财务数据和关键指标变化 - 第四季度,WTI 平均价格为 78 美元/桶,轻重原油价差扩大至约 22 美元/桶 [19] - 炼厂利润率指数为 33.45 美元/桶,较第三季度下降约 2.55 美元/桶 [20] - 公司第四季度实现调整后营运现金流 40 亿美元,每股 3.12 美元,调整后营业利润 16 亿美元,每股 1.26 美元 [20] - 公司在第四季度向股东分配了近 11 亿美元,包括 7.04 亿美元股息和 3.75 亿美元股票回购 [21] - 公司第四季度末净债务为 137 亿美元,主要由于完成收购 Total Energy Canada 的 15 亿加元交易 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 上游业务第四季度产量为 80.8 万桶/日,创公司历史第二高 [22] - 油砂业务第四季度创下月度产量纪录,11 月为 87.5 万桶/日,12 月为 90.4 万桶/日 [22] - 油砂业务第四季度实现内部油砂转移约 4.5 万桶/日,体现了资产间的高度整合 [24] - 下游业务第四季度炼厂利用率达 98%,超过公司 5-2-2-1 指数 3% [25] - 下游业务第四季度利润率捕捉率达 103%,主要受益于柴油价差上涨 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在第四季度完成了对 Fort Hills 剩余 46% 权益的收购,成为该资产的唯一所有者 [26] - 公司在第四季度确认了 8.8 亿加元的税收优惠,支持了该收购的经济性 [26] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在推进"油砂净零排放联盟"碳捕集和储存项目,相关监管申请预计将于今年上半年提交 [27] - 公司 2024 年产量预计增长约 6%,主要来自 Fort Hills 产量提升和公司在该资产的权益增加 [28] - 公司 2024 年资本支出预算为 63-65 亿加元,包括 Fort Hills 矿山改善计划、Upgrader 1 焦化设备更换等关键投资 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层认为 2023 年整体表现良好,但也存在一些遗憾,如炼厂利用率未达预期,以及 Terra Nova 项目延迟等 [16] - 管理层表示 2024 年的重点是实现产量增长承诺、进一步提升采矿业务效率,以及优化大修计划执行 [34][35][42] - 管理层强调未来将更多关注油砂内部资产间的协同整合,以实现最优的价值创造 [143][144][147] 其他重要信息 - 公司在 2023 年实施了组织架构调整,精简了高层管理团队,并对非运营岗位进行了 20% 的裁员 [10][11] - 公司调整了员工绩效考核和年度激励机制,以更好地激励全员聚焦于安全、产量、成本等关键指标 [48][49] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Greg Pardy 提问** 您认为公司目前处于转型的哪个阶段,还需要采取哪些步骤来重拾领先地位? [55][56] **Rich Kruger 回答** 公司 2023 年经历了大量变革,但整体表现良好,显示出组织的韧性。进入 2024 年,公司已经建立了良好的基础,未来将继续聚焦于提升运营效率、降低成本,并保持高度的安全和可靠性,以创造更大的股东价值 [57][58] 问题2 **Doug Leggate 提问** 您此前提到的 5 美元/桶成本降低目标进展如何?[77][78] **Rich Kruger 回答** 公司已经实现了约 2-3 美元/桶的成本降低,主要来自于组织精简等举措。未来将继续通过采矿效率提升、大修计划优化等措施,力争实现 5 美元/桶的目标 [78][79] 问题3 **Menno Hulshof 提问** 您对公司长期单位营运成本的预期是否发生变化,尤其是油砂、Syncrude 和 Fort Hills 业务? [93][94] **Rich Kruger 和 Peter Zebedee 回答** 公司仍然目标将单位营运成本降低 5 美元/桶,主要通过采矿效率提升、维护可靠性等措施实现。具体包括采用更大型号更高效的矿卡、推进自动驾驶技术、优化维护策略等 [94][95][96][97][98][99][100]

原油价格变化 - 2023年第四季度，WTI库欣原油均价为78.35美元/桶，2022年同期为82.65美元/桶；布伦特原油均价为84.05美元/桶，2022年同期为88.65美元/桶[53] - 2023年第四季度，升级后净合成原油和柴油价格实现为96.32美元/桶，2022年同期为105.38美元/桶；非升级沥青价格实现为62.97美元/桶，2022年同期为54.52美元/桶[72] - 2023年第四季度E&P价格实现较上年同期下降，与布伦特原油基准价格下降一致，部分被较弱的外汇汇率抵消[95][97] - 2023年第四季度WTI库欣原油平均价格为78.35美元/桶，布伦特原油平均价格为84.05美元/桶[163] 油砂业务关键指标变化 - 2023年第四季度，油砂业务运营收入为69.87亿美元，2022年同期为66.64亿美元；调整后运营收益为15.26亿美元，2022年同期为17.19亿美元[56] - 2023年第四季度，总油砂沥青产量为86.62万桶/日，2022年同期为81.01万桶/日；净合成原油和柴油产量为47.57万桶/日，2022年同期为51.75万桶/日[59] - 2023年第四季度，油砂业务升级后净合成原油和柴油销售volumes为45.73万桶/日，2022年同期为50.53万桶/日；非升级沥青销售volumes为27.75万桶/日，2022年同期为17.45万桶/日[69] - 2023年第四季度，油砂业务特许权使用费为6.41亿美元，2022年同期为6.62亿美元[56] - 2023年第四季度油砂业务调整后运营收益下降，主要因原油价格降低和折旧等费用增加，销量增加部分抵消[57] - 2023年第四季度油砂业务每桶现金运营成本为30.80美元，上年同期为28.35美元[79][83] - 2023年第四季度油砂业务总运营费用下降，主要因商品成本和股份支付费用降低，但收购增加运营费用部分抵消[75] - 2023年第四季度油砂基地资本支出为5.53亿美元，原位资本支出为1.36亿美元，福特区资本支出为7500万美元，森科资本支出为2.44亿美元[124][125][126][127] - 2023年第四季度油砂业务运营收入69.87亿美元，高于2022年同期的66.64亿美元；价格实现为56.6亿美元，略低于2022年同期的57.73亿美元[198] - 