加拿大自然资源有限公司宣布 2025 年第一季度财报 | CNQ 股票新闻

2025年5月8日- 上午 5:00 加拿大自然资源公司（TSX: CNQ）（NYSE: CNQ）总裁 Scott Stauth 评论了公司 2025 年第一季度的业绩，"我们在行业中拥有长期的有效和高效生产的领先记录，同时持续提供顶级的运营和财务表现。我们所有的员工都是股东，专注于持续改进，始终推动强劲的业绩。在 2025 年第一季度，我们实现了约 1,582,000 桶油当量/天的季度生产新纪录，其中包括约 1,174,000 桶/天的季度液体生产新纪录，79% 的产量为长期低衰减生产，以及季度天然气生产 2,451 百万立方英尺/天的新纪录。 在我们世界级的油砂开采和升级资产中，我们实现了约 595,000 桶/天的合成原油（"SCO"）季度生产新纪录，得益于 2025 年第一季度 106% 的高利用率，行业领先的 SCO 运营成本为每桶 21.88 美元（每桶 15.25 美元），这在本季度推动了显著的自由现金流。重要的是，在 2024 年，我们的年度油砂开采和升级运营成本在每桶 7.00 美元到 10.00 美元的范围内，低于同行平均水平。这相当于基于我们 2024 年年度生产的每年增量利润约为 12 亿到 17 亿美元。 在运营 2024 年 12 月收购的 Duvernay 资产的前几个月后，我们取得了强劲的生产成果和成本降低。我们有信心能够创造比收购时计划的更多价值。这得益于我们对持续改进的承诺和专注于改善我们已经处于顶级水平的运营成本的强大团队文化，推动有机增长机会的执行，并最大化股东价值。 加拿大自然资源公司对持续改进的持续关注使我们在年初至今的运营中实现了成本效率的提升。由于这些效率，我们有能力将 2025 年的资本预算减少 1 亿美元，更新后的总资本预测为 60.5 亿美元，不包括弃置支出。2025 年资本的减少不会影响我们计划的运营活动或 2025 年的目标生产水平。" 加拿大自然资源公司首席财务官 Victor Darel 补充道，"在 2025 年第一季度，我们实现了强劲的财务业绩，包括调整后的净收益为 24 亿美元，或每股 1.16 美元，调整后的资金流为 45 亿美元，或每股 2.16 美元。我们在 2025 年第一季度向股东返还了约 17 亿美元，包括 12 亿美元的股息和 5 亿美元的股票回购。同时，我们通过将净债务从2024年12月31日的水平减少约 14 亿美元，进一步增强了我们的资产负债表。 我们致力于最大化股东价值并增加对股东的可持续回报。正如之前宣布的，2025 年 3 月，董事会批准将我们的季度股息提高 4%，至每普通股 0.5875 美元，或每普通股年化 2.35 美元，2025 年将是加拿大自然资源公司连续第 25 年增加股息，期间的年复合增长率（"CAGR"）为 21%。 我们的商业模式稳健且可持续，因为我们的顶级西德克萨斯中质原油（WTI）盈亏平衡点，即覆盖维护资本和股息所需的调整后资金流，仍然保持在每桶低至中 40 美元的范围内。我们的资产负债表已经非常强劲，并在 2025 年第一季度如上所述进一步改善，净债务减少约 14 亿美元，并在2025年3月31日保持约 51 亿美元的流动性，提供了显著的灵活性。 我们领先的财务业绩结合我们顶级、安全、可靠、高效的运营为我们提供了独特的竞争优势，所有这些都推动了显著的自由现金流生成和强劲的资本回报。" 亮点 截至三个月 （百万美元，除普通股每股金额外） 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 净收益 $ 2,458 $ 1,138 $ 987 每普通股（1） - 基本 $ 1.17 $ 0.54 $ 0.46 - 稀释 $ 1.17 $ 0.54 $ 0.46 调整后的运营净收益（2） $ 2,436 $ 1,977 $ 1,474 每普通股（1） - 基本（3） $ 1.16 $ 0.94 $ 0.69 - 稀释（3） $ 1.16 $ 0.93 $ 0.68 经营活动产生的现金流 $ 4,284 $ 3,432 $ 2,868 调整后的资金流（2） $ 4,530 $ 4,186 $ 3,138 每普通股（1） - 基本（3） $ 2.16 $ 1.99 $ 1.47 - 稀释（3） $ 2.15 $ 1.97 $ 1.45 投资活动使用的现金流 $ 1,312 $ 10,414 $ 1,392 净资本支出（4） $ 1,303 $ 10,348 $ 1,113 净资本支出，不包括净收购成本（5） $ 1,303 $ 1,290 $ 1,113 放弃支出 $ 188 $ 151 $ 162 每日生产量，扣除特许权使用费 天然气（MMcf/d） 2,451 2,283 2,147 原油和天然气液体（bbl/d） 1,173,804 1,090,002 975,668 等效生产（BOE/d）（6） 1,582,348 1,470,428 1,333,502 （1）每普通股和股息金额已更新，以反映两股合一的普通股拆分。进一步的细节在公司 MD&A 的咨询部分和截至2025年3月31日的财务报表中披露，日期为2025年5月7日。 （2）非 GAAP 财务指标。请参阅公司 MD&A 中截至2025年3月31日的 “非 GAAP 及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 （3）非 GAAP 比率。