加拿大自然资源有限公司

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关于前瞻性陈述的特别说明

本文件中与加拿大自然资源有限公司（以下简称 “公司”）相关的某些陈述或以引用方式纳入此处的文件，构成适用证券立法所指的前瞻性陈述或信息（此处统称为 “前瞻性陈述”）。前瞻性陈述可以用 “相信”、“预测”、“预期”、“计划”、“估计”、“目标”、“继续”、“可能”、“可能”、“可能”、“潜力”、“预测”、“将”、“目标”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求” 等词语来识别、“时间表”、“提议”、“愿望” 或表明未来结果或关于前景的声明的类似性质的表述。与预期的未来大宗商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产支出、资本支出、所得税支出以及本管理层对公司财务状况和经营业绩的讨论与分析（“MD&A”）中提供的其他目标相关的披露构成前瞻性陈述。披露与现有和未来开发项目有关的计划和预期结果，包括但不限于与公司在地平线油砂（“地平线”）、阿萨巴斯卡油砂项目（“AOSP”）、Primrose 热油项目、鹈鹕湖水和聚合物防洪项目、柯比热油砂项目、Jackfish 热油砂项目和西北红水沥青有关的计划升级和炼油厂；第三方建造新的管道容量或扩大现有的管道容量或其他方式公司可能依赖的沥青、原油、天然气、液化天然气（“液化天然气”）或合成原油（“SCO”）的运输；技术和技术创新的开发和部署；公司完成增长项目并以负责任和可持续的长期增长的财务能力；以及Pathways Alliance（“Pathways”）计划和活动的影响，政府还支持Pathways以及实现石油生产净零排放的能力构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述以年度预算和多年预测为基础，并在目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间跨度平衡的背景下，在全年进行审查和修订。这些声明不能保证未来的业绩，存在某些风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为无法保证它们所依据的计划、举措或预期会发生。此外，与 “储备” 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，即所描述的储备金将来可以盈利。在估算已探明和探明的数量以及可能的原油、天然气和液化天然气储量以及预测未来的生产率和开发支出时机方面，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估计值有很大差异。

前瞻性陈述基于当前对公司和公司运营所在行业的预期、估计和预测，这些预期、估计和预测仅代表截至此类陈述发表之日或包含这些陈述的报告或文件发布之日较早者，并存在已知和未知的风险和不确定性，这些风险和不确定性可能导致公司的实际业绩、业绩或成就与此类陈述所表达或暗示的任何未来业绩、业绩或成就存在重大差异前瞻性声明。除其他外，此类风险和不确定性包括：总体经济和商业状况（包括石油输出国组织+（“欧佩克+”）行动所致、中东武装冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响、新型冠状病毒（“COVID-19”）疫情的持续影响、通货膨胀加剧以及全球衰退导致经济活动减少的风险等），该公司的需求和供应以及市场价格产品、公司运营所需资源的可用性和成本；原油、天然气和液化天然气价格的波动性和假设；货币和利率的波动；公司当前目标所依据的假设；公司开展业务的国家和地区的经济状况；政治不确定性，包括恐怖分子、叛乱团体的行动或包括国家间冲突在内的其他冲突；公司预防网络危机并从中恢复的能力攻击和其他网络相关犯罪；行业能力；公司实施业务战略，包括勘探和开发活动的能力；公司实施战略和利用技术实现气候变化举措和排放目标的能力；竞争的影响；公司的诉讼辩护；地震、钻探和其他设备的可用性和成本；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充足运输的能力其产品；公司沥青产品的开采、开采或升级出现意想不到的中断或延迟；勘探或开发项目或资本支出的计划可能出现延误或变化；公司吸引建造、维护和运营其热能和油砂开采项目所需的必要劳动力的能力；原油和天然气的勘探、生产和销售以及开采、开采或升级中固有的运营风险和其他困难公司的沥青产品；融资的可得性和成本；公司及其子公司成功开展勘探和开发活动及其替代和扩大原油和天然气储量的能力；公司达到目标生产水平的能力；整合被收购公司和资产业务和运营的时机和成功情况；生产水平；储量估算和目前未被归类为已证实的原油、天然气和液化天然气可开采量的估计不精确；政府当局采取的行动；政府法规和遵守法规所需的支出（特别是安全和环境法律法规以及气候变化举措对资本支出和生产支出的影响）；资产报废义务；公司流动性是否足以支持其增长战略并维持短期、中期和长期运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司税收准备金的充足性；以及其他

影响收入和支出的情况。公司的业务过去和将来可能会受到政治事态发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，例如生产限制、税收、特许权使用费和其他应付给政府或政府机构的金额的变化、价格或收款率控制以及环境保护法规。如果其中一项或多项风险或不确定性得以实现，或者如果公司的任何假设被证明不正确，则实际业绩在重大方面可能与前瞻性陈述中预测的结果有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响都无法确定，因为这些因素取决于其他因素，公司的行动方针将取决于其在考虑当时可用的所有信息后对未来的评估。

提醒读者，上述因素清单并不详尽。本MD&A中未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。尽管根据发布此类前瞻性陈述之日获得的信息，公司认为前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但无法保证未来的业绩、活动水平和成就。这些警示性陈述对随后归因于公司或代表公司行事的人的所有前瞻性陈述，无论是书面还是口头陈述，均明确进行了全面限定。除非适用法律的要求，否则如果情况或公司的估计或意见发生变化，公司没有义务更新本MD&A中的前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件还是其他因素，还是影响该信息的上述因素造成的。

关于非公认会计准则和其他财务指标的特别说明

本MD&A包括对非公认会计准则指标的提及，其中包括非公认会计准则和国家仪器52-112——非公认会计准则和其他财务指标披露（“NI 52-112”）中定义的其他财务指标。公司使用非公认会计准则指标来评估其财务业绩、财务状况或现金流。本MD&A中包含的公司非公认会计准则和其他财务指标的描述，以及与最直接可比的GAAP指标的对账情况（如适用），载于本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