2023年全年油砂业务运营收入260.35亿美元，低于2022年的304.31亿美元；价格实现为225.99亿美元，低于2022年的265.79亿美元[199] 勘探与生产（E&P）业务关键指标变化 - 2023年第四季度勘探与生产（E&P）业务调整后运营收益为1.33亿美元，上年同期为5.78亿美元，主要因销售volumes下降[86][90] - 2023年第四季度E&P加拿大产量为4.53万桶/日，上年同期为4.91万桶/日，主要因自然减产，部分被Terra Nova产量增加抵消[92] - 2023年第四季度E&P国际产量为0.54万桶油当量/日，上年同期为2.59万桶油当量/日，主要因2023年第二季度剥离英国资产组合[93] - 2023年第四季度E&P总销售volumes为2.92万桶油当量/日，上年同期为7.51万桶油当量/日，主要受产量因素及库存变化影响[94] - 2023年第四季度E&P特许权使用费（不包括利比亚影响）较上年同期降低，主要因销售volumes下降[98] - 2023年第四季度勘探与生产（E&P）资本和勘探支出为1.52亿美元，主要用于经济投资项目[128] - 2023年第四季度勘探与生产（E&P）业务运营收入4.95亿美元，远低于2022年同期的10.85亿美元；价格实现为4.73亿美元[200] - 2023年全年E&P业务运营收入26.89亿美元，低于2022年的43.31亿美元；价格实现为26.13亿美元[200] - 2023年第四季度E&P业务收入包含1.82亿美元的毛额增加，抵消了E&P部门1.05亿美元的特许权使用费和合并层面7700万美元的所得税费用[201] - 2023年全年E&P业务收入包含5.28亿美元的毛额增加，抵消了E&P部门2.82亿美元的特许权使用费和合并层面2.46亿美元的所得税费用[201] 炼油与营销（R&M）业务关键指标变化 - 2023年第四季度炼油与营销（R&M）调整后运营收益为5.98亿美元，上年同期为15.29亿美元，主要因当前季度基准裂解价差降低，部分被炼油厂产量增加抵消[102][103] - 2023年第四季度炼油厂原油吞吐量为45.59万桶/日，利用率为98%，上年同期分别为44万桶/日和94%[107] - 2023年第四季度精炼产品销量为57.55万桶/日，上年同期为54.82万桶/日[108] - 2023年第四季度炼油和营销毛利率LIFO法为47.05美元/桶，上年同期为69.40美元/桶；FIFO法为37.45美元/桶，上年同期为59.30美元/桶[111] - 2023年第四季度每桶炼油运营费用为7.65美元，上年同期为7.90美元[110] - 2023年第四季度炼油与营销（R&M）资本支出为3.04亿美元，主要与公司计划的维护计划及加强销售和营销业务有关[129] - 2023年和2022年第四季度炼油和营销毛利润（FIFO）分别为16.75亿美元和25.68亿美元，全年分别为73.75亿美元和93.87亿美元[190] - 2023年和2022年第四季度炼油和营销毛利润（LIFO）分别为21.06亿美元和30.07亿美元，全年分别为77.05亿美元和91.57亿美元[190] - 2023年和2022年第四季度炼油运营费用分别为3.43亿美元和3.42亿美元，全年分别为12.18亿美元和11.81亿美元[190] - 2023年和2022年第四季度炼油厂产量分别为4475.6万桶和4332.1万桶，全年分别为16389.5万桶和16814.9万桶[190] 公司整体财务关键指标变化 - 2023年第四季度公司调整后运营亏损为3.41亿美元，上年同期为4.82亿美元[114] - 2023年第四季度公司实现部门间利润2.99亿美元，上年同期为1亿美元[115] - 2023年第四季度公司所得税费用为5.7亿美元，上年同期为7.97亿美元；有效税率为16.8%，上年同期为22.5%[118] - 2023年第四季度公司资本支出（不包括资本化利息）为14.82亿美元，上年同期为12.58亿美元[122] - 截至2023年12月31日的12个月，资本回报率（ROCE）为15.6%，2022年为19.4%；净债务与调整后运营资金比率为1.0倍，2022年为0.8倍；总债务与总债务加股东权益比率为26.3%，2022年为28.4%[132] - 截至2023年12月31日，现金及现金等价物从9月30日的24.32亿美元降至17.29亿美元；从2022年12月31日的19.80亿美元降至17.29亿美元[136][137] - 截至2023年12月31日，可用信贷额度为49.57亿美元，2022年12月31日为29.00亿美元[139] - 2023年第四季度，公司发行了10亿美元本金的5.60%高级无抵押中期票据和5亿美元本金的5.40%高级无抵押中期票据[142] - 2023年第四季度毛收入为135.89亿美元，特许权使用费为7.79亿美元，扣除特许权使用费后的营业收入为128.1亿美元[158] - 2023年第四季度净收益为28.2亿美元，基本每股收益为2.18美元，摊薄后每股收益为2.18美元[158] - 2023年第四季度调整后运营收益为16.35亿美元，调整后运营资金为40.34亿美元[158] - 2023年第四季度经营活动提供的现金流为43.18亿美元，每股现金流为3.34美元[158] - 截至2023年12月31日的十二个月资本使用回报率（ROCE）为15.6%，剔除减值和减值转回影响后的ROCE为15.6%[158] - 2023年第四季度普通股股息为每股0.55美元，多伦多证券交易所收盘价为42.45加元，纽约证券交易所收盘价为32.04美元[158] - 2023年全年调整后净利润为86.59亿美元，2022年为103.98亿美元；2023年平均资本使用额为554.62亿美元，2022年为536.51亿美元；2023年资本回报率（ROCE）为15.6%，2022年为19.4%[175] - 截至2023年12月31日的12个月，调整的总税前影响为5.3亿美元；截至2022年12月31日的12个月为15.75亿美元[175] - 2023年全年无减值或减值转回，剔除减值后ROCE等于ROCE；若剔除收购TotalEnergies Canada的11.25亿美元非现金收益影响，2023年ROCE为13.6%；若剔除2022年相关减值和减值转回影响，ROCE为22.9%[177] - 2023年第四季度各业务板块税前收益：油砂业务26.6亿美元，勘探与生产业务1.33亿美元，炼油与营销业务5.98亿美元，公司及消除项 -100万美元，总计33.9亿美元；2022年总计35.38亿美元[181] - 2023年第四季度调整后运营资金为40.34亿美元，2022年为41.89亿美元[181] - 2023年第四季度非现金营运资金变化为2.84亿美元，2022年为 -2.65亿美元[181] - 2023年第四季度经营活动提供的现金流为43.18亿美元，2022年为39.24亿美元[181] - 