022年6月30日，公司租赁负债从1.565亿美元降至1.314亿美元[57] - 2022年6月30日，公司非流动资产总计93.572亿美元，其中加拿大80.26亿美元，美国13.312亿美元[59] - 2021年12月31日至2022年6月30日，公司非流动资产从87.603亿美元增至93.572亿美元，增幅约6.8%[59] 公司各业务线财务数据关键指标变化 - 2022年第二季度，公司油气销售收入为12.865亿加元，较2021年同期的8.492亿加元增长51.5%[4] - 2022年上半年，公司油气销售收入为23.792亿加元，较2021年同期的14.794亿加元增长60.82%[4] - 2022年上半年，加拿大原油和凝析油销售17.876亿美元，天然气销售1.472亿美元；美国原油和凝析油销售2.803亿美元，天然气销售0.165亿美元[57] - 2022年上半年，公司油气销售总额23.792亿美元，较2021年同期的14.794亿美元增长约60.8%[57] - 2022年上半年，加拿大油气销售20.525亿美元，美国油气销售3.267亿美元[57] - 2022年上半年，加拿大原油和凝析油销售较2021年同期增长约63.5%，天然气销售增长约152.1%[57] 公司净收入及每股净收入关键指标变化 - 2022年第二季度，公司净收入为3.315亿加元，较2021年同期的21.433亿加元下降84.53%[4] - 2022年上半年，公司净收入为15.151亿加元，较2021年同期的21.65亿加元下降30.94%[4] - 2022年第二季度，公司基本每股净收入为0.58加元，较2021年同期的3.68加元下降84.24%[4] - 2022年上半年，公司基本每股净收入为2.64加元，较2021年同期的3.89加元下降32.13%[4] - 2022年第二季度净收入为3.315亿加元，2021年同期为21.433亿加元；2022年上半年净收入为15.151亿加元，2021年同期为21.65亿加元[9] 公司现金流关键指标变化 - 2022年第二季度经营活动提供的现金为5.296亿加元，2021年同期为2.855亿加元；2022年上半年为9.557亿加元，2021年同期为5.892亿加元[9] - 2022年第二季度投资活动使用的现金为1.615亿加元，2021年同期为6.492亿加元；2022年上半年为3.908亿加元，2021年同期为8.326亿加元[9] - 2022年第二季度融资活动使用的现金为3.579亿加元，2021年同期为3.442亿加元；2022年上半年为5.625亿加元，2021年同期为2.395亿加元[9] - 2022年第二季度现金增加1020万加元，2021年同期减少1960万加元；2022年上半年增加240万加元，2021年同期减少440万加元[9] - 2022年第二季度，经营活动中应收账款变动为 - 1.9亿美元（2021年同期为 - 5.59亿美元），预付账款和存款变动为2400万美元（2021年同期为 - 8000万美元）[56] - 2022年上半年，经营活动中应收账款变动为 - 21.6亿美元（2021年同期为 - 10.9亿美元），应付账款和应计负债变动为6.4亿美元（2021年同期为5.15亿美元）[56] 公司资产相关关键指标变化 - 2022年6月30日勘探与评估资产的净账面价值为3470万加元，2021年12月31日为4880万加元[14] - 2022年上半年与企业合并收购和处置相关的交易成本为40万加元，2021年同期为1180万加元[16] - 2022年上半年公司完成的小型物业收购和处置净收入为3950万加元，资产净账面价值为3670万加元，实现收益280万加元[17] - 截至2022年6月30日，公司将非核心萨斯喀彻温省维京资产归类为待售资产，资产账面价值为2.542亿加元，退役负债为4020万加元[19][20] - 2022年3月31日公司确认物业、厂房及设备减值转回15.409亿美元，税后为11.563亿美元[23] - 2022年6月30日东南萨斯喀彻温省、西南萨斯喀彻温省未来可转回的税后减值分别为11亿美元、7.946亿美元，阿尔伯塔省和美国北部为零[23] - 2021年6月30日公司确认物业、厂房及设备减值转回25.144亿美元，税后为18.837亿美元[25] - 2022年第一季度公司就3月31日持作出售资产确认5600万美元减值损失，相关资产于第二季度出售[23] - 2022年7月6日，公司完成出售非核心萨斯喀彻温省维京资产，总对价约2.441亿美元[60] 公司债务及信贷相关关键指标变化 - 公司有23亿美元的综合信贷安排，包括22亿美元的银团无抵押信贷安排和1亿美元的无抵押运营信贷安排，到期日为2025年11月26日[27] - 信贷安排和高级担保票据规定公司高级债务与调整后息税折旧摊销前利润的比率最高为3.5:1，总债务与调整后息税折旧摊销前利润的比率最高为4:1，高级债务与资本的比率最高为0.55:1，公司在2022年6月30日遵守了所有债务契约[28] - 截至2022年6月30日，公司有9.21亿美元和1.95亿加元的优先担保票据未偿还[30] - 优先担保票据的票面利率从3.58%到4.76%不等[30] - 使用权资产成本为1.587亿美元，累计折旧7550万美元，净账面价值8320万美元[30] - 租赁负债期初为1.414亿美元，期末为1.314亿美元[31] - 2022年上半年可变租赁付款为80万美元，短期租赁和低价值资产租赁费用为40万美元[31] - 退役负债期初为9.188亿美元，期末为6.743亿美元，使用的无风险利率为3.14%，通胀率为1.78%[31][32] 公司股权相关关键指标变化 - 2022年3月9日开始的NCIB允许公司最多回购5730.9975万股普通股，占2月28日公众流通股的10%，上半年已回购1460万股，花费1.326亿美元[35] - 截至2022年6月30日，受限股数量为2498736股，员工股票价值计划奖励为5476253份，绩效股票单位为4118686份，递延股票单位为1656010份[41] 公司金融衍生品相关关键指标变化 - 2022年7 - 12月，金融WTI原油衍生品互换交易量为13500桶/日，平均价格为83.04美元/桶；2023年1 - 6月，交易量为2735桶/日，平均价格为90.04美元/桶[53] - 2022年7 - 10月，金融康威丙烷衍生品互换交易量为21000加仑/日，平均价格为1.32美元/加仑[53] - 2022年7 - 12月，金融AECO天然气衍生品合约交易量为10027吉焦/日，平均价格为4.15美元/吉焦；2023年1 - 3月，交易量为15000吉焦/日[54] - 2022年7月 - 2025年3月，金融NYMEX天然气差价衍生品合约交易量为17500百万英热单位/日，固定差价为 - 0.94美元/百万英热单位[54] 公司风险敏感性相关关键指标变化 - 加元兑美元汇率变动10%时，2022年6月30日，美元长期债务汇率上升10%未实现收益为1.186亿美元，下降10%未实现损失为1.186亿美元；交叉货币互换汇率上升10%未实现损失为1.209亿美元，下降10%未实现收益为1.209亿美元；外汇互换汇率上升10%未实现收益为710万美元，下降10%未实现损失为710万美元[49] - 公司股价变动50%时，2022年6月30日，总回报互换股价上升50%未实现收益为2.54亿美元，下降50%未实现损失为2.54亿美元[50] 公司加权平均基本流通股数关键指标变化 - 2022年第二季度，公司加权平均基本流通股数为5.71443639亿股，较2021年同期的5.81671198亿股下降1.76%[4]