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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549


表格40-F
[     ]根据1934年《证券交易法》第12条规定的登记声明
[ X ]根据《1934年证券交易法》第13（a）或15（d）节提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
委托文件编号：001-12138

加拿大自然资源有限公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
 
加拿大阿尔伯塔
（省或其他法域法团或组织）
 
1311
（主要标准工业分类代码）
 
不适用
(税务局雇主身分证号码(如适用))
 
2100, 855号-西南第二街。, 卡尔加里, 艾伯塔省, 加拿大, T2P 4J8
电话：(403) 517-7345
*(注册人主要执行办公室的地址和电话)
 
CT公司系统, 自由街28号, 纽约, 纽约 10005
 (212) 894-8940
(姓名、地址(含邮政编码)、电话号码(含区号))
在美国服务的代理的数量)

根据该法第12(B)条登记或将登记的证券：
每个班级的标题：。交易代码：在其注册的每个交易所的名称：
普通股，无面值 CNQ纽约证券交易所

根据该法第12(G)条登记或将登记的证券：无
根据该法第15(D)条负有报告义务的证券：一个也没有
如属年度报告，请勾选该表格所填报的资料：
[ X ]年度信息表
[ X ]经审计的年度财务报表

说明截至年度报告所涉期间结束时发行人的每一类资本或普通股的流通股数量。
1,072,408,000截至2023年12月31日的流通股

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交该等报告的较短时间内)提交了交易所法案第13或15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合该等提交要求。
1
加拿大自然资源有限公司2023 40-F

是 [X]
不是[  ]
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
是 [X]
*否[  ]
用复选标记表示注册人是否是交易法第12b-2条所界定的新兴成长型公司。
新兴成长型公司[ ___ ]
如果一家新兴成长型公司按照美国公认会计原则编制其财务报表，用勾号表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。
†
[ ___ ]
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
是[X]
不是[  ]
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，用勾号表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正
[ ___ ]
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。
[ ___ ]
†新的或修订的财务会计准则是指财务会计准则委员会在2012年4月5日之后发布的对其会计准则编纂的任何更新。
根据修订后的1933年证券法，这份表格40-F的年度报告应以引用的方式并入注册人的表格F-10的注册声明(文件编号333-258127和第333-273475号)，或作为表格F-10的证物(如适用)。
加拿大自然资源有限公司2023 40-F
2

主要文件
以下文件已作为本年度报告的40-F表格的一部分提交，从下一页开始：

A.
年度信息表
加拿大自然资源有限公司(“加拿大自然”)截至2023年12月31日的年度资料表格。
B.
经审计年度财务报表
加拿大自然截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度经审计的综合财务报表，包括独立注册会计师事务所的报告 (PCAOB ID271)关于这一点.
C.
管理层的讨论与分析
加拿大自然的管理层对截至2023年12月31日的年度的讨论和分析。
以下文件以表格40-F的形式作为本年度报告的证物存档，并在此引用作为参考：
A.
补充油气信息(未经审计)

有关加拿大天然气公司截至2023年12月31日的年度的补充石油和天然气信息(未经审计)报告，请参阅本年度报告的表格40-F附件99.1。
3
加拿大自然资源有限公司2023 40-F


Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然资源有限公司
年度信息表
截至2023年12月31日止的年度
2024年3月20日

主要文件 陈列品
年度信息表
目录表
定义和缩写
2
咨询
4
公司结构
6
业务的总体发展
7
业务描述
9
a. 环境事项
10
B. 监管事项
12
C. 竞争因素
14
D. 危险因素
14
表51—101F1储量数据和其他信息表
21
精选财务信息
49
股息历史
50
资本结构描述
50
证券市场
52
董事及行政人员
53
法律程序和监管行动
57
管理层和其他人在重大交易中的利益
57
过户代理人和注册商
57
材料合同
57
专家的利益
57
审计委员会信息
57
附加信息
59
附表"A"表格51—101F2独立合格储量评估员或审计员的储量数据报告
60
附表"B"表格51—101F3管理层及董事关于石油及天然气披露的报告
63
附表"C"董事会审计委员会章程
65
1
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
定义和缩写
adr废弃、退役和回收费用
AOSP
阿萨巴斯卡油砂项目
API
美国石油协会比重表中以度为单位的比重
阿罗
资产报废债务
Bbl
枪管
桶/天
每天的桶数
Bcf
十亿立方英尺
沥青
天然存在的固体或半固体烃类，主要由重质烃类组成，这些烃类在储层条件下太重或太厚而不能流动，并且使用就地热采法以经济速率开采
教委会
桶油当量
BoE/d
每天桶油当量
C $或$
加元
加拿大自然资源有限公司、加拿大自然公司、公司、公司
加拿大自然资源有限公司，并在适用的情况下包括对加拿大自然资源有限公司的子公司和由加拿大自然资源有限公司及其子公司持有的合伙权益的引用
公司2
二氧化碳
公司2e
二氧化碳当量
原油
包括轻质和中质原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、合成原油和沥青(热油)
CSS
蒸汽吞吐周期
开发井
在石油或天然气储集层的既定界限内或在靠近储集层边缘、已知可生产的地层层位深度处钻井的井
干井
事实证明，这口井既不能生产足够数量的原油，也不能生产足够的天然气来证明完井是合理的
提高采收率
提高采收率
探井
这不是开发井、服务井或地层测试井
延伸井
钻井是为了测试已知的储集层是否延伸到以前认为的储集层外围范围之外
费用业权利息
对矿产土地合法所有权的绝对所有权，受所有权可能授予的有条件权益的制约，如石油和天然气租约
浮式生产储油船
浮式生产、储存和卸油船
温室气体
温室气体
总英亩
公司拥有营运权益或费用所有权权益的总英亩数
总油井
公司拥有工作权益的油井总数
地平线
地平线油砂
国际会计准则委员会国际会计准则理事会
国际财务报告准则
国际财务报告准则
Mbbl
千桶
麦克夫
千立方英尺
MCF/d
千立方英尺/日
MD&A
管理层的讨论与分析
MMbbl
百万桶
Mmboe
百万桶油当量
加拿大自然2023年度信息表
2
主要文件 陈列品
MMBtu
百万英热单位
MMCF
百万立方英尺
MMCF/d
百万立方英尺/天
Mm$
万加元
NGL
天然气液体
净英亩
总英亩数乘以本公司拥有的工作权益或费用所有权权益的百分比，
净网井
总井数乘以本公司拥有的工作权益百分比，
净零指油砂作业的排放（范围1和范围2）
纽交所
纽约证券交易所
欧佩克+
石油输出国组织加
巴黎协定
《巴黎协定》是2016年签署的《联合国气候变化框架公约》内关于减缓、适应气候变化和融资的一项协议。
路径联盟 或途径
前身为“净零联盟之路”，是由油砂生产商组成的联盟，与联邦政府和某些省政府共同合作，旨在到2050年实现油砂业务净零温室气体排放。 本文中所有净零引用均适用于油砂作业的排放（定义为范围1和范围2排放）。
生产井
不干的勘探、开发或延伸井
证明性质
指定储备的财产或部分财产
PRT
石油收入税
quest
Quest碳捕集和封存（CCS）项目
SAGD
蒸汽辅助重力泄油
上海合作组织
合成原油
美国证券交易委员会
美国证券交易委员会
服务井
为支持现有油田生产而钻探或完工的井，以及为注气、注水、注蒸汽、注空气、盐水处理、注水、注油等特定用途而钻探的井
地层测试井
地质指导的钻探工作，以获得与特定地质条件有关的信息，通常钻探时不打算完成油气生产
多伦多证券交易所
多伦多证券交易所
英国
英国
未经证明的性质
未指定储备的财产或部分财产
我们
美国
工作权益
本公司在原油或天然气财产中持有的权益，该权益通常按比例分摊勘探、开发和运营成本以及任何特许权使用费或其他生产负担
3
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
咨询
关于前瞻性陈述的特别说明
本年度信息表（“AIF”）中有关加拿大自然资源有限公司（“公司”或“加拿大自然”）的某些声明或通过引用纳入本年度信息表中的文件构成适用证券立法含义内的前瞻性声明或信息（“前瞻性声明”）。前瞻性陈述可以通过“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”、“计划”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“应该”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“目标”、“将”、“目标”、“目标”、“计划”、“应该”、“将”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“预计”、“将”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“"期望"或类似性质的表达，暗示未来结果或关于前景的陈述。本AIF中提供的与预期未来商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、所得税支出和其他目标相关的披露构成前瞻性声明。披露与现有和未来开发相关的计划和预期结果，包括但不限于与公司在地平线的资产，AOSP，樱草热油项目，鹈鹕湖水和聚合物驱油项目，Kirby，Jackfish和Pike热油砂项目，西北红水沥青选矿厂和炼油厂的运营，第三方新建或扩建现有管道容量或公司可能依赖的沥青、原油、天然气液化石油气或SCO的其他运输方式，公司某些资产的退役和放弃及其时间，技术和技术创新的开发和部署、加工设施的运营假设、本AIF中关于2024年预算资本支出的“2024年活动”部分、路径联盟倡议和活动的影响，包括与此相关的任何项目，如碳干线和存储中心，政府对Pathways的支持以及实现石油生产净零排放的能力；有针对性的国际退役活动及其时间，以及根据公司自由现金流分配政策的任何有针对性的支出，也构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年预测，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进行审查和修订。这些声明并不保证未来的业绩，并存在一定的风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为无法保证其所依据的计划、举措或期望将发生。
此外，与“储备”有关的报表被视为前瞻性报表，因为其涉及基于若干估计和假设的隐含评估，即所述储备可在未来盈利。在估计已探明和已探明原油、天然气和天然气液化石油储量的数量以及预测未来生产率和开发支出的时间方面，存在许多固有的不确定性。未来实际生产的总量或时间可能与储量和产量估计有很大差异。
这些前瞻性陈述是基于对公司和公司经营所在行业的当前预期、估计和预测，这些预期和预测仅在作出此类陈述之日或包含它们的报告或文件之日（以较早者为准），并受已知和未知风险和不确定性可能导致实际结果，本公司的业绩或成就与该等前瞻性陈述所明示或暗示的任何未来业绩、业绩或成就有重大差异。这些风险和不确定性包括，除其他外：总体经济和商业状况（包括由于 最高年龄石油输出国组织+的影响、中东武装冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响、全球经济衰退导致的通胀上升和经济活动减少、传染性疾病的影响(包括新冠肺炎冠状病毒变种)，这些影响可能会影响公司产品的供求、市场价格以及公司运营所需的资源的可用性和成本；原油、天然气和NGL价格的波动和假设；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；公司预防网络攻击和其他网络相关犯罪和事件并从中恢复的能力；行业能力；公司实施其业务战略(包括勘探和开发活动)的能力；公司实施战略和利用技术以在预期时限内实现气候变化倡议和排放目标的能力；竞争的影响；公司对诉讼的辩护；地震、钻井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其产品获得足够运输的能力；公司沥青产品开采、开采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的计划可能延迟或变化；公司吸引必要劳动力建设、维护和运营其热砂和油砂开采项目的能力；勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、开采或升级公司沥青产品所固有的经营风险和其他困难；融资的可获得性和成本；公司及其子公司的勘探和开发活动的成功及其替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；产量水平；储量估计和对目前未被归类为已探明的原油、天然气和天然气的可采数量估计的不准确；政府当局的行动；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
加拿大自然2023年度信息表
4
主要文件 陈列品
这些因素包括公司的财务状况；公司的退休债务；公司的流动资金是否足以支持其增长战略并维持其短期、中期和长期的运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司的税项拨备是否充足；以及其他影响收入和支出的情况。
本公司的运营一直受到政治发展以及国家、联邦、省和地方法律法规的影响，如生产或排放限制、税收、特许权使用费和应支付给政府或政府机构的其他金额的变化、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性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。有关更多信息，请参阅本AIF的“风险因素”部分。
请读者注意，上述因素并非详尽无遗。本AIF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。虽然本公司认为，前瞻性陈述传达的期望是合理的，基于其在作出这些前瞻性陈述之日获得的信息，它不能保证未来的结果，活动水平和成就。所有随后的前瞻性声明，无论是书面或口头，归属于公司或代表其行事的人，均明确限定在其全部由这些警告性声明。除适用法律要求外，本公司不承担更新前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，或上述影响这些信息的因素，如果情况或本公司的估计或意见发生变化。
关于货币、财务资料、生产和储备的特别说明
在本AIF中，除非另有说明，所有提及的美元均指加拿大元。储量和生产数据按"特许权使用费前"或"公司毛额"列报，实际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，原油和天然气也被称为桶油当量或BOE的共同单位。英国央行是通过将六千立方英尺的天然气转化为一桶原油（6麦克夫：1桶）而得的。这种换算可能会产生误导，特别是在单独使用时，因为6 Mcf：1 bbl比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量换算方法，而不代表井口的价值当量。在比较使用当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6麦克f：1桶的换算比率可能会误导价值的指示。
本公司截至2023年12月31日最近完成的财政年度的比较合并财务报表和MD & A均以引用方式纳入本报告，本AIF中包含的某些信息已根据国际会计准则理事会发布的国际财务报告准则编制。
截至2023年12月31日止年度，本公司聘请了独立合格储量评估师（“IQRE”）、Sproule Associates Limited和Sproule International Limited（统称“Sproule”）和GLJ Ltd.（“GLJ”），以评估和审查本公司所有已探明和已探明和已探明+可能储量，生效日期为2023年12月31日，编制日期为2023年12月31日。2024年2月5日SPR该公司对北美和国际轻、中原油、原生重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青（热油）、天然气和天然气储量进行了评估和审查。GLJ对油砂开采和升级SCO储量进行了评估。评估和审查是根据《加拿大石油和天然气评估手册》（“COGE手册”）所载标准进行和编制的，并根据国家文书51—101—石油和天然气活动披露标准（“NI 51—101”）的要求披露。
该公司每年披露净探明储量和贴现未来净现金流量的标准化措施，使用12个月平均价格和当期成本，根据美国财务会计准则委员会主题932“采掘活动—石油和天然气”在公司提交给SEC的年度报告中以及在公司的“补充石油和天然气信息”部分。s 2023 A年度报告，其通过引用并入本文。
关于非GAAP财务措施的特别说明
该AIF包括原油和天然气行业常用的财务指标，如：调整后的运营净利润；调整后的资金流量；净回报；和净资本支出。《国际财务报告准则》没有对这些财务措施作出定义，因此被称为非公认会计原则财务措施，如《国家文书》第52—112号—非公认会计原则和其他财务措施披露（"NI 52—112"）所定义。非公认会计准则的指标被公司用来评估其财务业绩，财务状况或现金流量。关于本AIF中包含的公司非GAAP指标“调整后的经营净利润”、“调整后的资金流”、“净回报”和“净资本支出”的描述，见公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A的“非GAAP和其他财务指标”一节，日期为2024年2月28日。“自由现金流”是非GAAP财务指标。本公司认为，自由现金流是证明本公司有能力产生现金流以通过资本投资为未来增长提供资金、偿还债务以及根据其自由现金流分配政策通过股息和股份回购向股东支付回报的关键指标。
5
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
公司结构
加拿大自然资源有限公司于1973年11月7日根据不列颠哥伦比亚省的法律注册成立为AEX Minerals Corporation（N.P.L.）1975年12月5日，更名为加拿大自然资源有限公司。加拿大自然公司于1982年1月6日根据《公司法》（艾伯塔省）继续运作，并于1985年11月6日根据《商业公司法》（艾伯塔省）继续运作。自那时以来，本公司已完成多项交易，导致合并、安排及对交付文件的修订，但并无导致有关事项发生重大变动。
在过去的十年中，本公司根据《商业公司法》（艾伯塔省）以加拿大自然资源有限公司的名义合并了以下公司：
2014年1月1日—Barrick Energy Inc.
2015年1月1日—EOG Resources Canada Inc
2019年1月1日—Laricina Energy Ltd.
2020年10月1日—CNRL升级有限公司
2021年1月1日—彩小马能源有限公司
2022年1月1日—Storm Resources Ltd.风暴气体资源公司；CNR Montney Ltd.
2023年1月1日—Horizon Construction Management Ltd
本公司的负责人、主要负责人和注册办事处位于加拿大艾伯塔省卡尔加里市，地址为2100，855—2nd Street S.W.，T2P 4J8.
本公司之主要营运附属公司及合伙企业、直接或间接拥有之投票权证券之百分比及其注册成立司法权区如下：
法团的司法管辖权
%所有权
子公司
加拿大天然升级有限公司
艾伯塔省
100
CanNat Energy Inc.
特拉华州
100
CNR International（英国）developments limited
英国
100
CNR International（英国）有限
英国
100
CNR International（科特迪瓦）SARL
科特迪瓦-科特迪瓦
100
北车国际（南非）有限公司
艾伯塔省
100
北车（红水）有限公司
艾伯塔省
100
苏昆卡自然资源公司
艾伯塔省
100
中国北车石油资源有限公司艾伯塔省100
伙伴关系
北车蒙尼合伙公司艾伯塔省100
加拿大天然公司作为管理合伙人，和CNR Petro Resources Limited是普通合伙公司CNR Montney Partnership的合伙人。
在日常业务过程中，Canadian Natural重组其子公司和合作伙伴关系，以保持高效运营。2023年，加拿大自然公司结束了其子公司CNR（Echo）Resources Inc.，以及其两个运营伙伴关系，即加拿大自然资源和加拿大自然资源北阿尔伯塔合作伙伴关系。
Canadian Natural的综合财务报表包括以下科目：本公司及其所有附属公司和全资合伙企业的业务，以及本公司通过合营安排进行的若干活动。
加拿大自然2023年度信息表
6
主要文件 陈列品
业务的总体发展
2021
COVID—19疫苗的推出，加上OPEC+继续达成维持大部分减产协议，对二零二一年全球原油及本公司产品的需求及基准定价产生整体正面影响。
2021年1月，于2019年就Keystone XL管道授予的总统许可在新当选美国总统就职后被撤销。本公司于2020年第四季度计提与Keystone XL管道项目有关的费用1.43亿美元。
二零二一年，本公司对债务融资计划进行了多项调整。这包括偿还及注销为2022年6月到期于2019年收购Devon Canada Corporation绝大部分资产而设立的32. 50亿美元承诺定期融资的余额。第三季度，公司偿还了原到期日为2021年11月15日的5亿美元3. 45%票据。本公司亦偿还原于2023年2月到期的26. 50亿美元定期信贷融资15亿美元，于2021年11月3日，融资余额减少至11. 50亿美元。在第四季度，该公司偿还了其10亿美元信贷融资项下的未偿还名义余额，该信贷融资在偿还时没有被取消，并在2022年3月31日之前仍可提取。在第四季度，该公司还将原到期于2022年6月和2023年6月的24.25亿美元循环银团信贷额度分别延长至2024年6月和2025年6月，并将各项融资额度增加7000万美元至24.95亿美元。根据延期条款及经双方协议，每份原循环信贷融资的7，000万元未分别于原到期日2022年6月及2023年6月延长或到期。此外，在第三季度，该公司提交了基础货架招股说明书，允许在加拿大发行最多30亿美元的中期票据和在美国发行30亿美元的债务证券，并于2023年8月到期，取代了该公司先前于2021年8月到期的基础货架招股说明书。
2021年6月9日，本公司与Cenovus Energy、Imperial Oil、MEG Energy及Suncor Energy共同宣布“油砂路径实现净零倡议”（现称为“路径联盟”），这是一个与联邦及艾伯塔省政府共同合作的独特联盟，旨在到2050年实现油砂业务净零温室气体排放。这一开创性的行业和政府合作旨在通过并行开发和部署下一代减排技术、基础设施和运营项目来支持加拿大的气候目标的实现，这些项目旨在提高效率和减少温室气体排放，同时平衡可持续经济发展，并将加拿大的石油和天然气生产定位为ESG领先的桶，以满足全球能源需求。
于二零二一年，本公司完成收购Storm Resources Limited（“Storm”）所有已发行及发行在外普通股，总现金代价约为7. 71亿元。在完成时，收购还包括约1.83亿美元的长期债务。Storm及CNR Montney Ltd.于2022年1月1日与本公司合并。Storm参与了不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区天然气和天然气液化天然气的勘探和开发。
于二零二一年，本公司亦完成多项其他机会性收购。两项收购包括位于不列颠哥伦比亚省蒙尼地区的天然气资产，总产量约为11，100桶油当量/日。第三项收购包括本公司持有的现有油砂租赁的附带权益净额。为该等收购支付的现金代价总额约为4.5亿美元。
2022
于二零二二年一月，本公司透过收购邻近Jackfish的未开发Pike土地的剩余50%权益，巩固其于Jackfish及Kirby的发展机会。
本公司于二零二二年对其债务融资计划作出多项调整。其中包括偿还及注销原到期于二零二三年二月的11. 5亿元定期信贷融资。该公司还修订了10亿美元的信贷融资，将到期日延长至2024年2月，并使其成为5亿美元的循环信贷融资。于二月，本公司于到期日偿还10亿美元的3. 31%中期票据，于十二月，本公司偿还10亿美元的原于二零二三年一月到期的2. 95%票据。2022年全年，本公司还回购了4. 98亿美元的中期票据，利率介乎1. 45%—3. 55%，原到期日期为2023年至2028年。
2023
公司批准了最终投资决定，继续进行Pike 1原位热项目，作为其2023年资本预算的一部分。 支持Pike 1项目的钻探和管道开发计划于2024年底开始，预计将于2027年完成。 完成后，Pike 1项目的目标是增加约25，000桶/D的能力。 于2023年12月，本公司批准继续在Horizon进行石脑油回收装置尾矿处理项目的决定，总资本投资约为3. 57亿美元，该项目目标于2024年开工，目标于2027年第三季度机械完工。该项目旨在减少温室气体排放，相当于Horizon第一范围总排放量的约6%，同时在Horizon项目的整个生命周期内增加产量并降低预期的回收成本。
7
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
该公司在2023年对其债务融资计划进行了多次调整。2023年6月，本公司将其24.25亿美元的循环银团信贷安排延长三年，至2027年6月到期。2023年7月，本公司提交了基准招股说明书，允许不时在加拿大出售高达30亿美元的中期票据和在美国出售高达30亿美元的债务证券，两者都将于2025年8月到期，取代了本应于2023年8月到期的本应于2023年8月到期的基准招股说明书。2023年9月，本公司将其5亿美元循环信贷安排延长至2025年2月到期。2023年11月，公司还偿还了4.05亿美元1.45%的中期票据。
2023年11月，公司宣布多项高级管理层提拔，定位公司在未来继续其长寿命、低递减资产和低资本敞口资产的战略发展，为股东创造价值。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
业务描述
加拿大自然能源公司是一家总部位于加拿大的资深独立能源公司，从事原油、天然气和天然气的收购、勘探、开发、生产、营销和销售。该公司的主要核心业务地区是加拿大西部、英国北海地区和非洲近海地区。
该公司在其参与的大多数前景中运营并保持着巨大的工作权益。该公司的目标是通过对现有原油和天然气资产的经济和可持续发展，以及通过发现和/或收购新的储量，在普通股基础上增加原油和天然气的产量、储量、现金流和资产净值。公司以可持续和负责任的方式努力实现这些目标，坚持环境管理和卓越安全的承诺。
公司拥有充足的管理、技术和支持人员来实现这些目标。截至2023年12月31日，公司拥有以下相当于全职的永久员工：
北美勘探与生产
5,108
北美油砂开采与升级
4,867
北海和非洲近海
297
公司总数
10,272
运营纪律以及安全、有效和高效的运营和成本控制是公司的根本。通过在所有行业周期内始终如一地管理成本，公司相信将实现持续增长。该公司通过发展区域知识，并通过在其物业中保持较高的工作权益和运营商地位，实现有效和高效的安全运营并控制成本。该公司通过内部增长和战略收购的结合实现了增长。进行收购的目的是为了进入新的核心地区或增加公司在现有核心地区的存在。
该公司的业务方针是保持大量的项目库存，并使其每种产品的生产多样化：上海合作组织、天然气、轻中型原油和天然气、沥青(热油)、初级重质原油和鹈鹕湖重质原油。该公司的大型多元化项目组合能够有效地将资本分配给回报更高的机会，这些机会共同提供补充的基础设施，并在整个商业周期中实现平衡。上海合作组织在阿尔伯塔省北部的油砂开采和升级业务占2023年年产量的34%。天然气主要生产在艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省，占27占2023年年产量的1%。轻、中型原油和液化天然气占2023年年产量的10%，来自艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省，以及该公司的北海和离岸非洲业务。艾伯塔省和萨斯喀彻温省生产的还有沥青(热油)，占 20占2023年年产量的6%的初级重质原油，以及占2023年年产量3%的鹈鹕湖重质原油。该公司的中游资产主要包括两个运营的管道系统(Echo和Pelcan Lake)，以及在PrimRose的84兆瓦热电厂50%的工作权益，为公司的重质原油和沥青业务提供了具有成本效益的基础设施。中游资产还包括西北红水伙伴关系50%的股权。
作为公司持续专注于技术和创新以及减少其环境足迹的一部分，公司之前已经实施并将继续实施以下项目：碳捕获、封存、储存和利用项目，以及公司设施的甲烷减排计划。此外，该公司还在适当情况下安装由可再生能源提供动力的设备。
该公司拥有为期20年的运输协议，将在跨山管道扩建项目(TMX)上运输9.4万桶/日的原油，这将为国际市场提供水路通道。截至2024年1月12日，TMX的建设大约完成了98%。跨山公司已经宣布，它正在努力争取第二个月的预期服务日期2024年的第四季度。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
A.环境问题
环境管理方法
公司有一份关于环境管理的公司声明，其中确认环境管理是公司的基本价值。这一承诺确保公司及其员工和承包商按照适用的地区、国家和国际法规和行业标准开展所有业务活动。该公司的油砂开采和英国分部也根据环境管理体系开展业务，这些体系由独立的第三方审计。作为公司公司治理任务的一部分，公司的环境专家跟踪其国内和国际业务的众多环境业绩指标，审查公司在全球范围内的运营情况，并定期向公司高级管理层报告，后者又直接向董事会健康、安全、资产完整性和环境委员会报告环境问题。该委员会的任务还包括监督公司与气候变化和温室气体排放、社会/社区事务以及利益相关者关系有关的政策和计划。
该公司定期与各政府监管机构接触并接受其检查在公司经营的各个地区。公司的相关环境风险管理战略包括与立法者和监管机构建设性合作，以确保任何新的或修订的政策、立法或法规适当反映可持续发展的平衡方法。为应对现有或新立法而采取的具体措施包括关注公司的能源效率、空气排放管理、水管理和土地管理，以尽量减少干扰影响。本公司已制定程序，并致力遵守所有现行环境标准及法规，并已在资本开支预算中纳入适当金额，以继续符合现行环境保护要求。在加拿大，这些要求适用于原油和天然气行业的所有运营商，预计公司在行业内的竞争地位不会因适用法律的变化而受到不利影响；但是，不能保证未来的环境法律和法规不会对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大影响。
本公司设有内部程序，旨在确保在进行新收购和开发之前考虑到环境方面的因素。本公司的环境管理计划（以下简称“计划”）以及本公司的经营方针和战略，重点是尽量减少经营对环境的影响，同时满足：监管要求；生物多样性、空气质量和排放、地下水和地表水的区域管理框架；行业经营标准和指南；以及公司内部标准。对运营商和承包商的培训和尽职调查是公司环境管理计划有效性和预防事故以保护环境的关键。
加拿大
本公司继续投资于人员、设施和基础设施以及新的和成熟的技术，以有效地回收和加工原油和天然气资源，并以对环境负责的方式。作为该计划的一部分，公司实施了多项减少环境足迹的计划，包括：环境规划，以评估影响并实施避免和缓解计划，以维持陆生和水生系统以及高价值生态系统的生物多样性；持续评估新技术，以减少环境影响；通过实施各种减排计划和碳捕获项目（包括CO），缓解公司的气候变化影响2EOR注射液，CO2该项目包括：尾矿中的封存和Quest碳捕集和储存设施）；甲烷排放减少计划，包括节约溶液气体以减少甲烷排放和减少气动设备排放的设备改造计划；以及优化公司设施的效率。
2023年，本公司作为Pathways Alliance的创始成员及贡献者，继续推进工作，支持实现2050年油砂业务净零温室气体排放的目标，以帮助加拿大实现其气候目标，包括其《巴黎协定》承诺。
本公司将继续监测和评估旨在促进温室气体脱碳项目行业投资的政府计划。 2023年11月30日，联邦政府向下议院提交C—59法案，为投资于合资格碳捕集、利用和储存（“CCUS”）项目的资本提供投资税收抵免（“ITC”）。 如果获得通过，这项立法将在2022年至2030年期间为碳捕获设备提供高达50%的可退还ITC，在合格的碳运输、储存或使用设备方面提供高达37.5%的可退还ITC，这些费率从2031年至2040年期间减半，并在2040年之后完全取消。 2023年11月，艾伯塔省政府宣布将为与建设新CCUS项目相关的合资格资本成本提供12%的税收抵免。
由于Pathways Alliance倡议的进展以及本公司温室气体减排项目的持续进展，本公司于2022年11月宣布了新的企业温室气体减排目标。目标是到2035年将企业范围1和范围2温室气体绝对排放总量从2020年的基线减少40%。该目标是除该公司的北美勘探和生产甲烷排放量从2016年基线减少50%的目标之外，以及其油砂开采和热业务净零排放的理想目标。
本公司有一个综合的温室气体减排战略，包括：将减排纳入项目规划和运营；利用技术创造价值和提高绩效；投资于研究和开发，包括与行业、企业家、学术界和政府合作；专注于持续改进以推动长期减排；在碳捕集、封存和封存方面处于领先地位；参与政策
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和监管发展(包括交易能力和抵消排放)；以及审查和开发新的商机和趋势，为减少公司的环境足迹提供进一步的机会。本公司参与联邦和省级监管的气候和温室气体排放报告计划，并继续量化年度温室气体排放量以供内部报告之用，以推动温室气体绝对排放量和强度的持续改善和减少。该公司于2023年第三季度向利益相关者发布了2022年管理报告。这份报告包括对其2022年范围1和范围2排放(包括甲烷排放)的第三方独立“合理保证”，以及对范围3排放的“有限保证”。对于2023年，本公司还聘请了独立的第三方，对其2023年范围1和范围2的排放(包括甲烷排放)提供“合理保证”，并对其范围3的排放提供“有限保证”。
该公司正通过行业协会与加拿大立法者和监管机构合作，制定和实施新的温室气体排放法律和法规，以支持减排并适当反映可持续发展的平衡方法。
空气质量计划是公司环境工作计划的重要组成部分，并在所有行业和监管标准和指南内运行。在公司内部，本公司继续加强其综合减排战略，以确保其能够遵守现有和未来温室气体和空气污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的减排要求。该公司继续通过区域组织参与空气质量监测。通过区域风洞监测收集的数据被政府用来制定管理计划和框架。
该公司继续实施燃烧、通风和溶解气体保护计划，这些计划影响和指导其未来的新项目和设施计划。2023年，公司在其主要的稠油作业中完成了207个溶液气体保护项目，减少了约107万吨/年的CO2E.从2019年至2023年，该公司在其主要重质原油和原地油砂业务上花费了超过2360万美元，以节省相当于910万吨的CO2E.作为公司优化和提高燃气效率的举措的一部分，公司监测压缩机机队的性能，并有针对气动设备的持续甲烷减排计划。从2018年到2022年，公司完成了一项气动仪器计划，对气动仪器进行了超过8,000次的改装和拆除，累计产生了CO2E从其约815,000吨/年的运营中减少。2022年和2023年，该公司安装了1,399台太阳能化学喷射泵，作为正在进行的多年气动化学喷射泵更换计划的一部分，该计划产生了约19万吨/年的CO2一旦完成，就会减少。油砂开采结合了技术上的进步，通过最大限度地提高热集成、使用热电联产来满足蒸汽和电力需求以及设计能够实现CO的氢气生产设施，进一步减少温室气体排放2捕获高达400,000吨/年的CO注入2在油砂尾矿中，以及从炼油厂燃料气中回收碳氢化合物液体。此外，在该公司非运营的Quest碳捕获和储存设施中，每年约有100万吨CO2被捕获并永久地隔离在地质存储中。自2015年以来，大约有900万吨CO2已经被抓获并安全地储存在Quest。
该公司有提高使用效率和循环率以及减少淡水使用的水计划，包括与其油砂开采作业的淡水使用强度和热力原地作业的淡水使用强度相关的新目标，这两项目标都于2021年宣布。作为钻井作业的一部分，该公司还采用了加拿大石油生产商协会为支持负责任的水力压裂和水管理方法而制定的水力压裂作业规程。
该公司拥有有效的油井废弃和退役计划，允许逐步开垦大片毗连的土地，为加强生物多样性和功能性野生动物栖息地奠定了基础。该公司在2023年继续其减少环境责任的计划，废弃了2,068口不活跃的油井，并已在其中许多地点启动了填海，最终目标是获得填海认证。于2023年，该公司共收到1,311份填海证书，涉及2,358公顷土地。2019年至2023年，公司废弃了11,368口停用井，并收到了4,712张填海证书，相当于10,014公顷的填海土地。此外，还对停用的设施进行了退役和对在役设施进行了清理，以处理作业地点的环境责任。此外，公司还在以下方面制定了全面的方案：油砂开采作业中的尾矿管理，以最大限度地减少细微尾矿并促进回收；监测方案，以评估生物多样性、野生动物和渔业的变化，以管理建设和运营效果，并评估复垦成功；参与和支持区域重要资源的油砂监测方案；所有热力现场和采矿作业的地下水监测；积极的泄漏预防和管理方案；以及用于运营设施合规性审计和检查方案的内部环境管理系统。
国际
2023年，该公司继续在Banff和Kyle油田开展海底退役规划活动，拆除海底管道和基础设施的目标为2024.尼尼安、科伦巴、莱尔和斯特拉斯佩伊油田的退役和废弃计划正在进行中，尼尼安油井堵塞和废弃工作已于2023年第四季度开始。此外，已开始规划尼尼安枢纽地区的退役，包括制定退役计划所需的调查和研究(S)，以及启动监管和关键利益攸关方的参与。
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B.监管事项
该公司的业务受通常通过政府立法和政府机构建立的法规的约束。以下各段概述了影响公司运营的若干关键监管制度。
加拿大
加拿大的原油和天然气行业在管理勘探、开发、生产、炼油、营销、运输、防止废物和其他活动的立法和法规下运作。
该公司在加拿大的物业主要位于艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省。这些财产中的大多数是根据从联邦政府或各自的省级政府获得的租约/许可证持有的，这赋予了持有者勘探和生产沥青、原油和天然气的权利。其余物业以永久保有(私有)租约形式持有。
艾伯塔省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省颁发的常规石油和天然气租约的主要租期为2至5年，不列颠哥伦比亚省的租约/许可证目前的主要租期最长为10年。在主要租期结束时正在生产或能够生产的租约部分将在租约的生产期限内“继续”。
艾伯塔省油砂初级租赁期为15年。被指定为“生产”的原生油砂租赁将在维持最低产量水平的前提下继续存在，而被指定为“非生产”且未达到所需最低产量水平的原生油砂租赁则可通过支付不断上升的租金而继续存在。
省政府监管原油和天然气的生产以及从各自省移除天然气和天然气。由该省拥有的租赁生产的原油、天然气和天然气液化天然气应支付政府特许权使用费。特许权使用费由条例确定，一般按产量的百分比计算，并经若干不同因素调整，包括销售价格、生产水平、回收方法、运输和加工成本、地点和发现日期。
艾伯塔省油砂项目的特许权使用费按总收入基础上的1%至9%的浮动比例计算，按净收入基础上的25%至40%的浮动比例计算，视乎基准原油定价而定。
自2017年1月1日起，艾伯塔省政府采纳了常规原油、天然气和天然气特许权使用费的现代化特许权框架（“MRF”）。因此，艾伯塔省目前有一个平行的特许权使用权制度制度，之前的艾伯塔省特许权框架（“ARF”）继续适用于2026年12月31日之前钻探的油井，而MRF适用于2017年1月1日或之后钻探的油井。在2016年7月13日至2016年12月31日期间钻探的油井，如果符合某些标准，可以选择加入MRF。根据MRF，天然气和天然气液化石油气的常规使用费率为5%至36%，原油的常规使用费率为5%至40%。
于二零二三年，本公司须缴纳加拿大联邦及省级所得税，合并税率约为23. 3%。艾伯塔省政府于2019年7月1日至2020年1月1日期间将省企业所得税税率从12%降至10%。 现行省所得税税率为8%，于2020年7月1日生效。
2022年5月19日，不列颠哥伦比亚省政府宣布了一项新的版税框架，该框架将于2024年9月1日生效。新的框架将取代以前的钻井奖励计划，采用类似于加拿大其他司法管辖区的收入减成本模式。新油井将支付5%的固定特许权使用费，直到钻探和完井所花费的资本被收回，然后将适用5%至40%的价格敏感特许权使用费，并根据商品类型而有所不同。若干成本津贴及参考价格的详情仍有待不列颠哥伦比亚省政府与持份者磋商后最后确定。
于二零二一年，阿尔伯塔省能源监管机构（“AER”）宣布新的责任管理框架（“框架”），作为其油气井、设施及管道生命周期管理的一部分，该框架规定公司关闭闲置油井及相关基础设施的年度强制性开支目标。根据该框架，AER为许可证持有人指定了其放弃和开垦活动的强制性年度支出目标，该目标是根据许可证持有人在省级闲置油井库存和相关基础设施中所占的比例以及其他因素确定的。 强制性支出目标于2022年1月1日生效，并于2023年业绩年度有所增加。2022年，萨斯喀彻温省政府亦推出了“非活跃责任减少计划”，不列颠哥伦比亚省政府更新了其休眠及恢复该等省份的非活跃油井及设施的强制性目标。
▪联邦碳合规成本
本公司经营所在司法管辖区的政府已制定或正在制定温室气体法规，作为其国家和国际气候变化承诺的一部分。本公司使用现有的温室气体法规来确定合规成本对当前和未来项目的影响。本公司持续监察其经营所在司法管辖区的温室气体法规的发展，以评估未来法规发展对本公司经营和计划项目的影响。在加拿大，联邦政府已经批准了《巴黎协定》，承诺到2030年将温室气体排放量从2005年的水平减少40—45%。加拿大政府还承诺限制和削减石油和天然气行业的排放，并于2023年12月宣布了监管框架。
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为建立国家上限和交易体系，计划在2024年年中之前公布法规草案。 该框架草案目前提议将2030年排放量限制在比2019年水平低35—38%（根据加拿大环境与气候变化局的估计），同时提供一些遵约灵活性，使排放量比2019年阈值低20—23%。我2020年12月，联邦政府宣布打算在2030年之前将碳价格提高至170美元/吨，2022年后每年增加15美元/吨。联邦政府也正在开发一个全面的空气污染物管理系统，并已发布有关该公司运营的某些锅炉、加热器和压缩机发动机的法规。此外，2022年，联邦政府发布了《清洁燃料条例》，该条例于2023年7月1日生效，适用于汽油和柴油燃料的生产商或进口商，并要求降低与加拿大生产和供应的汽油和柴油燃料相关的碳强度。
▪省碳合规成本
所有省份的碳定价监管制度均须接受联邦政府的定期审查，以评估省级制度是否符合联邦《温室气体污染定价法》。此类未来审查可能会影响碳价格和/或省级系统的严格程度。
自2020年1月1日起，艾伯塔省以《技术创新和减排法规》（“TIER”）取代了温室气体法规（“碳竞争力激励法规”）。TIER适用于公司在艾伯塔省的所有资产（作为联邦燃料费的替代品）。2022年12月，艾伯塔省政府公布了对TIER的修改，并于2023年1月1日生效，减少了受监管设施的排放分配量。TIER的排放覆盖范围也扩大到包括所有TIER监管设施的燃烧。2023年，艾伯塔省排放量超过TIER监管限额的碳价格为65美元/吨，并每年以15美元/吨的增量增加至2030年的170美元/吨，这与联邦碳定价时间表一致。未运营的Scotford Upgrade和NorthWest Redwater沥青粉碎机和炼油厂也须遵守TIER的规定。
在不列颠哥伦比亚省，目前对该省消耗的燃料和燃烧和排放的天然气征收的碳税为65美元/吨CO2e，预计将继续上涨15美元/吨CO2e每年一次，直到达到170美元/吨CO22030年，如2023年省级预算所述，与联邦碳定价时间表保持一致。 此外，不列颠哥伦比亚省政府在其2023年预算中宣布，将以产出为基础的定价系统取代对大型工业排放者征收的碳税，该系统将于2024年4月1日生效。 2023年3月，不列颠哥伦比亚省宣布有意为石油和天然气行业实施排放上限，以确保该省实现该行业的2030年减排目标。该目标旨在到2030年将石油和天然气行业排放量比2007年水平减少33—38%。不列颠哥伦比亚省政府还宣布打算实施净零新产业政策。
作为其草原复原计划的一部分，萨斯喀彻温省政府制定了一项条例（《温室气体管理和减少（标准和合规）条例》），适用于排放超过25千吨CO的设施，2每年一次，并要求North Tangleflags原位重质原油设施和Senlac原位重质原油设施达到自2020年起的温室气体排放减少目标。该条例还使低于门槛值的设施能够汇总并选择加入萨斯喀彻温省的监管系统，作为联邦燃料收费的替代办法。 该法规还采用了联邦碳定价时间表至2030年。
在马尼托巴省，联邦基于产出的定价系统和碳定价时间表适用于排放量大于或等于50千吨CO的设施，2e每年。二氧化碳排放量等于或大于10千吨的设施2e每年可以自愿选择加入该系统。
▪联邦和省甲烷减排条例：
到2025年，联邦政府承诺将石油和天然气行业的甲烷排放量比2012年水平减少40—45%。联邦政府的甲烷法规于2020年1月1日生效，并在全国范围内适用，除非各省与联邦政府达成等同协议，在这种情况下，联邦法规不适用。不列颠哥伦比亚省、艾伯塔省和萨斯喀彻温省已实施省级甲烷法规，并与联邦政府达成了同等协议。因此，适用的省级甲烷法规适用于西部三省，而联邦甲烷法规适用于马尼托巴省的甲烷排放。
2022年，联邦政府宣布了一个扩大甲烷法规的框架，以实现到2030年至少低于2012年水平的75%，法规框架草案于2022年11月发布，修订案于2023年12月发布。 对法规草案的反馈将持续到2024年。
英国
根据现行法律，英国政府拥有广泛的权力来监管石油行业，包括勘探、开发、保护和生产率。
自二零一六年一月一日起，石油所得税（“PRT”）税率（即对若干原油及天然气利润征收）已减至0%。可拨备弃开支合资格结转至二零一五年及过往课税年度，就PRT而言，仍按50%的比率收回。此外，石油和天然气利润的附加费也降低至10%，也于2016年生效。合资格资本开支的投资免税额可用作补充费用，但须受若干限制。对于公司税和附加费，允许的损失有资格结转到以前的
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纳税年。英国政府于2022年5月以25%的税率推出能源利润征费。其后于2022年11月提高至35%，并将适用至2028年3月31日。合资格资本开支的投资备抵为29%。由于该等变动，石油及天然气活动应课税收入的适用税率为75%，惟须扣除可用投资备抵。
于二零一三年，英国政府引入一项退役救济契约（“退役救济契约”），该契约为一项监管及合约机制，据此，英国政府透过收回退役救济契约及企业所得税，保证其参与未来的油田弃置。
自2005年以来，英国一直在实施温室气体法规。在英国国家分配计划的第一阶段（2005—2007年），该公司按照其CO运营，2配置中在第二阶段（2008—2012年），公司的CO2分配低于公司的运营排放量。在第三阶段（2013—2020年），公司的CO2拨款进一步减少。继英国于二零二零年一月三十一日退出欧盟（“欧盟”）后，新的英国排放交易计划（“ETS”）于二零二一年一月一日推出。新计划符合欧盟排放交易体系的规则，适用于能源密集型行业、发电行业和航空业。公司继续专注于实施CO，2在其设施和贸易机制方面减少排放机会，以确保遵守现行要求。
离岸非洲
许可证的条件，包括特许权使用费和生产或利润分享安排应付的税款，视情况而定，因国家而异，在某些情况下，每个国家的特许权也各不相同。
科特迪瓦近海CI—26区块Espoir油田和CI—40区块Baobab油田的开发受生产分成合同（“PSC”）的约束，该合同认为向政府支付的税款或特许权使用费由政府的利润份额支付。CDI现行企业所得税税率为25%，适用于非PSC收入。
2019年，CDI政府传达了其意图，要求在其管辖范围内运营的石油和天然气行业遵守西非经济和货币联盟的货币管制法规。本公司继续与相关当局讨论一种机制，以满足这些法规，同时允许本公司在国家不需要使用的外币外派。
2023年，CDI政府修订了当地内容法规，增加了使用当地人员、企业和服务的要求。 本公司正与有关当局及其承包商讨论遵守这些经加强的规例。
C.竞争因素
能源行业在业务各方面均极具竞争力，包括勘探及开发新供应来源、建造及营运原油及天然气管道及相关设施、收购原油及天然气权益、原油、天然气及天然气液化气及电力的运输及营销，以及吸引及挽留技术人才。该公司的竞争对手包括综合和非综合原油和天然气公司以及其他石油产品和能源。
D.风险因素
鉴于风险的动态性质，本公司采用多学科企业风险管理（“企业风险管理”）框架，识别、评估及制定可能影响本公司及其营运的风险缓解计划。企业风险管理框架采用了风险评估矩阵方法，对跨运营领域的风险进行分类和调整，使团队能够更好地了解已识别的风险、其对公司运营的影响以及为应对这些风险而采取的缓解措施。这使管理层能够监控潜在风险敞口，以及为解决已识别风险而采取的步骤，或通过在公司管理委员会中确定负责每项已识别风险的人员来缓解这些敞口。报告整个公司的风险及相关缓解活动亦为企业风险管理框架的一部分。
原油和天然气价格的波动
该公司的财务状况在很大程度上取决于原油和天然气的现行价格，并高度敏感。原油或天然气价格的大幅下跌可能会对公司的经营和财务状况及其储量的价值和数额产生重大不利影响。这可包括：延迟或取消现有或未来的钻探、开发、建设或扩建计划；部分物业的减产；或导致未使用的长期运输承诺，所有这些都可能对公司的财务状况产生重大不利影响。
原油和天然气的价格波动，以应对原油和天然气的供应和需求的变化，市场不确定性以及公司无法控制的各种额外因素。原油价格主要由国际供求决定。影响原油价格的因素包括欧佩克+的行动，加拿大，美国，欧盟和亚洲的经济状况，政府监管，中东和其他地区的政治稳定，地缘政治冲突。（如俄罗斯入侵乌克兰和中东冲突），原油的国外供应，外国进口的价格，为可能受管道限制、第三方新建或扩建现有管道能力、政府授权的削减、替代燃料来源的可用性、天气条件和其他因素影响的产品确保充分运输的能力。天然气价格实现
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该公司在北美主要受供需、天气条件、工业需求和确保产品充分运输能力的影响，这些因素也可能受到管道限制、政府强制削减和替代能源价格的影响。加拿大的原油和天然气生产商的生产价格相对于国际价格可能会得到折扣，部分原因是向国际市场运输和销售产品的能力受到限制。持续未能解决这些制约因素可能会延长原油和天然气生产商（包括本公司）实现的商品价格折扣或降低的持续时间。
原油或天然气价格的任何大幅或持续下跌都可能导致现有或未来钻探、开发、建设或扩建计划的延迟或取消，包括但不限于Horizon、AOSP、PrimRose、Pelica Lake、Kirby、Jack Fish、Pike和国际项目，或某些资产的减产，或导致未使用的长期运输承诺，所有这些都可能对公司的财务状况产生重大不利影响。
约西马特尔y 29% of公司的2023年生产的京东方为主要重质原油，鹈鹕湖重质原油和沥青（热油）。该等产品目前的市价与轻、中品位原油的既定市场指数不同，主要是由于品质差异所致。因此，这些产品目前收到的价格与它们定价的基准不同。未来的质量差异是不确定的，差异的显著增加可能对公司的财务状况产生重大不利影响。
本公司根据国际财务报告准则定期评估其资产的账面值。倘原油及天然气预测价格下跌，相关物业、厂房及设备之账面值可能会下调，净盈利可能会受到不利影响。
环境风险
原油及天然气业务的所有阶段均须遵守多项加拿大、美国、英国、欧盟、非洲及其他国家、联邦、省、州及市法律法规以及国际公约（统称“环境法例”）的环境法规。
环境立法除其他外规定了与危险物质和废物的产生、处理、储存、运输、处理和处置有关的限制、责任和义务，以及与各种物质向环境的溢出、释放和排放有关的限制、责任和义务。环境立法还要求油井、矿山、设施场地和与公司业务相关的其他财产的运营、维护、废弃和回收，以符合适用监管机构的要求。此外，某些类型的作业，包括勘探和开发项目以及对某些现有项目的重大变更，可能需要提交和批准环境影响评估或许可证申请。遵守环境立法可能需要大量开支，不遵守环境立法可能导致罚款和处罚。未来遵守环境法规的成本可能会对公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
原油和天然气行业正经历与遵守环境法规有关的成本逐步增加，特别是在北美和北海。在其离岸业务方面，公司还与监管机构和行业合作伙伴一起参与解决适用于公司在这些司法管辖区的业务的环境监测和应急响应协议。油砂环境监测与联邦和省政府、原住民社区和行业合作进行，以加强对油砂开发累积影响的了解。现有及预期的法例及法规可能要求本公司处理及减轻其活动对环境的影响。日益严格的法律法规可能会对公司的业务、财务状况和经营业绩造成重大不利影响。主要环境风险概要载列如下：
▪碳/温室气体排放管理风险
作为气候变化风险评估的一部分，该公司审查了能源公司和机构开发的独立外部情景分析，这些分析代表了到2050年全球石油和天然气需求水平。该等外部情景分析乃本公司用以支持业务规划、识别风险及机遇的工具，并包括考虑多项与市场（例如经济及社会事件）、商品价格、碳价格、政策、监管、技术开发及采用、能源效益及声誉有关的变数及假设。 虽然本公司认为，此类独立外部情景分析是合理的，但如果不准确，可能会对本公司的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。由于本公司计划和评估机会部分基于气候相关的估计，实际结果和预期之间的差异可能会对本公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。最有可能影响公司业务策略的气候变化风险方面包括：未来的监管变化，包括政府施加的排放上限、相关的合规成本和减排目标、市场准入和资本准入、社会偏好和声誉风险以及技术开发，下文将详细介绍。
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▪未来法规变更/合规成本/削减目标
已颁布或拟议的温室气体法规对公司运营的额外要求可能会增加资本开支和生产开支，包括与公司现有和计划中的油砂项目有关的开支。这可能会对公司的财务状况产生不利影响。因此，在做出推进公司业务战略的决策时，会考虑现有和拟议的气候变化政策和法规。公司跟踪国际、国家、联邦和省级政策和法规的发展。2020年12月，联邦政府宣布有意超越加拿大此前在《巴黎协定》下提出的减排目标，到2030年将碳价格提高至170美元/吨，并制定2030年和2035年的甲烷减排目标。此外，《清洁燃料条例》于2023年7月生效。清洁燃料法规的一些方面将增加公司运营中消耗的液体燃料的成本，同时也提供了一个潜在的机制来产生抵消信贷。 2023年，联邦政府发布了《清洁电力条例》草案，如果按建议采纳，该条例可能会增加公司产生或购买电力的成本。
除Pathways倡议外，本公司继续在其运营中推行其他温室气体减排倡议，包括：解决方案气体节约、压缩机优化以提高燃气效率、减少/改造气动设备、减少/改造二氧化碳排放，2油砂尾矿捕集与注入2与EOR、CO相关的捕获和储存2通过参与各种研究和创新团体进行技术开发。
不同司法管辖区已经颁布或正在评估低碳燃料标准，这可能会影响排放强度较高的原油的市场准入。加拿大政府和一些省政府已公布法规，以减少石油和天然气行业的甲烷排放，以支持美国和加拿大政府作出的在2025年之前降低该行业排放的联合承诺。为满足环境空气质量目标而进行的空气污染物监管（通常作为区域空气区管理的一部分）可能会导致公司花费额外的资金来改造特定地区的设备。
该公司实现政府、道路和企业减排或环境减排目标的能力可能需要开发新技术，其成功与否尚不清楚，以及大量的资本和资源，实现目标和目标所需的成本可能与最初的估计和预期大不相同。虽然其目的是提高效率和增加低碳能源的供应，但资源和重点转向减排可能会对运营结果产生负面影响。
▪社会偏好/声誉风险
公众对气候行动的支持，特别是对油砂的支持的变化，再加上旨在改变消费习惯以加速减少全球碳基能源消耗的化石燃料的激进主义和反对者的增加，可能会影响公司产品和证券的市场，并影响其获得新项目批准的能力。向低碳经济转变的时间和速度是不确定的，如果金融机构、投资者、保险公司、评级机构和/或贷款人采取更严格的去碳化政策，获得保险和资本的能力可能会受到不利影响。此外，公众行为的改变(例如交通偏好的改变或政府促进使用电动汽车或替代能源的政策变化)可能会影响对原油和公司产品的需求。同样，拟议中的清洁电力法规可能会影响天然气的需求。
▪技术发展
应对气候变化的法规和政策变化可能要求该公司开发或采用新的可持续技术，以减少其环境足迹，并支持以高昂的成本过渡到更低的碳排放/能效经济。此外，可再生能源的开发、出现和使用可能会影响对本公司产品的需求，从而影响其竞争力和盈利能力。实现减排和改善环境所需的新技术的开发和商业化(包括可获得性、成本和有效性)是不确定的。
▪监管和政策的有效性
该公司在原油和天然气行业的政府法规和政策下运营，包括土地保有权、特许权使用费、税收、生产率、环境管理和安全表现。在进行重大项目之前，该公司必须遵循各种监管程序，以获得项目批准和许可。这些程序可包括土著和其他利益攸关方协商、环境影响评估和公开听证。该公司的项目执行和时间表可能会受到监管过程中遇到的延误或通过许可证审批对其运营施加的条件的影响。政府政策的变化有可能影响大型能源项目监管进程的确定性和时间表，包括增加对土著协商的要求。一些例子包括加拿大联邦《净零排放责任法案》、实施《联合国土著人民权利宣言》的联邦立法和联邦《影响评估法案》、支持驯鹿恢复的艾伯塔省次区域计划、不列颠哥伦比亚省《土著人民权利宣言法》(DRIPA)以及由不列颠哥伦比亚省政府谈判达成的蓝莓河原住民执行协议，该协议旨在解决最近的土著诉讼中提出的问题(即呀呀v.v.不列颠哥伦比亚省2021年(B.C.S.C.，1287)，关于发展对条约8权利的累积影响的案例)。
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▪市场准入
由于未来转向低碳排放，该公司的产品可能面临更大的市场风险。这些风险可能包括对可再生能源的需求增加，可能无法在产品价格中收回的合规成本增加，这可能会推迟某些资产的开发，以及限制较高碳能源的市场准入，包括管道项目监管审批的延迟、撤销或附加条件。如果其他司法管辖区的生产商不受类似监管负担的影响，这些风险可能导致竞争劣势。
▪尾矿治理
艾伯塔省能源监管机构(“AER”)于2017年10月更新了第85号指令--油砂开采项目的流体尾矿管理(“第85号指令”)。第85号指令确立了尾矿作业的绩效标准，并规定了尾矿库和尾矿管理计划的审批、监测和报告要求。
本公司继续执行并遵守已批准的Horizon矿、AOSP的Muskeg River矿和Jackpine矿尾矿管理计划中规定的条件，从而满足艾伯塔省尾矿管理框架（2015年）和指令85的要求。此外，本公司已获马斯凯格河及Jackpine矿山之更新尾矿管理计划（二零二三年）批准。 尾矿管理计划概述了逐步变化，改善了矿山整个寿命期的尾矿管理绩效，以及拟议的尾矿处理技术。 然而，未来存在超过核定特定场址尾矿概况的潜在风险，导致需要根据采矿财务安全计划提供额外的安全，以及可能适用合规征税。正在开发研究和缓解技术，以减少流体尾矿，并增加实现Horizon和AOSP矿山尾矿目标的确定性。通过加拿大油砂创新联盟（Pathways的创新部门），所有油砂矿运营商共同开展技术开发，以加速此类项目的商业化。
该公司的油砂开采业务继续规划和执行其尾矿设施的边坡渐进式开垦活动。Muskeg River矿继续推进其外部尾矿设施（南部扩展区）的退役进程，并在等待最终施工完工报告获得批准，然后与AER最终确定其作为大坝结构的注销监管要求，进一步降低矿山的环境风险和责任。南扩展区于2023年全面重新植被和填海。Muskeg River Mine亦于2022年获得拆除沉淀池的退役授权。
▪土地使用、水和野生动物管理
与土地管理有关的立法和政策可能会通过改变区域对空气排放、用水、土地扰动、开垦和生物多样性作业标准的限制而影响开发和作业风险。土地利用规划可能会留出保护区、公园，或建立操作限制，以保护生物多样性和野生动物，这可能会限制原油和天然气的开发。阿萨巴斯卡下游油砂区的管理框架为地表水和地下水的质量和数量以及空气排放确定了限制和触发因素，这可能会提高设施运营标准。关于生物多样性的框架草案可能会对发展作出进一步限制，从而限制设施的运作和扩大。区域准入管理计划可能通过限制基础设施而对资源开发造成限制。 2023年12月，联邦政府宣布有意于2024年引入《自然责任法案》，以立法保护生物多样性作为实现加拿大30%土地保护的方法，包括要求大型公司和金融机构监测、评估和披露其对生物多样性的风险、依赖性和影响。
在获取水和有效管理水的过程中，水的许可证、使用和排放标准正变得越来越严格。艾伯塔省湿地政策的变化可能会增加新项目开发的要求和付款。有关油砂项目水的处理和排放到环境中的联邦和省级标准目前正在考虑到管理加拿大其他采矿作业的适用法规的制定中。 于二零二三年十一月，艾伯塔省政府宣布二零二四年节水计划，以应对潜在干旱状况，本公司正评估该计划的潜在营运影响及缓解策略。
《濒危物种法》（加拿大）要求维持各种物种的栖息地。例如，在林地驯鹿的情况下，除了最低畜群数量外，有关未受干扰生境的监管要求可能影响原油和天然气扩张计划。石油和天然气以及林业都在采取缓解措施，通过限制捕食者进入地震线、通过加速开垦恢复森林和完成项目发展规划以尽量减少驯鹿的干扰，恢复生境的功能。此外，该公司还支持使用母栏饲养幼驯鹿等缓解活动，以改善牛群数量。由于鸟类或两栖动物等其他物种的存在，需要对作业进行管理，以避免或减轻可能导致作业效率低下和延误的影响。
操作风险
原油、天然气和天然气液化液的勘探、生产、开采、开采、升级和运输涉及许多风险，即使是经验、知识和仔细评估相结合也未必能够克服这些风险。这些活动受到许多危害和风险的影响，可能导致火灾、爆炸、溢漏、井喷或其他原因。
17
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
意外或危险情况造成人身伤害、财产损失、环境破坏、作业中断和生产损失，无论是人为错误、自然或其他原因造成的。除上文所述者外，油砂开采及提质业务亦因开采、提取、加工及提质沥青所需各组成部分的复杂性及整合性而遭受生产损失、潜在停工及生产开支增加。
公司的业务还存在与环境和安全绩效相关的风险，这些风险受到政府、公众和媒体的密切关注，并可能导致暂停或无法获得监管批准和许可，或者在发生重大事故的情况下，公司面临罚款、民事诉讼和/或刑事指控。
极端天气事件可能对公司的运营构成风险，并对供应链和客户/供应商运营或本公司或第三方拥有和运营的关键基础设施造成潜在影响。一个全面的企业应急管理计划已经到位，以协调公司对潜在事故和事件（包括极端天气事件）的反应。该方案包括紧急反应计划，旨在确保迅速作出初步反应并在出现情况时有效管理。
本公司经营所在司法权区须遵守劳工法例及法规，如有变动，可能会影响营运。此外，与工作中断有关的劳工风险以及获得必要人力的能力可能会影响项目完成的及时和成本效益。
储量替代
该公司未来的原油和天然气生产，因此其现金流和经营业绩，高度依赖于开发其现有储量基础和获得或发现额外储量的成功。如果没有通过勘探、收购或开发活动增加储量，公司的产量将随着时间的推移而下降，因为储量耗尽。勘探、开发或获取储量的业务属于资本密集型业务。如果本公司的现金流不足以为资本支出提供资金，且外部资金来源有限或不可用，则本公司进行必要资本投资以维持和扩大其原油和天然气储量的能力将受到损害。此外，该公司可能无法以可接受的成本寻找和开发或获取额外的储量，以取代其原油和天然气生产。
储量估计的不确定性
在估计储量数量时存在许多固有的不确定性，包括许多超出公司控制范围的内部和外部因素。由于新获得的技术数据、技术改进或历史性能、生产成本、开发成本、产品定价、经济条件、市场可用性或监管要求的变化，经常需要修订。一般而言，经济上可开采的原油、天然气及天然气液化石油储量及其未来净收益的估计乃基于多项因素及于储量估计厘定日期作出的假设，例如地质及工程估计（具有固有不确定性）、特许权使用费制度的假设影响、政府机构环境及其他监管导致的较高成本，对未来商品价格、生产成本以及未来开发支出的时间和数额的估计，所有这些都可能与实际结果相差很大。所有这些估计在某种程度上都是不确定的，储量分类只是试图界定所涉及的不确定程度。因此，由不同工程师或同一工程师于不同时间编制的任何特定物业组别应占的经济可开采原油、天然气及天然气液化石油储量的估计、根据回收风险分类的该等储量以及预期由此产生的未来净收益的估计，可能会有很大差异。本公司的实际生产、收入、特许权使用费、税收和开发、废弃和运营支出与其储量可能会有所不同，而且这些差异可能是重大的。对未来可能开发的储量的估计通常基于体积计算、递减曲线分析以及类似储层和油井的实际生产历史的类比。根据生产历史对相同储量的后续评估将导致先前估计储量的变动。
项目风险
本公司有各种勘探、开发和建设项目，包括环境缓解和温室气体减排项目，随时进行。项目延误可能导致收入延迟和/或成本超支可能导致项目不经济。公司完成项目的能力取决于一般业务和市场条件以及公司控制以外的其他因素，包括熟练劳动力和人力的可用性、材料的可用性和接近性、管道容量、天气、火灾、干旱、法律和监管事宜（包括环境立法和政府规定的排放上限）、获得土地的能力、钻井和其他设备的可用性、温室气体减排技术的可用性，以及处理能力的可用性。
流动资金来源
为当前和未来的资本项目提供资金以及执行业务计划的能力取决于公司在有利的条款和条件下及时产生现金流和筹集资本的能力，并受到公司信用评级以及资本和信贷市场状况的影响。公众和利益相关者对该公司声明的环境、可持续发展和气候相关目标的审查正在加强。在实现公司所述目标方面的任何失败或被认为是失败，或认为这些目标不足的看法，都可能影响公司获取成本的能力-
加拿大自然2023年度信息表
18
主要文件 陈列品
有效资本。此外，信用评级的变化可能会影响按可接受的条款与客户及供应商订立及维持普通课程合约，以及订立普通课程衍生工具或对冲交易的成本。本公司还与交易对手进行各种交易，并面临与销售合同不付款或合同交易对手不履行有关的信用风险。流动性风险的管理要求公司保持足够的现金和现金等价物，以及其他资本来源，包括经营活动的现金流量、可用的信贷安排、商业票据和债务资本市场的准入，以在债务到期时履行债务。
信息安全
该公司越来越依赖信息技术系统来有效地运营和开展业务。可能对本公司产生负面影响的信息安全风险的性质和复杂性不断演变，因为网络犯罪分子开发了针对业务的新计划，并实施了针对本公司信息技术(“IT”)和业务系统的网络相关犯罪。公司的IT系统(或主要供应商和第三方的IT系统，包括基于云的系统)、控制系统、敏感数据或重大安全漏洞的重大中断或故障可能对公司的业务、财务状况、声誉和运营结果产生重大不利影响。公司网络安全风险计划的监测和管理属于董事会审计委员会的任务范围，该委员会每年收到两次关于网络安全的报告，或在威胁较高的情况下或在情况需要时更频繁地接收报告。
尽管公司积极应对网络安全威胁，但此类威胁经常发生变化，需要不断发展的监测、检测和应对努力。这类威胁的例子包括：安装勒索软件(如殖民地管道在2021年经历的情况)和森科尔能源公司在2023年遭受的网络攻击。这些类型的攻击可能会扰乱对系统的访问，公布私人数据，如果赎金得不到满足，可能会摧毁系统；通过社会工程获得对系统的未经授权访问，为盗窃、冒充、欺诈和中断运营提供便利；以及安装恶意软件，可能会导致无法访问、数据破坏、数据外泄或整个系统故障。这些威胁中的任何一种都可能干扰或损坏公司财产或导致与公司自有业务活动有关的机密信息、员工个人档案以及土地所有者、供应商、客户和与公司有业务往来的其他第三方的个人信息丢失、泄露或被盗。
成功的网络犯罪事件可能导致资产损失和公司财务损失、运营中断、补救和恢复成本、法律索赔或诉讼、监管处罚、对人员或环境的人身伤害，以及供应商、客户、利益相关者和商业合作伙伴的声誉问题，这些人也可能受到该计划的影响。为应对这些风险，公司维持了强大的网络安全协议，并采用并不断改进行业标准的网络安全框架，包括加速安全补丁、所有系统的漏洞扫描、对关键第三方的定期网络评估、外部系统的持续渗透测试、内部流程和系统的年度定向渗透测试、基于风险的漏洞补救、24小时受控安全监控和响应、事件响应准备演练、多因素身份验证和常规教育/测试计划，这些计划培训人员在内部会计和流程控制之外识别潜在威胁(即网络钓鱼)。数据恢复和恢复程序已到位，以使公司的运营恢复到正常状态，并将数据丢失和由此对业务造成的中断的风险降至最低。虽然本公司迄今尚未因网络安全事件而蒙受任何重大损失，但不能保证本公司未来不会因网络安全漏洞而蒙受重大损失。
虽然公司已经实施了网络安全协议和程序来应对这一风险，但这些协议和程序可能不足以预防或减轻信息安全风险，公司可能会产生巨额成本来补救重大网络安全中断的影响。公司将保险作为其风险管理计划的一部分，但此类保险可能不足以或不足以覆盖公司因网络事件而遭受的所有损害，在某些情况下，可能根本不会做出回应。
外国投资
该公司的对外投资包括降低与在发展中国家投资有关的风险，例如不确定的政治、经济、法律和税收环境。这些风险可能包括e.除其他外，货币限制和汇率波动，由于征用、国有化、战争、叛乱和其他政治风险等危害而造成的收入、财产和设备损失，税收和政府特许权使用费增加的风险，与政府实体和准政府机构重新谈判合同，有关外国公司业务的法律和政策的变化，包括遵守现有和新出现的反腐败法律，以及外国政府对公司国际业务的主权所产生的其他不确定性。此外，如果在其海外业务中发生争议，公司可能受外国法院的专属管辖权，或者可能无法成功地将外国人置于加拿大或美国法院的管辖权。
本公司在加拿大和英国北海地区勘探和开发原油和天然气资产的安排与其在其他外国司法管辖区勘探和开发原油和天然气资产的安排明显不同。在本公司经营及将来可能经营业务的部分外国国家，国家一般保留矿产的所有权，因此保留对储量勘探及生产的控制权，并在许多情况下参与勘探及生产。因此，东道国政府可能会对业务产生重大影响，
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
特许权使用费、出口税和法规、附加费、增值税、生产奖金和其他费用。此外，价格和运营成本、生产时间和其他因素的变化，可能会影响原油和天然气储量的估计以及未来归属于外国财产的净收入，其方式与这些变化会影响加拿大财产的估计有重大不同。涵盖外国原油和天然气业务的协议也经常包含条款，规定公司有义务花费指定金额进行勘探和开发，或进行某些业务或没收合同所规定的全部或部分面积。
风险管理活动
为应对商品价格、外汇和利率的波动，本公司可定期利用各种衍生金融工具和实物销售合同，根据界定的对冲计划管理其风险。该等安排的条款可能限制本公司从该等因素的有利变化中获得的利益，亦可能导致特许权使用费按高于对冲价格的参考价格支付。交易对手信贷风险亦有所增加。
股息和股份回购
未来股息的支付和公司普通股的回购取决于，除其他事项外，其财务状况和董事会认为相关的其他业务因素，包括当前的经济状况、公司对运营和项目的资金需求、偿债义务以及遵守适用的监管和证券交易要求。股息政策和自由现金流 (1)分配政策（通过股份回购向公司股东分配回报，在资本要求之后，（d）支付股息），每项均须由董事会定期审阅，并可予更改。
其他业务风险
可能对公司财务状况产生负面影响的其他业务风险包括监管问题、政府税收增加和特许权使用费制度变化的风险、诉讼风险、可能导致人身伤害、财产损失或环境破坏的经营活动对公司声誉造成的风险、与获取必要人力以及时和具成本效益的方式完成基本建设项目有关的劳工风险，恶劣的天气条件，整合被收购公司和业务的业务和运营的时机和成功，以及公司某些资产对第三方运营商的依赖。
此外，流行病或大流行病有可能通过破坏当地或全球供应链和运输服务，或因影响公司在当地社区、劳动力营地或运营场所的劳动力池或当地卫生当局作为预防措施而造成的人力损失，其中任何一项可能要求公司暂时减少或关闭其业务，具体取决于潜在爆发的程度和严重性以及受影响的地区或业务。然而，在疫情或大流行期间，本公司的营运可能被适用政府机关指定为“必要服务”（如2019冠状病毒病疫情），允许在可能受到政府实施封锁措施影响的地区继续营运。视乎疫情的严重程度、疫苗的时间和供应情况以及疫苗的分发速度，大规模疫情或大流行可能影响国际商品需求，并对本公司产品实现的价格产生相应影响，从而可能对本公司的财务状况造成重大不利影响。
本公司的部分资产由一个或多个公司子公司持有，或伙伴关系。倘任何法人附属公司清盘，附属公司之资产将首先用于偿还附属公司之债务（包括应付贸易账款或任何担保项下之责任），然后用于偿还本公司之债务。
有关公司风险和不确定性的更多详细信息，请参阅公司截至2023年12月31日的年度MD&A。
《现代奴隶法》
2024年1月1日，《打击供应链中的强迫劳动和童工法》（Fighting Against Forced Labour and Child Labour in Supply Chains Act）现代奴役法案”，在加拿大生效。的 现代奴役法案该公司有义务发布年度现代奴隶制报告，详细说明上一年为降低其供应链任何环节使用强迫劳动风险所采取的措施，包括在加拿大或其他地方生产货物或进口到加拿大的货物。本公司的供应链可能实际使用或被指控使用强迫劳动或童工，并且可能难以从供应商收集足够的信息。需要进行额外的工作来评估和了解这种风险，并确定可以采取哪些措施来减轻任何已识别的风险，这可能会影响公司的运营效率、运营结果、财务状况或声誉。
(1)“自由现金流”是一个非GAAP的衡量标准。有关非公认会计原则财务措施的更多细节，请参阅本AIF的“咨询”部分。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
表51—101F1储量数据和其他信息表
截至2023年12月31日止年度，本公司聘请了独立合格储量评估师（“IQRE”）、Sproule Associates Limited和Sproule International Limited（统称“Sproule”）和GLJ Ltd.（“GLJ”），以评估和审查本公司所有已探明和已探明及可探明储量，生效日期为2023年12月31日，编制日期为2023年12月31日。 2024年2月5日S研究人员对北美和国际轻、中原油、原生重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青（热油）、天然气和天然气储量进行了评价和评述。GLJ对油砂开采和升级SCO储量进行了评估。评估和审查是根据《加拿大石油和天然气评估手册》（“COGE手册”）所载的标准进行和编制的，并根据国家文书51—101—石油和天然气活动披露标准（“NI 51—101”）的要求披露。
本公司董事会的储备委员会已与本公司各IQRE会面并进行独立尽职审查程序，以审查各IQRE在确定本公司数量估计和剩余储备未来净收入的相关净现值时所使用的资格和程序。
该公司每年披露净探明储量和贴现未来净现金流量的标准化措施，使用12个月平均价格和当期成本，根据美国财务会计准则委员会主题932“采掘活动—石油和天然气”，在公司提交给SEC的表格40—F年度报告中的“补充石油和天然气信息”部分。2023年年度报告，该报告以引用方式并入本文。
由于四舍五入，储量数据表中的信息可能不会增加。京东方价值和原油和天然气指标可能无法计算由于四舍五入。
下表呈列之未来收益净额估计并不代表储备之公平市值。
无法保证预测案例中所载的价格及成本假设将会达到，且差异可能是重大的。本报告提供的原油、天然气及天然气液化石油储量的采收率及储量估计仅为估计，并不保证估计储量将被收回。实际原油、天然气和天然气液化石油储量可能大于或小于本文提供的估计值。请参阅“咨询”中的“关于前瞻性报表的特别说明”和“关于货币、财务信息、生产和储备的特别说明”；以及本AIF的“风险因素”部分。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
石油和天然气储量表和注释
公司总储备汇总表
截至2023年12月31日
预测价格和成本
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMbbl）
鹈鹕湖
重
原油
（MMBBL）
沥青
（热油）
（MMBBL）
合成的
原油
（MMBBL）
天然
燃气
(Bcf)
天然
燃气
液体
（MMBBL）
桶
关于石油的
等价物
(Mmboe)
北美
证明了
发达的生产76 106 203 653 6,827 4,720 138 8,790 
发达的非生产国5 7 — 38 — 229 7 95 
未开发68 80 55 2,596 83 10,027 398 4,952 
已证明的总数149 193 258 3,287 6,910 14,976 543 13,836 
很有可能62 95 107 1,903 550 9,259 305 4,566 
已证实加可能总数211 288 365 5,191 7,460 24,236 848 18,402 
北海
证明了
发达的生产5 1 5 
发达的非生产国— — — 
未开发3 2 4 
已证明的总数8 3 9 
很有可能4 2 5 
已证实加可能总数12 5 13 
离岸非洲
证明了
发达的生产33 10 34 
发达的非生产国— — — 
未开发28 16 31 
已证明的总数61 26 65 
很有可能21 18 24 
已证实加可能总数81 44 89 
公司总数
证明了
发达的生产114 106 203 653 6,827 4,730 138 8,829 
发达的非生产国5 7 — 38 — 229 7 95 
未开发100 80 55 2,596 83 10,045 398 4,986 
已证明的总数218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
很有可能87 95 107 1,903 550 9,279 305 4,594 
已证实加可能总数305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
加拿大自然2023年度信息表
22
主要文件 陈列品
公司净储备汇总表
截至2023年12月31日
预测价格和成本
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鹈鹕湖
重
原油
（MMBBL）
沥青
（热油）
（MMBBL）
合成的
原油
（MMBBL）
天然
燃气
(Bcf)
天然
燃气
液体
（MMBBL）
桶
关于石油的
等价物
(Mmboe)
北美
证明了
发达的生产64 86 154 485 5,607 4,220 108 7,208 
发达的非生产国4 6 — 29 — 206 5 78 
未开发54 66 42 1,934 29 8,526 302 3,849 
已证明的总数123 158 196 2,448 5,636 12,952 416 11,136 
很有可能48 76 74 1,411 438 7,644 217 3,537 
已证实加可能总数171 234 270 3,859 6,073 20,596 634 14,673 
北海
证明了
发达的生产5 1 5 
发达的非生产国— — — 
未开发3 2 4 
已证明的总数8 3 9 
很有可能4 2 5 
已证实加可能总数12 5 13 
离岸非洲
证明了
发达的生产30 9 31 
发达的非生产国— — — 
未开发23 13 25 
已证明的总数53 22 56 
很有可能16 14 19 
已证实加可能总数69 36 75 
公司总数
证明了
发达的生产99 86 154 485 5,607 4,229 108 7,244 
发达的非生产国4 6 — 29 — 206 5 79 
未开发81 66 42 1,934 29 8,542 302 3,878 
已证明的总数184 158 196 2,448 5,636 12,977 416 11,201 
很有可能69 76 74 1,411 438 7,660 217 3,561 
已证实加可能总数252 234 270 3,859 6,073 20,637 634 14,761 
23
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
公司总准备金对账
截至2023年12月31日
预测价格和成本
总探明
北美
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鹈鹕湖
重
原油
（MMBBL）
沥青
（热油）
（MMBBL）
合成的
原油
（MMBBL）
天然
燃气
(Bcf)
天然
燃气
液体
（MMBBL）
桶
关于石油的
等价物
(Mmboe)
2022年12月31日150 179 262 3,284 6,873 13,589 486 13,501 
新发现— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密钻井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢复能力— — 1 6 34 — — 40 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技术修订(10)13 12 24 (23)367 3 80 
生产(18)(28)(17)(96)(165)(781)(22)(476)
2023年12月31日149 193 258 3,287 6,910 14,976 543 13,836 
北海
2022年12月31日11 4 11 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订2 (1)2 
生产(5)(1)(5)
2023年12月31日8 3 9 
离岸非洲
2022年12月31日70 34 75 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订(4)(4)(5)
生产(5)(4)(6)
2023年12月31日61 26 65 
公司总数
2022年12月31日231 179 262 3,284 6,873 13,627 486 13,587 
新发现— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密钻井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢复能力— — 1 6 34 — — 40 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技术修订(12)13 12 24 (23)362 3 77 
生产(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
加拿大自然2023年度信息表
24
主要文件 陈列品
总概率
北美
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鹈鹕湖
重
原油
（MMBBL）
沥青
（热油）
（MMBBL）
合成的
原油
（MMBBL）
天然
燃气
(Bcf)
天然
燃气
液体
（MMBBL）
桶
关于石油的
等价物
(Mmboe)
2022年12月31日60 93 114 1,901 535 8,619 285 4,425 
新发现— — — — — 1 — — 
延拓10 15 — 29 18 764 31 231 
加密钻井3 2 — — — 324 13 72 
提高了恢复能力— — — 1 17 — — 19 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (2)— — 
经济因素— — — — — (7)— — 
技术修订(12)(15)(7)(28)(20)(441)(24)(180)
生产— — — — — — — — 
2023年12月31日62 95 107 1,903 550 9,259 305 4,566 
北海
2022年12月31日4 3 5 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订— (1)— 
生产— — — 
2023年12月31日4 2 5 
离岸非洲
2022年12月31日25 21 29 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订(4)(3)(5)
生产— — — 
2023年12月31日21 18 24 
公司总数
2022年12月31日89 93 114 1,901 535 8,643 285 4,458 
新发现— — — — — 1 — — 
延拓10 15 — 29 18 764 31 231 
加密钻井3 2 — — — 324 13 72 
提高了恢复能力— — — 1 17 — — 19 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (2)— — 
经济因素— — — — — (7)— — 
技术修订(16)(15)(7)(28)(20)(445)(24)(185)
生产— — — — — — — — 
2023年12月31日87 95 107 1,903 550 9,279 305 4,594 
25
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
已证实的总数加上可能的
北美
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鹈鹕湖
重
原油
（MMBBL）
沥青
（热油）
（MMBBL）
合成的
原油
（MMBBL）
天然
燃气
(Bcf)
天然
燃气
液体
（MMBBL）
桶
关于石油的
等价物
(Mmboe)
2022年12月31日210 272 376 5,186 7,408 22,209 772 17,926 
新发现— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密钻井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢复能力— — 1 7 51 — — 58 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技术修订(22)(2)4 (4)(43)(74)(21)(100)
生产(18)(28)(17)(96)(165)(781)(22)(476)
2023年12月31日211 288 365 5,191 7,460 24,236 848 18,402 
北海
2022年12月31日15 7 16 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订2 (2)2 
生产(5)(1)(5)
2023年12月31日12 5 13 
离岸非洲
2022年12月31日95 55 104 
新发现— — — 
延拓— — — 
加密钻井— — — 
提高了恢复能力— — — 
收购— — — 
性情— — — 
经济因素— — — 
技术修订(9)(7)(10)
生产(5)(4)(6)
2023年12月31日81 44 89 
公司总数
2022年12月31日320 272 376 5,186 7,408 22,270 772 18,046 
新发现— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密钻井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢复能力— — 1 7 51 — — 58 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技术修订(28)(2)4 (4)(43)(83)(21)(108)
生产(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
加拿大自然2023年度信息表
26
主要文件 陈列品
储备表注释
1.“公司总储备”是公司在扣除特许权使用费前的工作权益份额，不包括公司的任何特许权使用费权益。
2.“公司净储备”是指公司总储备减去应付给他人的所有特许权使用费加上应收他人的特许权使用费。
3."轻质原油和中质原油"是指"轻质原油和中质原油合并"。
4.“储量”是指根据钻探、地质、地球物理和工程数据的分析，在公认合理的特定经济条件下，在给定日期，预计可从已知堆积物中开采的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。
储量根据与估计有关的确定程度进行分类：
▪“探明储量”指可高度确定地估计为可开采的储量。实际回收的剩余数量很可能超过估计的探明储量。
▪"可能储量"是指比已探明储量更不确定地开采的额外储量。同样有可能的是，实际剩余开采量将大于或小于估计的探明储量加可能储量之和。
每种储量类别（探明储量和可能储量）可分为已开发储量和未开发储量类别：
▪"已开发储量"是指预期从（i）现有油井和已安装的设施中开采的储量，或如果尚未安装这些设施，将涉及低开支的储量（与钻井成本相比）将储量投入生产，及（ii）通过在储量估算时已安装的开采设备和基础设施运行，如果开采不涉及一口井。发达的类别可以细分为生产性和非生产性。
▪“未开发储量”是指预期从已知的未钻面积上有新井的储量，或从现有井中开采的储量，这些井的完工或在开采这些储量之前安装加工和收集设施需要大量开支。未钻探面积上的储量仅限于那些直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区域的钻探单元，除非存在可靠的技术，在更远的距离上确定了经济产量的合理确定性。
5.储量评估涉及本公司提供的有关地质及工程数据、产品质量、热值及运输的产品价格调整、拥有权益、应付特许权使用费、生产成本、资本成本及合同承担的数据。IQRE认为这一数据是合理的。
6.准备金对账变动类别定义：
▪“发现”是指以前没有登记储量的水库增加储量。
▪“扩大”是指因逐步钻井或完井而增加的储量。
▪“加密钻井”是指在已知的储层边界内通过钻井或完井而增加的储量。
▪"改善的恢复"是指因实施改善的恢复计划而增加的储备金。
▪“经济因素”是指主要由于价格预测引起的变化。
▪“技术修订”包括因新的技术数据或修订的解释而导致的先前估计的变化，以及经营成本、资本成本和对产品参考定价的抵消的变化。
7.2023年储备对账亮点：
已探明原油、沥青(热油)和NGL总储量增加93Mbbl：
▪扩展：增加341Mbbl，主要是由于油砂开采和升级(SCO)的坑道扩展以及各种沥青(热油)、天然气(NGL)、初级重质原油和轻质原油属性的扩展钻井/未来抵销增加。
▪加密钻井：增加50 Mbbl，主要是由于加密钻井/未来在各种天然气(NGL)、轻质原油和初级重质原油性质上的抵消增加。
▪提高采收率：增加40Mbbl，主要是由于油砂开采和升级(SCO)的采收率增加，以及各种沥青(热油)和主要重质原油的性质。
▪处置：减少1 Mbbl，主要是由于艾伯塔省各种天然气(NGL)资产的处置。
▪经济因素：由于产品定价的变化，增加了1Mbbl。
27
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
▪技术修订：增加17Mbbl，主要是由于各种沥青(热油)、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油和天然气(NGL)性能的改善，但被各种轻质原油性能的下降和油砂开采和升级(SCO)的采矿计划变化部分抵消。
▪产量：减少355Mbbl。
天然气总探明储量增加1377bcf：
▪发现：由于艾伯塔省各种天然气资产的活动，增加了5 bcf。
▪扩展：增加1,246bcf，主要是由于在艾伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层增加了扩展钻探/未来的偏移。
▪加密钻井：增加638 bcf，主要是由于在阿尔伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层的加密钻井/未来的偏移增加。
▪处置：减少7bcf，主要是由于艾伯塔省各种天然气资产的处置。
▪经济因素：由于产品定价较低，减少了81bcf。
▪技术修订：增加362Bcf，主要原因是类别从可能转移到已证实，以及由于业绩改善，北美各核心领域进行了积极修订。
▪产量：减少785 Bcf。
已探明原油、沥青和天然气液化石油总储量增加1.23亿桶：
▪发现：由于艾伯塔省各种天然气（NGL）性质的活动，增加了1百万桶。
▪扩展：增加4.45亿桶，主要是由于油砂开采和升级（SCO）以及各种沥青（热油）、天然气（NGL）、初级重质原油和轻质原油属性的扩展钻井/未来补偿增加。
▪填充钻孔：增加6700万桶，主要是由于各种天然气（NGL）、轻质原油和初级重质原油属性的填充钻井/未来抵消增加。
▪改善恢复：增加5800万桶，主要由于油砂开采和升级（SCO）以及各种沥青（热油）和鹈鹕湖重质原油属性的采收率增加。
▪处置：减少1百万桶，主要是由于艾伯塔省各种天然气（NGL）属性的处置。
▪经济因素：由于产品价格的变化，增加了200万桶。
▪技术修订：减少9400万桶，主要由于油砂开采和升级的采矿计划变化，以及各种轻质原油、天然气（NGL）、沥青（热油）和初级重质原油属性的表现，部分被Pelican Lake重质原油属性的改善所抵消。
▪产量：减少355Mbbl。
探明天然气储量加可能储量增加2，013 Bcf：
▪发现：由于艾伯塔省天然气属性的活动，增加了7 Bcf。
▪扩展：增加2，009 Bcf，主要是由于在蒙特尼地区和艾伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的其他非常规地层进行了扩展钻井/未来的偏移增加。
▪填充钻孔：增加962 Bcf，主要是由于在蒙特尼和艾伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的其他非常规地层进行加密钻井/未来的偏移增加。
▪处置：减少8 Bcf，主要是由于艾伯塔省各种天然气属性的财产处置。
▪经济因素：由于产品价格降低，减少了88 Bcf。
▪技术修订：减少83 Bcf，主要是由于各种天然气性质的性能下降。
▪产量：减少785 Bcf。
8.IQRE关于储量数据的报告见本AIF的附表"A"。公司管理层和董事关于原油、天然气和天然气储量披露的报告载于本AIF的附表“B”。
加拿大自然2023年度信息表
28
主要文件 陈列品
未来净收入表和附注
下表使用预测价格和成本汇总截至2023年12月31日的未来净收入。计算未来净收入时所包括的废弃、退役和开垦（“ADR”）成本包括截至2023年12月31日的本公司开发项目的总资产报废义务（“ARO”）（扣除通货膨胀和贴现）以及未来开发活动应占ADR成本的预测估计。
所得税前未来净收入净现值汇总表
截至2023年12月31日
预测价格和成本
(百万美元)
折扣@ 0%
折扣@ 5%
折扣@ 10%
折扣15%
折扣20%
单位价值
折扣率为10%/年
(美元/京东方)
北美
证明了
发达的生产
479,029 186,621 106,649 75,062 58,825 14.80 
发达的非生产国
3,410 1,182 756 588 486 9.65 
未开发
173,853 85,135 46,155 27,588 17,748 11.99 
已证明的总数
656,292 272,938 153,560 103,238 77,059 13.79 
很有可能
209,525 68,651 31,952 18,752 12,706 9.03 
已证实加可能总数
865,817 341,588 185,512 121,990 89,765 12.64 
北海
证明了
发达的生产
(1,851)(1,444)(1,167)(971)(827)(239.98)
发达的非生产国
12 11 10 9 8 87.81 
未开发
158 134 116 101 88 32.19 
已证明的总数
(1,681)(1,299)(1,042)(862)(731)(121.55)
很有可能
219 175 143 120 101 30.98 
已证实加可能总数
(1,462)(1,124)(898)(742)(630)(68.07)
离岸非洲
证明了
发达的生产
674 579 464 359 272 14.92 
发达的非生产国
6 6 5 4 4 78.50 
未开发
1,565 1,033 700 482 334 27.81 
已证明的总数
2,245 1,618 1,169 845 610 20.75 
很有可能
1,431 960 672 487 364 35.90 
已证实加可能总数
3,676 2,579 1,841 1,333 974 24.53 
公司总数
证明了
发达的生产
477,852 185,756 105,945 74,450 58,269 14.62 
发达的非生产国
3,429 1,198 771 601 498 9.82 
未开发
175,576 86,303 46,971 28,170 18,170 12.11 
已证明的总数
656,857 273,257 153,687 103,221 76,938 13.72 
很有可能
211,174 69,786 32,767 19,359 13,171 9.20 
已证实加可能总数
868,031 343,043 186,454 122,580 90,109 12.63 
29
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
所得税后未来净收入净现值汇总表
截至2023年12月31日
预测价格和成本
(百万美元)
折扣@ 0%折扣@ 5%折扣@ 10%折扣15%折扣20%
北美
证明了
发达的生产
369,022 144,276 82,796 58,476 45,947 
发达的非生产国
2,917 930 573 441 362 
未开发
133,196 64,445 34,422 20,192 12,692 
已证明的总数
505,135 209,651 117,792 79,109 59,001 
很有可能
160,081 52,229 24,188 14,126 9,530 
已证实加可能总数
665,216 261,880 141,980 93,234 68,531 
北海
证明了
发达的生产
(1,252)(942)(739)(600)(501)
发达的非生产国
12 11 10 9 8 
未开发
158 134 116 101 88 
已证明的总数
(1,082)(797)(614)(491)(405)
很有可能
219 175 143 120 101 
已证实加可能总数
(864)(622)(470)(371)(304)
离岸非洲
证明了
发达的生产
451 420 344 265 195 
发达的非生产国
6 5 5 4 4 
未开发
1,187 780 523 355 240 
已证明的总数
1,644 1,205 872 624 439 
很有可能
1,110 751 529 386 290 
已证实加可能总数
2,754 1,956 1,401 1,010 728 
公司总数
证明了
发达的生产
368,220 143,753 82,401 58,141 45,641 
发达的非生产国
2,935 946 588 454 374 
未开发
134,541 65,359 35,061 20,647 13,019 
已证明的总数
505,696 210,059 118,051 79,242 59,035 
很有可能
161,410 53,155 24,861 14,631 9,921 
已证实加可能总数
667,106 263,214 142,912 93,873 68,955 
加拿大自然2023年度信息表
30
主要文件 陈列品
未来净收入总额（未贴现）
截至2023年12月31日
预测价格和成本
北美北海离岸非洲公司总数
(百万美元)
已证明的总数
已证实加可能总数
已证明的总数
已证实加可能总数
已证明的总数
已证实加可能总数
已证明的总数
已证实加可能总数
收入
1,493,129 1,919,471 933 1,465 6,250 8,350 1,500,312 1,929,286 
版税
290,898 385,844 — — 210 283 291,108 386,127 
生产成本
428,384 525,653 577 875 1,792 2,126 430,752 528,655 
开发成本
95,791 119,151 105 119 1,486 1,731 97,382 121,001 
未来发展的ADR成本
1,314 1,941 — — 34 51 1,348 1,992 
未来所得税前净收入 不包括现有开发的ADR成本（相当于财务报表ARO）
676,742 886,881 252 471 2,728 4,158 679,722 891,510 
现有开发的ADR成本（相当于财务报表ARO）
20,450 21,064 1,933 1,933 482 482 22,865 23,480 
未来所得税前净收入 包括现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO)
656,292 865,817 (1,681)(1,462)2,245 3,676 656,857 868,031 
所得税151,158 200,601 (598)(598)602 922 151,161 200,925 
未来净收入
所得税后
505,135 665,216 (1,082)(864)1,644 2,754 505,696 667,106 

