财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收益超10亿加元，调整后净收益超12亿加元，运营现金流超25亿加元，调整后资金流约29亿加元 [32] - 第三季度自由现金流约15亿加元，净资本支出9.63亿加元，股息4.47亿加元 [32] - 第三季度总债务减少超10亿加元，净现金基础上减少约8亿加元，包括永久偿还8亿加元银行贷款 [32] - 10月额外永久偿还5亿加元银行贷款，债务水平较2019年第二季度显著降低 [33] - 2019年前9个月股票回购总计约2200万股，花费超8亿加元，其中第三季度1.69亿加元；股息总计13亿加元，股东总回报超21亿加元 [33] - 季度末可用流动性约47亿加元，较2019年第二季度增加1.2亿加元 [34] 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14.69亿立方英尺，低于第二季度的15.32亿立方英尺，超第三季度指引 [14] - 北美天然气产量14.25亿立方英尺，运营成本降至每千立方英尺1.07加元，低于2019年第二季度的1.15加元和2018年第三季度的1.33加元 [14] - Septimus地区第三季度运营成本降至每千立方英尺油当量0.26加元，低于第二季度的0.33加元 [15] - Gold Creek地区2口净井投产，日均产液约660桶，每口井日产约400万立方英尺，超预期 [15] - 第三季度实现天然气价格为每千立方英尺1.64加元，销售组合中44%用于自身运营，32%出口，24%受AECO定价影响 [15] 北美轻油和NGL业务 - 第三季度产量降至约9.61万桶，较第二季度下降6%，较2018年第三季度增长3% [16] - 第三季度运营成本为每桶14.96加元，高于第二季度的14.67加元 [16] - 在萨斯喀彻温省钻了8口总井，单井产量约100桶 [16] 国际业务 - 整体表现强劲，日产量超4.8861万桶，超指引，产生大量自由现金流和价值 [17] - 非洲海上第三季度产量约2.12万桶/日，低于2019年第二季度的2.365万桶/日，因自然油田减产 [17] - CDI第三季度运营成本为每桶11.06加元，高于2019年第二季度的8.40加元，因油田起吊时间不同 [18] - 北海第三季度日均产量约2.75万桶，与第二季度的2.76万桶相当，得益于成功的钻探计划，但受检修活动影响 [18] - 2019年第三季度完成钻探计划，钻了3口高产净井，总产量超预期约每口井每日净增1300桶 [19] - 第三季度运营成本为每桶37.11加元，低于2019年第二季度的37.31加元 [19] - 南非运营商计划2020年钻探第二口勘探井，并已确保钻机，根据结果可能再钻一口 [19] 重油业务 - 日产量约8.8万桶，高于2019年第二季度的7.77万桶，因Devon资产全季度贡献及减产优化策略影响 [20] - 第三季度运营成本为每桶17.08加元，低于2019年第二季度的17.52加元 [20] - Devon收购项目持续推进，已实现约2500万加元初始协同效应，比原计划提前超1年，还确定了每年约1000万加元的额外年度节省和约5000万加元的一次性资本节省 [20] 热采业务 - 第三季度产量约20.64万桶/日，超指引，优化生产并立即实现运营协同效应 [23] - Kirby项目区，第三季度总产量约3.13万桶/日，运营成本为每桶8.69加元，包括燃料，反映能源成本降低和运营效率提高 [23] - Jackfish业务第三季度运营成本为每桶9.44加元，9月和10月产量增至约11万桶/日，作为减产优化策略一部分，还将进行油井垫连接，目标产能约2.1万桶/日，成本800万加元，2020年可用 [24] - Primrose业务第三季度产量优化至约7.36万桶/日，高于第二季度的7.19万桶/日，第三季度运营成本为每桶9.91加元，低于2019年第二季度的12.39加元，因燃料成本降低和运营量增加，高利润油垫提前投产，9月增产约1.36万桶/日 [25] 油砂开采业务 - 第三季度产量达43.2203万桶/日，处于指引上限，行业领先运营成本为每桶20.05加元，接近2018年第四季度创纪录低点 [26] - 前9个月，不包括燃料的硬成本同比下降约1.5亿加元，自2017年完成ASOP收购后，利润率从2017年指引中点每桶32加元提高到约22加元，相当于每年节省约8亿加元 [26] - Horizon检修按时且低于预算完成，但启动时发现需维修消防栓制造单元管道，目前产量受限约15.5万桶/日，目标12月初恢复全产量 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计短期内Keystone