业绩总结 - 2021年预计生产量为755 MBOE/d，其中油砂生产量为555 Mbbls/d[1] - 第一季度调整后的资金流为11亿美元，运营利润为19亿美元[3] - 油砂的净回报为每桶26.56美元，常规业务为每桶15.80美元，离岸业务为每桶56.10美元[3] - 自由资金流为5.94亿美元，支持股东回报[3] - 2020年证明和可采储量为8.4 BBOE，预计可持续超过30年[1] 资本支出与成本 - 资本支出为5.47亿美元，整合成本为2.45亿美元[3] - 2021年油砂维持资本成本约为每桶4.50美元[2] - 预计2021年资本支出为22亿至27亿加元[37] - 预计2021年下游制造的运营成本为每桶10.00至11.50美元[37] - 2021年预计节省约4亿美元的成本[17] 债务与财务目标 - 目标是将净债务与EBITDA的比率降低到低于2倍，长期目标为净债务低于80亿美元[2] - 计划在2021年底前将净债务减少至约100亿美元[14] - Cenovus计划在2021年底前将净债务减少至100亿美元，长期目标为低于80亿美元[41] 未来展望 - 预计WTI breakeven价格将降至低于36美元/桶[2] - Cenovus的目标是在2021年实现WTI油价低于36.00美元/桶的盈亏平衡点，并在2023年进一步降低[41] - 预计2021年通过固定价格和长期合同实现稳定的自由现金流[23] - Cenovus预计在未来30年以上以低成本维持当前重油生产[41] 生产与运营 - 2021年油砂生产预计达到约555,000桶/天，运营成本在每桶6.25至7.50美元之间[18] - 预计2021年总上游生产为730至780 MBOE/d[32] - 2021年Lloydminster炼油厂的处理能力为30 Mbbls/d，Lloydminster升级厂的处理能力为81 Mbbls/d[25] - 预计2021年在U.S.炼油厂的总处理能力为175 Mbbls/d，重油处理能力为40 Mbbls/d[26] 协同效应与投资策略 - 2021年预计实现约10亿美元的协同效应，2022年年化协同效应预计达到12亿美元[17] - 预计2021年公司将进行选择性投资以提高回报[32] - Cenovus预计在2021年实现的维持资本支出约为每桶4.50美元[41] 环境与技术 - Cenovus的目标是通过技术减少温室气体排放，支持净零排放的目标[41] - Cenovus将继续专注于安全绩效、治理、运营可靠性和资产完整性[41] 其他信息 - WTI价格每桶变化1美元将影响250百万美元的调整资金流[37] - AECO天然气价格每Mcf变化1加元将影响25百万美元的调整资金流[37] - 预计2021年公司预计的有效税率为21%至25%[37]

业绩总结 - 合并后的公司预计每年可实现的协同效应为12亿美元，其中约9亿美元将在第一年内实现，约6亿美元将在前六个月内实现[15] - 合并交易的总价值为236亿美元，包括债务[5] - Cenovus的净债务为80亿美元，净债务与LTM EBITDA比率为5.0倍[31] - Cenovus计划在2022年之前没有债务到期，预计自由现金流将为偿还未偿债务提供机会[32] - Cenovus每年维持约24亿美元的资本支出，以支持安全和可靠的运营[33] 用户数据与生产能力 - 合并后的公司预计将拥有85亿美元的信用额度，支持投资级信用评级[4] - 合并后的公司将成为加拿大最大的综合油气生产商，预计2021年生产能力达到750 Mboe/d[13] - 合并后，公司的管道运输能力将达到265 Mbbls/d，较之前的Cenovus和Husky分别为135 Mbbls/d和130 Mbbls/d显著提升[11] - 合并后，公司的2P储量约为90亿桶油当量，剩余寿命约为33年[9] 未来展望 - 预计通过优化资本结构和缩短重油价值链，2022年自由现金流盈亏平衡点将降低至31美元/桶[25] - Cenovus预计在未来24个月内实现净债务与EBITDA比率低于2倍的目标[39] - Cenovus的目标是将净债务降低至调整后EBITDA的2倍以下，特别是在低商品周期价格时[33] - Cenovus计划恢复基础股息，并在股东回报方面保持强劲定位[39] 新产品与技术研发 - 合并将实现每年约6亿美元的资本支出协同效应，主要集中在上游资产[23] - Cenovus和Husky合并后，预计将实现进一步的成本降低和可持续性[50] - Cenovus和Husky合并后，预计将实现净零排放目标，计划到2050年达成[55] 负面信息与风险 - Cenovus的WTI盈亏平衡点为每桶36美元，显示出低维持资本和自由现金流的能力[39] - Cenovus和Husky合并后，预计将有机会支付股息，需经合并公司董事会批准[50] 其他新策略 - Cenovus的信用评级将优先考虑投资级别，以支持其资本配置原则[33] - Cenovus和Husky合并后，预计将有足够的资金流动性支持资本投资[50] - Cenovus与Husky的合并预计将在2021年第一季度完成，需获得股东和监管机构的批准[38]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度油砂业务日均产量近38.6万桶，高于上一季度的37.3万桶，较2019年第三季度增长9% [12] - 第三季度调整后资金流为4.14亿加元，较2020年第二季度大幅增加，二季度因油价暴跌调整后资金流为负4.62亿加元 [12] - 第三季度自由资金流为2.66亿加元，净债务从二季度末的82亿加元降至三季度末的约75亿加元 [12][13] - 2020年第三季度运营亏损4.52亿加元，净亏损1.94亿加元，运营亏损主要因边境炼油厂4.5亿加元的减值费用及炼油和营销部门的负运营利润率 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - 第三季度日均产量近38.6万桶，上一季度为37.3万桶，较2019年第三季度增长9% [12] 常规业务 - 第四季度恢复部分活动，因天然气价格上涨，可锁定有吸引力的价格，项目内部收益率高，能使资产从衰退转为至少持平或适度增长 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与赫斯基进行合并交易，旨在优化成本结构、扩大市场准入、加强资产负债表，成为更具韧性的综合能源领导者，增加自由资金流稳定性，扩大价值链利润率，降低盈亏平衡点，加速去杠杆化并为股东带来回报 [7] - 持续通过企业和运营优化降低业务成本，致力于保持低运营和资本成本结构，去杠杆化资产负债表 [8][10] - 评估非核心资产的货币化机会，以优化投资组合，平衡盈利能力与协同效应 [34] - 关注碳减排目标，考虑采用溶剂技术、碳汇、碳捕获和封存等方式，通过改变资产运营方式和资本分配来降低温室气体强度 [61][62][63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计短期内大宗商品价格将持续波动，期待与赫斯基的交易能带来更稳定的现金流和更高的自由资金流 [13] - 随着减产措施在12月结束，公司生产将更灵活，但会更注重生产价值而非产量 [15][16] - 行业成功降低了运营成本，减产结束后，预计部分闲置产能将恢复生产，铁路运输量可能在未来几个月增加 [45] 其他重要信息 - 2020年公司运营无重大事故，克里斯蒂娜湖的钻井、完井和油井服务团队实现一年无可记录事故，常规业务自上次重大工艺安全事件已过去一年 [9][10] - 公司与赫斯基合并的一次性成本略超5亿加元，预计2021年实现大部分、2022年全部实现每年12亿加元的年度协同效应 [92] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: SAGD业务近期展望，以及在WTI价格和重质油差价特定情况下的运营预期 - 公司在WTI价格处于30美元中段且差价较窄时，可变成本净回值为正，预计将满负荷生产；12月减产结束后，生产将更灵活，会更关注生产价值 [15][16] 问题: 合并实体如何确保安全和可靠性，以及套期保值政策和与存储优化的关系 - 公司始终将安全作为首要任务，合并后会继续保持对人员和工艺安全的关注并投入资源 [18] - 套期保值有两方面，一是通过存储和运输资产优化业务，锁定交易以获取价值；二是公司合并后对WCS - WTI差价的风险敞口降低，但仍有WTI风险敞口；公司将继续进行优化套期保值，交易本身将成为现金流波动的内在对冲，同时会优先考虑资产负债表去杠杆化 [21][25][27] 问题: 当前套期保值计划对FFO每股收益的影响，以及如何看待剩余套期保值计划和资产核心可靠性与表现 - 套期保值计划旨在锁定额外盈利能力，会计处理可能导致套期保值损益，但不影响经济实质；公司通过存储和销售时机的选择锁定每桶4 - 5美元的边际利润 [31][32] 问题: 合并后资产货币化机会和投资组合优化的评估标准 - 公司会确定业务核心和非核心资产，评估资产价值和战略重要性，考虑资产对其他方的价值和交易时机，预计会迅速行动，但需时间才能更自由地讨论 [34][35][36] 问题: 铁路合同到期后的处理，以及当前运输成本降低的原因和未来是否会使用铁路运输 - 部分铁路合同将于2022年底到期，届时会根据市场情况评估是否续约；公司已降低铁路运输可变成本，11月将启动部分铁路运输项目以积累生产信用，12月将进行成本效益分析，预计第四季度会有部分铁路运输量以提高净回值 [39][41][43] 问题: 行业取消减产后是否需要铁路运输 - 行业成功降低运营成本，减产结束后部分闲置产能预计将恢复生产，铁路运输量可能在未来几个月增加 [45] 问题: 净回值改善的原因，Foster Creek运输和借贷成本降低的原因，以及Enbridge Line 3更换项目的进展 - 净回值改善是因为将第二季度低价存储的原油在第三季度高价出售 [47][48] - Foster Creek运输和借贷成本的季度波动取决于铁路和管道运输的原油量以及选择运输的生产项目 [49] - 目前消息显示Enbridge Line 3项目正朝着2021年启动的目标推进，11月将有关于许可证的关键决策，若获得许可并开始建设，2021年启动是现实的 [51] 问题: 本季度未记录任何减值转回的原因，以及FCCL和Lloyd综合体物理整合中稀释剂价值链的整合情况和相关管道合同的影响 - 公司每季度评估资产减值迹象，因炼油裂解价差下降且未快速恢复，对下游资产进行了评估；伍德河炼油厂因规模效率高，按折现现金流计算未出现减值 [53][54] - 公司在协同效应目标中未包含FCCL和Lloyd综合体的物理整合，目前认为这是一个有潜力的机会，但还处于早期阶段，暂无法讨论具体价值和整合程度；整合可能需要与其他方进行谈判 [56][57][58] 问题: 公司实现长期碳排放目标的措施，以及与赫斯基交易的整合思路变化原因 - 公司在制定ESG目标前进行了全面的经济和工程分析，实现碳排放目标可能涉及溶剂技术、碳汇、碳捕获和封存、获取碳抵消等，同时改变资产运营方式和资本分配也能降低温室气体强度 [60][61][63] - 公司一直看好综合业务模式，但此前炼油资产估值过高；疫情后资产估值下降，赫斯基的下游业务估值有吸引力，且分子整合能提供更多选择并降低波动性 [65][66][69] 问题: 第四季度恢复常规业务活动的原因，以及这些资产在合并后公司中的作用 - 因天然气价格上涨，可锁定有吸引力的价格，项目内部收益率高，能使资产从衰退转为至少持平或适度增长 [71] - 公司曾考虑将部分常规业务货币化，合并后会在更高价格环境下重新审视，但目前市场价值实现仍较困难，预计未来情况可能改善 [72] 问题: 如何解决赫斯基资产运营执行和卓越性方面的问题，以及评级机构和投资者对交易的看法和是否能恢复投资级评级 - 公司对赫斯基资产进行了全面尽职调查，上游资产与公司业务契合度高，下游方面关注了赫斯基的改进措施，且董事会中有炼油资产专家；公司预计交易将为恢复投资级评级奠定基础 [76][77][80] 问题: 销售与生产时间安排的套期保值策略过去是否有实施，以及延迟销售自有股权桶与购买第三方桶并延迟交付的成本效益权衡 - 公司一直采用这种策略，目的是通过利用管道和存储资产最大化未来现金流；会考虑内部成本，确保最大化自由现金流和股东回报；未提供该策略的净收益数据，会计处理可能导致混淆 [83][84][87] 问题: 合并后债务结构的处理方式，以及实现协同效应目标的前期成本 - 公司正在考虑所有选项，认为投资级评级对新公司很重要，将制定全面的财务框架，包括资本结构、资本分配和股东回报等内容 [89][90] - 合并的一次性成本略超5亿加元，预计2021年实现大部分、2022年全部实现每年12亿加元的年度协同效应 [92] 问题: 关于在铁路终端附近建设DRU的计划和展望 - 