31
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
按产品类型划分的未来净收入
截至2023年12月31日
预测价格和成本
已证明的总数
产品类型
未来净收入
所得税前
(折扣率为9折/年)
(百万美元)
单位价值
(美元/京东方)
轻质和中质原油
(包括溶解气体和其他副产品)
6,291 16.85 
原生重质原油
(包括溶解气体)
3,281 20.10 
鹈鹕湖重质原油
(包括溶解气体)
3,956 20.18 
沥青(热油)
39,447 16.11 
合成原油
89,300 15.84 
天然气
(包括副产品，但不包括
原油油井的溶解气体和副产品)
16,787 7.04 
总计
不包括现有开发项目的ADR成本
(相当于财务报表ARO)
159,063 14.20 
现有开发的ADR成本（相当于财务报表ARO）
(5,376)
总计
包括现有开发的ADR成本
(相当于财务报表ARO)
153,687 13.72 
已证实加可能总数
产品类型未来净收入
所得税前
(折扣率为9折/年)
(百万美元)		单位价值
(美元/京东方)
轻质和中质原油
(包括溶解气体和其他副产品)
9,230 17.95 
原生重质原油
(包括溶解气体)
4,985 20.72 
鹈鹕湖重质原油
(包括溶解气体)
5,091 18.82 
沥青(热油)
50,608 13.12 
合成原油
96,225 15.84 
天然气
(包括副产品，但不包括
原油油井的溶解气体和副产品)
25,726 6.76 
总计
不包括现有开发项目的ADR成本
(相当于财务报表ARO)
191,866 13.00 
现有开发的ADR成本
(相当于财务报表ARO)		(5,412)
总计
包括现有开发的ADR成本
(相当于财务报表ARO)
186,454 12.63 
加拿大自然2023年度信息表
32
主要文件 陈列品
未来净收入表附注
1.计算未来净收入时所包含的废弃、退役和开垦（“ADR”）成本包括截至2023年12月31日的本公司开发项目的总资产报废义务（“ARO”）（扣除通货膨胀和贴现）以及未来开发活动应占ADR成本的预测估计。本公司的总ARO包括在准备金未来净收入中，按本AIF“定价假设”一节所述的通货膨胀率递增。
2.对于加拿大的储备，未来净收入包括根据拟议的联邦温室气体污染定价法案的碳成本合规性，到2030年达到170美元/吨。就北海储量而言，未来净收入包括与英国排放交易计划相关的碳成本。
3.单位价值（美元/BOE）是基于公司净储备。
4.税后净现值考虑了公司现有的税池余额和现行税务法规，并不代表合并实体层面的价值估计，这可能会有显著差异。有关综合实体层面的信息，请参阅本公司截至2023年12月31日止年度的综合财务报表和截至2023年12月31日止年度的年度MD & A。TED February 28，2024.
5.未来净收益乃未计入利息、一般及行政开支以及任何风险管理活动之影响拨备。
定价假设
原油、天然气和天然气液化石油油参考定价以及用于编制储备和相关未来净收入估计的通货膨胀率和汇率是根据Sproule、GLJ和McDaniel & Associates Consultants Ltd.（“McDaniel”）于2023年12月31日制定的价格预测的3个咨询平均值。以下是3个咨询人平均价格预测摘要。所有的价格都以2028年后每年2%。
20242025202620272028
原油和液化石油气
WTI美元/桶73.67 74.98 76.14 77.66 79.22 
WCSC $/桶76.74 79.77 81.12 82.88 85.04 
加拿大淡甜C $/桶92.91 95.04 96.07 97.99 99.95 
克罗默LSBC $/桶93.57 95.86 96.46 98.39 100.36 
埃德蒙顿C5+C $/桶96.79 98.75 100.71 102.72 104.78 
布伦特原油美元/桶78.00 79.18 80.36 81.79 83.41 
天然气
AECOC $/MMBtu2.20 3.37 4.05 4.13 4.21 
BC Westcoast Station 2C $/MMBtu2.06 3.25 3.93 4.01 4.09 
亨利·哈勃美元/百万吨热2.75 3.64 4.02 4.10 4.18 
定价假设表注释
1.参考定价定义：
▪“WTI”指的是俄克拉荷马州库欣市西德克萨斯中质原油的价格。
▪"WCS"是指加拿大西部精选，一种重质原油和沥青与低硫合成和凝析稀释剂的混合物，在阿尔伯塔省Hardisty；用于制备初级重质原油、Pelican Lake重质原油和沥青（热油）储备的参考价格。
▪"加拿大轻甜"指的是轻重力的价格（40oAPI）、艾伯塔省埃德蒙顿的低硫混合（MSW）原油；用于制备轻质和中质原油和SCO储量的参考价格。
▪"克罗默LSB"指的是轻质酸混合物的价格（35oAPI）在马尼托巴省克罗默的物理原油；在萨斯喀彻温省东南部和马尼托巴省西南部储备中用于制备轻质和中质原油的参考价格。
▪"埃德蒙顿C5 +"是指艾伯塔省埃德蒙顿的戊烷+；用于制备NGL储量的参考价格；也用于确定与初级重质原油和沥青（热油）储量相关的稀释剂成本。
▪“布伦特”是指欧洲、非洲和中东原油的基准价格；用于编制北海和非洲近海轻质原油储备的参考价格。
33
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
▪“AECO”是指艾伯塔省东南部的AECO—C枢纽的艾伯塔省天然气交易价格；用于准备北美（不包括不列颠哥伦比亚省）天然气储备的参考价格。
▪“BC西海岸站2”是指Enbridge公司的天然气输送点。不列颠哥伦比亚省Chetwynd的系统；在不列颠哥伦比亚省天然气储备准备中使用的参考价格。
▪“Henry Hub”指的是路易斯安那州Erath天然气管道系统上的一个分销枢纽，是纽约商品交易所天然气期货的定价点。
2.自2021年4月1日起，COGE手册包括价格预测指南，用于编制用于储量评估的商品价格预测。于二零二三年底，Sproule、GLJ及McDaniel厘定价格预测所采用的方法与COGE手册指引一致。
3.预测价格和成本假设现行法律和法规的持续性，井口销售价格的任何上涨也考虑到通货膨胀。销售价格乃按上文详述之参考价格计算，并按个别物业基准就品质及运输作出调整。
4.指南针纽约2023年平均定价（扣除混合成本并不包括风险管理活动）为轻质和中型原油98.49美元/桶，初级重质原油75.67美元/桶，鹈鹕湖重质原油77.69美元/桶，沥青67.62美元/桶。（热油），SCO 100.06美元/桶，NGL 53.04美元/桶，天然气3.10美元/Mcf艾尔瓦斯。
5.所有产品的生产及资本成本于二零二四年按三名顾问平均成本通胀率每年0%及二零二五年及以后每年2%递增。
6.在2023年评估中使用的3个领事平均外汇汇率2024年和2025年为0.7517美元/加元，2026年及以后为0.7550美元/加元。
与储备数据有关的其他信息
未开发储量
未开发储量是指预计可从已知储量中回收的储量，需要大量支出才能开发和生产。未开发储量的增加来自以下一项或多项：收购、加密和延伸钻探，或在事件首次发生的当年提高采收率。已探明和可能的未开发储量由IQRE根据COGE手册中所载的程序和标准进行评估。
事实证明是未开发的
年
轻质和中等
原油
（MMBBL）		主要
重的
原油
（MMBBL）		重鹈鹕湖
原油
（MMBBL）		沥青
(热油)
（MMBBL）		合成的
原油
（MMBBL）		天然气
(Bcf)		天然气
液体
（MMBBL）		石油桶
等价物
(Mmboe)
2021
第一个归属		2 5 — 119 — 2,068 69 541 
总计115 74 56 2,012 37 7,413 283 3,812 
2022
第一个归属		7 9 — 693 37 870 54 945 
总计93 73 55 2,604 37 8,332 337 4,587 
2023
第一个归属		26 24 — 68 35 2,063 82 579 
总计100 80 55 2,596 83 10,045 398 4,986 
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
可能未开发
年轻质和中等
原油
（MMBBL）		主要
重的
原油
（MMBBL）		重鹈鹕湖
原油
（MMBBL）		沥青
(热油)
（MMBBL）		合成的
原油
（MMBBL）		天然气
(Bcf)		天然气
液体
（MMBBL）		石油桶
等价物
(Mmboe)
2021
第一个归属		2 3 — 39 — 2,037 60 443 
总计58 57 27 1,467 106 6,711 183 3,017 
2022
第一个归属		3 10 — 195 13 953 72 451 
总计39 64 28 1,632 13 7,073 239 3,193 
2023
第一个归属		13 15 — 30 18 1,076 43 299 
总计48 64 27 1,635 18 7,717 257 3,335 
部分已证实未开发和可能未开发储量的分配超过2年是基于公司的资本开发计划，以优化运营，并将资本投资与估计未来净收入保持一致。延长开发时间对各类别储量估计相关的置信水平并无影响。IQRE储量评估报告记录了超出NI 51—101开发时间指南的未开发储量的评估、分配和理由。本公司对储量开发时间超过2年的理由按产品类型总结如下：
1.轻质和中型原油和初级重质原油未开发储量分布在该公司在加拿大西部、北海和非洲近海的核心地区。开发时间安排合理，以适应以下情况：
▪有设施限制的资本项目和旨在优化运营和在设施寿命期内交付生产的发展计划；
▪资源发挥着广泛的持续发展；
▪EOR或注水项目具有持续的、广泛的发展机会；
▪严格的ESG或监管开发限制限制了开发钻探，否则开发钻探将以更快的速度进行；以及
▪离岸项目的筹备时间长，设施有限。
2.Pelican Lake重质原油是在一个大型重质原油聚合物EOR驱油项目中生产的，该项目具有化学和设施的限制。开发计划旨在优化化学品的采购和使用，并在设施的使用寿命内交付生产。
3.沥青（热油）开发计划旨在优化操作并在未来50年的设备寿命内交付生产。
4.合成原油储量与两个大型油砂开采和提质项目有关，这些项目的准备时间长，设施受到限制。开发计划旨在优化运营并在设施的使用寿命内交付生产。
5.天然气未开发储量遍布加拿大西部公司的核心地区。开发时间安排合理，以适应以下情况：
▪有设施限制的资本项目和旨在优化运营和在设施寿命期内交付生产的发展计划；
▪资源发挥广泛的持续发展；以及
▪严格的ESG或监管开发限制限制了开发钻探，否则开发钻探将以更快的速度进行。
影响储量数据的重大因素或不确定性
公司未开发储量的开发计划是基于预测价格和成本假设。项目可能会根据实际价格提前或推迟。
储量评估是一个可能受到若干内部和外部因素的重大影响的过程。修订往往是必要的，导致所获得的技术数据、历史性能、生产成本、开发成本和产品定价的波动、经济条件、特许权使用费制度和环境条例的变化以及未来的技术改进等方面的变化。 有关进一步信息，请参阅本AIF“风险因素”一节中的“储量估计的不确定性”。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
日后开发成本
下表概述了使用截至2023年12月31日的3名顾问平均通货膨胀率和外汇汇率计算的未贴现未来开发成本。未来开发成本不包括所有废弃、退役及填海（“ADR”）成本。ADR成本包括在未来净收入的计算中，包括公司截至2023年12月31日存在的开发项目总资产报废义务（“ARO”）（未计入通货膨胀和贴现）以及未来开发活动应占ADR成本的预测估计。
未来开发成本（未贴现）
(百万美元)
20242025202620272028此后总计总折扣10%
已证明的总数
北美
3,848 4,004 5,268 4,844 4,397 73,430 95,791 34,879 
北海
44 21 19 15 2 2 105 90 
离岸非洲
249 488 379 78 52 239 1,486 1,167 
公司总数
4,141 4,514 5,667 4,937 4,452 73,672 97,382 36,136 
已证实加可能总数
北美
4,005 4,385 5,517 5,231 4,860 95,154 119,151 40,281 
北海
44 21 19 15 7 12 119 98 
离岸非洲
255 539 429 78 52 377 1,731 1,317 
公司总数
4,305 4,945 5,965 5,324 4,919 95,543 121,001 41,696 
管理层认为，内部产生的现金流、现有的信贷安排和进入债务资本市场的机会足以为未来的开发成本提供资金。本公司预计融资成本不会使任何物业的开发变得不经济。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
其他石油和天然气信息
日产量
以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日的财政年度原油、天然气和NGL资产在特许权使用费前的产量摘要。
2023年日均
生产率
2022年日均
生产率
区域原油与天然气液化天然气
（bbl）
天然气
(MMcf)
原油与天然气液化天然气
（bbl）
天然气
(MMcf)
北美
不列颠哥伦比亚省东北部21,585 889 24,187 880 
西北艾伯塔省63,654 869 59,712 808 
北原394,527 180 378,374 173 
南部平原12,507 198 13,446 210 
萨斯喀彻温省东南3,827 3 4,252 3 
油砂开采与升级451,339 — 425,945 — 
北美合计947,439 2,139 905,916 2,075 
国际
北海英国区12,639 2 12,890 2 
离岸非洲13,452 11 14,343 13 
国际合计26,091 12 27,233 15 
公司合计973,530 2,151 933,149 2,090 
不列颠哥伦比亚省东北部
NWBC 2023 AIF.jpg
不列颠哥伦比亚省东北部地区拥有蒙尼地层的重要一部分，并结合重要的受控基础设施提供勘探和开发机会。勘探战略的重点是通过二维地震、三维地震进行综合评价，并以接近现有基础设施的经济前景为目标。
该地区还包括Septimus、Umbach/Nig和Townsend Montney天然气资产，拥有自有天然气处理能力以及专门的第三方天然气处理能力。
该地区的南部部分包括该公司的BC山麓资产，天然气是从深密西西比和三叠纪的储层在这个高度结构的地区生产的。
37
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
西北艾伯塔省
NWAB 2023 AIF.jpg
该地区位于艾伯塔省埃德蒙顿西部，沿着不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省的边界，在深盆地，多区，富含液体的天然气和轻质原油航道提供了优质的土地基础。艾伯塔省西北部有一个重要的蒙尼和精神河土地基地，并提供勘探和开发机会，结合广泛的拥有和运营的基础设施组合。在该地区，该公司从多个通常技术复杂的层位生产富含液体的天然气，地层深度从700米到4500米不等。利用二维和三维地震识别位置，预测航道和滨面航道。该地区的西南部还包含重要的山麓资产，天然气产自密西西比和三叠纪深层储层。
北原
Northern Plains 2023 AIF.jpg
该地区开始于艾伯塔省埃德蒙顿南部，向北延伸至艾伯塔省麦克默里堡，从艾伯塔省西北部进入萨斯喀彻温省西部。在该地区的大部分地区，含硫和含硫天然气储量都来自于深度达1500米的多个生产层位。在该区域的西南部，轻质原油和天然气液化石油也在稍大的深度处遇到。本公司瞄准该地区的低风险勘探和开发机会。
在阿尔伯塔省的阿尔伯塔省附近，主要重质原油（平均API为10 °—14 °）和天然气的储量是通过传统的垂直、倾斜和水平井眼从多个生产层位开采，深度可达1000米。在这种类型的重质原油储层中，使重质原油流动到井眼所需的能量来自溶解气。原油粘度和储层质量将决定从储层生产的原油量。在重质原油生产中保持盈利能力的一个关键因素是成为一个有效和高效的生产商。本公司继续通过持有优势地位来控制成本，包括重要的土地基础设施以及广泛的电池和处置设施。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
在该地区，公司持有的初级重质原油生产是由于购买和收购皇家土地。该公司100%拥有的ECHO管道系统也位于该地区。ECHO管道的产能高达78，000桶/日，使公司能够以较低的生产成本运输自己的产量。该管道加强了公司控制与开发和销售其重质原油相关的全方位成本的能力。
包括在该地区的北部，约200英里埃德蒙顿，艾伯塔省是该公司在鹈鹕湖的控股。这些资产从Wabasca地层生产Pelican Lake重质原油，重力为12 °—17 ° API。由于不存在砂生产及其相关处置要求，以及现有的集油和管道设施，生产费用较低。本公司在必要的基础设施、道路、钻井平台、集输管道、电池、天然气厂和压缩机方面拥有主要所有权，以确保位于该土地上的大型原油池的经济发展，包括100%拥有和运营的Pelican Lake管道和容量为85，000桶/日的三个主要石油电池。该公司正在使用聚合物驱提高采收率方案，以提高油田的最终采收率。
100%拥有的Primrose和Wolf Lake油田位于艾伯塔省邦****尔附近，生产沥青（热油）涉及利用蒸汽提高沥青回收率的工艺。公司采用的工艺为CSS、SAGD和蒸汽驱。这些开采工艺注入蒸汽以加热沥青沉积物，降低粘度，从而改善其流动特性。在Wolf Lake还有一个收集系统的基础设施和一个加工厂，生产能力为140，000桶/天。本公司持有一个可产生84兆瓦电力的热电联产设施的50%权益。该公司继续优化CSS和蒸汽驱工艺，从而显著提高油井生产率和最终沥青回收率。
该公司在阿尔伯塔省Lac La Biche附近的Kirby地区拥有两个100%拥有的热SAGD设施，基础设施和总工厂处理能力为80，000桶/天。
该公司拥有100%的权益经营热SAGD资产在Jackfish和位于Jackfish附近的未开发Pike土地。Jackfish的基础设施包括三个加工厂和收集系统，总容量为120，000桶/天。 本公司批准继续发展Pike 1项目的决定。 支持Pike 1项目的钻探和管道开发计划于2024年底开始。 Pike 1项目预计在2027年完工后增加约25，000桶/日。
南部平原和萨斯喀彻温省东南部
Southern Plains_SESK 2023 AIF.jpg
南部平原地区主要位于北部平原地区以南至美国边境，并延伸至萨斯喀彻温省西部。
天然气、天然气液化石油和轻、中原油的储量蕴藏在2，300米深的多个生产层中。该地区是加拿大西部沉积盆地较成熟的地区之一，需要通过有效利用现有设施、灵活的基础设施设计和酌情合并利益来持续控制业务成本。
萨斯喀彻温省东南部地区位于该省东南部，延伸至马尼托巴省，主要生产轻质含硫原油，产自深度达2700米的多个生产层。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
油砂开采和提质
OSM 2023 AIF.jpg
地平线： 公司拥有1个其Horizon油砂租赁的00%工作权益位于艾伯塔省麦克默里堡以北约70公里处。于二零二一年，本公司完成收购本公司现有油砂租赁之5%附带权益净额。
Horizon O的油砂资源伊尔砂层发现于白垩纪麦克默里组，该组进一步细分为三个非正式段：下部，中部和上部。Horizon公司的大部分油砂资源都在地表以下50米至100米深处的下部和中部麦克默里组发现。
地平线油砂可通过私人道路和私人飞机跑道进入，包括地表油砂开采、沥青提取、沥青升级和相关基础设施。油砂的开采是使用传统的卡车和铲技术进行的。矿石然后通过提取和泡沫处理设施加工，生产沥青，并在现场升级为SCO。SCO通过管道从现场运输到埃德蒙顿地区进行分配。两个现场热电联产厂的总设计容量为180兆瓦，为运营提供电力和蒸汽。
本公司于2005年2月获得董事会批准，授权管理层继续进行设计产能为110，000桶/日的Horizon第一期项目。2009年首次生产SCO。
2014年，本公司完成了2A期焦化厂的对接，2B期于2016年扩建。于二零一七年，本公司完成第三期扩建，总产能达约250，000桶╱日。
2018年，公司收购了Joslyn油砂项目，增加了公司的油砂开采和升级总储量。将Joslyn租赁（现在的Horizon South）纳入采矿计划，允许采矿继续在以前现有的Horizon租赁以南，并有机会进一步优化成本。
AOSP： 于二零一七年，本公司收购AOSP之直接及间接合并70%权益，AOSP为一间位于加拿大阿尔伯塔省之油砂开采及提质合营企业。该公司经营AOSP的采矿和采掘资产，这些资产位于艾伯塔省麦克默里堡附近的阿萨巴斯卡地区，包括马斯基格河和Jackpine矿。壳牌经营Scotford Upgrader，包括Quest项目，该项目位于艾伯塔省埃德蒙顿东北部萨斯喀彻温堡附近，并利用LC FINING技术有效地将渣油加氢裂化为高质量燃料油和运输燃料。
沥青是使用传统的卡车和铲技术从油砂矿床中生产的。然后，矿石通过提取和泡沫处理设施进行加工，以生产沥青。来自Muskeg River和Jackpine矿场的稀释沥青混合物通过第三方拥有的走廊管道运输至Scotford升级机，在那里将沥青升级为优质Albian合成原油、Albian重合成原油和真空瓦斯油，以及在某些情况下，其他重质混合物。稀释剂从Scotford Upgrader通过联合走廊管道运输系统运回Muskeg河矿。与壳牌签订了一项长期承购协议，以市场价格购买真空瓦斯油，以及以市场价格出售大量优质阿尔比安合成和阿尔比安重合成产品的协议。
合并的AOSP矿山的总生产能力 约为320，000桶/天的沥青。壳牌在2013年获得了联合审查小组的批准以及其他相关的批准，2019年，本集团已获得Jackpine Mine的批准，其余主要申请已获批准。
加拿大自然2023年度信息表
40
主要文件 陈列品
英国北海
CNN-NNS 2023.jpg
通过其全资子公司CNR International（UK）Limited，前身为Ranger Oil（英国）有限公司，该公司已在北海运营超过40年，并已开发了一个重要的数据库，丰富的运营经验和经验，nced工作人员2023年，公司生产8个原油油田。
北部油田以Ninian油田为中心，公司拥有100%的运营权益。中央处理设施连接到其他油田，包括Strathspey，Columba BD，Columba E和Lyell油田，公司的工作权益为91.6%至100%。
在北海中部，本公司持有T区块（包括Tiffany、Toni和Thelma油田）的100%营运权益。
本公司就通过若干加工设施加工原油及天然气而向第三方收取关税收入。
Banff及Kyle油田的退役活动于二零二零年第二季度开始，并于二零二零年六月停止生产。退役活动的目标是于2024年大致完成。
本公司于二零一七年开始放弃Ninian North Platform。平台上部的拆卸及处置已于二零二一年完成，而导管架拆除及拆除已于二零二二年完成。该等退役活动已于二零二三年大致完成，预期于二零二四年完成监管工作。
于二零二二年，英国现行监管及经济状况及日益具挑战性的商业前景导致本公司评估其北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定Ninian、Columba、Lyell和Strathspey油田不再具有经济效益，并减少了截至Dece的相关原油和天然气储量，2022年5月31日。 该等油田的退役及弃用计划正在进行中，Ninian油井封堵及弃用已于二零二三年第四季度开始。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
离岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
CDI 2023.jpg
该公司拥有科特迪瓦境外两个许可证的权益。第一个是CI—26区块Espoir油田58.7%的已作业权益，该油田位于水深100至700米之间。2002年开始生产东埃斯珀瓦，2006年开始生产西埃斯珀瓦。 来自东部和西部Espoir油田的原油被生产到专用的FPSO，相关天然气通过海底管道输送到陆上用于当地发电。
第二个是Baobab油田57.6%的运营权益，位于CI—40区块，位于Espoir设施以南8公里处，水深1000至1400米。2005年，猴面包树油田开始生产。 来自Baobab油田的原油被生产到一个专用的FPSO，相关天然气通过连接到Espoir基础设施的海底管道向岸上输送。
南非
SA 2023.jpg
于二零一二年，本公司完成将南非东南海岸11B/12B区块（“区块”）之100%拥有之石油分租转换为该地区之石油勘探权。本公司目前于该区块拥有20%非经营性工作权益，并于二零一三年出售一项农场外交易之勘探权之50%权益及于二零一八年出售两项独立农场外交易之额外30%权益。2018年，运营商重新进入该区块暂停的Brulpada勘探井，随后宣布从该前景发现天然气和凝析油。.于二零二零年，该运营商完成了该区块Luiperd勘探井的钻探及测试，并随后宣布在该前景发现天然气及凝析油。于二零二二年，经营者代表勘探权持有人向政府提交申请，将到期勘探权转换为生产权，目前正在编制该区块的开发计划（见上图中的生产权013PR）。申请审查正在进行中，预计2024年最终部长级批准。部分合作伙伴的额外现金付款将于授予生产权和建立商业关系后支付给本公司。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
生产和不生产原油和天然气井
下表概述了截至2023年12月31日，本公司拥有工作权益且正在生产或机械能够生产的油井数量。
生产 天然气井原油井总井数
毛收入
网络毛收入网络毛收入网络
加拿大
艾伯塔省
22,741 18,319.8 10,717 9,864.0 33,458 28,183.8 
不列颠哥伦比亚省
2,047 1,899.3 171 159.0 2,218 2,058.3 
萨斯喀彻温省
9,202 8,451.4 2,125 1,201.3 11,327 9,652.7 
马尼托巴省— — 144 125.1 144 125.1 
加拿大总和33,990 28,670.5 13,157 11,349.4 47,147 40,019.9 
北海英国区
1 1.0 45 44.5 46 45.5 
离岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
— — 22 12.8 22 12.8 
公司总数
33,991 28,671.5 13,224 11,406.7 47,215 40,078.2 
下表汇总了截至2023年12月31日，该公司拥有工作权益的不生产或不具备机械能力生产的油井数量。
不生产天然气井原油井总井数