2023年12个月期初净债务为136.39亿美元，期末为136.78亿美元；2022年期初为161.49亿美元，期末为136.39亿美元[175] - 2023年12个月期初股东权益为393.67亿美元，期末为432.79亿美元；2022年期初为366.14亿美元，期末为393.67亿美元[175] - 2023年和2022年全年税前收益分别为105.89亿美元和123.16亿美元[183] - 2023年和2022年全年折旧、损耗、摊销和减值分别为64.35亿美元和87.86亿美元[183] - 2023年第四季度和全年调整后运营资金分别为40.34亿美元和133.25亿美元，2022年分别为41.89亿美元和181.01亿美元[186] - 2023年第四季度和全年资本支出（含资本化利息）分别为15.52亿美元和58.28亿美元，2022年分别为13.02亿美元和49.87亿美元[186] - 2023年第四季度和全年自由资金流分别为24.82亿美元和74.97亿美元，2022年分别为28.87亿美元和131.14亿美元[186] - 2023年末短期债务4.94亿美元，较2022年的28.07亿美元大幅减少；长期债务110.87亿美元，高于2022年的98亿美元[196] - 2023年末总债务154.07亿美元，略低于2022年的156.19亿美元；净债务136.78亿美元，略高于2022年的136.39亿美元[196] - 2023年末股东权益432.79亿美元，高于2022年的393.67亿美元；总债务与股东权益之和为586.86亿美元，高于2022年的549.86亿美元[196] - 2023年总债务与总债务加股东权益的比例为26.3%，低于2022年的28.4%；净债务与净债务加股东权益的比例为24.0%，低于2022年的25.7%[196] - 2023年第四季度毛收入为135.89亿美元，2022年同期为147.54亿美元；2023年全年毛收入为522.06亿美元，2022年为629.07亿美元[207] - 2023年第四季度净利润为28.2亿美元，2022年同期为27.41亿美元；2023年全年净利润为82.95亿美元，2022年为90.77亿美元[207] - 2023年第四季度每股基本净收益为2.18美元，2022年同期为2.03美元；2023年全年每股基本净收益为6.34美元，2022年为6.54美元[207] - 2023年第四季度每股现金股息为0.55美元，2022年同期为0.52美元；2023年全年每股现金股息为2.11美元，2022年为1.88美元[207] - 截至2023年12月31日，现金及现金等价物为17.29亿美元，2022年同期为19.8亿美元[209] - 截至2023年12月31日，短期债务为4.94亿美元，2022年同期为28.07亿美元[209] - 截至2023年12月31日，长期债务为110.87亿美元，2022年同期为98亿美元[209

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后运营资金为36亿美元，即每股2.80美元；调整后运营收益为20亿美元，即每股1.52美元 [36] - 第三季度向股东返还近10亿美元，用于股息和股票回购；自年初以来，已回购超过3%的流通普通股 [36] - 第三季度净债务减少14亿美元，季度末净债务为130亿美元；预计年底净债务在135 - 140亿美元之间 [36][44] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度总产量为69.1万桶/日，油砂业务产量为64.6万桶/日，调整后运营资金为29亿美元，平均价格实现为每桶CAD06，相当于WTI的97% [37][38] - E&P业务板块第三季度调整后运营资金为3.72亿美元，产量为4.4万桶/日，平均价格实现为每桶CAD121，相当于布伦特的104% [40] 下游业务 - 第三季度实现了今年以来最强劲的财务季度，按先进先出法计算，调整后运营资金为15亿美元 [41] - 整个炼油网络表现强劲，炼油厂平均利用率为99%，精炼产品总销量为57.4万桶/日，利润率捕获平均为88%，与去年同期相似 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度WTI平均约为82美元/桶，轻-重原油价差较第二季度收窄，平均约为13美元/桶；合成原油较WTI溢价约3美元/桶 [34] - 第三季度炼油利润率良好，特别是馏分油裂解价差；5221炼油指数较第二季度上涨2美元/桶 [35] - 天然气价格保持低位，AECO平均为2.50加元/GJ；阿尔伯塔省电价保持强劲 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划在2024年增加55辆400吨超大型卡车，取代效率较低的第三方小型车辆，预计降低公司整体盈亏平衡点1美元/桶 [21] - 与SMS Equipment Komatsu合作，购买世界上最大的液压铲PC9000系列，预计2024年年中交付至Fort Hills [22] - 计划到2023年底通过裁员1500人减少4亿美元的场外成本，目前已提前两个月完成，2024年起每年将实现4.5亿美元的成本节约，超出目标12%（5000万美元） [30][31] - 继续推进脱碳计划和油砂净零路径联盟，基础工厂热电联产项目预计2024年底完成，运营后每年减少约100万吨直接温室气体排放 [45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度业务环境积极，原油价格和炼油裂解价差较第二季度走强，预计第四季度下游业务表现良好 [34][67] - 认为公司处于转型的上半场，有明确的业务计划，对安全、诚信、可靠性和盈利能力充满信心 [50][52] - 预计TMX管道将于明年第一季度末或第二季度初投入运营，将有助于缩小轻-重原油价差，降低价差波动性 [68][69] 其他重要信息 - 安全方面，与去年同期相比，可记录伤害事故减少10%，损失工时事故减少33%，2023年无生命威胁或改变生命的伤害事故 [16] - 第三季度完成4000次关键控制验证，比第二季度高20% [17] - 下游业务第三季度实现零可记录伤害事故，是公司历史上首个无伤害季度 [24] - 目前有31辆卡车在基础工厂自主运行，预计到2024年第二季度将增至45辆，年底增至91辆 [30] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司目前处于转型的哪个阶段，未来6、12、18个月的下一步计划是什么 - 公司认为处于转型的上半场，有明确的业务计划，未来将持续改进 [50][52] 问题2: Fort Hills矿山修复计划进展如何，目前情况是否符合预期，未来有何预期 - 