请参阅公司 MD&A 中截至2025年3月31日的 “非 GAAP 及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 （4）非 GAAP 财务指标。该指标的组成在 2024 年第四季度进行了更新。请参阅公司 MD&A 中截至2025年3月31日的 “非 GAAP 及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 （5）不包括与2024年12月31日结束的三个月相关的 9,058 百万美元的净收购成本。 （6）一桶油当量（“BOE”）是通过将六千立方英尺（“Mcf”）的天然气转换为一桶（“bbl”）原油（6 Mcf:1 bbl）得出的。此转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，或用于比较当前原油和天然气价格的价值比率，因为 6 Mcf:1 bbl 的比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量等价转换方法，并不代表井口的价值等价。 加拿大自然资源公司长期低衰退资产基础的强大，加上安全、高效的运营，使我们的业务独特、稳健且可持续。在 2025 年第一季度，公司实现了强劲的财务业绩，包括： 净收益约为 25 亿美元，调整后的运营净收益约为 24 亿美元。 经营活动产生的现金流约为 43 亿美元。 调整后的资金流约为 45 亿美元。 截至2025年3月31日，加拿大自然资源公司继续保持强劲的资产负债表和财务灵活性，流动性约为 51 亿美元（1）。 在 2025 年第一季度，公司完成了以下事项： 偿还了 6 亿美元的 3.90% 美元债券，原定于 2025 年 2 月到期。 将原定于 2026 年 2 月到期的 5 亿美元循环信贷额度延长至 2027 年 6 月。 (1) 非 GAAP 财务指标。请参阅本新闻稿和公司 MD&A 中截至2025年3月31日的 “非 GAAP 及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 加拿大自然资源公司继续专注于安全、高效的运营，在 2025 年第一季度实现了创纪录的季度平均生产量为 1,582,348 BOE/d，其中液体总生产量创纪录为 1,173,804 bbl/d，天然气生产创纪录为 2,451 MMcf/d。 加拿大自然资源公司的世界级油砂开采和升级资产在 2025 年第一季度实现了创纪录的季度生产量为 595,116 bbl/d 的 SCO，比 2024 年第一季度水平增加了 34% 或约 150,000 bbl/d。 2025 年第一季度的总生产量约为 630,000 bbl/d，升级设施的利用率为 106%，是公司历史上最高的季度油砂开采和升级总生产量，得益于最近完成的可靠性提升项目和斯科特福德升级设施的去瓶颈工作，推动了强劲的业绩。 在过去五年中，加拿大自然资源公司的利用率比可比同行平均水平高出约 8%。这相当于基于 2024 年产能的约 40,000 bbl/d 的增量年产量。 在 2025 年第一季度，行业领先的季度油砂开采和升级运营成本为每桶 21.88 美元（每桶 15.25 美元），比 2024 年第一季度水平下降了 12%。 加拿大自然资源公司的高价值 SCO 在 2025 年第一季度占公司总液体量的约 51%，实现了每桶 95.52 美元的强劲季度 SCO 定价，产生了显著的自由现金流。 2025 年第一季度，热采原油的季度生产平均为 284,706 桶/天，比 2024 年第一季度水平增加了 6%，约 16,500 桶/天，这得益于公司资本高效的热采垫开发计划。来自于 2024 年第四季度和 2025 年第一季度提前投产的两个循环蒸汽刺激（"CSS"）垫的结果表现强劲。 2025 年第一季度，热采原油的季度运营成本表现良好，平均为每桶 11.23 美元（7.83 美元），比 2024 年第一季度水平下降了 20%，主要反映了更高的生产量和较低的能源成本。 在最近收购的杜弗内资产上，加拿大自然资源公司的高效运营、区域协同效应以及在类似油田（如蒙特尼）的专业知识，带来了资本和运营成本的效率。此外，我们正按计划实现 2025 年预算生产约 60,000 桶油当量/天。 通过优化井长和完井设计，并结合顶级执行，我们正在以更低的成本钻探更长的井，改善油藏接入。在长度标准化的基础上，2025 年的钻探和完井综合成本目标比 2024 年降低约 14%，即每口井减少 180 万美元。 公司计划在杜弗内钻探 43 口总井，作为 2025 年资本开发计划的一部分。 2025 年第一季度的运营成本表现良好，平均约为每桶 9.52 美元。 股东回报 加拿大自然资源公司在可持续分红方面有着强劲的历史，2025 年将是连续第 25 年增加分红，年复合增长率为 21%。 2025 年第一季度的股东回报表现强劲，总计约 17 亿美元，其中包括 12 亿美元的分红和 5 亿美元通过回购和注销约 1120 万普通股，平均回购价格为每股 43.66 美元。 截至2025年5月7日，公司已通过 24 亿美元的分红和 7 亿美元的回购和注销约 1580 万普通股，直接向股东返还总计约 31 亿美元。 在季度结束后，加拿大自然资源公司宣布每股普通股现金分红为 0.5875 美元。季度分红将于2025年7月3日支付给截至2025年6月13日营业结束时的股东。 