公司提交监管申请是为项目提供灵活性，由于正在进行的交易，会重新评估DRU及其位置，该申请只是执行前期规划的步骤 [94][95]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度，基准油价大幅下跌和艾伯塔省轻重油价差扩大，导致公司每桶实际定价较2019年第一季度下降超50%，对财务结果产生诸多临时影响 [13] - 因油价快速下跌，公司在本季度记录了大量非现金库存减记和资产减值，加上非经营性外汇损失，导致了运营和净亏损 [15] - 2020年初公司净债务为65亿美元，较上年减少近20亿美元，且成本结构在行业中处于较低水平 [17] - 2019年公司实现25亿美元自由资金流，展示了资产、财务状况和商业计划的潜在实力 [18] - 通过削减资本支出、股息等措施，公司将全现金盈亏平衡点降至约38美元/桶WTI，运营现金流盈亏平衡点约为33美元/桶WTI [30] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 从克里斯蒂娜湖减产约6万桶/日，主要受卡尔加里强制减产上限影响，目前处于动态存储过程，继续向油藏注入蒸汽，优化价值而非产量 [25][26] 下游业务 - 第一季度，公司通过铁路将更多福斯特溪的产量运往墨西哥湾沿岸，截至目前已减少至约10万桶/日，预计第二季度铁路成本和凝析油成本将降低 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前艾伯塔省库存水平基本持平，维持在3200 - 3300万桶之间，市场正在对减产需求做出反应并实现平衡 [71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司首要任务是保护员工健康，其次是维护资产负债表、保持流动性，并努力降低现金流盈亏平衡点 [13] - 3月9日和4月2日，公司对2020年预算和业务计划进行重大调整，包括降低年产量、削减资本支出6亿美元、释放运营成本约1亿美元、削减一般及行政费用约5000万美元、推迟增长项目投资决策、缩减原油铁路运输计划、暂停股息，并增加11亿美元承诺信贷额度 [19][20][21] - 公司认为行业需要政府提供即时流动性支持，以帮助度过当前危机，待市场恢复后，行业有望为加拿大经济复苏注入大量收入 [33][34] - 从长期来看，公司将根据市场出口挑战和经济可行性来评估铁路和管道运输的平衡，预计未来两到三年大型管道项目将缓解运输压力 [64][65] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业正面临前所未有的挑战，全球疫情导致石油需求锐减，沙特和俄罗斯的供应争端使油价和精炼产品基准价格大幅下跌，全球能源公司股价估值迅速下降，公司财务结果也受到暂时影响 [11] - 疫情终将过去，市场将复苏，随着基准价格回归正常水平，价格对公司业务的影响将逐渐逆转，行业股价也有望随之回升，但复苏时间尚不确定 [16] - 公司认为自身处于相对较强的财务地位，有足够的流动性应对当前商品价格环境，业务的潜在实力和价值并未改变 [22] 其他重要信息 - 公司为应对COVID - 19疫情，安排大部分办公室员工和部分现场员工在家工作，在现场作业中采取减少人员、加强物理隔离、清洁程序、人员筛查、自我隔离和限制商务旅行等措施，截至目前公司未出现确诊病例 [8][9] - 公司预计2020年在加拿大和美国均无需缴纳现金税，且前期加回项已基本用完，无往年税款可追回 [55] - 公司通常在周期内持有约2000 - 2400万桶库存，随着铁路运输计划缩减，库存将减少，工作资本压力将得到缓解 [86][87] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 目前减产的6万桶/日的相关背景，是否为动态存储，数量是否稳定？ - 公司从克里斯蒂娜湖减产约6万桶/日，受卡尔加里强制减产上限影响，目前处于动态存储过程，继续向油藏注入蒸汽，优化价值而非产量，数量相对稳定 [25][26] 问题2: 公司有大量流动性，如何看待今年的发展情况，现金消耗情况如何？ - 今年情况难以预测，公司在资产负债表、流动性和成本削减方面采取保守策略，确保可持续性 [27] - 公司新增11亿美元循环信贷额度，目前共有56亿美元银行信贷额度，还有16亿美元未承诺双边信贷额度，总计约67亿美元，预计足以应对今年及2021年的情况 [28][29] - 通过削减资本、股息等措施，公司将全现金盈亏平衡点降至约38美元/桶WTI，运营现金流盈亏平衡点约为33美元/桶WTI，每超过盈亏平衡点1美元，年化现金消耗约为1.5 - 1.8亿美元 [30][31] 问题3: 与2018年11月相比，此次减产6万桶/日应如何看待，近期是否会有更多减产？ - 公司根据每日分析决定减产，目前减产符合覆盖可变成本和为固定成本做贡献的分析，若有需要，公司有能力进一步减产 [39][40] 问题4: 今年剩余时间的资本支出计划对运营有何影响，哪些活动会被削减？ - 在克里斯蒂娜湖保留了一些待启动的油井，目前暂不投入生产，仅在最低成本净回值的活动上支出资金，以平衡低产量和未来油价回升时的增产能力 [42] - 公司有信心在今年剩余时间维持当前资本支出水平，若2021年情况仍具挑战性，也可继续维持，目前维持性资本约为2.5 - 2.6美元/桶，未来预计回升至4 - 6美元/桶 [43][44] 问题5: 第一季度凝析油价格滞后对业务造成不利影响，随着凝析油价格下降，第二、三季度对沥青实现价格有何帮助？ - 公司从加拿大西部和美国蒙贝尔维尤采购凝析油，采购到使用存在2 - 3个月滞后，预计第一季度的凝析油价格滞后影响将持续到本月，5月中旬后将使用到市场上更便宜的凝析油 [46][47] 问题6: 公司暂停铁路合同后，福斯特溪的运输和混合成本是否会下降？ - 第一季度通过铁路运输福斯特溪产量约10万桶/日，目前已缩减，预计第二季度铁路成本和凝析油成本将降低 [48] 问题7: 铁路合同约三分之一成本为固定成本，对第二季度及以后的运输成本有何影响，是否有灵活性？ - 全年满载铁路成本约为8100万美元，缩减后约为1800万美元，有显著成本节约 [51] - 公司在4月底基本缩减铁路运输业务，2019年建设的存储设施可用于存储车厢，也可根据价格情况快速恢复业务，固定成本约为之前的20% [53] 问题8: 今年税收情况对盈亏平衡点有何影响？ - 公司预计2020年在加拿大和美国均无需缴纳现金税，且前期加回项已基本用完，无往年税款可追回，建模时应考虑零现金税 [55] 问题9: 动态存储时，为避免油藏损坏需考虑哪些变量，如何确保油藏完整性？ - 减产时通过减慢油泵速度将油保留在油藏中，同时根据油井情况注入蒸汽保持温度，部分油井还注入气体保持压力，以确保油藏处于良好状态 [58][59][61] - 公司在2018年第四季度和2019年初进行过动态存储减产，经过大量分析，对维持10万桶/日以上产量且不影响油藏完整性有信心 [62] 问题10: 从长期来看，如何平衡原油铁路运输和管道运输？ - 公司根据市场出口挑战和经济可行性评估运输方式，目前由于艾伯塔省产量下降、价差缩小，对铁路运输需求不大，但预计未来需求将回升 [64][65] - 公司大部分铁路合同期限较短，固定成本较低，若有机会可利用，若无机会也不会造成太大负担，同时预计未来两到三年大型管道项目将缓解运输压力 [65] 问题11: 艾伯塔省的存储或库存水平情况如何，公司在营销和存储能力方面有何应对措施？ - 目前艾伯塔省库存水平基本持平，维持在3200 - 3300万桶之间，市场正在对减产需求做出反应并实现平衡 [71] - 公司在艾伯塔省和美国墨西哥湾沿岸及美国拥有超过1000万桶的存储能力，可利用这些存储能力捕捉市场机会 [72] 问题12: 中期来看，凝析油成本趋势如何？ - 目前商品价格波动较大，随着生产商减产，部分凝析油回流市场，但也有生产商减少凝析油产量，短期内凝析油价格将受到抑制，长期来看，随着商品价格恢复到历史正常水平，凝析油价格将回升至接近WTI价格 [75] 问题13: 如何看待长期市场准入问题，当前环境是否改变了公司对加拿大干线采取照付不议合同的看法？ - 市场准入一直是加拿大石油生产商的挑战，目前一些增长项目取得进展，如TMX正在建设，KXL也得到省政府支持并开始建设 [78] - 公司仍支持Enbridge干线采取照付不议合同，但由于COVID - 19危机，该进程可能会延长，公司将参与并监测其进展 [79] 问题14: 公司下一次债券到期在2022年下半年，目前债务增加且部分信用评级低于投资级，何时开始为到期做准备，是否考虑其他流动性或资产负债表杠杆？ - 公司重视投资级评级，未来将加倍努力减少债务，目标是降至50亿美元 [84] - 目前公司专注于确保有足够流动性度过当前危机，认为现有银行信贷额度足以应对，未来将在后续季度处理2022年和2023年到期债券问题 [85] 问题15: 第一季度凝析油动态对业务有影响，2020年剩余时间整体营运资金变动情况如何？ - 在低迷商品价格环境下，营运资金减少，公司通常持有约2000 - 2400万桶库存，随着铁路运输计划缩减，库存将减少，营运资金压力将得到缓解 [86][87] 问题16: 财务报告中净债务与资本比率为30%，与契约计算比率接近程度如何，非现金一次性减记对契约计算比率有何影响？ - 债务与合并资本比率基于账面资本计算，公司在耗尽流动性之前不会接近65%的契约上限，即使债务达到约120亿美元，比率也仅约为40%，减记对契约影响极小，但会影响契约计算 [89][90] 问题17: 未来融资策略是否会考虑更多持有加元计价债务？ - 美国市场过去对公司有吸引力，目前加拿大市场也已开放且定价有吸引力，公司对两个市场都感兴趣，主要考虑债务定价，而非偏好某一市场 [91][92] 问题18: 近期市场波动是否会改变公司的套期保值策略？ - 公司认为最好的套期保值策略是拥有强大的资产负债表，且干沥青难以进行干净的套期保值，目前没有合适的套期保值方案 [94] - 在当前市场低迷情况下，公司无意以15美元/桶WTI的价格进行套期保值，但会持续关注和思考，随着价格回升至历史交易区间较高水平，公司可能会更感兴趣 [95][96] 问题19: 希望联邦政府在流动性方面提供哪些支持，这对加拿大石油行业的未来有何影响？ - 公司呼吁政府为行业提供即时流动性支持，帮助行业度过当前危机，待市场恢复后，行业有望为加拿大经济复苏注入大量收入 [98][99] - 目前市场正在发挥作用，4月产量大幅下降，预计5月将继续下降，政府目前无需干预，但应关注存储水平，若接近上限，需制定应对计划 [102][103][104] 问题20: 员工在家工作是否会为公司带来长期节省，公司员工数量与去年相比是否减少？ - 目前公司员工保持较高生产力，但长期来看，某些工作团队可能会出现生产力问题，疫情结束后，各行业将讨论远程工作的机会和财务等方面的好处 [107][108][109] - 公司此前已进行过人员调整，目前人员规模基本合适，随着现场工作缩减，承包商数量减少 [110][111] 问题21: 预计北美石油需求多久能恢复正常，未来几个月北美供需情况如何？ - 公司认为需关注北美和全球解除社交隔离的速度，中国精炼产品消费和需求已基本恢复到疫情前水平，可作为参考 [114] - 预计北美石油需求将在未来一个月左右开始增加，夏季将显著增加，炼油厂将恢复生产，上游也将复苏，但由于原油库存增加，复苏可能会有所延迟 [115][116][117]

业绩总结 - 2020年预计现金支出减少近10亿美元[4] - 自2018年第三季度以来，总债务减少27.5亿美元，降幅为36%[8] - 预计2020年调整后的资金流量为750 - 850百万美元[40] 用户数据 - 2020年预计的石油砂深盆产量为每日375万桶，石油当量为每日84万桶[2] - 2020年Foster Creek的预计生产为每日158,000桶[31] - 总天然气产量预计在370 - 380百万立方英尺/天之间[37] 未来展望 - 2020年总产量预计下降5%，主要由于暂停铁路运输计划[10] - Cenovus设定2050年实现净零温室气体排放的目标，依赖于2030年目标的假设及其他不确定因素[50] - Cenovus的2030年气候和温室气体排放目标可能受到技术开发、资本支出估算及政策变化等不确定因素的影响[52] 新产品和新技术研发 - Foster Creek阶段H的资本效率预计将提高，预计剩余资本节省超过30%[23] - Christina Lake基础设施将用于访问约10亿桶的Narrows Lake 2P储量[23] 市场扩张和并购 - Cenovus计划在未来10年内与土著企业额外支出15亿美元[45] - 自2009年以来，累计获得超过1,000个井场复垦证书，致力于恢复开发前的土地状态[29] 负面信息 - 