毛收入
网络毛收入网络毛收入网络
加拿大
艾伯塔省9,166 7,672.5 12,758 11,607.5 21,924 19,280.0 
不列颠哥伦比亚省
2,345 2,096.5 412 363.5 2,757 2,460.0 
萨斯喀彻温省
1,142 1,069.7 3,366 2,739.4 4,508 3,809.1 
马尼托巴省
— — 156 104.7 156 104.7 
西北地区
86 13.3 — — 86 13.3 
加拿大总和
12,739 10,852.0 16,692 14,815.1 29,431 25,667.1 
美国
路易斯安那州
— — 2 0.4 2 0.4 
北海英国区
2 2.0 22 22.0 24 24.0 
离岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
— — 18 10.4 18 10.4 
公司总数
12,741 10,854.0 16,734 14,847.9 29,475 25,701.9 
43
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
没有属性储量的物业
下表概述了截至2023年12月31日公司未经证实的财产。
国家(上千英亩)
毛收入网络
加拿大
23,056 18,805 
我们
1 1 
北海英国区
105 103 
科特迪瓦-科特迪瓦
61 34 
南非
2,933 587 
公司总数
26,156 19,530 
倘本公司根据独立租约持有同一面积之不同形式之权益，则每份租约之面积计入毛额及净额。
Canadian Natural拥有约37万英亩净英亩的北美物业，目前预计将于2024年12月31日到期。
与无归属储备物业有关的重大因素或不确定因素
该公司的未经证实的财产持有是多样化的，并位于北美和国际地区。土地资产范围由拥有权的发现区至油气测试结果或生产无限期持有的物业，至评估早期阶段的勘探区。本公司根据产品定价、资本可用性和分配以及任何特定地区的基础设施发展水平，不断审查这些未经证实的物业的经济可行性和排名。从这一过程中，一些财产被安排用于经济发展活动，而其他财产则暂时不活动、出售、交换或允许到期并交还给采矿权所有人。
远期合约
于日常业务过程中，本公司根据现有合约及协议有多项交付承诺提供原油及天然气。本公司拥有充足的原油和天然气储备，以满足这些承诺。
2023年原油、天然气和天然气液化天然气活动发生的费用
(百万美元)北美
北海
离岸非洲
总计
物业收购
证明了0 — — 0 
未经证实— — — — 
探索
43 — 3 46 
发展
5,039 558 187 5,784 
5,082 558 190 5,830 
加：非现金和其他费用净额 (1)
(418)(525)(18)(961)
已招致的费用
4,664 33 172 4,869 
(1)非现金及其他成本主要包括资产收益变动及其他公平值调整。
加拿大自然2023年度信息表
44
主要文件 陈列品
勘探和开发活动
下表概述本公司截至2023年12月31日止年度完成的原油及天然气钻探活动。2023年的总成功率（不包括服务井和地层测试井）为99%。
探井
开发井
毛收入
网络毛收入网络
加拿大—勘探和生产
原油
1 0.8 227 220.6 
天然气
1 0.7 77 60.5 
干的
— — 2 1.6 
服务
— — 51 50.0 
地层
— — 24 24.0 
总计
2 1.5 381 356.7 
加拿大—油砂开采和升级
服务
— — 12 10.5 
地层
— — 394 334.3 
总计
— — 406 344.8 
加拿大总和
2 1.5 787 701.5 
国际合计— — — — 
公司合计
2 1.5 787 701.5 
2024活动
安全、可靠、有效及高效的营运将继续是本公司二零二四年的重点。2023年12月，公司发布了2024年度资本预算(1)约54.2亿美元。 此外，该公司预计在2024年将花费约6.35亿美元用于废弃和回收义务。年度预算是全年编制和审查的，必要时可以修改，以应对价格波动、项目回报的变化以及项目风险和时间范围的平衡。到2024年，年产量目标在1，330，000 BOE/d和1，380，000 BOE/d之间。 2024年的钻探预算将在今年上半年侧重于更长周期的项目，主要是就地热，预计这将推动2024年后的产量增长。 下半年，该计划将转向更短周期的发展机会，以配合增量市场出口。
2024年资本预算和生产目标构成前瞻性信息。有关前瞻性信息的更多详细信息，请参阅本AIF的“咨询”部分。

(1)资本预算以净资本支出(非公认会计准则财务指标)为基础，不包括净购置成本。有关净资本支出的更多详细信息，请参阅本公司截至2023年12月31日的年度MD&A(日期为2024年2月28日)的“非GAAP和其他财务措施”部分。
45
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
生产估计数
下表使用预测价格和成本汇总了截至2023年12月31日的已探明储量和可能储量估计中包括的2024年公司总探明和可能日产量。
轻质和中等
原油
(bbl（d）		初级重物
原油
(bbl（d）		重鹈鹕湖
原油
(bbl（d）		沥青
(热油)
(bbl（d）		合成的
原油
(bbl（d）		天然气
(MMcf/d)		天然气
液体
(bbl（d）		石油桶
等价物
(英国央行/日)
总探明
北美
39,515 69,565 44,280 264,085 438,065 1,847 62,886 1,226,219 
北海
4,377 2 4,749 
离岸非洲
13,382 11 15,134 
公司总数
57,274 69,565 44,280 264,085 438,065 1,860 62,886 1,246,103 
总概率
北美
5,176 6,544 1,541 — 22,990 229 8,613 83,054 
北海
253 — 325 
离岸非洲
635 1 769 
公司总数
6,063 6,544 1,541 — 22,990 230 8,613 84,147 
加拿大自然2023年度信息表
46
主要文件 陈列品
生产历史和净收益
2023
Q1
Q2
Q3
Q4
截至的年度
按产品划分的北美生产和净收益(1)
轻质和中质原油(2)
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
48,954 47,494 47,544 48,116 48,024 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
48,965.9 47,491 47,565 48,145 48,038 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
90.52 90.22 100.87 91.58 93.30 
交通运输(4)
3.37 4.22 4.45 4.16 4.05 
版税(5)
17.81 15.57 16.98 16.01 16.60 
生产费用(6)
29.57 27.16 24.47 21.89 25.76 
净额回扣
39.77 43.27 54.97 49.52 46.89 
原生重质原油(2)
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
77,690 76,498 76,377 80,095 77,668 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
78,779 75,673 75,460 81,330 77,811 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
60.31 76.20 93.80 72.90 75.67 
交通运输(4)
4.36 5.08 4.82 4.77 4.75 
版税(5)
8.70 10.96 18.23 12.89 12.68 
生产费用(6)
21.47 20.07 19.68 18.28 19.85 
净额回扣
25.78 40.09 51.07 36.96 38.39 
鹈鹕湖重质原油(2)
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
48,244 47,151 46,897 46,046 47,078 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
48,307 46,297 46,544 46,609 46,934 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
67.57 76.66 93.19 73.47 77.69 
交通运输(4)
4.56 4.69 4.04 4.11 4.35 
版税(5)
18.35 18.63 27.63 17.93 20.63 
生产费用(6)
9.63 8.55 8.02 8.11 8.58 
净额回扣
35.03 44.79 53.50 43.32 44.13 
沥青（热油） (2)
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
242,884 238,941 287,085 278,422 262,000 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
245,416 241,764 284,791 281,366 263,491 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
48.60 66.51 89.50 62.64 67.62 
交通运输(4)
5.47 5.41 4.35 4.13 4.79 
版税(5)
7.70 10.67 18.67 11.16 12.30 
生产费用(6)
15.94 14.59 11.47 11.31 13.17 
净额回扣
19.49 35.84 55.01 36.04 37.36 
天然气
日平均产量（不计特许权使用费）（MMcf/d） (7)
2,127 2,072 2,139 2,218 2,139 
净背（$/Mcf）
销售价格(3)
4.22 2.47 2.76 2.75 3.04 
交通运输(4)
0.57 0.58 0.56 0.54 0.56 
版税(5)
0.27 0.07 0.09 0.09 0.13 
生产费用(6)
1.43 1.35 1.22 1.09 1.27 
净额回扣1.95 0.47 0.89 1.03 1.08 
天然气液体(2)
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
59,577 55,059 61,678 68,900 61,330 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
59,577 55,059 61,678 68,900 61,330 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
59.08 49.05 49.87 53.93 53.04 
交通运输(4)
2.52 2.70 2.73 2.74 2.67 
版税(5)
8.84 6.92 6.36 5.45 6.82 
生产费用(6)
9.62 10.16 8.56 7.42 8.85 
净额回扣
38.10 29.27 32.22 38.32 34.70 
47
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
2023
Q1Q2Q3Q4截至的年度
北海生产和净回产品 (1)
轻质和中质原油
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
13,240 12,699 12,016 12,616 12,639 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
0 19,991 7,839 15,032 10,749 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
— 106.39 108.22 118.50 110.99 
交通运输(4)
— 2.35 1.96 1.17 1.86 
版税(5)
— 0.36 0.42 0.24 0.33 
生产费用(6)
— 81.32 83.44 92.28 85.57 
净额回扣
— 22.36 22.40 24.81 23.23 
天然气
日平均产量（不计特许权使用费）（MMcf/d） (7)
3 2 1 2 2 
净背（$/Mcf）
销售价格(3)
11.81 9.48 9.99 9.66 10.45 
交通运输(4)
— — — — — 
版税(5)
— — — — — 
生产费用(6)
10.80 9.17 9.19 9.52 9.85 
净额回扣
1.01 0.31 0.80 0.14 0.60 
非洲离岸生产和按产品分列的净收益(1)
轻质和中质原油
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)
14,091 13,821 12,703 13,213 13,452 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)10,393 18,603 12,769 17,705 14,882 
净收益(美元/桶)
销售价格(3)
98.60 100.68 118.09 107.88 106.25 
交通运输(4)
— — — — — 
版税(5)
9.46 10.77 8.90 10.58 10.08 
生产费用(6)
21.90 19.44 20.04 23.25 21.14 
净额回扣
67.24 70.47 89.15 74.05 75.03 
天然气
平均日产量(未扣除特许权使用费)(MMcf/d) (7)
9 11 11 11 10 
净背（$/Mcf）
销售价格(3)
14.28 13.71 12.44 12.51 13.19 
交通运输(4)
0.18 0.17 0.17 0.18 0.19 
版税(5)
0.69 0.65 0.59 0.59 0.62 
生产费用(6)
7.35 4.17 7.21 8.65 6.83 
净额回扣
6.06 8.72 4.47 3.09 5.55 
总勘探和生产
石油当量桶（BOE） (8)
日平均产量（不计特许权使用费）（BOE/d）
861,163 839,080 902,761 919,180 880,766 
日平均销售量（不计特许权使用费）（BOD/d）
847,922 852,295 895,107 930,859 881,810 
净背（$/京东方） (1)
销售价格(3)
44.98 48.94 59.40 48.41 50.54 
交通运输(4)
4.03 4.11 3.78 3.61 3.88 
版税(5)
6.56 6.75 10.61 7.05 7.77 
生产费用(6)
13.51 14.24 11.64 11.75 12.74 
净额回扣20.88 23.84 33.37 26.00 26.15 
油砂开采与提质生产与净回 (1)
上海合作组织
日平均产量（不计特许权使用费）（桶/日） (9)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天)462,021 350,041 492,926 491,339 449,282 
净收益(美元/桶)
销售价格(3) (10)
96.07 95.08 108.55 98.73 100.06 
交通运输(4)
1.52 2.03 2.18 1.85 1.89 
版税(5) (11)
10.04 13.58 21.90 11.57 14.43 
生产费用 (6)
25.06 31.28 22.12 20.96 24.32 
净额回扣59.45 48.19 62.35 64.35 59.42 
加拿大自然2023年度信息表
48
主要文件 陈列品
关于生产历史和净额回收表的说明
(1)净回扣是一种非公认会计准则财务计量，表示在扣除与将产品推向市场相关的所有成本的影响后，以单位为单位的核心活动提供的净现金流量。本公司认为净收益是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司活动的效率和盈利能力。净回款计算包括非公认会计准则财务指标：实现价格和运输。参考本公司截至2023年12月31日的年度MD&A中“非GAAP及其他财务措施”一节中有关净回款的讨论日期为2024年2月28日，进行额外的非公认会计准则披露。
(2)北美勘探和生产的组成部分原油和天然气液化石油气的生产和销售。
(3)计算方法为产品销售额减去调合费用，除以各自的销售量。
(4)计算方法为运输费用除以各自的销售量。
(5)计算方法是版税除以各自的销售量。
(6)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(7)天然气产量接近销售量。
(8)石油当量销售包括总勘探和生产原油、NGL和天然气销售。
(9)油砂开采和升级生产是Horizon生产和消费的开采柴油的净值。
(10)上海合作组织的销售价格是扣除原料和混合成本后的净价。
(11)油砂开采及升级业务的特许权使用费开支按期内支出的沥青特许权使用费计算。
精选财务信息
(百万美元，不包括每股普通股金额)
20232022
产品销售(1)
$40,835 $49,530 
原油和天然气液化石油气
$37,300 $43,009 
天然气
$2,575 $5,236 
净收益
$8,233 $10,937 
每股普通股
-基本
$7.54 $9.64 
                                       
-稀释
$7.47 $9.52 
调整后的运营净收益(2)
$8,533 $12,863 
每股普通股
-基本(3)
$7.82 $11.33 
                                       
-稀释(3)
$7.74 $11.19 
经营活动的现金流
$12,353 $19,391 
调整后的资金流动 (2)
$15,274 $19,791 
每股普通股
-基本 (3)
$14.00 $17.44 
                                       
-稀释(3)
$13.86 $17.22 
总资产
$75,955 $76,142 
长期债务，净额(4)
$9,922 $10,525 
用于投资活动的现金流
$4,858 $4,987 
资本支出净额(5)
$4,909 $5,136 
放弃支出，净额 (2)
$509 $335 
精选财务信息备注
(1)有关产品销售的进一步详情于本报告附注22披露。本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的经审核综合财务报表，日期为2024年2月28日。
(2)非GAAP财务指标。请参阅本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期为2024年2月28日）的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
(3)非GAAP比率。请参阅本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期为2024年2月28日）的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
(4)资本管理措施。请参阅本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度之经审核综合财务报表附注16（日期为2024年2月28日）。
(5)非GAAP财务指标。本指标的构成已在列报的所有期间更新。请参阅本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期为2024年2月28日）的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。

49
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
股息历史
2001年1月17日，董事会批准了定期支付季度股息的股息政策。自2001年4月以来，股息已于每年1月、4月、7月及10月支付。本公司之股息政策经董事会定期检讨，并视乎本公司之盈利、其财务需要及当时存在之其他因素而随时作出变动。
下表列示本公司截至12月31日止的过去三个年度各年派发的每股普通股现金股息总额。
2023
2022(1)
2021
宣布的每股普通股现金股息
$3.70 $4.60 $2.00 
（1） 包括每股普通股1.50美元的特别现金股息，如下所述。
2024年2月28日，董事会将每股普通股宣派的常规季度现金股息从1.00美元增加至1.05美元，从2024年4月5日开始支付股息。
2023年，董事会批准两次增加定期季度现金股息。 第一次上调于2023年3月1日获得批准，并将每股普通股宣布的季度现金股息从0.85美元增加至0.90美元，从2023年4月5日开始支付股息。第二次上调于2023年11月1日宣布，并将每股普通股宣布的常规季度现金股息增加至1.00美元，从2024年1月5日开始支付股息。
2022年，董事会批准两次增加定期季度现金股息和特别现金股息每股普通股1. 50美元（于2022年8月23日支付），股息总额为每股普通股4. 60美元。于2022年3月2日批准首次增加定期季度现金股息，并将季度现金股息增加至每股普通股0.75美元，从2022年4月5日开始支付股息开始。第二次上调于2022年11月3日获得批准，并将季度现金股息增加至每股普通股0.85美元，从2023年1月5日开始支付股息开始。
2021年，董事会批准两次增加季度现金股息。2021年的首次上调将季度现金股息提高至每股普通股0. 47美元，从2021年4月5日的应付股息开始。二零二一年的第二次上调将季度现金股息增加至0. 5875美元，自二零二二年一月五日支付股息开始。
资本结构描述
普通股
本公司有权发行无限量的普通股，无面值或面值。普通股持有人有权在加拿大天然公司股东大会上每股一票，收取董事会就普通股宣布的股息，并在公司解散或清盘时按比例收取公司剩余财产和资产，但须遵守优先于普通股的任何权利。
2024年2月28日，公司董事会批准了一项决议，将公司普通股按两换一的基础进行细分，但须经股东批准，且公司已获得所有监管部门批准，包括多伦多证券交易所批准。该提案将在2024年5月2日举行的公司年度股东特别大会上进行表决。
优先股
本公司并无发行在外的优先股。本公司获授权发行无限数量的优先股，可在一个或多个系列中发行。本公司董事有权在发行前决定各系列的股份数目，并决定各系列优先股所附的名称、权利、特权、限制及条件。
信用评级
提供以下与本公司信用评级有关的信息，因为它与本公司的融资成本、流动性和运营有关。具体而言，信用评级影响公司获得短期和长期融资的能力以及此类融资的成本。评级机构降低对公司债务的当前评级或对公司评级前景的负面变化可能会对公司的融资成本及其获得流动性和资本来源产生不利影响。此外，信用评级的变动可能影响本公司订立普通课程衍生工具或对冲交易以及按可接受条款与客户及供应商订立及维持普通课程合约的能力及相关成本。
给予本公司债务证券的信贷评级并非建议购买、持有或出售债务证券，因为该等评级并不评论当前市价或对特定投资者的适合性。任何评级不得在任何给定时间内保持有效，或在未来评级机构的判断情况下可能完全修改或撤回，如果任何该等评级被修改或撤回，公司没有义务更新本AIF。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陈列品
高级无担保
债务证券
商业广告
纸
展望/趋势 (1)
穆迪投资者服务公司(Moody‘s)
Baa1
P-2
稳定
S & P全球评级（S & P）
BBB-
A-3
稳定
DBRS Limited(“DBRS”)
A(低)
—
稳定
(1)穆迪和S将评级展望定为加拿大自然，而不是个别长期债务工具。
信用评级旨在为投资者提供对公司履行到期财务义务的能力的独立意见。
穆迪的信用评级属于长期债务评级，范围从AAA到C，这代表了这类评级证券的最高质量到最低质量。穆迪对Baa的评级被分配给被判断为中等评级并受到中等信用风险影响的债务。这类证券可能具有一定的投机性。穆迪在其公司债券评级系统中，将数字修饰符1、2和3添加到从AA到CAA的每个通用评级类别。修饰符1表示债务排名在其通用评级类别的较高端；修饰符2表示中端评级；修饰符3表示债务排名在其通用评级类别的较低端。穆迪的评级展望是对中期内可能的评级方向的看法。“负面”、“正面”或“发展中”的展望表明，中期内评级发生变化的可能性更大。“稳定”的前景表明，中期内评级发生变化的可能性很低。穆迪对商业票据的信用评级处于从P-1到NP的短期债务评级范围内，代表着此类证券从最高质量到最低质量的评级范围。穆迪的评级为P-2，表明其偿还短期债务的能力很强。
S的信用评级是从AAA到D的长期债务评级，这代表了这类证券从最高质量到最低质量的评级。根据S评级体系，评级为BBB的债务证券具有足够的保护参数。然而，不利的经济条件或不断变化的情况更有可能导致债务人履行其对债务的财政承诺的能力减弱。从AA到CCC的评级可以通过添加加号(+)或减号(-)来修改，以显示在评级类别中的相对地位。S评级展望评估的是中期(通常为6个月至两年)长期信用评级的潜在方向。“负面”、“正面”或“发展中”的展望表明，评级在这段时间内发生变化的可能性更大。“稳定”的前景表明在这段时间内评级发生变化的可能性很小。在确定评级展望时，会考虑经济和/或基本业务状况的任何变化，但展望不一定是评级变化或未来CreditWatch行动的先兆。S对商业票据的信用评级是从A-1到D的短期债务评级，代表了此类证券从最高质量到最低质量的评级范围。S的评级为A-3，表明债务人表现出足够的保护参数；然而，不利的经济状况或不断变化的情况更有可能削弱债务人履行其债务财务条件的能力。
DBRS的信用评级处于从AAA到D的长期债务评级范围内，这代表了此类评级证券从最高质量到最低质量的范围。根据DBRS评级系统，评级为A的债务证券具有良好的信用质量。偿还财政债务的能力很强，尽管可能容易受到未来事件的影响，但合格的负面因素被认为是可控的。除AAA和D之外的所有评级类别也包含子类别“(高)”和“(低)”，这表明了在该评级类别中的相对地位。如果没有“(高)”或“(低)”标志，则表示评级处于中等水平。评级趋势是DBRS对有问题的评级前景的看法，评级趋势分为三类：“正面”、“稳定”或“负面”。评级趋势表明，如果目前的情况持续下去，或者在某些情况下，除非挑战得到解决，DBRS认为评级可能会朝着什么方向发展。
评级机构给予本公司债务证券及商业票据的信贷评级，并非建议购买、持有或出售该等债务证券或商业票据，因为该等评级并不评论当前市场价格或对某一特定投资者的适合性。任何评级在任何给定的一段时间内不得继续有效，或可在未来完全由评级机构修订或撤回，前提是评级机构认为情况需要，并且如果任何此类评级被如此修订或撤回，本公司没有义务更新本AIF。
本公司已就本公司长期及短期债务评级事宜向穆迪、S及DBRS支付款项，并将不时就此类评级的确认向穆迪、S及DBRS支付款项。本公司于过去两年并无向上市信用评级机构支付任何其他款项。
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主要文件 陈列品
证券市场
该公司的普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所挂牌交易，代码为CNQ。以下为本公司普通股于#年在多伦多证券交易所的交易活动2023.
2023年多伦多证交所月度历史交易
月份高低关卷
一月$82.89 $69.92 $81.67 92,974,226
二月$82.00 $73.52 $77.11 82,835,413
三月$82.16 $67.13 $74.79 208,969,240
四月$83.18 $77.72 $82.56 105,316,828
可能$82.95 $72.83 $73.13 84,167,020
六月$76.90 $69.83 $74.48 183,548,362
七月$81.25 $71.61 $80.19 109,144,199
八月$87.97 $77.81 $87.42 128,410,137
九月$90.70 $82.33 $87.84 237,808,299
十月$92.40 $81.68 $88.06 110,582,812
十一月$93.44 $85.14 $90.61 143,093,466
十二月$92.76 $82.34 $86.81 210,205,281
2023年3月1日，董事会通过一项决议，授权公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以正常过程发行人投标（“NCIB”）的方式购买最多92，298，006股普通股，占公众持股量的10.0%。（根据多伦多证券交易所的规则确定）于2023年2月28日（“2023 NCIB”）。
截至2023年12月31日止年度，本公司按加权平均值购买了40，050，000股普通股， 每股普通股价格为82.86美元，其中包括2023年1月1日至2023年， 3月10日，2023是根据其先前的NCIB执行的，该到期，2023年3月10日。S截至年底，包括3月12日， 2024年，本公司根据2023年NCIB以每股普通股87.95美元的加权平均价格购买了5，175，000股股份。
2024年2月28日，董事会通过决议授权，g公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以购买最多90，231，429股普通股（根据多伦多证券交易所规则确定的截至2024年2月29日的公司公众持股量的10.0%），自2024年3月13日起至2025年3月12日止。任何购买将通过多伦多证券交易所、加拿大其他交易平台和纽约证券交易所的设施进行。
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主要文件 陈列品
董事及行政人员
本公司董事及行政人员在过去五年的姓名、居住地、在本公司担任的职务及主要职业载列如下。有关董事及指定行政人员的进一步详情载于本公司日期为2024年3月13日的资料通函，该通函以引用方式纳入本报告。
名字现任职位过去5年主要职业
Catherine M.最佳、FCPA、ICD. D
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事 (1)(2)
(age 70）
公司主管。彼自二零零三年十一月起连续担任本公司董事，现为Superior Plus Corporation董事会成员。她也是Wawanesa Mutual Insurance Company和卡尔加里踩踏基金会的董事会成员。
M.伊丽莎白·坎农博士O.C.
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事(4)(5)
(age 61）
公司主管。她目前是卡尔加里大学的荣誉校长，此前曾在卡尔加里大学担任工程学院院长，2006—2010年，然后担任校长和副校长从2010—2018年。彼于二零一九年十一月五日获委任为本公司董事。
n.默里·爱德华兹，O.C.
瑞士圣莫里茨
执行主席兼主任
(age 64）
公司董事兼投资人。彼自一九八八年九月起连续担任本公司董事。目前，他是Ensign Energy Services Inc.的主席和董事会成员。和麦哲伦航空公司。

Christopher L. Fong
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事(3)(5)
(age 74）
公司主管。彼自二零一零年十一月起连续担任本公司董事。彼现为Computer Modeling Group Ltd.之董事会成员。
戈登大使吉芬
佛罗里达州萨拉索塔
美国。
董事 (1)(4)
(age 74）
Dentons US LLP（律师事务所）合伙人和全球名誉副主席；此前自2001年5月起担任McKenna Long & Aldridge LLP（律师事务所）高级合伙人，直至2015年与Dentons合并。彼自二零零二年五月起连续担任本公司董事。他目前还在卡特总统中心的董事会任职。
威尔弗雷德A.戈贝尔
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事 (1)(2)(4)
(age 76）
独立商人。彼自二零一零年十一月起连续担任董事。彼现为派拉蒙资源有限公司之董事会成员。
克里斯汀M.希利
魁北克省蒙特利尔
加拿大
董事(1)(4)
(age第52章
AtkinsRealis（EPC公司）的公司董事兼AMEA（亚洲、中东和澳大利亚）总裁。 在此之前，2021年至2023年担任TotalEnergies碳中和和欧洲大陆高级副总裁。 2018年至2020年，加拿大道达尔E & P的国家主席、总裁兼首席执行官。 在任职于TotalEnergies之前，Hily女士曾担任马士基石油天然气公司的首席战略官兼总法律顾问。彼自二零二四年二月二十七日起获委任为本公司董事。
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
名字现任职位过去5年主要职业
史蒂夫·W. laut
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事(3)(5)
(age 66）
公司主管。彼为本公司高级职员，直至二零二零年五月五日。彼自二零零六年八月起连续担任本公司董事。
尊敬的Frank J. McKenna
P.C. OC O.N.B.，K.C.
卡普贝利
加拿大
董事(2)(4)
(age 76）
TD银行集团副主席。彼自二零零六年八月起连续担任本公司董事。目前在布鲁克菲尔德资产管理公司董事会任职。
David a.徙尔
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
董事(1)(5)
(age 74）
公司主管。在此之前，Optiom Inc.彼自2015年起担任私人保险公司；此前，自2010年至2015年，彼曾担任Teine Energy Ltd.（私营石油及天然气勘探公司）副主席兼首席执行官，并曾担任Marble Point Energy Ltd.副主席兼首席执行官，2008年至2010年是Teine Energy Ltd.的前身。彼自二零零二年五月起连续担任本公司董事。
斯科特G.施陶特
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
总裁与董事(3)(6)(7)
(现年58岁)
公司的高级职员。他于2024年2月27日被任命为董事会成员。
Annette M.Verschuren，O.C.
多伦多，安大略省
加拿大
董事(2)(3)
(67岁)
NRStor Inc.的董事长兼首席执行官，NRStor Inc.是一家能源储存技术的能源储存项目开发商。自2014年11月起，她一直担任本公司的董事。她目前担任布雷顿角大学校长，自由互助保险集团董事成员，以及许多非营利组织的董事会成员。目前在加拿大航空公司和萨普托公司的董事会任职。
蒂姆·S·麦凯
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大

