加拿大自然资源有限公司

管理层的讨论与分析

截至2021年12月31日的三个月和年度

管理层的讨论与分析

咨询

关于前瞻性陈述的特别说明

本文中有关加拿大自然资源有限公司(“本公司”)的某些表述或通过引用纳入本文的文件构成适用证券法规定义的前瞻性表述或信息(本文统称为“前瞻性表述”)。前瞻性陈述可以用“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“估计”、“目标”、“继续”、“可能”、“打算”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“将”、“目标”、“项目”、“预测”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求”、“日程安排”、“建议”等词语来识别。“期望”或类似性质的表达，暗示未来的结果或关于前景的陈述。本公司管理层在讨论和分析(“MD&A”)过程中提供的有关公司财务状况和经营结果的预期未来商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、所得税费用和其他目标的披露，均为前瞻性表述。披露与现有和未来开发项目相关的计划和预期结果，包括但不限于以下项目：公司在Horizon油砂(“Horizon”)、阿萨巴斯卡油砂项目(“AOSP”)的资产、油砂归零计划、樱草热油项目、鹈鹕湖水和聚合物驱项目、Kirby热油砂项目、杰克鱼热油砂项目和西北红水沥青改良机第三方新建或扩建现有的输送沥青、原油、天然气的管道或其他运输工具, 本公司可能依赖的液化天然气(“NGL”)或合成原油(“SCO”)将其产品运往市场；技术和技术创新的开发和部署；以及公司完成其增长项目并实现负责任和可持续的长期增长的财务能力，这些都构成前瞻性表述。这些前瞻性陈述以年度预算和多年预测为基础，并在全年根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡情况下进行必要的审查和修订。这些陈述不是对未来业绩的保证，存在一定的风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为不能保证它们所依据的计划、倡议或期望一定会实现。

此外，有关“储备”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，即所述储备在未来能够有利可图地产生。在估计已探明和已探明的数量以及可能的原油、天然气和天然气气藏储量，以及预测未来的产量和开发支出的时间方面，存在许多固有的不确定性。未来实际产量的总量或时间可能与储量和产量预估大不相同。

前瞻性陈述是基于对公司和公司所处行业的当前预期、估计和预测，这些预期、估计和预测仅在作出这些陈述之日或包含这些陈述的报告或文件日期较早时发表，受已知和未知风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素可能导致公司的实际结果、业绩或成就与此类前瞻性陈述明示或暗示的未来结果、业绩或成就有很大的不同，这些风险和不确定因素可能会导致公司的实际结果、业绩或成就与这些前瞻性陈述明示或暗示的未来结果、业绩或成就大不相同。这些风险和不确定因素除其他外包括：一般经济和商业条件(包括新型冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的影响和石油输出国组织(“欧佩克+”)的行动可能影响公司产品的供求和市场价格，以及公司运营所需资源的可用性和成本)；原油、天然气和NGL价格的波动性和假设，包括欧佩克+针对新冠肺炎或其他原因采取的行动公司当前目标所依据的假设；公司开展业务所在国家和地区的经济状况；政治不确定性，包括恐怖分子、叛乱团体的行动或其他冲突(包括国家之间的冲突)；行业能力；公司实施业务战略(包括勘探和开发活动)的能力；竞争的影响；公司对诉讼的抗辩；地震的可用性和成本, 钻井和其他设备；公司及其子公司完成资本计划的能力；公司及其子公司确保其产品获得足够运输的能力；公司沥青产品开采、提炼或升级过程中的意外中断或延误；勘探或开发项目或资本支出方面计划可能的延误或变化；公司吸引建造、维护和运营其热力和油砂开采项目所需劳动力的能力；在勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、开采或升级公司的沥青产品过程中固有的经营风险和其他困难；融资的可用性和成本；公司及其子公司勘探和开发活动的成功及其取代和扩大原油和天然气储量的能力；公司实现其目标产量水平的能力；整合被收购公司和资产的业务和运营的时机和成功程度；产量水平；储量估计和估计可采数量的不精确性，目前不是原油、天然气和NGL的可采数量。政府当局的行动(包括艾伯塔省政府授权的任何减产)；政府法规和遵守这些法规所需的支出(特别是安全和环境法律法规以及气候变化倡议对资本支出和生产费用的影响)；资产报废义务；公司有足够的流动性支持其增长战略并维持其在短期、中期的运营, 这些因素包括：公司资产负债表的强健程度；公司资本结构的灵活性；公司税收拨备的充分性；以及影响收入和费用的其他情况。

该公司的运营一直受到，未来也可能受到政治发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，如生产限制、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、价格或采集率控制以及环境保护法规。如果这些风险或不确定因素中的一个或多个成为现实，或者公司的任何假设被证明是不正确的，实际结果可能与前瞻性陈述中预测的结果在重大方面有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响都不能确定，因为这些因素取决于其他因素，公司的行动将取决于它对未来的评估，考虑到当时可获得的所有信息。

提醒读者，前面列出的因素并不是详尽的。本MD&A中没有讨论的不可预测或未知因素也可能对前瞻性陈述产生不利影响。尽管公司认为前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但不能对未来的结果、活动水平和成就作出保证。这些预期是基于前瞻性陈述发表之日所掌握的信息而得出的，但不能对未来的结果、活动水平和成就作出保证。可归因于公司或代表公司行事的所有后续前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，都明确地受到这些警告性声明的全部限制。除非适用法律另有要求，否则如果情况或公司的估计或意见发生变化，公司不承担更新本MD&A中的前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，还是前述影响这些信息的因素。

关于非GAAP和其他财务措施的特别说明

本MD&A包括对非GAAP指标的引用，其中包括非GAAP指标和National Instrument 52-112-Non-GAAP-Non-GAAP and Other Financial Measures Discovery(“NI 52-112”)中定义的其他财务指标。公司使用非GAAP衡量标准来评估其财务业绩、财务状况或现金流。本MD&A中包含的公司非GAAP和其他财务衡量标准的描述，以及与最直接可比GAAP衡量标准的对账(如果适用)在本MD&A的“非GAAP和其他财务衡量标准”一节中提供。

关于货币、金融信息和生产的特别说明

本MD&A应与本公司截至2021年12月31日的三个月和年度的未经审计的中期综合财务报表(“财务报表”)以及本公司截至2020年12月31日的年度的MD&A和经审计的综合财务报表一并阅读。除另有说明外，所有美元金额均以百万加元为单位。公司截至2021年12月31日的三个月和年度的财务报表以及本MD&A是根据国际会计准则委员会(IASB)发布的国际财务报告准则(IFRS)编制的。