对Fort Hills今年至今的表现满意，风险缓解措施成功，已重建健康的矿山库存，产量符合计划和预期；目前处于3年运营重置计划的第一年，前两年成本较高、产量较低，最终目标是提高运营效率 [54] 问题3: 收购Fort Hills全部资产后，如何改善设施内部和资产基础的物流，以及对油砂业务的更广泛影响 - 能够更快、更有效地做出决策，将Fort Hills的产品转移到升级器以获得更高的加工收益；生产优化机会显著，100%所有权将进一步提高升级器的利用率和产量 [59] 问题4: 对下游业务近期的看法，能否抓住柴油利润率较高的机会，WCS市场情况如何，TMX管道进展如何，能否保持业务相对稳定 - 下游业务受汽油裂解价差下降的影响较小，炼油网络的G-to-D比率较低，能够在第四季度满负荷运行，生产高价值柴油并清理汽油库存；WCS轻-重价差在第四季度扩大，受炼油厂检修、盆地产量和冬季稀释剂比例等因素影响；TMX管道预计明年第一季度末或第二季度初投入运营，将有助于缩小价差并降低波动性 [67][68][69] 问题5: 2024年资本支出的初步想法，以及卡车采购在估算中的考虑因素 - 2024年资本支出将比今年略高，主要受采矿结构改善和Fort Hills增量所有权的影响；卡车采购的增量支出回报期短，独立于油价，公司对其增值能力有信心 [71][72] 问题6: 剩余的5美元成本改善中，有多少归因于效率提升，实现这些目标的关键因素和时间表是什么 - 成本改善来自多个方面，包括削减成本、减少维持性资本支出、增加产量和提高利润率等；公司将以每桶美元的方式评估业务各方面的改进 [75] 问题7: 如何实现全年上游产量指导目标 - 第三季度主要工作已完成，所有运营正常，无维护计划；完成Total交易将增加第四季度产量，其余部分需要在本季度全力高效运营 [77] 问题8: 公司在股东资本回报方面的计划，第四季度是否会更注重减少债务或增加股票回购 - 公司将管理资本分配，平衡股票回购和债务减少，预计全年股票回购与债务减少的比例接近60 - 40，并将在2024年继续执行该分配框架 [82] 问题9: 承包商数量减少20%是否为长期目标，是否可能进一步减少，这对日常运营有何影响 - 认为承包商基础仍有更多效率提升空间，目前已消除了系统中的大量浪费，未来将通过更复杂的规划和调度活动进一步提高效率 [83] 问题10: 全年生产指导目标中Fort Hills的情况，以及交易完成时间和会计处理的影响 - 年初设定指导目标时已考虑Teck交易，但Total行使优先购买权后产量低于预期；现在完成Total交易将包括其从Teck获得的权益，对全年产量影响不大；最终产量受周转次数影响，目前处于指导范围的低端，但公司有信心达到或接近目标 [88][89] 问题11: 未来周转预算是否会更具挑战性，如何成为周转绩效的上四分位或上五分位表现者 - 需要提高周转绩效的可预测性和稳定性，达到自身目标；通过基于风险的工作选择和执行，缩小与领先者的差距；在周转计划早期引入基准，设定更具挑战性的目标，有望实现显著改善 [90][91] 问题12: 如何考虑2024年上游产量的影响因素 - 预计2024年上游产量将基于今年的预计结束水平（7.4亿桶左右），加上Fort Hills的增量所有权和适度增长，以及Terra Nova全年运营的贡献 [99] 问题13: 何时能达到75%的资本分配水平 - 预计年底净债务在135 - 140亿美元之间，120亿美元净债务目标预计在2024年下半年实现，具体时间取决于商品价格、明年产量增长和成本降低情况 [100]

业绩总结 - 2023年第三季度市场资本化为610亿美元[3] - 2023年第三季度的AFFO（调整后运营资金）约为每股5加元[6] - 2023年第三季度的调整后资金流入（AFFO）为93亿加元[105] - 2023年第三季度的炼油利用率为88%[32] - 截至2023年9月30日，公司的平均生产率为735 mboe/d，WTI价格为79美元[1] 用户数据 - 2022年Suncor的原油生产量为257 kbpd，Syncrude的SCO和柴油生产量为179 kbpd[126] - 2022年，Suncor的平均精炼产品销售量为553.6 mbpd[19] - 公司在2022年提炼的原油中，约80%以高于基准沥青价格的价格出售[6] 未来展望 - 2023年预计资本支出在54亿至58亿加元之间[15] - 2023年预计的净债务目标范围尚未明确，但将影响资本分配和股息政策[70] - 2023年预计WTI原油价格为每桶80美元，WCS原油价格为每桶61美元[35] - Suncor计划到2030年每年减少1000万吨的温室气体排放[140] 新产品和新技术研发 - Suncor在2022年投资于CCUS技术，预计将减少高达270万吨的排放[140] - Suncor的水资源管理技术使得上游操作的整体淡水消耗减少，回收率高达93%[126] - Suncor的矿业活动在2022年实现了98%的水回收率[126] 市场扩张和并购 - Suncor在2022年收购了额外14.65%的Fort Hills工作权益[7] - 截至2022年12月31日，Suncor在加拿大的总2P储量为6521百万桶油当量（mmboe）[16] - Suncor的2P储量为954百万桶，Firebag的2P储量为2624百万桶[126] 负面信息 - 2023年计划的资本支出包括维持资本和经济资本的分配，具体金额未披露[70] - Suncor的净债务与AFFO比率为1.0倍[104] 其他新策略和有价值的信息 - 2023年计划的股东回购占比为75%[112] - Suncor的原油和产品库存的平均存储时间约为1.5个月，影响FIFO会计方法的计算[81] - Suncor在2022年与原住民社区的支出达到97亿美元，自2018年以来与原住民企业的合作支出为93%[126]

报告时间 - 报告期为2023年10月[1] 财务结果发布时间 - 公司将于2023年10月31日发布第三季度财务结果[7][9] 报告签署时间 - 报告签署日期为2023年11月1日[5]