预计2020年季度股息暂停支付[4] - Cenovus面临的风险因素包括商品价格波动、流动性状况及衍生金融工具的影响[51] - Cenovus的实际结果可能因多种因素与预期结果存在显著差异[55] 其他新策略和有价值的信息 - 自2020年4月起新增11亿美元的信用额度，总借款能力达到62亿美元[9] - 预计有效特许权使用费率为2.6% - 3.0%[39] - 预计现金税回收为0 - 10百万美元[40]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度油砂运营成本为每桶8.06加元，与上年同期基本持平；全年每桶运营成本较2018年上涨7%，主要因强制减产导致产量降低以及第二季度完成了有史以来最大规模的克里斯蒂娜湖检修 [15][16] - 2019年深盆地区全年总运营成本较2018年下降16%；油砂维持性资本成本较上一年下降10%，降至每桶产能约4加元 [16] - 2019年底净债务从年初的84亿加元降至65亿加元，公司继续追求50亿加元的净债务目标 [22] - 2019年第四季度调整后资金流超过6.7亿加元，全年调整后资金流约为37亿加元，是上一年的两倍多 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2019年第四季度油砂产量平均每天超过37.4万桶，高于第三季度的约35.5万桶 [18] - 2019年铁路原油业务超过重要里程碑，到年底日运输量超过10万桶；2020年1月，布勒德海姆能源码头和阿尔伯塔省哈迪斯蒂码头的日装载量约为12万桶 [11][14] - 2019年公司向省政府缴纳的特许权使用费超过11亿加元，是2018年的两倍多，约占全省特许权使用费的五分之一 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 2018年第四季度WTI与WCS价差高达每桶50美元，公司认为强制减产对纠正市场失衡起到重要作用，目前市场仍存在失衡，减产仍有必要以确保阿尔伯塔省的石油获得合理价值 [18][20] - 公司认为政府应将哈迪斯蒂的WTI - WCS价差控制在每桶约10美元，即原油质量差异加上从阿尔伯塔省到墨西哥湾沿岸的管道运输成本 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 继续优化铁路运营以实现价值最大化，2020年各月运输量可能高于或低于10万桶/日 [13] - 因SPA计划和铁路运输能力增加，公司恢复了不受限制的油砂生产，并将在未来6 - 12个月内逐步提高克里斯蒂娜湖G期扩建项目的产量 [14] - 持续评估DRU项目，预计在今年下半年做出最终投资决策，该项目旨在缓解市场准入问题，若市场准入受限，项目将具有重要意义 [36][64] - 继续与政府合作制定合理负责的加拿大能源政策，支持充满活力的加拿大能源行业，投资减排技术，为国民经济做贡献 [26] - 设定四个环境、社会和治理重点领域的新目标，包括到2030年将上游温室气体排放强度再降低30%并保持绝对排放量持平，以及到2050年实现净零排放的愿景 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 过去一年公司整体健康和安全表现较2018年有所改善，实现了历史上第二低的可记录伤害频率 [9] - 公司在2019年继续履行对股东的承诺，保持行业领先的低成本结构，加强资产负债表，增加市场准入并提升股东价值 [10] - 公司认为过去几年的大部分成本改善具有结构性且可持续，即使在大宗商品价格处于周期底部时，公司业务仍具有弹性和可持续性 [17][25] - 对公司未来前景持乐观态度，业务计划具备在整个周期内产生自由资金流的能力，同时继续提高股东回报 [25] 其他重要信息 - 2020年1月1日，诺里·拉姆齐正式担任上游业务执行副总裁，德鲁·齐格根斯伯格担任战略和企业发展执行副总裁，卡姆·桑德哈尔过渡为深盆地区高级副总裁 [30] - 公司承诺每年至少投入1000万加元，为期至少五年，为阿尔伯塔省北部六个原住民和梅蒂斯社区建造急需的新住房 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 如何看待当前的套期保值政策 - 公司认为资产负债表是应对大宗商品价格波动的正确方式，套期保值计划不是处理价格波动和管理资产负债表的正确方法，但不反对套期保值，会适时在WTI和WCS - WTI价差上采取一些小仓位操作 [31][32][34] 问题: DRU项目的调查进展如何，价格提升情况以及是否考虑第三方融资 - 项目仍在调查阶段，预计下半年做出最终投资决策；公司认为去除阿尔伯塔省的凝析油有帮助，部分炼油厂可能会从纯沥青中看到价值提升；正在与铁路合作伙伴合作解决运输成本问题；回运凝析油不是项目决策的关键因素；公司会在该决策中保持资本纪律，将其视为降低风险的资本 [36][37][41] 问题: 第四季度7000万美元勘探费用的去向 - 绝大部分在深盆地区的勘探与开发账户，反映了公司在深盆地区的新开发计划和持续发展计划 [43] 问题: 运输、混合和燃料成本季度变化情况以及未来趋势 - 年度来看，凝析油成本下降，但第四季度有所上升；随着更多石油从阿尔伯塔省运往墨西哥湾沿岸，单位成本上升，第四季度数据可能是未来的一个参考 [46][47] 问题: 克里斯蒂娜湖H期和福斯特溪H期项目在下半年获批前需要完成哪些工作 - 决策将取决于出口通道的情况，目前这两个阶段的前期准备所需资本很少，最终决策将在今年晚些时候做出 [48] 问题: 若推进DRU项目和FCCL未来阶段项目，如何平衡多个项目的资本支出，是否有资本限制 - 公司会平衡资本计划、资产负债表和市场准入，确保项目完成；FCCL的增长取决于运输情况和资产负债表状况；公司不会为了项目使现金流或自由现金流为负 [53][54][59] 问题: 是否会同时进行DRU项目和FCCL多个阶段项目 - DRU项目与油砂阶段项目在实际设备等方面差异不大，甚至可能更简单；FCCL两个阶段有两年的时间间隔，可以有效分配人力；公司认为有能力管理这些项目，不会对公司造成重大风险或压力 [55][56][58] 问题: 是否签署了近期政府的铁路合同 - 1月份公司通过现有合同日运输量达到12万桶，对政府的补充生产和配额政策表示满意，对目前的铁路项目规模也很满意，暂无签署新合同的计划 [61] 问题: DRU项目的最终决定因素是什么 - DRU项目是为了缓解市场准入问题，如果部分开发管道项目推进，能实现管道价差将石油运往市场，则对DRU的需求较小；若市场准入持续受限，DRU项目将具有重要意义 [64][65] 问题: 12月铁路运输量超出产能的原因及对每桶铁路成本的影响 - 超出部分是由于优化了项目，包括缩短列车循环时间、延长列车长度和增加车厢数量等，2020年将继续优化项目，以实现价值最大化并降低成本 [66][67][68] 问题: 其他铁路运营商的新规定和限速对公司运输能力的影响 - 近期的禁运措施对公司影响有限，部分封锁可能会影响加拿大境内的运输，公司正在密切监测情况 [71][72] 问题: 如何看待未来披露和设定范围3排放目标 - 公司目前不考虑设定范围3排放目标，当前目标主要关注公司管理和控制的排放，这是公司目前感到舒适的范围 [74] 问题: 2020年油砂维持性资本支出增加的原因及具体金额 - 2019年因减产和团队优化，维持性资本支出大幅下降；2020年考虑到H期项目和维持生产的需要，支出有所增加；目前油砂维持性资本支出在6 - 7亿加元范围内，每桶维持在4 - 5加元，具体金额会因年份和垫场需求的时间安排而有所波动 [77][78][79] 问题: 在低油价周期下，评估增加对美国墨西哥湾沿岸市场的暴露途径时，管道是否更有利 - 公司将DRU项目与管道选项进行竞争，使其在市场中具有竞争力；对于补充生产配额计划和铁路运输经济，公司有不同的考量，认为政府可以管理价差，铁路运输的经济决策取决于生产、运输成本和在墨西哥湾沿岸的销售净回值 [82][83][84] 问题: 对实现温室气体排放目标的信心以及关键里程碑，以及目标对生产增长的假设 - 公司对实现目标有信心，这是公司多年来改善环境足迹的延续；计划通过持续改进生产流程、增加热电联产设施、推广溶剂技术、减少甲烷排放和增加数据分析使用等方式实现目标；目前设定的目标是基于公司五年计划中的生产增长，同时承诺降低排放强度并保持绝对排放量持平 [88][90][95] 问题: 公司是否参与了阿尔伯塔省政府的铁路合同销售，为何不参与 - 公司对该合同进行了认真评估，但对目前的铁路项目规模感到满意，除非有极具吸引力的条件，否则不会参与；公司很高兴看到这些合同由行业持有，认为这对各方都有好处 [97] 问题: 若DRU项目经济可行，但对现金流覆盖和去杠杆计划有担忧，是否会考虑第三方合作或所有权模式 - 这种假设是合理的，公司有多种融资选择，不会为了增长项目危及资产负债表；若年底DRU项目经济上有吸引力，公司会努力确保有财务能力推进 [100] 问题: DRU项目的原目标范围和成本是否有变化 - 没有变化，仍为8 - 10亿美元的180入口体积和120纯沥青 [101] 问题: 12月和1月吞吐量增加是否需要使用其他公司在出口终端的装载槽位，未来是否能在下游瓶颈情况下实现类似吞吐量 - 公司拥有铁路装载设施，并在2019年进行了去瓶颈投资，通过提高车队使用效率和与货运承包商及装载设施运营商合作，可以灵活调整运输量 [102]

业绩总结 - Cenovus的企业价值为240亿美元[2] - 2020年预计油砂生产为每日400万桶[2] - 2019年证明和可能的储量为69亿桶油当量[2] - 精炼能力为每日248万桶净[2] - 2020年总生产量预计增长8%，达到472到496 MBOE/d[7] - 油砂每单位运营成本预计下降7%，为每桶6.85到8.10美元[7] - Cenovus计划在未来五年内产生近110亿美元的自由现金流[6] - 截至2019年第四季度，净债务为65亿美元，流动性为44亿美元[8] - 自2018年第三季度以来，总债务减少了27亿美元，降幅为35%[8] - 2019年第四季度，平均债务成本约为4.9%[8] 用户数据 - 预计2020年油气生产中，油和液体占比为75%[28] - Foster Creek的生产预计为每天165,000至175,000桶，Christina Lake的生产预计为每天225,000至235,000桶[62] - 预计2020年Foster Creek的预计生产量约为170,000桶/天[46] 未来展望 - 2020年总资本支出预计在13亿到15亿美元之间[6] - 预计在75美元WTI的情况下，自由资金流将达到75亿美元[10] - 预计2020年有效税率为23%至28%[63] - Cenovus计划在未来10年内与土著企业额外支出15亿美元[71] - Cenovus的目标是到2030年将温室气体排放强度降低30%，并保持绝对排放量平稳[71] 新产品和新技术研发 - Cenovus的温室气体减排目标依赖于技术的成功应用和资本投资机会的实现[73] - Cenovus的2050年净零温室气体排放目标将依赖于碳捕集、利用和储存技术的商业可行性[73] 市场扩张和并购 - 预计2020年通过铁路运输的原油量将超过100,000桶/天[36] - 2019年对美国墨西哥湾沿岸的承诺增加了22,500桶/天[34] 负面信息 - Cenovus面临的风险包括商品价格波动和阿尔伯塔省政府强制生产限制的影响[73] - Cenovus的现金流将受到WTI和WCS原油价格差异的影响，政府的生产限制将有助于缩小这一差异[72] 其他新策略和有价值的信息 - 油砂的运营成本和维持资本支出分别减少了40%和70%[9] - Cenovus预计未来年度股息增长为5%至10%[73] - Cenovus的资本投资水平和资本支出计划的灵活性将影响其未来现金流和财务状况[72]

业绩总结 - Cenovus的企业价值为230亿美元[2] - 2019年预计油砂生产量为353 Mbbls/d[2] - 2018年证明和可采储量为70亿桶油当量（BBOE）[2] - 储量寿命指数为39年[2] - 精炼能力为241 Mbbls/d净[2] - 预计在未来五年内产生近110亿美元的累计自由现金流[5] - 2019年第三季度净债务为68亿美元，流动性为49亿美元[6] - 计划将净债务与调整后EBITDA比率控制在2.0倍以下[6] - 预计运营成本和维持资本将分别减少40%和70%[7] - 预计2019年股东回报将实现5%至10%的年度增长[61] 用户数据 - 油砂资产的日生产能力为440 Mbbls/d，2P储量为64亿桶[12] - 油砂运营成本为每桶13.50美元，预计在2020-2024年期间将减少40%至约8美元[17] - 油砂维持资本成本为每桶2-3美元，供应成本在20-30美元/桶之间[18] - 2019年Foster Creek的预计日产量约为159,000桶[41] - 