文章核心观点 Cenovus Energy将于2月15日发布2023年第四季度和全年业绩，还介绍了业绩发布后的会议安排、公司概况及联系方式 [1] 业绩发布信息 - 公司将于2月15日发布2023年第四季度和全年业绩，新闻稿将提供合并运营和财务信息，财务报表将在公司网站公布 [1] 会议安排 - 会议时间为上午9点MT（上午11点ET） [2] - 可提前约5分钟注册自动回电参会，也可拨打888 - 664 - 6383（北美免费）或416 - 764 - 8650由接线员接入 [2][3] - 可通过链接获取直播音频 [3] 公司概况 - 是一家综合能源公司，在加拿大和亚太地区有油气生产业务，在加拿大和美国有升级、炼油和营销业务 [4] - 注重安全、创新和成本效益管理资产，将环境、社会和治理因素纳入业务计划 [5] - 普通股和认股权证在多伦多和纽约证券交易所上市，优先股在多伦多证券交易所上市 [5] 联系方式 - 投资者关系通用电话为403 - 766 - 7711，媒体关系通用电话为403 - 766 - 7751 [6]

文章核心观点 Cenovus Energy将于2月15日发布2023年第四季度和全年业绩，还介绍了业绩发布后的会议安排、公司概况及联系方式等信息 [1] 业绩发布 - 公司将于2月15日发布2023年第四季度和全年业绩，新闻稿将提供合并运营和财务信息，财务报表将在公司网站公布 [1] 会议安排 - 会议时间为上午9点MT（上午11点ET），可提前约5分钟注册自动回电参会，也可拨打888 - 664 - 6383（北美免费）或416 - 764 - 8650由接线员接入，还可在线收听直播 [2][3] 公司概况 - 公司是一家综合能源公司，在加拿大和亚太地区有油气生产业务，在加拿大和美国有升级、炼油和营销业务 [4] - 公司注重安全、创新和成本效益地管理资产，将环境、社会和治理因素纳入业务计划，普通股和认股权证在多伦多和纽约证券交易所上市，优先股在多伦多证券交易所上市 [5] 联系方式 - 投资者联系电话为403 - 766 - 7711，媒体联系电话为403 - 766 - 7751 [6]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第三季度实现了约34亿加元的经营利润,体现了上游和下游业务的强劲表现 [12][24] - 公司在第三季度实现了约34亿加元的调整后经营现金流,较上一季度有所增加 [24] - 公司在第三季度净债务约为60亿加元,较上一季度有所增加,主要是由于商品价格上涨导致营运资金增加 [25] - 公司计划继续推进向4亿加元净债务目标的努力,并将100%的剩余自由现金流分配给股东 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务第三季度产量接近80万桶油当量/天,较上一季度有所增加 [12] - 常规业务第三季度产量恢复正常,较上一季度增加至12.7万桶油当量/天 [12][13] - 油砂业务第三季度产量超过60万桶/天,较上一季度大幅增加 [13] - 日出油砂项目第三季度产量增长17%至约5.5万桶/天 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在亚太地区的海外资产表现出色,9月实现了印尼MAC油田首次产气 [16] - 加拿大炼化业务第三季度利用率达98%,表现稳定 [21] - 美国炼化业务第三季度利用率从上季度的70%提高至88%,主要得益于托莱多炼厂的良好表现 [19][20] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注于提高上游和下游资产的运营可靠性和效率,推进短期和中期的增长项目 [15][23] - 公司计划在未来几年内将资本支出维持在45-50亿加元的水平,其中约2/3为维持产能,1/3为增长项目 [39][40][49] - 主要增长项目包括福斯特克里克蒸汽扩建、克里斯蒂娜湖管线项目、日出油砂新井场以及东海岸的西白玫瑰项目 [43][44][45][47] - 这些项目将在未来几年内为公司带来约10万桶/天的产能增长 [43][44][45][47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司上游和下游业务的强劲表现感到满意,认为体现了公司一体化战略的价值 [12] - 管理层预计公司的上游和下游业务将在下半年继续保持良好的表现 [12] - 管理层对公司油砂资产的长期前景保持乐观,将继续专注于提高运营可靠性和执行增长项目 [15] - 管理层认为公司下游业务仍有进一步提升的空间,将继续优化资产利用率和降低单位运营成本 [51][54][55] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Dennis Fong 提问** 询问公司对剩余认股权证义务的支付计划以及未来股票回购的节奏 [29] **Kam Sandhar 回答** 公司将继续在第四季度支付剩余的认股权证义务,之后的股票回购将根据内在价值评估而定,目标是在每个季度分配50%的剩余自由现金流 [30][31][32][33] 问题2 **Neil Mehta 提问** 询问公司2024年资本支出计划,以及主要增长项目的情况 [39] **Jonathan McKenzie 和 Keith Chiasson 回答** 公司未来几年的资本支出将维持在45-50亿加元的水平,其中约三分之一用于增长项目,包括福斯特克里克、克里斯蒂娜湖、日出油砂和西白玫瑰项目,这些项目将在未来几年带来约10万桶/天的产能增长 [40][43][44][45][47] 问题3 **Menno Hulshof 提问** 询问公司对下游业务运营表现的评估,以及对西白玫瑰项目的进展和风险 [51][57] **Jonathan McKenzie 和 Keith Chiasson 回答** 公司认为下游业务仍有进一步提升的空间,将继续优化资产利用率和降低单位运营成本。西白玫瑰项目进展顺利,已完成75%,预计2026年投产后将贡献约4.5万桶/天的产能 [54][55][57][58][59]

业绩总结 - 上游生产量为730 MBOE/d，下游处理能力为538 Mbbls/d[3] - 经营活动现金流为19.9亿美元，调整后资金流为18.99亿美元，自由资金流为8.97亿美元[3] - 第二季度净收益为8.66亿美元[134] - 净债务减少2.65亿美元，降至64亿美元[134] - 资本投资总额为10.02亿美元[3] 用户数据 - 预计2023年上游生产量为235至255 Mbbls/d，Lloydminster Thermals的生产量为45至50 Mbbls/d[41] - Cenovus预计2023年油砂总产量为577-637 Mbbls/d，常规产量为645-660 Mbbls/d[81] - Cenovus的2022年证明和可能储量为785 MBOE/d[111] 未来展望 - 预计2023年总股东收益率将达到50%[10] - 预计2023年自由资金流的50%将用于股东回报，包括股票回购和/或可变股息[10] - 预计2023年资本投资将集中在优化基础设施和减少温室气体排放，投资约为9000万美元[27] - 预计2025-2027年每日增长8万桶的产量[125] - 计划在2035年前减少35%的绝对温室气体排放[128] 新产品和新技术研发 - 西白玫瑰项目预计在2026年首次投产，峰值产量为45 