公司整体财务数据关键指标变化 - 2022年第四季度调整后运营收益增至24.32亿美元（每股1.81美元），上年同期为12.94亿美元（每股0.89美元）[66] - 2022年第四季度净收益为27.41亿美元（每股2.03美元），上年同期为15.53亿美元（每股1.07美元）[66] - 2022年第四季度调整后运营资金增至41.89亿美元（每股3.11美元），上年同期为31.44亿美元（每股2.17美元）[66] - 2022年第四季度运营活动提供的现金流增至39.24亿美元（每股2.91美元），上年同期为26.15亿美元（每股1.80美元）[66] - 2022年公司向股东返还超77亿美元价值，上年为39亿美元[69] - 2022年第四季度董事会批准每股0.52美元的季度股息，较2021年第四季度增长23.8% [69] - 2022年第四季度公司净债务减少近10亿美元，2022年全年减少超25亿美元[69] - 2022年公司回购1.169亿股普通股，占2021年12月31日普通股的8.1% [69] - 2022年第四季度调整后运营收益为24.32亿美元，上年同期为12.94亿美元，主要因原油和精炼产品变现增加，部分被运营费用和所得税增加抵消[82] - 2022年第四季度总运营、销售和一般费用为35.56亿美元，上年同期为29.78亿美元，主要因商品投入成本、维护费用、通胀和股份薪酬费用增加[83][84] - 2022年第四季度，调整后运营收益中排除的所得税（收回）费用包括与英国E&P投资组合预期出售相关的1.71亿美元递延所得税收回，以及与风能和太阳能资产出售相关的3900万美元当期所得税收回[78] - 2022年第四季度运营收入为90.19亿美元，2021年同期为66.23亿美元；全年运营收入为367.28亿美元，2021年为229.15亿美元[157] - 2022年第四季度调整后运营收益增至15.29亿美元，2021年同期为5.82亿美元；全年调整后运营收益为56.87亿美元，2021年为28.57亿美元[157] - 2022年第四季度公司发生调整后运营亏损4.82亿美元，2021年同期为3.76亿美元[171] - 2022年第四季度公司实现部门间利润1亿美元，2021年同期为3400万美元[172] - 2022年第四季度公司所得税费用为7.97亿美元，2021年同期为5.01亿美元；全年为32.39亿美元，2021年为14.51亿美元[177] - 2022年第四季度公司有效税率为22.5%，2021年同期为24.4%；全年为26.3%，2021年为26.1%[177] - 2022年第四季度公司资本支出（不含资本化利息）为12.58亿美元，上年同期为11.46亿美元[186] - 2022年全年公司资本和勘探支出为49.87亿美元，2021年为45.55亿美元[180] - 2022年全年已动用资本回报率为19.4%，2021年为8.6%；若排除特定减值影响，2022年为22.9%，2021年为8.2%[195][196] - 2022年全年净债务与调整后运营资金之比为0.8倍，2021年为1.6倍[195] - 2022年末总债务与总债务加股东权益之比为28.4%，2021年末为33.4%[195] - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物降至19.8亿美元，9月30日为46.59亿美元，2021年末为22.05亿美元[199][200] - 截至2022年12月31日，可用信贷额度为29亿美元，2021年末为42.47亿美元[201] - 2022年末公司净债务为136.39亿美元，9月30日为145.84亿美元，2021年末为161.49亿美元[208] - 2022年第四季度，公司净收益为27.41亿美元，每股基本净收益为2.03美元，每股摊薄净收益为2.03美元；调整后运营收益为24.32亿美元，每股调整后运营收益为1.81美元；调整后运营资金为41.89亿美元，每股调整后运营资金为3.11美元[220] - 2022年第四季度，公司运营收入（扣除特许权使用费后）为139.2亿美元，其他（损失）收入为 - 6500万美元，总收入为138.55亿美元[220] - 2022年第四季度，公司经营活动提供的现金流为39.24亿美元，每股基本现金流为2.91美元[220] - 截至2022年12月31日的12个月，公司资本使用回报率（ROCE）为19.4%，剔除减值和减值转回后的ROCE为22.9%[220] - 2022年全年调整后净收益为103.98亿美元，2021年为46.63亿美元[239] - 2022年全年平均资本使用额为536.51亿美元，2021年为540.69亿美元[239] - 2022年全年资本回报率（ROCE）为19.4%，2021年为8.6%[239] - 若排除2022年二、三季度的减值转回和减值影响，2022年全年ROCE为22.9%；排除2021年三季度的减值转回影响，2021年全年ROCE为8.2%[241] - 2022年全年调整项目的税前总影响为15.75亿美元，2021年为7.38亿美元[239] - 2022年12月31日净债务为136.39亿美元，2021年同期为161.49亿美元[239] - 2022年第四季度调整后运营资金为41.89亿美元，2021年同期为31.44亿美元；2022年全年为181.01亿美元，2021年全年为102.57亿美元[250] - 2022年第四季度自由资金流为28.87亿美元，2021年同期为19.60亿美元；2022年全年为131.14亿美元，2021年全年为57.02亿美元[250] - 2022年第四季度经营活动提供的现金流为39.24亿美元，2021年同期为26.15亿美元；2022年全年为156.80亿美元，2021年全年为117.64亿美元[250] 公司股票回购相关情况 - 2022年2月8日至2023年2月7日，公司可回购至多7165万股普通股，约占已发行和流通普通股的5%[210] - 2022年第二季度，公司经董事会批准将股票回购计划上限提高至公司公众流通股的10%，经多伦多证券交易所（TSX）批准，自2022年5月11日收盘起修订现有正常课程发行人投标（NCIB），将2022年2月8日至2023年2月7日期间可回购的普通股最大数量从7165万股（约占2022年1月31日已发行和流通普通股的5%）提高到1.435亿股（约占2022年1月31日公众流通股的10%）[211] - 2022年第四季度之后，TSX接受公司续期NCIB的通知，2023年2月17日至2024年2月16日，公司可回购注销多达1.329亿股普通股，约占2023年2月3日公众流通股的10%，当日公司已发行和流通普通股为13.3000676亿股[212] - 2022年2月8日至2023年2月7日，公司根据此前修订的NCIB在公开市场回购1.181435亿股，占2022年1月31日普通股的8.2%，花费52.48亿美元，加权平均价格为每股44.42美元[213] - 2022年全年，公司股票回购活动涉及1.16908亿股，加权平均回购价格为每股43.92美元，股票回购成本为51.35亿美元[215] 公司资产减值与收入相关情况 - 2022年第二季度，公司在E&P部门的白玫瑰资产份额记录了7.15亿美元的非现金减值转回，挪威资产记录了7000万美元的非现金减值[76] - 2022年第三季度，公司在油砂部门的福尔希尔斯资产份额记录了33.97亿美元的非现金减值[76] - 2022年第三季度，公司记录了1.47亿美元与利比亚资产相关的财产损害保险收入，以及6500万美元与挪威资产出售相关的外汇损失[77] - 2021年第三季度，公司记录了2.21亿美元的非现金减值转回和8000万美元的长期债务提前还款损失[76][78] 市场价格指标变化 - 2022年第四季度，WTI库欣原油均价为82.65美元/桶，上年同期为77.15美元/桶；布伦特原油均价为88.65美元/桶，上年同期为79.70美元/桶[86] - 2022年第四季度，纽约港2 - 1 - 1裂解价差为52.75美元/桶，上年同期为20.65美元/桶[86] - 公司开发了5 - 2 - 2 - 1指数以更准确反映炼油和营销毛利润，第一和第四季度季节性因素为6.50美元/桶，第二和第三季度为5.00美元/桶[94] - 2022年第四季度Suncor 5 - 2 - 2 - 1指数为51.90美元/桶，2021年同期为28.05美元/桶[96] - 