财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司实现显著收益超25亿加元，调整后资金流超43亿加元，自由现金流约30亿加元，Q4净债务较Q3减少约19亿加元，年末净债务降至140亿加元以下，较2021年减少超73亿加元 [27] - 2021年，公司通过股息和股票回购向股东返还约38亿加元；2022年3月2日，董事会批准将季度股息进一步提高28%至每股0.75加元，自2000年以来股息已连续22年增长，复合年增长率达22% [27][28][29] - 截至2022年3月2日，公司通过回购和注销1050万股普通股向股东返还约6.8亿加元，董事会批准更新并增加公司的正常发行人要约，在2022年3月11日至2023年3月10日期间，公司可回购注销最多10%的公众流通股 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2021年全年天然气产量约16.95亿立方英尺/日，较2020年增长15%；北美业务2021年全年天然气产量约16.8亿立方英尺/日，高于2020年的14亿立方英尺/日，主要因公司战略投资及收购 [9] - 2021年北美天然气年运营成本为1.15加元/千立方英尺，与2020年的1.14加元/千立方英尺相当；2021年第四季度产量约18.41亿立方英尺/日，高于2020年Q4的16.23亿立方英尺/日，运营成本为1.08加元/千立方英尺，优于2020年Q4的1.07加元/千立方英尺 [10] 北美轻质油和NGL业务 - 2021年全年产量为94581桶/日，较2020年增长12%，主要因钻探成果良好；年运营成本为15.28加元/桶，高于2020年的14.61加元/桶 [11] - 2021年第四季度产量为97799桶/日，较2020年Q4增长11%，运营成本为14.61加元/桶，低于2020年Q4的15.88加元/桶 [11] 国际资产 - 2021年全年产量为31650桶，低于2020年水平，主要因维护活动和自然减产；非洲近海产量约14000桶/日，低于2020年的17000桶/日；北海地区2021年平均产量为17633桶/日，低于2020年的23142桶/日 [13] - 2021年国际资产年运营成本为14.73加元/桶，高于2020年的13.29加元/桶 [13] 重油业务 - 2021年全年产量为64366桶/日，较2020年下降8%，部分被钻探成果和开发活动增加所抵消；年运营成本为19.37加元/桶，高于2020年的17.59加元/桶 [14] - 2021年第四季度产量为64866桶/日，主要因钻探成果和开发活动增加；运营成本为19.72加元/桶，高于2020年Q4的17.61加元/桶，主要因能源成本上升 [14] 鹈鹕湖油藏 - 2021年全年产量为54390桶/日，较2020年平均产量下降4%，运营成本为6.75加元/桶，高于2020年的6.03加元/桶，主要因能源成本增加 [16] - 2021年第四季度产量约52963桶/日，低于2020年Q4的56000桶/日，运营成本为6.78加元/桶，高于2020年Q4的5.85加元/桶 [16][17] 热采原位业务 - 2021年实现创纪录的年产量259284桶/日，年运营成本为12.14加元/桶，高于2020年的9.44加元/桶，主要因能源成本上升 [17] - 2021年第四季度产量为263110桶/日，高于Q3的约248000桶/日，运营成本为13.08加元/桶，与2020年Q4产量相近，2020年Q4运营成本为12.24加元/桶 [17] 油砂开采和升级资产 - 2021年实现创纪录的年平均合成原油（SCO）产量448133桶/日，较2020年增长7%，年运营成本为20.91加元/桶SCO，高于2020年的20.46加元/桶 [20] - 2021年第四季度产量为493406桶/日，运营成本为19.55加元/桶SCO；非运营的斯科特福德升级厂计划检修影响2022年第一季度产量约31000桶/日，检修计划于3月15日开始，持续约65天 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 按年度期货曲线计算，2022年AECO天然气价格约为4.25加元/GJ，较2021年的3.38加元/GJ上涨约26%，改善了公司蒙特尼富含液体天然气项目的经济性 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦为股东创造实际回报，通过稳健、可持续和强大的业务计划在行业中脱颖而出，有能力在2022年及以后实现有意义的经济增长，同时为股东增加可持续回报并以负责任的方式减少绝对债务 [4] - 