财务数据和关键指标变化 - 二季度调整后运营资金为27亿美元，包含与裁员相关的2.1亿美元税后一次性重组费用，排除遣散费后调整后运营资金为29亿美元，合每股2.19美元 [29] - 二季度向股东返还14亿美元，其中股息约7亿美元，股票回购约7亿美元，年初至今已回购近3%的股份，二季度末净债务为144亿美元，较一季度末减少13亿美元 [51] - 年初至二季度末资本支出为27亿美元，因意外支出、项目延期和通胀压力，资本支出趋向指导范围上限；成本管理有进展，油砂每桶现金成本趋向指导范围低端 [40] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 二季度总产量74.2万桶/日，油砂业务表现强劲，调整后运营资金26亿美元，油砂实现价格平均每桶94加元，约为WTI价格的94%，产量67.9万桶/日，Syncrude检修安全、优质且提前完成 [30] - 勘探与生产业务调整后运营资金5.21亿美元，产量6.3万桶/日，平均实现价格每桶108加元，约为布伦特价格的102% [31] 下游业务 - 二季度下游业务按先进先出法计算调整后运营资金7.81亿美元，按后进先出法计算为8.97亿美元，炼油厂平均利用率85%，7月网络平均炼油利用率超100% [50] - 二季度升级利用率94%，基础工厂升级利用率100%，合成原油总产量50.5万桶/日，精炼产品销量54.7万桶/日，利润率捕获率89% [35][37][38] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度WTI均价每桶74美元，轻重油价差较一季度扩大，平均每桶15美元，合成原油价格仍高于WTI，2 - 1 - 1裂解价差约每桶30美元 [34] - 天然气作为关键运营成本投入，二季度AECO均价每吉焦2.35美元，预计原油和炼油裂解价差将因供需基本面良好而继续走强 [47] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 重新审视战略，认为当前战略框架不足以取胜，过于强调长期能源转型，对当前业务驱动因素重视不足，将更明确阐述公司获胜策略 [4][5] - 计划每年削减4亿美元以上领域成本，相当于每桶约1.5美元，年底前将裁员1500人（占比20%），截至8月1日已完成三分之一，535人离职，成本降低约1.25亿美元 [1][3] - 调整高级管理团队组成和职责，旨在打造更简单、专注、高效的组织，明确战略、优先级和执行责任，减少内部接口，集中专业中心 [14][15] - 持续关注基础业务，以每股自由现金流衡量财务绩效，审查矿用卡车车队构成以降低成本，改进检修计划和执行以提高成本、进度和产量 [7][8][9] - 致力于到2050年实现运营的净零温室气体排放，与Pathways联盟及政府保持一致，今年秋季将商定基础设施投资的财政框架 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 二季度业务环境良好，虽不如去年，但预计原油和炼油裂解价差将继续走强，公司有大量明确的机会 [34][47][13] - 上游生产处于指导范围低端，Terra Nova启动延迟和Fort Hills权益减少影响产量；下游Commerce City炼油厂恢复影响实现指导目标，但公司仍专注于达成目标，目前指导无修订 [27][28] - 对Fort Hills长期价值有信心，正研究北部矿区开采最佳方式，预计今年完成相关工作，资本支出可能会调整，但总体资本概况不变 [82][83] 其他重要信息 - 二季度发生网络安全事件，6月25日确认第三方未经授权访问IT网络，公司立即隔离运营IT系统和备份数据库，迅速恢复安全IT环境，未对财务和运营结果产生重大影响 [6] - 6月30日完成英国北海资产出售，总收益11亿加元；Terra Nova FPSO资产延寿工作完成，已启航，后续将进行海底重新连接活动 [49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 第三季度采取哪些举措减轻生产停工影响，维护计划有无特殊修改 - 团队专注按计划完成检修，如Syncrude春季检修安全、优质且提前完成，9月开始的U2检修和Fort Hills的五年全厂检修都在按计划推进 [55][56] 问题2: 收购Fort Hills剩余权益的战略考量及交易达成可能性 - 长期沥青供应是重点，公司倾向运营和拥有100%资产以实现价值最大化和提升竞争力，与Total的讨论仍在进行，预计今年会有结果 [58] 问题3: 如何确定团队人员，未来有无增加资产整合和互连的机会 - 公司正全面分析业务成本结构、效率和价值，聚焦成本最高和改进机会最大的环节，如矿用车队管理；通过优化生产网络和区域物理整合，已从Fort Hills向基础工厂输送原油中获得产量提升，未来将继续探索相关机会 [70][73][75] 问题4: 网络安全事件的经验教训及新团队应对挑战的能力 - 事件发生时公司迅速启动业务连续性计划，做出关键决策，建立安全IT环境，恢复运营时谨慎行事；6月是今年上游产量最高的月份，对团队表现满意 [65][80][81] 问题5: Fort Hills问题是结构性的还是有解决途径，对2024年资本支出和产能提升计划有何影响 - 正在研究北部矿区开采策略，考虑开采两个矿坑并混合沥青产量以实现更稳定的生产，资本支出可能会调整，但总体资本概况不变，对资产价值有信心 [82][83][86] 问题6: 第三季度炼油业务盈利更接近第一季度还是第二季度 - 公司炼油网络强大，7月炼油业务产能利用率超100%，预计全年剩余时间接近满负荷运行，虽有两个小检修计划，但预计能按时、按计划和预算完成，炼油业务将表现强劲 [91] 问题7: 有无计划降低Syncrude现金成本 - Syncrude现金成本主要受采矿成本影响，公司将提高采矿业务效率，增加内部采矿作业，未来考虑实施自动运输卡车技术以降低成本；二季度成本受检修影响，未来将缩短检修时间，改进风险评估和工作选择 [99][100][102] 问题8: 下半年股东资本回报是否更倾向于债务偿还，何时达到12亿美元净债务目标 - 下半年可能更倾向于债务偿还，但仍会兼顾股票回购，遵循50 - 50的资本分配原则；若价格维持当前水平，明年初有望接近12亿美元净债务目标，Fort Hills交易若达成将影响债务情况，但预计能快速处理 [104][105][107] 问题9: Fort Hills原开发计划是否仍有效 - 原计划仍然有效，目前讨论的是北部矿区长期开采的最佳方式 [108] 问题10: Terra Nova何时恢复全面生产 - 平台预计今日到达指定位置，后续还有障碍测试和调试活动，第四季度某个时间恢复生产是合理预期，但需逐步完成各项工作以确保安全可靠运营 [112][113][117] 问题11: 若收购Fort Hills剩余权益，如何填补Surmont资产退出后的产量缺口 - 公司将全面评估各种机会，包括内部油砂项目（如Lewis、Firebag South）和周边采矿租赁项目，以最低供应成本为导向，选择最具价值的方案 [118][119][120] 问题12: Syncrude当前所有权结构是否能实现资产价值最大化 - 理想情况下公司希望拥有100%权益并自主运营，以实现分子管理的协同效应和灵活性，但合作关系也可能带来价值，如Syncrude的互连管道项目 [123][124][126] 问题13: 当前盈亏平衡点是多少，未来能否有机降低，是否考虑增加下游业务支持 - 目前盈亏平衡点约为每桶50美元（WTI价格），公司希望降低该水平以增强韧性和增加自由现金流；下游业务作为综合公司的自然对冲，零售、合作伙伴关系和中游资产等都在考虑范围内以增强公司实力和现金流 [130][131][132]