正如之前宣布的，2025年3月6日，董事会将季度分红提高了 4%，至每股 0.5875 美元。这表明董事会对我们商业模式的可持续性、强劲的资产负债表以及多样化、长期低衰退储备和资产基础的信心。 运营回顾与资本配置 加拿大自然资源公司拥有一个平衡且多样化的资产组合，主要位于加拿大，同时在北海英国区和非洲近海也有国际曝光。加拿大自然资源公司的生产在轻质原油、中质原油、主要重质原油、Pelican Lake 重质原油、沥青（热油）和 SCO（统称为"原油"）以及天然气和 NGLs 之间保持良好平衡。这种平衡为资本投资提供了选择，最大化了公司股东的价值。 支撑这一资产基础的是公司的长期低衰退生产，约占 2025 年预算液体生产的 77%，其中大部分是来自公司世界级油砂开采和升级资产的零衰退高价值 SCO 生产。公司的长期低衰退生产的其余部分来自其顶级热采油砂运营和 Pelican Lake 重质原油资产。这些长期低衰退资产、低储量更替成本以及高效的运营相结合，导致在商品价格周期中产生可观且可持续的调整资金流。 此外，加拿大自然资源公司在其常规资产基础内保持了大量低资本风险项目的库存。这些项目可以快速执行，并在合适的经济条件下提供优异的回报，最大化股东价值。支持这些项目的是公司的未开发土地基础，使得可以进行大规模、可重复的钻探计划，并随着时间的推移进行优化。此外，加拿大自然资源公司通过保持高比例的资产所有权和运营权，最大化长期价值，使公司能够控制开发的性质、时间和范围。低资本风险项目可以根据成功、市场条件或公司需求相对快速地停止或启动。 加拿大自然资源公司平衡的投资组合，结合长期低衰退资产和低资本风险资产，使得有效的资本配置、生产增长和价值创造成为可能。 钻井活动 截至三个月 2025年3月31日 2024年3月31日 （井数） 总计 净计 总计 净计 原油 (1) 75 74 62 61 天然气 23 19 23 16 干井 1 1 - - 小计 99 94 85 77 地层测试/服务井 484 462 452 386 总计 583 556 537 463 成功率（不包括地层测试/服务井） 99 % 100 % (1) 包括油砂井。 加拿大自然资源在 2025 年第一季度钻探了 94 口净原油和天然气生产井，比 2024 年第一季度多 17 口。 北美勘探与生产 原油和天然气液体 - 不包括热采油砂 截至三个月 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 原油和天然气液体生产（桶/天） 276,532 255,729 237,481 针对原油的净井数 57 84 38 针对原油的净成功井数 56 84 38 成功率 98 % 100 % 100 % 北美 E&P 液体生产（不包括热采）在 2025 年第一季度平均为 276,532 桶/天，比 2024 年第一季度水平增长了 16%，反映了 2024 年 12 月收购的杜弗内资产的生产量，以及我们富含液体的天然气和主要重油资产的强劲有机增长。 主要重油生产在 2025 年第一季度平均为 85,604 桶/天，比 2024 年第一季度水平增长了 9%，反映了公司多分支井的强劲钻探结果，部分被自然衰退所抵消。 加拿大自然资源继续在公司高度成功的多分支钻探项目上发力，计划在 2025 年钻探 156 口净主要重油多分支井。 公司主要重油业务的运营成本在 2025 年第一季度平均为每桶 18.13 美元（每桶 12.63 美元），比 2024 年第一季度水平下降了 5%，主要反映了更高的生产量和较低的能源成本。 Pelican Lake 的生产在 2025 年第一季度平均为 43,175 桶/天，比 2024 年第一季度水平下降了 4%，反映了这一长期低衰退资产的自然衰退较低。 Pelican Lake 的运营成本在 2025 年第一季度平均为每桶 9.77 美元（每桶 6.81 美元），与 2024 年第一季度水平相当。 北美轻质原油和天然气液体的生产在 2025 年第一季度平均为 147,753 桶/天，比 2024 年第一季度水平增长了 30%，约 34,000 桶/天，主要受最近收购的杜弗内资产和我们富含液体的天然气资产的强劲钻探结果推动。 公司北美轻质原油和天然气液体业务的运营成本在 2025 年第一季度平均为每桶 13.15 美元（每桶 9.16 美元），比 2024 年第一季度水平下降了 14%，主要反映了更高的生产量和较低的能源成本。 北美天然气 截至三个月 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 天然气生产（百万立方英尺/天） 2,436 2,273 2,135 针对天然气的净井数 19 14 16 针对天然气的净成功井数 19 14 16 成功率 100 % 100 % 100 % 北美天然气生产在 2025 年第一季度平均为 2,436 百万立方英尺/天，比 2024 年第一季度水平增长了 14%，受最近收购的杜弗内资产和公司富含液体的天然气资产的强劲钻探结果推动。公司仍然专注于通过在杜弗内、蒙特尼和深盆地的富含液体的天然气活动实现强劲的有机增长回报。 北美天然气的运营成本在 2025 年第一季度平均为每百万立方英尺 1.16 美元，比 2024 年第一季度水平下降了 9%，主要反映了更高的生产量。 