副主席 (6)
(62岁)
公司的高级职员。2018年2月至2024年2月，连续担任总裁、公司董事。
特洛伊·J·P·安德森
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
总裁副高级，
加拿大常规野战行动
(age 45）
公司的官员。
布兰达·G巴洛格
Heritage Point
加拿大		副庭长，法律和
总法律顾问
(age 55）		自二零二三年四月起担任本公司高级职员。 在此之前，自2011年以来，担任公司运营部法律部经理。
卡尔文·巴斯特
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
高级副总裁，生产
(age 49）		公司的官员。
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主要文件 陈列品
名字现任职位过去5年主要职业
维克多·C.达雷尔
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
高级副总裁-总裁，财务
首席会计干事
(age 42）
自二零二一年五月起担任本公司高级职员。在此之前，彼于二零一七年四月至二零一九年十月担任财务报告经理，于二零一九年十一月至二零二一年五月担任企业报告总监，及于二零二一年五月至二零二三年六月担任财务副总裁兼首席会计官。
杰·E. froc
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		首席运营官，
油砂开采和提质
(现年58岁)		公司的官员。
德韦恩F.吉格斯
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		高级副总裁，勘探
(age 47）		自二零二一年四月起担任本公司高级职员。在此之前，担任勘探经理，自二零一七年一月至二零二一年四月，最近担任副总裁—勘探西部，自二零二一年四月至二零二一年十一月。
迪恩·W.哈莱维奇
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		高级副总裁，安全，
风险管理与创新
(age 56）		公司的官员。
Ronald K. Laing
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		高级副总裁，
企业发展与土地
(age 54）		公司的官员。
德文角Lowe
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		高级副总裁，
开发
(age 50）		公司的官员。
艾琳湖Lunn
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		土地副总裁
(age 49）		自二零二二年二月起担任本公司高级职员。在此之前，土地管理人，于二零一六年七月至二零二二年二月进行谈判。
mark a. 水上 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大副总统，
营销
(age 56）		自2023年2月起担任本公司高级职员。此前，自2017年5月起担任原油营销总监。
凯尔·G.皮西奥
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大
副总统，
钻井、完井和
资产报废
(age 42）		自二零二一年六月起担任本公司高级职员。在此之前，2016年7月至2021年6月担任完工工程经理。
Warren P. Raczynski
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		高级副总裁，热
(age 51）		自二零一九年六月起担任本公司高级职员。在此之前，经理，开发，直到2019年6月，最近的副总裁，开发，Jackfish，从2019年6月至2022年4月。
55
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
名字现任职位过去5年主要职业
罗伊·D Roth
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		副总统，
设施和管线
(age 50）		公司的官员。
卡拉湖斯莱姆科
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		公司发展和商业运营副总裁
(age 54）		公司的官员。
mark a.斯滕索普
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		首席财务官
(age 46）		公司的官员。
特雷弗·T瓦吉尔
斯特金县
加拿大
总裁副高级，
油砂开采
(age 39）
自2020年起担任本公司高级管理人员。在此之前，2018年1月至2020年1月担任Horizon沥青生产总监，最近，2020年1月至2024年1月担任Horizon沥青生产副总裁。
罗宾S.扎贝克
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大		首席运营官，
勘探和生产
(age第52章		公司的官员。
(1)审计委员会委员。
(2)薪酬委员会成员。
(3)健康、安全、资产完整性和环境委员会成员。
(4)提名、治理和风险委员会成员。
(5)预备委员会成员。
(6)Tim S.麦凯于2024年2月28日辞去总裁一职，并担任副主席，以支持管理层过渡，直至退休。 麦凯先生于2024年2月27日辞任本公司董事。
(7)斯科特·G先生Stauth先生于2024年2月28日获委任为本公司总裁。
阿尔l董事代表选举在公司股东周年大会上。除了克里斯汀·M。希利和Scott G.于2023年5月4日举行的上一届股东周年大会上，所有现任董事均当选为董事会成员。Stauth先生和Hily女士于2024年2月27日被任命为公司董事会成员。
截至本报告日期，12名董事中有10名为独立人士。两位管理主任是N先生。Murray Edwards和Scott G.史陶斯
于2023年12月31日，本公司董事及行政人员（作为一个集团）直接或间接实益拥有或控制或指示合共约24万 普通股（约2%）， 1,072,408,000（根据本公司的购股权计划行使其持有的购股权后约为3%）。
本公司董事及高级职员可能因本公司之营运而面临潜在利益冲突。部分董事及高级职员已及将继续从事识别及评估业务及资产，以期代表彼等本身及代表其他法团收购潜在权益。董事及高级管理人员可能会与本公司直接竞争。如有任何冲突，将适用《公约》规定的程序和补救办法。 《商业公司法》(艾伯塔省)。
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主要文件 陈列品
法律程序和监管行动
本公司不时因本公司的正常经营过程而受到诉讼。根据该等诉讼要求的损害赔偿可能是重大的，而该等诉讼的结果可能对本公司的财务状况或经营业绩产生重大影响。虽然本公司会评估每宗诉讼的是非曲直并相应地为自己辩护，但本公司可能须承担重大开支或投入重大资源以在该等诉讼中为自己辩护。本公司现时并无参与或曾参与任何法律诉讼，或其任何财产现时或曾参与，预期会对本公司的财务状况产生重大影响，本公司并不知悉任何拟进行的法律诉讼。
截至2023年12月31日止年度，本公司概无获具司法管辖权的法院或有关证券法例的其他监管机构或证券监管机构施加任何处罚或制裁，且本公司并无向具司法管辖权的法院或有关证券法例的其他监管机构或与证券监管机构订立任何和解协议。
管理层和其他人在重大交易中的利益
本公司董事、行政人员或主要股东，或该等人士的联系人或联属人士，概无于最近三个财政年度内或本财政年度内于任何已对本公司造成重大影响或合理预期将对本公司造成重大影响的交易中直接或间接拥有任何重大权益。
转让代理人及登记人
本公司普通股的转让代理人和登记处是位于卡尔加里和多伦多市的加拿大Computershare Trust Company以及位于纽约市的Computershare Investor Services LLC。本公司普通股转让登记册由加拿大计算机股份信托公司管理。
材料合同
于最近完成的财政年度，除在日常业务过程中订立的合约外，本公司并无订立任何对本公司业务属重大的合约，亦无任何仍属有效的合约。
专家的利益
本公司的独立核数师为特许专业会计师罗兵咸永道会计师事务所（特殊合伙），彼等已就本公司于2023年12月31日及2022年12月31日以及截至12月31日止期间三个年度各年的综合财务报表出具日期为2024年2月28日的独立核数师报告，2023年12月31日的财务报告内部控制。罗兵咸永道会计师事务所（特殊合伙）表示，彼等在《专业行为准则》（附有阿尔伯塔省特许专业会计师指引）及美国证券交易委员会（SEC）规则所界定的范围内，就本公司而言，彼等为独立人士。
根据有关人士或公司提供的资料，Sproule Associates Limited、Sproule International Limited或GLJ Ltd.持有的本公司证券或财产或我们的联营公司或联属公司的证券或财产中，直接或间接拥有少于1%的实益权益，或参与并能够直接影响有关报告编制的该等独立储备评估师的任何合伙人、雇员或顾问，或在编制报告时能够直接影响报告编制结果的任何人士。
审计委员会信息
审计委员会成员
董事会审核委员会由C女士组成。M.最好，主席，G先生。D.吉芬，W.A. Gobert和D. a.图尔，还有C. M女士希利，各其中h独立且精通财务知识，因为这些术语的定义是加拿大证券法规、National Instrument 52—110和纽约证券交易所上市准则，因为它们与上市发行人的审计委员会有关。审核委员会各成员与彼等作为审核委员会成员之职责有关之教育及经验载述如下。
C女士M. Best为特许会计师，拥有超过20年的工作人员及国际会计师事务所合伙人经验。在她任职期间，她负责直接监督和监督大量审计人员，对重大上市实体的财务报告进行审计，其中许多是石油和天然气公司。这种监督和监督要求C女士。M.最好保持对公认会计原则的当前理解，并能够评估其在每个客户中的应用。它还要求了解内部控制和财务报告过程和程序。C女士M.根据SEC根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》的要求发布的规则，贝斯特是审计委员会主席，他有资格成为"审计委员会财务专家"。

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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
G. D. Giffin在履行审计委员会成员职责方面的教育和经验来自三十多年的法律实践，涉及复杂的会计和与复杂的商业交易和争议相关的会计问题。彼于数家上市发行人之审核委员会任职，并持续从事相关课题之广泛专业阅读及研究，积累了丰富的实务经验及对内部监控及财务报告程序之了解。
W.A.先生Gobert持有McMaster University的工商管理硕士（金融）学位以及温莎大学的理学士（荣誉）学位，并持有特许金融分析师（CFA）称号。 Gobert先生曾担任Peters & Co. Limited的副主席，Peters & Co. Limited是一家独立的、完全整合的投资交易商，专门提供全面的投资研究，并担任加拿大能源领域的积极承销商和财务顾问。 在Peters & Co. Limited的27年职业生涯中，Gobert先生在审查、分析和评估财务报表方面积累了专业知识，这些财务报表提出了各种复杂的会计问题，并随后监督和监督了直接参与审查、分析和评估类似复杂财务披露的个人。因此，Gobert先生对公认会计原则、财务报表、内部控制和财务报告有了了解。根据SEC根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》的要求发布的规则，Gobert先生有资格成为“审计委员会财务专家”。
Mr. D. a. Tauer的教育和经验与履行其作为审计委员会成员的职责有关，来自于专业培训和担任一家大型上市公司首席执行官的商业生涯，该公司提供了分析和评估财务报表的经验，以及监督从事上市公司财务报表编制、分析和评估的人员。他通过监督财务报告的内部控制和程序，并通过其多年的首席执行官参与审计委员会的职能，了解这些职能。
C.M.希利拥有学士学位（荣誉），纪念大学经济学和奥斯古德霍尔法学院法学博士。 希利女士在履行审计委员会成员职责方面的教育和经验来自于她在公共和私营部门能源行业26年的法律/商业生涯，其中涉及： 与企业资产战略发展、投资组合管理、兼并和收购有关的复杂会计和财务相关问题，以及与国内外资源管理和开发有关的复杂商业问题和交易.她通过对不同首席执行官和高级管理层职务的审计委员会职能和财务报告内部控制的行政监督，了解了这些职能。 Hily女士还曾担任Lester B董事会副主席兼审计和风险委员会主席。皮尔逊太平洋联合世界学院。
审计师服务费
董事会审核委员会于二零二三年批准罗兵咸永道会计师事务所（特殊合伙）（“罗兵咸永道”）将提供的特定审核及非审核服务。提供的服务包括：（i）对本公司综合财务报表的年度审计和对财务报告的内部控制、对本公司季度未经审计综合财务报表的审阅、对本公司若干附属公司的年度财务报表的审计以及就法定和监管备案提供的其他审计服务，详情见下表“审计费用”；（ii）审计相关服务，包括退休金资产、皇家特许权使用费报表和温室气体排放；（iii）与外籍人士个人税务和合规有关的税务服务，以及下表“税务费用”中列出的其他企业税务申报事宜；及（iv）与外籍人士签证申请协助及透过普华永道查阅资源资料有关的非审计服务下表“所有其他费用”所载的会计文献库。
审计员服务（000）
20232022
审计费
$2,465 $2,327 
审计相关费用(1)
1,421 698 
税费
400 402 
所有其他费用
6 9 
总计
$4,292 $3,436 
(1)二零二三年的审计相关费用包括由于二零二二年温室气体排放量及二零二三财政年度进行的核查程序以及加快二零二三年程序的时间而增加70万美元。
本公司审核委员会章程作为附表“C”附于本AIF。
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主要文件 陈列品
附加信息
有关该公司的其他信息可在SEDAR+网站www.example.com和EDGAR www.sec.gov上找到。
其他资料包括董事及行政人员之酬金， 债务，董事被提名连任，公司证券的主要持有人，购买公司证券的选择权和内部人士在重大交易中的利益，载于公司的年度会议通知和信息通函，日期为2024年3月13日，有关将于5月2日举行的加拿大天然公司年度和特别股东大会，2024，该信息通过引用并入本文。补充财务资料及讨论公司事务公司经营的商业环境分别在公司的MD & A、比较合并财务报表和补充石油和天然气信息中提供，分别为截至2023年12月31日的最近完成的财政年度，如第e致股东的二零二三年年报，该等资料以引用方式纳入本报告。
有关本AIF的其他副本，请联系：
公司秘书地址：
2100，855—第二街西南
卡尔加里，阿尔伯塔省T2P 4J8

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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
附表“A”
表格51—101F2
关于保留数据的报告，
独立的经确认的储备金
储量数据报告
致加拿大自然资源有限公司（“本公司”）董事会：
1.我们已评估和审查了该公司截至2023年12月31日的北美、英国和近海非洲石油和天然气储量数据。储量数据为于2023年12月31日的探明储量及可能储量以及相关未来净收益的估计，使用预测价格及成本估计。
2.储备数据由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的评估和审查对储量数据发表意见。
3.我们根据石油评估工程师协会（卡尔加里分会）存置的《加拿大石油和天然气评估手册》（“COGE手册”）所载的标准进行评估及审阅。
4.该等准则要求吾等规划及进行评估及审阅，以合理确定储量数据是否不存在重大错误陈述。评估和审查还包括评估储量数据是否符合COGE手册中提出的原则和定义。
5.下表显示未来净收入的净现值（扣除所得税前）归属于总探明储量加可能储量，使用预测价格和成本估计，并使用10%的贴现率计算，包括在本公司截至2023年12月31日止年度评估和审查的储量数据中，并确定我们已评估和审查并向公司管理层和董事会报告的各自部分：
独立合格储备评估员或审计员
评价/审查报告生效日期
储备地点 （国家或外国地理区域）
未来净收入的净现值 （扣除所得税前，10%折扣率） （百万美元）
已审核已评估评议总计
Sproule Associates Limited
2023年12月31日
加拿大和美国
—80,17810,26790,445
斯普罗尔国际有限公司
2023年12月31日
英国和
离岸非洲
—942—942
总计
—81,12010,26791,387
6.我们认为，我们各自评估的储量数据在所有重大方面都已确定，并符合COGE手册的规定，并一贯适用。我们对我们审查但没有审计或评估的储量数据没有发表任何意见。
7.对于截至2023年12月31日的报告生效日期之后发生的事件和情况，我们没有责任更新第5段所述的报告。
8.由于储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果将有所不同，变化可能是实质性的。
加拿大自然2023年度信息表
60
主要文件 陈列品
就上文所述的本公司报告签立：
Sproule Associates Limited
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，
2024年2月28日
斯普罗尔国际有限公司
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，
2024年2月28日
原始签名人
签名"加里·R.芬兰" 「专业邮票」
Gary R. Finnis，P. Eng.
工程部高级经理
日期：2024年2月28日
APEGA ID 62965
原始签名人
签名"ILIA CHAIKINE"
伊利亚·柴金
石油工程师
日期：2024年2月28日
APEGA ID 138300

原始签名人
签名"Alexey Romanov"
阿列克谢·罗曼诺夫博士P.Geo
高级地球科学家
2024年2月28日
RM APEGA ID 112313
Sproule Associates Limited
亚太经合组织许可证#00417		斯普罗尔国际有限公司
亚太经合组织许可证#06151
原始签名人
署名“Steven Golko”
史蒂文·高尔科，P.Eng。
管理董事，水库服务
日期：2024年2月28日
RM APEGA ID 80169
原始签名人
署名“Meghan Klein”“专业邮票”
梅根·克莱因，P.Eng。
工程部高级经理
日期：2024年2月28日
RM APEGA ID 84981
61
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
表格51—101F2
关于保留数据的报告，
独立的经确认的储备金
储量数据报告
致加拿大自然资源有限公司（“本公司”）董事会：
1.我们评估了该公司截至2023年12月31日的加拿大油砂开采和升级储量数据。储量数据是对截至2023年12月31日的探明储量和可能储量以及相关未来净收入的估计，使用预测价格和成本进行估计。
2.储量数据由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的评估对储量数据发表意见。
3.我们根据石油评估工程师协会(卡尔加里分会)不时修订的《加拿大石油和天然气评估手册》(《COGE手册》)中规定的标准进行评估。
4.这些标准要求我们计划和进行评价，以获得关于储量数据是否没有重大错报的合理保证。评估还包括评估储量数据是否符合COGE手册中提出的原则和定义。
5.下表显示了公司截至2023年12月31日的年度评估储量数据中归因于总已探明储量加上可能储量的未来净收入(扣除所得税前)的净现值，使用预测价格和成本估计，并使用10%的贴现率计算，并确定了我们已评估并向公司管理层和董事会报告的各个部分：
独立合格储备评估员或审计员
评价/审查报告生效日期
保护区所在地(国家或外国地理区域)
未来净收入的净现值(所得税前，10%的贴现率)(百万美元)
已审核已评估评议总计
GLJ有限公司
2023年12月31日
加拿大
—95,067—95,067
总计
—95,067—95,067
6.我们认为，我们各自评估的储量数据在所有重大方面都已确定，并符合COGE手册的规定，并一贯适用。我们对我们审查但没有审计或评估的储量数据没有发表任何意见。
7.对于报告生效日期之后发生的事件和情况，我们没有责任更新第5段所述的报告。
8.由于储量数据乃基于对未来事件之判断，故实际结果将有所不同，且变动可能属重大。执行我们上述报告。
GLJ Ltd.，加拿大阿尔伯塔省卡尔加里， 2024年2月28日
"原始签名人"

Tracy Bellingham，P. Eng.
美国副总统

加拿大自然2023年度信息表
62
主要文件 陈列品
附表“B”
表格51—101F3
的报告
管理层及董事
关于油气披露
管理层和董事关于储备数据和其他信息的报告
加拿大自然资源有限公司（“本公司”）的管理层负责根据证券监管要求准备和披露有关本公司石油和天然气活动的信息。这些信息包括储量数据。
独立的合格储量评估人员已经评估和审查了公司的储量数据。独立合格储备评估师的报告将与本报告同时报送证券监督管理机构。
本公司董事会储备委员会已：
(a)审查公司向独立合格储量评估人员提供信息的程序；
(b)与独立合资格储量评估师会面，以确定是否有任何限制影响独立合资格储量评估师毫无保留地报告的能力；及
(c)与管理层和独立的合资格储量评估人员一起审查储量数据。
董事会的储备委员会已审查公司收集和报告与石油和天然气活动有关的其他信息的程序，并已与管理层审查这些信息。董事会根据预备委员会的建议，批准了：
(a)向证券监管机构提交的包含储量数据和其他油气信息的51-101F1表的内容和备案；
(b)提交表格51—101F2，该表格是独立合格储量评估人员对储量数据的报告；以及
(c)这份报告的内容和归档。
63
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品

由于储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果将有所不同，变化可能是实质性的。

原始签名人

签名"斯科特G. STAUTH "
斯科特G.施陶特
总裁

原始签名人

签署"马克A。斯坦索普"
mark a.斯滕索普
首席财务官

原始签名人

签名"大卫·A。TUER "
David a.徙尔
独立董事兼预备委员会主席

原始签名人

签名"凯瑟琳M。最佳"
Catherine M.最好
独立董事和审计委员会主席


日期：第28届D2024年2月1日
加拿大自然2023年度信息表
64
主要文件 陈列品
附表"C"
加拿大自然资源有限公司
(“公司”)
董事会审计委员会章程
一、审计委员会宗旨
审核委员会由董事会（“董事会”）委任，以协助董事会履行其管理本公司之职责，监督本公司之业务及事务。虽然审核委员会拥有本章程所载的权力及责任，但审核委员会的角色为监督。审核委员会之主要职责及职责为：
1.确保公司管理层对财务报告实施有效的内部控制制度；
2.监察和监督公司的财务报表、财务报告程序和内部监控系统的完整性，包括财务、会计以及遵守与财务报表、税务事宜和重大事实披露有关的监管和法定要求；
3.与董事会的健康、安全、资产完整性和环境委员会一起考虑并向董事会推荐公司聘请的会计师事务所，以完成公司温室气体排放报告的独立保证审查，并确定就该报告支付的费用和其他补偿；
4.选择并推荐股东任命公司的独立审计师，事先批准公司的独立审计师根据所有适用法律向公司提供的所有审计和非审计服务，并确定支付给独立审计师的费用和其他报酬；
5.监察公司独立核数师的独立性、资格和表现，并监督公司财务报表的审计和审阅；
6.监控公司内部审计职能、财务报告程序的内部控制、萨班斯—奥克斯利合规程序以及为响应公司网络风险评估而实施的网络安全措施的绩效；
7.建立接收、保留、回应和处理投诉的程序，包括公司雇员就会计、内部控制或审计事宜提交的保密、匿名意见；以及
8.为独立核数师、管理层、内部核数职能及董事会提供沟通渠道。
二、审计委员会的组成、程序和组织
1.审核委员会应由董事会决定的最少三（3）名董事组成，每名董事均为独立非执行董事，不存在任何会影响其独立判断的关系。审核委员会成员应符合本公司所受监管机构的独立性和经验要求。审核委员会全体成员于获委任为审核委员会成员时，须对财务及会计有基本了解，并能阅读及理解基本财务报表。审核委员会至少有一名成员应具备会计或相关财务管理专业知识，并符合本公司可能须遵守的监管机构的要求，成为“财务专家”或类似称号。
2.董事会应在其与每届股东周年大会同时举行的组织会议上委任下一年度的审核委员会成员。董事会可随时罢免或更换审核委员会任何成员，并可填补审核委员会的任何空缺。
3.董事会应委任审核委员会一名成员为审核委员会主席。倘董事会并无指定审核委员会主席，或并无出席审核委员会会议，审核委员会成员可以审核委员会成员过半数票指定一名主席。
4.公司秘书或助理秘书应为审核委员会秘书，除非审核委员会委任审核委员会秘书。
5.会议法定人数为二分之一（或审核委员会半数成员并非整数，最接近且小于一半的整数）审核委员会成员的人数，但最少有两名审核委员会成员亲自出席，或透过电话或其他电讯设备出席，以容许所有与会人士发言及聆听每项会议其他.
6.审核委员会会议应按以下方式进行：
(a)审核委员会应每年至少举行四（4）次会议，时间和地点按审核委员会主席的要求而定；
65
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
(b)审计委员会应在每次会议上与管理层、内部审计经理、独立审计师举行秘密会议，并作为一个委员会讨论审计委员会或每个小组认为应讨论的任何事项。
7.独立审计员和内部审计员应通过审计委员会主席与审计委员会保持直接联系，并可在认为必要时绕过管理层。任何员工可直接向审计委员会提出，如认为有必要，可绕过管理层，处理任何涉及可疑、非法或不当财务行为或交易的事项。
审计委员会的职责和责任
1.审计委员会的总体职责如下：
(a)协助董事会履行与公司会计原则、报告做法和内部控制有关的职责，并批准公司的年度和季度综合财务报表；
(b)建立和保持与公司内部审计员和独立审计员的直接联系，并评估他们的业绩；
(c)确保公司管理层已经实施并保持有效的财务报告内部控制制度；
(d)定期向董事会报告其履行职责的情况；以及
(e)每年检讨审计委员会章程，并建议提名、管治及风险委员会的任何更改，以供董事会批准。
2.审计委员会与独立审计员有关的职责如下：
(a)遴选及推荐董事会委任本公司的独立核数师，审查独立核数师的独立性及监察其表现，并在情况许可下批准任何核数师的解聘；
(b)批准支付给独立审计师的费用和其他重大补偿、审计的范围和时间以及独立审计师提供的其他相关服务；
(c)在年度审计之前，与管理层和独立审计师审查和讨论独立审计师的年度审计计划，包括范围、人员配备、地点和对管理层和内部审计部门的依赖，并监督对公司财务报表的审计；
(d)预先核准所有拟由独立审计师提供的非审计服务，立法禁止的非审计服务除外；
(e)每年获取和审查独立审计师的报告，说明(I)独立审计师的内部质量控制程序；(Ii)公司最近的质量控制审查或同行审查提出的任何重大问题，或政府或专业当局在过去五年内对公司进行的一项或多项独立审计提出的任何重大问题；以及(Iii)为解决因审查、询问或调查而产生的任何此类问题而采取的任何步骤，并收到独立审计师的书面声明，概述他们与公司之间可能损害审计师独立性的所有重要关系。公司的独立审计师不得从事公司所属的2002年《萨班斯-奥克斯利法案》或上市公司会计监督委员会或其他监管机构的规则所禁止的活动；
(f)在独立审计员完成审计后，在提交或发布年度财务报表之前，与其审查和讨论：
(i)他们的报告内容包括：
A.使用的所有关键会计政策和做法；
B.与管理层讨论过的关于GAAP内财务信息的所有替代处理方法、使用这种处理方法的后果以及独立审计师喜欢的处理方法；
C.独立审计师与管理层之间的其他书面材料；
(Ii)审计工作的范围和质量；
(Iii)该公司的财务和审计人员是否充足；
(Iv)在审计期间得到公司工作人员的合作；
(v)使用的内部资源；
(Vi)公司正常业务以外的重大交易；
加拿大自然2023年度信息表
66
主要文件 陈列品
(Vii)关于改进内部会计控制、会计原则或管理制度的重大拟议调整和建议；
(Viii)独立审计师提供的非审计服务；以及
(Ix)考虑独立审计师对公司财务报告中应用的会计原则和关键会计估计的质量和适当性的判断。
(g)按要求审核和批准一份提交给股东的报告，该报告将包括在公司的信息通函和委托书中，披露任何经审计委员会批准的非审计服务。
(h)审查和批准公司关于合伙人、雇员和前合伙人以及现任和前任独立审计师雇员的招聘政策。
3.审计委员会与内部审计员有关的职责如下：
(a)就公司内部审计部门的组织结构、人员配置、有效性和资格审查预算、内部审计职能；
(b)审查内部审计计划；以及
(c)审查重要的内部审计结果和建议，以及管理层对此的回应和跟进。
4.审计委员会与公司内部控制程序有关的职责如下：
(a)审查影响公司财务健全的公司政策和业务做法的适当性和有效性，包括与内部审计、保险、会计、信息服务和系统以及财务控制、管理报告(包括财务报告)和相关风险管理有关的政策和做法；
(b)审查管理层与独立核数师之间任何可能影响公司财务报告或内部控制的悬而未决的问题；以及
(c)定期审查内部审计工作人员或独立审计员提出的建议得到执行的程度。
5.审计委员会的其他职责如下：
(a)与管理层、内部审计组及独立核数师审阅及讨论本公司未经审核的季度综合财务报表及管理层的相关讨论及分析，包括不寻常项目的影响、会计原则及估计的变动、向公众披露前的盈利新闻稿及就此向董事会报告；
(b)与管理层、内部核数组及独立核数师审阅及讨论本公司经审核的年度综合财务报表及管理层的相关讨论及分析，包括不寻常项目的影响、会计原则及估计的变动、向公众披露前的盈利新闻稿及向董事会作出报告；
(c)确保制定适当的程序，审查公司公开披露除季度和年度收益新闻稿以外的公司财务报表摘录或衍生的财务信息，并定期评估这些程序的充分性；
(d)审查管理层关于编制公司综合财务报表和其他所需披露文件所使用的政策和程序的适当性的报告，并审议对这些政策进行任何实质性改变的建议；
(e)与管理层、独立核数师及(如有需要)与法律顾问一起审查任何可能对本公司的财务状况或经营业绩产生重大影响的诉讼、索赔或其他意外情况，包括税务评估，以及该等事项在综合财务报表中的披露方式；
(f)审查和审议管理层对公司网络风险的评估和报告，以及公司为应对这些风险而实施的网络安全措施；
(g)要建立以下程序，请执行以下操作：
(i)公司收到的有关会计、内部会计控制或审计事项的投诉的接收、保留和处理；以及
(Ii)公司雇员就可疑会计或审计事项提交的保密、匿名意见。
(h)根据需要协调与公司储备委员会、公司高级工程管理人员、独立评估工程师和审计师的会议，并考虑批准综合财务报表所需的进一步查询；
67
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陈列品
(i)制定下一年度审计委员会将开展的活动的日历，并在每次股东周年大会后以适当的格式向董事会提交日历；
(j)执行审计委员会或董事会认为必要或适当的、符合本章程、公司章程和适用法律的任何其他活动；以及
(k)保存会议记录，并定期向理事会报告上述活动的重大成果。
审计委员会有权进行任何适当的调查，以履行其职责，并可直接接触公司的独立审计师以及高级管理人员和员工。审计委员会有权聘请其认为履行职责所需的特别法律、会计或其他顾问或专家，费用由公司承担。公司应随时为支付审计委员会批准的所有费用和其他补偿、向公司发布审计报告而向公司的独立审计师或向审计委员会雇用的任何顾问或专家支付足够的准备金。
加拿大自然2023年度信息表
68
主要文件 陈列品

Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然资源有限公司
合并财务报表
截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度
2024年2月28日

主要文件 陈列品
合并财务报表
目录表
管理层的报告
2
管理层对财务报告内部控制的评价
3
独立注册会计师事务所报告
4
合并资产负债表
6
合并损益表
7
综合全面收益表
7
合并权益变动表
8
合并现金流量表
9
合并财务报表附注
10
1.会计政策
10
2.会计政策的变化
16
3.已发布但尚未实施的会计准则
16
4.关键会计估计和判断
16
5.库存
18
6.勘探和评估资产
18
7.物业、厂房及设备
19
8.租契
21
9.投资
22
10.其他长期资产
22
11.长期债务
24
12.其他长期负债
26
13.所得税
27
14.股本
30
15.累积其他全面收益
31
16.资本披露
32
17.每股普通股净收益
32
18.利息及其他融资
32
19.金融工具
33
20.承付款和或有事项
36
21.现金流量信息的补充披露
36
22.分类信息
37
23.董事及高级管理层薪酬
41
1
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
管理层的报告
加拿大自然资源有限公司（“本公司”）随附之综合财务报表及本年报其他部分所载之所有其他资料均由管理层负责。综合财务报表乃由管理层根据随附附注所述之会计政策编制。如有需要，管理层已就于结算日尚未完成之交易之会计处理作出知情判断及估计。管理层认为，财务报表是根据国际会计准则理事会酌情颁布的国际财务报告准则编制的。本年报其他部分呈列之财务资料已予审阅，以确保与综合财务报表所载者一致。
管理层维持适当的内部监控系统。政策和程序的设计是为了合理地保证交易得到适当授权和记录，资产得到保护，不受损失或未经授权使用，财务记录得到适当保存，为编制财务报表提供可靠资料。
普华永道会计师事务所（特殊合伙）（一家独立的特许专业会计师事务所）已获本公司最近一次股东周年大会上股东投票批准，就以下事项进行审计并提供其独立审计意见：
▪本公司截至2023年12月31日止年度的综合财务报表；及
▪本公司于2023年12月31日财务报告内部控制的有效性。
彼等之报告与综合财务报表呈列。
董事会（“董事会”）负责确保管理层履行其财务申报及内部监控职责。董事会透过董事会辖下审核委员会行使此职责，审核委员会由独立董事组成。审核委员会与管理层及独立核数师会面，以信纳管理层职责已妥为履行，并于综合财务报表提呈董事会批准前审阅综合财务报表。综合财务报表已获董事会根据审核委员会之建议批准。
签名"斯科特G. STAUTH "签署"马克A。斯坦索普"签名"胜利者C。DAREL "
斯科特G. STAUTHmark a. Stainthorpe，CFA维克多·C. DareL，CPA，CA
总裁首席财务官高级副总裁，财务和特等会计干事
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里
2024年2月28日
加拿大自然2023年度报告
2
主要文件 陈列品
管理层对内部控制的评估
财务报告
加拿大自然资源有限公司（“本公司”）的管理层负责根据1934年美国证券交易法（经修订）的第13a—15（f）条和第15d—15（f）条的定义，为本公司建立和维持适当的财务报告内部控制。
管理层（包括公司总裁和公司首席财务官）根据Treadway委员会（“COSO”）赞助组织委员会发布的内部控制—综合框架（2013）中确立的标准，对公司财务报告的内部控制进行了评估。
根据评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制于2023年12月31日有效。管理层认识到，所有内部控制制度都有其固有的局限性。由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对今后各期的任何成效评价的预测，可能会面临这样的风险，即控制措施可能因条件的变化而变得不足，或遵守政策或程序的程度可能恶化。
独立特许专业会计师事务所罗兵咸永道会计师事务所（特殊合伙）已就本公司于2023年12月31日的财务报告内部控制发表意见，详情载于随附的独立注册会计师事务所报告。
签名"斯科特G. STAUTH "签署"马克A。斯坦索普"
斯科特G. STAUTHmark a. Stainthorpe，CFA
总裁首席财务官
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里
2024年2月28日
3
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
独立注册会计师事务所报告
致加拿大自然资源有限公司股东及董事会
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已审计随附加拿大自然资源有限公司及其附属公司的综合资产负债表，（统称本公司）于2023年及2022年12月31日的综合收益表，以及截至2023年12月31日止期间各年的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表及现金流量表，包括相关附注（统称为综合财务报表）。我们还审计了截至2023年12月31日的公司财务报告内部控制，根据Treadway委员会（COSO）发起组织委员会发布的内部控制—综合框架（2013）中确立的标准。
我们认为，上述综合财务报表在所有重大方面公允列报了贵公司于2023年及2022年12月31日的财务状况，以及贵公司截至12月31日止三个年度各年的财务表现及现金流量，根据国际会计准则理事会颁布的国际财务报告准则，于2023年完成。我们亦认为，截至2023年12月31日，贵公司已根据COSO颁布的内部监控—综合框架（2013）所确立的标准，在所有重大方面维持对财务报告的有效内部监控。
意见基础
本公司管理层负责对这些合并财务报表、维持对财务报告的有效内部控制以及对财务报告内部控制的有效性的评估，包括在随附的管理层对财务报告内部控制的评估中。我们的责任是根据我们的审计对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在上市公司会计监督委员会（美国）（PCAOB）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会（SEC）和PCAOB的适用规则和法规，我们必须对公司保持独立性。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
加拿大自然2023年度报告
4
主要文件 陈列品
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
原油和天然气储量对北美勘探和生产部门财产、厂房和设备资产的影响
如公司综合财务报表附注1、4和7所述，截至2023年12月31日，北美勘探和生产部门的物业、厂房和设备（PP & E）余额为246亿美元。截至2023年12月31日止年度，北美勘探和生产分部的消耗、折旧和摊销（DD & A）费用为36亿美元。根据本公司的会计政策，北美勘探和生产分部的原油和天然气资产（不包括某些主要组成部分）使用基于探明储量的生产单位法耗尽。公司原油和天然气储量的估计是基于估计的未来价格和生产成本、预期的未来生产率以及未来开发支出的时间和金额。管理层利用第三方专家，特别是独立的合格储量评估师，评估和审查其原油和天然气储量的估计。这些估计数用于计算DD & A费用。
吾等确定执行有关原油及天然气储量对北美勘探及生产分部PP & E资产影响的程序为关键审计事项的主要考虑因素为，管理层在制定估计时作出了大量判断，包括使用专家，特别是与北美勘探和生产分部的原油和天然气储量估计有关。这导致核数师在执行程序及评估与编制估计所用假设有关的证据（包括估计未来价格及生产成本、预期未来生产率以及未来开发开支的时间及金额）时作出高度判断、努力及主观性。
处理该事项涉及就吾等对综合财务报表形成整体意见执行程序及评估审核凭证。这些程序包括测试北美勘探和生产部门内部控制的有效性，涉及管理层对公司原油和天然气储量的估计以及DD & A费用的计算。管理层专家的工作被用于执行评估用于确定北美勘探和生产分部的DD & A费用的原油和天然气储量估计的合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括评估专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据，以及评估专家的调查结果。
所执行的程序还包括，除其他外，评估管理层专家使用的有关估计未来价格和生产成本、预期未来生产率以及未来开发支出的时间和金额的假设是否合理，考虑到公司当前和过去的表现，与行业定价预测的一致性，以及这些证据是否与在审计的其他方面取得的证据一致（如适用）。此外，这些程序还包括测试用于计算DD & A费用的单位生产率。



/s/ "普华永道会计师事务所
特许专业会计师


加拿大卡尔加里
2024年2月28日

我们自1973年以来一直担任公司的审计师。
5
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
合并资产负债表
截至12月31日，
注意事项20232022
(百万加元)
资产
   
流动资产
   
现金和现金等价物
 $877 

$920 
应收账款
 3,189 

3,555 
库存
5
2,034 

1,815 
预付费用和其他
 471 

215 
投资
9
525 

491 
其他长期资产的流动部分
10
71 

61 
 
 7,167 7,057 
勘探和评估资产
6
2,208 

2,226 
财产、厂房和设备
7
64,581 

64,859 
租赁资产
8
1,458 1,447 
其他长期资产
10
541 

553 
 
 $75,955 $76,142 

负债
   
流动负债
   
应付帐款
 $1,418 

$1,341 
应计负债
 3,534 

4,209 
应缴当期所得税
 — 

1,324 
长期债务的当期部分
11
980 

404 
其他长期负债的流动部分
12
1,503 

1,373 
 
 7,435 8,651 
长期债务
11
9,819 

11,041 
其他长期负债
12
8,686 

8,161 
递延所得税
13
10,183 

10,114 
 
 36,123 37,967 
股东权益
   
股本
14
10,712 

10,294 
留存收益
28,948 

27,672 
累计其他综合收益
15
172 

209 
 
 39,832 38,175 
 
 $75,955 $76,142 
承付款和或有事项（附注20）。
于2024年2月28日获董事会批准。
签名"凯瑟琳M。最佳"签名"N。默里·爱德华兹"
Catherine M.最好
n.默里·爱德华兹
审计委员会主席
和董事
执行主席
董事会与董事
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6
主要文件 陈列品
合并损益表
截至12月31日止年度，
(百万加元，每股普通股金额除外)
注意事项202320222021
产品销售
22
$40,835 

$49,530 

$32,854 
减：版税
(4,867)

(7,232)

(2,797)
收入
35,968 42,298 30,057 
费用
生产
8,480 

8,712 

7,152 
运输、混合和原料
9,302 

9,973 

6,604 
损耗、折旧和摊销
7,8
6,413 

7,353 

5,724 
行政管理
452 

415 

366 
基于股份的薪酬
12
491 

804 

514 
资产报废债务增加
12
366 

281 

185 
利息和其他融资费用
18
636 

549 

711 
风险管理活动(收益)损失
19
(2)

(35)

36 
汇兑(利)损
(279)

738 

(127)
从收购中获利
— 

— 

(478)
西北红水合作伙伴关系的收入
10
— — (400)
投资收益
9
(56)

(196)

(141)
 
 25,803 28,594 20,146 
税前收益
 10,165 13,704 9,911 
当期所得税支出
13
1,879 

2,906 

1,848 
递延所得税支出(回收)
13
53 

(139)

399 
净收益 $8,233 $10,937 $7,664 
每股普通股净收益
 
基本信息
17
$7.54 

$9.64 

$6.49 
稀释
17
$7.47 

$9.52 

$6.46 
综合全面收益表
截至12月31日止年度，
(百万加元)
2023

2022

2021
净收益
$8,233 

$10,937 

$7,664 
可随后重新分类为净收益的项目
被指定为现金流量对冲的衍生金融工具的净变化
未实现收入，税后净额为#美元零 (2022 – $12021年1.2亿美元-1.8亿美元2(百万美元)
2 

4 

15 
重新分类为净利润，扣除税款后，美元零 (2022 – $12000万，2021年--美元1(百万美元)
(5)

(6)

(7)
 
(3)(2)8 
外币折算调整
净投资折算
(34)

212 

(17)
其他综合(亏损)收入，税后净额(37)210 (9)
综合收益
$8,196 $11,147 $7,655 
7
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
合并权益变动表
截至12月31日止年度，
(百万加元)
注意事项2023

2022

2021
股本
14
  
余额--年初
 $10,294 

$10,168 

$9,606 
行使股票期权时发行的股票
 372 

442 

707 
先前确认的行使普通股股票期权的负债
 435 

387 

139 
购买普通股根据正常过程发行人出价
(389)

(703)

(284)
余额--年终
 10,712 10,294 10,168 
留存收益
   
余额--年初
 27,672 

26,778 22,766 
净收益 8,233 

10,937 7,664 
普通股股息
14
(4,028)(5,175)(2,355)
购买普通股根据正常过程发行人出价
14
(2,929)

(4,868)(1,297)
余额--年终
28,948 27,672 26,778 
累计其他综合收益(亏损)
15
  
余额--年初
 209 (1)8 
其他综合(亏损)收入，税后净额 (37)210 (9)
余额--年终
 172 209 (1)
股东权益
 $39,832 $38,175 $36,945 
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8
主要文件 陈列品
合并现金流量表
截至12月31日止年度，
(百万加元)
注意事项2023

2022

2021
经营活动
 
净收益 $8,233 

$10,937 

$7,664 
非现金项目
 
损耗、折旧和摊销
7,8
6,413 

7,353 

5,724 
基于股份的薪酬 491 

804 

514 
资产报废债务增加 366 

281 

185 
未实现风险管理损失（收益）
 12 

(28)

19 
未实现汇兑(利得)损失
 (260)

852 

(205)
从收购中获利
— 

— 

(478)
投资收益
(34)

(182)

(132)
递延所得税支出(回收)
 53 

(139)

399 
已实现外汇（收益）损失 (1)
— 

(62)

118 
交收跨货币掉期所得款项— 89 — 
放弃支出
12
(509)

(449)

(307)
其他
 5 

(144)

13 
非现金营运资金净变动
21
(2,417)

79 

964 
经营活动的现金流 12,353 19,391 14,478 
融资活动 
偿还银行信贷和商业票据，净额 
11,21
— 

(1,156)

(6,151)
偿还中期票据
11,21
(416)

(1,498)

— 
偿还美元债务证券
11,21
— 

(1,356)

(628)
清偿所获长期债务
— — (183)
交收跨货币掉期所得款项— 69 — 
支付租赁债务
8,21
(285)(232)(209)
行使股票期权发行普通股
14
372 

442 

707 
普通股股息
(3,891)(4,926)(2,170)
购买普通股根据正常过程发行人出价
14
(3,318)(5,571)

(1,581)
用于融资活动的现金流 (7,538)(14,228)(10,215)
投资活动
勘探和评估资产支出净额
6,22
(44)

(33)

(1)
不动产、厂场和设备支出净额
7,22
(4,865)

(5,103)

(4,492)
投资收益
9
— 

— 

128 
偿还西北红水合伙公司次级债务预付款
10
— — 555 
非现金营运资金净变动
21
51 

149 

107 
用于投资活动的现金流
 (4,858)(4,987)(3,703)
(减少)现金及现金等价物增加
 (43)176 560 
现金和现金等价物--年初
 920 

744 

184 
现金和现金等价物--年终
 $877 

$920 

$744 
长期债务利息净额
 $602 

$613 $672 
已缴(已收)所得税 $3,317 

$3,057 

$(62)
(1)包括2022年交叉货币互换结算的实现汇兑收益，以及2022年和2021年偿还美元债务证券的实现汇兑损失。
9
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
合并财务报表附注
(表格金额以百万加元为单位，除非另有说明)
1. 会计政策
加拿大自然资源有限公司(“本公司”)是一家资深的独立原油和天然气勘探、开发和生产公司。该公司的勘探和生产业务主要集中在北美，主要在加拿大西部；北海的英国(“英国”)部分；以及科特迪瓦和南非在非洲近海。
油砂开采及升级分部透过Horizon油砂(“Horizon”)的沥青开采及升级业务，以及本公司于Athabasca油砂项目(“AOSP”)的直接及间接权益，生产合成原油。
在加拿大西部的中游和炼油领域，该公司保持着某些活动，包括管道运营、一个热电联产系统以及对西北红水伙伴关系(NWRP)的投资，该伙伴关系是为升级和提炼艾伯塔省的沥青而成立的一般合作伙伴关系。
该公司在加拿大艾伯塔省注册成立。其注册办事处的地址是加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南大街2100,855-2号。
本公司的综合财务报表及相关附注乃根据国际会计准则委员会(“IASB”)颁布的国际财务报告准则(“IFRS”)编制。本公司根据国际财务报告准则采纳的会计政策如下。除国际财务报告准则允许未来采用新会计准则的情况外，公司在列报的所有期间一直采用相同的会计政策。附注2讨论了公司会计政策的变化。
(A) 合并原则
除非另有要求，合并财务报表均按历史成本基础编制。
综合财务报表包括本公司及其所有附属公司和全资合伙企业的账目。子公司包括本公司控制的所有实体。子公司自公司获得控制权之日起合并。它们从控制权停止之日起解除合并。
本公司的某些活动是通过双方或更多方共同控制的联合安排进行的。如本公司已确定其在共同控制的资产及负债中拥有直接所有权权益(“联合经营”)，则与该联合经营有关的资产、负债、收入及开支按本公司的权益比例计入综合财务报表。如本公司已确定其在共同控制实体(“合营企业”)中拥有权益，则采用权益会计方法。根据权益法，公司的初始和后续投资按成本确认，随后根据公司在合资企业收入或亏损中的份额减去收到的分配进行调整。如果本公司在合资企业中的亏损份额等于或超过其在合资企业中的权益，本公司将停止确认其应承担的进一步亏损。当公司的利润份额超过未确认的累计亏损份额时，公司恢复确认利润。
当客观证据显示投资的账面金额可能无法收回时，采用权益会计方法入账的合资企业就会进行减值测试。减值迹象包括历史上的亏损、重大的资本支出超支、流动性问题、被投资方的财务重组或技术、经济或法律环境的重大不利变化。减值金额按投资的账面价值与其公允价值中较高者减去处置成本及其使用价值之间的差额计量。如果减值损失金额减少，且该减少客观上与确认减值后发生的事件有关，则减值损失将在随后的期间转回。
(B) 盘存
库存主要包括产品库存、材料和用品以及包括排放信用在内的其他库存，并以成本和可变现净值中较低者入账。产品库存包括持有以供出售的原油，包括管道填充物和储存在浮式生产、储存和卸货船(“浮式生产、储存和卸油船”)上的原油。产品库存成本由采购成本、直接生产成本、直接应占间接费用和损耗、折旧和摊销组成，按先进先出原则确定。产品存货的可变现净值是根据远期价格确定的。材料和用品成本由采购成本组成，并以先进先出或平均成本为基础。材料和用品及其他存货的可变现净值是参照当前市场价格确定的。在正常业务过程中产生的排放信用库存最初是根据公司关于政府拨款的会计政策进行计量的。

加拿大自然2023年度报告
10
主要文件 陈列品
(C) 勘探和评估资产
勘探和评估（“E & E”）资产包括公司的原油和天然气勘探项目，这些项目有待确定探明储量。
E & E成本最初资本化，包括与获取许可证、技术服务和研究、地震采集、勘探钻探和评估、管理费用以及任何资产报废成本的估计直接相关的成本。E & E费用不包括在获得勘探某一区域的合法权利之前发生的一般勘探或评估费用。该等成本于净收益中确认。
于厘定机电资产之技术可行性及商业可行性及管理层作出发展决定后，机电资产于重新分类至物业、厂房及设备时进行减值测试。开采矿产资源的技术可行性和商业可行性被视为在评估已探明储量时确定。机电资产于出售或预期不会产生未来经济利益时终止确认。终止确认资产所产生的任何收益或亏损于净收益中确认为损耗、折旧及摊销。
当有事实及情况显示机电资产的账面值可能超过其可收回金额时，机电资产亦会透过将相关成本与相关现金产生单位（“现金产生单位”）公平值进行减值测试。减值迹象包括租赁接近到期、基准商品价格长期处于低位、估计可能储量大幅下调、估计未来勘探或开发开支大幅增加，或适用法律或监管框架出现重大不利变化。
(D) 财产、厂房和设备
物业、厂房及设备按成本减累计损耗及折旧及可收回性开支计量。在建资产在可作拟定用途前不会耗尽或折旧。
勘探和生产
资产成本包括其收购成本、建设及开发成本、使资产投入营运直接应占成本、任何资产报废成本估计及适用借贷成本。物业收购成本包括已付总金额及就收购该资产而给予的任何其他代价的公平值。
倘物业、厂房及设备项目之重要组成部分（包括原油及天然气权益）之可使用年期不同，则会分开入账。
原油及天然气资产按已探明储量以产量单位法耗尽，惟若干主要部分则按其估计可使用年期以直线法折旧。产量单位消耗率考虑到迄今为止发生的支出，以及开发探明储量所需的未来开发支出。
油砂开采和提质
油砂开采和升级分部的资本化成本与公司的北美勘探和生产分部分开报告。资本化成本包括收购成本、建设及开发成本、于Horizon及AOSP一座矿山初步开发期间产生的覆层清除成本、直接应占资产投入运营的成本、估计任何资产报废成本及适用借贷成本。
与地雷有关的费用是使用基于探明储量的生产单位法来消除的。资本化的覆盖层清除成本在直接受益于覆盖层清除活动的采矿储量的整个寿命内耗尽。位于Horizon及AOSP地盘之厂房及相关基础设施之成本乃根据各厂房及相关基础设施之估计生产能力按生产单位法折旧。其他设备按其估计可使用年期按直线法折旧， 2至20好几年了。
中游、精炼和总部
本公司资本化所有增加产能或延长中游、炼油和总部资产使用寿命的成本。中游及炼油资产按直线法按其估计可使用年期折旧， 5至30年总部资产按余额递减法折旧。
有用的寿命
物业、厂房及设备之损耗率及预期可使用年期每年检讨，而损耗率及可使用年期之变动则按前瞻性入账。
不再认识
物业、厂房及设备资产于出售或预期继续使用该资产不会产生未来经济利益时终止确认。终止确认资产所产生之任何收益或亏损（按出售所得款项净额与资产账面值之差额计算）于损益净额确认为耗减、折旧及摊销。
11
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
主要维修支出
与重大周转有关的检验费用于下一个重大周转期间资本化并折旧。维修费用于产生时支销。
减损
倘有事件或情况变动显示资产或资产组别之账面值可能无法收回，本公司会评估物业、厂房及设备之减值。减值迹象包括基准商品价格长期偏低、储量估计数大幅下调、未来开发支出估计数大幅增加或适用立法或监管框架出现重大不利变化。倘存在减值迹象，本公司会进行有关资产的减值测试。就减值评估而言，个别资产乃分类为现金产生单位，现金产生单位为可识别现金流入的最低层级，而现金流入大致独立于其他资产组别之现金流入。现金产生单位之可收回金额为其公平值减出售成本与其使用价值两者之较高者。倘现金产生单位之账面值超过其可收回金额，则该现金产生单位被视为减值，而可收回费用乃透过损耗、折旧及摊销开支扣除。
于其后期间，本集团于各报告日期进行评估，以厘定是否有任何迹象显示先前确认的可收回费用可能不再存在或可能有所减少。倘存在该等迹象，则重新估计可收回金额，并将资产账面净值增至其经修订可收回金额。经修订可收回金额不得超过倘资产于过往期间并无确认可收回费用而应厘定之账面值（扣除损耗、折旧及摊销）。可收回费用拨回于净盈利中确认。拨回后，耗减、折旧及摊销费用在未来期间予以调整，以在其剩余可使用年期内分配该资产的经修订账面值。
(E) 企业合并
业务合并采用收购法入账。于业务合并中所收购资产及所承担负债按收购日期之公平值确认。已付代价超出所收购资产净值公平值之任何差额确认为资产。所收购资产净值之公平值超出已付代价之任何差额于净收益确认。
(F) 租契
本公司于租赁合同开始日确认租赁资产和租赁负债。租赁资产初始按成本计量。租赁资产的成本包括租赁负债的初始计量金额、于开始日期前作出的租赁付款、初始直接成本及资产报废责任的估计（如有）。于初步确认后，租赁资产于租赁资产可使用年期结束或租赁期（以较早者为准）内采用直线法折旧。
租赁负债初步按租赁中隐含的利率贴现的租赁付款现值计量，或如无法确定，则按本公司的增量借款利率贴现。倘租期有变动或倘本公司改变其是否合理确定其将行使购买、续租或终止选择权之评估，则会重新计量租赁负债。倘租赁项下应付金额之估计因指数或利率变动或剩余价值担保变动而出现变动，则租赁负债亦会重新计量。
租赁资产于综合资产负债表内以单独标题呈报。租赁负债于综合资产负债表的其他长期负债内呈报。
本公司作为合营经营者的，本公司确认相关租赁资产和租赁负债的100%。当本公司收回其合营伙伴应占租赁合同成本时，该等收回于综合收益表确认为其他收入。
(G) 资产报废债务
本公司根据现行法例及营运惯例就其所有物业、厂房及设备以及若干勘探及评估资产作出资产报废责任拨备。与不动产、厂场和设备有关的资产报废债务准备金在其发生期间确认为负债。拨备乃按管理层于资产负债表日期清偿债务所需开支之最佳估计现值计量。于初步计量后，该责任会作出调整，以反映时间的流逝、信贷调整利率的变动及该责任相关的估计未来现金流量的变动。因时间推移而增加的拨备确认为资产报废责任增加开支，而因贴现率或估计未来现金流量而产生的变动则资本化至不动产、厂房及设备或自其终止确认。于结算资产报废责任时产生的实际成本于拨备中扣除。