2022年第四季度AECO天然气基准均价涨至4.90加元/GJ，2021年同期为4.45加元/GJ[97] - 2022年第四季度艾伯塔省电力池平均价格涨至213.95加元/MWh，2021年同期为107.30加元/MWh[98] - 2022年第四季度加元兑美元平均汇率降至0.74美元/加元，2021年同期为0.79美元/加元[99] - 2022年12月31日，库欣WTI原油价格为82.65美元/桶，2021年同期为77.15美元/桶[225] - 2022年12月31日，埃德蒙顿MSW价格为110.05加元/桶，2021年同期为93.25加元/桶[225] - 2022年12月31日，哈迪斯蒂WCS价格为57.00美元/桶，2021年同期为62.50美元/桶[225] - 2022年12月31日，艾伯塔省天然气现货价格为4.90加元/GJ，2021年同期为4.45加元/GJ[225] 油砂业务数据关键指标变化 - 2022年第四季度油砂资产产量为68.81万桶/日，上年同期为66.59万桶/日[66] - 2022年Syncrude实现创纪录的年度油砂沥青产量，年度合成原油产量达48万桶/日[66] - 2022年第四季度油砂业务调整后运营收益增至17.19亿美元，2021年同期为11.72亿美元[107] - 2022年第四季度公司净合成原油产量为51.75万桶/日，2021年同期为51.50万桶/日[112] - 2022年第四季度公司非升级沥青产量增至17.06万桶/日，2021年同期为15.09万桶/日[113] - 2022年第四季度合成原油和柴油销量增至50.53万桶/日，2021年同期为49.61万桶/日[115] - 2022年第四季度非升级沥青销量为17.45万桶/日，2021年同期为17.67万桶/日[117] - 2022年第四季度高气价使油砂业务运营成本增加5600万美元[123] - 2022年第四季度油砂业务现金运营成本每桶28.35美元，上年同期为28.10美元，因OS&G费用增加和产量下降[129] - 2022年第四季度福希尔现金运营成本每桶降至37.10美元，上年同期为45.55美元，因产量增加部分抵消了OS&G费用增加[131] - 2022年第四季度森科能源完成以6.88亿美元收购福希尔项目额外14.65%的工作权益，使其总权益达68.76%[132] 勘探与生产业务数据关键指标变化 - 2022年第四季度勘探与生产业务调整后运营收益增至5.78亿美元，上年同期为3.76亿美元，因原油价格和销量上升，部分被运营和运输费用增加抵消[136][143] - 2022年第四季度E&P加拿大产量为4.91万桶/日，上年同期为4.76万桶/日，因白玫瑰权益增加和希伯伦产量强劲，部分被希伯尼亚计划内检修影响抵消[144] - 2022年第四季度E&P国际产量为2.59万桶油当量/日，上年同期为2.98万桶油当量/日，因出售挪威资产和自然减产，部分被利比亚产量增加抵消[146] - 2022年第四季度E&P总销售 volumes为7.51万桶油当量/日，上年同期为6.72万桶油当量/日，因E&P国际库存减少和E&P加拿大库存增加[147] - 2022年第四季度E&P加拿大价格实现为112.93美元/桶，上年同期为98.42美元/桶；E&P国际为128.86美元/桶油当量，上年同期为100.14美元/桶油当量[149] - 2022年第四季度E&P特许权使用费与上年同期相当，价格实现增加被较低的特许权使用费率抵消[152] - 2022年第四季度运营和运输费用增加，因一次性运输准备金和E&P加拿大相关项目成本增加[153] 炼油和营销业务数据关键指标变化 - 2022年第四季度原油加工量为44万桶/日，2021年同期为44.7万桶/日；全年为43.32万桶/

业绩总结 - Suncor Energy在2022年第三季度的调整后资金运营（AFFO）约为60亿加元[40] - Suncor预计在2022年实现约21.5亿加元的自由资金流[56] - Suncor的净债务约为120亿加元，包含约30亿加元的资本租赁[44] - Suncor在2022年每股分红为1.88加元，较2021年增长12%[48] 用户数据 - Suncor的炼油能力为466千桶/日，柴油和汽油的销售占比均为35%-45%[26] - Suncor的精炼产品销售量为441千桶/日，销售价格为每桶63美元[18] - Suncor的合成原油销售量为307千桶/日，销售价格为每桶65美元[15] - Suncor的重油销售量为143千桶/日，销售价格为每桶44美元[13] 未来展望 - Suncor计划到2030年在其价值链中减少1000万吨的排放[25] - 2022年预计的炼油产量为43万到44.5万桶每天，炼油利用率预计在92%到96%之间[69] - 2022年油砂的生产预计在39.5万到41.5万桶油当量每天（boepd）之间，现金运营成本预计在每桶27到30美金之间[69] - 预计2022年资本支出约为18亿加元，不包括约1.8亿加元的资本化利息[84] 新产品和新技术研发 - 2021年在新技术上的投资约为5.95亿美金，占总资本支出的40%[63] - 2021年低碳电力投资约为3.05亿美金，主要用于基础工厂的联合发电资本支出[63] - 2021年公司在可再生能源项目上的投资约为5500万美金，主要用于Forty Mile风电项目[63] 市场扩张和并购 - Suncor计划在2023年第一季度完成收购Fort Hills额外21.3%的工作权益[84] - 自2021年12月31日起，Suncor运营的Petro-Canada品牌零售和批发网点数量为1906个[77] 负面信息 - Suncor预计从2021年退出的项目中实现的年度增量价值约为1.8亿加元[81] 其他新策略和有价值的信息 - Suncor的上游油砂运营在过去10年内的平均利用率约为90%[30] - 自2022年9月30日的过去12个月（TTM）平均生产率为738百万桶油当量/日，市场指标为每桶93美元WTI[81] - 2022年预计的天然气价格为每吉焦5美金[69] - 2022年预计的布伦特油价为每桶103美金，WTI油价为每桶95美金，WCS油价为每桶77美金[69] - Suncor的油砂运营现金运营成本、Fort Hills现金运营成本和Syncrude现金运营成本均为非GAAP财务指标[84]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后运营资金流为45亿美元，下游业务出现5.85亿美元的先进先出法（FIFO）损失 [7] - 第三季度向股东分配17亿美元，包括股息和股票回购 [10] - 截至第三季度，今年已向股东返还总计63亿美元，其中股息19亿美元，股票回购44亿美元，约占已发行股份的7%，净债务减少25亿美元（不包括约10亿美元的外汇换算损失） [26] - 第三季度记录了与Fort Hills相关的26亿美元税后减值 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度上游价值产量为72.4万桶/日，预计第四季度产量将增加，因Syncrude和基础工厂升级器一号的维护活动已于10月完成 [7] 下游业务 - 第三季度下游利润率强劲，利用率达100%，原油精炼吞吐量为历史第三高，下游利润率捕获率为85% [8] - 销售和营销部门的销量和利润率表现良好，特别是馏分油需求持续强劲 [9] 公司战略和发展方向及行业竞争 安全与运营优化 - 对一线员工构成进行全面审查，计划将采矿和升级业务的承包商劳动力减少20%，目前已完成一半以上，预计2023年上半年安全实现并维持全部减少目标 [13][14] - 为1000多台移动矿山设备安装行业领先的碰撞预警技术，Syncrude和Aurora矿山设备的三分之二将在年底前完成安装，Aurora其余设备预计2023年1月完成安装，比计划提前近两个月 [16] - 与行业领先的专家合作，提升各业务部门领导者的实际技能，以加强安全文化 [18] 资产组合优化 - 出售风电资产，获得7.3亿美元，并完成挪威勘探与生产（E&P）资产的出售，英国E&P资产出售流程预计在未来几个月内完成 [20] - 用非核心资产出售所得资金将Fort Hills资产的运营所有权权益增加约21% [21] 长期发展 - 继续推进资产脱碳计划，与油砂行业同行和Pathways Alliance合作，目标是到2050年实现净零排放 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 