财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度，公司调整后资金流为34亿加元，调整后运营净收益为19亿加元，产生了14亿加元的自由现金流 [16] - 截至2023年第一季度末，公司债务与EBITDA比率为0.5倍，流动性约为61亿加元 [17] - 2023年3月，公司季度股息从每股0.85加元提高至0.90加元，这是连续第23年增加股息，截至2023年5月3日，本年度返还给股东的资金总计28亿加元，其中包括19亿加元的股息和9亿加元的股票回购 [37][53] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2023年第一季度，公司天然气产量约为21.4亿立方英尺/日，创历史记录，较2022年第一季度增长7%；北美业务天然气产量约为21.3亿立方英尺/日，较2022年第一季度增加约13900万立方英尺，主要因公司投资“钻探填充”战略 [25] - 2023年第一季度，北美天然气运营成本为1.43美元，较2022年第一季度的1.28美元上涨12% [26] 轻油和NGLs业务 - 2023年第一季度，北美轻油和NGLs产量为108531桶/日，与2022年第一季度相当，主要得益于良好的钻探结果 [26] - 2023年第一季度，运营成本为18.62美元/桶，高于2022年第一季度的15.24美元/桶，主要因本季度电力和服务成本增加 [27] 国际业务 - 2023年第一季度，国际资产石油产量为27331桶/日，低于2022年第一季度的约31000桶/日，主要因北海和非洲近海地区维护工作减少 [28] 重油业务 - 2023年第一季度，重油产量为77690桶/日，较2022年第一季度增长23%，主要因2022年良好的钻探结果 [29] - 2023年第一季度，运营成本为21.47美元/桶，与2022年第一季度的22美元/桶相当 [29] 鹈鹕湖业务 - 2023年第一季度，产量为48244桶/日，较2022年第一季度的51991桶/日下降7%，反映了该地区的产量递减特性 [30] - 2023年第一季度，运营成本为9.63美元/桶，高于2022年第二季度的7.48美元/桶，主要因本季度电力成本较高 [31] 油砂开采和升级业务 - 2023年第一季度，SCO产量约为4228桶/日，运营成本为25.06美元/桶，本季度SCO价格强劲，较WTI溢价约2美元/桶 [51] 热采业务 - 2023年第一季度，热采原位业务产量为242884桶/日，低于2022年第一季度的261743桶/日，因自然递减 [10] - 公司目标是到2023年第四季度，Primrose产量较2022年第四季度增加约25000桶/日，第四季度产量约为100000桶/日 [33] - 公司目标是到2023年第四季度，Kirby产量较2022年第四季度增加约15000桶/日，达到约65000桶/日 [34] - 热采产量预计在2023年下半年至2024年增加，目标是从2022年第四季度到2023年第四季度增加约30000桶/日，平均约280000桶/日 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 短期内，石油运输出口问题的缓解对石油市场有积极影响，WCS价差收窄；天然气市场因夏季TC Energy的维护工作可能出现波动，第四季度有望走强，且加拿大西部的增量钻探给出口和当地价格带来压力 [70][71] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于与行业同行和政府合作，实现有意义的温室气体减排，支持阿尔伯塔省和加拿大的气候目标，当前的温室气体目标支持阿尔伯塔省的气候计划，大型碳捕获和储存项目在减少温室气体排放中发挥重要作用 [23][24] - 公司将现金流有效分配到四个支柱业务，拥有平衡、多元化、大型的资产基础，其中很大一部分是长寿命、低递减资产，需要较少的维护资本来维持产量，未来将继续有序分配现金流以实现股东价值最大化 [40] - 公司具有多元化长寿命低递减生产、大量高价值储量以及高效运营等竞争优势，这些优势与公司的人才、文化和持续改进的承诺相结合，有望推动未来产生大量自由现金流和强劲的资本回报 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为阿尔伯塔省政府最近宣布的减排和能源发展计划是基于该省长期的气候领导力和减排成就，公司期待支持该省，在减少排放的同时，继续提供经济实惠、可靠、负责任生产的能源，并争取在2050年实现净零经济 [6] - 公司处于非常强劲的财务状况，债务与EBITDA比率较低，且保持着较强的流动性，随着债务水平在过去几年显著下降，根据自由现金流分配政策，一旦净债务达到10亿加元，100%的自由现金流将分配给股东回报，短期内股东回报有望增加 [17][38] - 公司将继续专注于安全、可靠的运营，提升一流的运营水平，推动环境绩效改善，在实现降低碳排放目标的过程中，公司能够产生一流的自由现金流，通过平衡四个支柱业务，既能实现业务的经济增长，又能为股东带来回报 [42][43] 其他重要信息 - 本季度，公司钻探了21口净井，其中19口在本季度投产，达到目标产量；第三方管道影响了天然气约3300万立方英尺/日和伴生液体约3500桶/日的产量 [7] - 温布利地区在第一季度末完成了一个5口井的轻油井组钻探，目标于5月15日投产，初始产量约为液体4000桶/日和天然气1400万立方英尺/日，该井组是公司温布利地区11口井计划的一部分 [8] - 本季度，公司钻探了42口净重油井，其中26口为多边井，分布在博尼维尔、劳埃德明斯特至克利尔沃特地区，生产结果符合目标和预算 [9] - 2022年钻探的第一个井组预计在2023年第三季度达到满产，其余三个井组预计在2024年前九个月内按每季度一个井组的速度达到满产 [11] - 杰克鱼地区产量强劲，平均约115000桶/日，自收购该资产以来资本投入极少，公司目前正在钻探两个SAGD井组，预计分别在2024年第三季度和第四季度达到满产 [12] - 第一季度末后，公司开始对Primrose East和Wolf Lake进行计划内检修，预计影响2023年第二季度产量约15000桶/日，已反映在之前公布的年度产量指引中 [13] - 2023年第一季度后，非运营的stocker矿于4月10日开始计划内检修活动，预计该矿将以降低的速率运行约73天，影响2023年年度产量约8300桶/日 [14] - 霍里zon的14.4可靠性增强项目按计划进行，预计在检修期间完成连接工作，该项目目标是将主要检修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年增加至约14000桶/日 [15] - 霍里zon工厂检修计划于5月16日开始，全厂停工约28天，影响2023年年度产量约21600桶/日 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 下半年的钻探与开发计划如何，考虑到大宗商品价格波动，短周期重油与天然气钻探如何选择？ - 公司会重新评估天然气和石油的远期定价，从资本分配角度看，短期内天然气可能无法与石油竞争，可能会减少天然气井钻探，增加油井钻探，但尚未确定 [56][57] 问题2: 今年是否能达到10亿加元净债务目标？ - 能否达到目标取决于大宗商品价格走势，如果价格继续下跌或维持低位，可能会推迟到2024年初，但公司目前产生大量自由现金流，正在执行平衡四个支柱业务的方法，包括向股东提供显著回报，且回报将在短期内增加 [46] 问题3: 随着加拿大西部出口问题缓解，如何看待资产组合和生产的地理多元化，以及不断变化的财政框架和加拿大国内的资本分配？ - 未提及明确回答内容 [60] 问题4: 在市场波动持续的情况下，是否有机会进行反周期并购？ - 公司进行并购时关注的是收购能带来的长期价值，目前不在市场上寻求并购，但任何收购都会考虑为股东创造的增量长期价值 [63][78] 问题5: 主管道的待定协议是否会收紧WCS价差，TMX的成本超支有多少会转嫁给供应商？ - 对于Enbridge主管道协议，难以确定是否会收紧WCS价差，但有更多出口途径对价差是积极因素；公司是TMX的承诺托运商，会像对待Enbridge一样，通过相关流程确保成本和收费合理 [66][79] 问题6: IPEP示范工厂的投产时间线如何，是否完全致力于同时推进IPEP和PFT？ - IPEP还需要进行另一个更大规模的商业示范项目，工程师认为如果实施IPEP，可能需要同时进行类似石蜡基的项目，因为成本较高 [81] 问题7: Primrose和Wolf Lake地区产量提升后，运营成本、SOR和温室气体排放影响如何，以及Primrose地区溶剂的潜在应用和商业化开发进度？ - 随着新井组投产，SOR会降低，产量增加，运营成本通常也会降低；SAGD井在蒸汽注入后需要时间达到满产，此时SOR最低，而循环井的第一个周期SOR最低；在Kirby North的SAGD项目正在进行商业开发，会逐个井组推进，Primrose地区在试点完成后会进行评估和扩展 [72][75]