财务数据和关键指标变化 - 第三季度产生约10亿加元自由现金流（扣除资本支出后）和约4.7亿加元自由现金流（扣除资本支出和股息后），调整后资金流为17.4亿加元 [22] - 第三季度净收益为4.08亿加元，低成本结构使盈亏平衡价格（含维护资本和股息）在WTI每桶30 - 31美元 [23] - 与2020年第二季度相比，净债务减少11亿加元，第三季度末流动性强劲，总可用资金为42亿加元，包括现金和短期投资，并于8月到期赎回10亿美元债券 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第三季度总产量为13.6亿立方英尺，低于第二季度的14.6亿立方英尺；北美第三季度天然气产量为13.4亿立方英尺，低于第二季度的14.3亿立方英尺 [11] - 第三季度北美天然气运营成本为每千立方英尺14加元，高于第二季度的11加元；新增低成本天然气产量约5800万立方英尺/天，成本约为每桶油当量/天2000加元，低于3000加元的目标 [11] - 第三季度实现北美天然气价格为每千立方英尺2.25加元，比2019年第三季度高出约49%；公司已在现有预算内重新分配资本至Septimus和Townsend地区，目标是新增约9500万立方英尺天然气和2900桶NGL，成本低于每桶油当量5000加元 [12] 北美轻质油和NGL业务 - 第三季度产量为79600桶，下降约3%，主要由于自然减产和季度内的维护活动 [13] - 第三季度运营成本为每桶1413加元，低于第二季度的1441加元 [13] 国际资产 - 第三季度总产量为38800桶/天；非洲近海产量为17500桶，与第二季度的17400桶相当；北海产量平均约为21200桶/天，低于第二季度的约26600桶，主要由于计划内维护活动、Kyle油田停产和自然减产 [14] - 第三季度非洲近海运营成本为每桶1232美元，高于第二季度的767美元；北海运营成本约为每桶4210加元 [14] 重油业务 - 第三季度产量增至约71000桶/天，高于第二季度的约62500桶，因恢复与低价相关的临时减产 [16] - 第三季度运营成本为每桶1596加元，低于第二季度的1797加元，反映了对成本控制的关注 [16] Pelican Lake油藏 - 第三季度产量约为56400桶/天，高于第二季度的55700桶，主要由于恢复井服务活动抵消了自然减产 [17] - 运营成本持续保持在较低水平，为每桶576加元，低于第二季度的631加元 [17] 热采业务 - 第三季度产量创纪录，达到287978桶/天，高于第二季度的约213000桶 [18] - 第三季度运营成本接近历史最低水平，为每桶785加元，较第二季度的1013加元下降23% [18] 油砂开采业务 - 第三季度产量约为350600桶，按计划进行了维护 [19] - 运营成本为每桶合成原油2381加元，团队专注于推动卓越运营 [19] 升级业务 - Scotford升级器完成工作，产能增加约32万桶/天；10月下旬，Albian矿的产量约为34.5万桶/天，Scotford的加工量约为32.3万桶/天；AOSP目标于2020年12月恢复全部扩建产能 [20] - Horizon完成季度末计划内维护，目前产量为26万桶/天 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度天然气产量目标超过16亿立方英尺/天，包括近期收购的资产；根据当前第四季度的期货价格，包括液体价值，天然气资产预计每年产生约12亿加元的运营现金流 [25][32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司整体战略是通过有效和高效的运营、持续改进来实现价值最大化和提高利润率，目标是在2020年实现约7.45亿美元的节约 [29] - 公司拥有灵活的资本分配策略，确保长期自由现金流的产生和资产负债表的持续强劲，注重从长寿命、低递减资产中获取可持续回报 [24][26] - 公司致力于实现环境目标，降低温室气体排放强度，朝着油砂净零排放的目标努力，拥有多种实现净零排放的途径 [9][31] - 行业可能处于整合时期，一些健康的公司和不太健康的公司之间存在整合机会，以改善运营和降低成本，预计未来一年将继续有整合发生 [48] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在第三季度实现了卓越的运营和财务业绩，尽管面临价格波动和计划内维护活动，但仍产生了显著的自由现金流 [5][22] - 公司的多元化资产组合和低递减资产使其能够在价格波动中保持韧性，为股东提供可持续的回报 [24][27] - 随着天然气价格的上涨，公司重新分配资本以增加天然气产量，预计第四季度天然气资产将产生可观的现金流 [12][25] - 公司将继续关注安全、可靠的运营，降低温室气体排放强度，提高运营效率，以实现长期可持续发展 [33] 其他重要信息 - 公司发布了2019年可持续发展报告，亮点包括总可记录伤害频率降至0.28（自2015年下降51%）、向150家原住民企业授予约5.5亿加元合同、八名独立董事中有三名女性、公司温室气体排放量自2015年下降16%、露天采矿和原位开采的温室气体强度自2016年下降36% [7] - 公司70%控股的碳捕获设施Quest在第三季度达到里程碑，累计注入500万吨二氧化碳，相当于每年减少125万辆汽车的排放 [8] - 季度末之后，南非11B/12B区块的运营商宣布了第二次重大天然气凝析油发现，勘探井已钻探目标净产层73米，目前正在进行测试，预计2020年底得出产能结果；公司拥有20%的工作权益，预计根据农场外协议，井的成本将全部由对方承担 [15][16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Scotford和Horizon是否还有进一步低成本扩产的空间，以及扩产规模大概是多少 - Scotford仍有扩产空间，但要到2022年，公司正在与合作伙伴商讨；Horizon也有提升机会，公司将在2021年和2022年开展相关工作，但目前无法确定扩产规模，且在11月减产之前尚未对Scotford进行充分测试 [34][35][36] 问题2: 若排除Painted Pony收购，净债务是否能接近之前预期的同比持平 - 商品价格不断变化，若排除收购因素，第四季度公司将产生强劲的自由现金流，有望朝着之前预期的水平发展，第三季度的自由现金流已用于偿还债务，第四季度在当前价格下也将有强劲的现金流 [37][38] 问题3: 天然气业务在公司投资组合中的战略定位，以及其自由现金流和资本支出情况 - 公司目标是通过资产组合实现长期价值最大化，会根据市场情况调整资本分配；目前难以确定天然气业务的自由现金流，主要是运营产生的自由现金流 [41][42][44] 问题4: 公司是否仍计划在今年晚些时候举办线上活动公布2021年资本支出计划，以及与今年27亿加元相比的初步想法 - 公司计划在12月发布2021年预算公告，但具体沟通方式仍在确定中，目前无法提供支出方向的信息 [45][46] 问题5: 如何看待当前北美油气行业的并购浪潮，以及公司国际资产组合是否有深化或合理化的空间 - 行业可能处于整合时期，未来一年可能会继续有整合发生；公司对国际资产组合感到满意，这些资产能产生自由现金流，公司将继续审慎投资以维持现金流 [47][48][49] 问题6: In Pit extraction process（IPEP）项目的最新数据、商业化时间表，以及对净零目标的重要性 - IPEP项目在沉积物堆叠方面表现良好，但在高细度区域的回收率有待提高，原计划今年进行进一步改进；由于疫情，目前正在进行商业工程工作；若一切顺利，预计2026年左右开始逐步转换，转换时间约为3 - 5年 [51][52][53] 问题7: 第四季度热采业务产量是否会降至23万桶/天，以及Enbridge Line 3的下一个重要里程碑和预计启动时间 - 11月热采业务和ASOP等将减产，12月将根据价格情况增加产量；Enbridge Line 3预计下周法院可能会有相关信息公布，有望在2021年年中完成，但具体情况需咨询Enbridge [58][59][60] 问题8: 如何看待为实现净零目标在减排技术方面的投资，以及第四季度营运资金中现金的变化情况 - 公司会平衡投资回报和环境影响，寻找既能增加长期价值又能减少环境足迹的项目；难以预测营运资金的变化，这取决于价格和12月的应收账款情况，但第四季度即使在较低商品价格下，资产仍有能力产生自由现金流 [62][63][65] 问题9: 公司对WCS与WTI价差扩大的容忍度，以及在增加产量时的考虑因素 - 过去一两年重油热采方面没有显著的产量增加，阿尔伯塔省的石油储存量从3月到11月有所下降；冬季通常是生产高峰期，但可能会有一些压力，不过预计这只是短期现象，3月后压力会减轻；公司认为市场上没有显著的供应增加，主要是各公司根据价格情况调整生产，同时确保管道在冬季安全可靠运行 [68][69][74]