在整个MD&A中，生产量和单位统计数据都是在“未支付特许权使用费”或“公司毛收入”的基础上公布的，已实现的价格是扣除混合和原料成本后的净额，不包括风险管理活动的影响。此外，还提到了原油和天然气的常用单位，称为桶油当量(“BOE”)。京东方是将6000立方英尺(“Mcf”)的天然气换算成一桶(“bbl”)原油(6mcf：1桶)得出的。这种转换可能具有误导性，特别是如果单独使用的话，因为6Mcf：1bbl的比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，而不代表井口的等值。在比较当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6mcf：1bbl的换算比率作为价值指标可能具有误导性。此外，就本MD&A而言，原油的定义包括以下商品：轻质和中质原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)和SCO。以“特许权使用费后”或“公司净值”为基础的制作也仅供参考。

以下讨论和分析主要涉及本公司截至2021年12月31日的三个月和年度与2020年和2021年第三季度可比期间的财务业绩。有关该公司的更多信息，包括其截至2020年12月31日的年度信息表，可在SEDAR网站www.sedar.com和Edgar网站www.sec.gov上查阅。公司网站上的信息不构成本MD&A的一部分，也不作为参考并入本MD&A。本MD&A的日期为2022年3月2日。

财务亮点

(1)有关产品销售的进一步详情在财务报表附注17披露。

(2)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(3)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

财务亮点摘要

合并净收益(亏损)和调整后运营净收益(亏损)

截至2021年12月31日的年度净收益为76.64亿美元，而截至2020年12月31日的年度净亏损为4.35亿美元。截至2021年12月31日的年度净收益包括2.44亿美元的营业外项目(税后)，而截至2020年12月31日的年度为3.21亿美元，这些项目涉及基于股票的薪酬的影响，风险管理活动，汇率波动(包括已实现外汇损失对偿还美元债务证券的影响)，交叉货币掉期结算的已实现外汇收益，收购收益，投资(收益)损失，省级井场修复计划下的政府赠款收入，以及一项拨备不包括这些项目，截至2021年12月31日的年度调整后运营净收益为74.2亿美元，而截至2020年12月31日的年度调整后运营净亏损为7.56亿美元。

2021年第四季度净收益为25.34亿美元，而2020年第四季度为7.49亿美元，2021年第三季度为22.02亿美元。2021年第四季度的净收益包括9200万美元的非营业项目(税后)，而2020年第四季度和2021年第三季度的净收益分别为5.73亿美元和1.07亿美元，这些项目涉及股票薪酬的影响、风险管理活动、汇率波动(包括已实现外汇损失对偿还美元债务证券的影响)、收购收益、投资(收益)损失、省级井场修复计划下的政府赠款收入，以及与Keystone XL管道相关的拨备剔除这些项目，2021年第四季度调整后的运营净收益为26.26亿美元，而2020年第四季度为1.76亿美元，2021年第三季度为20.95亿美元。

截至2021年12月31日的年度的净收益和调整后的运营净收益与截至2020年12月31日的年度的净亏损和调整后的运营净亏损相比，主要反映了：

▪在油砂开采和升级领域实现了更高的上海合作组织销售价格(1)；

勘探和生产领域的▪较高的原油和NGL净额(1)和天然气净额(1)；

▪提高了北美地区的天然气销售量；

▪提高上合组织在油砂开采和升级领域的销售量；以及

▪降低损耗、折旧和摊销费用。

2021年第四季度的净收益和调整后的运营净收益与2020年第四季度和2021年第三季度的净收益和调整后的运营净收益相比，主要反映了：

▪在油砂开采和升级领域实现了更高的上海合作组织销售价格；

勘探和生产部门的▪原油和NGL净值较高，天然气净值较高；

▪提高上合组织在油砂开采和升级领域的销售量；以及

▪提高了北美地区的天然气销售量。

以股份为基础的薪酬、风险管理活动、汇率波动、收购收益、西北红水合伙公司(“西北红水合伙”)收入以及投资(收益)亏损的影响，也是造成可比期间净收益(亏损)变动的原因。这些事项将在本MD&A的相关章节中详细讨论。

经营活动的现金流和调整后的资金流

截至2021年12月31日的一年，经营活动的现金流为144.78亿美元，而截至2020年12月31日的一年为47.14亿美元。2021年第四季度来自运营活动的现金流为47.12亿美元，而2020年第四季度为12.7亿美元，2021年第三季度为42.9亿美元。经营活动的现金流在可比期间的波动主要是由于先前提到的与经营净收益(亏损)波动有关的因素，以及非现金营运资本变化的影响，不包括损耗、折旧和摊销费用的影响。

截至2021年12月31日的一年，调整后的资金流为137.33亿美元，而截至2020年12月31日的一年为52亿美元。2021年第四季度调整后的资金流为43.38亿美元，而2020年第四季度为17.08亿美元，2021年第三季度为36.34亿美元。调整后的资金流在可比期间的波动主要是由于上述因素，这些因素与经营活动的现金流波动(不包括非现金营运资本净变化的影响)、放弃支出(不包括省级井场修复计划下的政府赠款收入的影响)以及其他长期资产的变动有关，包括股票红利计划的未摊销成本、向西北地区提供的次级债务预付款的应计利息和预付服务成本通行费。

生产量

2021年第四季度未扣除特许权使用费的原油和NGL产量从2020年第四季度的927,190桶/日增长到1004,425桶/日，比2021年第三季度的952,839桶/日增长了5%。2021年第四季度未扣除特许权使用费的天然气产量从2020年第四季度的1644MMcf/d增长到1857MMcf/d，比2021年第三季度的1708MMcf/d增长了9%。2021年第四季度未扣除特许权使用费的总产量为1,313,900 BOE/d，比2020年第四季度的1,201,198 BOE/d增长了9%，比2021年第三季度的1,237,503 BOE/d增长了6%。原油、NGL和天然气产量在本MD&A的“每日生产、未支付特许权使用费”一节中进行了详细讨论。

(1)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

产品价格

在公司的勘探和生产部门，2021年第四季度实现的原油和NGL价格(1)平均为每桶72.81美元，与2020年第四季度的每桶40.56美元相比上涨了80%，比2021年第三季度的每桶68.06美元上涨了7%。已实现天然气价格(1)从2020年第四季度的每立方米2.94美元上涨到2021年第四季度的平均每立方米5.35美元，涨幅为82%，从2021年第三季度的每立方英尺4.13美元上涨了30%。在油砂开采和升级领域，本公司实现的SCO销售价格从2020年第四季度的每桶48.56美元上涨到2021年第四季度的平均每桶88.48美元，比2021年第三季度的每桶81.54美元上涨了9%。该公司的已实现定价反映了当时的基准定价。原油、NGL和天然气价格在本MD&A的“商业环境”、“已实现产品价格-勘探和生产”以及“油砂开采和升级”部分进行了详细讨论。