热采油砂 截至三个月 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 油砂生产（桶/天） 284,706 276,231 268,155 针对油砂的净井数 18 16 23 针对油砂的净成功井数 18 16 23 成功率 100 % 100 % 100 % 热采生产在 2025 年第一季度平均为 284,706 桶/天，比 2024 年第一季度水平增长了 6%，约 16,500 桶/天，得益于公司资本高效的热采开发项目。来自 Primrose 的两个 CSS 平台在 2024 年第四季度和 2025 年第一季度提前投产，结果表现强劲。 第 25 季度的热采现场运营成本表现强劲，平均为每桶 11.23 美元（每桶 7.83 美元），较第 24 季度下降 20%，主要反映出更高的生产量和较低的能源成本。 加拿大自然资源公司拥有约 340,000 桶/日的热采现场设施处理能力，提供 70,000 桶/日的可用产能。公司在其长期低衰退的热采现场资产上拥有数十年的强大资本高效钻探填充增长机会，我们继续以有序的方式开发这些资产，以提供安全可靠的热采现场生产。 在 Primrose，继最近钻探的 CSS 平台取得强劲成果后，公司计划在 2025 年将部分平台新增资本从 Kirby 重新分配到 Primrose，以最大化回报。公司现在计划在 2025 年第四季度钻探一个 CSS 平台，预计生产将在 2026 年开始。 在 Jackfish，公司在 2024 年第四季度完成了一个 SAGD 平台的钻探，预计生产将在 2025 年第三季度开始。 在 Pike，公司已完成一个 SAGD 平台的钻探，并正在钻探第二个 SAGD 平台，这两个平台都将与现有的 Jackfish 设施连接。这两个平台预计将在 2026 年开始生产，保持 Jackfish 工厂的满负荷运转。 在 Kirby，公司最近完成了一个 SAGD 平台的钻探，预计将在 2025 年第四季度开始生产。 加拿大自然资源公司在某些热采现场资产上试点溶剂增强油气回收技术，旨在提高沥青生产，同时降低蒸汽与油的比率（"SOR"）并优化溶剂回收。该技术有潜力在公司广泛的热采现场资产基础上应用。 在公司位于 Kirby North 的商业规模溶剂 SAGD 平台，我们于 2024 年 6 月开始注入溶剂，溶剂回收率持续符合预期，超过 80%。平台性能监测已识别出多个井对修复机会，以进一步提升 SOR、溶剂回收和生产趋势。这些修复工作预计将在 2025 年第二季度完成，并在 2025 年下半年继续监测。 在 Primrose，公司继续在蒸汽洪水区域运营其溶剂增强油气回收试点，以优化溶剂效率并进一步评估这一商业开发机会。 北美油砂开采与升级 截至三个月 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 合成原油生产（桶/日）（1）（2） 595,116 534,631 445,209 (1) SCO 生产在扣除特许权使用费之前，并排除内部消耗的柴油生产量。 (2) 包括重质和轻质合成原油产品。 油砂开采与升级继续超出预期，得益于我们对持续改进的执着追求，以及 Horizon 的可靠性提升项目和 Scotford 升级项目的强劲表现。因此，公司在 2025 年第一季度取得了强劲的运营成果，如下所示： 在 2025 年第一季度，合成原油的季度生产量创下 595,116 桶/日的纪录，比 2024 年第一季度增加 34% 或约 150,000 桶/日，反映出强劲的运营成果、2024 年 12 月收购 AOSP 额外 20% 的工作权益，以及 2024 年第一季度的计划和非计划维护。 2025 年第一季度的总生产量约为 630,000 桶/日，升级设施的利用率为 106%，是公司历史上最高的季度油砂开采与升级总生产量，得益于持续改进措施带来的强劲表现。 在 2025 年第一季度，油砂开采与升级的运营成本为每桶 21.88 美元（每桶 15.25 美元），比 2024 年第一季度下降 12%。2025 年第一季度的运营成本下降主要是由于生产量增加和能源成本降低。 加拿大自然资源公司的高价值 SCO 在 2025 年第一季度占公司总液体量的约 51%，实现了每桶 95.52 美元的强劲季度 SCO 价格，产生了显著的自由现金流。 如之前所述，计划中的 AOSP 检修于2025年4月4日开始，预计持续 73 天。在此次检修期间，Scotford 升级设施将以降低的速度运行，预计对净年平均生产量的影响约为 31,000 桶/日，基于加拿大自然资源公司当前的 90% 工作权益。 在 Horizon，公司于 2024 年完成了可靠性提升项目，该项目在两年内将 Horizon 的零衰退高价值 SCO 生产能力提高至 264,000 桶/日，通过将计划的检修周期从每年一次调整为每两年一次。因此，2025 年将是没有计划检修的第一年，Horizon 的利用率目标将很高。 在完成该项目后，随着额外基础设施的到位，公司可以在不影响生产的情况下进行某些维护活动。预计 2025 年的资本节省将比 2024 年水平减少约 7500 万美元，因为没有计划检修影响生产。 在 Horizon，公司正在推进其石脑油回收单元尾矿处理（"NRUTT"）项目，预计在 2027 年第三季度机械完成后将增产约 6,300 桶/日的 SCO。 