加拿大自然2023年度报告
12
主要文件 陈列品
(H) 外币折算
本位币和列报货币
本公司附属公司及合伙企业之财务报表所列项目乃以附属公司经营所在主要经济环境之货币（“功能货币”）计量。
当本公司出售其在境外经营的全部权益时，累计在与境外经营有关的其他综合收益中的外币收益或亏损计入净收益。
(I)收入确认及销货成本
销售原油及天然气产品之收入于销售合约之履约责任获履行及本公司可能收取其有权收取之代价时确认。履约责任一般于产品交付至合约指定地点及控制权转移至客户之时间点达成。本公司于订立合约前及整个收益确认过程中评估客户信誉。
本公司产品的销售合同一般为期不到一年，某些合同的期限超过一年。北美的合同一般规定在整个合同期内交付原油和天然气。北海和非洲近海的合同一般规定在某个时间点交付原油。
向客户销售本公司的原油和天然气产品是根据合同根据交付时或接近交付时的现行商品价格和交付的产品数量进行的。收益通常于交付后一个月收回，因此，本公司已选择应用可行权宜方法，不就融资部分的影响调整代价。为促进向客户或潜在客户销售而与同一对手方进行的原油及天然气的买卖，乃在彼此预期的情况下进行，合并并记录为非货币交易，并按结算净额计量。
综合收益表中的收入指公司应占的产品销售额扣除向政府和其他矿产权益所有者支付的特许权使用费。本公司于附注22的分部资料中披露原油及天然气销售收入的分类。销售货品的相关成本包括生产、运输、混合及原料，以及损耗、折旧及摊销开支。该等金额已于综合收益表内独立呈列。
(J) 产品分成合同
科特迪瓦在非洲近海生产的产品根据各种产品分成合同的条款进行分享。产品销售分为成本回收油和利润油。成本回收石油使本公司得以收回其资本及生产成本以及本公司代表各政府国有石油公司（“政府”）承担的成本。利润油根据合资企业伙伴各自的股权分配给政府后，一部分利润油分配给合资企业伙伴。政府应占本公司股权的溢利油份额根据各自的私营公司条款分配至特许权使用费和当期所得税费用。
(K) 所得税
本公司采用负债法处理所得税。根据该方法，递延所得税资产及负债乃根据综合财务报表资产及负债账面值之估计所得税影响及其各自税基确认。
递延所得税资产及负债乃按预期于收回资产或负债时适用之实质上已颁布之所得税率计算。倘递延所得税资产或负债于初步确认交易（业务合并除外）中的资产或负债时产生，且于交易时不影响会计或应课税溢利，则不予确认。倘本公司可控制分派的时间，且很可能于可见将来不会作出分派，或倘分派可在无须产生所得税的情况下作出，则递延所得税资产或负债亦不会就附属公司保留盈利的未来可能分派确认。
可扣减暂时性差异及结转税项亏损之递延所得税资产乃于未来可能有应课税溢利以抵销暂时性差异或结转税项亏损时予以确认。递延所得税资产之账面值于各报告日期予以检讨，并于不再可能有足够未来应课税溢利以抵销暂时差额或结转税项亏损时予以扣减。
即期所得税乃根据期内净盈利计算，并就不应课税或于不同期间课税的项目作出调整，并采用于各报告日期实质上颁布的所得税税率。
13
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
(L) 基于股份的薪酬
本公司的股票期权计划（“期权计划”）为现任雇员提供了选择接收普通股或现金支付以换取交出的股票期权的权利。授予雇员之奖励负债初步按奖励于授出日期之公平值及预期归属之奖励数目计量。奖励于各报告期间就负债公平值之其后变动重新计量。公平值乃采用柏力克—舒尔斯估值模式按分级归属法厘定。预期波幅乃根据过往业绩估计。当股票期权以换取现金时，支付的现金结算减少了未偿负债。当根据购股权计划行使普通股购股权时，雇员支付的代价及任何先前确认的与购股权相关的负债均记录为股本。
绩效分享单位（“PSU”）计划为本公司若干行政雇员提供收取现金付款的权利，现金付款的金额按个别雇员的表现及若干其他绩效指标的达成程度而厘定。PSU背心 三年从最初的授权日期。购股权单位之负债初步参考本公司之股价及预期归属之奖励数目计量，并于各报告期就负债之公平值变动重新计量。
雇主向本公司股票红利计划供款的未摊销成本计入其他长期资产。
(M) 金融工具
本公司将其金融工具分类为以摊余成本计量的金融资产、以摊余成本计量的金融负债和以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融工具。所有金融工具于初始确认时按公平值计量。其后期间之计量取决于各金融工具之分类。
按公平值计入损益之金融工具其后按公平值计量，而公平值变动于净盈利确认。所有其他类别的金融工具均采用实际利率法按摊销成本计量。
现金及现金等价物、应收账款及若干其他长期资产分类为按摊余成本计量的金融资产，因为本公司有意将这些资产持有至到期日，且相关现金流量仅包括支付本金及利息。于公开买卖股份之投资分类为按公平值计入损益。应付账款、应计负债、若干其他长期负债及长期负债分类为摊余成本金融负债。风险管理资产及负债分类为按公平值计入损益。
金融资产及负债亦采用三层架构分类，以反映就该等资产及负债作出公平值计量所用输入数据的重要性。计入第一层之金融资产及负债之公平值乃参考相同资产及负债于活跃市场之报价厘定。第二级金融资产及负债之公平值乃根据该资产或负债可直接（作为价格）或间接（源自价格）观察之输入数据（第一级报价除外）计算。第三层金融资产及负债之公平值并非基于可观察市场数据。公平值层级之披露不包括账面值与公平值相若之金融资产及负债，乃由于资产或负债之流动性质所致。
按公平值计入损益的金融工具的交易成本于净收益中确认。其他金融工具的交易成本计入金融工具的初始计量。
金融资产减值准备
于各报告日期，本公司按前瞻性基准评估与其按摊销成本列账的金融资产相关的预期信贷亏损。预期信贷亏损按应付本公司现金流量与本公司预期收取之现金流量之差额计量，并按初步确认时厘定之实际利率贴现。就应收贸易账款而言，本公司应用国际财务报告准则第9号允许的简化方法，该方法规定自应收款项初始确认时确认预期全期信贷亏损。为计量预期信贷亏损，应收账款乃根据应收账款未偿还日数及客户内部信贷评估分组。长期应收款项之信贷风险乃根据交易对手之外部信贷评级评估。对于信用风险自确认日起未显著增加的长期应收款项，本公司将预期信用损失计量为12个月预期信用损失。预期信贷亏损拨备之变动于净收益确认。
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(N) 风险管理活动
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品价格、外币及利率风险。该等金融工具仅为对冲目的订立，并不用于投机目的。所有衍生金融工具均按其估计公平值于综合资产负债表确认。衍生金融工具之估计公平值乃根据适当之内部估值方法及╱或第三方指示厘定。使用估值模式厘定之公平值须使用有关未来现金流量金额及时间、贴现率及信贷风险之假设。在厘定该等假设时，本公司主要依赖外部、易于观察的市场输入数据，包括报价的商品价格及波动性、利率收益曲线及外汇汇率。风险管理负债之账面值乃根据本公司本身之信贷风险作出调整。
本公司根据本公司的风险管理政策，记录所有在套期关系开始时正式指定为套期交易的衍生金融工具。于对冲开始时及持续基准评估对冲关系之有效性。
本公司定期订立商品价格合约，管理原油及天然气的预期销售及采购，以保障其资本开支计划的现金流。正式指定为现金流量对冲的衍生商品价格合约公允价值变动的有效部分初步于其他全面收益确认，并于出售或购买商品的同期或多个期间重新分类至风险管理活动净收益。该等指定合约公平值变动的无效部分于风险管理活动中确认为净收益。非指定原油及天然气商品价格合约之所有公平值变动均于风险管理活动中确认为净收益。
交叉货币掉期合约定期用于管理以美元计值的长期债务的货币风险。交叉货币掉期合约要求定期交换付款，并于到期时交换付款所依据的名义本金额。指定为现金流量对冲的跨货币掉期合约与名义本金额有关的外汇部分的公平值变动于净盈利的外汇收益及亏损中确认。指定为现金流量对冲的跨货币掉期合约利率部分公允价值变动的有效部分初步于其他全面收益确认，并于对冲项目确认为净收益时重新分类至利息开支，无效部分于风险管理活动确认为净收益。非指定交叉货币掉期合约之公平值变动于风险管理活动中确认为净收益。
终止被指定为现金流量对冲的金融工具的已实现收益或亏损在累计其他全面收益项下递延，并在相关对冲项目确认期间摊销为净收益。倘指定对冲项目于相关衍生工具终止前出售、注销或到期，则任何未实现衍生收益或亏损于净收益中确认。终止未指定为对冲的金融工具所实现的收益或亏损在净收益中确认。
外币远期合约定期用于管理外币现金需求。外币远期合约涉及于指定未来日期按远期汇率购买或出售协定金额之美元。指定为现金流量对冲的外币远期合约的公允价值变动初步计入其他全面收益，并于对冲项目确认为净收益时重新分类至外汇收益及亏损。非指定外币远期合约之公平值变动于风险管理活动中确认为净收益。
(O) 政府拨款
本公司收到或符合资格获得政府补助，包括排放配额。政府补助于有合理保证本公司将遵守补助所附条件及将收到补助时，于净盈利中确认。根据阿尔伯塔省技术创新及减排（“TIER”）法规产生的排放表现及抵销抵免初步按确认抵免时有效的阿尔伯塔省TIER基金合规率规定的价值入账。
(P) 每个共同份额
本公司计算每股普通股基本收益的方法是净收益除以本期已发行普通股加权平均数。由于本公司的购股权计划允许持有人选择以现金或股份结算购股权，故每股普通股摊薄盈利采用库存股法下的现金结算或股份结算中更具摊薄性者计算。
(Q) 股本
普通股被归类为股权。发行新股或购股权的直接应占成本计入股本，扣除税项后的收益。当公司收购自己的普通股时，股本减去所购股份的平均账面价值。收购价格超过平均账面价值的部分被确认为留存收益的减少。股票在购买时被注销。
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2. 会计政策的变化
2023年5月，国际会计准则理事会发布了国际会计准则第12号“所得税”的修订，内容涉及实施经济合作与发展组织第二支柱示范规则（“第二支柱立法”）的司法管辖区产生的递延税项的会计处理。该等修订即时生效，并于二零二三年第二季度采纳。第二支柱立法对公司2023年的财务业绩没有重大影响，根据公司目前经营所在司法管辖区迄今已颁布的立法，预计不会对公司未来期间的业绩产生重大影响。
于二零二一年五月，国际会计准则理事会颁布国际会计准则第12号“所得税”之修订，要求公司就于初步确认时产生相等金额应课税及可扣税暂时性差异的特定交易确认递延税项。该等修订于2023年1月1日采纳，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
于二零二一年二月，国际会计准则理事会颁布国际会计准则第1号“财务报表的呈列”之修订，要求公司披露其重大会计政策资料，而非其重大会计政策。为支持这一修订，国际会计准则理事会还修订了《国际财务报告准则实务说明2》"作出重大性判断"。该等修订于2023年1月1日采纳，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
3. 已颁布但尚未适用的会计准则
于二零二零年一月，国际会计准则理事会颁布国际会计准则第1号之修订本“财务报表的呈列”，以澄清负债分类为流动或非流动，视乎实体于报告期末是否有实质权利将负债结算延迟至报告期后至少十二个月。于二零二二年十月，国际会计准则理事会颁布进一步修订，指明于报告日期将债务分类为流动或非流动不受报告日期后须遵守的契诺影响，并增加有关该等契诺的披露规定。所有修订均于二零二四年一月一日生效，并允许提早采纳。该等修订须追溯采纳。该等修订对本公司之综合财务报表并无影响。
4. 关键会计估计和判断
本公司于编制综合财务报表时已就若干资产、负债、收入及开支作出估计、假设及判断，主要与截至综合财务报表日期的未结算交易及事件有关。因此，实际结果可能与估计金额不同。有重大风险导致下一个财政年度资产及负债账面值作出重大调整之估计、假设及判断载述如下。
(A)原油和天然气储量
购买价格分配、损耗、折旧和摊销、资产报废责任以及减值计算中使用的金额均基于原油和天然气储量的估计。储量估计乃基于估计未来价格及生产成本、预期未来生产率以及未来开发开支的时间及金额，所有这些均受许多不确定因素、诠释及判断（包括气候相关事宜的潜在影响）及根据相关政府法规而定。本公司预计，随着时间的推移，其储量估计将根据最新信息向上或向下修订。
(B)资产报废责任
本公司根据现行法例及营运惯例就其物业、厂房及设备计提资产报废责任。估计未来费用包括对未来放弃日期和技术进步的假设以及对未来通货膨胀率和贴现率的估计。实际成本可能与估计拨备有所不同，原因包括环境法例的变动、通货膨胀的影响、技术的变动、经营惯例的变动、工作范围的修订、因储备寿命的变动而导致的废弃日期的变动、气候相关事宜的潜在影响以及根据相关政府法规。该等差异可能对估计拨备造成重大影响。
(C)所得税
本公司须缴纳多个司法管辖区的所得税。所得税会计处理要求本公司解释经常变动的法律法规，包括变动的所得税率，并就税法的应用、估计暂时性差异转回的时间以及估计税项资产的可变现性作出若干判断。有许多交易及计算的最终税项厘定并不确定。本公司根据其对最终可能到期额外税款的可能性的评估，确认税务申报头寸的负债。
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(D)衍生物和其他金融工具的公平价值
并无于活跃市场买卖之金融工具之公平值乃采用估值技术厘定。本公司运用其判断选择多种方法，并主要根据各报告期末的市况作出假设。本公司使用直接及间接可观察输入数据计量并非于活跃市场买卖之金融工具之价值，包括所报商品价格及波幅、利率收益曲线及外汇汇率。
(E)采购价格分配
与业务合并有关的收购价格根据收购时的估计公允价值分配给基础收购资产和负债。公允价值的确定要求公司对未来事件作出估计、假设和判断。分配过程本质上是主观的，影响分配给单独可识别资产和负债的金额，包括原油和天然气资产的公允价值以及递延所得税影响。因此，由于对未来损耗、折旧、摊销费用和减值测试的影响，收购价格分配会影响公司报告的资产和负债以及未来的净收益。
(F)股份酬金
本公司于估计根据购股权计划授出之购股权之公平值时已作出多项假设，包括预期波幅、预期行使时间及未来没收率。于各期末，尚未行使之购股权会就负债之估计公平值变动重新计量。
(G)CGU的识别
现金产生单位定义为产生可识别现金流入而在很大程度上独立于其他资产或资产组别现金流入的最低综合资产组别。将资产分类为现金产生单位需要对资产之间的整合、活跃市场的存在、共享基础设施以及管理层监控公司运营的方式作出重大判断和解释。
(H)资产减值
现金产生单位或个别资产之可收回金额已按现金产生单位或资产之公平值减出售成本与其使用价值两者之较高者厘定。这些计算需要使用估计和假设，并可能会随着新的信息而改变，包括未来商品价格、预期产量、储备数量、资产报废责任、未来开发和运营成本、税后贴现率（目前范围为 10%至12%），所得税。厘定可收回金额所用假设之变动可能影响相关资产及现金产生单位之账面值。
(I)租赁
购买、延期和终止选择权包括在本公司的某些租赁中，以提供运营灵活性。为计量租赁负债，本公司使用判断评估行使该等选择权的可能性。当重大事件或情况显示行使该等选择权的可能性可能已改变时，会检讨该等评估。倘租赁所隐含之利率难以厘定，则本公司亦会使用估计厘定其增量借贷成本。
(J)意外开支
或然事项之计量受计量不确定性影响，原因为相关财务影响仅会由未来事件之结果确认。评估或然事项需要应用判断及估计，包括厘定是否存在现有责任，以及可靠估计清偿或然事项所需现金流量的时间及金额。
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5. 库存
 2023

2022
产品库存$546 

$611 
材料、用品和其他1,488 

1,204 
 $2,034 $1,815 
在2023年期间，大约2910亿美元的采购和生产库存记录为支出（2022年—约为美元33十亿美元)。
6. 勘探和评估资产
 
勘探和生产
油砂
采矿和
升级
总计
 
北美
北海
离岸非洲
 
 
成本     
2021年12月31日$2,057 $— $91 $102 $2,250 
增加/购置41 — 5 — 46 
转移至财产、厂房和设备(71)— — — (71)
剥夺自由和其他(1)— — — (1)
外汇调整— — 2 — 2 
2022年12月31日2,026 — 98 102 2,226 
增加/购置45 — 3 — 48 
转移至财产、厂房和设备(38)— — (25)(63)
剥夺自由和其他(2)— — — (2)
外汇调整— — (1)— (1)
2023年12月31日$2,031 $— $100 $77 $2,208 
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7. 物业、厂房及设备
 
勘探和生产
油砂开采和提质
中游与炼油
头
办公室
总计
 
北美
北海
离岸非洲
    
成本
       
2021年12月31日$77,834 $7,438 $3,980 $46,856 $466 $508 $137,082 
增加/购置3,564 304 75 1,380 8 25 5,356 
从勘探和评估资产转账
71 — — — — 71 
不再认识(1)
(394)(1)— (469)— — (864)
处置
— — — (35)— — (35)
外汇调整及其他
— 517 277 — — 3 797 
2022年12月31日81,075 8,258 4,332 47,732 474 536 142,407 
增加/购置
2,951 558 187 2,088 10 30 5,824 
从勘探和评估资产转账
38 — — 25 — — 63 
不再认识(1)
(581)— — (470)— — (1,051)
外汇调整及其他
— (210)(110)— — — (320)
2023年12月31日$83,483 $8,606 $4,409 $49,375 $484 $566 $146,923 
累计损耗和折旧
     
2021年12月31日$52,732 $5,951 $2,923 $8,499 $183 $394 $70,682 
费用
3,502 117 148 1,684 15 23 5,489 
不再认识(1)
(394)(1)— (469)— — (864)
处置
— — — (2)— — (2)
可回收电荷
— 1,620 — — — — 1,620 
外汇调整及其他
(5)419 206 — — 3 623 
2022年12月31日55,835 8,106 3,277 9,712 198 420 77,548 
费用
3,592 40 177 1,856 15 24 5,704 
不再认识(1)
(581)— — (470)— — (1,051)
可回收电荷
— 436 — — — — 436 
外汇调整及其他
(6)(200)(96)7 — — (295)
2023年12月31日$58,840 $8,382 $3,358 $11,105 $213 $444 $82,342 
账面净值
2023年12月31日$24,643 $224 $1,051 $38,270 $271 $122 $64,581 
2022年12月31日$25,240 $152 $1,055 $38,020 $276 $116 $64,859 
(1)倘预期持续使用或出售资产不会产生未来经济利益，则终止确认资产。

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英国的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，导致本公司于2022年评估其北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，本公司确定Ninian油田不再具有经济效益，于2022年12月31日减少了原油储量，并正在加速放弃。因此，该公司完成了对北海资产的可收回性评估，并确认了一笔非现金费用，651 与Ninian油田不动产、厂房和设备有关的1000万美元（税后），包括可收回费用1,620 在损耗、折旧和摊销费用中确认的百万美元，扣除递延税项回收额9691000万美元。
截至2023年12月31日，由于修订的项目范围和当前的成本环境，本公司确认了非现金费用，1132000万美元（税后）是由于其对北海Ninian油田未来废弃成本的估计增加。非现金费用包括可收回费用，436在损耗、折旧和摊销费用中确认的百万美元，扣除递延税项回收额323万该公司对其资产报废义务负债的估计，包括Ninian油田可收回费用和相关的税收回收，在未来期间随着放弃努力的进展而进行修订。
于2023年12月31日，本公司完成其其他物业、厂房及设备以及勘探及评估资产的可收回性的正常过程评估，并厘定其所有现金产生单位的账面值可收回。
于2023年12月31日，物业、厂房及设备包括项目成本（不受损耗及折旧影响）为美元，191 油砂开采和升级部分的100万美元（2022年—美元162油砂开采和升级部门的100万美元）。
2022年和2021年的收购
2022年，公司以现金净对价$收购了北美勘探和生产部门的多处原油和天然气资产。513和承担的相关资产报废债务为111000万美元。不是已确认递延所得税净负债，并不是在这些交易中确认了税前收益。
于2021年，本公司完成收购Storm Resources Ltd.(“Storm”)所有已发行及已发行普通股，总现金代价为$7711000万美元。关于此次收购，公司承担了某些产品运输和加工承诺(附注20)。
在2021年，公司完成了二收购不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的天然气生产资产和相关加工基础设施，包括财产、厂房和设备资产#美元2572000万美元的勘探和评估资产131000万美元，现金代价为$1311000万美元。与收购有关，公司承担了#美元的资产报废债务。581000万美元，其他负债$652000万美元，并确认了一项递延税项资产#美元4621000万美元。一美元的收益4781,000,000美元被确认为收购的结果，即收购的净资产的公允价值高于总收购对价。
于比较年度之收购已采用收购会计法列作业务合并。就收购所呈报之收益指所收购资产净值之公平值较总购买代价之差额。
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8. 租契
租赁资产
产品运输和储存
现场设备和电力
海上船舶和设备
办公室租赁和其他
总计
2021年12月31日$974 $354 $99 $81 $1,508 
加法44 110 28 — 182 
折旧(106)(86)(31)(21)(244)
外汇和其他— (1)1 1 1 
2022年12月31日912 377 97 61 1,447 
加法27 218 49 23 317 
折旧(98)(111)(45)(19)(273)
外汇和其他(1)(2)(30)— (33)
2023年12月31日$840 $482 $71 $65 $1,458 
租赁资产，按部分划分
于2023年及2022年12月31日，本公司按分部划分的租赁资产如下：
 
20232022
勘探和生产
 
北美
$280 $277 
北海
18 1 
离岸非洲
119 98 
油砂开采和提质
1,001 1,015 
总办事处
40 56 
 
$1,458 $1,447 
租赁负债
本公司于租赁期内按租赁付款的贴现值计量其租赁负债。 于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的租赁负债如下：
 20232022
租赁负债$1,555 $1,540 
减：当前部分298 244 
 $1,257 $1,296 
除上文披露的租赁资产外，本公司持续订立与勘探及生产以及油砂开采及提质活动有关的短期租赁。
于二零二三年及二零二二年计入净盈利及现金流量之其他金额如下：

20232022
与短期租赁有关的费用 (1)
$403 $410 
租赁负债利息支出$64 $60 
不计入租赁负债计量的可变租赁付款$59 $49 
租赁现金流出总额(2)
$1,325 $1,204 
(1)于二零二三年，本公司资本化美元514百万(2022年--美元)453百万美元)的短期租赁，作为房地产、厂房和设备的补充。
(2)包括与租赁负债、短期租赁和可变租赁付款有关的现金流出。
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9. 投资
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，公司有以下投资：
2023

2022
投资PrairieSky Royalty Ltd.$525 

$491 
投资PrairieSky Royalty Ltd.
该公司的22.6PrairieSky Royalty Ltd.(“PrairieSky”)的100万股普通股投资不构成重大影响，并按公允价值通过损益计入，于每个报告日期计量。截至2023年12月31日，每股普通股市场价格为1美元。23.20(2022年12月31日--$21.70；2021年12月31日--美元13.63).
截至2023年12月31日，本公司对PrairieSky的投资被归类为流动资产。PrairieSky从事通过间接第三方石油和天然气开发获得和管理石油和天然气特许权使用费收入资产的业务。
投资PrairieSky的收益包括：
2023

2022

2021
投资收益$(34)

$(182)

$(81)
股息收入(22)

(14)

(7)
$(56)$(196)$(88)
投资国际管道有限公司。
2021年，根据第三方收购要约，公司选择接受现金收益总额为#美元。1282000万美元，或美元20.00每股普通股，以换取其6.4在Inter Pipeline Ltd(“Inter Pipeline”)投资1.3亿股普通股。2021年，公司还确认了一笔美元53从对Inter Pipeline的投资中获得的收益包括51投资的公允价值收益为100万美元，2股息收入为3.8亿美元。本公司的投资并不构成重大影响，并于每个报告日期按公允价值计入损益。
10. 其他长期资产
 2023

2022
长期预付款、合同和其他(1)
$279 $269 
预付服务费通行费179 

199 
长期库存141 137 
风险管理(附注19)
13 

9 
 612 614 
减：当前部分71 

61 
 $541 $553 
(1)包括在前期收购中承担的实物产品销售合同、递延PRT回收的应计利息以及公司股票红利计划的未摊销部分。
投资西北红水合作伙伴关系
公司拥有一家50西北红水合伙公司(“西北红水合伙公司”)的股权投资百分比。NWRP运营着50,000日产量沥青改良机和炼油厂，加工约12,500每桶/日(25%通行费付款人)为公司提供沥青原料37,500每桶/日(75为艾伯塔省政府的代理机构艾伯塔省石油营销委员会(“APMC”)提供沥青原料。本公司无条件有义务支付其25按比例占每月收费通行费债务部分的百分比40-至2058年的收费期(附注20)。柴油及精炼产品销售及相关炼油通行费于中游及炼油分部确认(附注22)。
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，西北炼油公司将其全部50合伙企业在西北太平洋集团中的权益比例为APMC。该公司的50股权比例保持不变。
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22
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根据优化交易，加工协议的原始期限延长了10从2048年到2058年。NWRP偿还了成本较高的次级债务，这些债务的利率为最优惠加6%，并发行成本较低的优先担保债券，平均利率约为2.55%，降低西北地区的利息成本和通行费支付人的相关通行费。因此，西北太平洋偿还了公司和APMC的次级债务预付款#美元。555每个人都有1000万。此外，公司还收到了一笔$4002021年期间来自NWRP的100万份分发。
为促进优化交易，新世界银行发行了$5001000万美元1.20%系列L优先担保债券，2023年12月到期，$5001000万美元2.002026年12月到期的%M系列优先担保债券，$1,0001000万美元2.80%于2031年6月到期的N系列优先担保债券，以及美元6001000万美元3.75%系列O优先担保债券到期日期为2051年6月。
2023年，新世界银行偿还美元500百万美元1.20%系列L优先担保债券。
于2023年12月31日，新世界地产的借款为美元。2,559 100万美元的银团信贷安排（2022年12月31日—$2,318 100万美元），以及借款77 2022年12月31日—美元零).
2023年，新世界银行的银团信贷额度减少了美元，602000万美元至2000万美元3,1152000万欧元(2022年--美元)3,175 于2023年6月到期之部分非循环信贷融资偿还及注销后，本集团将于2023年6月到期。NWRP的银团信贷设施由美元组成，2,175 100万美元的循环信贷安排，118 2024年6月到期，其余2025年6月到期，以及美元940 2025年6月到期的非循环信贷融资。
2022年期间，新世界投资集团与新世界投资集团达成了一项1501,000,000英镑用于支持信用证。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日与NWRP相关的资产、负债、合伙人权益、产品销售和权益(亏损)收入如下：
20232022
流动资产$349 

$257 
非流动资产$10,508 

$10,729 
流动负债$1,054 

$849 
非流动负债$10,913 

$11,239 
合伙人权益$(1,110)

$(1,102)
合伙人在公司的股权50%利息
$(555)$(551)
收入(1)
$1,527 $1,267 
净(亏损)收益(2)
$(8)

$22 
(1)包括在NWRP 2023年收入中的是$3352000万欧元(2022年--美元)317百万美元)与本公司的25%的炼油费用。
(2)2023年净(亏损)收入包括折旧和摊销费用#美元的影响。3872000万欧元(2022年--美元)245百万美元)以及利息和其他融资费用#美元500百万(2022年--美元)422百万)。
本公司于新世界RP权益的账面值为美元。零截至2023年12月31日，NWRP的股权亏损和合伙分配的累计未确认份额为美元，555百万(2022年--美元)551百万）。2023年，本公司来自NWRP的未确认股权亏损为美元，4百万元（二零二二年—收回未确认份额的股权亏损为美元112021年—未确认股权亏损为美元9100万美元，合伙分配为美元400百万)。
23
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
11. 长期债务
 
2023

2022
加元计价债务，无担保
 

 
中期票据



1.452023年11月16日到期的债券百分比
$— $404 
3.552024年6月3日到期的债券百分比
320 

332 
3.42% 2026年12月1日到期的债券
441 

441 
2.502028年1月17日到期的债券百分比
225 225 
4.852047年5月30日到期的债券百分比
300 

300 
 
1,286 1,702 
美元计价债务，无担保
  
美元债务证券



3.802024年4月15日到期%（美元500百万美元)
660 

677 
3.902025年2月1日到期%（美元600百万美元)
792 

812 
2.052025年7月15日到期%（美元600百万美元)
792 812 
3.852027年6月1日到期%（美元1,250百万美元)
1,651 

1,692 
2.952030年7月15日到期%（美元500百万美元)
660 677 
7.202032年1月15日到期的%（美元400百万美元)
528 

541 
6.452033年6月30日到期%（美元350百万美元)
462 

474 
5.852035年2月1日到期的%（美元350百万美元)
462 

474 
6.502037年2月15日到期%（美元450百万美元)
594 

609 
6.252038年3月15日到期%（美元1,100百万美元)
1,453 

1,488 
6.752039年2月1日到期%（美元400百万美元)
528 

541 
4.952047年6月1日到期的%（美元750百万美元)
991 

1,015 
 
9,573 9,812 
扣除交易费用和原始发行折扣前的长期债务净额
10,859 11,514 
减：原始发行折扣净额 (1)
11 

13 
交易成本 (1) (2)
49 

56 
 
10,799 11,445 
减：长期债务的流动部分 (1) (2)
980 

404 
 
$9,819 $11,041 
(1)本公司已将未摊销的原发行折价及溢价以及直接应占交易成本计入未偿债务的账面值。
(2)交易成本主要指按相关债券发售之百分比收取之承销佣金，以及法律、评级机构及其他专业费用。
加拿大自然2023年度报告
24
主要文件 陈列品
银行信贷设施和商业文件
于2023年12月31日，本公司有未提取银行信贷融资为美元。5,450万这些设施的详情如下。本公司亦有若干其他专用信贷额度支持信用证。
▪a $100百万美元的即期信贷；
▪a $5002025年2月到期的循环信贷额度；
▪a $2,4252025年6月到期的百万循环银团信贷安排；以及
▪a $2,425百万循环银团信贷安排，2027年6月到期。
在2023年期间，该公司延长了其2,425百万循环银团信贷安排，原定于2024年6月到期，至2027年6月。
于2022年期间，本公司偿还并注销了$1,1502023年2月到期的1.2亿非循环定期信贷安排。
在2022年间，该公司停止了其GB5700万美元要求与其北海业务相关的信贷安排。
本公司循环定期信贷安排下的借款可参考加拿大元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、SOFR、美国基本利率或加拿大最优惠利率的定价方式进行。
在2022年期间，公司偿还和注销了$500定期信贷安排中的非循环部分，将剩余的贷款修订为#美元。5001000万美元的循环信贷安排，并将到期日从2023年2月延长至2024年2月。5002024年2月至2025年2月的百万循环信贷安排。
公司在其美国商业票据计划下的借款额度最高可达美元2,5001000万美元。本公司根据其循环银行信贷安排为本计划下的未偿还金额预留能力。
本公司截至2023年12月31日止年度的未偿还长期债务加权平均利率为4.8%(2022年12月31日-4.3%).
截至2023年12月31日，信用证和担保总额为$446百万未偿还(2022年12月31日-$637(亿美元)。
中期票据
在2023年期间，该公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时出售高达$3,000加拿大中期票据将于2025年8月到期，取代本应于2023年8月到期的本应于2023年8月到期的基础架子招股说明书。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
在2023年，该公司偿还了$4051000万美元1.45%的中期票据。
在2022年，该公司偿还了$1,0001000万美元3.31%的中期票据。
在2022年，公司通过市场购买偿还了$951000万美元1.452023年11月到期的中期票据%，$1691000万美元3.552024年6月到期的中期票据%，$1591000万美元3.422026年12月到期的中期票据的百分比和美元75百万美元2.502028年1月到期的中期票据百分比。
美元债务证券
在2023年期间，公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时出售最高可达美元的报价3,000 该公司将于2025年8月到期，取代该公司先前的基本货架招股说明书，该招股说明书将于2023年8月到期。如已发行，该等证券的金额及价格（包括利率）可根据发行时的市况厘定。
于二零二二年，本公司提前偿还美元。1,0001000万美元2.95%债务证券，原到期日为2023年1月15日。
计划债务偿还
计划偿还债务如下：
年还款
2024$980 
2025$1,584 
2026$441 
2027$1,651 
2028$225 
此后$5,978 
25
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
12. 其他长期负债
 2023

2022
资产报废债务$7,690 

$6,908 
租赁负债(附注8)
1,555 1,540 
基于股份的薪酬780 832 
运输和加工合同 (1)
87 

159 
风险管理(附注19)
4 

3 
其他73 

92 
 10,189 9,534 
减：当前部分1,503 

1,373 
 $8,686 $8,161 
(1)前几年收购所承担的产品运输和加工义务(附注7)。
资产报废债务
本公司的资产报废债务预计将在大约60年，并使用加权平均贴现率5.2% (2022 – 5.6%; 2021 – 4.0%)和高达1%的通货膨胀率2%(2022年12月31日-截至2%). 已贴现的资产报废债务的对账如下：
 
202320222021
余额--年初
$6,908 

$6,806 

$5,861 
已发生的负债
25 

20 

5 
已购得负债，净额
— 

11 

76 
已结清的债务
(509)

(449)

(307)
资产报废债务增加
366 281 185 
订正费用、通货膨胀和时间估计数(1)
621 897 

508 
监管改革的影响(2)
— 

982 1,208 
贴现率变动
314 

(1,698)

(723)
外汇调整
(35)

58 

(7)
余额--年终
7,690 6,908 6,806 
减：当前部分
634 

495 

249 
 
$7,056 $6,413 $6,557 
(1)包括对费用、通货膨胀和时间估计数的正常进程订正，以及与2022年和2023年北海尼尼安油田未来放弃的加速和随后费用估计数增加有关的订正。
(2)反映由于2022年和2021年艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省的省级监管变化而对公司资产报废债务的估计清偿时间的变化。
分类资产报废义务
 
2023

2022
勘探和生产
 

 
北美
$4,471 

$4,326 
北海
1,441 

1,011 
离岸非洲
165 

143 
油砂开采和提质
1,612 

1,427 
中游与炼油
1 

1 
 
$7,690 $6,908 
加拿大自然2023年度报告
26
主要文件 陈列品
基于股份的薪酬
以股份为基础的补偿责任包括根据本公司的期权和PSU计划产生的成本。公司的期权计划为现任员工提供了选择接收普通股或现金支付以换取交出的股票期权的权利。PSU计划为本公司若干行政雇员提供收取现金付款的权利，现金付款的金额乃参考本公司股份的价值、个别雇员的表现及达到若干其他表现指标的程度而厘定。
本公司根据该等计划确认潜在现金结算的负债。 负债之流动部分指倘所有归属购股权及购股权单位以现金结算，则于未来十二个月期间应付负债之最高金额。
 
202320222021
余额--年初
$832 $489 $160 
基于股份的薪酬费用
491 804 514 
退还的股票期权和归属的PSU的现金支付
(110)(79)(48)
转入普通股
(435)(387)(139)
其他
2 5 2 
余额--年终
780 832 489 
减：当前部分
538 559 329 
 
$242 $273 $160 
于2023年12月31日，包括在股份报酬负债内的是美元，96百万(2022年--美元)1272021年-2021年，100万美元90100万元）与授予若干行政雇员的PSU有关。
尚未行使购股权之公平值乃采用柏力克—舒尔斯估值模式及以下加权平均假设估计：
 202320222021
公允价值$35.93 $32.96 $16.98 
股价$86.81 $75.19 $53.45 
预期波动率30.9%35.8%35.5%
预期股息收益率4.6%4.5%4.4%
无风险利率3.6%3.8%1.1%
预期罚没率5.4%5.0%4.7%
预期股票期权寿命 (1)
4.2年份
4.2年份
4.2年份
(1)在最初的授权时间。
于2023年12月31日，已归属股票期权的内在价值为美元。164百万(2022年--美元)208百万; 2021年-美元112百万)。
13. 所得税
所得税拨备如下：
恢复（恢复）2023

2022

2021
现行企业所得税—北美 (1)
$1,853 

$2,789 $1,841 
当前企业所得税—北海(6)69 7 
当前企业所得税—离岸非洲73 

74 21 
当前PRT (2)—北海
(58)

(42)(34)
其他税种17 

16 13 
当期所得税1,879 2,906 1,848 
递延企业所得税267 

302 399 
延期PRT (2)—北海
(214)

(441)— 
递延所得税53 (139)399 
所得税$1,932 $2,767 $2,247 
(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)石油收入税。
于2022年12月31日，本公司确认递延税项回收，包括递延企业所得税回收，5281000万美元和递延的PRT回收美元441本公司于2010年10月10日宣布，本公司因取消其原油储备及加快弃用北海Ninian油田而损失1000万美元（附注7）。
27
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
于2023年12月31日，本公司确认递延税项回收，包括递延企业所得税回收，118 1000万美元和递延的PRT回收美元205 由于本公司增加了北海Ninian油田计划退役活动的未来废弃成本（附注7）。
所得税准备金不同于对税前收入适用加拿大联邦和省级法定所得税率计算的数额。差异的原因如下：
 
2023

2022

2021
加拿大法定所得税税率
23.3%

23.2%

23.2%
按法定税率计提所得税准备金
$2,364 

$3,180 

$2,298 
对所得税的影响：

 

 
英国PRT及其他税
(255)

(467)

(21)
英国PRT和其他税收对企业所得税的影响
105 

190 

11 
国外和国内税率差别
(104)

(203)

(11)
资本收益的不征税部分
(35)

65 

(26)
行使普通股的股票期权
91 

159 

98 
公司收购的非课税收益
— 

— 

(110)
上年度税务申报产生的修订
(174)

(186)

16 
未确认资本损失结转资产的变动
(35)

65 

(26)
其他
(25)

(36)

18 
所得税
$1,932 

$2,767 

$2,247 
下表概述导致递延所得税负债净额的暂时差异：
 
2023

2022
递延所得税负债
 

 
不动产、厂场和设备以及勘探和评估资产
$12,172 

$11,985 
租赁资产
336 

336 
投资
54 

56 
投资西北红水伙伴关系
904 

903 
企业所得税应纳税PRT
256 176 
其他
41 

25 
 
13,763 13,481 
递延所得税资产
  
资产报废债务
(2,098)

(1,822)
租赁负债
(356)(354)
基于股份的薪酬
(31)(33)
亏损结转
(417)

(652)
长期债务未实现外汇损失
(39)

(67)
延期PRT
(639)

(439)
 
(3,580)(3,367)
递延所得税净负债
$10,183 $10,114 
加拿大自然2023年度报告
28
主要文件 陈列品
年内于净盈利确认之递延税项资产及负债变动如下：
 2023

2022

2021
不动产、厂场和设备以及勘探和评估资产$196 

$(334)

$184 
租赁资产1 

(15)

(30)
长期债务未实现外汇28 

(81)

34 
未实现的风险管理活动— 

(12)

19 
资产报废债务(292)

(74)

(213)
租赁负债(3)11 25 
基于股份的薪酬2 (11)(10)
亏损结转235 

618 

202 
投资(2)

21 

21 
投资西北红水伙伴关系1 

53 

83 
延期PRT86 

(441)

— 
企业所得税应纳税PRT(214)

176 

— 
其他15 

(50)

84 
 $53 $(139)$399 
下表概述年内递延所得税负债净额的变动：
 
2023

2022

2021
余额--年初
$10,114 

$10,220 

$10,144 
递延所得税支出(回收)
53 

(139)

399 
递延所得税开支计入其他全面（亏损）收益
— 

— 

1 
外汇调整
16 

33 

(2)
企业合并
— 

— 

(322)
余额--年终
$10,183 $10,114 $10,220 
于各经营分部确认之即期所得税将视乎与任何特定年度所产生之资本开支之性质、时间及金额有关之所得税扣减而有所不同。
本公司在其经营所在的各个司法权区提交所得税申报表。该等纳税申报表须由适用税务机关在正常过程中进行定期审查。所编制的纳税申报表可能包括申报职位，这些职位可能会受到适用税法及法规的不同诠释，可能需要数年时间才能解决。本公司不认为该等事项的最终决议案将对本公司报告的经营业绩、财务状况或流动性产生重大影响。
递延所得税资产于可能透过未来应课税溢利变现相关税务利益时，乃就暂时差额确认。递延PRT资产将直接或透过其他第三方向英国政府收回，因为作出相关放弃开支。本公司尚未就应课税资本亏损结转超过美元确认递延所得税资产，1,000 在北美，可无限期结转，且仅用于未来应课税资本收益。此外，本公司尚未确认与北美税池有关的递延所得税资产约为美元，950 100万美元，只能就某些石油和天然气财产的收入提出索赔。
递延所得税负债并未就全资附属公司的未汇出盈利净额确认。本公司可控制分派之时间及金额，且毋须就来自该等附属公司的分派支付税项，惟分派须在若干限额内。
29
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
14. 股本
已授权
可连续发行的优先股。
无限数量的无面值普通股。
2023

2022
发行普通股
数
的股份
(千人)
金额
数
的股份
(千人)
金额
余额--年初
1,102,636 

$10,294 1,168,369 $10,168 
行使股票期权时发行的股票
9,822 

372 11,605 442 
先前确认的行使普通股股票期权的负债
— 

435 — 387 
购买普通股根据正常过程发行人出价
(40,050)

(389)(77,338)(703)
余额--年终
1,072,408 $10,712 1,102,636 $10,294 
优先股
优先股可以分系列发行。如果发行，每个系列的股份数量以及股份的名称、权利、特权、限制和条件将由公司董事会决定。
分红
自2001年以来，该公司每年定期支付季度股息。股息政策由董事会定期审查，并可能发生变化。
2024年2月28日，董事会批准了一项5季度股息增加%，至美元1.05每股普通股，从2024年4月5日支付的股息开始。
2023年11月1日，董事会批准了一项11季度股息增加%，至美元1.00每股普通股。2023年3月1日，董事会批准了一项6季度股息增加%，至美元0.90每股普通股。
2022年11月2日，董事会批准了一项13季度股息增加%，至美元0.85每股普通股。2022年8月3日，董事会批准了一项特别股息$1.50每股普通股。2022年3月2日，董事会批准了一项28季度股息增加%，至美元0.75每股普通股，从$0.5875每股普通股。
正常路线发行人投标
2023年3月8日，公司通过多伦多证券交易所(多伦多证券交易所)、加拿大另类交易平台和纽约证券交易所(纽约证券交易所)的设施，批准了正常课程发行人投标(NCIB)的申请，最高可达92,296,006普通股，超过一年12个月自2023年3月13日起至2024年3月12日止。
截至2023年12月31日止年度，本公司购买40,050,000加权平均价为$$的普通股82.86每股普通股，总成本为$3,318百万美元。留存收益减少了1美元。2,929百万，代表普通股购买价格超过其平均账面价值的部分。自2023年12月31日至2024年2月27日(包括该日)，本公司购买4,000,000加权平均价为$$的普通股85.54每股普通股，总成本为$3421000万美元。
2024年2月28日，董事会批准了一项决议，授权公司向多伦多证券交易所提交购买意向通知书，通过正常过程发行人出价， 10其已发行和流通普通股的公众持股量（根据多伦多证券交易所的规则确定）的百分比。在多伦多证券交易所接受意向通知后，收购将通过多伦多证券交易所、其他加拿大交易平台和纽约证券交易所的设施进行。
份额拆分
2024年2月28日，公司董事会批准了一项决议，将公司的普通股按 二首先，须经股东批准，且公司已获得所有监管部门批准，包括多伦多证券交易所批准。该提案将在2024年5月2日举行的公司年度股东特别大会上进行表决。
加拿大自然2023年度报告
30
主要文件 陈列品
基于股份的补偿—股票期权
公司的期权计划规定向雇员授予股票期权。根据购股权计划授出的购股权的年期为： 五至六年到期并归属于 五年制期授出的每份购股权的行使价按授出前一日多伦多证交所普通股的收市价厘定。授出的每份股票期权提供持有人选择以所述行使价购买本公司一股普通股或收取现金支付，金额相等于所述行使价与股票期权放弃日期本公司普通股的市价之间的差额。
期权计划是一个“滚动 7股份有限公司的股份总数不得超过 7%的流通普通股。
下表概述有关于二零二三年及二零二二年十二月三十一日尚未行使购股权的资料：
 
20232022
 
股票期权(数千人)
加权平均行权价
股票期权(千人)
加权平均行权价
未缴款项—年初
31,150 $42.37 38,327 $35.88 
授与
7,024 $80.17 7,547 $68.15 
行使普通股
(9,822)$37.84 (11,605)$38.06 
上缴现金结算
(218)$38.77 (441)$38.43 
被没收
(1,929)$50.86 (2,678)$41.43 
未缴款项—年底26,205 $53.60 31,150 $42.37 
可撤销—年底
3,672 $42.14 5,522 $37.60 
于2023年12月31日尚未行使及可行使购股权之行使价范围如下：
未偿还股票期权可行使的股票期权
行权价格区间
未偿还股票期权(千人)
加权平均剩余期限 (年)
加权平均行权价
可行使的股票期权 (千人)
加权平均行权价
$20.76–$29.99 5,441 2.01$27.42 969 $24.84 
$30.00–$39.99 5,411 1.03$36.67 1,227 $36.56 
$40.00–$49.99 2,381 2.41$40.52 630 $40.50 
$50.00–$59.99 433 3.86$54.24 30 $54.24 
$60.00–$69.99 3,837 3.49$64.90 301 $64.21 
$70.00–$79.99 7,787 4.18$78.48 515 $76.35 
$80.00–$86.06 915 5.72$84.12 — $— 
 26,205 2.87$53.60 3,672 $42.14 
15. 累计其他综合收益
累计其他全面收益（扣除税项）之组成如下：
 2023

2022
指定为现金流量对冲的衍生金融工具$72 

$75 
外币折算调整100 

134 
 $172 $209 
31
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主要文件 陈列品
16. 资本披露
本公司已将其资本定义为其长期债务及综合股东权益，按各报告日期厘定。
本公司管理其资本结构的目标是保持财务灵活性和平衡，使本公司能够进入资本市场，以维持其持续运营并支持其增长战略。本公司主要根据内部衍生财务计量（称为“债务与账面资本化比率”）监控资本，即流动及长期债务减现金及现金等价物除以股东权益账面值加流动及长期债务减现金及现金等价物之和的比率。本公司的债务账面资本化比率的内部目标范围为 25%至45%.该比率可能低于或超过目标范围，具体取决于收购的时机、公司资本计划的执行情况以及商品价格和外汇波动。于2023年12月31日，该比率低于目标范围， 20%.
请读者注意，国际财务报告准则并未界定债务与账面资本化比率，且此财务计量可能无法与其他公司所列的类似计量相比较。此外，概不保证本公司将继续使用该计量以监察资本或不会于日后改变该计量的计算方法。
 20232022
长期债务$10,799 $11,445 
减去：现金和现金等价物877 920 
长期债务，净额$9,922 $10,525 
股东权益总额$39,832 $38,175 
债务账面资本化20%22%
本公司受一项财务契约的约束，该契约要求债务以账面资本化的定义在其信贷融资协议中不得超过， 65%.于2023年12月31日，本公司已遵守该契诺。
17. 每股普通股净收益
  2023

2022

2021
加权平均已发行普通股
—基本（千股）
1,091,312 

1,134,960 

1,181,250 
稀释性股票期权的影响（千股）10,812 

14,222 

5,307 
加权平均已发行普通股
—稀释（千股）
1,102,124 1,149,182 1,186,557 
净收益$8,233 

$10,937 

$7,664 
每股普通股净收益-基本$7.54 

$9.64 

$6.49 
 -稀释$7.47 

$9.52 

$6.46 
2023年，本公司排除 3,230,000从计算每股普通股摊薄收益（2022年— 2,039,000; 2021 – 3,496,000).
18. 利息及其他融资
 2023