下游业务第四季度裂解利润率环境预计将持续强劲，2023年炼油宏观环境对公司仍将有利 [33][35] - Fort Hills的改进计划虽有风险，但公司认为已做好应对准备，该计划将为资产的长期成功奠定基础 [41] - 公司在提高运营可靠性方面取得进展，并将继续努力提升 [45][46] 其他重要信息 - 艾伯塔省政府选择Pathways Alliance在Cold Lake地区获得孔隙空间，这是Pathways为油砂行业开发世界级碳捕获系统计划的重要里程碑 [25] 问答环节所有提问和回答 问题1: 第四季度下游炼油厂利用率情况及下游业务展望 - 公司预计第四季度裂解利润率环境将持续强劲，炼油厂利用率与第三季度相似但略有下降，但仍高于历史水平，2023年炼油宏观环境对公司仍将有利 [33][34][35] 问题2: Fort Hills的资源分布、计划差异及对长期成功的影响 - Fort Hills有三个矿坑，北矿坑储量最大、面积最大，新计划加速向中心和北矿坑的过渡，将提供更多运营灵活性和提高运营效率，公司已对相关风险进行监控并采取控制措施 [38][39][41] 问题3: 运营可靠性提高的原因 - 这是公司各业务环节的关键重点领域，是各团队在资产性能和可靠性方面共同努力的结果 [45] 问题4: Fort Hills收购后是否有其他并购机会 - 公司并非主动寻求并购，若有能为股东带来显著价值且符合战略的机会，会进行考虑，如Fort Hills的交易就是一个例子 [47] 问题5: 收购Fort Hills权益是否是终点，有无长期增加所有权的计划 - 公司基于为股东创造显著价值、战略契合等因素进行了此次交易，并非主动寻求并购，若有合适机会会考虑 [51][52] 问题6: 2023年资本支出的考虑因素 - 公司将在11月29日的投资者日详细讨论2023年资本计划，目前正在仔细审查投资组合 [53] 问题7: 2022年和2023年增量自由资金流目标的完成情况 - 公司在推进相关计划，通过增加收入、提高利润率和降低成本等举措来实现目标，目前进展符合计划，但2023 - 2024年需应对通胀挑战 [57][58][59] 问题8: 2023年上下游最大的检修和利用率影响事件 - 下游最大的检修事件可能是Commerce City炼油厂的检修计划2，上游2023年最大的事件是U2和Syncrude的检修，互连管道增加了运营灵活性 [60][61][62] 问题9: 如何看待可变股息与股票回购的偏好 - 公司目前专注于执行资本分配框架，优先进行股票回购，因公司股票被低估，可变股息目前不在考虑范围内，但长期不排除其作为资本分配的一部分 [66][67] 问题10: 75%股票回购比例对商品环境的依赖含义 - 若商品价格和裂解价差与当前水平相当，公司有望在2023年第一季度末实现75%的股票回购比例；若商品价格大幅下降，该目标可能会推迟 [69] 问题11: 2.15亿美元目标是否因通胀等因素不再是净目标 - 公司仍在努力实现2.15亿美元的收入、利润率和成本降低目标，重点是2023年的成本降低，以及2024 - 2025年的利润率和收入增长，但通胀会增加实现目标的难度 [74][75]

业绩总结 - Suncor在2021财年的总运营毛利为13,414百万加元，较2020财年的5,993百万加元增长了124.5%[174] - Suncor在2021财年的调整后的运营资金为10,257百万加元，较2020财年的3,876百万加元增长了164.5%[174] - Suncor在2021财年的油砂净收入为19,920百万美元，较2020财年的10,617百万美元增长了87.5%[178] - Suncor在2021财年的每桶运营净收入为29.75美元，较2020财年的9.77美元增长了204.4%[178] - Suncor在2021财年的炼油和市场营销毛利为6,004百万美元，较2020财年的4,020百万美元增长了49.4%[182] 用户数据 - Suncor在2021年的精炼产品销售量约为530,000桶/日，占加拿大消费者燃料市场的20%[33] - Suncor的零售网络覆盖超过1,500个零售站点，市场份额为加拿大第一[60] - Suncor的总销售量为20,430百万升，较2020财年的19,503百万升增长了4.7%[182] 未来展望 - Suncor计划在2021至2025年间将约10%的年度总资本支出分配给能源扩展，预计2022年的支出为5亿美元[121] - Suncor在2022年预计的碳税为每吨170美元，合规成本在此情况下为3.92亿美元[110] 新产品和新技术研发 - Suncor的可再生液体燃料销售将为第三方带来收入，正在进行的两个项目分别为Enerkem（每天2100桶生物甲醇）和LanzaJet（每天650桶生物柴油）[123] - Suncor的合规成本控制措施包括生产可再生燃料，以减少对第三方燃料的依赖[123] 市场扩张和并购 - Suncor与Fort McKay和Mikisew Cree第一民族的合作伙伴关系，形成了价值10亿美元的加拿大最大原住民能源合作伙伴关系，第一民族拥有49%的股份[102] - Northern Courier Pipeline交易的资产价值为13亿美元，Suncor与8个第一民族和梅蒂斯社区的合作，拥有15%的权益[102] - 自2017年以来，Suncor与原住民企业的累计支出达到44亿美元[104] 负面信息 - Suncor的油砂和下游业务的碳排放约为2800万吨，其中约8%的排放将受到碳税的影响[111] 数据相关 - Suncor的Firebag油砂项目日处理能力为215,000桶，2P储量为2,686百万桶[5] - Suncor的Base Plant日处理能力为350,000桶，2P储量为1,158百万桶[5] - Suncor的Syncrude项目日净炼油能力为205,600桶，2P储量为981百万桶，Suncor的工作权益为58.74%[5] - Suncor的Fort Hills项目日净处理能力为105,000桶，2P储量为1,248百万桶，Suncor的工作权益为54.11%[6] - Suncor的总升级能力约为555,000桶/日[22] - Suncor在2021年的平均净生产量为19.8万桶/日，来自Hibernia项目[10] - Suncor的Edmonton炼油厂日处理能力为146,000桶，Sarnia炼油厂为82,000桶，Commerce City炼油厂为98,000桶[41] - Suncor的油砂储备寿命指数超过28年，显示出其长期的资源可靠性[21] - Suncor在2021年的Brent油价平均为71美元/桶，反映出其市场环境的变化[14] - Suncor的调整后运营资金（AFFO）为738百万加元，单位为3.61加元每升[57] - Suncor的毛利为1,454百万加元，单位为7.10加元每升[53] - Suncor的EBITDA为816百万加元，单位为3.99加元每升[56] - Suncor的运营费用为594百万加元，单位为2.90加元每升[54] - Suncor的其他成本为44百万加元，单位为0.21加元每升[55] - Suncor的炼油能力利用率达到90%[47] - Suncor的FIFO库存收益为460百万美元，约合615百万加元[68]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第二季度，公司调整后运营资金达约53亿美元，即每股3.80美元，创历史新高；资本支出后自由资金流为41亿美元，即每股2.88美元 [12] - 本季度，公司通过股息和股票回购向股东返还32亿美元，占调整后运营资金近60% [20] - 公司净债务因加元走弱的外汇翻译损失而增加，但2022年下半年的现金生成将使其在今年实现120亿美元的净债务目标 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 上游日产量为72万桶，反映了本季度的计划和非计划事件 [13] - 油砂业务日产量为36.5万桶，其中包括Firebag和升级器2的计划维护；Syncrude日产量为18.9万桶，超出本季度计划；Fort Hills日产量为8.7万桶，符合计划；近海业务日产量为7.9万桶 [13][14] 下游业务 - 下游业务在LIFO和FIFO基础上均创调整后运营资金的历史记录，日吞吐量为38.9万桶，反映了加拿大所有炼油厂的计划维护活动以及Commerce