公司将继续平衡资本分配的四个支柱，即增加股东回报、进一步减少债务、进行经济资源开发和进行机会性收购，以实现股东价值最大化 [31] - 公司在ESG方面持续努力，目标是在2022年第三季度向利益相关者发布2021年管理报告，包括对范围1和范围2排放的第三方独立合理保证以及对范围3排放的有限保证，并继续规划降低资产基础上的碳排放路径，以实现油砂净零温室气体排放目标 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司拥有独特的资产基础，长寿命、低递减资产与常规资产相结合，能够产生大量自由现金流，在2021年第四季度的财务和运营表现中得到了有力证明 [3] - 公司在2021年取得了出色的运营成果，实现了创纪录的季度产量，通过资本纪律和运营卓越，在平衡自由现金流分配的同时为股东创造了价值 [6] - 公司认为自身处于非常有利的地位，灵活的运营能力有助于为股东创造价值，持续的自由现金流生成能力独特、可持续且强劲，能够在经济增长业务的同时为股东带来回报 [36] 其他重要信息 - 公司2021年储量由独立合格储量评估师进行外部评估和审查，总探明储量和总探明加可能储量分别增加6%至128亿桶油当量和170亿桶油当量，其中70亿桶油当量的合成原油储量占总探明储量的55% [24] - 2021年公司的发现、开发和收购成本，包括未来开发成本的变化，总探明储量为5.88加元/桶油当量，总探明加可能储量为5.49加元/桶油当量；公司2021年的产量替换率，总探明储量为257%，总探明加可能储量为328% [24] - 公司总探明储量的77%为长寿命、低递减储量，总探明储量寿命指数为30年，总探明加可能储量寿命指数为40年；使用10%折现率并包括公司全部资产退休义务的未来净收入净现值，总探明储量为1200亿加元，总探明加可能储量为1460亿加元 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 是否考虑与LNG签订长期供应协议，还是继续以AECO价格销售大部分天然气 - 公司通常不会签订长期营销协议，除非能实现市场多元化且不过度依赖单一市场；目前LNG项目尚未运营，虽公司作为大型天然气生产商可能有合作机会，但暂无相关协议 [38][39] 问题2: 地缘政治对加拿大西部原油市场的影响，以及是否会形成结构性需求，即使伊朗原油回归市场 - 在地缘政治因素之前，重油市场就很稳健，此前价差扩大主要是由于阿尔伯塔省的配给问题；目前墨西哥湾沿岸的原油市场强劲，价差也支持这一观点 [42][43] 问题3: 市场曲线变化是否会改变公司未来几年的增长计划 - 公司增长计划保持不变，公司制定了强有力的预算，兼顾短期增长和长期平衡，高效执行钻探计划是控制成本的关键 [44] 问题4: 收购的Painted Pony和Storm资产是否达到预期，是否实现了协同效应 - 这些资产表现出色，储量方面优于预期；Storm资产短期内产量增长，目前约为1.7亿立方英尺/日和9000桶/日的液体产量 [47][48] 问题5: 如何看待当前市场下CFO与调整后资金流的关系，以及通胀环境对资本预算的影响 - CFO与调整后资金流会因权责发生制和市场价格、价差、货币汇率变化而有所不同；公司整体现金流强劲，自由现金流潜力大，因为有谨慎的资本计划和可持续的股息政策 [50] - 公司面临一些通胀压力，主要体现在劳动力和燃料成本上，但钻探团队在控制成本和缓解通胀压力方面表现出色；设施方面使用大量钢材，通胀压力约为20%，但公司团队正在努力缓解 [51] 问题6: Horizon项目的支付时间是否提前 - 由于价格上涨，Horizon项目的支付时间可能提前至3 - 4月，具体取决于商品价格 [52][53] 问题7: 如何考虑实现净债务低于150亿加元的理想资本结构，以及如何平衡债务偿还、股票回购和资本部署 - 公司已实施自由现金流分配政策，将50%分配给股票回购计划，50%用于改善资产负债表；公司将根据价格和自由现金流情况执行该政策，公司的长寿命、低递减资产基础使其能够实现多种目标，包括增加可持续股息、回购股票、偿还债务、发展业务和把握机会性收购 [54][55] 问题8: 如何看待合适的股息负担水平，是否会提高盈亏平衡点以支持更高的股息增长 - 董事会认为股息的可持续性至关重要，希望股息能够逐年稳定增长；公司可以通过持续降低成本、提高产量和偿还债务等方式维持较低的盈亏平衡点；资产的长寿命和低递减性质以及成本结构有助于维持低盈亏平衡点 [57][58] - 股息政策将保持一致和可持续，董事会每季度会根据各种因素进行评估和调整 [59] 问题9: 不列颠哥伦比亚省的许可情况是否有改善 - 目前不列颠哥伦比亚省的许可情况没有变化，OGC仍在与相关团体协商协议；有传言称可能会开放一些低风险或低影响的许可，但公司尚未看到实际进展 [60][61]