2022

2021
利息和其他融资费用 

 

 
长期债务
$627 

$610 

$681 
租赁负债
64 

60 

62 
利息和其他融资费用共计691 670 743 
利息收入和其他共计(55)

(121)

(32)
净利息和其他融资费用$636 $549 $711 
加拿大自然2023年度报告
32
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19. 金融工具
本公司的金融工具包括现金及现金等价物、应收账款、投资、风险管理资产和负债、应付账款、应计负债、租赁负债和长期债务。该等金融工具（投资及风险管理资产及负债除外）分类为按摊余成本计量的金融资产及负债。投资分类为按公平值计入损益之金融资产，并按市场报价计算。风险管理资产及负债分类为持作买卖之衍生工具或现金流量对冲。
于各计量日期，第二级衍生金融工具之估计公平值乃根据适当之内部估值方法及╱或第三方迹象厘定，包括商品之远期报价、外汇汇率、利息收益曲线及其他波动因素。
包括在风险管理资产（负债）中的衍生金融工具的估计公平值变动于财务报表中确认如下：
资产(负债)2023

2022
余额--年初$6 

$55 
未偿还衍生金融工具之公平值变动净额于： 

 
风险管理活动 (1)
3 

70 
外汇
— 

(119)
余额--年终9 6 
减：当前部分8 

— 
 $1 $6 
(1)风险管理资产及负债分别于附注10及附注12披露。
截至十二月三十一日止年度，风险管理活动之（收益）亏损净额如下：
 2023

20222021
已实现风险管理（收益）净损失$(14)

$(7)$17 
未实现风险管理净损失（收益）12 

(28)19 
 $(2)$(35)$36 
本公司金融工具的账面值与其公允价值相若，固定利率长期债务除外。本公司的金融工具被分类为第一级，但风险管理资产和负债被分类为第二级。第1、2及第3级金融工具之间并无转拨。 本公司固定利率长期债务的公允价值概述如下：
 20232022
 账面金额1级
公允价值		账面金额1级
公允价值
固定利率长期债务 (1) (2)
$(10,799)

$(10,795)$(11,445)$(10,796)
(1)固定利率长期债务之公平值乃根据市场报价厘定。
(2)包括固定利率长期债务的流动部分。
33
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风险管理
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品价格、利率及外币风险。该等金融工具仅为对冲目的订立，并不用于投机目的。
以下提供所持有衍生金融工具的账面值概要以及与本公司综合资产负债表的对账。
资产(负债)
2023

2022
持有衍生品以供交易
 

 
天然气(1)
$(3)$3 
外币远期合约
12 3 
 
$9 $6 

包括在：
  
其他长期资产的流动部分
$12 

$3 
其他长期负债的流动部分
(4)

(3)
其他长期资产
1 6 
 
$9 $6 
(1)2023年，本公司签订了50,000MMBtu/d美元1.822024年1月至12月期间的AECO固定价格金融对冲合约。
金融风险因素
本公司的财务风险与附注1和附注4中披露的一致。
A)市场风险
市场风险是指金融工具的公允价值或未来现金流因市场价格变化而波动的风险。本公司的市场风险包括商品价格风险、利率风险和外汇兑换风险。
商品价格风险管理
本公司定期使用商品衍生金融工具，以管理与出售其未来原油及天然气生产及购买天然气有关的商品价格风险。
公司的未偿还商品衍生金融工具预计将根据各自合同月的适用指数定价按月结算。
利率风险管理
本公司的固定利率长期债务面临利率价格风险，其浮动利率长期债务面临利率现金流风险。本公司定期订立利率互换合约，以管理其长期债务的固定利率至浮动利率组合。利率互换合同要求定期交换付款，而不交换付款所依据的名义本金金额。于2023年12月31日，本公司并无未平仓利率掉期合约。
外汇汇率风险管理
本公司在加拿大面临外汇汇率风险，主要与美元计价的长期债务、商业票据及营运资金有关。本公司亦就以其他货币进行之交易及其海外附属公司之账面值承受外币汇率风险。本公司定期订立跨货币掉期合约及外币远期合约，以管理以美元计值的长期债务、商业票据及营运资金的已知货币风险。交叉货币掉期合约要求定期交换付款，并于到期时交换付款所依据的名义本金额。
于二零二二年，本公司结算美元550 1000万美元交叉货币互换，用于对冲部分美元的现金流1,100万6.25%美元债务证券于二零三八年三月到期。本公司实现现金收益为美元158 百万结雅
于2023年12月31日，本公司拥有美元。1,003100万美元的外汇远期合约（2022年12月31日—美元1,017 百万），原始条款最高为 90日，全部被指定为持作买卖的衍生工具。

加拿大自然2023年度报告
34
主要文件 陈列品
金融工具敏感性
下表概述了本公司2023年净盈利及其他全面收益对截至2023年12月31日尚未行使金融工具公允价值变动的年化敏感度，该变动是由于指定变量变动而导致的，其他所有变量保持不变。该等敏感度乃按与本公司其他持续披露文件所披露者不同的基准编制，仅限于应用于金融工具的特定变量变动的影响，并不代表该变量变动对本公司整体经营业绩的影响。此外，这些灵敏度是理论上的，因为一个变量的变化可能导致另一个变量的变化，这可能放大或抵消灵敏度。此外，由于假设变动与公平值变动之关系可能并非线性，故公平值变动一般不能推断。
20232022
 
 
净收益增加（减少）其他全面收益增加（减少）净收益增加（减少）其他全面收益增加（减少）
利率风险
加大利率 1%
$(5)$— $(4)$— 
降低利率 1%
$5 $— $4 $— 
外币汇率风险
加拿大元因美元贬值0.01
$(128)$— $(135)$— 
加拿大元因美元升值0.01
$125 $— $131 $— 
b）信用风险
信贷风险指金融工具之一方因未能履行责任而对本公司造成财务损失之风险。
交易对手信贷风险管理
本公司的应收账款主要是原油和天然气行业的客户，面临正常的行业信用风险。本公司透过定期检讨其对个别公司的风险，并在适当情况下确保有母公司担保或信用证，以尽量减低违约时的影响。于2023年12月31日，本公司绝大部分应收账款均在正常贸易条款内到期，平均预期信贷损失约为 1占公司应收账款余额的%（2022年12月31日— 1%).
倘衍生金融工具的交易对手方不履约，本公司亦可能面临亏损；然而，本公司透过与交易对手方（其交易对手方均为投资级金融机构）订立协议管理此信贷风险。于2023年12月31日，本公司的净风险为美元。11与衍生金融工具相关的特定交易对手，百万美元（2022年12月31日—美元7百万）。金融资产之账面值与最大信贷风险相若。
（c）流动性风险
流动性风险指本公司在履行与金融负债相关的责任时遇到困难的风险。
流动资金风险管理要求本公司维持充足现金及现金等价物，以及其他资本来源（主要包括经营活动现金流量、可用信贷融资、商业票据及进入债务资本市场），以履行到期债务。本公司相信其拥有充足的银行信贷额度，以提供流动资金，以管理经营现金流量收取及╱或支付时间的波动。
35
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
本公司金融负债的到期日如下：
 
少于
1年
1至小于
2年
2至小于
5年
此后
应付帐款$1,418 $— $— $— 
应计负债$3,534 $— $— $— 
长期债务(1)
$980 $1,584 $2,317 $5,978 
其他长期负债(2)
$302 $184 $428 $645 
利息和其他融资费用 (3)
$582 $518 $1,257 $3,362 
(1)长期债务仅指本金偿还，并不反映利息、原始发行折扣及溢价或交易成本。
(2)计入其他长期负债的租赁付款仅反映本金付款，如下：不足一年，298百万美元；一年至两年以下，美元184百万美元；两年至五年以下，美元428百万元；其后，645百万美元。
(3)包括长期债务及其他长期负债的利息及其他融资开支。付款乃根据二零二三年十二月三十一日的适用利率及外汇汇率估计。
20. 承付款和或有事项
在正常的业务过程中，公司承诺支付某些款项。下表汇总了公司截至2023年12月31日的承诺：
 
20242025202620272028
此后
产品运输和加工(1)
$1,572 $1,595 $1,408 $1,358 $1,242 $13,380 
西北红水合作伙伴服务通行费(2)
$158 $157 $139 $126 $130 $4,985 
海上船舶和设备
$36 $— $— $— $— $— 
现场设备和电力
$38 $25 $23 $22 $22 $193 
其他
$145 $111 $112 $25 $26 $355 
(1)本公司对20跨山管道扩建的一年期产品运输协议反映了加拿大能源监管机构2023年批准的临时通行费，在最终通行费批准之前可能会发生变化。
(2)根据加工协议，公司支付其25按比例分摊每月收费通行费的债务部分。通行费中包括$3,011以百万美元计的应付利息40-一年收费期，2058年结束(注10)。
除上述所披露的承诺外，本公司已就其各项发展项目的工程、采购及建造订立多项协议。这些合同可由公司在通知后取消，不受罚款，但须支付取消合同所产生的费用及相关费用。
本公司是在正常业务过程中发生的多起法律诉讼的被告和原告。此外，该公司还受到某些承包商施工索赔的约束。本公司相信，任何该等事项可能产生的任何负债不会对其综合财务状况产生重大影响。
21. 现金流量信息的补充披露
 
2023

2022

2021
非现金营运资金变动：
 

 

 
应收账款
$368 

$(441)

$(850)
库存
(219)

(266)

(487)
预付费用和其他
(23)

(20)

39 
应付帐款
78 

537 

80 
应计负债
(812)

896 

525 
当期所得税（负债）资产(1,558)

(282)

1,918 
其他长期负债
(200)

(196)

(154)
非现金营运资金净变动
$(2,366)$228 $1,071 
与以下内容有关：
 
 
 
经营活动
$(2,417)

$79 

$964 
投资活动
51 

149 

107 
 
$(2,366)$228 $1,071 
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36
主要文件 陈列品
下表概述本公司截至2023年及2022年12月31日止年度融资活动产生的负债变动：
长期债务
美元债务证券的现金流量对冲
租赁负债
融资活动产生的负债
2021年12月31日
$14,694 $(119)$1,584 $16,159 
融资现金流的变化：
偿还长期债务净额 (1)
(4,010)— — (4,010)
交收跨货币掉期所得款项
— 69 — 69 
支付租赁债务
— — (232)(232)
非现金变动：
租赁增加
— — 182 182 
外汇及公允价值变动 (2)
761 50 6 817 
2022年12月31日
11,445 — 1,540 12,985 
融资现金流的变化：
偿还长期债务净额 (1)
(416)— — (416)
支付租赁债务
— — (285)(285)
非现金变动：
租赁增加
— — 317 317 
外汇及公允价值变动 (2)
(230)— (17)(247)
2023年12月31日
$10,799 $— $1,555 $12,354 
(1)包括原始发行折扣和溢价，以及直接应占交易成本。
(2)包括外汇（收益）亏损、美元债务证券现金流量对冲公平值变动、原发行折扣及溢价摊销及直接应占交易成本，以及终止确认租赁负债。
22. 分段信息
公司的勘探和生产活动在 三地理区域：北美，北海和非洲近海。这些活动包括原油、液化天然气和天然气的勘探、开发、生产和销售。该公司的油砂开采和升级活动与勘探和生产活动分开报告。中游和炼油业务包括公司的管道业务，电力联产系统和NWRP。
分部收益及分部业绩包括业务分部之间的交易。分部间之销售乃按与市价相若之价格进行，并计及所涉及之数量。该等交易及任何未变现损益于综合账目时对销，除非未变现亏损提供所转让资产减值证据。对外部客户之销售乃根据卖方所在地而定。分部间抵销及其他包括内部及公司运输及电费。不包括在上述分部内的生产、加工及其他采购及销售活动亦于分部资料内呈报为分部间抵销及其他。
经营分部乃根据本公司业务的性质及本公司经营的地理位置而厘定，并与本公司主要经营决策者定期提供及审阅的资料水平一致。
37
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
北美北海离岸非洲
(百万加元)202320222021202320222021202320222021
细分产品销售
原油和NGL (1)
$17,375 $20,755 $14,478 $435 $623 $607 $577 $694 $420 
天然气2,375 4,931 2,484 7 13 5 51 55 31 
其他收入和收入 (2)
10 217 119 — — (1)9 8 7 
细分产品销售总额19,760 25,903 17,081 442 636 611 637 757 458 
减：版税(2,443)(3,918)(1,694)(1)(1)(1)(57)(71)(21)
分类收入17,317 21,985 15,387 441 635 610 580 686 437 
分类费用
生产
3,617 3,754 2,963 342 437 383 141 114 91 
运输、混合和给料 (1)
5,808 6,394 4,772 7 6 7 1 1 1 
损耗、折旧和摊销(3)
3,679 3,595 3,569 494 1,747 160 213 173 142 
资产报废债务增加234 171 101 46 33 21 8 7 6 
风险管理活动（商品衍生品）
24 18 29 — — — — — — 
从收购中获利— — (478)— — — — — — 
来自NWRP的收入— — — — — — — — — 
分段支出共计13,362 13,932 10,956 889 2,223 571 363 295 240 
分类收益（亏损） $3,955 $8,053 $4,431 $(448)$(1,588)$39 $217 $391 $197 
非分段支出
行政管理
基于股份的薪酬
利息和其他融资费用
风险管理活动（其他）
汇兑(利)损
投资收益
未分类支出共计
税前收益
当期所得税
递延所得税
净收益
(1)包括油砂开采和提质分部与第三方沥青和其他采购原料加工相关的掺合和原料成本。
(2)包括销售柴油及其他精炼产品及其他收入，包括政府补助及与合营企业应占租赁合约成本有关的收回。
(3)包括消耗、折旧和摊销中的可回收性费用，与北海的Ninian油田有关，截至2023年12月31日，436 百万（2022年12月31日- $1,620 百万）（注7）。
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38
主要文件 陈列品
油砂开采
升级
中游与炼油
分部间
消杀等
总计
202320222021202320222021202320222021202320222021
$18,661 $20,804 $14,033 $76 $80 $78 $176 $53 $(360)$37,300 $43,009 $29,256 
— — — — — — 142 237 196 2,575 5,236 2,716 
5 149 73 926 906 681 10 5 3 960 1,285 882 
18,666 20,953 14,106 1,002 986 759 328 295 (161)40,835 49,530 32,854 
(2,366)(3,242)(1,081)— — — — — — (4,867)(7,232)(2,797)
16,300 17,711 13,025 1,002 986 759 328 295 (161)35,968 42,298 30,057 
3,989 4,076 3,414 332 271 234 59 60 67 8,480 8,712 7,152 
2,563 2,652 1,505 664 691 550 259 229 (231)9,302 9,973 6,604 
2,011 1,822 1,838 16 16 15 — — — 6,413 7,353 5,724 
78 70 57 — — — — — — 366 281 185 
— — — — — — — — — 24 18 29 
— — — — — — — — — — — (478)
— — — — — (400)— — — — — (400)
8,641 8,620 6,814 1,012 978 399 318 289 (164)24,585 26,337 18,816 
$7,659 $9,091 $6,211 $(10)$8 $360 $10 $6 $3 $11,383 $15,961 $11,241 
452 415 366 
491 804 514 
636 549 711 
(26)(53)7 
(279)738 (127)
(56)(196)(141)
1,218 2,257 1,330 
10,165 13,704 9,911 
1,879 2,906 1,848 
53 (139)399 
$8,233 $10,937 $7,664 
39
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
资本支出 (1)
 
20232022
 
网络
支出
非现金和公允价值变动 (2)
大写
成本
网络
支出
非现金
和公允价值
变化(2)
大写
成本
勘探和评估资产
      
探索和
生产
      
北美
$41 $(36)$5 $28 $(59)$(31)
离岸非洲
3 — 3 5 — 5 
油砂开采和提质
— (25)(25)— — — 
 
44 (61)(17)33 (59)(26)

财产、厂房和设备
      
探索和
生产
      
北美
2,729 (321)2,408 3,105 136 3,241 
北海
33 525 558 126 177 303 
离岸非洲
169 18 187 119 (44)75 
 
2,931 222 3,153 3,350 269 3,619 
油砂开采和提质
1,894 (251)1,643 1,719 (843)876 
中游与炼油
10 — 10 9 (1)8 
总办事处
30 — 30 25 — 25 

4,865 (29)4,836 5,103 (575)4,528 
 
$4,909 $(90)$4,819 $5,136 $(634)$4,502 
(1)本表对附注6和附注7中报告的资本化成本与现金流量表投资活动一节中报告的支出净额进行了核对。对账排除了外汇调整的影响。
(2)取消确认、资产报废债务、勘探和评估资产的转让以及其他公允价值调整。
细分资产
 
20232022
勘探和生产
 
 
北美
$30,058 $31,135 
北海
602 378 
离岸非洲
1,380 1,322 
其他
32 54 
油砂开采和提质
42,865 42,102 
中游与炼油
856 979 
总办事处
162 172 
 
$75,955 $76,142 
加拿大自然2023年度报告
40
主要文件 陈列品
23. 董事及高级管理人员的薪酬
非管理董事的薪酬
 
202320222021
赚取的费用
$3 $2 $2 
高管薪酬 (1)
 
202320222021
薪金
$2 $2 $2 
普通股期权奖励
13 12 10 
年度奖励计划
5 5 6 
长期激励计划
19 18 19 
 
$39 $37 $37 
(1)上述高级管理层与本公司于有关年度发给股东的资料通函中所提供的指定行政人员的披露一致。
41
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品

Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然资源有限公司
管理层的讨论与分析
截至2023年12月31日止的年度
2024年2月28日

主要文件 陈列品
管理层的讨论与分析
目录表
定义和缩写
2
咨询
3
目标和战略
5
财务和运营亮点
6
营商环境
10
产品销售的变化分析
12
日产量
13
勘探和生产
15
油砂开采和提质
19
中游与炼油
20
公司和其他
21
资本支出净额
24
流动性与资本资源
26
承付款和或有事项
28
储量
29
风险和不确定性
30
环境
31
会计政策和准则
34
控制环境
37
非公认会计准则和其他财务指标
38
展望
44
其他
44
1
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
定义和缩写
AECO
艾伯塔省天然气参考位置
AIF
年度信息表
AOSP
阿萨巴斯卡油砂项目
API
美国石油协会比重表中以度为单位的比重
阿罗
资产报废债务
Bbl
枪管
桶/天
每天的桶数
Bcf
十亿立方英尺
Bcf/d
10亿立方英尺/天
沥青
一种天然存在的固体或半固体烃，主要由重质烃组成，这些重质烃太重或太厚而不能在储层条件下流动，并且使用热就地开采方法以经济速率开采
教委会
桶油当量
BoE/d
每天桶油当量
布伦特原油
日期为布伦特原油
C$
加元
年复合增长率
年复合增长率
资本支出
资本支出
公司2
二氧化碳
公司2e
二氧化碳当量
原油
包括轻质和中质原油、原生重质原油、Pelican Lake重质原油、沥青（热油）和合成原油
CSS
蒸汽吞吐周期
提高采收率
提高采收率
E&P
勘探和生产
FASB
财务会计准则委员会
浮式生产储油船
浮式生产、储存和卸油船
温室气体
温室气体
GJ
千兆焦耳
GJ/d
吉焦耳/天
地平线
地平线油砂
国际会计准则委员会
国际会计准则理事会
银行同业拆借利率同业拆借利率
国际财务报告准则
国际财务报告准则
液化天然气液化天然气
Mbbl
千桶
Mbbl/d
每天千桶
MBOE
千桶油当量
MBOE/d
每天千桶油当量
麦克夫
千立方英尺
麦克菲
千立方英尺当量
MCF/d
千立方英尺/天
MMbbl
百万桶
Mmboe
百万桶油当量
MMBtu
百万英热单位
MMCF
百万立方英尺
MMCF/d
百万立方英尺/天
NGL
天然气液体
NWRP西北红水伙伴关系
纽约商品交易所
纽约商品交易所
纽交所
纽约证券交易所
欧佩克+
石油输出国组织加
PRT
石油收入税
SAGD
蒸汽辅助重力泄油
上海合作组织
合成原油
美国证券交易委员会
美国证券交易委员会
软性有担保的隔夜融资利率
Tcf
万亿立方英尺
多伦多证券交易所
多伦多证券交易所
英国
英国
我们
美国
美元
美元
美国公认会计原则
美国公认会计原则
WCS
加拿大西部精选
WCS重型差速器
WCS与WTI的重差分
WTI
西得克萨斯中级参考位置在库欣，俄克拉荷马州
加拿大自然2023年度报告
2
主要文件 陈列品
咨询
关于前瞻性陈述的特别说明
本文件或通过引用并入本文的文件中与加拿大自然资源有限公司（“公司”）有关的某些陈述构成适用证券立法含义内的前瞻性陈述或信息（本文统称为“前瞻性陈述”）。前瞻性陈述可以通过“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”、“计划”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“应该”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“目标”、“将”、“目标”、“目标”、“计划”、“应该”、“将”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“预计”、“将”、“将”、“目标”、“将”、“目标”、“"期望"或类似性质的表达，暗示未来结果或关于前景的陈述。本管理层对本公司财务状况和经营成果的讨论与分析（“MD & A”）中提供的与预期未来商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、所得税支出以及其他目标相关的披露构成前瞻性陈述。披露与现有及未来发展有关的计划及预期结果，包括但不限于与下列各项有关的计划：公司在地平线油砂的资产（"地平线"）、阿萨巴斯卡油砂项目（"AOSP"）、樱草热油项目、鹈鹕湖水和聚合物驱油项目、Kirby热油砂项目，Jackfish热油砂项目和西北红水沥青选矿厂和炼油厂；第三方新建或扩大现有管道容量或沥青、原油、天然气的其他运输方式，公司可能依赖的液化天然气（“NGL”）或合成原油（“SCO”）运输其产品到市场；放弃某些资产及其时间；技术和技术创新的开发和部署；公司完成其增长项目的财务能力，以及负责任和可持续的长期增长；以及路径联盟的影响（"途径"）倡议和活动、政府对途径的支持以及实现石油生产净零排放的能力，也构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年预测，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进行审查和修订。这些声明并不保证未来的业绩，并存在一定的风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为无法保证其所依据的计划、举措或期望将发生。
此外，与“储备”有关的报表被视为前瞻性报表，因为其涉及基于若干估计和假设的隐含评估，即所述储备可在未来盈利。在估计已探明和已探明原油、天然气和天然气液化石油储量的数量以及预测未来生产率和开发支出的时间方面，存在许多固有的不确定性。未来实际生产的总量或时间可能与储量和产量估计有很大差异。
前瞻性陈述是基于对公司和公司所在行业的当前预期、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其所在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、业绩或成就大不相同。这些风险和不确定性除其他外包括：总体经济和商业状况(包括石油输出国组织(OPEC+)行动的结果)、中东武装冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响、通货膨胀上升以及全球经济衰退导致经济活动减少的风险)，这些风险和不确定因素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获得性和成本；原油、天然气和NGL价格的波动和假设；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、叛乱团体或其他冲突(包括国家之间的冲突)的行动；公司预防网络攻击、其他网络相关犯罪和其他网络相关事件并从中恢复的能力；行业能力；公司实施其业务战略，包括勘探和开发活动的能力；公司实施战略和利用技术以在预期时限内实现气候变化倡议和排放目标的能力；竞争的影响；公司对诉讼的抗辩；地震、钻井和其他设备的可获得性和成本；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其产品获得足够运输的能力；公司沥青产品开采、提取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；公司吸引必要劳动力建设、维护和运营其热力和油砂开采项目的能力；勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、提取或升级公司沥青产品所固有的经营风险和其他困难；融资的可获得性和成本；公司及其子公司勘探和开发活动的成功及其替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；产量水平；储量估计和估计可采数量的不准确，目前未归类为已证实的原油、天然气和NGL；政府当局采取的行动；政府规章及其所需支出(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)；
3
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
这些因素包括：资产报废义务；公司的流动资金是否足以支持其增长战略并维持其在短期、中期和长期的运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司的税务拨备是否充足；以及其他影响收入和支出的情况。
本公司的经营已经并且在未来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付政府或政府机构的金额的变化、价格或收集率控制以及环境保护法规。如果一个或多个这些风险或不确定性成为现实，或者如果公司的任何假设被证明是不正确的，实际结果可能在重大方面与前瞻性陈述中的预测有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响是无法确定的，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对未来的评估，考虑到当时可用的所有信息。
请读者注意，上述因素并非详尽无遗。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。虽然本公司认为，前瞻性陈述传达的期望是合理的，基于其在作出这些前瞻性陈述之日获得的信息，它不能保证未来的结果，活动水平和成就。所有随后的前瞻性声明，无论是书面或口头，归属于公司或代表其行事的人，均明确限定在其全部由这些警告性声明。除适用法律要求外，本公司不承担更新本MD & A中前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，还是由于上述影响本信息的因素，如果情况或本公司的估计或意见发生变化。
关于非公认会计原则和其他财务措施的特别说明
本MD & A包括对非GAAP措施的引用，其中包括非GAAP和国家文书52—112—非GAAP和其他财务措施披露（“NI 52—112”）中定义的其他财务措施。非公认会计准则的指标被公司用来评估其财务业绩，财务状况或现金流量。本MD & A中包含的公司非GAAP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（如适用），在本MD & A的“非GAAP和其他财务指标”一节中提供。
关于货币、财务资料、生产和储备的特别说明
本财务报告及分析应与截至二零二三年十二月三十一日止年度之经审核综合财务报表一并阅读。该报告亦应与本公司截至2023年12月31日止三个月及年度的MD & A一并阅读。除另有说明外，所有美元数额均以百万加元为单位。本公司截至2023年12月31日止年度的经审核合并财务报表及本MD & A乃根据国际会计准则理事会（“IASB”）颁布的国际财务报告准则（“IFRS”）编制。
在本MD & A中，产量、单位统计数据和储量数据均以“特许权使用费前”或“公司毛额”为基础，实现价格为扣除混合和原料成本的净额，不包括风险管理活动的影响。此外，原油和天然气以称为桶油当量（“BOE”）的共同单位表示。BOE是通过将六千立方英尺（“Mcf”）天然气转换成一桶（“bbl”）原油（6 Mcf：1 bbl）而得出的。这种换算可能会产生误导，特别是在单独使用时，因为6 Mcf：1 bbl比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量换算方法，而不代表井口的价值当量。在比较使用当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6麦克f：1桶的换算比率可能会误导价值的指示。此外，就本MD & A而言，原油定义为包括以下商品：轻质和中质原油、初级重质原油、Pelican Lake重质原油、沥青（热油）和SCO。按"扣除特许权使用费"或"公司净额"编制的产量也仅供参考。
以下讨论和分析主要指本公司2023年财务业绩与2022年和2021年的比较，除非另有说明。此外，该MD & A详细介绍了公司2024年的目标资本计划。随附表格构成本MD & A的组成部分。有关本公司的其他信息，包括截至2023年12月31日止三个月及年度的季度MD & A、截至2023年12月31日止年度的年度信息表以及截至2023年12月31日止年度的经审计合并财务报表，可在SEDAR+网站www.example.com和EDGAR网站www.sec.gov上查阅。本MD & A日期为2024年2月28日。
加拿大自然2023年度报告
4
主要文件 陈列品
目标和战略
公司的目标是通过产生现金流和净资产价值来创造价值 (1)通过现有原油和天然气资产的经济和可持续发展，以及通过发现和/或收购新的储量，以每股普通股为基础。本公司致力于以可持续及负责任的方式实现这些目标，并维持对环境管理及卓越安全的承诺。
本公司致力于通过为其每个产品和分部制定明确的增长和价值提升计划来实现这些目标。本公司采取平衡的增长和投资方法，并专注于创造长期股东价值，包括根据其资本分配政策通过股息和股份回购计划。本公司透过维持以下方式分配其资本：
▪其产品平衡，即轻、中原油和天然气液化石油，初级重质原油，Pelican Lake重质原油 (2)沥青（热油）、SCO和天然气；
▪一个规模庞大、均衡、多元化、优质、寿命长的低跌幅资产基；
▪取得、开发和勘探之间的平衡；
▪债务融资来源和条件之间的平衡以及强大的财务状况；
▪在整个决策过程中致力于环境管理。
公司的三阶段原油营销战略包括：
▪将各种原油蒸气与稀释剂混合，以创造更具吸引力的原料；
▪支持和参与管道扩展和/或新增加；以及
▪支持和参与增加重质原油和沥青(热油)下游转化能力的项目。
运营纪律、安全、有效和高效的运营以及成本控制是公司的基础，并遵循公司使命声明的关键部分：“正确地做好它”。通过在行业的所有周期内始终如一地管理成本，该公司相信它将实现持续增长。有效和高效的运营和成本控制是通过发展区域知识，以及通过在公司物业中保持高度的工作兴趣和经营者地位来实现的。
公司致力于保持强劲的资产负债表和灵活的资本结构。本公司相信，已建立必要的财务能力，以开发其储备、执行增长项目并利用有利的收购机会。此外，该公司定期利用其风险管理对冲计划，以降低商品价格和外汇汇率以及相应现金流波动的风险。
战略增值收购是公司战略的重要组成部分。该公司利用内部产生的现金流以及债务和股权融资的组合，有选择地收购在其核心领域产生未来现金流的物业。该公司的财务纪律、对强大资产负债表的承诺以及内部产生现金流的能力为负责任和可持续的长期增长提供了手段。
(1)原油和天然气储量的贴现价值加上未探明土地的价值减去净债务。
(2)鹈鹕湖重质原油是12-17ºAPI油，由于较低的生产成本和较低的特许权使用费，可获得中等质量的原油净收益。
5
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
财务和运营亮点
(百万美元，不包括每股普通股金额)
202320222021
产品销售(1)
$40,835 $49,530 $32,854 
原油和天然气液化石油气
$37,300 $43,009 $29,256 
天然气
$2,575 $5,236 $2,716 
净收益$8,233 $10,937 $7,664 
每股普通股
-基本$7.54 $9.64 $6.49 
-稀释$7.47 $9.52 $6.46 
调整后的经营净收益 (2)
$8,533 $12,863 $7,420 
每股普通股
-基本 (3)
$7.82 $11.33 $6.28 
-稀释 (3)
$7.74 $11.19 $6.25 
经营活动的现金流
$12,353 $19,391 $14,478 
调整后的资金流动(2)
$15,274 $19,791 $13,733 
每股普通股
-基本 (3)
$14.00 $17.44 $11.63 

-稀释 (3)
$13.86 $17.22 $11.57 
每股普通股宣派股息 (4)
$3.70 $4.60 $2.00 
总资产
$75,955 $76,142 $76,665 
长期债务，净额(5)
$9,922 $10,525 $13,950 
用于投资活动的现金流
$4,858 $4,987 $3,703 
资本支出净额(6)
$4,909 $5,136 $4,676 
放弃支出净额 (2)
$509 $335 $232 
平均实现价格



原油和天然气液化石油—勘探和生产（美元/桶） (3)
$72.36 $90.64 $63.71 
天然气—勘探和生产（$/Mcf） (7)
$3.10 $6.55 $4.07 
上海合作组织-油砂开采和升级(美元/桶)(3)
$100.06 $117.69 $77.95 
未扣除特许权使用费的日产量(BOE/d)
1,332,105 1,281,434 1,234,906 
原油和NGL(桶/天)
973,530 933,149 952,404 
天然气(MMcf/d)(8)
2,151 2,090 1,695 
(1)与产品销售有关的进一步细节在公司经审计的综合财务报表附注22中披露。
(2)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP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中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(4)2023年11月1日，董事会批准从2024年1月5日支付的股息开始，将季度股息增加11%，至每股普通股1.00美元。2023年3月1日，董事会批准将季度股息增加6%，至每股普通股0.90美元。2022年11月2日，董事会批准将季度股息增加13%，至每股普通股0.85美元。2022年8月3日，董事会批准了每股普通股1.50美元的特别股息。2022年3月2日，董事会批准将季度股息增加28%，至每股普通股0.75美元。2021年11月3日，董事会批准将季度股息增加25%，至每股普通股0.5875美元。2021年3月3日，董事会批准将季度股息从每股0.425美元增加到每股0.47美元，增幅为11%。
(5)资本管理措施。见本公司经审计综合财务报表附注16。
(6)非公认会计准则财务衡量标准。这项措施的构成在所述所有期间都已更新。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(7)计算方法为天然气销售额除以销售量。
(8)天然气产量接近销售量。
加拿大自然2023年度报告
6
主要文件 陈列品
合并净收益和调整后净收益
2023年，该公司报告的净收益为82.33亿美元，而2022年为10.37亿美元(2021年至76.64亿美元)。2023年净收益包括税后营业外亏损3亿美元，而2022年营业外亏损19.26亿美元(2021年--营业外收入2.44亿美元)，涉及基于股份的薪酬、风险管理活动、汇率波动、交叉货币互换结算实现的外汇和偿还美元债务证券、收购收益、投资收益、与2023年北海尼尼安油田计划退役活动未来废弃成本估计增加有关的可收回费用，与2022年北海尼尼安油田储量注销有关的可采费用，以及省级井场修复计划下的政府赠款收入。不包括这些项目，2023年调整后的运营净收益为85.33亿美元，而2022年为128.63亿美元(2021年-74.2亿美元)。
与2022年相比，2023年净收益和调整后的业务净收益减少的主要原因是：
▪较低的已实现原油和NGL定价(1)在北美勘探和生产部门；
▪降低已实现的SCO销售价格(1)在油砂开采和升级领域；以及
▪勘探和生产部门的已实现天然气价格较低；
部分偏移量：
▪上合组织在油砂开采和升级领域的销售量增加；以及
▪北美勘探和生产部门的原油和NGL销售量增加。
本MD&A的“产品销售变化分析”部分提供了公司产品销售变化的详细对账。
股票薪酬、风险管理活动、汇率波动和投资收益的影响也是2022年以来2023年净收益变动的原因。这些事项将在本MD&A的相关章节中详细讨论。
英国目前的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上升的影响，促使该公司评估其2022年北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定尼尼安油田不再具有经济价值，于2022年12月31日取消了原油储量，并正在加速废弃。因此，该公司完成了对其在北海的资产的可回收性评估，并确认了与尼尼安油田物业、厂房和设备相关的6.51亿美元的非现金费用(税后)，其中包括在递延税项回收9.69亿美元之后确认的在损耗、折旧和摊销费用中确认的16.2亿美元的可回收性费用。
截至2023年12月31日，由于修订项目范围和当前成本环境，公司确认了一笔1.13亿美元的非现金费用(税后)，这与其对北海尼尼安油田未来废弃成本的估计增加有关。非现金费用包括在损耗、折旧和摊销费用中确认的4.36亿美元的可回收费用，扣除3.23亿美元的递延税款回收净额。本公司对其资产报废债务负债的估计，包括尼年油田可收回费用和相关税款回收，可能会在未来期间随着放弃努力的进展而进行修订。
(1)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
7
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
经营活动的现金流量和调整后的资金流
2023年来自运营活动的现金流为123.53亿美元，而2022年为1939.1亿美元(2021年-144.78亿美元)。2023年业务活动现金流较2022年减少的主要原因是先前提到的与业务调整后净收益减少有关的因素，以及非现金周转金净变化的影响。
2023年调整后的资金流为152.74亿美元(每股普通股14.00美元)，而2022年为1979.1亿美元(每股普通股17.44美元)(2021年-137.33亿美元；每股普通股11.63美元)。2023年调整后资金流较2022年减少主要是由于上述与经营活动现金流减少有关的因素，不包括非现金营运资金净变化、遗弃支出、省级井场修复计划下的政府赠款收入以及其他长期资产的变动的影响，包括股票红利计划的未摊销成本、递延PRT回收的应计利息和预付服务费用。
生产量
2023年创纪录的原油和NGL在特许权使用费前的产量为973,530桶/天，比2022年的933,149桶/天(2021-952,404桶/天)增长了4%。2023年创纪录的未计入特许权使用费的天然气产量从2022年的2,090 MMcf/d(2021-1,695 MMcf/d)增加了3%，平均为2,151 MMcf/d。2023年未扣除特许权使用费的总产量为1,332,105 BOE/d，比2022年的1,281,434 BOE/d(2021-1,234,906 BOE/d)增长了4%。在本MD&A的“日常生产”部分，详细讨论了原油、NGL和天然气的产量。
产品价格
在该公司的勘探和生产部门，2023年实现的原油和天然气液化油价格从2022年的每桶90.64美元下降20%至平均每桶72.36美元。（2021年—每桶63.71美元），2023年实现天然气价格从2022年的6.55美元/MCf（2021年—4.07美元/MCf）下跌53%至平均3.10美元。在油砂开采和升级业务，该公司2023年实现的SCO销售价格从2022年的117.69美元/桶下降15%至平均每桶100.06美元（2021年—每桶77.95美元）。公司的实现定价反映了现行基准定价。原油和天然气价格在本MD & A的“商业环境”、“实际产品价格—勘探和生产”和“油砂开采和升级”部分中有详细讨论。
生产费用
在公司的勘探和生产部门，2023年原油和NGL生产费用， (1)天然气生产费用由2022年的18.17美元/桶下降11%至平均每桶16.12美元（2021年为每桶14.71美元）， (1)2023年平均每MCf 1.30美元，较2022年的每MCf 1.22美元增加7%（2021年：每MCf 1.18美元）。在油砂开采和升级业务，公司2023年的生产费用， (1)平均每桶24.32美元，较2022年的每桶26.04美元下跌7%（2021年：每桶20.91美元）。原油和天然气生产费用在本MD & A的“勘探和生产”和“油砂开采和提质”部分中详细讨论。
(1)按各自生产开支除以各自销售量计算。
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主要文件 陈列品
季度财务业绩概要
以下是公司最近完成的八个季度的季度财务业绩摘要：
(百万美元，不包括每股普通股金额)
 
 
 
 
2023
总计
12月31日
9月30日
6月30日
3月31日
产品销售(1)
$40,835 $10,679 $11,762 $8,846 $9,548 
原油和天然气液化石油气
$37,300 $9,829 $10,944 $8,115 $8,412 
天然气
$2,575 $603 $599 $522 $851 
净收益
$8,233 $2,627 $2,344 $1,463 $1,799 
每股普通股净收益
-基本
$7.54 $2.43 $2.15 $1.34 $1.63 
-稀释
$7.47 $2.41 $2.13 $1.32 $1.62 
(百万美元，不包括每股普通股金额)
2022
总计
12月31日
9月30日
6月30日
3月31日
产品销售(1)
$49,530 $11,012 $12,574 $13,812 $12,132 
原油和天然气液化石油气
$43,009 $9,508 $11,001 $11,727 $10,773 
天然气
$5,236 $1,287 $1,342 $1,605 $1,002 
净收益
$10,937 $1,520 $2,814 $3,502 $3,101 
每股普通股净收益
-基本
$9.64 $1.37 $2.52 $3.04 $2.66 
-稀释
$9.52 $1.36 $2.49 $3.00 $2.63 
(1)与产品销售有关的进一步细节在公司经审计的综合财务报表附注22中披露。
最近八个季度的季度净收益波动主要是由于：
▪原油定价--全球供应/需求的波动，包括OPEC+的原油产量水平及其对全球供应的影响；地缘政治和市场不确定性的影响，包括俄罗斯入侵乌克兰对全球基准定价的影响；北美页岩油生产的影响；西德克萨斯中质原油与西德克萨斯中质原油在北美的巨大价差的影响；以及WTI和布伦特原油基准定价在国际细分市场上存在差异的影响。
▪天然气定价--天然气需求和库存存储水平的波动、第三方管道维护和停运、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。
▪原油和NGL销售量-这些因素包括：Kirby和Jack Fish热油砂项目的产量波动、PrimRose热油项目周期性导致的产量波动、公司北美勘探和生产部门钻探计划的波动、自然下降率、油砂开采和升级部门扭亏为盈和停产的影响、以及北美勘探和生产部门2023年的野火和第三方管道中断。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-由于公司在北美勘探和生产部门的钻探计划、自然递减率、收购的影响和时机以及2023年北美勘探和生产部门的野火和第三方管道中断而导致的产量波动。
▪制作费用-这主要是由于服务需求和成本、产品组合和生产量的波动、季节性条件、碳税增加、能源成本波动、通胀成本压力、所有部门的成本优化、油砂开采和升级部门的周转和中转站以及国际部门的维护活动的影响造成的。
▪损耗、折旧和摊销费用-由于销售量、已探明储量、资产报废债务、与原油和天然气勘探相关的发现和开发成本、开发本公司已探明未开发储量的估计未来成本、由于更高的损耗率导致的国际销售量的波动、油砂开采和升级部门的周转和停产的影响、与2023年北海尼尼安油田计划退役活动的未来废弃成本估计增加相关的可开采性费用、以及与2022年12月31日北海尼尼尼油田的储量取消登记相关的可采性费用。
▪基于股份的薪酬-本公司以股份为基础的赔偿责任因公允市值计量而引起的波动。
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主要文件 陈列品
▪风险管理-由于确认按市价计价和随后结算公司风险管理活动的损益而产生的波动。
▪利息支出-因长期债务水平变动而产生的波动，以及基准利率变动对未偿还浮息长期债务的影响，以及应计利息对递延重估收益的影响。
▪外汇—加拿大元相对于美元的波动影响了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。以美元计值的债务亦录得已实现及未实现的外汇损益，但部分因任何未完成的跨货币掉期对冲的影响而抵销。
▪投资收益—由于投资PrairieSky Royalty Ltd.股份之收益而产生波动。
营商环境
持续通胀及全球经济衰退担忧导致利率上升，二零二三年全球原油基准定价面临下行压力，地缘政治紧张局势加剧导致2023年全年定价波动。2023年第四季度非欧佩克供应增加和创纪录的美国产量减少了此前宣布的欧佩克+减产的影响。虽然通胀压力正在缓解，但除了商品价格和利率高于正常波动外，本公司的经营和资本支出已经经历并可能继续经历通胀压力。
流动性
于2023年12月31日，本公司拥有未提取循环银行信贷额度54. 50亿元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，公司的流动资金约为68.52亿美元， (1).本公司亦有若干其他专用信贷额度支持信用证。
本公司继续致力维持稳健的资产负债表、充足的可用流动资金及灵活的资本结构。有关进一步详情，请参阅本MD & A的“流动性和资本资源”一节。
资本支出
2023年12月14日，公司公布了2024年度资本预算 (2)目标为约54.20亿美元，目标是在2024年实现短期产量增长，在2025年及以后实现中长期产量和产能增长。2024年的产量目标为1，330，000 BOE/d至1，380，000 BOE/d。此外，该公司的目标是在2024年放弃支出6.35亿美元。年度预算是全年编制和审查的，必要时可根据价格波动、项目回报以及平衡项目风险和时间范围等情况进行修改。2024年资本预算和目标放弃支出构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详情，请参阅本MD & A的“咨询”部分。
(1)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(2)前瞻性非GAAP财务指标。资本预算基于净资本支出（非公认会计准则财务指标），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的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
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主要文件 陈列品
基准商品价格
(年平均)
2023

20222021
WTI基准价(美元/桶)$77.61 

$94.23 $67.96 
注明日期的布伦特基准价格(美元/桶)$82.61 

$99.80 $70.49 
西德克萨斯中质原油与西德克萨斯中质原油的巨大差异(美元/桶)$18.62 

$18.26 $13.04 
上海合作组织基准价格(美元/桶)$79.64 

$98.66 $66.36 
凝析油基准价格(美元/桶)$76.55 

$93.69 $68.24 
凝析油与西德克萨斯中质原油的差额(美元/桶)$1.06 $0.54 $(0.28)
纽约商品交易所基准价格(美元/MMBtu)$2.74 

$6.64 $3.85 
AECO基准价(加元/GJ)$2.77 

$5.28 $3.38 
美元/加元平均汇率(美元)$0.7409 

$0.7686 $0.7979 
美元/加元年终汇率(美元)$0.7573 $0.7389 $0.7901 
该公司几乎所有的产品都是根据美元基准定价销售的。具体地说，原油是根据西德克萨斯中质原油和布伦特原油指数进行销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考定价，AECO参考定价源于NYMEX参考定价，并根据其与NYMEX位于Henry Hub的交货点的基础或位置差异进行调整。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变化的影响，因为该公司的原油和天然气销售所获得的加元销售价格是基于美元计价的基准。
北美的原油销售合约通常基于WTI基准定价。2023年WTI平均为每桶77.61美元，比2022年的每桶94.23美元下降了18%(2021年-每桶67.96美元)。
该公司国际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。2023年布伦特原油平均价格为每桶82.61美元，比2022年的99.80美元下降了17%(2021年-每桶70.49美元)。
2023年西德克萨斯中质原油和布伦特原油价格较2022年有所下降，主要反映了对非欧佩克国家供应增加和全球原油需求低于预期的担忧，这是持续的通胀和由此导致的利率上升的结果。
WCS的巨大差异在2023年平均为每桶18.62美元，而2022年为每桶18.26美元(2021年-每桶13.04美元)。
上海合作组织2023年的平均价格为每桶79.64美元，比2022年的每桶98.66美元(2021年至每桶66.36美元)下降了19%。上海合作组织2023年的定价较2022年有所下降，主要反映了WTI基准定价的下降，以及加拿大西部沉积盆地(WCSB)产量和出口限制的增加。
2023年纽约商品交易所天然气平均价格为2.74美元/MMBtu，比2022年的6.64美元/MMBtu(2021-3.85美元/MMBtu)下降了59%。纽约商品交易所2023年天然气价格较2022年有所下降，主要原因是由于2023年冬季天气温和，产量增加，储气量减少。此外，在供应充足的情况下，全球液化天然气价格下跌给NYMEX基准价格带来了下行压力。
2023年AECO天然气平均价格为每GJ 2.77美元，比2022年的每GJ 5.28美元(2021-3.38美元)下降了48%。2023年AECO天然气价格较2022年有所下降，主要反映了NYMEX基准定价、WCSB产量增加以及2023年温和冬季天气导致需求下降导致的存储提取减少。
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主要文件 陈列品
产品销售的变化分析
 
 
引起的变化
 
引起的变化
 
(百万美元)
2021卷数价格其他2022卷数价格其他2023 
北美
         
原油和天然气液化石油气
$14,478 $286 $5,991 $— $20,755 $730 $(4,110)$— $17,375 
天然气
2,484 584 1,863 — 4,931 153 (2,709)— 2,375 
其他(1)
119 — — 98 217 — — (207)10 
 
17,081 870 7,854 98 25,903 883 (6,819)(207)19,760 
北海
         
原油和天然气液化石油气
607 (183)199 — 623 (117)(71)— 435 
天然气
5 (2)10 — 13 (3)(3)— 7 
其他(1)
(1)— — 1 — — — — — 
 611 (185)209 1 636 (120)(74)— 442 
离岸非洲
         
原油和天然气液化石油气
420 45 229 — 694 1 (118)— 577 
天然气
31 2 22 — 55 (8)4 — 51 
其他(1)
7 — — 1 8 — — 1 9 
 
458 47 251 1 757 (7)(114)1 637 
油砂开采和提质
原油和天然气液化石油气
14,033 (592)7,363 — 20,804 1,012 (3,155)— 18,661 
其他(1)
73 — — 76 149 — — (144)5 

14,106 (592)7,363 76 20,953 1,012 (3,155)(144)18,666 
中游与炼油
中游活动
78 — — 2 80 — — (4)76 
精制产品销售及其他 (1)
681 — — 225 906 — — 20 926 
759 — — 227 986 — — 16 1,002 
部门间冲销和其他 (2)



产品销售
(164)— — 454 290 — — 28 318 
其他(1)
3 — — 2 5 — — 5 10 

(161)— — 456 295 — — 33 328 
总计
$32,854 $140 $15,677 $859 $49,530 $1,768 $(10,162)$(301)$40,835 
(1)包括销售柴油及其他精炼产品及其他收入，包括政府补助及与合营企业应占租赁合约成本有关的收回。
(2)对销内部运输及电费，并包括不包括在上述分部内的生产、加工及其他采购及销售活动。
产品销售额由二零二二年的495. 30亿元（二零二一年：328. 54亿元）减少18%至二零二三年的408. 35亿元。产品销售额下降主要是由于2023年公司各部门实现商品价格整体下降所致。原油和天然气定价在本MD & A的“商业环境”、“勘探和生产”和“油砂开采和升级”部分中详细讨论。原油和NGL以及天然气产量在本MD & A的“日产量”一节中详细讨论。
2023年，该公司3%的原油和天然气产品销售来自北美以外地区（2022年—3%；2021年—3%）。北海占2023年原油和天然气产品销售额的1%（2022年—1%；2021年—2%），而非洲近海占2023年原油和天然气产品销售额的2%（2022年—2%；2021年—1%）。
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主要文件 陈列品
日产量
每日生产，未计入特许权使用费
 
202320222021
原油和NGL (bbl（d）


北美-勘探和生产
496,100 479,971 472,621 
北美--油砂开采和升级(1)
451,339 425,945 448,133 
国际-勘探和生产
北海
12,639 12,890 17,633 
离岸非洲
13,452 14,343 14,017 
国际合计(2)
26,091 27,233 31,650 
原油总量和天然气负荷量
973,530 933,149 952,404 
天然气(MMcf/d)(3)