关于货币、财务信息和生产的特别说明

本MD&A应与公司截至2023年9月30日的三个月和九个月未经审计的中期合并财务报表（“财务报表”）以及公司截至2022年12月31日止年度的MD&A和经审计的合并财务报表一起阅读。除非另有说明，否则所有美元金额均以百万加元为单位。公司截至2023年9月30日的三个月和九个月的财务报表以及本次MD&A是根据国际会计准则理事会（“IASB”）发布的国际财务报告准则（“IFRS”）编制的。

在本次MD&A中，产量和单位统计数据以 “未计特许权使用费” 或 “公司总收入” 为基础列报，已实现价格扣除混合和原料成本，不包括风险管理活动的影响。此外，还以称为桶油当量（“BOE”）的通用单位提到了原油和天然气。英国央行是通过将六千立方英尺（“Mcf”）的天然气转换为一桶（“bbl”）（6 Mcf：1 bbl）来得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，因为 6 Mcf: 1 bbl 的比率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价物。在比较使用当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6 Mcf:1 bbl 的转换比率作为价值指标可能会产生误导。此外，就本MD&A而言，原油被定义为包括以下大宗商品：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 “扣除特许权使用费” 或 “公司净额” 为基础的生产也仅供参考。

以下讨论和分析主要涉及公司截至2023年9月30日的三个月和九个月中与2022年同期和2023年第二季度的财务业绩。随附的表格构成本次并购的组成部分。与公司有关的更多信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+（www.sedarplus.ca）和EDGAR上查阅，网址为www.sec.gov。公司网站上的信息不构成本MD&A的一部分，也未以引用方式纳入本MD&A。本MD&A的日期为2023年11月1日。

财务要闻

(1) 与产品销售有关的更多细节在财务报表附注17中披露。

(2) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

财务亮点摘要

合并净收益和调整后的运营净收益

截至2023年9月30日的九个月中，净收益为56.06亿美元，而截至2022年9月30日的九个月净收益为94.17亿美元。截至2023年9月30日的九个月中，净收益包括扣除税后的3.81亿美元的非营业亏损，而截至2022年9月30日的九个月中，非营业亏损为12.52亿美元，这些亏损与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、交叉货币互换结算时已实现的外汇、投资收益和省级井地修复计划下的政府补助收入有关。不包括这些项目，截至2023年9月30日的九个月中，调整后的净运营收益为59.87亿美元，而截至2022年9月30日的九个月中，调整后的净运营收益为106.69亿美元。

2023年第三季度的净收益为23.44亿美元，而2022年第三季度的净收益为28.14亿美元，2023年第二季度的净收益为14.63亿美元。2023年第三季度的净收益包括扣除税款后的5.06亿美元的营业外亏损，而2022年第三季度的营业外亏损为6.79亿美元，2023年第二季度的营业外收入为2.07亿美元，这些收入与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、投资收益和省级井地修复计划下的政府补助收入的影响有关。不包括这些项目，2023年第三季度调整后的运营净收益为28.5亿美元，而2022年第三季度为34.93亿美元，2023年第二季度为12.56亿美元。

截至2023年9月30日的九个月中，净收益和调整后的净经营收益比截至2022年9月30日的九个月有所下降，这主要反映了：

▪ 降低北美板块的已实现原油和液化天然气价格 (1)；

▪ 降低上合组织在油砂开采和升级领域的已实现销售定价 (1)；以及

▪ 降低勘探和生产领域的已实现天然气定价；

部分抵消了：

▪ 北美细分市场的原油和液化天然气销量增加；以及

▪ 上海合作组织在油砂开采和升级领域的销量增加。

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

2023年第三季度的净收益和调整后的净运营收益比2022年第三季度下降主要反映了：

▪ 降低了北美细分市场的已实现天然气价格；以及

▪ 降低上合组织在油砂开采和升级领域的已实现销售定价；

部分抵消了：

▪ 北美细分市场的原油和液化天然气销量和净回值增加。

2023年第三季度净收益和调整后的运营净收益比2023年第二季度增长主要反映了：

▪ 上合组织在油砂开采和升级领域的销量增加，并实现了上海合作组织在油砂开采和升级领域的销售定价；

▪ 北美细分市场的原油和液化天然气销量和净回值增加；以及

▪ 北美细分市场的天然气销量增加和已实现的天然气定价。

股票薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动和投资收益的影响也促成了净收益的变动。本MD&A的相关章节详细讨论了这些项目。

来自经营活动的现金流和调整后的资金流

截至2023年9月30日的九个月中，来自经营活动的现金流为75.38亿美元，而截至2022年9月30日的九个月中，来自经营活动的现金流为148.47亿美元。2023年第三季度来自经营活动的现金流为34.98亿美元，而2022年第三季度为60.98亿美元，2023年第二季度为27.45亿美元。同期经营活动产生的现金流波动主要是由于先前指出的与调整后的净运营收益波动相关的因素，以及非现金营运资金净变化的影响。

截至2023年9月30日的九个月中，调整后的资金流为108.55亿美元，而截至2022年9月30日的九个月中，调整后的资金流为156.15亿美元。2023年第三季度的调整后资金流为46.84亿美元，而2022年第三季度为52.08亿美元，2023年第二季度为27.42亿美元。同期调整后资金流的波动主要是上述与经营活动现金流波动相关的因素造成的，其中不包括非现金营运资金净变动、放弃支出、省级油井修复计划下的政府补助金收入以及包括股份奖励计划未摊销成本在内的其他长期资产变动的影响。

产量

2023年第三季度未计特许权使用费的原油和液化天然气产量为1,035,153桶/日，较2022年第三季度的983,678桶/日增长了5％，较2023年第二季度的846,909桶/日增长了22％。2023年第三季度创纪录的未计特许权使用费的天然气产量为2,151百万立方英尺/日，与2022年第三季度的2,132百万立方英尺/日相当，较2023年第二季度的2,085百万立方英尺/日增长了3％。2023年第三季度不计特许权使用费的总产量为1,393,614英镑英国央行/日，较2022年第三季度的1,338,940欧元增长了4％，较2023年第二季度的1,194,326欧元增长了17％。本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分详细讨论了原油、液化天然气和天然气的产量。