生产费用

在公司的勘探和生产部门，2021年第四季度原油和NGL生产费用(2)平均为每桶15.70美元，比2020年第四季度的12.47美元增加了26%，比2021年第三季度的每桶14.78美元增加了6%。2021年第四季度，天然气生产费用(2)平均为每立方米1.12美元，与2020年第四季度的每立方米1.10美元相当，比2021年第三季度的每立方米1.17美元下降了4%。在油砂开采和升级领域，2021年第四季度的生产成本(2)平均为每桶19.55美元，比2020年第四季度的20.20美元下降了3%，与2021年第三季度的每桶19.86美元相当。在本MD&A的“生产费用-勘探与生产”和“油砂开采与升级”部分详细讨论了原油、NGL和天然气生产费用。

季度财务业绩摘要

以下是该公司最近八个季度的季度财务业绩摘要：

(1)与截至2021年12月31日和2020年12月31日的三个月的产品销售有关的进一步细节在财务报表附注17中披露。

(1)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(二)按各自的生产费用除以各自的销售量计算。

最近八个季度的季度净收益(亏损)波动主要是由于：

▪原油定价--全球供需波动，包括欧佩克+的原油产量水平及其对世界供应的影响；地缘政治和市场不确定性，包括由于“新冠肺炎”以及与政府对“新冠肺炎”的反应有关的不确定性，对全球基准定价的影响；北美页岩油生产的影响；加拿大西部精选原油与北美俄克拉荷马州库欣的西德克萨斯中质原油基准位置的巨大差异的影响；西德克萨斯中质原油与美国西德克萨斯中质原油基准位置之间差异的影响以及2019年1月1日生效并于2020年12月1日暂停的艾伯塔省政府强制减产的影响。

▪天然气定价--天然气需求和库存储存水平波动的影响，第三方管道维护和停运，以及美国页岩气生产的影响。

▪原油和NGL销售量-柯比和杰克鱼热油砂项目产量的波动，报春花热油项目周期性导致的产量波动，公司在北美和国际部门钻探计划的波动，油砂开采和升级部门扭亏为盈和中途停产的影响，艾伯塔省政府要求于2019年1月1日生效并于2020年12月1日暂停的减产，以及由于需求下降而停产的影响销售量还反映了由于国际部门的吊装和维护活动的时间安排而产生的波动。

▪天然气销售量-由于公司向高回报项目分配资本、钻探结果、自然递减率、松江天然气厂的临时关闭和随后恢复，以及收购的影响和时机而导致的产量波动。

▪生产费用-主要受服务需求和成本、产品组合和生产量波动、季节性影响、碳税和能源成本增加的影响、所有部门的成本优化、收购的影响和时机、油砂开采和升级部门的周转和中转站的影响以及国际部门维护活动的影响。

▪运输、混合和原料费用-由于确认的与2020年第四季度取消Keystone XL管道项目有关的拨备而出现波动。

▪损耗、折旧和摊销费用--由于销售量变化而引起的波动，包括收购和处置的影响和时机、已探明储量、资产报废义务、与原油和天然气勘探相关的发现和开发成本、开发公司已探明的未开发储量的估计未来成本、受更高消耗率影响的国际销售量的波动，以及油砂开采和升级部门的周转和中转站的影响。

▪基于股份的补偿-由于公司基于股份的补偿责任的公平市值的计量而引起的波动。

▪风险管理-由于确认按市值计价和随后结算公司风险管理活动的损益而引起的波动。

▪利息支出-由于长期债务水平变化而引起的波动，以及基准利率变动对未偿还浮动利率长期债务的影响。

▪外汇-加元兑美元的波动，影响公司原油和天然气销售的实现价格，因为销售价格主要基于美元计价的基准。美元计价债务的已实现和未实现汇兑损益的波动也有所增加，但部分被交叉货币掉期对冲的影响所抵消。

▪收购收益，(收益)投资损失和因确认收购收益而产生的西北石油公司波动的收入，(收益)投资于PrairieSky Royalty Ltd.(“PrairieSky”)和Inter Pipeline Ltd.(“IPL”)股票的损失，以及2021年第二季度西北石油公司的分配。

▪所得税-由于法定税率和在不同时期颁布的其他实质性立法变化而引起的波动。

营商环境

全球基准原油价格在2021年全年大幅上涨，部分原因是欧佩克+决定遵守之前达成的减产协议。此外，由于经济状况改善，全球对原油的需求增加，因为新冠肺炎对全球经济的影响变得不那么大。经济状况改善继续正面影响原油价格前景，尽管市场状况仍不确定。

在2021年第四季度，公司继续利用联邦和省政府计划在新冠肺炎大流行期间支持就业，包括在加拿大的省井场恢复计划。

流动性

截至2021年12月31日，该公司的未提取银行信贷额度为60.98亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司拥有大约71.51亿美元的流动资金(1)。本公司还有其他一些专用信贷安排来支持信用证。

公司将继续致力于保持强劲的资产负债表、充足的可用流动资金和灵活的资本结构。有关更多详细信息，请参阅本MD&A的“流动性和资本资源”部分。

资本支出

安全、可靠、有效和高效的运营仍然是公司的重点。2022年1月11日，该公司宣布了其2022年基础资本预算(2)，目标约为36.45亿美元。预算还包括大约7亿美元的增量战略增长资本，目标是在公司的长寿命、低递减、原地热力和油砂开采和升级资产中增加未来的产量和产能。2022年的产量目标在1，27万京东方/日至1,320,000京东方/日之间。全年都在制定和审查年度预算，如有必要，可以根据价格波动、项目回报以及平衡项目风险和时间范围而改变预算。2022年资本预算和产量目标构成前瞻性表述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参阅本MD&A的“咨询”部分。

2020年12月9日，该公司宣布其2021年资本预算目标约为32.05亿美元，2021年8月5日，不包括收购，2021年资本预算增加到约34.8亿美元。截至2021年12月31日的一年，净资本支出为49.08亿美元，包括收购的影响。有关2021年净资本支出的更多详细信息，请参阅本MD&A的“净资本支出”部分。

2021年12月17日，公司完成了对Storm Resources Limited(“Storm”)全部已发行和已发行普通股的收购，总现金代价约为7.71亿美元。在交易结束时，此次收购还包括承担约1.83亿美元的长期债务。暴风公司参与了不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区天然气和天然气液体的勘探和开发。

在截至2021年12月31日的年度内，该公司还完成了其他一些机会性收购。两笔收购包括位于不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的天然气资产，总产量约为11,100 BOE/d。第三笔收购包括公司持有的现有油砂租约的净附带权益，所有Horizon产量都来自该租约。为这些收购支付的总现金对价约为4.5亿美元。

2021年第三季度，根据第三方收购要约，该公司选择接受总计1.28亿美元的现金收益，或每股普通股20.00美元，以换取其在IPL的640万股普通股投资。

风险和不确定性

新冠肺炎，包括令人担忧的变种，仍然有可能进一步扰乱当地或全球供应链和运输服务，或因隔离影响公司在当地社区、劳动力营地或运营地点的劳动力池而造成的人力损失，或由当地卫生当局作为预防措施设立的隔离，从而进一步扰乱公司的运营、项目和财务状况，任何一种隔离都可能要求公司根据其程度和严重程度暂时减少或关闭业务。

