财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度调整后资金流为42亿美元，调整后运营净收益为22亿美元，全年调整后资金流为198亿美元，年度调整后净收益为129亿美元 [25][55] - 2022年净收益为109亿美元，其中第四季度有一笔与北海两个平台加速弃置相关的6.51亿美元一次性非现金费用 [128] - 2022年公司向股东返还约105亿美元，其中股息49亿美元，股票回购56亿美元，相当于回购约7700万股股票，同时净债务水平降低34亿美元 [128] - 2022年底债务与调整后息税折旧摊销前利润比率为0.5倍，自2021年初以来净债务减少约107亿美元，2022年底流动性约为69亿美元 [56] - 董事会批准将季度股息从每股0.85加元提高6%至每股0.90加元，这是公司连续23年提高股息，复合年增长率约为21% [26][59] - 公司将增强自由现金流分配政策，当净债务达到100亿美元时，将加速向股东返还100%的自由现金流，此前为80亿美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 北美轻质油和NGL - 2022年年产量约为11万桶/日，较2021年增长16%，主要因钻探结果良好；年度运营成本为每桶15.91美元，2021年为15.28美元 [6] - 第四季度产量为112,989桶/日，较2021年第四季度增长16%，季度运营成本为每桶16.47美元，2021年第四季度为14.61美元，主要因能源成本上升 [6] 北美天然气 - 2022年年度运营成本为每百万立方英尺1.19美元，较2021年的1.15美元增长3%，主要因能源成本增加 [12] - 2022年第四季度产量约为21亿立方英尺，2021年第四季度为18.4亿立方英尺，运营成本为每百万立方英尺1.22美元，2021年为1.08美元，反映能源成本上升 [12] 国际资产 - 2022年年产量为27,233桶/日，较2021年水平下降14%，主要因北海维护活动和自然油田减产 [13] - 海上年产量为14,343桶/日，2021年约为14,000桶/日，2022年年度运营成本为每桶17.25美元，2021年为14.73美元 [13] 重油 - 2022年年产量约为67,700桶/日，较2021年增长5%，反映钻探结果良好、开发活动增加，但被自然油田减产抵消 [14] - 年度运营成本为每桶21.84美元，2021年运营成本为19.37美元 [14] - 2022年第四季度产量约为4.8万桶/日，较2021年第四季度的约5.3万桶/日下降9%，主要因2022年第四季度临时注水量减少和自然油田减产 [16] 热采原位业务 - 2022年年产量约为25.2万桶/日，2021年水平约为25.9万桶/日；热采年度运营成本为每桶16.50美元，高于2021年的12.14美元，主要因能源成本增加 [17] - 2022年第四季度产量为253,188桶/日，较2021年第四季度水平下降4%，运营成本为每桶17.20美元，2021年第四季度为13.08美元，反映能源成本上升 [17] 油砂开采业务 - 2022年第四季度产量为428,784桶，第四季度运营成本为每桶合成原油25.48美元 [19] - 2022年年度产量平均为425,945桶/日的合成原油，较2021年水平下降5%，主要因当年斯科福德和霍里森意外停机；2022年年度运营成本平均为每桶26.04美元，2021年运营成本为20.91美元 [134] 其他 - 2022年公司共钻探127口净水平多段重油井，其中包括克利尔沃特史密斯地区的52口净井；2022年第四季度，公司克利尔沃特地区平均产量约为1.3万桶油当量/日，较年初增加约9100桶油当量/日 [15] - 2022年公司天然气钻探计划成功，第四季度钻探50口净井，全年共钻探72口净井 [6] - 2022年公司在高价值的蒙特尼轻质原油和深盆开发项目中执行良好，按预算共投产32口净井 [42] - 