City炼油厂的非计划事件 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度市场条件异常强劲，公司SCO风险价格实现为每桶141加元，沥青平均价格实现为每桶120加元，均高于基准价格 [22] - 下游业务税前调整后运营资金为21亿美元，其中包括约5亿美元的FIFO收益；LIFO基础上的16亿美元结果较上一季度显著增加，几乎实现了这些异常市场条件下的100%利润率捕获 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是优化和维持基础业务，同时增加股东回报、减少碳足迹并审慎投资于低碳能源；资本分配框架将支持增加股东回报，公司在第一季度宣布股息增加12%，到季度末已回购目标回购量（公众流通股的10%）的一半 [9] - 公司正在审查零售业务的选项，以确保为股东实现该业务的长期价值最大化，并将在第四季度披露审查结果 [10] - 公司继续优化投资组合，已签署挪威资产的销售协议，预计今年晚些时候完成交易，收益约4亿美元；风电资产出售已进入最后一轮，市场兴趣浓厚；已启动英国北海资产的销售流程 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司面临大宗商品成本上升和通胀的逆风，但在各项举措上仍取得了良好进展 [10] - 公司有信心在今年下半年实现120亿美元的净债务目标，并继续执行股票回购计划 [21] - 公司将继续推进战略，以实现长期碳减排目标并开发新的低碳业务 [11] 其他重要信息 - 公司更新了年度生产指导，为每日74万至76万桶；更新了2022年资本指导，范围为49亿至52亿美元 [17] - 资本增加反映了White Rose近海项目重启、公司在该项目中权益增加、周转和维护期间支出增加以及整体通胀压力 [18] - 公司计划在秋季举行投资者运营日，届时将更详细地介绍安全和运营改进计划及行动 [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 安全重置举措及已发现的问题 - 公司去年进行了深入的安全评估，采取了多项建议和行动，如投资技术使业务更安全、审查高风险区域、加强风险管理系统等；未来将继续推进这些工作，并加速前线员工的参与和赋能 [35][36] 问题2: 基础油砂、Fort Hills和Syncrude的当前状态 - Syncrude表现强劲，大型周转活动开局良好；Fort Hills按计划进行；原位运营已从MacKay River的事件中恢复，Firebag完成周转并在第三季度达到产能；基础工厂存在一些可靠性问题，将在即将到来的维护活动中解决 [37][38] 问题3: 资本支出增加中通胀和West White Rose项目的占比 - 资本支出增加有三个因素，即West White Rose项目重启及权益增加、周转和维护支出增加、整体通胀压力；预计增加部分中约一半是通胀压力，另一半与其他两个因素有关 [43][44] 问题4: 第二季度股票回购速度强劲的原因 - 资本分配政策按年度执行，公司在第二季度决定专注于股票回购；下半年随着利率上升，债券赎回成本降低，且现金流增加，将更多用于降低债务 [45] 问题5: 安全和可靠性相关资本支出是否改变了防撞技术的安装时间 - 相关项目正在进行中，公司正在寻找加速实施的机会，但会受技术推广速度的限制 [49] 问题6: 资本支出增加对自由资金流增长举措和技术计划的影响 - 自由资金流举措包括推动收入和利润率提升、资本效率和成本降低的项目；公司在一些方面取得了良好进展，但面临成本方面的通胀压力；公司将审查项目组合，寻找加速和聚焦高价值项目的机会 [50][51][54] 问题7: 与同行相比，公司安全记录差异的关键因素 - 安全问题主要集中在采矿和尾矿业务；公司已进行详细的安全评估，确定了需要关注的领域，如技术应用、高风险活动控制、前线工作执行等；公司将继续加强整个公司的安全文化 [59][60][63] 问题8: 净债务90亿美元硬底线的原因 - 在低商品价格环境下（如35 - 40美元/桶WTI），公司历史上通常产生约60亿美元的现金流；90亿美元的净债务是现金流的1.5倍，是一个合理的水平，在周期低点提供一定的缓冲 [64] 问题9: 零售业务出售或分拆对下游利润率和业务的影响 - 公司正在进行零售业务的战略审查，将考虑各种选项对下游利润率、综合模式和业务的影响，以做出符合股东长期利益的决策 [68][69] 问题10: 计算75%自由现金流返还时包括哪些资产出售 - 计算中包括挪威资产出售（约4亿美元），风电和太阳能资产出售也在考虑范围内，但具体金额未披露；英国北海资产出售不在今年的计算中 [70][71] 问题11: 炼油业务未来的周转情况 - 公司没有管理因疫情推迟的周转，明年的周转将是正常周期的一部分 [74] 问题12: 第二季度营运资金逆风的来源及后续情况 - 营运资金逆风全部与价格相关，主要是应收账款和下游回购库存的估值；随着价格下降，预计第三、四季度会有部分资金释放 [75] 问题13: 在新CEO上任前，从安全和文化角度能完成的工作 - 现任临时CEO将专注于推动安全和运营改进，在新CEO上任前，会继续推进相关工作，以实现公司的改善 [82] 问题14: 安全问题的根源是技术和投资不足，还是目标错位 - 安全问题的根源不是技术投资不足或目标错位，而是工作执行问题；技术是管理风险的推动者，但关键是确保现场工作安全执行 [84][85][86]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后运营资金达41亿美元，创历史最高季度现金流纪录，较2021年第四季度的纪录高出超30% [16] - 调整后运营资金每股2.86美元，较上一季度纪录提高30%，是去年同期的两倍多 [27] - 季度内回购近1.5%的流通股，花费8.3亿美元；减少净债务7.3亿美元，目前净债务约15亿美元（含28亿美元资本租赁） [12][29] - 董事会批准季度股息每股0.47美元，较上一季度增长12%，为公司历史最高 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 油砂业务第一季度调整后运营资金34亿美元，每桶平均实现价格115加元，沥青实现价格每桶103加元，高于基准 [31] - E&P业务第一季度调整后运营资金7.25亿美元，每桶平均价格实现123加元 [32] - 油砂产量41.7万桶/日，Syncrude产量18.2万桶/日，综合SCO产量51.5万桶/日， upgrader利用率96%，原位生产24.9万桶/日，利用率98% [17] - Fort Hills资产产量8.8万桶/日，2月和3月平均产量约为铭牌产能的90% [20] - 海上E&P资产产量8万桶/日，利润率高 [20] 下游业务 - 下游业务第一季度调整后运营资金16亿美元，利用率94%，是公司历史上第二高的季度下游财务业绩 [33] - LIFO利润率较上一季度提高20%，加拿大利用率高于行业平均 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度原油和精炼产品市场走强，3月底和4月初加速，裂解价差因库存水平低、炼油厂合理化和原油原料短缺而上升 [9] - 纽约港市场强劲，芝加哥市场相对较弱，下游市场是多年来最强的，馏分油市场有显著收益 [64] - Syncrude甜油较WTI溢价约7美元，WCS较基准低15%，沥青低20% [92] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用实物一体化模式，在当前宏观环境下具有优势，约60%的企业生产集中在SCO和馏分油，两者交易溢价且需求前景好 [10][11] - 资本分配计划为：在净债务达到12亿美元前，用一半自由资金流回购股票和偿还债务；达到12亿美元后，75%用于回购股票，25%用于债务减少；净债务降至9亿美元后，全部自由资金流用于股东回报 [13] - 进行资产组合调整，启动挪威E&P和部分Rosebank的出售流程，开始剥离风能资产，并决定出售整个英国北海投资组合 [15] - 实施SAP公司范围的业务流程转型，以提高生产力和现金流 [25] - 下游业务在北美具有优势，零售业务是下游业务的关键部分，有助于实现综合业务链的价值最大化 [53][54] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在安全、可靠性和运营卓越方面取得进展，各部门加速发展，创纪录的财务业绩得益于运营表现和市场条件改善 [7] - 预计在今年下半年实现12亿美元的净债务目标，并提高股票回购水平 [14] - 随着需求增长和市场裂解价差扩大，预计下游业务今年剩余时间业绩将改善 [22] - 股东应期待今年剩余时间的现金回报更强劲，股东回报和债务减少将比去年投资者日设想的更激进 [38] 其他重要信息 - 新增Peter Zebedee为采矿和升级执行副总裁，[Alistair Gibbons]为Fort Hills副总裁，为采矿团队增添深度 [23] - 公司将于7月13日举办油砂运营演示会，重点介绍运营计划的执行情况 [25] - 公司更新了企业指导，以反映当前商业环境，能源价格上涨虽影响了每桶现金成本等因素，但带来了更高的收入和运营资金 [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司在提高可靠性方面的方法有何转变 - 公司获取第三方专家反馈，重组领导团队，引入新领导，改变组织流程，注重预防事故和减轻后果，并利用技术，如碰撞避免和疲劳管理 [45][48] 问题2: 出售英国资产的情况及动机 - 出售资产规模约2.5万桶/日，动机包括战略契合和资本部署纪律，Rosebank项目需要大量投资 [49] 问题3: 零售资产的战略重要性 - 零售业务是下游业务的关键部分，与批发和工业业务相互交织，在北美表现强劲，有助于实现综合业务链的价值最大化 [53][54] 问题4: 2021年分析师日提出的17亿美元运营成本削减目标的进展 - 公司仍在按计划实现17亿美元的成本削减目标，2022年将有更多成本削减，2023 - 2024年将加速，新业务流程系统将在今年晚些时候带来成本节约 [57][58] 问题5: 第二季度下游业务如何捕捉市场机会及丹佛工厂情况 - 丹佛工厂正常运营，影响不大；下游市场是多年来最强的，公司在馏分油市场有显著收益，已建立库存以应对检修，预计第二季度和第三季度表现强劲 [62][66] 问题6: 采矿业务的挑战是流程驱动还是资产驱动 - 安全问题主要集中在承包商社区；采矿业务部分与矿体有关，如Fort Hills矿的矿石品位意外升高，但实体工厂运营良好，引入全球采矿专业知识将有助于管理 [68][69] 问题7: 数字举措等对自由现金流和股息的影响 - 公司将加速实现20亿美元的现金流改善目标，2023年将有更多收益，降低成本和盈亏平衡点，为增加股息提供空间，股票回购也增加了股息灵活性 [72] 问题8: 上游非升级沥青实现价格季度环比走强的原因 - Fort Hills的高效油桶需要较少稀释剂，通过优势物流可运往美国墨西哥湾沿岸销售，获得更高净回报，且其产量占比增加 [75] 问题9: 第二季度上游维护是为了流程改进还是基本维护 - 大部分是年度或基于时间的维护，以确保设施完整性和安全可靠运营，Firebag的维护是首次两个大工厂同时停工 [78] 问题10: 达到9亿美元债务目标后的资金分配及资产出售收益用途 - 达到9亿美元后，将全部自由资金流用于股东回报，方式包括大规模回购、可变股息或特别股息；资产出售收益预计明年到账，按75%回购、25%债务减少分配 [80][82] 问题11: 跨山扩张延迟对行业的影响及当前盆地存储情况 - 目前加拿大西部库存水平较低，预计到秋季库存将保持稳定，铁路运输仍有空间，主管道预计到秋季不分配；若跨山扩张推迟到2024年，冬季可能会紧张，但预计2023年底能实现 [85][87] 问题12: 资产出售的并购市场情况及交易信心 - 油气资产因商品价格波动，能否达成交易和获得公平价值不确定；风能和太阳能业务有大量回应，预计能取得良好进展和价值 [89][90] 问题13: 系统中Syncrude甜油和沥青的生产灵活性 - Syncrude只生产一种产品即甜合成原油，目前交易溢价高，公司60%的生产为合成油或馏分油，市场条件对上下游业务都有利 [92][93] 问题14: 炼油业务调整后运营资金能否达到50 - 60亿美元 - 40亿美元是正常市场下的预期，当前市场并非正常市场，预计今年业绩将高于2018 - 2019年 [95] 问题15: 新管理团队在解决可靠性和安全问题上的举措 - 从第三方专家处学习，加强标准化和卓越核心，在组织中心强调标准化风险评估和人才共享；7月13日的活动将让投资者了解运营能力和领导工作 [99][102] 问题16: 与Elliott关于自由现金流分配的对话情况 - 未进行具体对话，但与股东沟通频繁，业务环境改善加速了回报，将按投资者日框架分配更多自由现金流给股东 [105][106]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年调整后运营资金为103亿美元，是公司历史上第二高[15] - 2021年调整后运营收益为38亿美元[15] - 2021年公司将股息提高100%，达到每股1.68美元[25] - 2021年公司回购23亿美元普通股，占公司普通股的5.5%（8400万股）[25] - 2021年公司净债务减少18%（37亿美元），降至2019年水平[25] - 2021年公司通过股息和股票回购向股东返还39亿美元，占调整后运营资金的38%，现金收益率为10%[18] - 2021年总营收411.33亿美元，2020年为249亿美元，2019年为398.66亿美元[68] - 2021年净利润41.19亿美元，2020年亏损43.19亿美元，2019年盈利28.99亿美元[68] - 2021年调整后运营收益38.05亿美元，2020年亏损22.13亿美元，2019年盈利44.18亿美元[68] - 2021年公司回购普通股达到历史最高年度水平，第四季度股息增加100%，向股东返还总计39亿美元[85] - 2021年公司净债务减少37亿美元至161亿美元，回到2019年净债务水平[86] - 2021年公司产生103亿美元的调整后运营资金，为公司历史第二高，经营活动现金流为历史最高[87] - 2021年公司支付16亿美元股息，第四季度股息每股提高100%，恢复至2019年的每股0.42美元[91] - 2021年公司加速股票回购，回购23亿美元普通股，约8400万股，占1月31日已发行普通股的5.5% [91] - 2021年公司调整后运营资金为102.57亿美元，上年为38.76亿美元；运营活动现金流为117.64亿美元，上年为26.75亿美元[91] - 2021年公司调整后运营收益为38.05亿美元，上年调整后运营亏损为22.13亿美元；净利润为41.19亿美元，上年净亏损为43.19亿美元[91] - 2021年公司合并调整后运营收益增至38.05亿美元，2020年为调整后运营亏损22.13亿美元[110] - 2021年调整后运营资金为102.57亿美元，2020年为38.76亿美元[112] - 2021年经营活动提供的现金流为117.64亿美元，2020年为26.75亿美元[113] - 2020年公司净亏损43.19亿美元，2019年为净收益28.99亿美元[115] - 2020年公司合并调整后运营亏损22.13亿美元，2019年为调整后运营收益44.18亿美元，2020年原油和裂解价差基准较上一年下降超30%[116] - 2021年公司毛收入199.2亿美元，2020年为106.17亿美元，2019年为183.47亿美元；2021年净收益21.47亿美元，2020年净亏损37.96亿美元，2019年净亏损4.27亿美元[156] 公司整体产量数据关键指标变化 - 2021年公司产量约增加5.3%，达到73.17万桶油当量/天[21] - 2021年生产总量73.17万桶/日，2020年为69.51万桶/日，2019年为77.72万桶/日[73] - 公司预计2022年上游产量目标为75 - 79万桶油当量/天，比2021年水平高约5%[37] 油砂业务数据关键指标变化 - 油砂产量为64.42万桶油当量/天，比2020年高9%，是有记录以来第二高[21] - 2021年油砂业务实际产量为42.65万桶/日，2022年展望为39.5 - 43.5万桶/日[44][45] - 2021年油砂业务现金运营成本为25.9美元/桶，2022年展望为25 - 28美元/桶[44][45] - 2021年油砂业务净利润21.47亿美元，2020年亏损37.96亿美元，2019年亏损4.27亿美元[78] - 2021年油砂总产量为64.42万桶/日，合成原油产量为46.86万桶/日，非升级沥青产量为17.56万桶/日，较上年增长38% [96] - 