(1)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(2)前瞻性非公认会计准则财务指标。资本预算以净资本支出(非公认会计准则财务指标)为基础，不包括净收购成本。有关净资本支出的更多详细信息，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

商品基准价格

该公司几乎所有的产品都是以美元基准价格出售的。具体地说，原油是根据WTI和布伦特指数进行销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考定价，AECO参考定价源自NYMEX参考定价，并根据与Henry Hub的NYMEX交货点的基础或位置差异进行调整。该公司的已实现价格直接受到外汇汇率波动的影响。产品收入继续受到加元波动的影响，因为该公司从原油和天然气销售中获得的加元销售价格是基于美元计价的基准。

北美地区的原油销售合约通常基于WTI基准定价。截至2021年12月31日的一年，WTI平均为每桶67.96美元，比截至2020年12月31日的一年每桶39.40美元增长了72%。2021年第四季度，WTI平均为每桶77.17美元，比2020年第四季度的42.67美元增长了81%，比2021年第三季度的每桶70.55美元增长了9%。

该公司北海和离岸非洲部门的原油销售合同通常以布伦特原油定价为基础，布伦特原油价格代表了国际市场和全球总体供需情况。在截至2021年12月31日的一年中，布伦特原油的平均价格为每桶70.49美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶42.27美元增长了67%。2021年第四季度，布伦特原油平均价格为每桶79.55美元，比2020年第四季度的44.52美元增长了79%，比2021年第三季度的每桶72.98美元增长了9%。

截至2021年12月31日的三个月和年度，WTI和布伦特原油价格较2020年同期上涨，主要反映了欧佩克+决定遵守之前达成的减产协议。此外，由于早先新冠肺炎限制的放松导致经济状况改善，全球对原油的需求增加。2021年第四季度WTI和布伦特原油价格较2021年第三季度上涨，主要反映了全球需求的持续复苏。

在截至2021年12月31日的一年中，WCS的巨大差额平均为每桶13.04美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶12.57美元略有扩大4%。2021年第四季度，WCS的巨大差额平均为每桶14.65美元，比2020年第四季度的9.30美元扩大了58%，比2021年第三季度的13.58美元扩大了8%。2021年第四季度WCS与可比时期的重大价差扩大，主要反映了WTI基准定价的提高和美国墨西哥湾沿岸重油定价的扩大。

截至2021年12月31日，上合组织油价平均为每桶66.36美元，比截至2020年12月31日的每桶36.26美元上涨83%。2021年第四季度，上合组织油价平均为每桶75.39美元，比2020年第四季度的39.69美元上涨了90%，比2021年第三季度的每桶68.98美元上涨了9%。截至2021年12月31日的三个月和年度，上海合作组织定价较可比时期有所上涨，主要反映了WTI基准定价的上涨。

截至2021年12月31日的一年，纽约商品交易所天然气的平均价格为每MMBtu 3.85美元，比截至2020年12月31日的一年的每MMBtu 2.08美元上涨了85%。2021年第四季度，NYMEX天然气平均价格为每MMBtu 5.83美元，比2020年第四季度的2.66美元上涨了3.17美元，比2021年第三季度的4.01美元上涨了45%。纽约商品交易所天然气价格在截至2021年12月31日的三个月和一年中比2020年同期有所上涨，主要反映了在2020年新冠肺炎的影响之后，2021年北美需求的增加，以及库存水平的下降。纽约商品交易所(NYMEX)2021年第四季度天然气价格较2021年第三季度上涨，主要反映了全球液化天然气价格上涨以及库存水平较低导致的美国液化天然气(LNG)出口增加。

在截至2021年12月31日的一年中，AECO天然气的平均价格为每GJ 3.38美元，比截至2020年12月31日的一年的每GJ 2.12美元上涨了59%。2021年第四季度AECO天然气平均价格为4.67美元/GJ，较2020年第四季度的2.62美元/GJ上涨78%，较2021年第三季度的3.36美元/GJ上涨39%。截至2021年12月31日的三个月和一年中，AECO天然气价格比可比时期有所上涨，主要反映了较低的储存水平和NYMEX基准定价的提高。

日产量，未计入特许权使用费

(1)未扣除特许权使用费的SCO产量不包括SCO内部消费的柴油。

(2)天然气产量接近销售量。

(3)扣除混合成本和不包括风险管理活动的净额。

日产量，扣除特许权使用费后的净额

该公司的业务方针是在其生产的每一种商品中保持大量的项目库存和生产多样化，即轻质和中型原油和天然气、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)、上海合作组织和天然气。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的创纪录原油和NGL产量平均为952,404桶/日，比截至2020年12月31日的一年的917,958桶/日增长了4%。2021年第四季度原油和NGL的平均日产量为1,004,425桶，比2020年第四季度的927,190桶/日增长了8%，比2021年第三季度的952,839桶/日增长了5%。截至2021年12月31日的年度原油和NGL产量较2020年增加，2021年第四季度较2021年第三季度增加，主要反映油砂开采和升级部门的强劲运营表现以及热油产量的增加。2021年第四季度原油和NGL产量较2020年第四季度的增长主要反映了油砂开采和升级部门的强劲运营表现，以及扭亏为盈活动的时机。与2020年相比，2021年北美勘探和生产以及油砂开采和升级部门的原油和NGL产量反映了公司在艾伯塔省强制削减期间的削减优化战略的影响。

2021年原油和NGL的年产量在公司之前发布的940,000桶/天和98万桶/天的目标范围内。2022年原油和NGL的年产量目标是平均在940,000桶/天到98.2万桶/天之间。生产目标是前瞻性表述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参阅本MD&A的“咨询”部分。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的天然气产量为1,695 MMcf/d，比截至2020年12月31日的1,477 MMcf/d增长了15%。2021年第四季度创纪录的天然气产量为1857MMcf/d，比2020年第四季度的1644MMcf/d增长了13%，比2021年第三季度的1708MMcf/d增长了9%。截至2021年12月31日的三个月和年度的天然气产量比可比时期有所增加，主要反映了强劲的钻探结果和收购的产量，但部分被天然气田的下降所抵消。

2021年的天然气年产量在该公司之前发布的1680MMcf/d和1720MMcf/d的目标范围内。2022年天然气年产量的目标是平均在1980MMcf/d和2030MMcf/d之间。生产目标是前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参阅本MD&A的“咨询”部分。