Mbbls/d，预计前期资本投资为20亿至23亿美元[57] - 预计在2023年进行约5亿美元的油砂优化和增长资本投资[160] 市场扩张和并购 - Cenovus计划在2023年进行的资本投资总额为31.5亿至35.5亿加元[81] - 预计托莱多炼油厂将在2023年全面投入运营[134] 负面信息 - Cenovus的有效特许权使用费率预计在油砂项目中为11.50%-13.00%[81] - Cenovus的信用评级显示加权平均债券到期时间延长至约14.1年[116] 其他新策略和有价值的信息 - 公司回购了84%的未偿还认股权证，金额为7.11亿美元[3] - 基础股息在2023年第二季度增加33%[124] - 目标在净债务低于40亿美元时将100%的超额自由现金流用于股东回报[155] - Cenovus的市场资本化为450亿加元[111] - Cenovus的重油灵活性项目在2019年完成，重油处理能力为90 Mbbls/d[76]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第二季度交付了近20亿加元的调整后现金流,主要得益于差价收缩和油砂业务利润率提升,但部分被美国制造业务的负FIFO调整约1.7亿加元所抵消 [25] - 公司宣布了股息增加和股票回购计划,在本季度向股东分配了约5.75亿加元 [26][27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 美国制造业务方面,托莱多炼厂已于6月中旬全面投产,苏必利尔炼厂仍在安全重启催化裂化装置 [15][38][39] - 加拿大制造业务方面,劳埃德明斯特炼厂和炼油厂合计利用率达86% [17] - 上游业务方面,福斯特克里克资产完成大修,产量恢复至大修前水平,而萨尔瓦多和劳埃德热采资产也创下新高产纪录 [20][21][22] - 亚太地区业务方面,由于计划内和计划外停产,产量有所下降,但已于6月初恢复正常 [23][61][62] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大西部重质油价差持续收窄,有利于公司整体业务 [124][127] - 预计随着2024年第一季度TMX管线投产,加拿大西部重质油价差将保持相对较窄 [127][128] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续推进整合业务模式,并将重点放在安全可靠运营上,以实现财务表现的大幅改善 [30] - 公司正在推进碳捕集利用与封存(CCUS)项目,包括劳埃德明斯特炼厂和克里斯蒂娜湖项目,支持公司实现2050年净零排放目标 [114][115][116] - 公司认为TMX管线的投产将为加拿大产油商提供一个重要的出口管道选择,有利于整个行业 [143][146][147][148] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对下半年的财务和运营表现持乐观态度,认为已完成主要维护工作,资产将保持高产能运转 [30] - 管理层表示,尽管短期内可能会出现一些价差波动,但长期来看,TMX管线的投产将为加拿大产油商提供更多出口选择,有利于行业发展 [143][146][147][148] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Dennis Fong 提问** 询问公司如何利用自由现金流来优化资本结构,包括偿还债务的具体策略 [32][33][34][35][36] **Jeffrey Hart 回答** 公司将采取平衡的方式,通过多种方式偿还债务,包括现金市场购买和要约收购,以达到约70亿加元的目标总债务水平 [34][35][36] 问题2 **Greg Pardy 提问** 询问苏必利尔和托莱多炼厂的盈利能力及对公司现金流的影响 [43][44][45][46][47][48][49] **Keith Chiasson 和 Jonathan McKenzie 回答** 随着这两家炼厂的投产和产品销售,预计将为公司带来正现金流,但短期内可能会有一些额外维护成本,预计到第三季度末将趋于正常 [44][45][46][47][48][49] 问题3 **Neil Mehta 提问** 询问东海区域业务的表现以及未来发展计划 [55][56][57][58][59][60][61][62] **Norrie Ramsay 和 Joseph Zieglgansberger 回答** 东海区域业务受到一些临时性因素影响,但整体保持稳定,预计下半年产量将保持良好水平。公司正在推进特鲁诺瓦项目的重启,以及亚太地区业务的持续发展 [58][59][60][61][62]

财务数据和关键指标变化 - 一季度净债务增加，主要因支付约12亿加元去年应计税款，以及支付约4.6亿加元完成托莱多交易和与日出项目相关的首笔可变付款 [77] - 预计四季度净债务降至40亿加元以下，前提是大宗商品价格维持当前水平 [54] - 董事会批准将基础股息提高33%，至每股每年0.56加元 [54] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 下调大西洋地区年度产量指引，减少1万桶/日，全年上游产量指引为79 - 81万桶油当量/日 [49] - 劳埃德minster热采项目产量稳定超过10万桶/日，日出项目预计年底启动新井垫，将受益于自2017年以来的首个新井垫 [74] - 常规业务产量稳定，现金流强劲，在艾伯塔省某些地区新钻的油井测试产量创纪录 [51] 下游业务 - 调整年度吞吐量指引，中点下调4万桶/日，全年下游吞吐量指引为58 - 61万桶/日 [72] - 加拿大制造业务表现良好，劳埃德炼油厂利用率达99%，该业务板块贡献超2.6亿加元运营利润 [53] - 美国炼油厂方面，托莱多炼油厂较小的东侧（3万桶/日）已重启，西侧预计5月上线；苏必利尔炼油厂目前日处理量2.4 - 3万桶，预计二季度提升至4.9万桶/日的铭牌产能 [45][69] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计三季度标准化利润率和裂解捕获率将更明显，预计全年精炼产品市场强劲，美国炼油网络将受益 [76] - 一季度艾伯塔省天然气价格下降，但公司常规业务产量和现金流仍表现良好 [51] - 重质油价差收窄，实现价格在过去几个月显著改善 [127] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略为优化成本结构、加强资产负债表、确保上游产品市场准入，已取得成效 [79] - 致力于打造重质油价值链，通过收购和重启炼油厂完善资产组合，降低重质油区位风险 [86][87] - 计划适度增加上游产量，同时协调下游业务发展 [107] - 持续推进碳捕获和脱碳项目，需要政府更多支持以保持与其他产油区的竞争力 [32][34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 一季度经营具有挑战性，美国下游重启成本影响利润率，非运营炼油厂表现低于预期，但随着苏必利尔和托莱多炼油厂重启，预计二季度整体吞吐量和利用率将改善 [47][48][52] - 对公司长期成功充满信心，相信下半年将体现运营和一体化战略的优势 [73][94] 其他重要信息 - 伍德河炼油厂一季度计划内检修推迟至二季度，预计5月中旬完成，之后合资资产将在二季度剩余时间和三季度持续运营 [2] - 西白玫瑰项目有两项重要工作，重力基础结构的浇筑预计60天完成，约40天后该部分将完工；得克萨斯州的顶部设施已组装完成，但距离安全生产还有很长路要走 [4][7] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何计划管理炼油资产的可再生燃料义务（RVO）要求并降低成本？ - 未明确提及具体计划，需向运营商咨询 [1] 问题: 苏必利尔炼油厂满负荷时的吞吐量如何，何时能达到满负荷？ - 目前日处理量2.4 - 2.5万桶，正在提升至3万桶/日，即将调试催化裂化装置（FCC），达到铭牌产能4.9万桶/日，预计二季度实现 [14][15] 问题: 4.9万桶/日的产能与火灾前的设施相比如何？ - 产能大致相似，但之前是分批运营，现在控制系统和设备改进后可连续运行，利用率将提高 [18] 问题: 新设施劳动力增加的原因是什么？ - 包含部分合同工，且计划扩大该地区的沥青业务，连续运营将生产更多产品，因此需要更多劳动力 [19] 问题: 为何对Terra Nova采取保守态度并从公司指引中移除，恢复生产的时间表是否改变？ - 未明确提及移除原因和恢复生产的时间表变化，需向运营商咨询 [23] 问题: 跨山管道项目成本升至309亿加元，对收费和经济效益有何影响，扩建完成后将运输多少桶油？ - 所有托运人都有长期运输协议，有一定成本分担机制，但具体公式未公开；即使在当前价格下，该管道仍是公司良好的出口资产，长期来看将有助于改善该省的情况 [29] 问题: 联邦预算对美国《降低通胀法案》的回应变化是否足以推动公司的碳捕获和其他脱碳项目？ - 公司感谢政府在预算中提及投资税收抵免（ITC），但认为行业实现净零排放需要政府更多支持，预计仅油砂项目就需750亿加元成本 [31][32][33] 问题: 与阿尔伯塔省关于扩大APIB赠款以包括碳捕获、利用和封存（CCUS）的讨论进展如何，是否足够？ - 与阿尔伯塔省政府的讨论富有成效，双方都理解公司的目标，但具体细节需进一步讨论后确定 [35][36] 问题: 公司计划如何改变或改进炼油资产的维护，与之前的运营商相比有何不同？ - 公司将运营五座炼油厂和两座非运营炼油厂，预计苏必利尔和托莱多炼油厂投产后，将优化商业运营，并引入外部人员和继承自赫斯基收购的人员，采用相同的维护和可靠性流程 [82][83] 问题: 未来12 - 18个月，随着跨山扩建管道上线，如何平衡上游产量和下游炼油能力？ - 公司认为目前下游资产组合良好，能够处理重质油分子，未来将保持机会主义态度；重启苏必利尔和托莱多炼油厂后，将形成强大的重质油价值链 [85][86][87] 问题: 过去几个季度美国炼油业务有哪些具体经验教训，对未来有何信心？ - 利马炼油厂2022年表现良好，安全绩效达到世界级水平；托莱多炼油厂3月接管运营权，已完成火灾受损区域修复，东侧（3万桶/日）已重启，预计Q3将实现转型 [89][90][91] 问题: 日出项目增量产能的工作范围、资本效率如何，福斯特溪和克里斯蒂娜湖的最佳实践是否应用于日出项目？ - 今年日出项目产量持平，自2017年以来未钻新井；正在应用福斯特溪和克里斯蒂娜湖的地下策略，如钻更长的锁定井和更有效地部署蒸汽，预计运营成本将下降，未来18个月达到铭牌产能，之后进行瓶颈消除 [95][118][119] 问题: 劳埃德minster upgrader的中长期计划是什么，是否有降低凝析油成本的潜力？ - 公司正在推进炼油厂瓶颈消除机会，将扩大炼油厂产能，还在考虑第二个瓶颈消除项目，预计未来几年吞吐量增加近60%；所有项目在WTI价格45美元/桶的环境下将实现资本成本回报 [123][124][125] 问题: 一季度库存增加，艾伯塔省天然气价格下降，凝析油采购成本高，二季度这些不利因素是否会转变为有利因素？ - 目前价差已收窄，实现价格显著改善，公司正在利用资产将凝析油运往墨西哥湾沿岸和艾伯塔省，以满足重质油资产的凝析油需求 [126][127][128] 问题: 一季度净债务为66亿加元，如何有信心在四季度降至40亿加元以下，有哪些假设？ - 主要依靠有机现金流驱动，如年底新井垫投产和苏必利尔、托莱多炼油厂产能提升，不依赖大量营运资金释放；当前股价低于股票回购目标水平，如有机会将进行回购 [129][130][132] 问题: 日出项目收购中向BP的可变付款如何运作，未来预期支付多少？ - 每季度根据WCS价格高于52美元的部分，乘以280万桶进行支付，协议有5亿加元的累计上限和两年期限 [136][153] 问题: 二季度炼油厂利用率预计如何，伍德河炼油厂四季度的检修是从一季度推迟还是新增的？ - 加拿大业务运营良好，美国业务利用率预计二季度持续改善，三季度达到满负荷；未提及伍德河炼油厂检修的具体情况 [137] 问题: 达到40亿加元净债务水平后，如何考虑资本回报动态，如何应对股价波动？ - 公司管理层和董事会更倾向于股票回购而非可变股息 [152]

环境与社会责任目标 - 公司目标到2025年底复垦3000个退役油井场地，目前已完成过半[4] - 公司已恢复超20万英亩驯鹿栖息地，目标到2030年底在冷湖驯鹿分布区恢复比使用更多的栖息地[4] 资产交易情况 - 2022年公司完成Sunrise项目收购，获得全部所有权；将西白玫瑰项目12.5%的权益转让给合作伙伴，预计2026年首油；退出未开发的Bay du Nord油田[7] - 2022年公司出售零售网络中超300个加油站以及一些常规石油和天然气资产[7] - 2023年2月公司完成收购俄亥俄州托莱多炼油厂的交易[7] - 2022年公司出售Tucker和Wembley资产获得9.51亿美元净收益；收购Sunrise剩余50%权益花费3.94亿美元[69] - 2022年公司宣布收购Toledo炼油厂剩余50%权益；出售337个加油站获得4.04亿美元净现金收益[69] - 2022年1月31日出售Tucker资产，净收益7.3亿美元，出售时日产原油约20千桶[178][187] - 2022年8月31日从BP加拿大收购Sunrise剩余50%权益，收购后日产原油增加超20千桶[179][188] 减排目标投入 - 未来五年公司计划花费约10亿美元用于推进减排目标的项目[9] - 公司计划未来五年在推进减排目标的举措上花费约10亿美元[16] 产量数据 - 2022年公司总产量超80万桶油当量/天[11] - 2022年，公司上游产量为78.62万桶油当量/日，下游原油吞吐量为49.37万桶/日[52] - 2022年上游总产量为786.2千桶油当量/天，较2021年下降1%；下游原油吞吐量为493.7千桶/天，较2021年下降3%[63][69] - 2022年油砂业务日产原油586.6千桶，运营利润率达90亿美元，较2021年增加26亿美元[178][187] - 2022年油砂原油日产量增至58.66万桶，2021年为58.15万桶；出售Tucker资产使2022年产量较2021年减少1.94万桶/日[196][197] - 2022年Foster Creek产量增至19.1万桶/日，较2021年增加1.11万桶/日；Christina Lake产量增至24.65万桶/日，较2021年增加0.97万桶/日；Sunrise收购于8月31日完成，使2022年产量较2021年增加0.54万桶/日[198][199] 债务与股东回报 - 2022年公司将长期债务（含流动部分）从124亿美元降至87亿美元，净债务减少超53亿美元；向股东返还超34亿美元，其中股票回购超25亿美元，股息超9亿美元[12] - 2022年公司通过股票回购和股息向股东返还约34亿美元[23] - 