业绩总结 - Suncor Energy的2023年预计WTI油价为每桶80美元，WCS油价为每桶61美元[4] - Suncor Energy的调整后运营资金（AFFO）预计为每股约8美元[31] - Suncor Energy在2022年实现了24%的股息增长，股息年化为每股2.08美元[4] - Suncor Energy的净债务与调整后运营资金比率约为0.8倍[2] - Suncor Energy的油砂储量寿命指数（RLI）约为26年，2P储量为6.6亿桶油当量[2] - Suncor在2022年的平均净产量为15.1万桶/日，工作权益为20%[71] - Suncor在2022年的平均净产量为29.0万桶/日，工作权益为21%[71] - Suncor在2022年的平均净产量为20.9百万桶油当量/日，工作权益为29.9%[71] - Suncor在2022年的产品销售量约为555万桶/日，占加拿大消费者燃料市场的20%[89] 资本支出与财务状况 - Suncor的资本支出预计在54亿至58亿加元之间[52] - 预计2023年资本支出为54亿至58亿加元[120] - 2023年预计绝对净债务为34亿加元，股息为每股2.08加元，年化绝对股息约为27亿加元[119] - Suncor的自由资金流是通过从调整后的运营资金中减去资本支出（包括资本化利息）计算得出的[104] - 截至2023年3月31日，Suncor的短期债务为38亿美元[117] - Suncor的债务到期结构可控，未来10年内的债务到期分布合理[117] 环境与可持续发展 - Suncor Energy计划到2030年减少1000万吨温室气体排放[2] - 预计到2030年每年减少10百万吨（Mt）的温室气体排放，涵盖范围1、2及价值链的减排[98] - 自2017年以来，Suncor在与土著社区的合作中支出达44亿美元[59] 生产与运营 - Suncor的炼油厂利用率预计在92%至96%之间[53] - Suncor的Edmonton炼油厂的处理能力为146,000桶/日[73] - Suncor的Montreal炼油厂的处理能力为137,000桶/日[76] - Suncor的净产能为133,400桶/日，工作权益为68.76%[57] - Suncor和其附属公司拥有1,487百万桶的2P储量[57] - Suncor的总2P储量（毛）为6521百万桶油当量（mmboe），截至2022年12月31日[100] 股东回报与未来展望 - 自2013年以来，约60%的10年累计AFFO（扣除维持性资本支出）已返还给股东[116] - 预计2023年经济资本将通过储量、提高加工能力、利用率、成本或利润的增加而增值[120] - 2026年至2031年，Suncor的资本支出计划为每年28亿至41亿加元[116]

财务数据和关键指标变化 - 公司本季度调整后运营资金为30亿美元 [10] - 本季度向股东返还16亿美元，其中股息7亿美元，股票回购9亿美元 [11] - 截至季度末，公司净债务为157亿美元，主要反映了20亿美元的营运资金使用，以及提前完成从泰克资源收购福蒂斯丘山股份的10亿美元交易 [102] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - 油砂业务调整后运营资金为26亿美元，日产量为67.5万桶，其中原位生产创下新的季度纪录，达到26.1万桶/日，基础工厂和沉降池运营商的平均利用率为23% [10] - 油砂实现价格平均为每桶91美元，相当于WTI价格的89%，较上一季度每桶下降7美元 [101] E&P业务 - E&P业务调整后运营资金为5亿美元，日产量为6.7万桶，平均价格实现为每桶108美元，相当于布伦特原油价格的98% [85] 下游业务 - 下游业务按先进先出法计算运营资金为12亿美元，若排除1.3亿美元的先进先出法损失，按后进先出法计算约为13亿美元 [11] - 炼油厂利用率达到79%，利润率捕获率为102%，加拿大炼油厂本季度利用率为94% [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将成为一个更简单、更专注的组织，注重降低无附加值的支出，包括运营成本和资本支出 [5] - 公司战略是重新聚焦核心业务，如出售英国E&P资产，收购加拿大上游资产等 [82] - 公司认为在行业中，拥有最低成本结构的企业在任何商业周期中都具有最强的竞争力 [5] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司拥有优秀的员工、优质的资产和独特的竞争优势，但目前表现与行业最佳水平存在差距，有未开发的潜力 [95] - 公司预计在收购道达尔能源加拿大资产完成后，董事会将批准将季度股息提高约10% [82] - 由于多种因素影响，公司预计2023年上游产量将接近指导范围的下限，完成收购道达尔能源加拿大资产后将更新产量指导 [83] 其他重要信息 - 两周前，公司宣布以55亿加元收购道达尔能源加拿大公司，该交易包括Surmont项目50%的非运营工作权益和Fort Hills项目31.23%的工作权益，将为公司增加13.5万桶/日的优质沥青生产能力 [7] - 上周，公司宣布成为加拿大轮胎公司零售燃料的主要长期供应商，该战略合作将扩大公司的非控制零售燃料网络，确保长期供应，保护炼油厂利用率并最大化销量 [8] - 公司已完成从泰克资源收购Fort Hills额外工作权益，生产按计划在第二季度提升，7月将开始为期5年的检修 [101] - 公司商务城炼油厂按计划在第一季度末恢复服务，Terra Nova FPSO正在纽芬兰进行额外工作，公司将从2023年E&P生产指导中移除Terra Nova的预期产量，年中完成额外工作后将提供新的投产计划 [99] 问答环节所有提问和回答 问题: 从运营绩效角度看，公司上下游是否有容易实现的改进机会，以及实现更好绩效所需的时间 - 公司在上下游都看到了机会，下游方面，可靠性、成本结构和检修绩效仍有提升空间；上游方面，采矿业务面临老化矿山和运输距离等挑战，但公司会关注如何充分利用设施，确定最有价值的桶来填充升级装置，具体改进措施和时间还在推进中 [130][131] 问题: 公司如何考虑未来转移油桶目的地的决策 - 决策围绕价值展开，会考虑市场上的沥青价格、合成原油价格等因素，通过物理整合上游、升级、炼油和物流等环节，实时决策以实现每桶价值最大化，具体操作由彼得进一步说明 [44] 问题: 公司收购Surmont和Fort Hills资产的原因、优势以及如何降低沥青相关风险 - 公司对Fort Hills资产有信心，Surmont是优质沥青资产，公司作为原位作业的优秀运营商，认为与运营商合作能发挥双方优势，该交易具有战略契合度和工业逻辑，对股东有增值作用，长期回报可观 [21] 问题: 公司设施老化对可靠性的影响以及如何解决 - 设施老化不是表现不佳的借口，关键在于维护、最佳实践和操作纪律，公司会更聪明、更有创意地管理成本和提高可靠性，例如对卡车进行重建，借鉴全球炼油厂可靠运营的经验 [141] 问题: 公司所说的组织清晰化和简化的含义，以及未来1 - 2年实现的具体步骤 - 公司认为组织中的每个人都应明确如何为盈利做出贡献，要提高组织效率，消除无附加值的工作，关注高价值活动，目前处于早期阶段，有很多提升机会 [58] 问题: 公司是否有从埃克森和帝国石油借鉴的最佳实践，以及Suncor和帝国石油是否能更有效地合作 - 公司相信基准测试和最佳实践，会关注系统设计、应用和有效性三个方面，减少系统应用的差异，提高执行质量和效果，同时认为在油砂业务中，合作和应用标准是成功的关键因素 [59] 问题: 公司对债务融资的考虑，包括期限和还款计划 - 公司将重点关注短期债务，加速债务偿还，同时也会考虑一些长期债务作为整体方案的一部分 [35] 问题: 公司对基础矿山开采速度的决策考虑 - 短期内，基础矿山将继续按现有速度运行以最大化产量，因为这是一个尾矿驱动的设施，在尾矿计划和水管理等问题解决前，短期内调整开采速度的能力有限；长期来看，会综合考虑矿体、运营成本等因素来确定开采速度以实现资产价值最大化 [106] 问题: 商务城炼油厂事件的经验教训以及运营程序的改进措施 - 公司从该事件中获得了很多经验教训，包括操作员能力和培训、热追踪等方面，会将这些经验应用到设施改进中，以避免类似情况再次发生 [92][134] 问题: 若康菲石油行使优先购买权，税收优惠如何处理 - 公司进行的是股份交易，税收池在实体层面；若优先购买权触发，交易将变为资产层面，税收池会有所不同，但具体情况还需看后续发展 [139] 问题: 公司如何看待资产负债表和最优杠杆，以及评级应处的投资级别 - 公司认为强大的资产负债表很重要，要确保成本结构能承受商品价格的波动，维持可靠且不断增长的股息，保持良好的信用评级，以应对业务周期的变化 [148] 问题: 若康菲石油行使优先购买权，公司资本分配是否会更快回到75 - 25的比例 - 若没有此次大规模收购，公司债务会更接近目标水平，公司会根据剩余现金情况，综合考虑股息、股票回购和债务偿还等方式，以实现股东价值最大化 [153] 问题: 本季度Fort Hills和油砂产量通过不同升级和加工设施的影响 - 这是一个动态过程，旨在实现利润率优化和分子价值最大化，公司从长期业务规划、短期生产规划和实时生产协调三个层面进行优化，以适应市场条件和下游需求 [133]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年，公司实现创纪录的调整后运营资金181亿美元，较之前的年度纪录高出67% [14] - 第四季度，公司调整后运营资金为42亿美元，合每股3.11美元 [21] - 全年资本支出为49亿美元，处于更新后指导范围的低端 [22] - 全年偿还债务32亿美元，增强了资产负债表 [22] - 全年通过股息和股票回购向股东返还创纪录的77亿美元现金，占调整后运营资金的近45%，现金收益率为13% [22] - 第四季度向股东返还14亿美元，包括7亿美元股息和7.25亿美元股票回购 [28] - 季度股息最近增加11%至每股0.52美元，为历史最高 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - 第四季度，油砂业务贡献约29亿美元的调整后运营资金，平均每桶实现价格为97加元 [17] - 全年油砂业务每桶现金成本符合预期，反映了行业通胀压力和主要进展工作 [27] E&P业务 - 第四季度，E&P业务产生7.2亿美元的调整后运营资金，平均每桶价格实现为122加元 [19] 下游业务 - 第四季度，下游业务产生17亿美元的FIFO调整后运营资金，平均炼油利用率为94%，利润率捕获率达99% [21] - 若排除4.4亿美元的FIFO损失，按LIFO计算本季度下游业务调整后运营资金将达21亿美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度，WTI价格每桶下降9美元，SYN溢价每桶下降5美元 [25] - 轻质与重质原油价差每桶扩大6美元，但上游影响被下游因实体整合获得的收益所抵消 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于提高运营的安全性和可靠性，通过利用难以复制的综合模式实现价值最大化，并在资产基础上推动聚焦和优化 [8] - 计划在2023年年中前将采矿和升级业务的承包商劳动力减少20%，且不会用内部员工替代 [10] - 继续调整资产组合，专注于核心综合业务，已完成风能和太阳能资产的出售，并在推进英国北海资产的潜在出售 [20] - 推进油砂净零排放联盟的工作，希望在2023年底前达成正式租赁协议 [15] - 计划在第一季度末将多余资金用于股票回购的比例提高到75% [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前定价环境仍具建设性，若价格持续且运营计划顺利，计划在第一季度末转向75% - 25%的资本返还比例 [78] - 预计2023年柴油市场仍将强劲，汽油裂解价差将接近历史正常水平 [91] - 公司将继续专注于上游业务，特别是油砂盆地，通过区域化战略和资产整合提高可靠性和降低成本 [59] 其他重要信息 - 碰撞预警系统计划在第一季度末在Syncrude的Aurora矿投入使用，公司正按计划在所有九个站点完成碰撞预警和疲劳管理技术系统的实施 [9] - 2023年员工年度激励计划中安全部分的权重已翻倍 [10] - 第四季度末寒冷天气期间，上游资产整体表现良好，Syncrude实现了历史最高全年产量，Firebag原位资产创下新的季度产量纪录 [11] - Fort Hills的业绩改善计划按预期推进，预计到2023年年中产量将开始增加，直至7月和8月的五年固定工厂检修 [12] - 公司更新了Fort Hills的年度产量指导，因收购的权益小于预期，年产量范围下调5000桶/日，至8.5 - 9.5万桶/日 [13] - Commerce City炼油厂在12月下旬极端天气影响后已开始逐步重启，预计在第一季度晚些时候恢复全面生产 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 供应和贸易业务部门的运营影响以及PFT热沥青输送管道连接带来的灵活性和潜在优势 - 供应和贸易组织通过利用物流优势、与上下游紧密合作以及优化资产支持的交易活动来增加价值捕获和最大化利润率，例如在Commerce City炼油厂关闭和Keystone管道中断时能够迅速应对 [37][38][39] - PFT管道使Fort