北美-勘探和生产

截至2021年12月31日的一年，北美原油和NGL的特许权使用费前产量平均为472,621桶/日，比截至2020年12月31日的一年的460,443桶/日增长了3%。2021年第四季度北美原油和NGL日产量为478,738桶，与2020年第四季度的475,889桶/日相当，比2021年第三季度的454,888桶/日增长了5%。截至2021年12月31日的年度原油和NGL产量较2020年和2021年第四季度较2021年第三季度的增长主要反映了热油产量的增加和强劲的钻探结果，但部分被天然油田的下降所抵消。

2021年第四季度扣除特许权使用费前的热油产量平均为263,110桶/日，与2020年第四季度的266,179桶/日相当，比2021年第三季度的248,113桶/日增长了6%。2021年第四季度的热油产量比2021年第三季度有所增加，主要反映了杰克鱼计划的扭亏为盈活动的完成。

2021年第四季度，未扣除特许权使用费的鹈鹕湖重质原油产量平均为52,963桶/日，比2020年第四季度的56,036桶/日下降了5%，与2021年第三季度的53,923桶/日相当，表明鹈鹕湖的长期低产量下降。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的天然气产量平均为1680MMcf/d，比截至2020年12月31日的一年的1450MMcf/d增长了16%。2021年第四季度天然气产量平均为1841MMcf/d，比2020年第四季度的1623MMcf/d增长了13%，比2021年第三季度的1698MMcf/d增长了8%。截至2021年12月31日的三个月和年度的天然气产量比可比时期有所增加，主要反映了强劲的钻探结果和收购的产量，但部分被天然气田的下降所抵消。

北美-油砂开采和升级

截至2021年12月31日的一年，上海合作组织创纪录的特许权使用费前产量为448,133桶/日，比截至2020年12月31日的417,351桶/日增长了7%。上海合作组织2021年第四季度的创纪录产量为493,406桶/日，比2020年第四季度的417,089桶/日增长了18%，比2021年第三季度的468,126桶/日增长了5%。截至2021年12月31日的一年，上海合作组织产量比2020年有所增加，主要是因为前一年斯科福德的扩张活动完成后，AOSP的运营表现强劲。上合组织2021年第四季度产量同比增长，主要反映了强劲的运营表现以及2020和2021年扭亏为盈活动时机的影响。

北海

截至2021年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的北海原油日产量为17,633桶，比截至2020年12月31日的一年的23,142桶/日下降了24%。2021年第四季度北海原油日产量为17,860桶，比2020年第四季度的17,057桶/日增长了5%，比2021年第三季度的16,294桶/日增长了10%。截至2021年12月31日的年度产量较2020年减少，主要反映了天然油田的减少和计划中的维护活动。2021年第四季度的产量较可比时期有所增加，主要反映了2020年第四季度和2021年第三季度的计划维护活动。

非洲近海

截至2021年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的近海非洲原油产量下降了18%，从截至2020年12月31日的一年的17,022桶/日降至14,017桶/日。2021年第四季度非洲近海原油日产量为14,421桶，比2020年第四季度的17,155桶/日下降了16%，比2021年第三季度的13,531桶/日增长了7%。截至2021年12月31日的三个月和年度产量与2020年同期相比有所下降，主要反映了维护活动和天然油田的下降。2021年第四季度的产量比2021年第三季度有所增加，主要反映了Epoir的计划维护活动在第四季度完成。

国际原油库存量

当产品控制权转移到客户手中并且已经交付时，该公司确认其原油生产的收入。收入尚未在各种储存设施或FPSO中持有的原油数量的国际部分确认，如下所示：

经营亮点-勘探和生产

(1)原油、NGL和京东方销售量，请参考本MD&A的“非GAAP和其他财务措施”一节。有关天然气销售量的信息，请参阅本MD&A的“日产量、特许权使用费前的日产量”(Non-GAAP and Other Financial Measures)一节。

(2)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(三)按照特许权使用费除以各自的销售量计算。

(四)按生产费用除以各自的销售量计算。

(五)按天然气销售量除以天然气销售量计算。

(六)天然气运输费除以天然气销售量。

已实现的产品价格-勘探和生产

(1)原油、NGL和京东方销售量，请参考本MD&A的“非GAAP和其他财务措施”一节。有关天然气销售量的信息，请参阅本MD&A的“日产量、特许权使用费前的日产量”(Non-GAAP and Other Financial Measures)一节。

(2)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(三)按原油和天然气销售量除以天然气销售量计算。

北美

在截至2021年12月31日的一年中，北美实现的原油和NGL价格从截至2020年12月31日的每桶30.31美元上涨到平均每桶62.10美元，涨幅为31.79美元。北美实现原油和NGL价格上涨81%，从2020年第四季度的每桶39.54美元上涨到2021年第四季度的平均每桶71.57美元，比2021年第三季度的每桶66.03美元上涨了8%。截至2021年12月31日的三个月和年度的已实现原油和NGL价格较可比时期有所上升，主要是由于WTI基准定价较高。该公司继续专注于其原油混合营销战略，并在2021年第四季度为WCS流贡献了约173,000桶/天的重质原油混合。

北美实现天然气价格上涨73%，在截至2021年12月31日的一年中，平均价格为每立方米4.05美元，而截至2020年12月31日的一年，天然气价格为每立方米2.34美元。北美实现天然气价格上涨83%，从2020年第四季度的每立方米2.91美元上涨到2021年第四季度的平均5.33美元，比2021年第三季度的4.12美元上涨了29%。截至2021年12月31日的三个月和一年的已实现天然气价格比可比时期有所上升，主要反映了储存水平的降低和基准价格的提高。

北美勘探和生产公司收到的按产品类型划分的价格比较如下：

(1)以单位计算的金额是根据不同产品类别的销售量计算的。

北海

在截至2021年12月31日的一年中，北海实现的原油和NGL价格上涨了76%，平均为每桶87.98美元，而截至2020年12月31日的一年为每桶50.09美元。北海已实现的原油和NGL价格从2020年第四季度的每桶56.18美元上涨到2021年第四季度的平均每桶100.45美元，涨幅为79%，比2021年第三季度的每桶96.11美元上涨了5%。任何特定期间的已实现原油价格和每桶NGL价格取决于各种销售合同的条款、每个油田的提油频率和时间，以及提油时的现行原油价格和汇率。截至2021年12月31日的三个月和一年的已实现原油和NGL价格与可比时期相比的波动反映了提价时布伦特原油的基准定价，以及加元走势的影响。

非洲近海

在截至2021年12月31日的一年中，非洲近海实现了原油和NGL价格上涨68%，平均达到每桶85.71美元，而截至2020年12月31日的一年，平均价格为每桶50.95美元。非洲近海实现了原油和NGL价格上涨54%，从2020年第四季度的每桶49.05美元上涨到2021年第四季度的平均每桶75.42美元，从2021年第三季度的每桶91.73美元下降了18%。任何特定期间的已实现原油价格和每桶NGL价格取决于各种销售合同的条款、每个油田的提油频率和时间，以及提油时的现行原油价格和汇率。截至2021年12月31日的三个月和一年的已实现原油和NGL价格与可比时期相比的波动反映了提价时布伦特原油的基准定价，以及加元走势的影响。