2019年总天然气生产预计为430-450百万立方英尺/天[56] 未来展望 - 预计在2020年下半年准备好进行FID（最终投资决定）[20] - 预计资本支出在8亿到10亿美元之间，运营成本为每桶1.50到2.50美元[31] - 预计2021年进行溶剂注入，SAGD基线后一年[42] - 预计未来的高温零蒸汽试点将在Foster Creek进行评估[35] - 预计在管道拥堵市场中，税后内部收益率可超过40%[31] 新产品和新技术研发 - 溶剂注入的总资本成本约为1亿美元，其中ERA资金为1000万美元[42] - 溶剂注入预计将使ISOR降低约30%[42] - GHG排放强度预计降低约25%[42] 市场扩张和并购 - 2019年对美国墨西哥湾沿岸的承诺增加了22,500桶/天[28] - 公司在阿尔伯塔市场销售约320 Mbbls/d的产品[26] - Bruderheim资产的原油运输能力为约65,000桶/天，Hardisty为约35,000桶/天[29] - 美国原油铁路销售总量在2019年达到120万桶/天[30] 负面信息 - 自2004年以来，温室气体排放强度降低了约30%[39] - Cenovus的有效税率预计在23%-28%之间[56] 其他新策略和有价值的信息 - Cenovus的调整资金流（Adjusted Funds Flow）用于衡量公司融资资本项目和满足财务义务的能力[60] - Cenovus的净债务与调整后EBITDA比率的长期目标为降低[61] - Cenovus的资本支出计划包括金额、时间和融资的安排[62] - Cenovus预计未来的天然气价格为1.55加元/Mcf[62] - Cenovus的调整后EBITDA定义为在扣除财务费用、所得税、折旧等费用后的收益[60]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生超6.2亿加元自由资金流，年初至今自由资金流近22亿加元 [11] - 第三季度持续经营业务实现超2.8亿加元运营收益，而2018年第三季度为运营亏损 [11] - 第三季度末净债务为68亿加元，低于第二季度末的71亿加元；净债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率为1.9倍，低于第二季度末的2.4倍 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 上游业务持续强劲表现，推动本季度财务业绩 [12] 下游业务 - 美国合资炼油厂的原油加工量和精炼产品产量同比下降，因有计划内检修活动和意外停机 [12] 油砂业务 - 第三季度油砂运营成本为每桶0.90加元，分别比2019年第二季度和第一季度低21%和24% [9] 深盆业务 - 尽管产量下降，但每桶运营成本分别较第二季度和第一季度下降9%和11% [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 9月铁路日均输油量超8万桶，正朝着年底前实现约10万桶/日的铁路装载能力目标迈进 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定了到2024年的更新业务计划，致力于在周期内产生大量自由资金流，同时增加股东回报 [6] - 专注于维持设施可靠性，通过供应链渠道、材料和需求管理以及技术改进来衡量和改善各项成本驱动因素，以保持低成本结构 [10] - 持续利用产生自由资金流的能力进一步降低债务，目标是将长期净债务控制在不超过50亿加元 [13] - 致力于维持三个现有的投资级信用评级，并在改善资产负债表方面取得进展，穆迪投资者服务公司将公司信用评级展望从稳定上调至正面 [14] - 积极提升铁路运油能力，以受益于艾伯塔省政府的强制减产计划，该计划允许通过铁路运输的石油超出减产限额 [15][16] - 强调建设新管道对行业的重要性，呼吁联邦政府推进跨山管道扩建项目 [17] - 致力于在环境、社会和治理方面取得领先表现，为四个ESG重点领域设定有意义的实际目标和计划 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为即使在约45美元/桶的WTI周期底部大宗商品价格下，业务仍具有弹性和可持续性 [7] - 对公司未来前景感到兴奋，认为自2019年初成本控制和强劲运营表现带来强劲财务业绩以来，公司正朝着为股东创造更多价值的正确方向前进 [7][20] 其他重要信息 - 2019年前九个月重大事故发生率较2018年同期降低超40% [8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 克里斯蒂娜湖项目快速增产的情况 - 对于克里斯蒂娜湖G期项目，虽已具备设施并开始利用蒸汽发生器，但减产限制了新油井投产。要充分利用G期设施，仍需6 - 12个月才能完全增产。目前虽在利用蒸汽维持油藏有效性，但要借助铁路运输增加产量，仍需6 - 12个月来投产新油井 [22] 问题2: 今日宣布的原油铁路运输交易机制 - 行业与政府合作达成解决方案，对行业、省份和服务提供商均有益。对公司而言，第一季度基线意味着将增加约8.5万桶/日的稀释沥青运输能力，可充分提升油砂资产和G期项目产量 [23][24] 问题3: 本季度运营成本较低的可持续性及驱动因素 - 油砂业务方面，二季度克里斯蒂娜湖有重大检修活动致成本增加，目前团队运营良好，持续关注成本驱动因素并提高资产可靠性，即使在减产和低产量下仍能找到降低成本的方法。深盆业务方面，今年上半年重置了运营模式，目前已初见成效。未来，深盆业务将继续控制绝对成本，虽产量会有所下降，但团队仍在油砂和深盆业务中找到成本改善方法 [27][28][29] 问题4: 福斯特溪或克里斯蒂娜湖H期项目的批准条件 - H期项目已纳入公司五年基本计划，但批准项目需确保有长期市场准入，将在未来一年接近最终投资决策时考虑该问题 [30] 问题5: 突破70亿加元债务后，自由现金流的用途及对康菲石油机会的考虑 - 未来产生的自由现金流主要用于改善资产负债表。公司有明确的去杠杆计划，在净债务介于70亿 - 50亿加元之间时，若康菲石油出售股份，公司希望以某种形式参与，越接近50亿加元，参与程度可能越高 [34] 问题6: 政府签约铁路车厢的处置情况 - 政府尚未宣布铁路合同的处置情况，该过程仍在进行中 [35] 问题7: 达到50亿加元净债务目标后，参与康菲石油股份交易的能力评估 - 无法给出具体金额，但越接近50亿加元甚至低于该水平，公司在应对康菲石油股份交易时将更具灵活性，参与程度可能更高 [37] 问题8: 基斯顿管道情况及对公司的影响 - 目前情况尚不明朗，运营商正在应对事故，公司暂无具体停运时长信息。