产品价格

在公司的勘探和生产领域，2023年第三季度的已实现原油和液化天然气平均价格为每桶87.83美元，较2022年第三季度的每桶84.91美元上涨3％，较2023年第二季度的每桶72.06美元上涨22％。已实现的天然气价格从2022年第三季度的每立方英尺6.57美元下降了57％，至2023年第三季度的平均每立方英尺2.81美元，从2023年第二季度的每立方英尺2.53美元上涨了11％。在油砂开采和升级领域，该公司的已实现上海合作组织销售价格从2022年第三季度的每桶120.91美元下降了10％，至2023年第三季度的平均每桶108.55美元，较2023年第二季度的每桶95.08美元上涨了14％。该公司的已实现定价反映了现行的基准定价。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” 部分详细讨论了原油、液化天然气和天然气价格。

制作费用

在公司的勘探和生产领域，2023年第三季度的原油和液化天然气生产支出（1）平均为每桶14.40美元，较2022年第三季度的每桶16.86美元下降了15％，较2023年第二季度的每桶18.38美元下降了22％。2023年第三季度的天然气生产支出（1）平均为每立方英尺1.25美元，较2022年第三季度的每立方英尺1.16美元增长8％，较2023年第二季度的每立方英尺1.37美元下降9％。在油砂开采和升级领域，2023年第三季度的生产支出（1）平均为每桶22.12美元，与2022年第三季度的每桶22.35美元相当，较2023年第二季度的每桶31.28美元下降了29％。本MD&A的 “生产费用——勘探和生产” 和 “油砂开采和升级” 部分详细讨论了原油、液化天然气和天然气生产费用。

季度财务业绩摘要

以下是公司最近完成的八个季度的季度财务业绩摘要：

(1) 与截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月产品销售有关的更多细节在财务报表附注17中披露。

在最近完成的八个季度中，季度净收益的波动主要是由于：

▪ 原油定价 — 全球供需波动，包括欧佩克+的原油产量及其对世界供应的影响；地缘政治和市场不确定性的影响，包括 COVID-19 和政府对 COVID-19 的应对措施的影响，以及俄罗斯入侵乌克兰对全球基准定价的影响；北美页岩油产量的影响；加拿大西部精选（“WCS”）与西德克萨斯中质原油参考值的重大差异的影响位于俄克拉荷马州库欣（“WTI”）北美；以及国际板块中WTI和过期布伦特原油（“布伦特原油”）基准定价之间的差异的影响。

▪ 天然气定价 — 天然气需求和库存储存水平波动、第三方管道维护和中断的影响、地缘政治和市场不确定性的影响、季节性条件的影响以及美国页岩气生产的影响。

(1) 计算方法为各自的生产费用除以相应的销售量。

▪ 原油和液化天然气销售量——柯比和杰克菲什热油砂项目的产量波动、Primrose热油项目的周期性质导致的产量波动、公司在北美和国际板块的钻探计划的波动、自然下降率、油砂开采和升级板块周转和进站的影响，以及北美板块的野火和第三方管道中断的影响。销量还反映了国际细分市场起重和维护活动时间安排造成的波动。

▪ 天然气销量——由于公司在北美和国际板块的钻探计划、自然下降率、收购的影响和时机以及北美板块的野火和第三方管道中断而导致的产量波动。

▪ 生产费用——波动主要归因于服务需求和成本、产品组合和产量波动、季节性条件、碳税和能源成本增加、通货膨胀成本压力、所有细分市场的成本优化、油砂开采和升级板块收购、周转和进站的影响和时机，以及国际细分市场的维护活动。

▪ 损耗、折旧和摊销费用——销售量变化引起的波动，包括收购和处置的影响和时机、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、开发公司探明未开发储量的估计未来成本、损耗率较高导致的国际销售量波动、油砂开采和升级板块周转和进站的影响以及可回收性收费与2022年12月31日取消北海尼尼安油田保护区预订有关。

▪ 基于股份的薪酬 — 因衡量公司基于股份的薪酬负债的公允市场价值而产生的波动。

▪ 风险管理 — 由于确认按市值计价的收益和亏损以及随后对公司风险管理活动进行结算而产生的波动。

▪ 利息支出——由于长期债务水平变化而产生的波动，以及基准利率变动对未偿浮动利率长期债务和应计利息对石油收入税（“PRT”）递延回收的影响。

▪ 外汇 — 加元兑美元的波动，影响公司原油和天然气销售的已实现价格，因为销售价格主要基于以美元计价的基准。以美元计价的债务也记录了已实现和未实现的外汇损益，但任何未偿还的交叉货币掉期套期保值的影响部分抵消了这些损益。

▪（收益）投资亏损 — 由于投资PrairieSky Royalty Ltd.股票所致（收益）亏损而产生的波动。

商业环境

风险和不确定性

继欧佩克+决定将减产延长至2024年之后，全球基准原油价格在2023年第三季度上涨。全球原油市场继续受到地缘政治紧张局势加剧的影响，这导致了基准原油价格的价格波动。此外，尽管通货膨胀压力正在缓解，但除了大宗商品价格和利率的波动高于正常水平外，该公司的运营和资本支出已经并将继续面临通货膨胀压力。

流动性

截至2023年9月30日，该公司的未提取循环银行信贷额度为54.5亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司拥有约61.4亿美元的流动性 (1)。该公司还拥有某些其他支持信用证的专用信贷额度。

公司仍然致力于维持强劲的资产负债表、充足的可用流动性和灵活的资本结构。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。

(1) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

基准大宗商品价格

基本上，该公司的所有产品都是根据美元基准定价出售的。具体而言，原油是根据WTI和布伦特原油指数销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考定价，该参考定价源自纽约商品交易所的参考价格，并根据其基准或地点与亨利枢纽交货点的差异进行了调整。该公司的已实现价格直接受到外汇汇率波动的影响，其产品收入继续受到加元波动的影响，因为该公司销售原油和天然气时获得的加元销售价格基于以美元计价的基准。