2021年油砂业务年度调整后运营资金达68.46亿美元，上年为19.86亿美元[88] - 2021年油砂业务调整后运营资金达68.46亿美元，高于上一年的19.86亿美元[145] - 2021年公司油砂总产量为64.42万桶/日，合成原油产量为46.86万桶/日，均为历史第二高[145] - 2021年非升级沥青产量为17.56万桶/日，较上一年增加38%[145] - 2021年9月30日，公司接管Syncrude资产运营权[139][145] - 2021年第四季度末，Fort Hills恢复双列车运营，2022年预计平均利用率达90%[145] - 2021年公司净合成原油（SCO）产量46.86万桶/日，2020年为46.62万桶/日；2021年非升级沥青产量17.56万桶/日，2020年为12.72万桶/日[166][167] - 2021年SCO和柴油销售46.57万桶/日，2020年为46.79万桶/日；2021年非升级沥青销售18.38万桶/日，2020年为12.56万桶/日[171][172][173] - 2021年SCO和柴油价格为77.73美元/桶，2020年为43.83美元/桶；2021年非升级沥青价格为53.80美元/桶，2020年为22.37美元/桶[174] - 2021年油砂业务特许权使用费高于2020年，主要因原油价格上涨、原位作业特许权增加和销量上升[178] - 2021年油砂运营和运输费用高于2020年，天然气价格上涨使运营成本增加2.95亿美元，运输费用因销量增加而上升[180][182] - 2021年油砂业务现金运营成本增至41.57亿美元，上年为39.34亿美元，每桶成本降至25.90美元，上年为28.20美元[187] - 2022年多个油砂设施计划进行维护，包括Firebag、油砂基地升级器、Syncrude和福尔斯山等[192] - 2021年油砂业务调整后运营收益21.51亿美元，2020年调整后运营亏损22.65亿美元；2021年油砂净收益21.47亿美元，2020年净亏损37.96亿美元[162][163] - 2021年油砂业务调整后运营资金为68.46亿美元，2020年为19.86亿美元[165] Fort Hills业务数据关键指标变化 - 2021年Fort Hills实际产量为5.07万桶/日，2022年展望为8.5 - 10万桶/日，公司工作权益为54.11%[44][45] - 2021年Fort Hills现金运营成本为41.35美元/桶，2022年展望为23 - 27美元/桶[44][45] - 2021年福尔斯山现金运营成本每桶平均41.35美元，2020年为32.80美元，成本总计7.64亿美元，2020年为6.98亿美元[188] Syncrude业务数据关键指标变化 - 2021年Syncrude实际产量为16.7万桶/日，2022年展望为17.5 - 19万桶/日，公司工作权益为58.74%[44][45] - 2021年Syncrude现金运营成本为35.2美元/桶，2022年展望为31 - 34美元/桶[44][45] - 公司预计2022年从Syncrude实现1亿美元年度总协同效应中的1000万美元[49] - Syncrude 2022年计划经济支出包括Mildred Lake West Extension项目，预计2025年末投产[152] - 2021年森科在Syncrude现金运营成本份额增至22.15亿美元，2020年为20.50亿美元，每桶成本平均35.20美元，上一年为33.80美元[191] - 2022年公司预计实现Syncrude合资企业每年1亿美元的总协同效应，2023 - 2024年预计额外实现2亿美元[149] 勘探与生产业务数据关键指标变化 - 2021年勘探与生产实际产量为8.75万桶油当量/日，2022年展望为7.5 - 8.5万桶油当量/日[44][45] - 2021年勘探与生产业务净利润12.85亿美元，2020年亏损8.32亿美元，2019年盈利10.05亿美元[78] - 2021年E&P调整后运营资金增至14.78亿美元，上年为10.54亿美元；调整后运营收益增至8.90亿美元，上年为1300万美元；净收益增至12.85亿美元，上年净亏损8.32亿美元[198] - 2021年Buzzard Phase 2于第四季度实现首次产油，预计2022年达到峰值产量，为现有产量增加约1.2万桶油当量/日（森科净增约3500桶油当量/日）[198] - 2021年公司出售Golden Eagle Area Development 26.69%的工作权益，总收益2.5亿美元，另有最高5000万美元的或有对价[198] - 2021年公司总收入27.36亿美元，2020年为18.51亿美元，2019年为33.72亿美元；净收益12.85亿美元，2020年净亏损8.32亿美元，2019年为10.05亿美元[199] 炼油与营销业务数据关键指标变化 - 2021年炼油与营销业务净利润21.78亿美元，2020年盈利8.66亿美元，2019年盈利30亿美元[78] - 2021年炼油厂利用率为89%，2022年展望为92 - 96%[44][45] - 2021年炼油与营销部门炼油利用率达89%，持续高于加拿大炼油行业平均水平[95] - 2021年公司炼油原油吞吐量为41.55万桶/日，利用率为89%，上年分别为40.7万桶/日和88% [98] - 2021年炼油与营销部门调整后运营资金和调整后运营收益分别为32.55亿美元和21.7亿美元，上年分别为17.08亿美元和8.82亿美元[98] 公司未来计划与目标 - 公司预计2022年实现1亿美元年度总协同效应，其中1亿美元将在2022年实现[27] - 公司计划资本支出47亿美元，比之前宣布的50亿美元上限降低6%[38] - 2022年油砂资本计划侧重资产维护和保养活动，包括Firebag十年来首次重大检修[151] - 公司计划通过建设新井垫维持原位资产产能，并开发Firebag资产增量去瓶颈项目[153] - 油砂基地用热电联产设施取代焦炭锅炉项目2021年重启，预计2024 - 2025年投入使用[154] - 公司目标到2050年实现温室气体净零排放，并与代表超90%加拿大油砂产量的行业伙伴宣布净零排放联盟[101] - 2021年公司与代表超90%加拿大油砂产量的行业伙伴宣布油砂净零之路联盟，目标2050年实现油砂运营净零温室气体排放[155] 公司业务风险与影响因素 - 公司业务、储备、财务状况和经营成果可能受多种因素影响，包括合规成本、法律政策变化、第三方基础设施故障等[53] - 公司外国业务和相关资产面临政治、经济和社会经济风险[55] - 艾伯塔省政府关于减产的进一步行动可能对公司企业指引产生重大影响[55] - 公司企业指引受COVID - 19大流行等外部因素影响，原油和精炼产品需求前景不确定[55] 财务指标定义与编制说明 - 2021年第四季度起，公司将运营收益（亏损）和运营资金（使用）的标签分别改为调整后运营收益（亏损）和调整后运营资金（使用），以区分非GAAP财务指标与可比GAAP指标[55][63] - 部分原油和天然气液体体积按1桶等于6千立方英尺转换为千立方英尺当量，部分天然气体积也按此基础转换为桶油当量或千桶油当量[54][64] - 储备信息为公司截至2021年12月31日的工作权益（运营和非运营），未扣除特许权使用费，也未包括公司的任何特许权使用费权益[55] - 非GAAP财务指标包括调整后运营收益（亏损）、调整后运营资金等，用于分析业务表现、杠杆和流动性，但无标准化含义[55][62] - 所有财务信息按国际财务报告准则编制，以加元报告，生产体积按工作权益基础列报（利比亚业务按经济基础）[61] 市场价格数据变化 - 2021年WTI库欣原油均价为67.95美元/桶，2020年为39.40美元/桶；布伦特原油均价为70.75美元/桶，2020年为41.65美元/桶[120] - 2021年Suncor 5 - 2 - 2 - 1指数为26.55美元/桶，2020年为19.95美元/桶[130] - 2021年阿尔伯塔省AECO天然气平均基准价格涨至3.65加元/千立方英尺，2020年为2.25加元/千立方英尺[131] - 2021年阿尔伯塔省电力池平均价格涨至101.95加元/兆瓦时，2020年为46.70加元/兆瓦时[132] - 2021年加元兑美元平均汇率涨至0.80美元/加元，2020年为0.75美元/加元，对公司价格实现产生负面影响[132] 公司项目与合作动态 - 2021年公司与八个原住民社区成立Astisiy，收购北方信使管道15%股权[