国际勘探与生产 截至三个月 2025年3月31日 2025 2024年12月31日 2024年3月31日 原油生产 (桶/天) 17,450 23,411 24,823 天然气生产 (百万立方英尺/天) 15 10 12 国际 E&P 原油生产量在 2025 年第一季度平均为 17,450 桶/天，较 2024 年第一季度水平下降 30%，主要反映了由于计划中的浮动生产储存和卸货船的寿命延长项目而暂停的非洲海上 Baobab 的生产，该项目于 2025 年 1 月开始，预计将对 2025 年的净年生产产生约 7,800 桶/天的影响，同时伴随自然衰退。Baobab 的生产预计将在 2026 年第二季度恢复。 市场营销 截至三个月 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 基准商品价格 WTI 基准价格 (美元/桶) (1) $ 71.42 $ 70.27 $ 76.97 WCS 重质油与 WTI 的差价 (美元/桶) (1) $ (12.66 ) $ (12.55 ) $ (19.34 ) WCS 重质油与 WTI 的差价占 WTI 的百分比 (%) (1) 18 % 18 % 25 % 凝析油基准价格 (美元/桶) $ 69.89 $ 70.66 $ 72.79 SCO 价格 (美元/桶) (1) $ 69.07 $ 71.13 $ 69.43 SCO 与 WTI 的溢价 (折扣) (美元/桶) (1) $ (2.35 ) $ 0.86 $ (7.54 ) AECO 基准价格 (加元/GJ) $ 1.92 $ 1.38 $ 1.94 实现价格 勘探与生产液体实现价格 (加元/桶) (2)(3)(4)(5) $ 79.85 $ 75.22 $ 70.01 SCO 实现价格 (加元/桶) (1)(3)(4)(5) $ 95.52 $ 95.08 $ 88.84 天然气实现价格 (加元/百万立方英尺) (4) $ 3.13 $ 2.02 $ 2.55 (1) 西德克萨斯中间基准（"WTI"）；西加拿大精选（"WCS"）；合成原油（"SCO"）。 (2) 勘探与生产原油和 NGL 的平均实现价格不包括 SCO。 (3) 定价扣除混合和原料成本。 (4) 不包括风险管理活动。 (5) 非 GAAP 比率。请参阅公司 MD&A 中截至2025年3月31日的"非 GAAP 和其他财务指标"部分，日期为2025年5月7日。 加拿大自然资源公司拥有平衡且多样化的产品组合，包括天然气、NGL、重质原油、轻质原油、油砂和 SCO。 WTI 价格在 2025 年第一季度平均为 71.42 美元/桶，与 2024 年第四季度相当，较 2024 年第一季度水平下降 5.55 美元/桶。与 2024 年第一季度相比的下降反映了由于贸易紧张局势升级而导致的全球需求增长前景疲软，以及非 OPEC+ 生产商的供应增长担忧。 SCO 价格在 2025 年第一季度平均为 69.07 美元/桶，相较于 WTI 价格有 2.35 美元/桶的折扣，而在 2024 年第四季度则是 WTI 的 0.86 美元/桶溢价，2024 年第一季度则是 WTI 的 7.54 美元/桶折扣。2025 年第一季度 SCO 的差价相较于 2024 年第四季度有所减弱，部分原因是西加拿大沉积盆地（"WCSB"）的生产水平。 WCS 与 WTI 的差价在 2025 年第一季度平均为 12.66 美元/桶，与 2024 年第四季度相当，较 2024 年第一季度的 19.34 美元/桶折扣改善了 6.68 美元/桶。2025 年第一季度 WCS 与 WTI 的差价缩小主要反映了 2024 年第二季度 TMX 管道的启动，以及美国墨西哥湾沿岸（"USGC"）重油价格的上涨。 北西红水炼油厂主要以油砂作为原料，2025 年第一季度生产的超低硫柴油和其他精炼产品平均为 83,863 桶/天。 加拿大自然资源公司总合同原油运输能力为 256,500 桶/天，承诺的运输量约占 2025 年预算液体生产的 23%，前往加拿大西海岸和美国墨西哥湾沿岸。这一出口能力支持加拿大自然资源公司的长期销售战略，旨在扩大炼油市场，提高净收益，同时减少对出口限制的依赖。 公司在 TMX 管道上的总承诺能力为 169,000 桶/天，提供通往加拿大西海岸市场的通道。 加拿大自然资源公司在 Flanagan South 管道上的总承诺能力为 77,500 桶/天，并在 Keystone Base 管道上有额外的 10,000 桶/天的承诺能力，分散了公司对美国墨西哥湾沿岸的重油获取。- AECO 天然气价格在 2025 年第一季度平均为 1.92 加元/GJ，较 2024 年第四季度改善 0.54 加元/GJ，与 2024 年第一季度相当。与 2024 年第四季度相比，AECO 天然气价格的上涨主要反映了 NYMEX 基准价格的上涨，以及 WCSB 的出口增加。2025 年第一季度 AECO 价格的上涨也反映了预计在 2025 年下半年启动的 LNG Canada 项目。 在 2025 年，公司计划在其运营中使用约 33% 的预算天然气生产，约 35% 计划以 AECO/Station 2 价格出售，约 32% 计划出口到其他北美和国际市场，以捕捉更高的天然气价格，最大化其多样化的天然气营销组合的价值。 由于加拿大自然资源公司的多样化天然气营销策略，2025 年第一季度实现的天然气价格为 3.13 美元/百万立方英尺，较 AECO 基准价格 2.06 美元/百万立方英尺溢价 1.07 美元/百万立方英尺，溢价达 52%。 