北美板块的原油销售合同通常基于WTI基准定价。在截至2023年9月30日的九个月中，WTI平均每桶77.37美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶98.14美元下降了21％。WTI2023年第三季度的平均价格为每桶82.18美元，较2022年第三季度的每桶91.64美元下降了10％，较2023年第二季度的每桶73.75美元增长了11％。

公司国际板块的原油销售合同通常基于布伦特原油定价，布伦特原油代表国际市场和全球整体供需。在截至2023年9月30日的九个月中，布伦特原油平均价格为每桶82.11美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶103.73美元下降了21％。2023年第三季度，布伦特原油平均价格为每桶86.68美元，较2022年第三季度的每桶99.34美元下降了13％，较2023年第二季度的每桶78.37美元上涨了11％。

截至2023年9月30日的三个月和九个月中，WTI和布伦特原油的价格较2022年同期有所下降，这主要反映了人们对持续通货膨胀以及由此产生的利率上升导致全球原油需求减少的担忧。2023年第三季度WTI和布伦特原油价格较2023年第二季度有所上涨，这主要反映了欧佩克+决定将减产延长至2024年。

在截至2023年9月30日的九个月中，WCS重型差价平均为每桶17.51美元，而截至2022年9月30日的九个月中，平均每桶为15.78美元。2023年第三季度的WCS重差价平均为每桶12.86美元，而2022年第三季度为每桶19.87美元，2023年第二季度为每桶15.07美元。截至2023年9月30日的九个月中，WCS重质差异较2022年同期有所扩大，这主要反映了全球含硫原油价格疲软，部分原因是市场上有折扣的俄罗斯原油供应，以及美国战略石油储备的含硫原油释放延续到2023年上半年。2023年第三季度的WCS重质油差距较2022年第三季度有所缩小，这主要反映了2023年美国墨西哥湾沿岸重油定价的走强，以及2022年发布后美国战略石油储备的供应减少。2023年第三季度的WCS重差价较2023年第二季度有所缩小，这主要反映了欧佩克+减产导致全球含硫原油价格走强。

在截至2023年9月30日的九个月中，上海合作组织的平均价格为每桶79.97美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶102.66美元下降了22％。2023年第三季度，上海合作组织的平均价格为每桶84.99美元，较2022年第三季度的每桶100.51美元下降了15％，较2023年第二季度的每桶76.67美元上涨了11％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，上海合作组织定价与同期相比的变化主要反映了WTI基准定价的变动。

截至2023年9月30日的九个月，纽约商品交易所天然气平均价格为每百万英热单位2.69美元，较截至2022年9月30日的九个月的每百万英热单位6.77美元下降了60％。2023年第三季度，纽约商品交易所天然气平均价格为每百万英热单位2.55美元，较2022年第三季度的每百万英热单位8.18美元下降69％，较2023年第二季度的每百万英热单位2.10美元上涨21％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，纽约商品交易所天然气价格较2022年同期有所下降，这主要反映了2023年温和的冬季天气以及北美产量的增加导致的储量减少。此外，在供应充足的情况下，全球液化天然气价格下跌给纽约商品交易所基准价格带来了下行压力。纽约商品交易所2023年第三季度天然气价格较2023年第二季度有所上涨，这主要反映了美国主要消费地区创纪录的气温，显著增加了需求。

在截至2023年9月30日的九个月中，AECO天然气平均价格为每吉焦耳2.86美元，较截至2022年9月30日的九个月的每吉焦耳5.27美元下降了46％。AECO天然气价格在2023年第三季度平均为每吉焦耳2.26美元，较2022年第三季度的每吉焦耳5.51美元下降了59％，与2023年第二季度的每吉焦耳2.22美元相当。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，AECO天然气价格较2022年同期有所下降，这主要反映了纽约商品交易所的基准定价，以及加拿大西部沉积盆地产量的提高。

每日产量，不含特许权使用费

(1) 扣除特许权使用费之前的上海合作组织产量不包括作为柴油在内部消费的上海合作组织。

(2) 在使用的所有实例中，“国际” 包括北海和近海非洲勘探和生产部分。

(3) 天然气产量近似销售量。

(4) 扣除混合和原料成本，不包括风险管理活动。

(5) 不包括中游和炼油收入。

每日产量，扣除特许权使用费

该公司的业务方针是维持其生产的每种大宗商品的大型项目库存和生产多样化，即轻质和中质原油和液化天然气、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青（热油）、SCO和天然气。

截至2023年9月30日的九个月中，未计特许权使用费的原油和液化天然气平均产量为948,587桶/日，与截至2022年9月30日的九个月中930,079桶/日相当。2023年第三季度的原油和液化天然气平均产量为1,035,153桶/日，较2022年第三季度的983,678桶/日增长5％，较2023年第二季度的846,909桶/日增长22％。2023年第三季度的原油和液化天然气产量较2022年第三季度有所增加，这主要反映了Primrose和Kirby增加垫层导致的热油产量增加。2023年第三季度原油和液化天然气产量较2023年第二季度有所增加，这主要反映了Horizon和非运营的Scotford Upgrader（“Scotford”）的计划周转活动已于2023年第二季度完成，以及强劲的热油产量。

截至2023年9月30日的九个月中，不计特许权使用费的天然气产量为2,125百万立方英尺/日，与截至2022年9月30日的九个月中的2,081百万立方英尺/日相当。2023年第三季度创纪录的天然气平均产量为2,151百万立方英尺/日，与2022年第三季度的2,132百万立方英尺/日相当，较2023年第二季度的2085万立方英尺/日增长了3％。2023年第三季度的天然气产量较2023年第二季度有所增加，主要反映了野火影响的减少，2023年第二季度第三方管道中断后的产量恢复，以及钻探活动， 部分被自然气田的减少所抵消。

由于加拿大西部第二和第三季度的野火、上半年的第三方管道中断以及此前于2023年1月宣布的Horizon计划外停电，该公司2023年的产量目标为133万英国央行/日至137.4万英镑/日。