鹈鹕湖油藏2022年年产量为50,333桶/日，2021年平均为54,390桶/日，下降7%；2022年第四季度运营成本为每桶9.14美元，2021年第四季度为6.78美元 [45][46] - 普里姆罗斯地区在2022年第四季度完成两口循环蒸汽吞吐井垫的钻探，目标是在2023年第三季度初投产 [47] - 杰克鱼地区目前正在钻探一个蒸汽辅助重力泄油井垫，目标是在2023年第四季度初注蒸汽，2024年全面投产；公司还在推进柯比北商业规模溶剂蒸汽辅助重力泄油开发项目的工程设计，目标是在2024年初开始溶剂注入 [48] - 2023年2月，油砂开采和升级资产的平均产量约为48.3万桶/日；霍里森的可靠性增强项目进展顺利，目前预计提前45天完成，将比原预算更早提高合成原油生产能力，该项目对2023年年产量的影响约为5000桶/日，2025年将增至约1.4万桶/日 [49] 各个市场数据和关键指标变化 - 北海2022年年均产量为12,890桶，低于2021年的17,633桶/日，年度成本约为每桶89美元 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过多元化投资组合和资本纪律，产生大量自由现金流，并将其平衡分配到四个资本配置支柱，为股东创造最大价值 [4] - 公司与途径联盟合作，致力于实现油砂净零排放目标，同时与联邦和省政府合作，以经济可持续的方式实现气候目标 [5] - 公司是弃置和复垦领域的行业领导者，过去两年已弃置超过3000口井，照此速度，10年内可弃置完现有闲置井库存 [5] - 公司继续推进ESG倡议，2022年11月宣布新的环境温室气体目标，到2035年将范围1和范围2的绝对排放量减少40% [11] - 公司认为并购市场买卖双方存在脱节，价格过高，因此专注于有机增长，公司资产库存有很大发展空间 [84] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2022年运营成果强劲，实现创纪录的年产量，约为128万桶油当量/日，较2021年水平增长4%，包括约93.3万桶/日的液体产量和创纪录的年度天然气产量，约为21亿立方英尺/日 [10] - 公司将继续专注于安全可靠的运营，提升一流运营水平，并推动环境绩效改善，公司处于有利地位，灵活性有助于为股东创造价值 [30] - 公司预计2023年晚些时候净债务达到100亿美元，届时将调整自由现金流分配政策，将100%的自由现金流返还给股东 [27] - 由于夏季及部分明年天然气价格面临一定压力，公司将持续优化机会，年底可能减少天然气井钻探，增加油井钻探 [83] - 公司认为跨山管道项目（TMX）将在今年晚些时候机械完工，这对西部加拿大精选原油（WCS）和整体出口有利，有助于稳定价格 [110] 其他重要信息 - 公司100%的储量由独立合格储量评估师进行外部评估和审查，2022年储量披露符合加拿大报告要求 [21] - 公司约77%的总探明储量为长寿命、低递减储量，约一半的总探明储量为高价值、零递减的合成原油，达69亿桶油当量 [22] - 2022年公司总探明储量和总探明加可能储量分别增加6%，达到136亿桶油当量和180亿桶油当量；总探明加可能天然气储量增加10%，达到223万亿立方英尺，是加拿大最大的天然气储量，为公司提供了一流的长储量寿命指数，总探明储量为32年，总探明加可能储量为42年 [51][52] - 2022年公司总探明储量和总探明加可能储量分别以265%和334%的比例替换了当年产量；使用10%折现率并包括公司全部资产弃置义务，总探明储量的未来净收入税前净现值约为1510亿美元，总探明加可能储量约为1840亿美元 [53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: IPEP和溶剂等举措是否因途径倡议而被优先考虑 - 目前主要重点是推进途径倡议的第一阶段计划，公司正在进行相关工作，如钻探井、测试地层、进行管道和气体收集系统的工程设计等 [61] 问题: 克利尔沃特地区2023年产量指导是否合理，史密斯地区有无有趣趋势，2024年跨山管道项目对其有何影响 - 