公司设定的最终净债务目标为40亿美元，作为净债务下限[33] - 当季末净债务低于90亿美元且高于40亿美元时，公司将目标分配下一季度实现的超额自由资金流的50%用于股东回报[33] - 当季末净债务高于90亿美元时，公司计划将下一季度的所有超额自由资金流用于资产负债表去杠杆化[34] - 当季末净债务达到40亿美元下限时，公司将目标返还下一季度100%的超额自由资金流给股东[35] - 2022年4月董事会批准新的股东回报框架，产生了公司有史以来的第一次可变股息[22] - 2022年9月30日，公司长期债务为88亿美元，净债务为53亿美元；12月31日，净债务为43亿美元[41][42] - 2022年第四季度，公司经营活动产生的现金为30亿美元，超额自由资金流为7.86亿美元，通过股票回购向股东返还3.87亿美元[41] - 2022年第四季度，股东回报目标为该季度超额自由资金流的50%，即3.93亿美元[41] - 截至2022年12月31日，公司长期债务（含流动部分）为87亿美元，净债务为43亿美元[56] - 2022年，公司通过购买26亿美元2023 - 2043年到期票据和7.5亿美元2025年到期票据进行去杠杆[56] - 2022年，公司向普通股股东支付基本股息6.82亿美元，每股0.35美元；可变股息2.19亿美元，每股0.114美元；通过NCIB回购普通股25.3亿美元[48][59] - 2022年公司通过NCIB回购并注销1.12亿股普通股，花费25亿美元；向普通股股东返还9.01亿美元[72] - 2023年NCIB授权公司在2022年11月9日至2023年11月8日期间回购最多1.367亿股普通股[77] - 2023年第一季度，公司宣布普通股基础股息为每股0.105美元，优先股股息为900万美元[78] - 2022年公司通过NCIB回购并注销1.12亿股普通股，花费25亿美元；向普通股股东返还9.01亿美元[78] - 2022年公司总债务为88.06亿美元，较2021年的124.64亿美元减少36.58亿美元；净债务为42.82亿美元，较2021年的95.91亿美元减少53.09亿美元[103][110] 原住民企业合作 - 2022年公司每天在加拿大原住民企业的商品和服务上花费约100万美元，接近实现2019 - 2025年底至少花费12亿美元的目标[13] 公司地位与战略 - 公司是加拿大第二大原油和天然气生产商，也是第二大炼油和upgrader[28] - 公司战略专注于通过有竞争力的成本结构和优化利润率来实现股东价值最大化[31] 财务关键指标变化 - 2022年，公司收入为668.97亿美元，同比增长44%；营业利润率为142.63亿美元，同比增长52%[52] - 2022年，公司经营活动产生的现金为114亿美元，自由资金流为73亿美元，净收益为64.5亿美元[53][55] - 2022年营收为668.97亿美元，较2021年增长44%；运营利润率为142.63亿美元，较2021年增长52%[63] - 2022年经营活动产生的现金为114亿美元，较2021年增长93%；自由资金流为73亿美元，较2021年增长55%[64][66][69] - 2022年资本投资为37.08亿美元，较2021年增长45%[65] - 2022年净利润为64.5亿美元，较2021年增长999%[66] - 截至2022年12月31日，长期债务为87亿美元（2021年12月31日为124亿美元），净债务头寸为43亿美元（2021年12月31日为96亿美元）[67] - 2022年公司经营活动产生的现金为114亿美元，自由资金流为73亿美元，主要因大宗商品价格高和上游运营表现良好[75] - 2022年公司毛销售额为792.29亿美元，收入为743.61亿美元，运营利润率为142.63亿美元[87][90] - 2022年公司经营活动产生的现金为114.03亿美元，调整后资金流为109.78亿美元[90] - 2022年公司实现净收益64.5亿美元，较2021年的5.87亿美元显著增加，主要因运营利润率提高、净减值费用降低等因素[104][105][107] - 2022年公司运营利润率为142.63亿美元，较2021年的93.73亿美元有所增加，主要得益于平均实现销售价格提高和下游业务炼油利润率上升[96][101] - 2022年公司资本投资总额为37.08亿美元，较2021年的25.63亿美元有所增加，主要投向油砂、常规、下游制造等领域[104][111] - 2022年公司现金运营活动产生的现金为114.03亿美元，较2021年的59.19亿美元增加，调整后资金流为109.78亿美元，较2021年的72.48亿美元增加[101][102][109] - 2022年公司融资成本为8.2亿美元，较2021年的11亿美元减少2.8亿美元，主要因长期债务余额降低[107] - 2022年公司整合和交易成本为1.06亿美元，较2021年的3.49亿美元减少2.43亿美元，Cenovus和Husky的整合基本完成[103][107][110] - 2022年公司所得税费用为15.53亿美元，较2021年的15.79亿美元略有减少[105] - 2022年净收益为64.5亿美元，2021年为5.87亿美元[112] - 2022年第四季度净减值费用为2.66亿美元，2021年同期为16亿美元[114] - 2022年第三季度与Sunrise收购相关的重估收益为5.49亿美元[114] - 2022年或有付款重新计量损失为1.62亿美元，2021年为5.75亿美元[114] - 2022年财务成本为8.2亿美元，2021年为11亿美元[114] - 2022年整合和交易成本为1.06亿美元，2021年为3.49亿美元[114] - 2022年实现外汇收益2200万美元，2021年为外汇损失1.38亿美元[114] - 2023年总资本投资指导为40 - 45亿美元，其中维持性资本约28亿美元，优化和增长资本为12 - 17亿美元[116] - 2023年总资本投资指引为40 - 45亿美元，包括约28亿美元维持资本和12 - 17亿美元优化与增长资本[122] 油价数据 - 2022年WTI均价约为每桶94美元，为2013年以来最高年度平均水平，较2021年增长约40%[75] - 2022年Dated Brent平均价格为101.19美元/桶，较2021年增长43% [116] - 2022年WTI平均价格为94.23美元/桶，较2021年增长39% [116] - 2022年Dated Brent平均价格为101.19美元/桶，较2021年的70.73美元/桶增长43%[122] - 2022年WTI平均价格为94.23美元/桶，较2021年的67.91美元/桶增长39%[122] - 2022年WCS在Hardisty平均价格为76.01美元/桶，较2021年的54.87美元/桶增长39%[122] - 2022年芝加哥常规无铅汽油平均价格为120.63美元/桶，较2021年的85.07美元/桶增长42%[122] - 2022年芝加哥超低硫柴油平均价格为143.85美元/桶，较2021年的86.37美元/桶增长67%[122] - 2022年AECO天然气平均价格为5.56加元/千立方英尺，较2021年的3.56加元/千立方英尺增长56%[122] - 2022年NYMEX天然气平均价格为6.64美元/千立方英尺，较2021年的3.84美元/千立方英尺增长73%[122] - 2022年合成原油在埃德蒙顿的价格较2021年显著增强，WTI - 