北美——勘探和生产

截至2023年9月30日的九个月中，北美原油和液化天然气在特许权使用费前的平均产量为487,512桶/日，与截至2022年9月30日的九个月中为477,751桶/日相当。2023年第三季度创纪录的北美原油和液化天然气产量为519,581桶/日，较2022年第三季度的471,632桶/日增长了10％，较2023年第二季度的465,143桶/日增长了12％。2023年第三季度北美原油和液化天然气产量较同期的增长主要反映了热油产量和钻探活动的增加，但部分被自然气田的减少所抵消。与2023年第二季度相比的增长还反映了野火影响的减少，以及在2023年第二季度第三方管道中断后的输送量恢复。

该公司的现场热能资产继续保持特许权使用费前产量长期下降的低水平，2023年第三季度的平均产量为287,085桶/日，较2022年第三季度的243,393桶/日增长18％，较2023年第二季度的238,941桶/日增长20％。2023年第三季度的现场热产量较同期有所增加，这主要反映了Primrose和Kirby的垫片增加，但部分被自然气田的下降所抵消。

鹈鹕湖重质原油2023年第三季度的特许权使用费前平均产量为46,897桶/日，较2022年第三季度的50,051桶/日下降6％，与2023年第二季度的47,151桶/日相当，这表明鹈鹕湖的产量长期以来一直处于低水平。

截至2023年9月30日的九个月中，未计特许权使用费的天然气平均产量为2,113百万立方英尺/日，与截至2022年9月30日的九个月的2,065百万立方英尺/日相当。2023年第三季度创纪录的天然气平均产量为2,139百万立方英尺/日，与2022年第三季度的2,117百万立方英尺/日相当，较2023年第二季度的2,072百万立方英尺/日增长了3％。2023年第三季度的天然气产量较2023年第二季度有所增加，主要反映了野火影响的减少，2023年第二季度第三方管道中断后的产量恢复，以及钻探活动，但部分被自然气田的减少所抵消。

北美 — 油砂开采和升级

截至2023年9月30日的九个月中，上海合作组织不计特许权使用费的产量为434,895桶/日，与截至2022年9月30日的九个月中的424,988桶/日相当。上海合作组织2023年第三季度的产量为490,853桶/日，与2022年第三季度的487,553桶/日相当，较2023年第二季度的355,246桶/日增长了38％。上海合作组织2023年第三季度的产量比2023年第二季度有所增加，这主要反映了计划在2023年第二季度完成的Horizon和Scotford的周转活动。

国际 — 勘探和生产

截至2023年9月30日的九个月中，扣除特许权使用费前的国际原油和液化天然气平均产量为26,180桶/日，较截至2022年9月30日的九个月的27,340桶/日下降了4％。2023年第三季度国际原油和液化天然气平均产量为24,719桶/日，与2022年第三季度的24,493桶/日相当，较2023年第二季度的26,520桶/日下降了7％，这主要反映了计划维护活动的影响以及自然油田的减少。

国际原油库存量

当产品控制权移交给客户并已交付时，公司确认其原油生产的收入。国际分部尚未确认各种储存设施或浮式生产储存组织中持有的原油量的收入，如下所示：

运营亮点——勘探和生产

(1) 有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

(2) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 按特许权使用费除以相应的销售量计算。

(4) 计算方法为生产费用除以相应的销售量。

(5) 按天然气销售量除以天然气销量计算。

(6) 按天然气运输费用除以天然气销量计算。

已实现产品价格——勘探和生产

(1) 有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

(2) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 按原油和液化天然气销售量和天然气销售量除以各自的销售量计算。

北美

截至2023年9月30日的九个月，北美已实现的原油和液化天然气价格从截至2022年9月30日的九个月的每桶96.11美元下跌25％，至平均每桶71.90美元。北美已实现的原油和液化天然气价格从2022年第三季度的每桶83.62美元上涨4％，至2023年第三季度的平均每桶86.77美元，从2023年第二季度的每桶69.44美元上涨25％。截至2023年9月30日的九个月中，与2022年同期相比有所下降，这主要是由于WTI基准价格下跌以及WCS重差幅扩大。北美2023年第三季度的已实现原油和液化天然气价格较2022年同期有所上涨，这主要反映了WCS差异的缩小，但被WTI基准价格的下跌部分抵消。2023年第三季度与2023年第二季度相比的增长主要反映了WTI基准价格的上涨，以及WCS重差幅的缩小。该公司继续专注于其原油调和营销策略，并在2023年第三季度向WCS供应了约21万桶/日的重质原油混合物。

截至2023年9月30日的九个月，北美已实现的天然气价格从截至2022年9月30日的九个月的每立方英尺6.56美元下跌了52％，至平均每立方英尺3.15美元。北美已实现天然气价格从2022年第三季度的每立方英尺6.51美元下降了58％，至2023年第三季度的平均每立方英尺2.76美元，从2023年第二季度的每立方英尺2.47美元上涨了12％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，北美已实现的天然气价格比2022年同期有所下降，这主要反映了AECO基准和出口价格的下降。2023年第三季度与2023年第二季度相比的增长主要反映了纽约商品交易所对公司对美国出口的定价上涨。

按产品类型划分的北美勘探与生产部门获得的价格比较如下：

(1) 按单位计算的金额基于相应产品类型的销售量。

国际

截至2023年9月30日的九个月中，国际已实现原油和液化天然气价格从截至2022年9月30日的九个月的每桶132.96美元下跌21％，至平均每桶105.20美元。国际已实现原油和液化天然气价格从2022年第三季度的每桶120.09美元下降了5％，至2023年第三季度的平均每桶113.59美元，并从2023年第二季度的每桶103.64美元上涨了10％。在任何特定时期内，每桶已实现的原油和液化天然气价格取决于各种销售合同的条款、每个油田提货的频率和时间以及提货时的现行原油价格和外汇汇率。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，同期已实现原油和液化天然气价格的波动反映了提货时布伦特原油的普遍基准价格，以及加元变动的影响。

特许权使用费——勘探和生产

(1) 按特许权使用费除以相应的销售量计算。有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

北美

截至2023年9月30日的三个月和九个月以及同期的北美原油和液化天然气特许权使用费反映了基准大宗商品价格的变动、WCS重型差额的波动以及浮动特许权使用费率的影响。