公司认为对史密斯地区的预期可能有些激进，开发过程中总会有机会和挑战，虽然史密斯地区表现良好，但其他克利尔沃特项目的结果有待观察 [75] 问题: 如何看待北海和科特迪瓦资产在投资组合中的长期规划 - 科特迪瓦的资产仍有很多机会，公司正在为埃斯波尔和鲍巴卜项目规划下一阶段，预计明年实施 [76] 问题: 自由现金流定义的变化对未来股东回报有何影响，公司未来预计的资本支出是多少 - 自由现金流定义的变化是公式的自然演变，当净债务达到100亿美元且100%的自由现金流返还给股东时，资本需要从自由现金流分配中获得资金，否则净债务会在100亿美元上下波动 [81] 问题: 天然气业务情况如何，是否会维持天然气增长预测，有无因素会导致增长放缓 - 夏季及部分明年天然气价格面临一定压力，公司会持续优化机会，年底可能减少天然气井钻探，增加油井钻探 [83] 问题: 如何看待当前的并购和剥离市场 - 公司认为并购市场买卖双方存在脱节，价格过高，因此专注于有机增长，公司资产库存有很大发展空间 [84] 问题: 如何考虑公司中长期的债务结构 - 公司目前有约114亿加元等值的债券未偿还，会构建到期期限结构，确保有机会偿还绝对债务，过去几年已能够偿还债券，有时还会提前偿还 [69] 问题: 普里姆罗斯地区如何实现更高产量，与溶剂试点的积极数据有何关联，下一步计划是什么 - 普里姆罗斯地区蒸汽驱区域的溶剂试点情况令人鼓舞，溶剂试点可降低蒸汽需求约50%，释放产能以扩大生产区域，从而增加产量，但还需要更多时间来推进 [96][97] 问题: 2022年与2021年相比，公司在加拿大西部的电力成本同比影响如何，2022年下半年与上半年相比呢 - 管理层没有相关数据，建议向投资者关系经理兰斯咨询，但表示电力成本在过去一年有显著变化 [98] 问题: 年初至今与第四季度相比，电力成本下降对运营成本的季度环比变化是否有重大影响 - 与去年类似，随着天然气和电力价格下降，第一季度运营成本会有所改善，电力和天然气价格相互关联，对运营成本有帮助 [100] 问题: 如何从周期中期定价的角度思考资本结构和向股东返还现金，为何认为100亿美元净债务是合适的数字，对商品价格和WCS价差的基本假设是什么，如何从更长期的角度看待这些问题 - 公司会在不同价格点评估资本结构、自由现金流和股息的可持续性，考虑到公司规模、储量基础和历史经验，100亿美元净债务是一个保守的水平，公司资产低递减、低成本，盈亏平衡点较低 [102] 问题: 与其他现金使用方式（如基础股息、可变股息等）相比，公司更倾向于股票回购的评估过程是怎样的 - 公司会考虑多种因素，从净资产价值和内在价值的历史倍数来看，公司认为目前回购股票是一个很好的机会 [118] 问题: 达到100亿美元净债务水平后，是否意味着之后将进入100%派息的新世界，如果收购不包含在自由现金流定义中，但会影响净债务，如何避免净债务在该水平上下波动 - 公司目标是将净债务降至100亿美元，届时将把100%的自由现金流返还给股东；如果未来有收购行为，净债务会上升，公司将恢复到50 - 50的分配比例，直到净债务再次降至100亿美元 [105] 问题: 途径项目达到最终投资决策（FID）的关键因素是什么，预计何时能做出最终投资决策 - 需要确保省级政府、联邦政府和行业在碳捕获方面共同合作，建立合理的规则和财务结构，目前联邦和省级层面的发展令人鼓舞 [119][120] 问题: 如何看待WCS价差的走势，跨山管道项目对2024年的影响如何 - 短期内WCS价差扩大有季节性、天然气价格和战略储备释放等因素，目前价差已收紧；墨西哥部分石油将流向其自身炼油厂，对WCS有利，跨山管道项目将有助于稳定价格 [121][122] 问题: 公司在资本返还方面更加激进，将净债务下限从80亿美元提高到100亿美元，并将返还比例从80%提高到100%的思考过程是什么，实现100亿美元净债务的时间点有何变化，是否有其他影响因素 - 董事会每季度审查自由现金流政策，综合考虑财务状况和多项指标；过去几年债务水平下降的同时，公司实现了产量增长和储量增加；预计在考虑第一季度最终税收 installment、资本状况、股息和股票回购计划后，今年晚些时候达到100亿美元净债务 [66][71]