Base系统将恢复运行，12月Enbridge将增加8.5万桶/日运输量，2020年Express管道和Keystone Base各增加5万桶/日，西北 upgrader将增加4万桶/日重油处理量，总计新增22.5万桶/日运输能力 [29][30] - TMX项目进展顺利，铁路运输稳定在超30万桶/日 [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化现金流在四大支柱（资产负债表、股东回报、机会性收购、资源开发）间分配，利用竞争优势为股东创造价值 [4][6] - 竞争优势包括高效运营、多元化平衡资产基础、自有和可控基础设施、规模经济以及创业、负责的企业文化 [5] - 公司支持政府减产决定，认为有助于稳定油价，为艾伯塔省和加拿大带来广泛利益 [29] - 持续推进项目工程和价值工程，利用技术优化设计和执行计划，提高现有和未来生产利润率 [6] - 目标到2019年底将债务与调整后EBITDA、现金流和账面资本比率降至低于2018年12月31日水平 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度运营和财务表现强劲，产生可持续自由现金流，尽管产量受限，但运营成本显著降低，每股产量增长14% [4][5] - 加拿大石油和天然气行业在环境绩效方面取得显著成就，公司自2012年以来整体企业排放强度降低29%，Horizon地区降低37%，主要重油排放强度降低78%，是全球第五大二氧化碳捕获和封存企业，相当于减少超200万辆汽车排放，占加拿大车辆总数5% [7][8] - 公司致力于通过技术创新实现净零排放目标，而非购买碳抵消 [9] - 从全球气候变化角度看，增加加拿大石油和天然气在全球市场份额有助于减少温室气体排放，应推动其市场准入 [10] - 加拿大在ESG标准方面表现出色，应成为ESG投资优先选择 [11][12] 其他重要信息 - 公司使用非GAAP指标评估业绩，但这些指标不应被视为比符合IFRS的指标更有意义 [3] - 所有金额以加元计，产量和储量除非另有说明，均为税前数据 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 新增产量能否通过管道运输，是否有增加铁路运输的意愿，Keystone停运影响及四季度库存情况 - 预计2020年新增22.5万桶/日运输能力后，大部分或全部产量可通过管道运输，目前公司有3 - 5万桶/日短期增产能力，用于缓解生产中断 [38] - 与艾伯塔省政府就铁路运输合同条款复杂，谈判耗时，随着管道运输能力增加，铁路运输重要性将降低 [39] - Keystone停运对公司影响很小 [40] 问题2: 债务偿还和股票回购策略调整原因及未来平衡方式 - 公司有自由现金流分配政策，调整后资金流减去资本支出和股息后，剩余自由现金流50%用于回购，50%用于偿债，长期维持该分配比例，季度间会有变化，本季度偿债较多，策略无变化 [43] 问题3: AOSP产量强劲原因及可持续性 - 团队专注寻找增加产能、提高可靠性、增加产量和降低成本机会，与公司整体做法一致 [44] - 目前产量31.8万桶/日难以持续，因减产影响公司其他方面，后续产量情况有待观察 [45] 问题4: 2020年资本支出情况，营运资金是否有顺风因素，是否计入年末杠杆目标，长期净债务目标及加速实现可能性 - 正在制定2020年预算，因减产、铁路运输、FPAs等因素存在复杂性和不确定性，预计与今年相近，约40亿加元 [47][48] - 营运资金受收入收付时间和定价、应收账款影响，季度间难以预测，长期会自行调整，年末杠杆目标假设中性 [50][51] - 50 - 50分配策略不变，150亿加元净债务和1.5倍债务与EBITDA比率为目标，实现速度取决于定价和现金流 [53] 问题5: Keystone恢复情况及成本降低空间 - 参考2017年类似事件，预计未来几周恢复运行 [55] - 公司历史上有降低成本经验，如Pelican产量下降6%，单位成本也降低约6%，团队专注提高效率和效果，以减轻成本上升压力 [56] 问题6: 未来北美现金税情况，新温室气体税结构对公司成本影响 - 预计未来北美现金税无重大变化 [59] - 新的TIER系统是积极进展，需获联邦等效批准，整体成本较CCIR降低，团队正在详细评估，小站点若符合条件可节省税收，2020年较2019年可能略增，但具体差异未知 [61][63] 问题7: Jackfish成本降低原因，当前减产情况及2020年产量预测，NWR炼油厂启动情况 - 成本降低得益于燃料成本降低和运营效率提高，团队利用Kirby和Jackfish运营协同效应降低成本 [66] - 目前有3 - 5万桶/日短期增产能力，用于缓解生产中断，2020年产量因预算未确定无法预测 [67] - 建议查看NWR网站获取最新信息 [68]