合成原油价差由2021年的折价变为溢价[141] - 2022年平均NYMEX天然气价格和AECO价格较2021年显著上涨，AECO与NYMEX的价差略有扩大[143] 外汇与利率情况 - 2022年12月31日，加元兑美元贬值，公司美元债务换算成加元产生3.65亿美元未实现外汇损失[134] - 2022年加拿大元兑美元平均贬值，12月31日较2021年贬值，产生3.65亿美元未实现外汇损失[145] - 截至2022年12月31日，加拿大银行政策利率从0.25%升至4.25%，2023年1月25日进一步升至4.50%[147][162] 油价趋势与应对 - 2022年原油价格上半年显著改善，下半年因需求担忧而下降，俄罗斯供应不确定性带来的地缘政治溢价在下半年消退[149][164] - 所有与公司原油销售价格风险管理活动相关的WTI合约在2022年6月30日结束[150][165] - 公司预计未来12个月原油和成品油价格将波动，受俄乌冲突、制裁、供应替代、战略石油储备和OPEC + 政策等影响[151] - 公司通过运输承诺、整合和动态存储等方式部分缓解原油和成品油价差的影响[147][162] 公司优先事项 - 公司2023年优先事项包括实现顶级安全和运营绩效、可持续发展领导、成本领先、财务纪律和自由资金流增长[151] 下游业务数据 - 2022年下游业务中，加拿大制造部门吞吐量为9.29万桶/日，较2021年减少1.36万桶/日；美国制造部门吞吐量为40.08万桶/日，与2021年基本持平[80][91] 油砂业务数据 - 2022年9月Spruce Lake North热电站实现首次产油，第四季度平均日产约12.0千桶[179][188] - 2022年12月获得Ipiatik资产开发监管批准，预计2024年开始垫场建设，2029年首次注蒸汽[179][188] - 2022年在油砂业务投资资本18亿美元，主要用于维持性活动[179][188] - 2022年油砂业务净回值为每桶油当量49.10美元[179][188] - 2022年实现销售价格平均每桶油当量91.70美元，2021年为62.82美元[182] - 2022年总销售额中包含来自第三方采购量的45亿美元，2021年为21亿美元[183] - 2022年公司实现销售价格平均为每桶油

财务数据关键指标变化 - 营收与利润 - 2022年第四季度总营收为149.38亿美元，2021年同期为145.41亿美元；2022年全年总营收为717.65亿美元，2021年为488.11亿美元[3] - 2022年第四季度净利润为7.84亿美元，2021年同期净亏损4.08亿美元；2022年全年净利润为64.5亿美元，2021年为5.87亿美元[3] - 2022年第四季度基本每股收益为0.40美元，2021年同期为 - 0.21美元；2022年全年基本每股收益为3.29美元，2021年为0.27美元[3] - 2022年第四季度综合收益为6.14亿美元，2021年同期综合亏损4.44亿美元；2022年全年综合收益为72.36亿美元，2021年为4.96亿美元[5] - 2022年全年总营收7.1765亿美元，2021年为4.8811亿美元，同比增长47.02%[18] - 2022年全年净利润64.5亿美元，2021年为5.87亿美元，同比增长1002.21%[18] 财务数据关键指标变化 - 资产负债 - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为45.24亿美元，2021年为28.73亿美元[7] - 截至2022年12月31日，应收账款及应计收入为34.73亿美元，2021年为38.7亿美元[7] - 截至2022年12月31日，存货为43.12亿美元，2021年为39.19亿美元[7] - 截至2022年12月31日，总资产为558.69亿美元，2021年为541.04亿美元[7] - 截至2022年12月31日，总负债为282.8亿美元，2021年为304.96亿美元[7] - 截至2022年12月31日，股东权益为275.76亿美元，2021年为235.96亿美元[7] - 截至2020年12月31日，公司股东权益总额为167.07亿美元，其中普通股为110.4亿美元，留存收益为5.01亿美元[8] - 2021年公司净收益为5.87亿美元，综合收益为4.96亿美元，发行普通股61.11亿美元，发行优先股5.19亿美元[8] - 截至2021年12月31日，公司股东权益总额为235.96亿美元，其中普通股为170.16亿美元，留存收益为8.78亿美元[8] - 2022年公司净收益为64.5亿美元，综合收益为72.36亿美元，发行普通股1.7亿美元，回购普通股95.9亿美元[8] - 截至2022年12月31日，公司股东权益总额为275.76亿美元，其中普通股为163.2亿美元，留存收益为63.92亿美元[8] - 截至2022年12月31日，公司合并总资产为5.5869亿美元，2021年为5.4104亿美元[24] 财务数据关键指标变化 - 现金流量 - 2022年第四季度，公司经营活动产生的现金流量为29.7亿美元，投资活动使用的现金流量为11.7亿美元，融资活动使用的现金流量为7.5亿美元[9] - 2022年全年，公司经营活动产生的现金流量为114.03亿美元，投资活动使用的现金流量为23.14亿美元，融资活动使用的现金流量为76.76亿美元[9] - 2022年全年，公司折旧、损耗和摊销费用为46.79亿美元，递延所得税费用为6.42亿美元[9] - 2022年全年，公司资本投资为37.08亿美元，资产剥离所得为15.14亿美元[9] - 2022年全年，公司现金及现金等价物增加16.51亿美元，期末余额为45.24亿美元[9] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务收入 - 2022年第四季度上游业务总收入83.07亿美元，2021年同期为82.37亿美元[12] - 2022年第四季度下游业务总收入83.8亿美元，2021年同期为80.1亿美元[13] - 2022年第四季度公司合并总收入149.38亿美元，2021年同期为145.41亿美元[14] - 2022年上游原油收入298.34亿美元，2021年为198.77亿美元，同比增长49.99%[20] - 2022年下游美国制造汽油收入141.16亿美元，2021年为101.11亿美元，同比增长39.61%[20] - 2022年加拿大地区收入332.22亿美元，2021年为237.68亿美元，同比增长39.78%[21] - 2022年美国地区收入323.13亿美元，2021年为213.26亿美元，同比增长51.52%[21] - 2022年中国地区收入13.62亿美元，2021年为12.63亿美元，同比增长7.84%[21] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务运营利润率 - 2022年第四季度上游业务运营利润率为26.77%（22.24亿÷83.07亿），2021年同期为31.06%（25.58亿÷82.37亿）[12] - 2022年第四季度下游业务运营利润率为6.66%（5.58亿÷83.8亿），2021年同期为0.52%（0.42亿÷80.1亿）[13] - 2022年第四季度公司合并运营利润率为9.12%（13.62亿÷149.38亿），2021年同期为8.86%（12.88亿÷145.41亿）[14] 各条业务线数据关键指标变化 - 业务部门收入 - 2022年第四季度上游业务部门收入12.11亿美元，2021年同期为22.5亿美元[12] - 2022年第四季度下游业务部门收入0.93亿美元，2021年同期亏损20.45亿美元[13] - 2022年第四季度公司合并部门收入14.03亿美元，2021年同期为1.8亿美元[14] 财务数据关键指标变化 - 资本支出 - 2022年全年资本总支出为53.29亿美元，2021年为159.95亿美元[25] - 2022年第四季度上游资本投资为9.22亿美元，2021年同期为5.34亿美元[25] - 2022年全年上游资本投资为24.46亿美元，2021年为14.16亿美元[25] - 2022年第四季度下游资本投资为3.25亿美元，2021年同期为2.75亿美元[25] - 2022年全年下游资本投资为11.76亿美元，2021年为10.63亿美元[25] 公司业务变动 - 收购与剥离 - 2022年8月31日，公司完成对Sunrise Oil Sands Partnership剩余50%权益的收购[31] - 2022年公司剥离了价值13亿美元的待售资产[23] - 2022年6月30日止三个月，公司对油砂和企业及消除部分的收益表进行调整[27] - 2022年9月，公司完成大部分零售燃料业务剥离，并将剩余商业燃料业务和历史零售燃料业务并入加拿大制造部门[27] - 日出收购中可辨认资产和负债中，物业、厂房及设备和退役负债均增加2600万美元[33] - 日出收购总对价为10.34亿美元，包括现金3.94亿美元、Bay Du Nord价值4000万美元和可变付款6亿美元[35] - 公司对Bay du Nord的权益重新计量，确认了4000万美元的非现金重估收益[35] - 收购业务在2022年8月31日至12月31日贡献了5.99亿美元的收入和零净利润[38] - 若日出收购于2022年1月1日完成，公司2022年全年的预计合并收入和净利润分别为678亿美元和66亿美元[38] 财务数据关键指标变化 - 费用与收益 - 2022年1 - 12月，公司一般及行政费用为8.65亿美元，2021年为8.49亿美元[42] - 2022年1 - 12月，公司财务成本为8.2亿美元，2021年为10.82亿美元[43] - 2022年1 - 12月，公司安排整合成本为9000万美元，2021年为3.49亿美元[44] - 2022年公司多项资产剥离，如Tucker资产净收益7.3亿美元，税前收益1.65亿美元等[46] - 2021年公司多项资产剥离，如Marten Hills地区特许权使用费权益现金收益1.02亿美元，税前收益6000万美元等[47] 财务数据关键指标变化 - 减值测试 - 2022年12月31日，上游现金产生单元测试无减值，Sunrise CGU可收回金额超账面价值无减值[48] - 2022年12月31日确定未来现金流的原油、NGLs和天然气远期价格，如WTI 2023年为80.33美元/桶，后续年均涨幅2% [50] - 2021年12月31日，上游CGU无减值，Clearwater、Elmworth - Wapiti和Kaybob - Edson CGU可收回金额估计为20亿美元，公司转回3.78亿美元减值损失[52] - 2022年12月31日，Toledo和Superior CGU确认15亿美元减值费用，Borger、Wood River和Lima CGU转回12亿美元减值费用，美国制造CGU可收回金额估计为54亿美元[56] - 2022年美国制造CGU确定可收回金额使用FVLCOD，折现率15% - 18% [57][59] - 2022年美国制造CGU敏感性分析显示，折现率增加1%影响为6900万美元，远期价格估计增加5%影响为 - 2.68亿美元等[59] - 2021年12月31日，Borger、Wood River和Lima CGU确认19亿美元减值费用，Toledo CGU无减值[61] - 2021年Borger、Wood River和Lima CGU确定可收回金额使用FVLCOD，折现率10% - 12% [62][64] - 2021年确定未来现金流的原油和裂解价差后续价格按2%增长率推算至2037年[63] - Sunrise CGU折现率增加1%会导致6900万美元减值，远期价格估计降低5%会导致2.26亿美元减值[51] - 折现率增加1%，Borger、Wood River和Lima项目数值为2.51亿美元；折现率降低1%，数值为 -2.83亿美元；远期价格估计增加5%，减值金额为 -9.9亿美元；远期价格估计降低5%，数值为9.96亿美元[65] 财务数据关键指标变化 - 保险与政府资金 - 2022年第四季度和全年，公司因2018年事件获得的保险收入分别为0和3.28亿美元，2021年同期分别为7500万和1.2亿美元；获得艾伯塔省政府场地修复计划资金分别为1700万和6500万美元，2021年同期分别为1200万和4200万美元[66] 财务数据关键指标变化 - 所得税费用 - 2022年第四季度和全年，公司当期所得税费用分别为2.36亿和16.39亿美元，递延所得税费用分别为1700万和6.42亿美元[67] 财务数据关键指标变化 - 每股收益与股息 - 2022年第四季度和全年，公司基本每股收益分别为0.40美元和3.29美元，摊薄每股收益分别为0.39美元和3.20美元；2021年同期基本每股收益分别为 -0.21美元和0.27美元，摊薄每股收益分别为 -0.21美元和0.27美元[68] - 2022年和2021年，公司普通股基本股息分别为每股0.350美元和0.088美元，可变股息分别为每股0.114美元和0，总股息分别为每股0.464美元和0.088美元[69] - 2022年第四季度和全年，公司优先股股息分别为900万和3500万美元，2021年同期分别为800万和3400万美元[70] 财务数据关键指标变化 - 资产项目 - 截至2022年12月31日，公司勘探与评估资产净额为6.85亿美元，较2021年的7.2亿美元有所减少[71] - 2022年全年，油砂和海上业务分别有200万和6200万美元的勘探与评估成本被注销为勘探费用，2021年油砂业务为900万美元[72] - 截至2022年12月31日，公司物业、厂房及设备净值为36.499亿美元，较2021年的34.225亿美元有所增加[73] - 与Sunrise收购相关，截至2022年8月31日，公司对SOSP的既有权益账面价值为4.54亿美元[73] - 使用权资产净值方面，2022年末总值为26.87亿美元，较2021年末的26.56亿美元有所增加；账面价值2022年末为18.45亿美元，低于2021年末的20.1亿美元[75] - 其他资产方面，2022年末总值为3.42亿美元，低于2021年末的4.31亿美元，其中无形资产从7800万美元降至1900万美元[82] - 商誉方面，2022年末账面价值为29.23亿美元，较年初的34.73亿美元减少5.5亿美元[83] 财务数据关键指标变化 - 债务项目 - 短期借款方面，2022年末总债务本金为1.15亿美元，高于2021年末的7900万美元；未使用的无承诺即期信贷额度为19亿美元，2022年末未偿信用证总额为4.9亿美元[84] - WRB无承诺即期信贷额度2022年末为4.5亿美元（公司占比2.25亿美元），已提取1.7亿美元（公司占比8500万美元，合1.15亿加元），高于2021年末[85] - 长期债务方面，2022年末本金为85.37亿美元，低于2021年末的121.13亿美元；2022年修订承诺信贷额度，额度降至55亿美元，年末未提取[85] - 2022年末和20