在截至2023年9月30日的九个月中，原油和液化天然气特许权使用费 (1) 平均约占产品销售额的19％，而在截至2022年9月30日的九个月中，这一比例为22％。2023年第三季度，原油和液化天然气特许权使用费平均约占产品销售额的21％，而2022年第三季度为24％，2023年第二季度为17％。

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

截至2023年9月30日的三个月和九个月中，特许权使用费率与2022年同期相比有所下降，这主要是由于基准价格下跌以及WCS Heavy Differsity的波动。与2023年第二季度相比，2023年第三季度的特许权使用费率上涨主要反映了基准定价的上涨和WCS重差幅的缩小。

在截至2023年9月30日的九个月中，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的5％，而截至2022年9月30日的九个月中，该比例为产品销售额的10％。2023年第三季度的天然气特许权使用费平均约占产品销售额的3％，而2022年第三季度为9％，2023年第二季度为3％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，特许权使用费比2022年同期有所下降，这主要是由于基准价格下跌。

近海非洲

根据各种生产分成合同的条款，特许权使用费率根据已实现的商品定价、资本支出和生产支出、支付状况以及每个油田提货的时间而波动。

在截至2023年9月30日的九个月中，特许权使用费占产品销售额的百分比平均约为9％，而在截至2022年9月30日的九个月中，特许权使用费占产品销售额的百分比为8％。2023年第三季度，特许权使用费占产品销售额的百分比平均约为7％，而2022年第三季度占产品销售额的比例为12％，2023年第二季度为10％。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了提货的时间和各个领域的支付状况。

生产费用——勘探和生产

(1) 计算方法为生产费用除以相应的销售量。有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

北美

截至2023年9月30日的九个月中，北美原油和液化天然气的生产支出平均为每桶15.16美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶16.06美元下降了6％。2023年第三季度的北美原油和液化天然气生产支出为每桶13.21美元，较2022年第三季度的每桶15.98美元下降了17％，较2023年第二季度的每桶15.64美元下降了16％。截至2023年9月30日的九个月中，每桶原油和液化天然气的生产支出比2022年同期有所下降，这主要反映了天然气燃料成本的降低，但服务成本的上涨部分抵消了这一点。2023年第三季度每桶原油和液化天然气的生产支出比同期有所下降，这主要反映了2023年第三季度产量的增加，以及能源成本的降低。

在截至2023年9月30日的九个月中，北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.33美元，较截至2022年9月30日的九个月的每立方英尺1.18美元增长了13％。2023年第三季度的北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.22美元，较2022年第三季度的每立方英尺1.13美元增长8％，较2023年第二季度的每立方英尺1.35美元下降10％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，每立方英尺的天然气生产支出比2022年同期有所增加，这主要反映了服务成本的增加。2023年第三季度每立方英尺的天然气生产支出比2023年第二季度有所下降，这主要反映了产量增加的影响。

国际

截至2023年9月30日的九个月中，国际原油和液化天然气的生产支出平均为每桶44.94美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶42.49美元增长6％。2023年第三季度国际原油和液化天然气的生产支出为每桶44.16美元，较2022年第三季度的每桶40.86美元增长了8％，较2023年第二季度的每桶51.50美元下降了14％。每桶原油和液化天然气生产费用的波动主要反映了不同成本结构的不同油田提货的时机、维护活动的时间、产量减少以及外汇的影响。

损耗、折旧和摊销——勘探和生产

(1) 计算方法为损耗、折旧和摊销除以销售量。有关销售量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

截至2023年9月30日的九个月中，每个英国央行的损耗、折旧和摊销费用为12.21美元，与截至2022年9月30日的九个月中每股英国央行12.34美元相当。2023年第三季度的损耗、折旧和摊销费用为每英国央行12.22美元，相当于2022年第三季度的每个英国央行12.48美元，2023年第二季度的每个英国央行12.26美元。

资产报废义务增值——勘探和生产

(1) 按资产报废义务增量除以销售量计算。有关销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

资产报废债务增值支出代表随着时间的推移而增加的资产报废债务账面金额。按绝对值和每英国央行计算的资产报废债务增值支出也反映了北海和非洲近海每个油田提货时间的影响。

截至2023年9月30日的九个月中，每个英国央行0.91美元的资产报废义务增值支出从截至2022年9月30日的九个月中每股0.64美元增长了42％。2023年第三季度的资产报废义务增值支出为每英国央行0.87美元，较2022年第三季度的每股0.80美元增长9％，较2023年第二季度的每股0.93美元下降6％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，英国央行的资产报废义务增值支出较2022年同期有所增加，这主要反映了2022年对资产报废义务进行的成本估算和贴现率修正的影响，但2023年销售量的增加部分抵消了这一影响。英国央行2023年第三季度的资产报废义务增值支出比2023年第二季度有所减少，这反映了销售量的增加。

运营亮点——油砂开采和升级

该公司利用其在Horizon和AOSP基地的技术专长，继续专注于安全、可靠和高效的运营。继计划于2023年第二季度完成的周转活动之后，上海合作组织在2023年第三季度的平均产量为490,853桶/日。

该公司在2023年第三季度的生产支出为10.03亿美元，与2022年第三季度的10.05亿美元和2023年第二季度的9.97亿美元相当，这反映出公司继续关注整个资产基础的成本控制和效率。

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) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(2) 按沥青方法价格的季度平均值计算。

(3) 按特许权使用费除以销售量计算。

截至2023年9月30日的九个月中，上海合作组织的已实现销售价格平均为每桶100.57美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶122.45美元下降了18％。2023年第三季度的上海合作组织已实现销售价格平均为每桶108.55美元，较2022年第三季度的每桶120.91美元下降了10％，较2023年第二季度的每桶95.08美元上涨了14％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，上海合作组织的已实现销售价格与2022年同期相比有所下降，这主要反映了WTI基准价格的下降。2023年第三季度上海合作组织已实现销售价格较2023年第二季度有所上涨，这主要反映了WTI基准定价的上涨。