特许权使用费-勘探和生产

(一)按照使用费除以各自的销售量计算。有关原油、NGL和BOE销售量的信息，请参阅本MD&A的“非GAAP和其他财务措施”一节。有关天然气销售量的信息，请参阅本MD&A的“未支付特许权使用费的日产量”一节。

北美

截至2021年12月31日的三个月和年度的北美原油、NGL和天然气特许权使用费以及可比期间反映了基准大宗商品价格的变动。北美原油特许权使用费也反映了WCS重大差价的波动，以及高特许权使用费和低特许权使用费产品类型之间的生产组合的变化。

截至2021年12月31日的一年，原油和NGL特许权使用费(1)平均约占产品销售额的15%，而截至2020年12月31日的一年，原油和NGL特许权使用费占产品销售额的9%。2021年第四季度，原油和NGL特许权使用费平均约占产品销售额的16%，而2020年第四季度和2021年第三季度分别为9%和15%。与2020年同期相比，截至2021年12月31日的三个月和一年的特许权使用费费率有所上升，主要原因是基准价格上涨以及WCS价差的大幅波动。

(1)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

截至2021年12月31日的一年，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的5%，而截至2020年12月31日的一年，天然气特许权使用费占产品销售额的3%。2021年第四季度，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的7%，而2020年第四季度和2021年第三季度分别为4%和5%。截至2021年12月31日的三个月和年度的特许权使用费比可比期间有所增加，主要是由于基准价格上涨。

非洲近海

根据各种生产分享合同的条款，特许权使用费费率根据已实现的商品定价、资本支出和生产费用、支付情况以及每个油田的提货时间而浮动。

在截至2021年12月31日的一年中，版税占产品销售额的百分比平均约为5%，而在截至2020年12月31日的一年中，这一比例为4%。2021年第四季度，版税占产品销售额的百分比平均约为5%，而2020年第四季度和2021年第三季度分别为4%和5%。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了各个领域的提货时机和支付状况。

生产费用--勘探和生产

(一)按生产费用除以各自的销售量计算。有关原油、NGL和BOE销售量的信息，请参阅本MD&A的“非GAAP和其他财务措施”一节。有关天然气销售量的信息，请参阅本MD&A的“未支付特许权使用费的日产量”一节。

北美

截至2021年12月31日的一年，北美原油和NGL生产费用平均为每桶13.12美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶11.21美元增长了17%。2021年第四季度北美原油和NGL生产费用为每桶13.55美元，比2020年第四季度的每桶10.81美元增长了25%，与2021年第三季度的每桶13.33美元相当。截至2021年12月31日的三个月和年度，每桶原油和NGL生产费用比2020年同期增加，主要反映了能源成本的增加。

截至2021年12月31日的一年，北美天然气生产费用平均为每立方米1.15美元，与截至2020年12月31日的一年的每立方米1.14美元相当。2021年第四季度北美天然气生产费用为每立方米1.08美元，与2020年第四季度的每立方米1.07美元相当，比2021年第三季度的每立方米1.14美元下降了5%。2021年第四季度天然气生产费用比2021年第三季度有所下降，主要反映了产量的增加和公司对成本控制的高度重视。

北海

截至2021年12月31日的一年，北海原油生产费用平均为每桶54.13美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶36.51美元增长了48%。2021年第四季度北海原油生产费用为每桶64.96美元，比2020年第四季度的52.42美元增长了24%，比2021年第三季度的每桶55.90美元增长了16%。截至2021年12月31日的一年中，每桶原油生产费用较2020年增加，主要反映在相对固定的成本基础上产量下降，以及天然气和二氧化碳成本上升。2021年第四季度每桶原油生产费用比可比时期有所增加，主要反映了天然气和二氧化碳成本的上升。北海生产支出也反映了加元的波动。

非洲近海

截至2021年12月31日的一年，非洲近海原油生产费用平均为每桶14.73美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶13.29美元增长了11%。2021年第四季度非洲近海原油生产费用为每桶16.75美元，比2020年第四季度的11.74美元增长了43%，比2021年第三季度的14.53美元增长了15%。截至2021年12月31日的三个月和年度，每桶原油生产费用比可比时期有所增加，主要反映了在相对固定的成本基础上，具有不同成本结构的不同油田的提油时机，以及产量的下降。离岸非洲的生产支出也反映了加元的波动。

损耗、折旧和摊销--勘探和生产

(一)按损耗、折旧、摊销费用除以销售量计算。有关销售量，请参阅本MD&A的“非GAAP和其他财务指标”部分。

截至2021年12月31日的年度的损耗、折旧和摊销费用为每京东方13.49美元，比截至2020年12月31日的年度的每京东方15.45美元下降了13%。2021年第四季度的损耗、折旧和摊销费用为每京东方13.03美元，比2020年第四季度的每京东方15.55美元下降了16%，比2021年第三季度的每京东方13.70美元下降了5%。截至2021年12月31日的三个月和年度，每个京东方的损耗、折旧和摊销费用比2020年同期有所下降，这主要反映了北美勘探和生产部门的消耗率较低，以及消耗率较高的北海的产量较低。2021年第四季度每个京东方的损耗、折旧和摊销费用比2021年第三季度有所下降，这主要反映了北美勘探和生产部门的产品组合。

按绝对成本和按京东方计算的损耗、折旧和摊销费用也反映了北海和非洲近海每个油田提油时机的影响。

资产报废债务增加-勘探和生产

(一)按资产报废债务增加额除以销售量计算。有关销售量，请参阅本MD&A的“非GAAP和其他财务指标”部分。

资产报废债务增值费用是指资产报废债务账面金额因时间推移而增加的费用。

截至2021年12月31日的一年，资产报废义务增加费用为每京东方0.44美元，比截至2020年12月31日的一年的每京东方0.48美元下降了8%。2021年第四季度的资产报废义务增值费用为每京东方0.42美元，较2020年第四季度和2021年第三季度的每京东方0.45美元下降了7%。在每个京东方的基础上，资产报废债务增值费用的波动主要反映了销售量的波动。

经营亮点-油砂开采和升级

该公司继续专注于安全、可靠和高效的运营，并利用其在Horizon和AOSP地点的技术专长。上海合作组织2021年第四季度创纪录的493,406桶/日产量主要反映了强劲的运营表现。

2021年第四季度，该公司产生的生产成本(不包括天然气成本)分别为7.96亿美元和17.86美元/桶，与2021年第三季度的8.02亿美元和18.63美元/桶相比下降了4%，这反映了创纪录的产量以及公司对成本控制的强烈关注。