财务数据和关键指标变化 - 2022年年度调整后资金流为110亿加元，较2021年增长10倍，用于将债务减少一半以上，并向业务投资约37亿加元 [19] - 第四季度调整后资金流约为24亿加元，自由资金流为11亿加元，净债务在本季度又减少10亿加元，年底降至略高于43亿加元 [20] - 2022年通过股票回购和股息向股东返还超34亿加元，同时将向加拿大缴纳超60亿加元的税费和特许权使用费，向美国缴纳1亿加元的税费 [45] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第四季度总产量平均每天超80.6万桶油当量，较第三季度增加约3万桶油当量，常规业务贡献约2.5亿加元运营利润，产量相对平稳 [15] - 全年通过收购Sunrise剩余50%股权获完全控制权，出售Tucker油砂资产和Wembley常规资产获9.5亿加元收益，加速去杠杆并聚焦高回报项目 [40] - 大西洋业务产量相对平稳，Terra Nova FPSO资产寿命延长完成，预计该油田2023年第二季度恢复生产 [41] 下游业务 - Lima炼油厂2022年实现创纪录吞吐量，产生约11亿加元运营利润，安全表现最佳；Lloydminster升级厂和炼油厂全年利用率高，共产生近7亿加元运营利润 [16] - 第四季度下游业务受极端寒冷天气、意外运营事件和第三方管道停运影响，除Wood River炼油厂吞吐量略有下降外，其他资产基本恢复正常运营 [17] - U.S. manufacturing业务因本季度大宗商品价格下跌，第四季度产生约1.8亿加元的负FIFO影响，运营成本约为每月4000 - 5000万加元 [18][44] 各个市场数据和关键指标变化 - 亚洲太平洋地区对季度产量增长有贡献，中国合作伙伴超每日合同量抽取天然气，印度尼西亚新井投产带来额外产量 [15] - 墨西哥湾沿岸地区，随着中国需求回升、SPR释放放缓，价差收紧，天然气价格下跌使复杂炼油厂加工量增加，重质油加工价值提升 [60] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是打造低成本、有韧性的综合能源公司，在商品周期各阶段都能盈利，通过Husky交易、资产组合优化等实现目标 [9] - 未来将重点关注降低净债务至40亿加元以下，同时推进下游新资产（Superior和Toledo）的运营，使其达到上游业务的效率、安全和质量水平 [25][51] - 公司积极参与碳排放捕获和储存项目，与Pathways Alliance及政府合作推进减排工作，自身也在推进多个设施的减排战略 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2022年12月遇到极端天气、第三方管道停运和运营挑战，但公司对关键运营目标仍有信心，预计净债务在2023年第三季度末前高于40亿加元 [21] - 2023年公司企业指导保持不变，随着Superior和Toledo炼油厂上线并产生正自由现金流，以及净债务降低，有望实现更大回报 [76] 其他重要信息 - 公司注重安全文化建设，Lima炼油厂可记录伤害频率从2021年的0.5降至0.1，钻井团队全年可记录伤害频率从第一季度的0.91降至0.53 [13][38] - 公司致力于支持原住民社区经济自给自足，2022年每天从原住民企业购买约100万加元的商品和服务，已完成2019 - 2025年目标（至少12亿加元）的一半 [22] - 公司本季度晋升Rhona DelFrari为执行副总裁，她此前担任首席可持续发展官 [117] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司如何看待下游业务整合及营销资产灵活性，以及第四季度停机的近期学习经验 - 公司认为下游资产提供灵活性和选择性，整合价值链对重油生产商有益，将利用转化资产和营销活动实现价值最大化 [53] 问题2: 公司对上游和下游业务平衡的看法，以及如何应对未来油砂产量增长和宏观环境变化 - 公司认为目前上下游业务平衡良好，近期重点是降低净债务至40亿加元，使两座炼油厂上线并产生正自由现金流 [76] 问题3: 公司对资本回报机制的偏好，以及WCS价差走势和TMX管道影响 - 公司首选通过股票回购向股东返还现金，但会考虑估值情况；WCS价差受运输和轻重油价差影响，目前呈收紧趋势，TMX管道上线将进一步缩小价差 [79][81][82] 问题4: 公司热采业务5年增长计划和Sunrise优化、Narrows Lake回接的关键交付成果及达到上限产量的条件 - 公司计划每年实现3% - 5%的增长，在Narrows Lake地区计划未来12个月内开始钻井，Sunrise优化进展顺利，整体增长计划稳健且风险较低 [84][85][86] 问题5: 亚太地区定价动态、合同活动和价格重置情况 - 亚太地区合同价格相对固定，近期需求增加，销售量超合同量，净回值每桶油当量超70加元 [88][90] 问题6: Keystone管道停运对上下游业务的影响，以及库存处理和运输恢复情况 - Keystone管道停运影响上下游业务，公司通过增加铁路运输和储存缓解影响，目前管道恢复正常，库存将在第一季度出售，下游资产供应正常 [92][93] 问题7: 第一季度下游业务吞吐量或利用率的情况 - 公司运营资产1月中旬恢复正常，非运营资产Borger和Wood River也在逐步恢复，Superior炼油厂3月中旬引入原油，Toledo炼油厂4月底完成维修并在5 - 6月重启 [97][98][99] 问题8: 为何此时CEO卸任并转任执行主席 - 公司认为深思熟虑的继任计划是管理良好公司的标志，John对公司战略和执行贡献大，此时交接对公司和股东有利 [101][102] 问题9: 执行主席新角色将关注的关键问题及发声必要性 - 执行主席将花更多时间与政府合作，推动行业和公司实现减排目标，认为行业对加拿大GDP贡献大，需通过改善环境领导力实现可持续发展 [119][120] 问题10: 新CEO领导下公司的关键问题和重点变化 - 新CEO表示公司战略由领导团队共同制定，未来将延续过去5年的发展轨迹，不会有太大变化 [111] 问题11: 公司对2023年WCS和TI价差平均值的看法 - 公司认为价差结构正在改善，随着加拿大出口改善、夏季上游生产检修、美国墨西哥湾沿岸基本面变化，价差更可能缩小而非扩大 [123] 问题12: 重启铁路运输计划的难易程度 - 公司表示2020年建立铁路运输计划时就考虑了灵活性，因此能够快速重启和关闭该计划 [113]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后资金流近30亿加元，自由资金流约21亿加元，过剩自由资金流约18亿加元，其中包括收购Sunrise支付的4亿加元现金，该支出被零售燃料网络出售所得净收益完全抵消 [18] - 商品价格波动对油砂运营利润率和美国制造业运营利润率产生影响，美国制造业运营利润率受影响近4.2亿加元 [19][20] - 本季度完成约28亿加元债务回购，使今年回购票据总额达43亿加元，降低了加权平均票面利率，未来每年节省约2亿加元利息支出 [25] - 净债务因营运资金释放加速减少，目前约为53亿加元，年初为96亿加元，三个季度减少43亿加元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - Christina