截至2023年9月30日的九个月中，每桶沥青特许权使用费比2022年同期有所下降，这主要反映了现行沥青价格下跌的影响。2023年第三季度与2023年第二季度相比的增长主要反映了当前沥青价格的上涨以及浮动特许权使用费的影响。

截至2023年9月30日的九个月中，运输费用平均为每桶1.91美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶1.69美元增长了13％。2023年第三季度的运输费用平均为每桶2.18美元，较2022年第三季度的每桶1.55美元增长了41％，较2023年第二季度的每桶2.03美元增长了7％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，每桶运输费用较2022年同期有所增加，这主要反映了2023年美国墨西哥湾沿岸的销售额增加。2023年第三季度与2023年第二季度相比的增长主要反映了对美国墨西哥湾沿岸的销售增加，但总销量的增加部分抵消了增长。

生产费用——油砂开采和升级

下表与财务报表附注17中披露的油砂开采和升级生产支出进行了对账。

(1) 按生产费用计算，不包括天然气成本除以销量。

(2) 按天然气成本除以销售量计算。

(3) 按生产费用除以销售量计算。

截至2023年9月30日的九个月中，生产费用为每桶25.61美元，与截至2022年9月30日的九个月每桶26.24美元相当。2023年第三季度的生产支出平均为每桶22.12美元，与2022年第三季度的每桶22.35美元相当，较2023年第二季度的每桶31.28美元下降了29％。2023年第三季度的每桶生产支出比2023年第二季度有所下降，这主要反映了计划中的周转活动在第二季度完成后产量的增加。

损耗、折旧和摊销——油砂开采和升级

(1) 计算方法为损耗、折旧和摊销除以销售量。

截至2023年9月30日的九个月中，每桶12.27美元的损耗、折旧和摊销费用从截至2022年9月30日的九个月的每桶11.50美元增长了7％。2023年第三季度的损耗、折旧和摊销支出为每桶11.62美元，较2022年第三季度的每桶10.75美元增长了8％，较2023年第二季度的每桶13.88美元下降了16％。截至2023年9月30日的三个月和九个月中，按每桶计算，损耗、折旧和摊销费用比2022年同期有所增加，这主要反映了资产增加的影响。2023年第三季度的每桶损耗、折旧和摊销支出比2023年第二季度有所减少，这主要反映了第二季度计划周转活动完成后第三季度销量增加的影响。

资产报废义务增值——油砂开采和升级

(1) 按资产报废义务增量除以销售量计算。

资产报废债务增值支出代表随着时间的推移而增加的资产报废债务账面金额。

截至2023年9月30日的九个月中，资产报废义务增值支出为每桶0.50美元，较截至2022年9月30日的九个月的每桶0.43美元增长了16％。2023年第三季度的资产报废义务增值支出为每桶0.43美元，与2022年第三季度的每桶0.43美元相当，较2023年第二季度的每桶0.62美元下降了31％。截至2023年9月30日的九个月中，按每桶计算，资产报废义务增值支出较2022年同期有所增加，这主要反映了2022年对资产报废义务进行的成本估算和贴现率修正的影响，但2023年销售量的增加部分抵消了这一影响。2023年第三季度按每桶计算的资产报废义务增值支出比2023年第二季度有所减少，这主要反映了第二季度计划周转活动完成后第三季度销售量增加的影响。

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、位于Primrose的84兆瓦热电联产厂的50％营运权益以及该公司对西北红水合伙企业（“NWRP”）的50％股权投资。

NWRP运营着一家5万桶/日的沥青改质厂和炼油厂，为公司加工约12,500桶/日（25％的收费人）的沥青原料，为艾伯塔省政府的代理机构艾伯塔省石油营销委员会（“APMC”）处理37,500桶/日（75％的过路费付款人）的沥青原料。公司无条件地有义务在截至2058年的40年通行费内按比例支付每月收费服务费债务部分的25％。柴油和精炼产品以及相关的炼油费的销售在中游和炼油领域获得认可。2023年第三季度，超低硫柴油和其他成品油的平均产量为78,376英国央行/日（该公司为19,594份英国央行/日），（截至2023年6月30日的三个月——79,112英国央行/日；截至2022年9月30日的三个月——英国央行/日产量为8,063欧元/日；英国央行/日产量为8,063欧元），反映出 25% 的通行费支付者承诺。

截至2023年9月30日，该公司在NWRP的股权亏损和合伙企业分配中累计未确认的份额为5.5亿美元（2022年12月31日为5.51亿美元）。在截至2023年9月30日的三个月中，公司收回的未确认股权损失份额为1,800万美元（截至2023年9月30日的九个月——追回100万美元的未确认股权损失；截至2022年9月30日的三个月——未确认的股权损失100万美元；截至2022年9月30日的九个月——未确认的股权损失2,600万美元）。

管理费用

(1) 按管理费用除以销售量计算。

(2) 公司总销售量。

截至2023年9月30日的九个月中，每个英国央行0.94美元的管理费用从截至2022年9月30日的九个月中每股0.88美元增长了7％。2023年第三季度的管理费用为每英国央行0.84美元，较2022年第三季度的每个英国央行0.76美元增长了11％，较2023年第二季度的每英国央行1.09美元下降了23％。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，英国央行的管理费用比2022年同期有所增加，这主要是由于人事成本的增加。英国央行2023年第三季度的管理费用比2023年第二季度有所减少，这主要反映了企业成本的降低以及第三季度销售量的增加，但管理费用回收的减少部分抵消了这一点。

基于股份的薪酬

公司的股票期权计划为员工提供了获得普通股或现金付款以换取交出的股票期权的权利。绩效份额单位（“PSU”）计划赋予公司的某些高管员工获得现金补助的权利，现金补助金金额由员工个人绩效和某些其他绩效指标的满足程度决定。

在截至2023年9月30日的九个月中，公司确认了4.34亿美元的股票薪酬支出，这主要是对已发行股票期权的公允价值进行衡量，这些公允价值与前期授予的股票期权正常分级归属的影响、该期间行使或交出的既得股票期权的影响以及公司股价的变化有关。