咨询 关于前瞻性声明的特别说明 本文件或引用于此的文件中与加拿大自然资源有限公司（"公司"）相关的某些陈述构成适用证券立法意义上的前瞻性陈述或信息（统称为"前瞻性陈述"）。前瞻性陈述可以通过"相信"、"预期"、"期望"、"计划"、"估计"、"目标"、"关注"、"继续"、"可能"、"打算"、"或许"、"潜在"、"预测"、"应该"、"将"、"目标"、"项目"、"预测"、"目标"、"指导"、"展望"、"努力"、"寻求"、"计划"、"提议"、"愿望"或类似性质的表达来识别，这些词暗示未来结果或关于展望的陈述。与公司战略或战略重点、资本预算、预期未来商品价格、预测或预期生产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、放弃支出、所得税费用及本文件及公司财务状况和经营成果的管理层讨论与分析（"MD&A"）中提供的其他目标相关的披露，构成前瞻性陈述。与现有和未来开发的计划及预期结果相关的披露，包括但不限于：公司在地平线油砂（"Horizon"）、阿萨巴斯卡油砂项目（"AOSP"）、普林罗斯热油项目（"Primrose"）、佩利肯湖水和聚合物洪水项目（"Pelican Lake"）、柯比热油砂项目（"Kirby"）、杰克鱼热油砂项目（"Jackfish"）以及西北红水沥青升级和炼油厂的资产；第三方建设新管道能力或扩展现有管道能力或其他运输沥青、原油、天然气、天然气液体（"NGLs"）或合成原油（"SCO"）的方式，这些是公司可能依赖以将其产品运输到市场；某些资产的放弃和退役及其时间安排；技术和技术创新的发展和部署；公司完成其增长项目的财务能力以及在长期内负责任和可持续增长的能力；以及税收解释和诉讼对公司结果的影响的重大性，也构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年度预测，并在必要时根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡进行审查和修订。这些陈述并不保证未来的表现，并且受到某些风险的影响。读者不应对这些前瞻性陈述过度依赖，因为无法保证其所基于的计划、举措或期望会发生。此外，与"储量"相关的陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量可以在未来盈利性地生产。估计已探明和已探明加可能的原油、天然气和 NGLs 储量的数量以及预测未来生产率和开发支出的时间存在许多不确定性。实际未来生产的总量或时间可能与储量和生产估计有显著差异。 前瞻性声明基于对公司及其所处行业的当前预期、估计和预测，仅在这些声明作出之日或包含这些声明的报告或文件日期的较早者有效，并且受到已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能导致公司的实际结果、表现或成就与这些前瞻性声明所表达或暗示的未来结果、表现或成就存在重大差异。这些风险和不确定性包括但不限于：一般经济和商业状况（包括由于石油输出国组织加（"OPEC+"）的行动、中东和乌克兰冲突的影响、通货膨胀上升以及全球经济衰退导致的经济活动减少风险），这些因素可能影响公司的产品的需求和供应及市场价格，以及公司运营所需资源的可用性和成本；原油、天然气和天然气液体（NGLs）价格的波动及其假设；货币和利率的波动；公司当前目标所基于的假设；公司开展业务的国家和地区的经济状况；国际贸易环境的变化和不确定性，包括关税、出口限制、禁运和关键贸易协议（包括美国政府宣布的某些商品的关税及随后宣布的加拿大反制措施，这些措施预计将不断演变，可能会继续、暂停、增加、减少或对其他商品施加）；温室气体排放监管框架的不确定性，包括各级政府对气候相关倡议的财政和其他支持及潜在的排放或生产上限；政治不确定性，包括政府更迭、恐怖分子、叛乱团体或其他冲突（包括国家间冲突）的行动；公司防范和恢复网络攻击、其他网络犯罪和其他网络事件的能力；行业产能；公司实施其商业战略的能力，包括勘探和开发活动；竞争的影响；公司对诉讼的辩护；地震、钻探和其他设备的可用性和成本；公司完成资本项目的能力；公司确保其产品的运输能力；公司沥青产品的开采、提炼或升级过程中意外的中断或延误；与勘探或开发项目或资本支出相关的计划延误或变更；公司吸引必要劳动力以建设、维护和运营其热能和油砂开采项目的能力；在勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、提炼公司沥青产品过程中固有的操作风险和其他困难；融资的可用性和成本；公司勘探和开发活动的成功及其替代和扩展原油和天然气储量的能力；公司达到其目标生产水平的能力；整合收购公司和资产的业务和运营的时机和成功；生产水平；储量估计和可回收原油、天然气和 NGLs 的估计的不准确性，这些尚未被分类为已探明；政府当局的行动；政府法规及遵守这些法规所需的支出（特别是安全、竞争、环境法律法规及气候变化倡议对资本支出和生产费用的影响）；适用税收和竞争法律法规的解释；资产退休义务；公司流动性是否足以支持其增长战略并在短期、中期和长期内维持其运营；公司资产负债表的强度；公司资本结构的灵活性；公司税务准备的充足性；公司作为当事方的法律程序的影响；以及其他影响收入和支出的情况。 公司的运营曾受到政治发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，并可能在未来受到影响，例如对生产的限制、对公司产品的关税、禁运或出口限制（包括美国政府宣布的某些商品的关税及随后宣布的加拿大反制措施，这些措施预计将不断演变，可能会继续、暂停、增加、减少或对其他商品施加）、税收、特许权使用费和其他应支付给政府或政府机构的金额的变化、价格或收集费控制以及环境保护法规。