Hills每天最多可向升级厂输送4万桶沥青，与ICP管道一起为公司在该地区提供了差异化的灵活性，可抵消设备维护活动的影响并提高上游生产的利润率 [43] 问题2: 为何将承包商劳动力减少20%以及如何确定该比例，是否已看到成效；上游业务的低挂果实在哪里 - 20%的比例是在确保安全可靠运营和完成工作的前提下，通过提高透明度、实施严格控制和工作流程以及优化维护活动顺序等方式确定的，减少承包商劳动力可降低成本、提高效率并改善安全状况 [49][50][52] - 2023年公司将专注于上游业务，特别是油砂盆地，通过区域化战略和资产整合来提高可靠性和降低成本，例如在Syncrude和Fort Hills的运营中寻找更多机会 [59] 问题3: 目前公司的盈亏平衡点相对于之前的战略布局处于什么位置，支付股息的盈亏平衡点是多少，增加股息的空间有多大 - 目前公司维持资本和股息的企业盈亏平衡点为WTI价格40 - 45美元/桶，高于此前目标，但在综合同行中具有竞争力，随着业绩改善计划的推进，公司目标是将盈亏平衡点降至35美元/桶左右，Fort Hills的改善将是关键因素 [65][66] 问题4: 退役和恢复准备金增加的原因以及现金支出的节奏 - 增加的原因是行业面临的水返回修复挑战以及将未来70多年的通胀率纳入成本估算，大部分现金支出将在矿山关闭后，时间范围从2030年代末到2070 - 2080年，近期无现金流出增加 [69][71][72] 问题5: 2023年可向股东返还多少资本，在商品价格有所回落的情况下，转向75%资本返还比例的信心如何 - 公司认为当前定价环境仍具建设性，若价格持续且运营计划顺利，计划在第一季度末转向75% - 25%的资本返还比例，目前已在债务目标上取得很大进展 [78] 问题6: 如何评估公司在安全方面的进展，Commerce City炼油厂在安全方面的情况如何 - 公司自临时CEO上任以来实施了明确的安全改进计划，包括加强运营卓越管理系统和运营风险管理、推广人类组织绩效原则以及进行安全技术投资，安全绩效在个人安全和过程安全方面均有改善，事故数量有所减少 [79][80][82] - Commerce City炼油厂在12月极端天气事件后采取了安全措施，将设施置于安全模式并进行全面检查和修复，目前已开始逐步重启，这体现了公司在安全管理资产方面的应对能力 [84][85][86] 问题7: 对柴油价格回调的看法，加拿大柴油中期走势预期，以及四家炼油厂在馏分油产品组合调整方面的灵活性 - 预计2023年柴油市场仍将强劲，尽管不会出现2022年的超高裂解价差，但全球库存和需求情况表明馏分油市场的结构性基础依然稳固，汽油裂解价差将接近历史正常水平 [91] - 公司的炼油业务和油砂业务在馏分油生产方面具有一定灵活性，可根据市场情况进行调整 [95] 问题8: 关于基础矿山扩建的最新想法，以及目前最可能的选择 - 公司的基础矿山寿命预计在2030年代中期结束，目前正在考虑多种替代沥青供应的方案，包括基础矿山扩建申请，但这不是唯一选择，公司还可通过Fort Hills和Firebag增加沥青供应，为升级厂提供更多灵活性 [93][94] 问题9: 油砂业务的特许权使用费和现金运营成本预期，以及如何应对通胀 - 预计2023年特许权使用费将低于2022年，但仍会向省政府支付可观的费用 [99] - 公司关注现金运营成本，2023年由于Fort Hills的矿山改善计划和Syncrude的矿山周期，成本会有所增加，但预计随着时间推移会得到改善，公司通过减少承包商劳动力等措施来抵消通胀影响，并希望通胀在年内逐渐缓和 [100][101][102] 问题10: 临时CEO标签移除的时间更新 - 董事会正在进行认真的决策过程，预计很快会做出决定并公布，此前预计最佳决策时间在2月中旬 [106] 问题11: 公司是否会在净债务达到12亿美元之前转向75%的资本返还比例，以及去杠杆的驱动因素 - 公司预计在第一季度末不考虑外汇影响的情况下接近12亿美元净债务目标，计划在第二季度初转向75% - 25%的资本返还比例，Fort Hills股权交易和英国资产出售的时间安排会带来一些不确定性 [110][111] 问题12: 零售业务在运营和非运营门店组合优化方面的情况 - 公司正在优化全国零售网络，将投资集中在核心市场的高流量、高价值门店，同时优化和合理化非核心门店，包括关闭表现不佳的门店和将非核心市场的门店转为非控制渠道，这是一个为期五年的计划 [113]

业绩总结 - Suncor预计2023年WTI油价为每桶80美元，WCS油价为每桶61美元[19] - 2023年资本支出预算为54亿至58亿加元[20] - 2022年每股股息增加24%至2.08加元，2021年增加100%至1.68加元[20] - Suncor的净债务与调整后资金流量比率约为0.8倍[14] - 2023年预计的可用资金流量为60亿加元，扣除维持资本支出和股息[31] - Suncor在2022年实现了75%的超额资金用于股票回购[14] - Suncor的总石油当量储量为约70亿桶[14] - Suncor的上游生产总量预计在74万至77万桶油当量每天（boepd）[74] - Suncor的炼油厂利用率预计在92%至96%之间[75] - Suncor的2022年精炼产品销售平均为553.6 mbpd[1] 用户数据 - Suncor的石油砂储量寿命指数约为28年[14] - Suncor的2P储量（总计）为6,775 mmboe，截至2021年12月31日[6] - Suncor的2022年平均净生产为20.9 mboe/d，2P储量为51 mmboe[118] 未来展望 - Suncor计划到2030年减少1000万吨温室气体排放[44] - Suncor的温室气体排放目标为到2050年实现净零排放，约10%的年度资本支出将用于实现这一目标[66] - Suncor预计在2023年第二季度恢复Hibernia项目的运营，工作权益为48%[117] 新产品和新技术研发 - Suncor的油砂运营现金运营成本为每桶385,000至425,000美元，E&P（勘探与生产）成本为每桶725至775美元[52] - Suncor的Syncrude项目的现金运营成本为每桶39至43美元，Fort Hills项目为每桶33至36美元[91][73] - Suncor的未来机会包括Fort Hills的净产能为133,400桶/天，2P储量为1,248百万桶[84] 资本支出与投资 - Suncor的总经济投资预计在54亿至58亿美元之间，其中油砂投资约为24.5亿至26.25亿美元[70] - Suncor的资本支出中，约有1.8亿加元为资本化利息，剩余部分为资产维持和经济投资资本[1] 负面信息 - 非GAAP财务指标应与GAAP财务指标结合使用，以分析业务表现、杠杆和流动性[130] - 调整后的运营资金、自由资金流和净债务在2022年12月31日的财报中进行了GAAP指标的对比[131]