财务数据和关键指标变化 - 2022年资本支出预算约49亿加元，较2021年增加约14亿加元，增幅41% [13] - 2022年预计向加拿大政府支付所得税、财产税和特许权使用费约11亿加元，较2021年增加约6亿加元，增幅120% [12] - 2022年通过基础股息和特别股息向股东返还约49亿加元，较2021年增加28亿加元，增幅127% [13] - 第三季度调整后资金流为52亿加元，调整后运营净收益为35亿加元 [29] - 截至11月2日，2022年累计向股东返还约100亿加元，其中股息49亿加元，股票回购50亿加元，相当于回购约7100万股 [30] - 第三季度末债务与EBITDA比率为0.5倍，债务目标是全年进一步下降 [33] - 第三季度末流动性约为65亿加元，包括循环银行信贷额度、现金和短期投资 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2022年第三季度天然气产量约21.3亿立方英尺/日，创公司纪录，较第二季度略有增加 [7][14] - 北美业务第三季度天然气产量约21.2亿立方英尺/日，高于第二季度的20.9亿立方英尺/日 [14] - 第三季度北美天然气运营成本为1.13加元/千立方英尺，较第二季度下降2% [15] 北美轻油和NGL业务 - 第三季度产量为109,255桶/日，与第二季度相当 [17] - 第三季度运营成本为16.68加元/桶，较第二季度上涨10% [17] 国际业务 - 第三季度石油产量为24,493桶/日，低于第二季度的25,907桶/日 [19] 重油业务 - 第三季度产量为68,933桶/日，较第二季度增长4% [20] - 第三季度运营成本为21.30加元/桶，低于第二季度的22.86加元/桶 [20] 油砂开采和升级业务 - 第三季度合成原油（SCO）平均产量为487,553桶/日，运营成本为22.35加元/桶 [25] - 第四季度SCO目标产量为45 - 46万桶/日 [26] 热采原位业务 - 2022年第三季度产量为243,393桶/日，低于第二季度的249,938桶/日 [23] - 第三季度运营成本为15.63加元/桶，低于第二季度的18.93加元/桶 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度天然气实现价格平均为6.57加元/千立方英尺 [7] - 第三季度SCO价格较WTI每桶溢价8.87美元 [8][26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于成本控制、持续改进文化和资本分配的纪律性与平衡性，以推动运营和财务业绩 [6] - 继续推进二氧化碳注入枢纽的勘探工作，以及约400公里长的干线的利益相关者参与和详细工程工作，以支持温室气体减排项目 [9] - 计划到2050年实现油砂业务的净零温室气体排放，行业和政府将在2030年前投资约240亿加元 [11] - 公司通过有效的资本分配和运营，将现金流分配到四个支柱业务，以实现股东价值最大化 [35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营有效且高效，能够产生强劲的自由现金流，支持股息增长和股东回报 [29][31] - 尽管面临成本和生产率压力，但公司认为2023年与2022年相比不会有重大差异 [59] - 天然气市场方面，出口产能项目的时间安排可能会对价格产生压力，具体情况取决于扩张和维护计划 [65][66] 其他重要信息 - 公司在多个资产区域有新的井投产，且部分井的生产表现超出预算 [15][16][18] - 公司在Primrose完成了两个CCS井垫的钻探，计划于2023年第三季度开始注汽和投产 [25] - 公司在Horizon的可靠性增强项目按计划进行，目标是将主要维护周期从每年一次延长至每两年一次，2023年SCO产能增加约5000桶/日，2025年增加约14000桶/日 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 油砂开采和升级资产的两次停产原因及后续计划 - 回答: Horizon的停产是由于焦化进料泵的排水管线出现腐蚀侵蚀问题，未来将加强泵更换时对排水管线完整性的检查；Scotford的停产是由于水管腐蚀，已成功处理。公司会从这些事件中学习，以提升运营可靠性 [41][42] 问题2: 碳捕获项目（Pathways）的支出时间线 - 回答: 今年已开始相关支出，主要是环境方面的工作，希望2023年提交监管文件并订购干线设备，目前有大量工作正在进行中 [43][44] 问题3: 热采原位资产溶剂项目的推广里程碑和资本情况 - 回答: Primrose项目预计到明年秋季有足够信息决定是否扩大到商业规模；Kirby North的商业规模项目已纳入计划，Primrose项目若成功，未来可能会调整计划，但目前未纳入明年资本预算 [47][48][49] 问题4: 清水地区（Clearwater）的生产、基础设施和处理能力情况 - 回答: 该地区生产和基础设施没有阻碍，Pelican有足够能力处理产量，天然气处理将送往现有工厂，只需按计划推进开发即可 [51] 问题5: 清水地区的井设计、成本、初始产量（IP）率以及资本竞争情况 - 回答: 该地区的井经济竞争力强，日产量约275 - 300桶，钻井成本可控，每桶油当量成本约2000 - 2500加元，开发节奏很重要，以避免成本上升 [52][53] 问题6: Horizon可靠性增强项目的效益和维护计划，以及AOSP的维护周期 - 回答: Horizon项目去年安装的设备将在明年提升可靠性和产能，2023年第二次维护时将安装更多设备，2025年不进行维护时产能将进一步提升；AOSP的升级设备维护方式是交替停用部分设备，每三年进行一次全面停产维护 [55][56][57] 问题7: 2023年资本支出情况及维护资本是否上调 - 回答: 2023年预算正在编制中，目前面临成本和生产率压力，但预计与2022年相比不会有重大差异 [59] 问题8: 2023 - 2025年天然气营销与当前销售组合的关系 - 回答: 公司营销团队有长期天然气市场计划，未来销售策略将与目前类似，约37%的天然气将出口到AECO以外市场，公司会持续寻求多元化销售机会 [60][61] 问题9: 达到80亿加元净债务目标的时间，以及特别股息与降低债务的决策考量 - 回答: 资本分配采取平衡策略，包括偿还债务、增加股息和进行股票回购。由于第三季度支付了特别股息，达到净债务目标的时间将推迟到明年，具体取决于价格预测 [63][64] 问题10: 加拿大天然气基本面和价格在第四季度及明年的展望 - 回答: 天然气出口产能项目投入使用时间较长，会对市场产生一定压力，明年维护计划尚未确定，新增天然气产量和维护情况可能影响AECO价格，具体情况取决于扩张和维护的时间安排 [65][66]