如果这些风险或不确定性中的一个或多个变为现实，或者公司的任何假设被证明不正确，实际结果可能在重大方面与前瞻性声明中预测的结果有所不同。任何一个因素对特定前瞻性声明的影响无法确定，因为这些因素依赖于其他因素，公司的行动方针将取决于其对未来的评估，考虑到当时可用的所有信息。 读者需注意，以上因素列表并不详尽。未在本文件或公司管理层讨论中提及的不可预测或未知因素也可能对前瞻性声明产生不利影响。尽管公司认为基于在作出前瞻性声明时可获得的信息，所传达的预期是合理的，但无法保证未来的结果、活动水平和成就。所有后续的前瞻性声明，无论是书面还是口头，归因于公司或代表公司行事的人员，均完全受这些警示声明的限制。除非法律要求，公司不承担更新本文件或公司管理层讨论中的前瞻性声明的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，或上述因素影响该信息，若情况或公司的估计或意见发生变化。 关于普通股拆分和比较数据的特别说明 在公司于2024年5月2日举行的年度及特别股东大会上，股东通过了一项特别决议，批准自2024年6月3日市场收盘时起生效的每两股普通股拆分为一股的方案。2024年6月10日，登记在册的股东每持有一股普通股将获得一股额外股份，普通股自2024年6月11日起按拆分调整后的基础进行交易。普通股、每股普通股、股息和期权金额在两股拆分为一股之前的期间已更新，以反映普通股拆分。 关于《竞争法》（加拿大）修订的特别说明 2024年6月20日，随着 C-59 法案的通过，《竞争法》（加拿大）的修订生效，该法案影响企业的环境和气候披露。由于这些修订，企业在保护或恢复环境或减轻气候变化的环境和生态原因或影响方面所做工作的公共陈述，可能违反_《竞争法》_的欺骗性营销行为条款。这些修订包括重大财务罚款，并且自2025年6月20日起，私人当事人可根据欺骗性营销行为条款向竞争法庭寻求命令。对该立法的解释和执行的不确定性可能使公司面临增加的诉讼和财务罚款，其结果和影响可能难以评估或量化，并可能对公司的业务、声誉、财务状况和业绩产生重大不利影响。 关于货币、财务信息和生产的特别说明 本文件应与公司截至2025年3月31日的未经审计的中期合并财务报表（"财务报表"）和管理层讨论及分析（MD&A）一起阅读，以及公司截至2024年12月31日的管理层讨论及分析和经审计的合并财务报表。所有金额均以百万加元为单位，除非另有说明。公司截至2025年3月31日的财务报表和 MD&A 已按照国际财务报告准则（"IFRS"）编制，该准则由国际会计准则委员会（"IASB"）发布。 本文件中生产量和每单位统计数据均以 “扣除特许权使用费” 或 “公司毛利” 基础呈现，实际价格扣除了混合和原料成本，并不包括风险管理活动的影响。此外，文中提及的原油和天然气以常用单位 “油当量桶”（"BOE"）表示。BOE 是通过将六千立方英尺（"Mcf"）天然气转换为一桶（"bbl"）原油（6 Mcf:1 bbl）得出的。这种转换可能具有误导性，特别是在单独使用时，因为 6 Mcf:1 bbl 的比例是基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的价值等效。在使用当前原油价格与天然气价格比较价值比率时，6 Mcf:1 bbl 的转换比率可能会误导价值的指示。此外，出于本文件的目的，原油被定义为包括以下商品：轻质和中质原油、主要重质原油、Pelican Lake 重质原油、沥青（热油）和 SCO。以 “扣除特许权使用费” 或 “公司净值” 基础的生产数据也仅供参考。 有关公司的更多信息，包括截至2024年12月31日的年度信息表，可在 SEDAR+ 网站 www.sedarplus.ca 和 EDGAR 网站 www.sec.gov 上获取。该年度信息表中的信息及公司网站上的信息不构成公司于2025年5月7日发布的 MD&A 的一部分，也不被引用。 顾问声明 关于非公认会计原则和其他财务指标的特别说明 本文件包含对非公认会计原则（non-GAAP）指标的引用，包括根据国家仪器 52-112 - 非公认会计原则及其他财务指标披露定义的非公认会计原则及其他财务指标。这些财务指标被公司用于评估其财务表现、财务状况和现金流，包括非公认会计原则财务指标、非公认会计原则比率、各业务部门总计指标、资本管理指标和补充财务指标。这些财务指标并未被国际财务报告准则（IFRS）定义，因此被称为非公认会计原则及其他财务指标。公司使用的非公认会计原则及其他财务指标可能与其他公司提供的类似指标不可比，因此不应被视为替代或更具意义的指标，作为公司表现的直接可比财务指标的替代，适用于公司财务报表中所呈现的指标。公司在本文件中包含的非公认会计原则及其他财务指标的描述，以及与最直接可比的公认会计原则指标的调节，适用时如下所示，并在公司2025年3月31日的 MD&A 的 “非公认会计原则及其他财务指标” 部分中提供。 自由现金流分配政策 自由现金流是一项非公认会计原则财务指标。公司认为自由现金流是展示公司通过资本投资产生现金流以资助未来增长、向股东支付回报以及偿还或维持净债务水平的关键指标，依据自由现金流分配政策。 公司的自由现金流用于确定在支付股息后目标的股东回报金额。