Lake在第二季度检修后恢复生产，日产量超25万桶 [10] - Foster Creek检修推迟至2023年第二季度，本季度计划内维护和水箱问题影响生产，9月产量恢复正常 [11] - Lloydminster Thermals的Bruce Lake North于8月初产出首批石油，日产量远超1万桶的铭牌产能，Lloyd thermals资产组合日产量接近11万桶 [12] - 本季度完成Sunrise交易，收购该SAGD设施剩余50%工作权益，自8月31日起报告100%产量，Redrill和再开发项目表现强劲，钻了两口1600米水平段的长井 [13] 常规业务 - Elm Worth工厂成功完成重大检修，开发钻机在解冻期后重启，10月常规产量在12.5 - 13万桶油当量/日之间，团队以低成本重启部分基础井生产 [14] 海上业务 - 印尼合作伙伴将MDA - MBH油田投产，预计第四季度产量提升，2023年新增油田将使净产量接近2万桶油当量/日，是之前产量的两倍 [15] 美国下游业务 - 吞吐量增加，利用率从第二季度的75%提升至87%，Lima炼油厂利用率达94%，但非运营炼油厂有停工情况，Toledo炼油厂9月20日因事故再次停产 [15][16] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司优先事项是健康与安全，美国炼油业务重点是建立安全可靠的运营记录，重启Superior炼油厂并接管Toledo运营权 [7][17] - 上游业务继续朝着日产80万桶及以上迈进，下游业务表现有待提升，将是管理层第四季度和2023年的关注重点 [33] - 行业面临来自美国、挪威和荷兰在碳捕集与封存（CCS）方面的竞争压力，公司与政府就CCS项目政策机制和支持进行讨论，待政府提供保障后推进重大脱碳项目投资决策 [52][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管商品价格波动加剧，公司第三季度运营和财务业绩依然稳健，预计年底达到40亿加元净债务目标，届时将向股东分配100%过剩自由资金流 [10][34] - 行业为加拿大经济做出重要贡献，预计2022年向各级政府贡献约500亿加元特许权使用费和税收，同时进行约400亿加元资本投资，包括环境和温室气体减排项目 [28][30] 其他重要信息 - 9月下旬，Toledo非运营合资炼油厂发生火灾，造成两名工人死亡，公司将支持合作伙伴和现场人员，配合调查，炼油厂将保持安全关停状态，后续提供最新情况 [7][9] - 公司按照股东回报框架，将第三季度过剩自由资金流的一半分配给股东，通过NCIB计划向股东返还约6.6亿加元，董事会批准约2.2亿加元（约每股0.14加元）的可变股息 [23][24] - 目前的NCIB计划将于11月初到期，董事会已批准申请新的NCIB计划，未来一年可回购约1.36亿股普通股 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 上游业务是否持续有良好运营变化及发生位置 - 公司自完成Husky交易后，有很多棕地项目机会来增加产量、降低运营成本和蒸汽油比，未来Sunrise将有显著进展，公司还可通过增加增量生产实现约5%的增长率，如Spruce Lake North、印尼项目和Terra Nova [35][37][38] 问题2: 如何看待特别股息与基础股息增长 - 从长期看，公司增加价值的主要方式之一是增长基础股息，需同时增长营收和利润，公司认为有机会增长基础股息和发放可变股息，管理层目标是在商品周期底部也能增长基础股息，对业务的增量投资支持基础股息增长 [40][41][42] 问题3: 达到40亿加元净债务目标的时间及后续影响，以及明年支出展望和维护资本范围是否更新 - 预计年底达到40亿加元净债务目标，届时将执行100%派息政策；明年预算与今年差异不大，会有少量资金用于获取棕地项目机会以维持5%的增长率；维护资本预计从24亿加元提升至27 - 29亿加元 [45][46][49] 问题4: 加拿大在CCS方面与美国和欧洲相比的情况，以及相关政府讨论的解决时间 - 加拿大与美欧相比，在CCS方面需关注竞争力，美国通过《降低通胀法案》加大对工业脱碳支持，行业脱碳需政府参与；预计相关讨论将持续到明年 [52][54][59] 问题5: Superior重建项目在爬坡过程中的风险及2023年上半年利用率的建模 - 项目进展顺利，按计划在2023年第一季度爬坡，目前正从建设阶段过渡到调试阶段，已将首批原油引入储罐，即将调试原油装置并启动 [60][61] 问题6: 剔除FIFO和库存影响后，第三季度下游业务表现优于第二季度的驱动因素，以及上游Foster、Christina和Sunrise特许权使用费率在第三季度上升的原因 - 下游Lima炼油厂吞吐量创纪录，裂解价差有利，随着Superior和Toledo等资产投产，美国制造业业务前景乐观；Foster Creek和Christina Lake处于支付后阶段，特许权使用费率在25% - 40%之间，按年计算，费率波动无结构性原因 [62][63][65] 问题7: 宏观环境是否促使公司修订对“中期周期”的看法及股票回购观点 - 公司仍认为中期周期WTI价格约为60美元/桶，当股价低于内在价值时，更倾向于股票回购；若股价接近30美元，预计有大量可变股息；若股价低于20美元，预计进行股票回购 [69] 问题8: 公司现有资产优化进展及未来上游优化项目情况 - Christina Lake将在未来三年连接Narrows Lake管道；Sunrise作为100%所有者，未来24个月将有新井垫投产，并进行区域重新评估；Terra Nova年底资产寿命延长后将增加1万桶/日产量；印尼MDA - MBH项目已投产，MAC油田明年年中投产，产量将翻倍；公司还可能在常规业务增加约1亿加元投资以提升业绩 [71][72] 问题9: 如何看待联邦环境部长和美国总统对行业的评论和批评 - 加拿大石油和天然气行业已为政府做出重要贡献，预计2022年贡献约500亿加元特许权使用费和税收；行业认真对待脱碳，支持政府减排目标，但需采取务实和现实的方法以保护就业、投资和能源安全 [73][74][76] 问题10: 对联邦政府秋季财政更新中CCUS投资税收抵免的期望，以及Pathways集团推进项目是否需要政府政策变化 - 不期望秋季财政声明有重大变化，公司与联邦政府就CCUS项目进行讨论和协商，需政府提供政策确定性，包括孔隙空间和环境许可等问题，但讨论进展顺利，有望达成解决方案 [77][79][80] 问题11: 为何将60美元/桶作为中期周期价格，以及对明年资本预算谨慎的原因 - 公司注重投资和财务纪律，过去10年油价平均水平远低于60美元/桶，将60美元/桶作为中期周期价格是基于现实考虑；重大投资决策需在45美元/桶的WTI价格下实现资本成本回报，目前投资项目均满足该要求 [82][83] 问题12: 加拿大重质油价格差异较大的情况是否会持续，以及使差异恢复正常的因素 - 目前较宽的轻重油价格差异主要由全球问题导致，包括亚洲和欧洲重质油精炼成本高、全球炼油厂维护导致重质油加工能力有限以及美国战略石油储备释放等，预计这是暂时问题，可能持续到2023年，问题解决后差异将恢复正常 [84][85][88] 问题13: 如何管理多个CCUS项目同时建设带来的劳动力和资源问题 - 行业在过去20年积累了项目建设和管理经验，意识到匆忙推进CCUS项目可能导致资本成本上升和项目延迟；Pathways合作伙伴合作可进行协调，关键是要有合理的脱碳时间表 [88][89][91]