利息和其他融资费用

(1) 项目是利息和其他融资费用的一部分。

(2) 相应期间未偿还的流动和长期债务和租赁负债的平均值。

(3) 这是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提并论，不应被视为财务报表中列报的最直接可比的财务指标（如适用）的替代指标或比这些指标更有意义，以此来衡量公司的业绩。

(4) 计算方法为长期债务和租赁负债的平均利息支出除以长期债务和租赁负债的平均余额。公司向财务报表用户提供其平均有效利率，以评估公司的平均债务借款成本。

(5) 按利息和其他融资费用除以销售量计算。

(6) 公司总销售量。

截至2023年9月30日的九个月中，英国央行每位英国央行的利息和其他融资支出为1.46美元，较截至2022年9月30日的九个月中每位英国央行的1.36美元增长了7％。英国央行2023年第三季度的利息和其他融资支出从2022年第三季度的每个英国央行1.23美元增长了19％，至1.46美元，从2023年第二季度的每英国央行1.63美元下降了10％。在截至2023年9月30日的三个月和九个月中，英国央行的利息和其他融资支出比2022年同期有所增加，这主要反映了更高的利率对浮动利率长期债务的影响。英国央行2023年第三季度的利息和其他融资支出较2023年第二季度有所减少，这主要反映了第三季度销量的增加。

截至2023年9月30日的三个月和九个月中，该公司的平均有效利率比2022年同期有所上升，这主要是由于2023年持有的浮动利率长期债务的现行利率上升。

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、利率和外币风险敞口。这些衍生金融工具不用于交易或投机目的。

(1) 大宗商品金融工具分别是在2021年第四季度和2020年第四季度收购Storm Resources Ltd.和Painted Pony Energy Ltd.时假设的。

在截至2023年9月30日的九个月中，已实现的风险管理净亏损与天然气金融工具的结算有关，部分被外币合约的已实现收益所抵消。截至2023年9月30日的九个月，公司的风险管理活动未实现净亏损为1,900万美元（税后为300万美元），其中包括2023年第三季度的未实现净亏损300万美元（税后200万美元为100万美元）（截至2023年6月30日的三个月——未实现收益400万美元，税后200万美元为200万美元；截至2022年9月30日的三个月——未实现收益为200万美元）4,800万美元的已实现收益，税后收益为3,700万美元，为1,100万美元；截至2022年9月30日的九个月——未实现收益为43美元百万美元，税后3,600万美元（700万美元）。

截至2023年9月30日，与未偿还衍生金融工具相关的更多细节在财务报表附注15中披露。

外汇

(1) 报告的金额扣除交叉货币互换的套期保值效应。

截至2023年9月30日的九个月中，已实现的净外汇收益主要是由于以美元或英镑计价的营运资金项目结算时的外汇汇率波动。截至2023年9月30日的九个月中，未实现的净外汇亏损主要与未偿美元债务的折算有关。截至2023年9月30日，美元/加元汇率为0.7387美元（2023年6月30日——0.7554美元，2022年9月30日——0.7300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板块。

(2) 计算方法为当期和递延所得税总额除以税前收益。

(3) 包括PSU的净税收影响、未实现的风险管理以及调整后净运营收益中的放弃支出回收。

(4) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(5) 这是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提并论，不应被视为财务报表中列报的最直接可比的财务指标（如适用）的替代指标或比这些指标更有意义，以此来衡量公司的业绩。

(6) 计算方法为调整后净收益的有效税除以税前调整后的净经营收益。公司为财务报表用户提供了调整后的净经营收益的有效税率，以评估公司对其核心业务活动的有效税率。

截至2023年9月30日的三个月和九个月及同期净收益的有效税率包括非应税项目对北美和北海的影响，以及公司运营所在国家的司法管辖所得和税率差异对净收益的影响。

截至2023年9月30日的三个月和九个月以及同期内，北海当前的企业所得税以及本期和递延的PRT包括与公司北海平台退役活动相关的放弃支出的结转的影响。

公司在其运营所在的各个司法管辖区提交所得税申报表。适用的税务机关在正常程序中定期审查这些纳税申报表。编制的纳税申报表可能包括申报情况，这些申报情况可能会受到对适用税法和法规的不同解释，这可能需要几年时间才能解决。公司认为，这些问题的最终解决不会对公司报告的经营业绩、财务状况或流动性产生重大影响。

净资本支出 (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，包括因用途变化而向库存转移的不动产、厂房和设备的非现金转移。

(2) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

该公司的战略侧重于建立多元化的资产基础，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领域。该公司专注于维持其土地库存，以便能够持续开发矿区类型和地质趋势，从而大大降低整体勘探风险。通过拥有相关的基础设施，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2023年9月30日的九个月中，净资本支出为42.94亿美元，而截至2022年9月30日的九个月中，净资本支出为41.54亿美元。根据公司的资本预算，截至2023年9月30日的九个月的净资本支出包括35.22亿美元的基本资本支出（1）和7.44亿美元的战略增长资本支出（1）。

2023 年资本预算

2022年11月30日，公司宣布其2023年基本资本预算（2），目标为约41.9亿美元。该预算还包括约10.2亿美元的增量战略增长资本，其目标是在2023年之后增加公司勘探和生产领域的额外产量和产能增长，以及使用寿命长的低衰落原位热能和油砂开采和升级资产。

2023年8月2日，油砂开采和升级以及北美勘探与生产的2023年资本预算与最初的预算相比共增加了2亿美元。油砂开采和升级增加了约1.3亿美元，这主要反映了第三方服务成本的增加以及与维护活动相关的范围变化，以确保安全有效的运营。剩余的大约7,000万美元与北美的勘探和生产和热能业务有关，这主要是非运营和修井活动的增加以及通货膨胀压力的结果。该公司2023年的目标总资本计划增长了4％，达到约54亿美元。

2023年资本预算构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详细信息，请参阅本MD&A的 “咨询” 部分。

钻探活动 (1) (2)