已实现的产品价格、特许权使用费和运输-油砂开采和升级

(1)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(2)按沥青方法价格的季度平均值计算。

(三)特许权使用费除以销售量。有关SCO销售额的信息，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

截至2021年12月31日的一年，上合组织实现的销售价格平均为每桶77.95美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶43.98美元上涨了77%。2021年第四季度，上合组织实现的平均销售价格为每桶88.48美元，比2020年第四季度的48.56美元上涨了82%，比2021年第三季度的每桶81.54美元上涨了9%。截至2021年12月31日的三个月和年度，上海合作组织已实现销售价格较可比期间上涨，主要反映了WTI基准价格的上涨。

截至2021年12月31日的三个月和年度，每桶沥青特许权使用费较可比期间增加，主要反映了现行沥青定价上升和AOSP达到全额支付的影响。

截至2021年12月31日的一年，运输费用平均为每桶1.21美元，与截至2020年12月31日的一年的每桶1.23美元相当。2021年第四季度，运输费用为每桶1.33美元，与2020年第四季度的每桶1.36美元相当，比2021年第三季度的每桶1.14美元增长了17%。与2021年第三季度相比，2021年第四季度每桶运输费用的增加反映了美国墨西哥湾沿岸销售的影响。

生产成本-油砂开采和升级

下表与财务报表附注17披露的油砂开采和升级生产成本一致。

(一)按生产成本计算，不包括天然气成本除以销售量。

(二)按天然气成本除以销售量计算。

(三)按生产成本除以销售量计算。

截至2021年12月31日的一年，每桶20.91美元的生产成本与截至2020年12月31日的一年的每桶20.46美元相当。2021年第四季度的生产成本平均为每桶19.55美元，比2020年第四季度的每桶20.20美元下降了3%，与2021年第三季度的每桶19.86美元相当。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，每桶石油的生产成本主要反映了包括天然气和柴油在内的能源成本上升的影响，被创纪录的产量的影响所抵消，以及公司对成本控制的高度重视。2021年第四季度每桶的生产成本比2020年同期有所下降，这主要反映了创纪录的生产量，以及公司对成本控制的高度重视。

损耗、折旧和摊销--油砂开采和升级

(一)按损耗、折旧、摊销除以销售量计算。有关SCO销售额的信息，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

截至2021年12月31日的一年，损耗、折旧和摊销费用为每桶11.26美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶11.73美元下降了4%。2021年第四季度的损耗、折旧和摊销费用为每桶10.73美元，比2020年第四季度的12.31美元下降了13%，与2021年第三季度的每桶10.90美元相当。截至2021年12月31日的三个月和年度，每桶的损耗、折旧和摊销比2020年同期有所下降，主要反映了基础业务销售额波动的影响。

资产报废债务增加-油砂开采和升级

(一)按资产报废债务增加额除以销售量计算。有关SCO销售额的信息，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

资产报废债务增值费用是指资产报废债务账面金额因时间推移而增加的费用。

截至2021年12月31日的一年，资产报废义务增加费用为每桶0.35美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶0.47美元下降了26%。2021年第四季度每桶0.32美元的资产报废义务增值费用比2020年第四季度的每桶0.47美元下降了32%，比2021年第三季度的每桶0.33美元下降了3%。每桶资产报废债务增值费用的波动主要反映了销售量的波动。

中游和炼油

该公司的中游和炼油资产包括两个原油管道系统，在Primrose的84兆瓦热电厂50%的工作权益，以及该公司在NWRP的50%股权投资。

NWRP经营着一座50,000桶/日的沥青改良机和炼油厂，为公司加工约12,500桶/日(25%过路费)的沥青原料，为艾伯塔省政府代理艾伯塔省石油营销委员会(“APMC”)加工37,500桶/天(75%过路费)的沥青原料。该公司在40年的收费期内，无条件地须按比例支付每月收费中债务部分的25%。柴油和精炼产品的销售以及相关的炼油通行费在中游和炼油部门确认。2021年第四季度，超低硫柴油和其他精炼产品的平均产量为71,433 BOE/d(向公司提供17,858 BOE/d)(截至2020年12月31日的三个月-65,670 BOE/d；向公司提供16,417 BOE/d)，反映了25%的通行费支付承诺。

2021年6月30日，股权合作伙伴与通行费支付人同意优化西北铁路建设项目的结构，以更好地协调股权合作伙伴和通行费支付人的商业利益(“优化交易”)。因此，西北炼油公司将其在NWRP的全部50%的合作权益转让给了APMC。该公司50%的股权保持不变。

根据优化交易，加工协议的原始期限从2048年延长到2058年，延长了10年。NWRP注销了成本较高的次级债务，这些债务的利率为最优惠利率加6%，而成本较低的优先担保债券的平均利率约为2.55%，从而降低了NWRP的利息成本和通行费支付人的相关通行费。因此，NWRP分别偿还了公司和APMC 5.55亿美元的次级债务预付款。此外，该公司在2021年第二季度从西云实业获得了4亿美元的分销。

截至2021年12月31日，NWRP的股权损失和合伙企业分配的累计未确认份额为5.62亿美元(2020年12月31日-1.53亿美元)。截至2021年12月31日的三个月，未确认股权亏损份额为1200万美元(截至2021年12月31日的年度-未确认股权亏损900万美元，合伙企业分配4亿美元；截至2020年12月31日的三个月-未确认股权收入600万美元；截至2020年12月31日的年度-未确认股权亏损9400万美元)。

管理费用

(1)按管理费除以销售量计算。

(2)公司销售总额。

截至2021年12月31日的一年，每个京东方0.81美元的管理费用比截至2020年12月31日的一年的每个京东方0.92美元下降了12%。2021年第四季度的管理费用为每京东方0.81美元，比2020年第四季度的每京东方0.96美元下降了16%，比2021年第三季度的每京东方0.77美元增加了5%。截至2021年12月31日的三个月和年度，每个京东方的管理费用比2020年同期有所下降，这主要是由于销售量增加和间接费用回收增加所致。2021年第四季度每个京东方的行政费用比2021年第三季度有所增加，主要原因是人员成本上升，但部分被更高的间接费用回收的影响所抵消。

基于股份的薪酬

该公司的股票期权计划为员工提供了获得普通股或现金支付的权利，以换取放弃的股票期权。绩效分享单位(“PSU”)计划为公司某些高管员工提供了获得现金付款的权利，金额由个别员工的业绩以及某些其他业绩衡量标准得到满足的程度决定。

公司在截至2021年12月31日的年度确认了5.14亿美元的基于股票的薪酬支出，这主要是由于对已发行股票期权的公允价值进行了计量，这些公允价值涉及前期授予的股票期权的正常过程分级归属的影响、在此期间行使或交出的既有股票期权的影响，以及公司股价的变化。与授予某些高管员工的PSU相关的7900万美元支出包括在截至2021年12月31日的年度的基于股份的薪酬支出中(2020年12月31日-支出2100万美元)。