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度调整后运营资金达31亿美元，每股2.17美元，超2014年第一季度的季度每股纪录11% [9] - 2021年全年调整后运营资金为103亿美元，地区油砂资产贡献创纪录的69亿美元年度运营资金 [13] - 2021财年资本支出44亿美元，高于此前沟通的中点42亿美元 [21] - 第四季度向股东返还12亿美元，同时净债务减少约5亿美元；全年向股东返还近40亿美元并偿还近40亿美元债务 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 油砂业务 - 第四季度调整后运营资金22亿美元，每桶实现价格87加元；全年现金运营成本为每桶25.90美元，低于指导范围 [16] - Fort Hills 2021年现金运营成本为每桶41.35美元，2022年目标为每桶25美元；Syncrude年度现金运营成本为每桶35.20美元，略高于指导范围 [17] E&P业务 - 第四季度调整后运营资金4.25亿美元，每桶平均实现价格102加元 [18] 下游业务 - 第四季度调整后运营资金7.65亿美元，炼油厂利用率达96%；汽油需求较2019年第四季度下降10% [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年资本计划47亿美元，包括对Terra Nova、In-Situ井垫、Forty Mile风电场和Base Plant的热电联产项目的投资 [30] - 启动挪威E&P资产的销售流程，并计划评估对英国Rose bank开发项目部分权益的市场兴趣 [30] - 2022年将在支付股息和资本支出后，将自由资金流按50 - 50的比例分配给股票回购和净债务减少 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年第一季度生产预计与2021年第四季度持平，但全年生产指导保持不变 [28] - 公司将通过提高员工生产力、实施全企业系统和流程、数字化运营以及实现Syncrude协同效应来降低成本 [29] - 公司在2022年有望实现更高的产量和大幅增加的自由资金流，并加速股东回报 [32] 其他重要信息 - 公司董事会批准了一项新的股票回购计划，最多可回购截至2022年1月31日已发行和流通普通股的5% [25] - 公司参与的Pathways项目进展顺利，目标是到2050年使整个行业实现净零排放 [49] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司为减轻安全风险采取的机制和保障措施，以及问责文化和团队标准 - 公司CEO承担安全和运营卓越的责任，采取了多项措施，包括调整领导团队、完成安全评估、减少规定程序、实施标准风险评估、加强与一线员工的文化和领导参与，以及计划在18 - 24个月内在所有矿山移动设备上实施碰撞避免、缓解和疲劳管理技术 [39][41][43] 问题: 公司今年的资本回报框架和投资者可预期的现金回报收益率 - 公司在支付股息和资本支出后，将自由现金流按50 - 50的比例分配给股票回购和债务减少，预计基于当前股价，股东的现金回报与2021年相当或更高 [45] 问题: Pathways项目的进展和规模预期 - 项目进展顺利，公司是全球行业中致力于降低排放的最大公司联盟之一，目标是到2050年使整个行业实现净零排放，目前正专注于确定阿尔伯塔省的孔隙空间，并与政府合作共同投资以降低排放 [48][49] 问题: 第一季度整体生产是否与第四季度相似 - 第一季度生产预计与第四季度相似，部分原因是Syncrude的软着陆以及公司决定对加氢处理和氢气资产进行重大维护以最大化全年产量 [50][51] 问题: Fort Hills的生产现状、稳定和爬坡节奏以及成本情况 - Fort Hills在1月份略低于年度范围，但预计将弥补差距，全年有望达到90%的铭牌产能，成本将在年初略高，后期降低，公司与合作伙伴正积极关注效率和成本降低 [56][57][58] 问题: 净债务年末未达预期的原因及后续进展 - 未达预期的原因包括生产问题、E&P货物延迟以及加元汇率低于预期；如果价格保持不变，营运资金变化不大，第一季度有现金税支付 [60][61][62] 问题: 2022年进一步降低净债务的方式 - 公司将按50 - 50的比例分配自由现金流用于减少债务 [63] 问题: 国际资产的未来寿命和出售考虑 - 公司认为国际资产是生产多元化的一种方式，但随着时间推移，公司将优化核心业务，目前正在测试部分资产的市场兴趣，如挪威资产和Rose bank项目 [67][68][69] 问题: 截至2021年底Syncrude运营轨迹的更新以及21.5亿美元自由现金资金增量的实现情况 - 2021年实现了约4.65亿美元的增量，主要来自上下游业务的利润率提升和尾矿处理支出的减少；2022年目标是在去年基础上再增加4亿美元，公司正专注于增强利润率和实现成本降低 [71][72][74] 问题: 未来三到五年资本回报率的目标 - 公司目标是将资本回报率提高到12% - 15%，通过优化业务和投资高回报项目来实现 [81] 问题: 公司是否考虑增加Fort Hills的所有权 - 公司对并购持开放态度，但需要满足资产质量好、在公司手中更有价值以及对股东有增值作用的条件，目前认为现有资产组合完整，只有在对股东有意义时才会进行并购 [82] 问题: 汽油需求是否会在2022年上半年完全恢复 - 1月份汽油需求情况恶化，但加拿大各地的封锁措施正在迅速结束或限制减少，需求已经开始回升，预计年中恢复正常，今年需求将比去年更强 [85][86] 问题: 公司理想的资本结构以及达到120 - 150亿美元目标后对90 - 120亿美元目标的追求力度 - 公司资本分配基于强大的资产负债表，希望在行业中拥有领先的资产负债表，能够在35美元的WTI价格下实现股息增长和现金回报；公司将利用高油价加速股票回购和债务减少，并继续朝着2030年的目标努力 [90][91][92] 问题: 考虑到21.5亿美元预资金流的推出和加速债务偿还，如何看待股息水平 - 公司最初将股息翻倍是为了赶上债务减少和股票回购的进度，目前宏观环境变化加速了各项指标的实现，董事会将继续评估股息，更快实现成本降低和20亿美元目标将有助于提高股息 [95][96][97]

业绩总结 - Suncor Energy在2021年实现了100%的股息增长，达到每股12加元[19] - 2021年第三季度，Suncor的现金收益率年化超过9%，包括股息和股票回购[24] - Suncor在2021年第三季度的自由资金流为约30亿加元[24] - Suncor预计在2021年至2025年期间实现约21亿加元的自由资金流增长[32] - 2021年资本支出总额预计在38亿至45亿美元之间[52] 用户数据 - Suncor的Bitumen销售价格为每桶37美元，合成原油销售价格为每桶89美元[8] - 2021年油砂生产预计在41万至44.5万桶油当量每天（boepd）[53] - 2020年精炼产品销售的平均量为456 kbpd，排除第三方购买的精炼产品[59] 财务目标 - 预计到2021年底，净债务将达到约150亿加元，目标是到2025年降低至120亿至150亿加元[19] - Suncor的净债务与资金流动比率为2.0倍，目标是到2025年降低至2倍，2030年降低至1.5倍[24] - Suncor计划在2021年实现21.5亿美元的自由资金流目标[56] 成本与价格预期 - Suncor计划到2023年将运营盈亏平衡点降低至每桶34美元，预计到2025年进一步降低至26美元[28] - 2021年油砂运营的现金运营成本预计在26至28.5美元/桶之间[53] - 2021年炼油利润率（NYH 2-1-1）预计为19美元/桶[52] - 2021年天然气价格（AECO – C Spot）预计为3.50美元/GJ[52] 资本支出与投资 - 油砂业务的资本支出预计在25%范围内[52] - 2021年E&P（勘探与生产）资本支出预计在3亿至4亿美元之间，投资比例为95%[52] - 2021年炼油业务的资本支出预计在7.5亿至8.5亿美元之间，投资比例为10%[52] 未来展望 - Suncor的财务表现将受到COVID-19疫情的持续影响，特别是对商品需求和价格的影响[56] - Suncor预计将继续进行资本和生产指导，基于当前的预期和假设[56] - Suncor的未来计划和预期将通过前瞻性声明进行说明，尽管存在多种风险和不确定性[56] 其他信息 - Suncor的绝对净债务目标范围和净债务与资金流的目标将被持续监控[56] - Suncor的非GAAP财务指标将用于分析业务表现、杠杆和流动性[56] - 截至2020年12月31日，Suncor的proved and probable reserves (2P) 为约70.4亿桶油当量，2020年的平均日产量为590.3 mboe/d[59]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度运营资金达26亿美元，年初至今公司净债务余额减少超30亿美元，通过股息和回购向股东返还超26亿美元 [6] - 九个月年化现金回报率为9%，自2月回购计划启动以来，已回购超4%的公司股份 [6][7] - 第三季度向股东返还超10亿美元，其中股息3.1亿美元，股票回购7亿美元，本季度回购2800万股，比第二季度多20%，平均每股25美元 [19] - 第三季度末净债务为167亿加元，含资本租赁，10月收到金鹰资产出售所得约2.5亿美元后，净债务余额为164亿加元，与2019年末水平相近 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第三季度产量为70万桶/日，油砂业务产量37万桶/日，反映了为期五年的U2检修计划，原位利用率达90% [9] - 森科能源（Syncrude）季度产量18.5万桶/日，利用率91%，现金运营成本31加元/桶，9月30日接管运营权，有望实现协同效应和成本目标 [10][11] - 福尔希尔斯（Fort Hills）产量5.1万桶/日，为单列车运营，预计年底实现全产能，2022年现金运营成本预计在25加元/桶左右，产量增加4.5万桶/日 [12] - 勘探与生产（E&P）业务第三季度产量9.4万桶/日，较第二季度增加，运营资金3.6亿美元，因货物销售时间导致库存增加 [13] 下游业务 - 第二季度完成所有炼油厂的重大维护，第三季度炼油厂利用率达99%，运营资金近10亿美元，是下游历史上第三好的第三季度业绩 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 与2019年第三季度相比，2021年第三季度加拿大平均产品需求下降近7%，但公司销售渠道与同期相近 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过实现20亿美元的增量自由资金流计划和森科能源协同效应，降低现金盈亏平衡点 [26] - 2021年有望通过利润率提升实现4.5亿美元的增量年度资金流，2022年预计通过成本节约和利润率提升再增加4亿美元年度资金流，资本支出预计比投资者日讨论的上限低3亿美元 [27][28] - 董事会将股息提高至2019年水平，下一次股息将于2021年12月24日支付，季度股息从每股21加分提高到42加分，同时将当前回购计划提高到流通股的7%，预计2022年2月7日到期后续签，继续以约5%的比例回购 [28][29] - 公司计划加速实现净债务目标，利用强劲的大宗商品价格和资产表现，提高股东回报 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司近期和长期业务前景充满信心，认为下游业务表现强劲，资产按预期运行，福尔希尔斯项目按计划推进 [26] - 尽管大宗商品价格上涨对收入和成本都有影响，但公司仍有信心实现20亿美元的目标，并加速五年计划的其他方面 [49] 其他重要信息 - 公司更新了天然气敏感性，每吉焦天然气价格变化对运营资金的影响为1.6亿美元，该更新反映了综合模型，包括与天然气成本相关并能部分抵消其影响的电力收入 [21][22] - 公司预计2022年上游和下游的检修活动将减少，但森科能源仍有大量维护和检修工作，Firebug将停产，预计影响产量约1.5万桶/日 [99][100] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 从25%的复合年增长率转变为增加资本回报策略的原因，以及在较低油价环境下该策略的可持续性 - 增加股息的原因包括对安全可靠运营的信心、下游业务恢复并提供稳定现金流、执行20亿美元运营资金计划以及加速现金分配 [34][35][36] - 在55美元/桶的油价下，该策略仍可持续，公司仍能产生自由现金流并推进债务偿还和股票回购，且已通过成本节约和资本削减为股息增加提供了资金支持 [38][39][40] 问题2: 福尔希尔斯项目恢复双列车运行的实地情况和关键里程碑 - 项目取得显著进展，团队工作出色，正在进行大量土方作业，11月和12月将进行测试运行，12月将开始增加产量，预计2024年实现20加元/桶的成本目标，2022年成本预计在25加元/桶左右 [41][42] 问题3: 股息调整后，未来一年是否还会进行常规调整，以及当前环境下的盈亏平衡价格 - 鉴于此次股息调整幅度较大，预计董事会在未来一个季度内不会做出进一步决策 [47] - 由于大宗商品价格上涨，当前盈亏平衡价格高于35美元/桶，但公司有信心实现20亿美元目标，并加速五年计划的其他方面 [48][49] 问题4: 是否会用多余现金流降低120 - 150亿美元的长期债务目标，以及如何看待运营成本的变化 - 公司将继续推动债务下降，若大宗商品价格环境允许，将更快实现目标，同时会确保股东获得回报，明年资本支出和股息后的自由现金流将50%用于回购，50%用于偿还债务 [53][54] - 公司更关注单位运营成本，天然气价格上涨的影响部分被电力收入抵消，预计明年成本不会大幅增加，将通过成本节约措施抵消部分通胀影响 [56][57][59] 问题5: 最大检修年对成本的影响主要是在成本方面还是产量损失方面 - 检修对产量和资本都有影响，但公司努力使各年的维持性资本支出正常化，因此产量指标的影响更为明显 [61] 问题6: 福尔希尔斯项目的矿山计划是否有变化，以及项目满负荷运行后是否有瓶颈优化机会和时间安排 - 矿山计划因矿石丰富而有所改变，团队在过去一个季度取得了巨大进展 [65] - 项目有机会进行瓶颈优化，预计2022年设施将达到铭牌产能的90%，随着运行时间增加，将更好地了解优化机会 [66][67][68] 问题7: 接管森科能源运营权后，除了提高利用率、改善原料质量和减少停机时间外，是否还有其他发现 - 目前没有其他发现，但公司认为统一组织管理将有助于提高资产利用率，最大化互联管道的价值，为未来发展奠定更好基础 [70][71][72] 问题8: 天然气价格上涨对下游利润率和加工轻重质原油决策的影响，以及是否会重新进入天然气业务 - 在北美，天然气价格上涨不是一个重要因素，但在欧洲更为明显，公司的综合模型有助于应对价格波动和价差变化 [78][79][80] - 目前公司主要关注通过电力业务缓解天然气价格上涨的影响，未来是否重新进入天然气业务不确定 [83][84] 问题9: 推进碳捕获和封存项目需要加拿大政府提供哪些支持，以及对零售业务的看法和2022年上下游维护水平的预期 - 公司需要政府提供具有竞争力的支持，包括资金和获取资源等方面，目前正在与联邦和省政府合作，寻求前进的道路 [90][91][92] - 零售业务是公司重要的一部分，拥有全国第一的品牌和最大的网络，与客户有直接关系，有助于未来增加能源选择，公司将继续投资该业务 [96][97] - 2022年上下游的检修活动将减少，但仍有大量维护工作，森科能源有重大维护和检修任务，Firebug将停产，公司将努力优化维持性资本支出，为股东提供强劲回报 [99][100][101] 问题10: 如何看待净债务与总债务的关系，以及对短期债务和流动性管理的考虑 - 公司不希望现金余额大幅增长，20 - 30亿美元的现金余额较为合理，在管理债务时会考虑各种选择，包括发行长期债务和进行流动性管理活动 [106][107] 问题11: 恢复股息至削减前水平的原因，以及如何看待原油价差变化对公司的影响 - 削减股息是为了在全球疫情期间保持公司财务稳健，恢复股息是因为对安全可靠运营有信心、下游业务恢复、能实现20亿美元自由资金流目标以及在股票回购和偿还债务方面取得进展 [111][112][116] - 预测原油价差具有挑战性，市场存在多种推动因素，公司的综合模型使其对价差变化不太敏感，能够在上下游获取现金 [119][120][121]