北美
2,139 2,075 1,680 
国际



北海
2 2 3 
离岸非洲
10 13 12 
国际合计
12 15 15 
天然气总量
2,151 2,090 1,695 
总桶油当量（BOE/d）
1,332,105 1,281,434 1,234,906 
产品组合



轻质和中质原油和天然气液化石油
10%11%10%
Pelican Lake重质原油
3%4%5%
原生重质原油
6%5%5%
沥青（热油）
20%20%21%
合成原油(1)
34%33%36%
天然气
27%27%23%
产品销售百分比 (1) (4) (5)



原油和天然气液化石油气
93%88%91%
天然气
7%12%9%
(1)除特许权使用费前的SCO产量不包括内部作为柴油消耗的SCO。
(2)"国际"包括北海和近海非洲勘探和生产部门在所有情况下使用。
(3)天然气产量接近销售量。
(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。
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主要文件 陈列品
每日生产，版税净额
 
202320222021
原油和NGL (bbl（d）


北美-勘探和生产
406,534 374,089 404,637 
北美--油砂开采和升级
385,996 351,740 410,385 
国际-勘探和生产
北海
12,609 12,849 17,588 
离岸非洲
12,183 12,972 13,354 
国际合计
24,792 25,821 30,942 
原油总量和天然气负荷量
817,322 751,650 845,964 
天然气(MMcf/d)



北美
2,055 1,885 1,593 
国际



北海
2 2 3 
离岸非洲
10 11 11 
国际合计
12 13 14 
天然气总量
2,067 1,898 1,607 
总桶油当量(BOE/d)
1,161,852 1,068,063 1,113,878 
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、中原油和天然气、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。
未扣除特许权使用费的2023年总产量平均为1,332,105 BOE/d，比2022年的1,281,434 BOE/d(2021-1,234,906 BOE/d)增长了4%。
2023年原油及天然气液化石油（未计特许权使用费）产量创纪录，平均为973，530桶/日，较2022年的933，149桶/日（2021年—952，404桶/日）增加4%。二零二三年原油及天然气液化石油产量较二零二二年有所增加，主要反映二零二三年油砂开采及升级以及北美勘探及生产分部的产量增加，原因是二零二二年第四季度增加了热油垫、钻探活动以及极端寒冷天气条件的影响。
2023年的原油和天然气液化油年产量在公司先前发布的969，000桶/日至1，001，000桶/日的产量目标范围内。2024年的原油和天然气液化石油产量目标为平均977，000桶/日至1，008，000桶/日。生产目标构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详情，请参阅本MD & A的“咨询”部分。
以京东方为基准，不计使用费的天然气产量占公司2023年总产量的27%。2023年创纪录的天然气产量为2，151 MMcf/d，较2022年的2，090 MMcf/d增加3%（2021年—1，695 MMcf/d）。二零二三年天然气产量较二零二二年增加主要反映二零二三年钻探活动，部分被野火及二零二三年第三方管道停运的影响以及天然气田的减少所抵销。
2023年的天然气年产量略低于公司此前发布的2，170 MMcf/d至2，242 MMcf/d的产量目标。2024年的天然气年产量目标为平均2，120 MMcf/d至2，230 MMcf/d。生产目标构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详情，请参阅本MD & A的“咨询”部分。
北美-勘探和生产
2023年北美原油及天然气液化石油产量（未计特许权使用费）平均为496，100桶/日，较2022年的479，971桶/日增加3%（2021年—472，621桶/日）。二零二三年北美原油及天然气液化石油产量较二零二二年增加，主要反映二零二三年热油及常规钻探活动增加的垫盘，部分被二零二三年野火及第三方管道停运的影响以及天然油田的减少所抵销。
二零二三年的热油开采费前平均产量为262，000桶/日，较二零二二年的252，018桶/日增加4%（二零二一年为259，284桶/日）。二零二三年的热油产量较二零二二年增加，主要反映二零二三年樱草和Kirby的垫增加，部分被天然油田减少所抵销。
Pelican Lake重质原油于二零二三年的平均产量为47，078桶/日，较二零二二年的50，333桶/日下降6%（二零二一年为54，390桶/日），主要反映天然油田产量下降。
二零二三年的天然气开采费前平均产量为2，139 MMcf/d，较二零二二年的2，075 MMcf/d（二零二一年—1，680 MMcf/d）增加3%。二零二三年天然气产量较二零二二年增加主要反映二零二三年钻探活动，部分被野火及二零二三年第三方管道停运的影响以及天然气田的减少所抵销。
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主要文件 陈列品
北美--油砂开采和升级
2023年创纪录的上合组织特许权使用费前产量为451，339桶/日，较2022年的425，945桶/日增加6%（2021年—448，133桶/日）。2023年SCO产量较2022年有所增加，主要反映2023年产量有所增加，原因是2022年上半年未营运的Scotford Upgrader延长周转期，以及Horizon的计划外停机以及2022年第四季度的极端寒冷天气条件影响采矿业务。
国际-勘探和生产
2023年国际原油及天然气液化石油（未计特许权使用费）产量平均为26，091桶╱日，较2022年的27，233桶╱日下降4%（2021年：31，650桶╱日）。 二零二三年产量较二零二二年减少主要反映自然产量下降。
国际原油库存量
本公司于产品控制权转移至客户并交付时确认其原油生产收入。国际分部并未就多个储存设施或浮式生产储油储油系统所持有的原油量确认收入，详情如下：
（bbl）
202320222021
国际
515,543 390,959 727,439 
勘探和生产
运营亮点
 
2023

20222021
原油和NGL ($/bbl) (1)



已实现价格(2)
$72.36 

$90.64 $63.71 
交通运输(2)
4.23 

4.13 3.86 
已实现价格，运输净额(2)
68.13 

86.51 59.85 
版税(3)
12.55 

18.91 8.59 
生产费用(4)
16.12 

18.17 14.71 
互惠 (2)
$39.46 

$49.43 $36.55 
天然气($/mcf) (1)
已实现价格(5)
$3.10 

$6.55 $4.07 
交通运输(6)
0.56 

0.51 0.45 
已实现价格，运输净额
2.54 

6.04 3.62 
版税(3)
0.13 

0.61 0.22 
生产费用(4)
1.30 

1.22 1.18 
净额回扣
$1.11 

$4.21 $2.22 
桶油当量(美元/京东方) (1)


已实现价格(2)
$50.54 

$70.07 $49.67 
交通运输(2)
3.88 

3.72 3.44 
已实现价格，运输净额(2)
46.66 

66.35 46.23 
版税(3)
7.77 

12.75 5.98 
生产费用(4)
12.74 

13.76 11.98 
互惠 (2)
$26.15 

$39.84 $28.27 
(1)对于原油和天然气液化石油和京东方的销售量，请参阅本MD & A的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD & A的“日产量，特许权使用费前”一节。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法是版税除以各自的销售量。
(4)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(5)按天然气销售量除以天然气销售量计算。
(6)按天然气运输费用除以天然气销售量计算。
15
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
实现的产品价格—勘探和生产
 
2023

20222021
原油和NGL ($/bbl) (1)



北美(2)
$70.51 

$88.43 $62.10 
国际平均水平 (3)
$107.46 $128.41 $87.04 
北海 (3)
$110.99 

$129.04 $87.98 
离岸非洲 (3)
$106.25 

$127.85 $85.71 
原油和NGL平均值(2)
$72.36 

$90.64 $63.71 
天然气($/mcf)(1) (3)



北美
$3.04 $6.51 $4.05 
国际平均水平
$12.81 $12.78 $6.21 
北海
$10.45 $15.75 $2.94 
离岸非洲
$13.19 $12.23 $7.17 
天然气平均水平
$3.10 $6.55 $4.07 
平均值(美元/BOE)(1) (2)
$50.54 $70.07 $49.67 
(1)对于原油和天然气液化石油和京东方的销售量，请参阅本MD & A的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD & A的“日产量，特许权使用费前”一节。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法为原油和天然气销售以及天然气销售除以各自的销售量。
北美
北美实现原油和NGL价格下降20%，2023年平均为每桶70.51美元，2022年为每桶88.43美元(2021年-每桶62.10美元)，主要是由于WTI基准定价较低。
该公司继续专注于其原油混合营销战略，包括在现有管道基础设施内扩大市场的混合战略，支持将原油输送到新市场的管道项目，以及与炼油商合作增加增加重质原油和沥青(热油)转化能力。2023年期间，该公司向WCS溪流输送了约217,000桶/日的重质原油混合物。
该公司拥有为期20年的运输协议，将在跨山管道扩建项目上运输9.4万桶/日的原油，这将提供进入国际市场的水路。扩建工程已接近完成，跨山公司的目标是在2024年第二季度投入运营。
北美实现天然气价格下降53%，从2022年的每立方米6.51美元(2021-4.05美元)下降到2023年的平均每立方米3.04美元。2023年已实现天然气价格比2022年有所下降，主要反映了AECO基准和出口价格的下降。
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：
(年平均)
2023

2022

2021
井口价 (1)
 

 


轻质和中质原油和天然气液化石油（美元/桶）
$70.72 

$88.24 

$61.29 
鹈鹕湖重质原油（美元/桶）
$77.69 

$96.18 

$68.05 
初级重质原油（美元/桶）
$75.67 

$93.80 

$65.88 
沥青（热油）（美元/桶）
$67.62 

$85.51 

$60.20 
天然气(美元/mcf)
$3.04 

$6.51 

$4.05 
(1)按单位计算之金额乃根据各产品类别之销售量计算。
国际
国际已实现原油及天然气液化石油价格由二零二二年的每桶128. 41美元下跌16%至二零二三年的平均每桶107. 46美元（二零二一年：每桶87. 04美元）。于任何特定年度，每桶原油及天然气液化石油油的实际价格取决于各销售合同的条款、各油田的开采频率及时间，以及开采时的现行原油价格及外汇汇率。二零二三年的已实现原油及天然气液化石油产品价格较二零二二年下跌，反映出在提油时的现行布伦特原油基准定价，以及加元走势的影响。
加拿大自然2023年度报告
16
主要文件 陈列品
使用权—勘探和生产
 
2023

20222021
原油和NGL （美元/桶） (1)



北美
$12.89 

$19.64 $9.06 
国际平均水平
$5.99 $6.38 $1.75 
北海
$0.33 

$0.30 $0.19 
离岸非洲
$10.08 

$11.79 $3.94 
原油和NGL平均值
$12.55 

$18.91 $8.59 
天然气($/mcf)(1)



北美
$0.13 

$0.61 $0.22 
离岸非洲
$0.62 

$1.50 $0.33 
天然气平均水平
$0.13 

$0.61 $0.22 
平均数（美元/京东方） (1)
$7.77 

$12.75 $5.98 
(1)按特许权使用费除以各自的销售量计算。对于原油和天然气液化石油和京东方的销售量，请参阅本MD & A的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD & A的“日产量，特许权使用费前”一节。
北美
大部分北美原油及天然气液化石油生产的政府特许权使用费属于油砂特许权使用费制度，并按个别项目基准计算，按总收益减所产生的经营、资本及废弃成本的百分比计算。
二零二三年及可比期间的北美原油及天然气特许权使用费反映基准商品价格的变动、WCS重差波动以及浮动比例使用费率的影响。
原油和天然气液化石油油使用费率 (1)二零二三年平均约占产品销售额的18%，而二零二二年则占产品销售额的22%（二零二一年：15%）。二零二三年特许权使用费率较二零二二年减少主要由于基准价格下降所致。
于二零二三年，天然气特许权使用费率平均约占产品销售额的4%，而二零二二年则占产品销售额的9%（二零二一年：5%）。二零二三年特许权使用费率较二零二二年减少主要由于基准价格下降所致。
离岸非洲
根据多项产品分成合约的条款，特许权使用费率根据已实现商品定价、资本开支及生产开支、付款状况及各油田开采时间而波动。
于二零二三年，专利费率占产品销售额的百分比平均约为9%，与二零二二年产品销售额的9%相若（二零二一年：5%）。特许权使用费率占产品销售额的百分比反映了不同领域的提取时间和支付状况。
生产费用—勘探和生产
 
2023

20222021
原油和NGL （美元/桶） (1)



北美
$14.46 

$16.25 $13.12 
国际平均水平
$48.16 $51.01 $37.77 
北海
$85.57 

$88.99 $54.13 
离岸非洲
$21.14 

$17.25 $14.73 
原油和NGL平均值
$16.12 

$18.17 $14.71 
天然气($/mcf)(1)



北美
$1.27 

$1.19 $1.15 
国际平均水平
$7.26 $5.16 $5.07 
北海
$9.85 

$9.27 $7.31 
离岸非洲
$6.83 

$4.40 $4.41 
天然气平均水平
$1.30 

$1.22 $1.18 
平均数（美元/京东方） (1)
$12.74 

$13.76 $11.98 
(1)计算方法为生产费用除以各自的销售量。对于原油、NGL和BOE销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未支付特许权使用费前的日产量”一节。
(1)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
17
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
北美
2023年北美原油和NGL生产费用平均为每桶14.46美元，比2022年的每桶16.25美元(2021-13.12美元)下降了11%。与2022年相比，2023年每桶原油和NGL生产费用的下降主要反映了能源成本的下降，但部分被更高的服务成本所抵消。
二零二三年的北美天然气生产费用平均为每百万立方米1. 27美元，较二零二二年的每百万立方米1. 19美元增加7%（二零二一年：每百万立方米1. 15美元）。二零二三年每百万立方米天然气生产费用较二零二二年增加，主要反映服务成本上升。
国际
二零二三年的国际原油及天然气液化石油生产费用平均为每桶48. 16美元，较二零二二年的每桶51. 01美元下降6%（二零二一年：每桶37. 77美元）。二零二三年每桶原油生产费用较二零二二年减少，主要反映能源成本降低及不同成本结构油田的采油时间。
调整后的消耗、减贫和增贫—勘探和生产
（百万美元，每个BOE金额除外）
2023

20222021
北美
$3,679 

$3,595 $3,569 
北海
494 

1,747 160 
离岸非洲
213 

173 142 
损耗、折旧和摊销
$4,386 $5,515 $3,871 
减：回收费 (1) (2)
436 1,620 — 
调整后的损耗、折旧和摊销 (3)
$3,950 $3,895 $3,871 
$/BOE (4)
$12.27 

$12.45 $13.49 
(1)于2023年12月31日，由于修订的项目范围和当前成本环境，公司确认了与北海Ninian油田未来废弃成本估计增加有关的消耗、折旧和摊销费用4.36亿美元的可收回费用。
(2)英国的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，导致本公司于2022年评估其北海业务的可行性。于2022年12月31日，本公司完成其北海资产的可收回性评估，并在详细评估后确认消耗、折旧和摊销费用16. 20亿美元的可收回性费用，确定Ninian油田不再具有经济效益。
(3)这是一种非公认会计准则的方法，用于计算损耗、折旧和摊销，减去与本期正常过程损耗、折旧和摊销费用无关的费用的影响，如与本期生产无关的资产可回收性费用。它可能无法与其他公司所列的类似计量相比较，不应被视为财务报表中所列的最直接可比较的财务计量（损耗、折旧和摊销费用）的替代或更有意义，以反映公司业绩。
(4)非公认会计准则比率计算为调整后的损耗、折旧和摊销费用除以销售量。关于销量，请参阅本MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分。
2023年调整后的损耗、折旧及摊销费用为每京东方12. 27美元，与2022年的每京东方12. 45美元相若（2021年—每京东方13. 49美元）。
调整后的损耗，折旧和摊销费用的绝对和每京东方的基础上也反映了提升时间的影响，从每个油田在北海和近海非洲.
资产退休义务的增加—勘探和生产
（百万美元，每个BOE金额除外）
2023

20222021
北美
$234 

$171 $101 
北海
46 

33 21 
离岸非洲
8 

7 6 
资产报废义务
$288 $211 $128 
$/BOE (1)
$0.89 

$0.67 $0.44 
(1)计算方法为资产报废责任增加除以销售量。关于销量，请参阅本MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分。
资产报废责任增加开支指资产报废责任账面值因时间推移而增加。
2023年的资产报废责任增加费用为每京东方0. 89美元，较2022年的每京东方0. 67美元增加33%（2021年—每京东方0. 44美元）。二零二三年每京东方的资产报废责任增加开支较二零二二年增加，主要反映成本、通胀及时间估计、监管变动及二零二二年对资产报废责任作出的贴现率修订的影响，部分被二零二三年销售量增加所抵销。
加拿大自然2023年度报告
18
主要文件 陈列品
油砂开采和提质
运营亮点
本公司继续专注于安全、可靠和高效的运营，并利用其在Horizon和AOSP场地的技术专长，2023年的SCO产量创纪录，平均每天451，339桶。
2023年，本公司产生的生产费用为39.89亿美元，与2022年的40.76亿美元相比较（2021年：34.14亿美元），反映本公司持续关注整个资产基础的成本控制和效率。
实际产品价格、使用权和运输—油砂开采和升级
($/bbl)
2023

20222021
实现SCO销售价格 (1)
$100.06 

$117.69 $77.95 
用于使用费目的的沥青价值 (2)
$65.43 

$83.07 $58.39 
沥青使用费 (3)
$14.43 

$20.71 $6.62 
交通运输(1)
$1.89 

$1.71 $1.21 
(1)非公认会计准则比率。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。
(3)按版税除以销售量计算。
二零二三年的实际销售价格平均为每桶100. 06美元，较二零二二年的每桶117. 69美元下降15%（二零二一年：每桶77. 95美元）。二零二三年的已实现SCO销售价格较二零二二年下降主要反映WTI基准定价下降。
二零二三年每桶沥青特许权使用费较二零二二年减少，主要反映当前沥青定价较低的影响，加上特许权使用费率的浮动影响。
2023年的运输费用平均为每桶1. 89美元，较2022年的每桶1. 71美元（2021年：每桶1. 21美元）增加11%。二零二三年的运输开支较二零二二年增加，主要反映二零二三年往美国墨西哥湾沿岸地区的销售额增加，部分被总销售额增加所抵销。
生产费用—油砂开采和升级
下表与本公司经审核综合财务报表附注22所披露的油砂开采及提质生产费用对账。
(百万美元)
2023

20222021
生产费用，不包括天然气费用
$3,794 

$3,743 $3,176 
天然气成本
195 

333 238 
生产费用
$3,989 $4,076 $3,414 
($/bbl)
2023

20222021
生产费用，不包括天然气费用 (1)
$23.13 

$23.91 $19.45 
天然气成本 (2)
1.19 

2.13 1.46 
生产费用(3)
$24.32 $26.04 $20.91 
销售量（桶/日）
449,282 

428,820 447,230 
(1)按生产费用计算，不包括天然气成本除以销售量。
(2)按天然气成本除以销售量计算。
(3)计算方法为生产费用除以销售量。
2023年的生产费用为每桶24.32美元，比2022年的每桶26.04美元(2021-20.91美元)下降了7%。与2022年相比，2023年每桶的生产费用下降主要反映了产量的增加和能源成本的降低。
19
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
损耗、折旧和摊销--油砂开采和升级
(百万美元，不包括每桶金额)
2023

20222021
损耗、折旧和摊销
$2,011 

$1,822 $1,838 
$/bbl(1)
$12.26 

$11.64 $11.26 
(1)折旧、折旧和摊销除以销售量计算。
2023年的损耗、折旧和摊销费用为每桶12.26美元，比2022年的每桶11.64美元(2021年-每桶11.26美元)增长了5%，反映了资产增加导致的可消耗基数增加的影响，但2023年销售额的增加部分抵消了这一影响。
资产报废债务增加-油砂开采和升级
(百万美元，不包括每桶金额)
2023

20222021
资产报废债务增加
$78 

$70 $57 
$/bbl(1)
$0.48 

$0.45 $0.35 
(1)计算方法为资产报废债务增量除以销售量。
资产报废债务增值费用是指资产报废债务因时间推移而增加的账面金额。
2023年的资产报废债务增加费用为每桶0.48美元，比2022年的每桶0.45美元增加了7%(2021-每桶0.35美元)。自2022年起，2023年每桶资产报废债务增加费用的增加主要反映了2022年期间对资产报废债务进行的成本、通胀和时间估计以及贴现率修订的影响，但2023年的销售量增加部分抵消了这一影响。
中游与炼油
(百万美元)
2023

20222021
产品销售
中游活动
$76 

$80 $78 
NWRP、精炼产品销售及其他
926 906 681 
分类收入
1,002 986 759 
更少：



NWRP，炼油费
303 247 213 
中游活动
29 

24 21 
生产费用
332 271 234 
NWRP、运输和原料成本
664 691 550 
折旧
16 

16 15 
来自NWRP的收入
— — (400)
分类（亏损）收益
$(10)$8 $360 
该公司的中游和炼油资产包括两个原油管道系统，在Primrose的84兆瓦热电联产厂的50%工作权益和该公司在NWRP的50%股权投资。该公司约25%的原油产量通过100%拥有和运营的ECHO和Pelican Lake管道输送至国际干线液体管道。中游管道资产所有权使本公司能够控制运输成本，赚取第三方收入，并管理重质原油的营销。
NWRP经营一个50，000桶/日沥青精炼厂及炼油厂，为本公司处理约12，500桶/日（25%收费支付人）沥青原料，为艾伯塔省政府代理人艾伯塔省石油营销委员会（“APMC”）处理约37，500桶/日（75%收费支付人）沥青原料。本公司有义务无条件于40年收费期内，按比例支付每月服务费的25%债务部分，直至2058年。柴油及精炼产品销售额及相关精炼费于中游及精炼分部确认。二零二三年超低硫柴油及其他精炼产品的产量平均为81，525桶油当量╱日（本公司为20，381桶油当量╱日）（二零二二年—58，351桶油当量╱日；本公司为14，588桶油当量╱日；二零二一年—69，713桶油当量╱日；本公司为17，428桶油当量╱日）。
于2021年6月30日，股权合伙人与通行费支付人同意优化新世界RP的结构，以更好地协调股权合伙人与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%合伙股权转让给APMC。公司50%的股权保持不变。
加拿大自然2023年度报告
20
主要文件 陈列品
根据优化交易，加工协议的原期限由2048年延长10年至2058年。新世界物业已收回成本较高的后偿债务（其利率为最优惠加6%），并按平均利率约2. 55%发行成本较低的优先有抵押债券，减少新世界物业物业的利息成本及收费人的相关通行费。因此，NWRP偿还了该公司和APMC的次级债务垫款各5.55亿美元。此外，本公司于二零二一年收到新世界RP的4亿美元分派。
为促进优化交易，NWRP发行了5亿美元的1.20%系列L高级担保债券，2023年12月到期的5亿美元系列M高级担保债券，2031年6月到期的10亿美元系列N高级担保债券，以及2051年6月到期的6亿美元3.75% O系列优先担保债券。
于2023年，新世界资产偿还了5亿美元的1. 20%系列L优先有抵押债券。
于2023年，新世界银行的银团信贷融资因偿还及注销部分于2023年6月到期的非循环信贷融资而减少6，000万元至31. 15亿元（2022年：31. 75亿元）。NWRP的银团信贷融资包括一笔21.75亿美元的循环信贷融资，其中1.18亿美元于2024年6月到期，其余于2025年6月到期，以及一笔9.4亿美元于2025年6月到期的非循环信贷融资。
于2023年12月31日，新世界银行根据银团信贷融资之借贷为25. 59亿元（2022年12月31日：23. 18亿元），以及根据短期需求经营融资之借贷为7，700万元（2022年12月31日：零元）。
于2022年，新世界银行订立了一笔1. 5亿美元的融资以支持信用证。
截至2023年12月31日，NWRP的股权亏损及合伙分配累计未确认份额为5.55亿美元（2022年：5.51亿美元）。2023年，新世界资产的未确认股权亏损为400万美元（2022年—收回未确认股权亏损1，100万美元；2021年—未确认股权亏损9，000万美元及合伙分配4亿美元）。
公司和其他
管理费用
（百万美元，每个BOE金额除外）
2023

20222021
费用
$452 

$415 $366 
$/BOE (1)
$0.93 

$0.88 $0.81 
销售量（BOE/d） (2)
1,331,092 1,285,877 1,233,457 
(1)按管理费用除以销售量计算。
(2)公司总销售量。
2023年的行政费用为每京东方0. 93美元，较2022年的每京东方0. 88美元增加6%（2021年—每京东方0. 81美元）。每京东方的行政开支较2022年增加，主要由于人员及企业成本增加，部分被销售量增加及管理费用回收增加所抵销。
基于股份的薪酬
(百万美元)
2023

20222021
基于股份的薪酬费用$491 

$804 $514 
公司的股票期权计划为员工提供了收取普通股或现金支付的权利，以换取交出的股票期权。绩效股份单位（“PSU”）计划为本公司若干行政雇员提供收取现金付款的权利，其金额乃参考本公司股份的价值、个别雇员的表现及达到若干其他绩效指标的程度而厘定。
本公司于2023年确认了4.91亿美元的股份报酬支出，主要是由于计量与过往期间授出的股票期权正常分级归属的影响有关的未行使股票期权的公允价值、期内行使或交还的已归属股票期权的影响以及本公司股价的变动。与授予若干行政雇员的永久股份单位有关的7，000万元开支已计入二零二三年的股份薪酬开支（二零二二年：1. 01亿元开支；二零二一年：7，900万元开支）。
21
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
利息和其他融资费用
（百万美元，实际利率除外）
202320222021
利息和其他融资费用
$636 

$549 $711 
减：利息收入和其他 (1)
(55)(121)(32)
长期债务和租赁负债的利息 (1)
$691 $670 $743 

平均流动和长期债务 (2)
$12,749 $13,986 $18,935 
平均租赁负债 (2)
1,500 1,531 1,619 
平均长期债务和租赁负债 (2)
$14,249 

$15,517 $20,554 
平均有效利率 (3) (4)
4.8%4.3%3.5%

每美元/BOE利息和其他融资费用 (5)
$1.31 $1.17 $1.58 
销售量（BOE/d） (6)
1,331,092 1,285,877 1,233,457 
(1)项目为利息及其他融资费用的组成部分。
(2)于各年度内未偿还流动及长期债务及租赁负债之平均数。
(3)这是一个非GAAP比率，可能无法与其他公司提出的类似措施进行比较，不应被视为替代或更有意义的最直接可比财务措施在公司的审计合并财务报表中提出，作为公司业绩的指示（如适用）。
(4)按长期债务及租赁负债之平均利息除以各年度之平均长期债务及租赁负债结余计算。本公司向财务报表使用者呈列其平均实际利率，以评估本公司的平均债务借贷成本。
(5)按利息及其他融资开支除以销售量计算。
(6)公司总销售量。
二零二三年的利息及其他融资开支由二零二二年的1. 17美元增加12%至1. 31美元（二零二一年：1. 58美元）。二零二三年每京东方的利息及其他融资费用较二零二二年增加，主要反映浮动利率长期债务利率上升的影响，以及应计利息收入上升对二零二二年递延还款额的影响，部分被二零二三年平均债务水平下降所抵销。
本公司于二零二三年的平均实际利率为4. 8%，较二零二二年的4. 3%上升，主要由于二零二三年持有的浮息债务的现行利率上升所致。
风险管理活动
本公司利用各种衍生金融工具管理其商品价格、利率及外汇风险。该等衍生金融工具并非拟作买卖或投机用途。
(百万美元)
202320222021
外币合同
$(17)$(37)$1 
天然气金融工具 (1) (2)
3 13 17 
原油和NGL金融工具 (1)
— 17 (1)
已实现(收益)损失净额(14)(7)17 
外币合同
(9)(16)6 
天然气金融工具 (1) (2)
21 (10)11 
原油和NGL金融工具 (1)
— (2)2 
未实现净亏损（收益）
12 (28)19 
净(得)损
$(2)$(35)$36 
(1)于二零二一年收购Storm Resources Ltd.（“Storm”）及于二零二零年收购Painted Pony Energy Ltd.（“Painted Pony”）时，均假设商品金融工具。
(2)于2023年第四季度，本公司订立了50，000万吨/日价值1. 82美元的AECO固定价格金融对冲合约，期限为2024年1月至12月。
于二零二三年，已变现风险管理收益净额与外币合约结算有关，部分被天然气金融工具亏损所抵销。本公司于2023年的风险管理活动录得未实现净亏损1200万美元（700万美元税后500万美元）（2022年—2800万美元未实现收益，2500万美元税后300万美元2 500万美元；2021年—1900万美元未实现亏损，1600万美元税后300万美元）。
有关于2023年12月31日尚未行使的衍生金融工具的进一步详情于本公司经审核综合财务报表附注19披露。
加拿大自然2023年度报告
22
主要文件 陈列品
外汇
(百万美元)
202320222021
已实现(收益)损失净额$(19)$(114)$78 
未实现（收益）损失净额
(260)852 (205)
净（收益）损失 (1)
$(279)$738 $(127)
(1)金额乃经扣除交叉货币掉期之对冲影响后呈报。
二零二三年之已变现外汇收益净额主要由于结算以美元或英镑计值之营运资金项目时之汇率波动所致。二零二三年未实现外汇收益净额主要与加元走强对未偿还美元债务的影响有关。于二零二三年十二月三十一日，美元兑加元汇率为0. 7573美元（二零二二年十二月三十一日：0. 7389美元，二零二一年十二月三十一日：0. 7901美元）。
所得税
（百万美元，实际税率除外）
202320222021
北美 (1)
$1,853 $2,789 $1,841 
北海
(6)69 7 
离岸非洲
73 74 21 
当前PRT—北海
(58)(42)(34)
其他税种
17 16 13 
当期所得税
1,879 

2,906 1,848 
递延企业所得税
267 302 399 
递延PRT—北海
(214)(441)— 
递延所得税
53 (139)399 
所得税
$1,932 $2,767 $2,247 
税前收益$10,165 $13,704 $9,911 
净收益实际税率(2)
19%20%23%

（百万美元，实际税率除外）
202320222021
所得税
$1,932 $2,767 $2,247 
非经营性项目的税收效应(3)
345 964 5 
当前PRT—北海
58 42 34 
递延PRT—北海
9 — — 
其他税种
(17)(16)(13)
调整后净收益的有效税$2,327 $3,757 $2,273 
调整后的经营净收益 (4)
$8,533 $12,863 $7,420 
调整后的营业净收益，税前$10,860 $16,620 $9,693 
调整后的营业净收益的实际税率(5) (6)
21%23%23%
(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)计算方法为当期所得税和递延所得税之和除以税前收益。
(3)包括对PSU的净所得税影响、未实现的风险管理和与2022年放弃支出有关的政府赠款收入，以及与2023年和2022年确认的可收回费用相关的递延PRT和所得税回收。
(4)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(5)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最直接可比的财务指标(如适用)的替代或更有意义的指标，以此作为公司业绩的指标。
(6)计算方法为调整后净收益的有效税除以调整后的税前运营净收益。本公司为财务报表使用者提供调整后的经营净收益的有效税率，以评估公司核心业务活动的有效税率。
2023年和可比年度的净收益和调整后净收益的实际税率包括北美和北海地区非应税项目的影响，以及公司运营所在国家的司法收入和税率与净收益的差异的影响。
2023年和2022年在北海的当期和递延公司所得税以及当期和递延的PRT包括PRT亏损的结转影响，包括与公司在北海的平台退役活动相关的支出。递延的PRT和所得税还反映了在2023年和2022年的损耗、折旧和摊销费用中确认的可回收费用的影响。
23
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
本公司在其经营所在的各个司法权区提交所得税申报表。该等纳税申报表须由适用税务机关在正常过程中进行定期审查。所编制的纳税申报表可能包括申报职位，这些职位可能会受到适用税法及法规的不同诠释，可能需要数年时间才能解决。本公司不认为该等事项的最终决议案将对本公司报告的经营业绩、财务状况或流动性产生重大影响。
2023年，公司提交了约3.8亿加元（2022年为2.83亿加元；2021年为2.29亿加元）的科学研究和实验开发索赔，涉及加拿大所得税目的的合资格研发支出。
资本支出净额 (1) (2)
(百万美元)
2023

20222021
勘探和生产
勘探和评估资产



净支出
$47 

$36 $12 
财产处置净额(3)(3)(11)
勘探和评估资产总额
44 33 1 
物业、厂房及设备
财产购置净额 (3)
24 

513 1,112 
钻井、完井和装备
1,579 

1,545 918 
生产和相关设施
1,267 

1,233 802 
其他
61 

59 64 
财产、厂房和设备合计
2,931 3,350 2,896 
总勘探和生产
2,975 3,383 2,897 
油砂开采与升级
项目成本
348 

294 236 
可持续资本
1,347 

1,171 1,035 
周转成本
189 

287 145 
财产购置净额（处置）
5 

(40)— 
其他(4)
5 

7 331 
总油砂开采和提质
1,894 1,719 1,747 
中游与炼油
10 

9 9 
总公司
30 

25 23 
资本支出净额
$4,909 $5,136 $4,676 
遗弃支出净额 (5)
$509 $335 $232 
按细分市场
北美(3)
$2,770 

$3,133 $2,662 
北海
33 

126 173 
离岸非洲
172 

124 62 
油砂开采和提质
1,894 

1,719 1,747 
中游与炼油
10 

9 9 
总公司
30 

25 23 
资本支出净额
$4,909 $5,136 $4,676 
(1)资本开支净额不包括租赁资产及公平值及重估调整的影响，并包括因用途改变而将物业、厂房及设备非现金转移至存货。
(2)非公认会计准则财务衡量标准。这项措施的构成在所述所有期间都已更新。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，以及于二零二一年收购Storm所假设的1.83亿美元长期债务的清偿。
(4)包括于二零二一年收购现有油砂租赁之5%附带权益净额。
(5)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
加拿大自然2023年度报告
24
主要文件 陈列品
公司的战略重点是建立一个多元化的资产基础，在各种产品之间保持平衡。为促进有效营运，本公司将业务集中于核心领域。本公司专注于维持其土地库存，以持续开发区块类型和地质趋势，大大降低整体勘探风险。通过拥有相关基础设施，公司能够最大限度地利用其生产设施，从而提高对生产费用的控制。
二零二三年的资本支出净额为49. 09亿美元，而二零二二年则为51. 36亿美元。二零二三年资本支出净额包括基本资本支出 (1)39.58亿美元和战略增长资本支出 (1)9.25亿美元，根据公司的资本预算。此外，该公司报告了放弃支出 (2)截至2023年12月31日止年度为5.09亿美元，而截至2022年12月31日止年度为3.35亿美元。
2024年资本预算
2023年12月14日，公司宣布其2024年资本预算目标为约54.20亿美元，目标是在2024年实现短期产量增长，并在2025年及以后实现中长期产量和产能增长。2024年的产量目标为1，330，000 BOE/d至1，380，000 BOE/d。此外，该公司的目标是在2024年放弃支出6.35亿美元。
2024年资本预算构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详情，请参阅本MD & A的“咨询”部分。
钻井活动 (1) (2)
（净井数）
2023

20222021
净成功的原油油井 (3)
221 

317 149 
净成功天然气井
61 

72 49 
枯井
2 

1 1 
总计
284 390 199 
成功率
99%

99%99%
(1)包括北美和国际部分的钻探活动。
(2)此外，于2023年，本公司在油砂开采及提质板块净钻334口地层井和11口服务井，在本公司的热油项目净钻24口地层井和48口服务井，在北部平原地区净钻2口服务井。
(3)包括沥青井。
北美
2023年，本公司净钻天然气井61口、原生重质原油净钻132口、Pelican Lake重质原油净钻2口、沥青（热油）净钻50口、轻质原油净钻39口。
(1)项目是净资本支出的一个组成部分。有关净资本支出的更多细节，请参阅本MD & A的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
(2)放弃支出和放弃支出净额的对账在本MD & A的“非公认会计原则和其他财务措施”一节中呈列。
25
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
流动性与资本资源
（百万美元，比率除外）
2023

20222021
调整后的营运资本(1)
$712 

$(1,190)$(480)
长期债务，净额 (2)
$9,922 $10,525 $13,950 
股东权益
$39,832 $38,175 $36,945 

债务账面资本化 (2)
20%

22%27%
税后平均使用资本申报表 (3)
17%

22%16%
(1)按流动资产减流动负债计算，不包括长期债务的流动部分。
(2)资本管理措施。请参阅本MD & A的“非GAAP和其他财务措施”部分。
(3)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
于2023年12月31日，本公司的资本资源主要包括经营活动产生的现金流量、可用的银行信贷额度和进入债务资本市场的渠道。经营活动产生的现金流量和公司更新现有银行信贷额度和筹集新债务的能力取决于本MD & A的“商业环境”一节和“风险和不确定性”一节中讨论的因素。此外，该公司更新现有银行信贷设施和筹集新债务的能力反映了由独立评级机构确定的当前信用评级和市场状况。本公司继续相信，其内部产生的经营活动现金流，得到实施其持续对冲政策的支持，其资本支出计划和多年财务计划的灵活性，其现有的银行信贷额度，以及其以商业上可接受的条款筹集新债务的能力，将提供足够的流动性，以维持其业务在短期内，中期和长期，并支持其增长战略。
本公司持续透过以下方式继续专注于其资产负债表实力及可用流动资金：
▪监测业务活动产生的现金流量，这是资金的主要来源；
▪定期监控个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险，并在适当情况下确保母公司担保或信用证到位，并在适用情况下采取其他缓解措施，以尽量减少违约情况下的影响；
▪积极管理维护及增长资本的分配，以确保其以审慎及适当的方式使用，并灵活地适应市场状况。本公司继续行使其资本灵活性，以应对商品价格波动及其对运营支出、资本承诺和长期债务的影响；
▪监控公司履行到期财务义务的能力或以合理价格及时变现资产的能力；
▪审查银行信贷设施和公共债务契约，以确保它们符合适用的契约包；
▪审查公司的借款能力：
◦于2022年，本公司偿还及注销10亿美元定期信贷融资中的5亿美元非循环部分，将剩余融资减至2023年2月到期的5亿美元循环信贷融资，并将该融资由2023年2月延长至2024年2月。于2023年，本公司将其5亿美元循环信贷额度由2024年2月延长至2025年2月。
◦于2023年，本公司将原于2024年6月到期的24. 25亿美元循环银团信贷融资延长至2027年6月。
◦循环银团信贷融资每年可经本公司与贷款人共同同意延长。倘融资不获延长，则未偿还本金额须于到期日偿还。本公司循环期信贷融资项下的借贷可参考加元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、SOFR、美国基本利率或加拿大最优惠利率定价。
◦于二零二二年，本公司终止其北海业务相关的500万英镑即期信贷融资。
◦本公司根据其美国商业票据计划的借款最高授权为25亿美元。
◦2023年，本公司偿还了4. 05亿美元的1. 45%中期票据。
◦于二零二二年，本公司透过市场购买偿还4. 98亿元中期票据，利率介乎1. 45%至3. 55%，原于二零二三年至二零二八年到期。
◦2022年，本公司偿还了10亿美元的3. 31%中期票据。
加拿大自然2023年度报告
26
主要文件 陈列品
◦2023年，该公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时在加拿大出售最多30亿美元的中期票据，该中期票据将于2025年8月到期，取代该公司先前的基本货架招股说明书，该招股说明书将于2023年8月到期。如已发行，该等证券的金额及价格（包括利率）可根据发行时的市况厘定。
◦在2022年期间，公司提前偿还了10亿美元2.95%的债务证券，原定于2023年1月15日到期。
◦于2023年期间，本公司提交了一份基础架子招股说明书，允许不时在美国出售高达3,000亿美元的债务证券，该要约将于2025年8月到期，取代本公司先前将于2023年8月到期的基础架子招股说明书。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
截至2023年12月31日，本公司有54.5亿美元的未提取循环银行信贷安排。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司拥有约68.52亿美元的流动资金。本公司还有其他一些专用信贷安排来支持信用证。截至2023年12月31日，本公司在其商业票据计划下没有提取商业票据，并在循环银行信贷安排下为该计划下的未偿还金额储备了能力。
于2022年期间，本公司结算了5.5亿美元交叉货币互换，指定作为部分于2038年3月到期的11亿美元6.25%美元债务证券的现金流量对冲。该公司在和解时实现了1.58亿美元的现金收益。截至2023年12月31日，该公司没有未偿还的交叉货币掉期合同。截至2023年12月31日，没有任何外币合约被指定为现金流对冲。
长期债务，截至2023年12月31日的净额为99.22亿美元，导致债务与账面资本之比(1)20%(2022年12月31日-22%，2021年12月31日-27%)；这一比率低于管理层使用的25%至45%的内部范围。这一比率可能会低于或超过目标范围，这取决于收购的时机、公司资本计划的执行情况以及大宗商品价格和外汇波动。
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。有关本公司于2023年12月31日的长期债务的进一步详情，请参阅本公司经审计的综合财务报表附注11。本公司受一项财务契约约束，该契约要求债务与账面资本之比不得超过其信贷安排协议中所界定的65%。截至2023年12月31日，本公司遵守了本公约。
公司根据其商品对冲政策定期使用商品衍生金融工具，以降低商品价格波动的风险，并支持公司资本支出计划的现金流。这项政策目前允许对冲近12个月预算产量的60%和随后13至24个月估计产量的40%。就本政策而言，认沽期权的购买是上述参数之外的补充。有关本公司于2023年12月31日尚未偿还的商品衍生金融工具的进一步详情，请参阅本公司经审核综合财务报表附注19。
截至2023年12月31日，长期债务和其他长期债务及相关利息支付的到期日如下：
 
少于
1年		1至小于
2年		2至小于
5年		此后
长期债务(1)
$980 $1,584 $2,317 $5,978 
其他长期负债(2)
$302 $184 $428 $645 
利息和其他融资费用 (3)
$582 $518 $1,257 $3,362 
(1)长期债务仅指本金偿还，并不反映利息、原始发行折扣及溢价或交易成本。
(2)其他长期负债中包括的租赁付款仅反映本金付款，具体情况如下：一年以下，2.98亿美元；一年以下，1.84亿美元；二年以下，4.28亿美元；其后为6.45亿美元。
(3)包括长期债务及其他长期负债的利息及其他融资开支。付款乃根据于二零二三年十二月三十一日的适用利率及外汇汇率估计。
(1)资本管理措施。请参阅本MD & A的“非GAAP和其他财务措施”部分。
27
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
股本
于2023年12月31日，共有1，072，408，000股未行使普通股（2022年12月31日：1，102，636，000股普通股）及26，205，000股未行使购股权（2022年12月31日：31，150，000股普通股）。于2024年2月27日，本公司有1，070，845，000股已发行普通股及28，296，000股未发行购股权。
2024年2月28日，董事会批准将季度股息增加5%至每股普通股1.05美元，从2024年4月5日支付的股息开始。
2023年11月1日，董事会批准将季度股息增加11%至每股普通股1.00美元。2023年3月1日，董事会批准将季度股息增加6%至每股普通股0.90美元。2022年11月2日，董事会批准将季度股息增加13%至每股普通股0. 85美元。2022年8月3日，董事会批准派发每股普通股1.50美元的特别股息。2022年3月2日，董事会批准将季度股息增加28%至每股普通股0.75美元。2021年11月3日，董事会批准将季度股息增加25%至每股普通股0. 5875美元。2021年3月3日，董事会批准将季度股息从每股普通股0. 425美元增加11%至每股普通股0. 47美元。股息政策经董事会定期检讨，并可予变动。
2023年3月8日，公司的申请获得批准，通过多伦多证券交易所的设施，替代加拿大交易平台和纽约证券交易所，购买最多92，296，006普通股，占公众持股量的10%，在12个月期间内，从2023年3月13日至3月12日，2024.
2023年，本公司以每股普通股82. 86美元的加权平均价格购买了40，050，000股普通股，总成本为33. 18亿美元。留存收益减少了29.29亿美元，即普通股购买价超过其平均账面价值的部分。2023年12月31日之后，截至2024年2月27日，本公司以每股普通股85.54美元的加权平均价格购买了4，000，000股普通股，总成本为3.42亿美元。
2024年2月28日，董事会批准了一项决议，授权本公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以正常过程发行人出价的方式购买其已发行和流通普通股的最高公众持股量（根据多伦多证券交易所的规则确定）的10%。在多伦多证券交易所接受意向通知后，收购将通过多伦多证券交易所、其他加拿大交易平台和纽约证券交易所的设施进行。
股份拆分
2024年2月28日，公司董事会批准了一项决议，将公司普通股按两换一的基础进行细分，但须经股东批准，且公司已获得所有监管部门批准，包括多伦多证券交易所批准。该提案将在2024年5月2日举行的公司年度股东特别大会上进行表决。
承付款和或有事项
于正常业务过程中，本公司已承诺支付若干款项。下表概述本公司于2023年12月31日的承诺：
(百万美元)
20242025202620272028此后
产品运输和加工(1)
$1,572 $1,595 $1,408 $1,358 $1,242 $13,380 
西北红水合作伙伴服务通行费(2)
$158 $157 $139 $126 $130 $4,985 
海上船舶和设备
$36 $— $— $— $— $— 
现场设备和电力
$38 $25 $23 $22 $22 $193 
其他
$145 $111 $112 $25 $26 $355 
(1)该公司对跨山管道扩建20年产品运输协议的承诺反映了加拿大能源监管机构于2023年第四季度批准的临时收费，并在最终收费批准之前可能会有所变化。
(2)根据加工协议，本公司按比例支付每月服务费债务部分的25%份额。包括在2058年结束的40年收费期内应付的利息30.11亿美元。
除上述所披露的承诺外，本公司已就其各项发展项目的工程、采购及建造订立多项协议。这些合同可由公司在通知后取消，不受罚款，但须支付取消合同所产生的费用及相关费用。
法律程序和其他连续性
本公司是在正常业务过程中发生的多起法律诉讼的被告和原告。此外，该公司还受到某些承包商施工索赔的约束。本公司相信，任何该等事项可能产生的任何负债不会对其综合财务状况产生重大影响。
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主要文件 陈列品
储量
截至2023年及2022年12月31日止年度，本公司聘请了独立合格储量评估师，以评估和审查本公司所有的总探明储量和总探明储量加可能储量。评估及审查乃根据加拿大石油及天然气评估手册（“COGE手册”）所载标准进行及编制，并根据国家仪器51—101—石油及天然气活动披露标准（“NI 51—101”）的要求披露。
以下为本公司于生效日期二零二三年十二月三十一日采用预测价格及成本计算的总探明储量及总探明储量加可能储量的对账表：
已证明的总数轻质和中质原油初级重油鹈鹕湖重质原油沥青(热油)合成原油天然气天然气液体桶油当量
 （MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）(Bcf)（MMBBL）(Mmboe)
2022年12月31日(1)
231 179 262 3,284 6,873 13,627 486 13,587 
新发现— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密钻井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢复能力— — 1 6 34 — — 40 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技术修订(12)13 12 24 (23)362 3 77 
生产(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日(1)
218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
已证明的总加价
很有可能		轻质和中质原油初级重油鹈鹕湖重质原油沥青(热油)合成原油天然气天然气液体
 