利息和其他融资费用

(一)项目是利息和其他融资费用的组成部分。

(二)当期未偿活期债务和长期债务及租赁负债的平均值。

(3)这是一个非公认会计准则比率，可能无法与其他公司提出的类似指标相比较，并且不应被视为财务报表中所列最直接可比财务指标(如适用)的替代指标或比其更有意义的指标，以显示公司的业绩。

(四)按照长期债务利息和租赁负债利息之和除以同期平均长期债务和租赁负债余额计算。本公司为财务报表使用者提供其平均有效利率，以评估本公司的平均债务借款成本。

(五)按利息和其他融资费用除以销售量计算。

(6)公司销售总额。

截至2021年12月31日的年度，每个京东方的利息和其他融资费用下降了11%，从截至2020年12月31日的每个京东方1.77美元降至1.58美元。2021年第四季度，每个京东方的利息和其他融资费用从2020年第四季度的1.59美元下降到1.42美元，下降了11%，从2021年第三季度的1.56美元下降了9%。截至2021年12月31日的三个月和年度，京东方的利息支出和其他融资支出较可比时期有所下降，主要原因是2021年的销售量增加和平均债务水平下降，但部分被利息收入下降所抵消。

公司2021年第四季度的平均有效利率比2021年第三季度有所上升，这主要是由于偿还了未偿还的银行信贷安排，以及未偿还的美国商业票据减少。

风险管理活动

该公司利用各种衍生金融工具来管理其商品价格、利率和外汇风险。这些衍生金融工具并非用于交易或投机目的。

在截至2021年12月31日的年度内，已实现风险管理净亏损与天然气金融工具、原油和NGL金融工具以及外币合同的结算有关。该公司截至2021年12月31日的年度风险管理活动录得未实现净亏损1900万美元(税后1600万美元)，包括2021年第四季度未实现亏损800万美元(税后1000万美元200万美元)(2021年9月30日-未实现收益1900万美元，税后1500万美元400万美元；2020年12月31日-未实现收益2100万美元，税后1600万美元500万美元)。

有关截至2021年12月31日的未偿还衍生金融工具的进一步详情，请参阅财务报表附注15。

外汇

(1)报告的金额是扣除交叉货币掉期的对冲效应后的净额。

截至2021年12月31日止年度的已实现净汇兑亏损主要是由于结算以美元或英镑计价的营运资金项目及偿还5亿美元3.45%债务证券的汇率波动所致。截至2021年12月31日止年度的未实现净汇兑收益主要是由于加元相对于未偿美元债务走强的影响，以及未实现净汇兑亏损对偿还5亿美元3.45%债务证券的影响。2021年12月31日美元/加元汇率为0.7901美元(2021年9月30日-2020年12月31日为0.7843美元-0.7840美元)。

所得税

(1)包括北美勘探和生产、油砂开采和升级以及中游和炼油部门。

(2)石油所得税。

(三)按当期所得税和递延所得税之和除以税前收益(亏损)计算

(4)将PSU的净税效应、未实现的风险管理、放弃支出回收和Keystone XL管道拨备计入调整后的运营净收益(亏损)。

(5)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(6)这是一个非公认会计准则比率，可能无法与其他公司提出的类似指标相比较，并且不应被视为财务报表中所列最直接可比财务指标(如适用)的替代指标或比其更有意义的指标，以显示公司的业绩。

(7)调整后净收益(亏损)除以税前营业净收益(亏损)的有效税。公司为财务报表使用者提供调整后净收益(亏损)的实际税率，以评估公司核心业务活动的实际税率。

截至2021年12月31日的三个月和年度以及可比期间的营业净收益(亏损)和调整后净收益(亏损)的实际税率包括北美和北海地区非应税项目的影响，以及与净收益(亏损)相关的公司运营所在国家的司法收入和税率差异的影响。

截至2021年12月31日的3个月和年度，北海地区的现行企业所得税和PRT包括与该公司在北海的平台退役活动有关的放弃支出结转的影响。

该公司在其经营的各个司法管辖区提交所得税申报单。这些纳税申报单由适用的税务机关在正常过程中进行定期审核。准备的纳税申报单可能包括对适用税收法律法规有不同解释的申报头寸，这可能需要几年时间才能解决。本公司认为，这些问题的最终解决不会对本公司报告的经营业绩、财务状况或流动资金产生实质性影响。

资本支出净额(1)(2)

(1)净资本支出不包括租赁资产、公允价值和重估调整的影响，包括因用途改变而将财产、厂房和设备转移到库存的非现金转移。

(2)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(3)包括现金代价7.71亿美元，以及清偿2021年第四季度收购Storm时承担的1.83亿美元长期债务。

(4)包括现金代价1.11亿美元及清偿2020年第四季收购彩马能源有限公司(“彩马”)所承担的3.97亿美元长期债务。

(5)包括于2021年第二季度收购现有油砂租赁的5%净附带权益。

该公司的战略重点是建立一个多元化的资产基础，该基础在各种产品之间保持平衡。为了促进高效运营，公司将其活动集中在核心区域。该公司专注于维护其土地库存，以实现对储层类型和地质趋势的持续开发，极大地降低了总体勘探风险。通过拥有相关的基础设施，该公司能够最大限度地利用其生产设施，从而加强对生产费用的控制。

截至2021年12月31日的一年，净资本支出为49.08亿美元，而截至2020年12月31日的一年为32.06亿美元。2021年第四季度的净资本支出为18.04亿美元，而2020年第四季度为11.76亿美元，2021年第三季度为10.11亿美元。

2021年12月17日，公司完成了对Storm所有已发行和已发行普通股的收购，总现金代价约为7.71亿美元。在交易结束时，此次收购还包括承担约1.83亿美元的长期债务。暴风公司参与了不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区天然气和天然气液体的勘探和开发。

在截至2021年12月31日的年度内，该公司还完成了其他一些机会性收购。两笔收购包括位于不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的天然气资产。第三项收购包括本公司持有的现有油砂租约的附带权益净额，Horizon的所有产量均来自该租约。为这些收购支付的总现金对价约为4.5亿美元。

2022年基本建设预算

2022年1月11日，该公司宣布了其2022年基础资本预算，目标约为36.45亿美元。预算还包括大约7亿美元的增量战略增长资本，目标是在公司的长寿命、低递减、原地热力和油砂开采和升级资产中增加未来的产量和产能。

2022年资本预算构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参阅本MD&A的“咨询”部分。

钻探活动(1)

(1)包括北美和国际部门的钻探活动。

(2)包括沥青井。

北美

2021年第四季度，公司共钻净天然气井9口、净初级稠油井11口、净沥青(热油)井1口、净轻质原油井9口。

北海

2021年第四季度，该公司在北海净钻井1.0口轻质原油。

流动性和资本资源