公司有铁路运输计划且正提升至10万桶/日，还有其他管道接入以及近300万桶的洞穴储存能力。此次事件凸显了增加管道建设的必要性，以及艾伯塔省政府减产措施对维持价差的作用。公司炼油厂的合作伙伴正在实时处理该问题 [39] 问题9: 炼油业务运营成本指导高于预期的原因 - 今年年初和目前炼油厂均有检修活动，导致维护成本上升 [41] 问题10: 今年石油产量的减产情况 - 随着铁路运输原油政策生效，公司可能很快增加约1 - 2万桶/日的产量。此外，G期项目增产还需6 - 12个月。公司计划利用政府政策全面启动克里斯蒂娜G期项目 [43][44][45] 问题11: 对安桥干线收费调整的看法及对长期增长的影响 - 公司对行业的反对意见感到惊讶。安桥干线系统长期受下游炼油厂控制，公司认为安桥转为合同承运商的提议为公司等上游生产商提供了获得市场准入的机会，可使公司首次掌控石油销售，以合理价格进入芝加哥等市场。公司很高兴安桥继续向加拿大能源监管机构申请，但遗憾审批可能会延迟 [49][50][51] 问题12: 债务以美元计价，在周期底部加元汇率走弱对债务目标的影响 - 油价与加元汇率存在一定相关性，若WTI油价下跌，以加元计价的美元债务会增加，但同时现金流也会增加。公司已对不同汇率和WTI价格进行压力测试，认为将债务降至50亿加元仍是合理目标 [55][56] 问题13: 若债务因汇率上升，是否会留存更多现金以实现50亿加元目标 - 通常经济疲软、WTI价格下跌时，以加元计价的美元债务会增加，但现金流也会增加，两者存在相互抵消的关系 [57] 问题14: 多家钻井公司将钻机迁往美国及恩卡纳将总部迁至美国的信号 - 这对加拿大来说是一场悲剧，反映了过去五六年加拿大投资外流的问题，涉及行业竞争力和监管环境。恩卡纳曾是加拿大市值最大的公司，其总部迁出对加拿大是沉重打击，加拿大需关注行业竞争条件 [60][61] 问题15: 原油铁路运输计划对油价价差的影响 - 该计划由行业提出，是各方共赢的方案。预计将形成两个市场，利用铁路运输的生产商需支付运输成本并获得相应净回值，而其他石油在政府减产措施下将有不同净回值 [62][63] 问题16: 立即增加1 - 2万桶/日产量的来源及是否为目前所有减产石油 - 1 - 2万桶/日的产量来自减产政策宣布时公司的战略和运营决策，当时公司继续充分利用油砂蒸汽发生能力，仅降低了产量，目前油砂矿区有大量已开采的石油，可快速增产。克里斯蒂娜G期项目其余产量将按新油砂项目投产的标准流程在6 - 12个月内逐步增加 [65][66] 问题17: 目前铁路运输量 - 目前铁路日均运输量约8.5万桶。根据政府政策，以今年第一季度为基线，当时公司铁路运输量约1.5万桶/日，因此公司有8.5万桶/日的运输量可不受减产限制，公司有足够铁路运力消除减产影响并使克里斯蒂娜G期项目全面投产 [67][68]

业绩总结 - Cenovus的2019年预计油砂生产为353 Mbbls/d，深盆区生产为99 MBOE/d[22] - 2018年证明和可能的储量为7.0 BBOE[22] - 自2017年6月以来，Cenovus的债务减少了45%，截至2019年6月30日，净债务低于70亿美元[25] - Cenovus预计在2020年实现约2-3%的生产复合年增长率（CAGR）[27] - 预计2021年到2024年，公司的总生产量将从450 MBOE/d增长到750 MBOE/d[41] - 预计到2024年，运营利润将超过5亿美元，资本支出将保持在较低水平[101] 财务状况 - Cenovus计划继续减少债务，保持财务韧性[15] - Cenovus的年度利息支出预计为5.7亿美元，计划通过优化债务组合来降低融资成本[32] - Cenovus的财务框架目标是将净债务降低到低于50亿美元，并在45美元WTI的情况下实现自由资金流[30] - Cenovus的资本投资计划为30亿美元，目标是到2024年实现750 MBOE/d的总生产[26] - 预计2021年到2024年，公司的自由资金流量在$45 WTI的情况下将达到$6亿到$7亿[36] 资本支出与投资 - 2021年资本投资预计为$2.5亿，2022年为$2.0亿，2023年为$1.5亿，2024年为$1.0亿[41] - 预计2020年资本投资为30亿美元，生产总量为750 MBOE/d[135] - 预计2021年将在Foster Creek实施溶剂注入，资本成本约为1亿美元，预计GHG排放强度减少约25%[117] - 预计2024年开发运营利润为3亿美元，勘探运营利润为1亿美元[112] 运营与技术 - Cenovus的重油供应成本在全球范围内具有竞争力，超过50%的供应来自稳定国家[58] - Cenovus的炼油优化项目预计将提供30%至50%的内部收益率[74] - Cenovus计划通过技术和持续改进实现油砂维持资本成本的可持续降低[34] - 油砂资产的总剩余2P储量为10亿桶，预计未来20年将生产超过60亿桶[80] - 采用新技术，预计每个扩展的资本减少可达2亿美元，处理面积减少可达60%[119] 市场与扩张 - Cenovus目前在阿尔伯塔省的重油市场销售约320,000 bbls/d的产品[66] - Cenovus的铁路运输能力预计在2019年将达到100,000 bbls/d，以填补管道建设的空白[70] - 直接将净油运输到需求强劲的市场，预计每日运输约120万桶（2个单位列车）[51] - Cenovus计划通过未来的扩展承诺进一步降低对WCS的暴露，预计可达100%的覆盖率[75] 股东回报与分红 - Cenovus在2019年第四季度计划增加25%的股息[25] - 预计2021年到2024年，公司的资本支出将支持每年5%-10%的股东回报增长[44] - 2020年，公司的股息增长潜力在5%-10%之间，预计在Q4 2019将增加25%[46] 社会责任与环境 - 自2009年以来，公司在土著社区的商业支出达到27亿美元[125] - 自2013年以来，公司已向土著学生提供169个高等教育奖学金[125] - 公司在2018年的安全表现为历史最佳，工作中每200,000小时的伤害次数为0.75[124] - 自2004年以来，公司的直接排放强度减少了约30%[129]