分配给股东的金额根据公司的净债务状况而有所不同。 自由现金流的计算为调整后的资金流减去普通股股息、净资本支出和放弃支出。公司目标是在前瞻性年度基础上管理自由现金流的分配，同时根据需要管理营运资金和现金管理。 截至 2024 年 10 月，在宣布收购雪佛龙之前，公司目标是在 2024 年将 100% 的自由现金流分配给股东回报。 在 2024 年 10 月，随着雪佛龙收购的宣布，董事会调整了自由现金流的分配如下： 60% 的自由现金流用于股东回报，40% 用于资产负债表，直到净债务达到 150 亿美元。 当净债务在 120 亿美元到 150 亿美元之间时，自由现金流的分配将为 75% 用于股东回报，25% 用于资产负债表。 当净债务在 120 亿美元或以下时，自由现金流的分配将为 100% 用于股东回报。 截至2025年3月31日的三个月公司的自由现金流如下所示： 截至三个月 （百万美元） 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 调整后的资金流 (1) $ 4,530 $ 4,186 $ 3,138 减：普通股股息 1,184 1,110 1,076 净资本支出，(2) 不包括净收购成本 (3) 1,303 1,290 1,113 放弃支出 188 151 162 自由现金流 $ 1,855 $ 1,635 $ 787 (1) 请参阅描述和与最直接可比的公认会计原则指标的调节，详见公司2025年3月31日的 MD&A 的 “非公认会计原则及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 (2) 净资本支出是非公认会计原则财务指标。请参阅公司2025年3月31日的 MD&A 的 “非公认会计原则及其他财务指标” 部分，日期为2025年5月7日。 (3) 不包括与该期间资产收购相关的2024年12月31日的净收购成本为 90.58 亿美元。 长期债务，净额 长期债务，净额（也称为净债务）是一项资本管理指标，计算为流动和长期债务减去现金及现金等价物。 （百万美元） 2025年3月31日 2024年12月31日 2024年3月31日 长期债务 $ 17,428 $ 18,819 $ 11,040 减：现金及现金等价物 93 131 767 长期债务，净额 $ 17,335 $ 18,688 $ 10,273 盈亏平衡 WTI 价格 盈亏平衡 WTI 价格是一项补充财务指标，表示公司调整后的资金流等于维护资本和股息之和时的每桶等值美元 WTI 价格。公司认为盈亏平衡 WTI 价格是评估其表现的关键指标，因为它展示了公司活动的效率和盈利能力。盈亏平衡 WTI 价格包含在公司 MD&A 的 “非公认会计原则及其他财务指标” 部分中调节的非公认会计原则财务指标调整后的资金流。维护资本是一项补充财务指标，表示维持年产量在前期水平所需的资本。 资本预算 资本预算是一项前瞻性的非公认会计原则（Non-GAAP）财务指标。资本预算基于净资本支出（非公认会计原则财务指标），并包括与多项收购相关的收购资本，这些收购的协议在公司于2025年1月9日发布的预算新闻稿时已达成。有关净资本支出的更多详细信息，请参阅公司管理层讨论与分析（MD&A）中的 “非公认会计原则及其他财务指标” 部分。 2025 年的资本预算反映了预算的净资本支出，未包括与公司在北美和北海执行的废弃和恢复项目相关的废弃支出。公司目前在其资产负债表上承担了与这些预算未来支出相关的资产退休义务（"ARO"）负债。废弃支出在当前所得税回收的影响之前报告。当前税收回收在加拿大的可退还比例约为 23%，在北海英国部分的综合当前所得税和石油收入税（"PRT"）税率约为 70% 至 75%。公司有资格收回之前支付的 PRT 的利息。 资本效率 资本效率是一项补充财务指标，表示为增加新生产或增量生产而支出的资本与当前新生产或增量生产的比率。它以每单位流动产品的美元金额表示（$/bbl/d 或 $/BOE/d）。公司认为资本效率是评估其业绩的关键指标，因为它展示了公司资本投资的效率。 电话会议 加拿大自然资源有限公司（TSX: CNQ）（NYSE: CNQ）将在2025年5月8日星期四市场开盘前发布其 2025 年第一季度财报。 电话会议将于2025年5月8日星期四上午 7:00 MDT / 上午 9:00 EDT 举行。 拨入直播活动： 北美 1-800-717-1738 / 国际 001-289-514-5100。 收听音频网络广播： 请访问我们网站的主页 www.cnrl.com 收听音频网络广播。 电话会议回放： 北美 1-888-660-6264 / 国际 001-289-819-1325（密码：62718#） 加拿大自然资源是一家高级原油和天然气生产公司，在其位于西加拿大、北海英国部分和非洲近海的核心区域持续运营。 加拿大自然资源有限公司T (403) 517-6700 F (403) 517-7350 E ir@cnrl.com2100, 855 - 2 Street S.W. Calgary, Alberta, T2P 4J8www.cnrl.com SCOTT G. STAUTH总裁VICTOR C. DAREL首席财务官LANCE J. CASSON投资者关系经理交易代码 - CNQ多伦多证券交易所纽约证券交易所 要查看此新闻稿的源版本，请访问 https://www.newsfilecorp.com/release/251227