桶 油当量
 （MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）(Bcf)（MMBBL）(Mmboe)
2022年12月31日(1)
320 272 376 5,186 7,408 22,270 772 18,046 
新发现— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密钻井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢复能力— — 1 7 51 — — 58 
收购— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
经济因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技术修订(28)(2)4 (4)(43)(83)(21)(108)
生产(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日(1)
305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
(1)由于四舍五入，储量数据表中的信息可能不会增加。由于四舍五入可能无法计算呈列的BOE值。
于2023年12月31日，已探明原油、沥青（热油）及天然气液化石油总储量为11，409百万桶，而已探明加可能原油、沥青（热油）及天然气液化石油总储量为14，457百万桶。总探明储量增加和修订取代了2023年产量的126%。勘探及开发活动、收购、出售及未来抵销增加所导致的总探明储量增加为430百万桶，而总探明加可能储量增加为570百万桶。总探明储量的净正修订为1800万桶，总探明储量加可能储量的净负修订为9200万桶，主要是由于技术修订。
截至2023年12月31日，总探明天然气储量为15，005 Bcf，总探明加可能天然气储量为24，284 Bcf。总探明储量增加和修订取代了2023年产量的275%。由于勘探和开发活动、收购、处置和未来抵消增加而增加的总探明储量为1，882 Bcf，总探明储量加可能储量的增加为2，970 Bcf。
总探明储量的净正修正为280亿立方英尺，主要是由于技术修正。净负修订为171亿立方英尺，主要是由于经济因素和技术修订。
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主要文件 陈列品
本公司董事会的储备委员会已与本公司的每一位独立合格储备评估员会面并进行独立尽职调查程序，以审查每一位评估员在确定本公司数量估计和剩余储备未来净收入的相关净现值时所使用的程序。其他储量信息每年在AIF中披露。
本公司每年根据美国财务会计准则委员会第932号专题“采掘活动-石油和天然气”，在提交给美国美国证券交易委员会的Form 40-F年度报告和本公司年度报告的“油气补充信息”部分披露已探明净储量和使用12个月平均价格和当前成本对未来净现金流进行贴现的标准化计量。
风险和不确定性
本公司在原油、天然气和天然气的勘探、开发、生产和销售以及将沥青开采、提炼和升级为上海合作组织的过程中面临各种固有的经营风险。这些固有风险包括但不限于以下几点：
▪原油和天然气、天然气和成品油的现行价格波动；
▪能够以合理的成本发现、生产和替换储量，无论是来自勘探、提高采收率还是收购，包括因经济和技术因素而修订储量的风险。准备金修订可能对资产估值、ARO和损耗率产生积极或消极影响；
▪储集层质量和储量估算的不确定性；
▪与批准勘探和开发活动有关的监管风险，这可能增加成本或导致项目延误；
▪与确保以及时和具有成本效益的方式完成基本项目所需的人力有关的劳工风险；
▪勘探、生产和销售原油、天然气以及开采、提炼和升级公司沥青产品过程中存在的经营风险和其他困难；
▪整合被收购公司和资产的业务和运营的时机和成功；
▪与销售合同不付款或合同对手方不履行有关的信用风险，包括作为套期保值计划一部分的衍生金融工具和实物销售合同；
▪与公司以商业上可接受的条款获得融资的能力相关的利率风险；
▪汇率波动对公司以美元计价的债务和主要基于美元计价基准的销售收入的影响造成的外汇风险；
▪与包括温室气体在内的勘探和开发活动有关的环境影响风险；
▪与环境监管有关的未来立法和监管动态，包括但不限于温室气体履约成本和减排目标；
▪向低碳经济转变的时间和速度是不确定的，如果金融机构、投资者、保险公司、评级机构和/或贷款人采取更严格的脱碳政策，获得保险和资本的能力可能会受到不利影响；
▪政府、监管当局和其他利益相关者可能采取的行动，这些行动可能会在公司开展业务的司法管辖区造成成本或限制，包括但不限于对生产的限制以及监管过程的确定性和时间表；
▪与公司所在地区的政府或政府政策变化、社会不稳定以及其他政治、经济或外交发展相关的地缘政治风险；
▪改变特许权使用费制度；
▪确保产品得到适当运输的能力，这可能受到管道限制、第三方建造新管道或扩大现有管道能力和其他因素的影响；
▪公司产品进入市场的机会；
▪公司的信息技术系统及相关数据和控制系统发生重大中断或故障的风险，或可能对公司运营产生不利影响的重大漏洞；
▪因意外事件造成的业务中断，如火灾或爆炸，无论是人为错误还是自然造成的，严重的风暴和其他灾难性的自然行为，井喷，冻结，设施和基础设施的机械或设备故障，以及其他影响公司或其运营或资产直接或间接影响公司的其他方的类似事件，以及可能或可能无法在财务上收回的；
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主要文件 陈列品
▪流行病或流行病有可能通过以下方式扰乱公司的运营、项目和财务状况：扰乱本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人才库而损失人力；或由当地卫生当局作为预防措施实施隔离；任何一种情况都可能要求公司根据潜在爆发的程度和严重程度以及受影响的地区或业务(新冠肺炎大流行就是这种情况)暂时减少或关闭业务。根据严重程度，大规模疫情或大流行可能影响国际大宗商品需求，并对公司实现的价格产生相应影响，这可能对公司的财务状况产生重大不利影响；
▪与公司履行到期财务义务的能力或以合理价格及时清算资产的能力有关的流动性风险；以及
▪其他影响收入和费用的情形。
该公司使用各种手段寻求减轻和/或最大限度地减少这些风险。本公司维持一项全面的财产损失及业务中断保险计划，以降低风险。通过将工作重点放在具有高度工作利益的大型核心领域并承担关键设施的运营权，可以加强业务控制。产品结构多样化，包括生产天然气和生产各种等级的原油和液化石油气。该公司认为，与对一种商品过度杠杆化相比，这种多元化降低了价格风险。销售原油和天然气的应收账款主要面向原油和天然气行业的客户，存在正常的行业信用风险。本公司寻求通过定期监测对个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险敞口来管理这些风险，并在适当时确保父母担保或信用证到位，并在适当情况下采取其他缓解措施，将违约事件的影响降至最低。衍生金融工具定期被用来帮助确保实现目标，并管理大宗商品价格、外汇和利率敞口。如果衍生金融工具的交易对手不履行合约，本公司可能会蒙受损失；然而，本公司寻求通过与基本上都是投资级金融机构的交易对手签订协议来管理这一信用风险。有关本公司金融工具的安排及政策会不断检讨，并可能因应当时的市况而有所改变。流动性风险的管理要求公司保持足够的现金和现金等价物以及其他资本来源，主要包括经营活动的现金流量、可用的信贷安排、商业票据和进入债务资本市场的机会，以在到期时履行债务。该公司实施了网络安全协议和程序，旨在降低公司信息技术系统以及相关数据和控制系统发生故障或重大破坏的风险。
该公司拥有安全、完整和环境管理体系，以安全、高效和环境可持续的方式回收和处理原油和天然气资源，并降低风险。
该公司的资本结构组合也受到持续监测，以确保其优化灵活性，最大限度地降低成本，并提供最大的增长机会。这包括确定合理的债务水平和可能存在的任何利率敞口风险。
欲了解有关公司风险和不确定性的更多详情，请参阅公司截至2023年12月31日的年度AIF。
环境
公司有一份关于环境管理的公司声明，其中确认环境管理是公司的基本价值。该公司继续投资于人员、成熟的新技术、设施和基础设施，以高效、对环境负责和可持续的方式回收和处理原油和天然气资源。在新的项目设计和运营中对环境、社会、经济和健康的考虑因素进行评估，以改善环境绩效。采用过程来避免、减轻、最小化或补偿环境影响。在与当地社区合作时，公司会考虑在其运营附近使用土地的人的利益和价值，并在适当的情况下调整项目，以认识到这些问题。
原油和天然气行业正经历与遵守环境法规有关的成本逐步增加，特别是在北美和北海。现有及预期的法例及法规可能要求本公司处理及减轻其活动对环境的影响。本公司已制定程序，并承诺遵守所有现有的环境标准和法规，并已在其资本预算中纳入适当数额，以继续满足当前的环境保护要求；但无法保证未来环境法律和法规的影响不会对本公司的业务、财务状况和经营业绩造成重大影响。日益严格的法律法规可能会对公司未来的净收益产生不利影响。
公司的相关环境风险管理策略包括与立法者和监管机构就任何新的或修订的政策、立法或法规进行建设性的合作，以反映可持续发展的平衡方法。针对现有或新立法的具体措施包括关注公司的能源效率、空气排放管理、水管理和土地管理，以尽量减少干扰影响。本公司的环境风险管理策略采用环境管理计划（以下简称“计划”）。
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主要文件 陈列品
作为风险管理的一部分，公司通常通过与行业伙伴、政府和研究机构的合作努力，开发、评估和实施将改善环境绩效的技术和创新实践。该计划的细节以及业绩结果每季度提交董事会，并由董事会审查。
该计划和公司的运营指南侧重于最大限度地减少运营的影响，同时满足监管要求、区域空气质量和排放、地下水和生物多样性管理框架、行业运营标准和指南以及内部公司标准。对运营商和承包商的培训和尽职调查是公司环境管理计划有效性和预防事故以保护环境的关键。作为本计划的一部分，公司已实施了积极主动的计划，包括：
▪环境规划，以评估潜在影响并实施避免和缓解方案，以维持陆地和水生系统以及高价值生态系统的生物多样性；
▪继续评估新技术，以减少环境影响，包括支持加拿大油砂创新联盟（"COSIA"）、Pathways的创新部门、加拿大石油技术联盟（"PTAC"）和其他研究机构；
▪通过实施各种CO缓解公司气候变化的影响2 减排和碳捕获项目包括：CO2EOR注射液，CO2注入尾矿和Quest碳捕集和储存设施；甲烷排放减少计划，包括溶液气体保护以减少甲烷排放，以及设备改造计划以减少气动设备的甲烷排放；以及优化公司设施的效率；
▪提高使用效率和回收率以及减少淡水使用的水方案；
▪对所有地热就地和采矿作业进行地下水监测；
▪有效的回收和退役计划整个公司的业务。在北美洲，弃井和逐渐开垦大片毗连土地，为加强生物多样性和功能性野生动物生境奠定了基础。在该公司的国际业务中，Banff和Kyle油田的退役活动继续进行，Ninian Hub地区的退役规划也开始了；
▪油砂开采中的尾矿管理，以尽量减少细粒尾矿并促进逐步回收；
▪监测方案，以评估生物多样性、野生动物和渔业的变化，以管理建设和运营的影响，并评估填海成功率；
▪参与和支持区域重要资源油砂监测方案；
▪积极的溢漏预防和管理计划；
▪支持对排放及其沉积的区域气棚监测；以及
▪内部环境管理体系，用于操作设施的合规性审核和检查计划。
本公司的资产报废责任预计将在约60年的期间内持续结算，并已使用加权平均贴现率5.2%（2022年—5.6%；2021年—4.0%）贴现。2023年，公司的资本支出包括5.09亿美元的废弃支出（2022年为4.49亿美元；2021年为3.07亿美元）。请参阅本MD & A的“非公认会计准则和其他财务措施”一节，以了解有关放弃支出净额的进一步详情。本公司于2023年12月31日的估计贴现ARO如下：
(百万美元)
20232022
勘探和生产
  
北美
$4,471 $4,326 
北海
1,441 1,011 
离岸非洲
165 143 
油砂开采和提质
1,612 1,427 
中游与炼油
1 1 
 
$7,690 $6,908 
贴现的ARO是基于对废弃和恢复油井、生产设施、矿场、升级设施和尾矿以及海上生产平台的未来成本的估计。
影响成本的因素包括钻井的数量、井深、设施大小和具体的环境法规。估计的未来费用是根据现行立法、行业运作惯例以及预期的工作范围和放弃的时间对当前费用进行估计的。
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主要文件 陈列品
2021年，艾伯塔省能源监管机构(“AER”)宣布了一个新的负债管理框架，作为其油气井、设施和管道生命周期管理的一部分，该框架为关闭不活动的油井和相关基础设施的公司设定了年度强制性支出目标。在该框架下，AER向持牌人分配了其废弃和填海活动的强制性年度支出目标，该目标是根据持牌人在省级不活跃油井和相关基础设施库存中的比例确定的，以及其他因素。强制性支出目标于2022年1月1日生效，并在2023年业绩年度增加。在2022年期间，萨斯喀彻温省政府还推出了非活动负债减少计划，不列颠哥伦比亚省政府更新了休眠和关闭法规，这些法规为这些省份的非活动油井和设施的退役和恢复提供了强制性目标。该公司已经根据设定和预测的年度目标更新了对未来支出的预测，以清偿其ARO负债。因此，公司截至2022年12月31日的ARO负债在虚增和贴现的基础上有所增加，这是由于早先为清偿与关闭非活跃油井和设施相关的负债而预测的支出。
温室气体和其他排放
该公司拥有庞大、多元化和平衡的投资组合和风险管理战略，其中包括综合温室气体减排战略以及对技术和创新的投资，以提高其温室气体业绩。该公司的温室气体综合减排战略包括：1)将减排整合到项目规划和运营中；2)利用技术创造价值和提高绩效；3)投资研发，支持与工业界、企业家、学术界和政府的合作；4)专注于持续改进，以推动长期减排；5)在碳捕获、封存和储存方面处于领先地位；6)参与政策和法规的制定(包括交易能力和抵消排放)；以及7)审查和开发新的商业机会和趋势。
该公司是路径联盟的创始成员和贡献者，路径联盟是油砂生产商与联邦和省级政府共同努力的联盟，旨在实现到2050年油砂作业温室气体净零排放的目标，以帮助加拿大实现其气候目标，包括其《巴黎协定》承诺和2050年净零目标。
该公司正通过行业协会与加拿大立法者和监管机构合作，制定和实施新的温室气体排放法律和法规，以支持减排并适当反映可持续发展的平衡方法。在公司内部，该公司正在推行综合减排战略，并致力于遵守现有和未来的温室气体和空气污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的减排要求。该公司继续制定战略，使其能够应对与新的温室气体和空气排放政策相关的风险和机遇。此外，公司正与有关各方合作，确保新政策鼓励技术创新、能源效率和有针对性的研发，同时不影响竞争力。
该公司所在司法管辖区的政府已经或正在制定温室气体法规，作为其国家和国际气候变化承诺的一部分。该公司使用现有的温室气体法规来确定合规成本对当前和未来项目的影响。该公司在其运营的司法管辖区内持续监测温室气体法规的发展，以评估未来法规发展对公司运营和计划项目的影响。在加拿大，联邦政府已经批准了巴黎气候变化协议，承诺到2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少40%-45%。2022年，联邦政府发布了2023年7月1日生效的《清洁燃料条例》，该条例适用于汽油和柴油的生产商或进口商，并要求降低与加拿大生产和供应的汽油和柴油相关的碳强度。加拿大政府还承诺限制和减少石油和天然气行业的排放，并在2023年12月宣布了一个全国性的总量管制和交易制度的监管框架，并计划在2024年年中之前公布法规草案。框架草案目前提议将2030年的排放量限制在比2018年水平(加拿大环境和气候变化估计)低35%-38%的水平，同时提供一些合规灵活性，使排放量最多比2019年的门槛低20%-23%。联邦政府还在开发空气污染物的综合管理系统，并发布了与该公司运营的某些锅炉、加热器和压缩机发动机有关的法规。
联邦政府宣布，打算到2030年将碳价格提高到170美元/吨，2022年后每年增加15美元/吨。所有省份的碳定价监管制度均须接受联邦政府的定期审查，以评估省级制度是否符合联邦《温室气体污染定价法》。此类未来审查可能会影响碳价格和/或省级系统的严格程度。
在艾伯塔省，自2020年1月1日起，温室气体法规（碳竞争力激励法规）被技术创新和减排法规（“TIER”）取代。TIER的覆盖范围已经扩大到包括该公司在艾伯塔省的所有资产（作为联邦燃料费的替代方案）。2022年12月，艾伯塔省政府公布了自2023年1月1日起生效的TIER变更，减少了该法规下设施的排放分配额。此外，TIER的排放覆盖范围扩大到包括所有TIER监管设施的燃烧。2023年，艾伯塔省的碳价格为65美元/吨，超过TIER监管限额的排放量，并每年以15美元/吨的增量增加至2030年的170美元/吨，这与联邦碳定价时间表一致。未运营的Scotford升级厂和西北红水沥青混合厂和炼油厂也须遵守TIER规定。
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主要文件 陈列品
在不列颠哥伦比亚省，碳税目前被评估为每吨CO 65美元2E关于该省的燃料消耗和天然气燃烧和排放，预计将继续增加15美元/吨CO2E每年，直到达到170美元/吨的CO2E如2023年省级预算所述，2030年将与联邦碳定价时间表保持一致。此外，不列颠哥伦比亚省政府在2023年省级预算中宣布，将用2024年4月1日生效的基于产出的定价体系取代对大型工业排放国征收的碳税。
作为其草原复原力计划的一部分，萨斯喀彻温省政府有一项法规(《管理和减少温室气体(标准和合规)法规》)适用于排放超过25千吨CO的设施2E每年，并要求北唐格尔旗原地重油设施和Senlac原地重油设施达到自2020年起温室气体排放的削减目标。这一规定还使低于门槛的设施能够聚合并选择加入萨斯喀彻温省的监管系统，作为联邦燃料费的替代方案。该法规还采用了2030年前的联邦碳定价时间表。
在马尼托巴省，联邦基于产量的定价系统和碳定价时间表适用于排放量大于或等于10千吨CO的设施2E每年，联邦燃料费适用于CO排放量低于10千吨的设施2E每年。
到2025年，联邦政府承诺将石油和天然气行业的甲烷排放量在2012年的基础上减少40%至45%。联邦政府的甲烷法规于2020年1月1日生效，并在全国范围内适用，除非各省与联邦政府达成对等协议，根据该协议，联邦法规将不会在这些司法管辖区生效。不列颠哥伦比亚省、艾伯塔省和萨斯喀彻温省已经实施了省级甲烷法规，并与联邦政府达成了对等协议。因此，适用的省级甲烷条例适用于西部三省，而联邦甲烷条例适用于马尼托巴省的甲烷排放。2022年，联邦政府宣布了一个扩大甲烷法规的框架，以实现到2030年在2012年的基础上至少减少75%，监管框架草案于2022年11月发布，修正案于2023年12月发布。对条例草案的反馈将持续到2024年。
在英国，温室气体法规自2005年以来一直有效。在英国国家分配计划的第一阶段(2005-2007)，该公司的运营低于其首席运营官2分配。在第二阶段(2008-2012)公司的CO2分配减少到低于公司的运营排放量。第三阶段(2013-2020)公司的CO2拨款进一步减少。随着英国于2020年1月31日退出欧盟，新的英国排放交易计划(ETS)于2021年1月1日启动。新计划目前与欧盟ETS规则保持一致，适用于能源密集型行业、发电行业和航空。公司继续专注于实施CO2在其设施和交易机制上提供减排计划的机会，以确保遵守目前生效的要求。
会计政策和准则
监管动态
2021年5月27日，加拿大证券管理人(“CSA”)宣布通过NI 52-112及相关修正案。这项国家文书取代了以前CSA关于非GAAP措施的通知。NI 52-112规定了实体如何列报非GAAP和其他财务指标和比率。从2021年开始，这些要求适用于公司的MD&A和某些其他披露文件。
会计政策的变化
2023年5月，国际会计准则理事会发布了国际会计准则第12号“所得税”的修订，内容涉及实施经济合作与发展组织第二支柱示范规则（“第二支柱立法”）的司法管辖区产生的递延税项的会计处理。第二支柱立法对公司2023年的财务业绩没有重大影响，根据公司目前经营所在司法管辖区迄今已颁布的立法，预计不会对公司未来期间的业绩产生重大影响。
于二零二一年五月，国际会计准则理事会颁布国际会计准则第12号“所得税”之修订，要求公司就于初步确认时产生相等金额应课税及可扣税暂时性差异的特定交易确认递延税项。该等修订于2023年1月1日采纳，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
于二零二一年二月，国际会计准则理事会颁布国际会计准则第1号“财务报表的呈列”之修订，要求公司披露其重大会计政策资料，而非其重大会计政策。为支持这一修订，国际会计准则理事会还修订了《国际财务报告准则实务说明2》"作出重大性判断"。该等修订于2023年1月1日采纳，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
加拿大自然2023年度报告
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主要文件 陈列品
关键会计政策和估算
编制财务报表要求本公司在应用国际财务报告准则时作出对本公司财务业绩有重大影响的估计、假设及判断。实际结果可能与估计金额不同，且该等差异可能属重大。本公司重大会计估计的全面讨论载于本MD & A及截至2023年12月31日止年度的经审核综合财务报表。
A）消耗、折旧、摊销和减值
与勘探及评估原油及天然气资产活动有关的勘探及评估（“勘探及评估”）成本初步资本化，并包括与收购许可证、技术服务及研究、地震收购、勘探钻探及评估、间接及行政开支以及任何资产报废成本的估计直接相关的成本。机电资产结转至确定开采矿产资源的技术可行性及商业可行性为止。开采矿产资源的技术可行性及商业可行性在评估已探明储量时被视为确定。有关估计已探明储量之判断载于下文“原油及天然气储量”。
根据国际财务报告准则第6号“矿产资源勘探及评估”，有关机电成本的另一种可接受会计方法为将勘探干井以及在取得勘探某区域的合法权利后产生的地质及地球物理勘探成本计入产生期间的净盈利，而非资本化至机电资产。
当有事实及情况显示机电资产的账面值可能超过其可收回金额时，机电资产会透过将相关成本与相关现金产生单位（“现金产生单位”）公平值进行减值测试，并于分部层面合计。减值迹象包括租赁接近到期、基准商品价格长期处于低位、估计可能储量大幅下调、估计未来勘探或开发开支大幅增加，或适用法律或监管框架出现重大不利变化。厘定现金产生单位之公平值需要使用假设及估计，包括未来商品价格、预期产量、储备数量、资产报废责任、未来开发及生产成本、贴现率、所得税及气候相关事宜之潜在影响，并根据相关政府法规。厘定可收回金额所用假设之变动可能影响相关资产及现金产生单位之账面值。
物业、厂房及设备按成本减累计损耗及折旧及减值拨备计量。勘探及生产分部之原油及天然气物业乃按已探明储量以产量单位法耗尽，惟主要组成部分则按其估计可使用年期以直线法折旧。产量单位消耗率考虑到迄今为止发生的支出，以及开发探明储量所需的未来估计开发支出。探明储量的估计对净收益有重大影响，因为它们是计算耗减费用的关键输入数据。
倘有事件或情况变动显示资产或资产组别之账面值可能无法收回，本公司会按现时介乎10%至12%之贴现率评估物业、厂房及设备减值。减值迹象包括商品价格长期低迷、储量估计数大幅下调、未来开发支出估计数大幅增加或适用立法或监管框架出现重大不利变化。倘出现减值迹象，本公司就现金产生单位层面的特定资产进行可收回性评估。
B.原油和天然气储量
储量估计乃基于估计未来价格及生产成本、预期未来生产率以及未来开发开支的时间及金额，所有这些均受许多不确定因素、诠释及判断（包括气候相关事宜的潜在影响）及根据相关政府法规而定。本公司预计，随着时间的推移，其储量估计将根据最新信息向上或向下修订。储备估计可能对净收益产生重大影响，因为储备估计是计算损耗、折旧和摊销以及确定潜在资产减值的关键组成部分。例如，修订已探明储量估计数将导致净收益中的耗减、折旧和摊销费用增加或减少。对储量估计的向下修订亦可能导致机电及物业、厂房及设备账面值减值。
C）资产报废义务
本公司须确认与其物业、厂房及设备相关的ARO负债，包括相关储备已注销且资产账面值已悉数耗尽的物业、厂房及设备。与有形长期资产报废相关的ARO负债，在现有或颁布的法律、法规、条例或书面或口头合同所产生的法律义务的范围内予以确认，或在允诺禁止反言原则下对合同的法律解释所产生的法律义务。《重建计划》是根据估计费用计算的，并考虑到预期的修复方法和程度，符合法律规定、技术进步和场地的可能用途。由于这些估计是特定于所涉及的场地，因此公司的ARO总金额有许多单独的假设，包括气候相关事项的潜在影响，并根据相关政府法规。这些个别假设可能会有所变动。
35
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
与长期资产有关的应收账款的估计现值在其发生期间确认为负债。有关应收账款的拨备是按本公司加权平均信贷调整无风险利率（目前为5. 2%）贴现预期未来现金流量以结清应收账款的方式估计的。于初步计量后，ARO会作出调整，以反映时间的流逝、信贷调整利率的变动及有关责任的估计未来现金流量的变动。因时间推移而增加的拨备确认为资产报废责任增加开支，而贴现率或估计未来现金流量的变动则资本化至物业、厂房及设备或自物业、厂房及设备终止确认。估计变动将影响增减开支。此外，清偿应收账款的实际成本与估计成本、清偿债务的现金流量时间及未来通胀率之间的差异可能导致最终清偿应收账款的收益或亏损。
D）所得税
本公司采用负债法处理所得税。根据该方法，递延所得税资产及负债乃根据综合财务报表内资产及负债账面值之估计所得税影响及其各自税基，采用实际颁布并预期于资产或负债收回时适用之所得税税率确认。所得税会计处理要求本公司解释经常变动的法律法规，包括变动的所得税率，并就税法的应用、估计暂时性差异转回的时间以及估计税项资产的可变现性作出若干判断。有许多交易及计算的最终税项厘定并不确定。本公司根据其对最终可能到期额外税款的可能性的评估，确认税务申报头寸的负债。
E）风险管理活动
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品价格、外币及利率风险。该等金融工具仅为对冲目的订立，并不用于投机目的。所有衍生金融工具均按其估计公平值于综合资产负债表确认。衍生金融工具之估计公平值乃根据适当之内部估值方法及╱或第三方指示厘定。使用估值模式厘定之公平值须使用有关未来现金流量金额及时间、贴现率及信贷风险之假设。于厘定该等假设时，本公司主要依赖外部、易于观察的报价市场输入数据，包括原油及天然气远期基准商品价格及波动率、加拿大及美国远期利率收益率曲线以及加拿大及美国外汇汇率（如适用）贴现至现值。风险管理负债之账面值乃根据本公司本身之信贷风险作出调整。所产生之公平值估计未必能指示于当前市场交易中可变现或结算之金额，且该等差异可能属重大。
F）采购价格分配
与业务合并有关之购买价乃根据收购时之估计公平值分配至相关已收购资产及负债。厘定公平值要求本公司就未来事件作出估计、假设及判断。分配过程固有主观性，影响分配至个别可识别资产及负债的金额，包括原油及天然气物业的公平值，连同递延所得税影响。因此，购买价格分配影响公司报告的资产和负债以及未来净利润，由于对未来损耗，折旧和摊销费用和减值测试的影响。
本公司于厘定所收购资产及负债之公平值时已作出多项假设。最重要的假设及判断与原油及天然气物业的公平值估计有关。为厘定该等物业之公平值，本公司估计原油及天然气储量。储量估计数是根据公司内部工程师和外部顾问所做的工作得出的。与该等估计储量有关的判断已于上文“原油及天然气储量”一节描述。未来价格的估计乃根据行业分析师的价格预测及内部评估得出的价格计算。本公司将估计未来价格应用于所收购的估计储量数量，并估计未来经营和开发成本，以得出所收购物业的估计未来净收入。
（三）以股份为基础的薪酬
本公司于估计授出购股权之公平值时已作出多项假设，包括预期波幅、预期行使时间及未来没收率。于各期末，尚未行使之购股权会就负债之估计公平值变动重新计量。
H）租赁
购买、延期和终止选择权包括在本公司的某些租赁中，以提供运营灵活性。为计量租赁负债，本公司使用判断评估行使该等选择权的可能性。当重大事件或情况显示行使该等选择权的可能性可能已改变时，会检讨该等评估。倘租赁所隐含之利率难以厘定，则本公司亦会使用估计厘定其增量借贷成本。
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36
主要文件 陈列品
I）政府补助金
本公司收到或符合资格获得政府补贴，包括排放配额。政府补助于有合理保证本公司将遵守补助所附条件及将收到补助时，于净盈利中确认。根据Alberta TIER法规产生的排放表现及抵销抵免初步按公平值入账，公平值乃根据确认抵免时生效的Alberta TIER基金合规率厘定。
控制环境
公司管理层，包括总裁，首席财务官和高级副总裁，财务和首席会计官，评估了截至2023年12月31日的披露控制和程序的有效性，并得出结论，披露控制和程序有效，以确保公司在其年度文件和其他与证券一起提交的报告中披露的信息，在指定的时间内记录、处理、汇总和报告加拿大和美国监管机构的信息，并将这些信息累积并传达给公司管理层，以便及时决定所需的披露。
本公司管理层，包括总裁、首席财务官、高级副总裁、财务及首席会计官，亦评估了截至2023年12月31日财务报告内部控制的有效性，并得出结论认为财务报告内部控制有效。此外，于二零二三年，本公司财务报告内部控制并无重大影响或合理可能重大影响财务报告内部控制之变动。
虽然公司管理层认为，公司的披露控制和程序以及财务报告的内部控制提供了合理水平的保证，它们是有效的，但他们认识到，所有控制系统都有固有的局限性。由于其固有的局限性，公司的控制系统可能无法防止或发现错误陈述。此外，对今后各期的任何成效评价的预测，可能会面临这样的风险，即控制措施可能因条件的变化而变得不足，或遵守政策或程序的程度可能恶化。
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加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
非公认会计准则和其他财务指标
本MD & A包括参考非GAAP和NI 52—112中定义的其他财务措施。该等财务指标用于评估其财务业绩、财务状况和现金流量，包括非公认会计准则财务指标、非公认会计准则比率、分部总计量、资本管理措施和补充财务措施。这些财务措施没有被IFRS定义，因此被称为非公认会计原则和其他财务措施。本公司使用的非GAAP和其他财务指标可能无法与其他公司提出的类似指标进行比较，并且不应被视为替代或更有意义的比本公司经审计的合并财务报表中提出的最直接可比较的财务指标，如适用，作为本公司业绩的指示。本MD & A中包含的本公司非GAAP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，如适用，如下所示。
经调整的业务净收入
调整后的经营净利润是一种非公认会计准则财务措施，调整净利润，如在公司的合并利润表中所列，为非经营项目，扣除税收影响。公司认为调整后的经营净利润是评估其业绩的关键指标，因为它表明公司有能力从其核心业务领域产生税后经营利润。经调整经营净利润对账如下。
(百万美元)
202320222021
净收益$8,233 

$10,937 $7,664 
以股份为基础的薪酬，扣除税项 (1)
474 

780 495 
未实现风险管理亏损（收益），扣除税项 (2)
7 

(25)16 
未实现外汇（收益）损失，扣除税项 (3)
(260)

852 (205)
已实现外汇（收益）损失，扣除税项 (4)
— (62)118 
收购收益，扣除税项 (5)
— 

— (478)
投资收益，扣除税后净额 (6)
(34)(182)(132)
收回费用，扣除税款 (7) (8)
113 651 — 
其他，扣除税收后的净额 (9)
— (88)(58)
非经营项目，扣除税
300 1,926 (244)
调整后的经营净收益
$8,533 $12,863 $7,420 
(1)基于股票的薪酬包括根据公司的股票期权计划和PSU计划发生的成本。以股份为基础的薪酬的公允价值在公司的资产负债表上确认为负债，公允价值的定期变化在净收益中确认。2023年基于股份的税前薪酬为4.91亿美元(2022年-8.04亿美元；2021年-5.14亿美元)。
(2)衍生金融工具在公司资产负债表上按公允价值确认，非指定对冲的公允价值变动在净收益中确认。由于被套期保值的标的项目(主要是原油、天然气和外汇)的价格变化，最终实现的金额可能与公司经审计的综合财务报表中反映的金额存在实质性差异。2023年税前未实现风险管理亏损为1200万美元(2022年-2800万美元收益；2021年-1900万美元亏损)。
(3)未实现汇兑损失和收益主要来自将以美元计价的长期债务转换为期末汇率，但被2022年交叉货币互换的影响部分抵消，并在净收益中确认。这些未实现汇兑损失和收益的税前和税后金额是相同的。
(4)于2022年期间，本公司提前偿还了原定于2023年1月15日到期的10亿美元2.95%的债务证券，导致实现汇兑损失700万美元。此外，于2022年期间，本公司结算了5.5亿美元交叉货币掉期，指定作为2038年3月到期的11.亿美元6.25%美元债务证券的部分现金流对冲，从而实现外汇收益6900万美元。2021年，公司偿还了5亿美元3.45%的债务证券，导致实现汇兑损失1.18亿美元。这些已实现汇兑损益的税前和税后金额相同。
(5)在2021年期间，该公司完成了两次收购，税前和税后收益为4.78亿美元。
(6)本公司的投资已按公允价值通过损益入账，并在每个期间以净收益确认的损失(收益)计量。对这些(收益)投资损失的净税收影响为零。
(7)该公司确认了4.36亿美元的税前可回收费用，该费用与修订后的项目范围和北海尼尼安油田2023年计划退役和废弃活动的当前成本环境有关。这些成本被认为是资本性质的，与本公司非公认会计准则措施中对所有与放弃有关的支出的处理方式一致。
(8)该公司于2022年12月31日确认了16.2亿美元的税前可回收费用，包括损耗、折旧和摊销费用，这与北海尼尼安油田的储量注销有关。英国目前的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上升的影响，促使该公司评估其2022年北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定尼尼安油田不再具有经济价值，于2022年12月31日注销了相关原油储量，并正在加速废弃。
(9)2022年，该公司确认了省级井场修复计划下1.14亿美元(2021年至7500万美元)政府赠款收入的影响。
加拿大自然2023年度报告
38
主要文件 陈列品
调整后的资金流动
调整后的资金流量是一种非公认会计原则的财务衡量标准，代表公司综合现金流量表中列报的经营活动的现金流量，根据非现金营运资本的净变化、不包括省级井场修复计划下的政府赠款收入的影响的放弃支出以及其他长期资产的变动进行调整。该公司认为调整后的资金流是评估其业绩的关键指标，因为它表明公司有能力通过资本投资产生必要的现金流，为未来的增长提供资金，并偿还债务。调整后的资金流与业务活动的现金流的对账如下。
(百万美元)
202320222021
经营活动的现金流
$12,353 

$19,391 $14,478 
非现金营运资金净变动
2,417 

(79)(964)
放弃支出净额 (1)
509 

335 232 
其他长期资产的变动(2)
(5)

144 (13)
调整资金流
$15,274 $19,791 $13,733 
(1)非GAAP财务指标。放弃支出净额的对账载于下文"放弃支出净额"一节。
(2)包括股份红利计划的未摊销成本、递延回收PRT的应计利息、向新世界地产垫款的应计次级债务的应计利息及预付服务费成本。
经调整的营运净收益及经调整的资金流量，每股（基本及经稀释）
调整后的运营净利润和调整后的资金流量，每股普通股（基本和摊薄），是非公认会计准则比率，代表这些非公认会计准则措施除以加权平均数已发行的基本和摊薄普通股在该期间，分别，如附注17所示，公司的审计合并财务报表.这些非公认会计准则的措施，以每股为基础披露，使得能够与本公司根据国际财务报告准则编制的财务报表中披露的每股金额进行比较。
放弃支出，净额
放弃支出净额是一种非公认会计准则财务指标，代表了放弃支出，以解决资产报废义务反映在公司的历史年度资本预算。废弃支出净额计算为废弃支出，如公司经审计的合并现金流量表所示，并根据省级井场修复计划下的政府补助收入的影响进行调整。废弃支出净额对账如下。
(百万美元)202320222021
放弃支出$509 

$449 $307 
政府对遗弃支出的补助金— 

(114)(75)
放弃支出，净额$509 $335 $232 
互惠
净返率是一种非公认会计原则比率，代表核心活动提供的净现金流量，扣除与将产品推向市场相关的所有成本的影响后，按单位计算。本公司认为净回是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司活动的效率和盈利能力。有关原油和天然气以及石油当量总桶的净收益计算，请参阅本MD & A的“运营要点—勘探和生产”、“单位结果—勘探和生产”和“单位结果—油砂开采和升级”章节。
净回计算包括非公认会计准则财务指标：实现价格和运输，与本公司经审计合并财务报表附注22中各自的项目对账如下。
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加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
实际价格（美元/BBL和美元/京东方）—勘探和生产
实现价格（美元/桶和美元/京东方）是一个非GAAP比率计算为实现原油和天然气液化石油气销售和总实现京东方销售（非GAAP财务措施）除以各自的销售量.已实现原油和天然气液化油销售额和已实现京东方总销售额包括掺合和原料成本以及其他副产品销售额的影响。本公司认为实现价格是评估其业绩的关键指标，因为它表明了本公司在市场上获得的原油和天然气液化油销售量以及京东方销售量的每单位实现价格。
勘探及生产已实现原油及天然气液化石油油销售及京东方销售的确认以及已实现价格的计算如下。
(百万美元，不包括桶/日和美元/桶)
202320222021
原油和NGL (bbl（d）
北美
497,604 480,691 471,331 
国际
北海
10,749 13,215 18,942 
离岸非洲
14,882 14,866 13,452 
国际合计
25,631 28,081 32,394 
总销售量523,235 

508,772 503,725 
原油和液化石油气销售(1) (2)
$18,387 

$22,072 $15,505 
减去：混合和原料成本(3)
4,568 5,239 3,792 
已实现的原油和NGL销售$13,819 $16,833 $11,713 
已实现价格(美元/桶)$72.36 $90.64 $63.71 
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)包括该分部的其他杂项收入。
(3)混合和原料成本是运输、混合和原料费用的一个组成部分，如下文“运输--勘探和生产”一节所述。
(百万美元，不包括BOE/d和$/BOE)
202320222021
桶油当量(英国央行/日)
北美
854,138 826,526 751,330 
国际
北海
11,034 13,598 19,512 
离岸非洲
16,638 16,933 15,385 
国际合计
27,672 30,531 34,897 
总销售量
881,810 

857,057 786,227 

桶油当量销售(1) (2)
$20,820 

$27,071 $18,025 
减去：混合和原料成本(3)
4,568 5,239 3,792 
减去：硫磺收入
(14)

(88)(21)
已实现的桶油当量销售
$16,266 $21,920 $14,254 
实现价格(美元/BOE)
$50.54 $70.07 $49.67 
(1)在公司经审计的综合财务报表附注22中，石油当量销售包括原油和液化石油气销售以及天然气销售。
(2)包括该分部的其他杂项收入。
(3)混合和原料成本是运输、混合和原料费用的一个组成部分，如下文“运输--勘探和生产”一节所述。
加拿大自然2023年度报告
40
主要文件 陈列品
运输-勘探和生产
运输($/BOE、$/bbl和$/mcf)是非公认会计准则比率，计算方法为运输(非公认会计准则财务衡量标准)除以各自的销售量。该公司计算运输以证明其向市场交付产品的成本，不包括混合和原料成本的影响。勘探和生产运输的对账和每单位运输的计算如下。
(百万元，不包括每单位款额的$)
202320222021
运输、混合和给料 (1)
$5,816 $6,401 $4,780 
减：混合和原料费用4,568 

5,239 3,792 
交通运输$1,248 $1,162 $988 
运输（美元/京东方）$3.88 

$3.72 $3.44 
属于原油和天然气液化石油的数额$807 $767 $710 
运输（美元/桶）$4.23 $4.13 $3.86 
归属于天然气的数额$441 

$395 $278 
运输（美元/麦克法郎）$0.56 $0.51 $0.45 
(1)运输、混合和原料在本公司经审计的综合财务报表附注22中。
北美—实现的产品价格和版税
实现原油和天然气液化石油价格（美元/桶）是一个非GAAP比率，计算为实现原油和天然气液化石油销售（非GAAP财务指标）除以销售量。已实现的原油和天然气液化油销售包括混合和原料成本的影响。本公司认为，已实现原油和天然气液化石油产品价格是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司在市场上为其原油和天然气液化石油产品销售量获得的每单位已实现定价。
原油和NGL特许权使用费率是一个非公认会计原则比率，计算为原油和NGL特许权使用费除以已实现的原油和NGL销售额。该公司认为原油和NGL特许权使用费率是评估其业绩的关键指标，因为它描述了公司的原油和NGL销售量的特许权使用费。
北美洲已实现原油及天然气液化石油产品销售的对账以及已实现原油及天然气液化石油产品价格及特许权使用费率的计算如下。
（百万美元，不包括美元/桶和版税率）
202320222021
原油和液化石油气销售(1)
$17,375 

$20,755 $14,478 
减去：混合和原料成本(2)
4,568 5,239 3,792 
已实现的原油和NGL销售$12,807 $15,516 $10,686 
原油和天然气液化石油的实际价格（美元/桶）$70.51 $88.43 $62.10 
原油和天然气液化石油使用费 (3)
$2,340 

$3,445 $1,558 
原油和天然气液化石油油使用费率18%22%15%
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)混合和原料成本是运输、混合和原料费用的组成部分，如上文"运输—勘探和生产"一节所述。
(3)该项目是本公司经审计合并财务报表附注22中特许权使用费的一部分。
41
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
实际产品价格和运输—油砂开采和升级
实现的SCO销售价格（美元/桶）是一个非GAAP比率，计算方法是实现的SCO销售（非GAAP财务指标），包括混合和原料成本的影响，除以SCO销售量。本公司认为实现的SCO销售价格是评估其业绩的关键指标，因为它表明了本公司在市场上获得的SCO销售量的每单位的实现价格。
运输（美元/桶）是一个非GAAP比率，计算为运输（非GAAP财务指标）除以上海合作组织销售量。本公司计算运输，以证明其向市场交付产品的成本，不包括混合和原料成本的影响。
油砂开采及提质已实现SCO销售及运输之确认，以及按单位基准计算之已实现SCO销售价格及运输之计算如下。
（百万美元，不包括bBL/d和$/bBL）
202320222021
销售量（桶/天）449,282 

428,820 447,230 
原油和液化石油气销售(1) (2)
$18,661 

$20,804 $14,033 
减：混合和原料费用2,253 2,384 1,309 
实现SCO销售$16,408 $18,420 $12,724 
已实现的SCO销售价格（美元/桶）$100.06 $117.69 $77.95 
运输、混合和给料 (3)
$2,563 $2,652 $1,505 
减：混合和原料费用2,253 

2,384 1,309 
交通运输$310 $268 $196 
运输（美元/桶）$1.89 $1.71 $1.21 
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)不包括与原油和天然气液化石油销售无关的其他杂项收入。
(3)运输、混合和原料在本公司经审计的综合财务报表附注22中。
非GAAP财务指标组成的变化
在2023年第四季度，公司修改了其净资本支出非GAAP财务指标的组成，以排除与公司放弃计划相关的支出。该修订是在管理层评估其年度资本预算过程期间进行的，并将为用户提供更好的代表公司资本预算的组成，并在评估业绩。本指标的构成已在列报的所有期间更新。
净资本支出
净资本支出是一种非公认会计准则财务指标，代表投资活动中使用的现金流量，如在公司的经审计的综合现金流量表中所列，调整为非现金营运资本的净变化，投资所得款项，NWRP次级债务预付款的偿还，收购中承担的长期债务的结算，以及不包括在公司资本预算中的投资活动产生的现金流量。本公司将收购及出售资本计入净资本支出。本公司认为净资本支出是评估其业绩的关键指标，因为它提供了对本公司资本支出活动的了解，与本公司的年度资本预算相比。资本支出净额对账如下。
(百万美元)
202320222021
用于投资活动的现金流$4,858 

$4,987 $3,703 
非现金营运资金净变动51 149 107 
投资收益— — 128 
偿还NWRP次级债务垫款— — 555 
清偿所获长期债务 (1)
— 

— 183 
资本支出净额(2)
4,909 5,136 4,676 
放弃支出净额 (3)
509 335 232 
资本和废弃支出$5,418 $5,471 $4,908 
(1)有关于二零二一年收购Storm时承担的长期债务的清偿。
(2)2023年，包括基础资本支出39.58亿美元和战略增长资本支出9.25亿美元。战略增长资本支出是指公司自由现金流的分配，这些现金流将用于战略资本增长机会，目标是在未来时期增加产量，并超过公司本财政年度的基本资本支出，如公司资本预算所述。
(3)非GAAP财务指标。放弃支出净额的对账载于上文"放弃支出净额"一节。
加拿大自然2023年度报告
42
主要文件 陈列品
流动性
流动资金是一种非公认会计准则的财务指标，代表随时可用的未提取银行信贷、现金和现金等价物以及其他高流动性资产的可用性，以满足短期资金需求并帮助评估公司的财务状况。本公司对流动资金的计算如下。
(百万美元)
202320222021
未提取的银行信贷安排$5,450 

$5,520 $6,098 
现金和现金等价物877 920 744 
投资525 

491 309 
流动性$6,852 $6,931 $7,151 
长期债务，净额
长期债务净额是一种资本管理措施，代表长期债务减去现金和现金等价物，如本公司经审计的综合财务报表附注16所披露。本公司长期债务的对账净额如下所示。
(百万美元)
202320222021
长期债务$10,799 

$11,445 $14,694 
减去：现金和现金等价物877 920 744 
长期债务，净额$9,922 $10,525 $13,950 
债务与账面资本之比
债务账面资本比率是一项资本管理措施，旨在使财务报表使用者能够评估本公司的资本结构，如本公司经审计的综合财务报表附注16所披露。
平均使用资本的税后回报
本公司定义的平均已动用资本的税后回报率为非公认会计准则比率。该比率以12个月往绩期间的净收益加税后利息及其他融资开支计算；以12个月往绩期间的平均已动用资本(定义为流动及长期债务加股东权益)的百分比计算。本公司认为这一比率是评估本公司创造利润的能力和资本使用效率的关键指标。本公司平均已动用资本的税后回报对账如下。
（百万美元，比率除外）
202320222021
利息调整后税后回报：
净收益(亏损)，往绩12个月$8,233 $10,937 $7,664 
利息和其他融资费用，扣除税后，12个月顺差 (1)
490 424 547 
利息调整后税后回报$8,723 $11,361 $8,211 
12个月平均流动部分长期债务 (2)
$1,259 $1,359 $1,483 
12个月平均长期债务(2)
10,354 11,761 16,769 
12个月平均普通股股东权益 (2)
38,974 38,218 34,458 
12个月平均使用资本$50,587 $51,338 $52,710 
税后平均使用资本申报表17%22%16%
(1)2023年12月31日的混合利息税率为23%，2022年12月31日的利率为23%，2021年12月31日的利率为23%。
(2)就这项非公认会计原则比率而言，平均流动及长期债务及普通股股东权益的计量是在一致的基础上厘定，即各呈列期间12个月拖尾期的期初及季度期末价值的平均值。
43
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
展望
该公司继续实施其保持各种不同项目的大型投资组合的战略，公司相信这将使其能够在较长一段时间内实现产量的持续增长并创造股东价值。年度预算是根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡而制定和审查的，并在必要时进行修订。该公司在其所有物业中保持较高的所有权和经营权水平，因此可以控制其每个项目领域的资本支出的性质、时间和范围。
2024年资本预算
2023年12月14日，公司公布了2024年资本预算，目标约为54.2亿美元，目标是在2024年实现近期产量增长，并在2025年及以后实现中长期产量和产能增长。2024年的产量目标是1,330,000京东方/日至1,380,000京东方/日。此外，该公司的目标是2024年的废弃支出为6.35亿美元。年度预算是在全年制定和审查的，如有必要，可根据价格波动、项目回报以及平衡项目风险和时间范围的情况进行修改。2024年资本预算构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参考本MD&A的“咨询”部分。
其他
敏感度分析
下表显示了由于某些关键变量的变化而产生的经营活动现金流量和净收益的年化敏感性。该分析基于2023年第四季度的业务状况和销售量，不包括风险管理活动的按市值计价的收益(亏损)，不一定预示未来的业绩。敏感度分析中的每个单独的行项仅在所有其他变量保持不变的情况下显示该变量的变化的影响。
 
经营活动产生的现金流量
(百万美元)
经营活动的现金流
(per共同
分享，基本）
 
网络
收益
(百万美元)
网络
收益
(per共同
分享，基本）
价格变动
    
原油—WTI 1.00美元/桶
不包括金融衍生产品$334 $0.31 $334 $0.31 
天然气—AECO C$0.10/Mcf (1)
不包括金融衍生产品$42 $0.04 $42 $0.04 
包括金融衍生品$40 $0.04 $40 $0.04 
体积变化
原油—10，000桶/日$174 $0.16 $149 $0.14 
天然气—10 MMcf/d$3 $— $— $— 
外币汇率变动
0.01美元变动 (1)
包括金融衍生品$270 $0.25 $150 $0.14 
利率变动—1%
$5 $— $5 $— 
(1)有关已动用金融工具的详情，请参阅本公司于二零二三年十二月三十一日的经审核综合财务报表附注19。
加拿大自然2023年度报告
44
主要文件 陈列品
按部门划分的日产量
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和天然气液化石油气 (bbl（d）
       
北美-勘探和生产477,349 465,143 519,581 521,579 496,100 479,971 472,621 
北美--油砂开采和升级 (1)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 425,945 448,133 
国际
北海13,240 12,699 12,016 12,616 12,639 12,890 17,633 
离岸非洲14,091 13,821 12,703 13,213 13,452 14,343 14,017 
国际合计
27,331 26,520 24,719 25,829 26,091 27,233 31,650 
原油总量和天然气负荷量
962,908 846,909 1,035,153 1,047,541 973,530 933,149 952,404 
天然气 (MMcf/d) (2)
       
北美2,127 2,072 2,139 2,218 2,139 2,075 1,680 
国际
北海3 2 1 2 2 2 3 
离岸非洲9 11 11 11 10 13 12 
国际合计
12 13 12 13 12 15 15 
天然气总量
2,139 2,085 2,151 2,231 2,151 2,090 1,695 
桶油当量 (英国央行/日)
       
北美-勘探和生产831,846 810,451 876,099 891,225 852,633 825,806 752,620 
北美--油砂开采和升级(1)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 425,945 448,133 
国际
北海13,659 12,976 12,199 12,880 12,925 13,273 18,203 
离岸非洲15,658 15,653 14,463 15,075 15,208 16,410 15,950 
国际合计29,317 28,629 26,662 27,955 28,133 29,683 34,153 
总桶油当量1,319,391 1,194,326 1,393,614 1,419,313 1,332,105 1,281,434 1,234,906 
(1)除特许权使用费前的SCO产量不包括内部作为柴油消耗的SCO。
(2)天然气产量接近销售量。
45
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
每单位结果—勘探和生产
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和NGL ($/bbl) (1)
       
已实现价格(2)
$58.85 $72.06 $87.83 $69.39 $72.36 $90.64 $63.71 
交通运输(2)
4.52 4.57 4.07 3.83 4.23 4.13 3.86 
已实现价格，运输净额 (2)
54.33 67.49 83.76 65.56 68.13 86.51 59.85 
版税 (3)
10.09 11.09 17.32 11.38 12.55 18.91 8.59 
生产费用 (4)
16.93 18.38 14.40 15.05 16.12 18.17 14.71 
互惠 (2)
$27.31 $38.02 $52.04 $39.13 $39.46 $49.43 $36.55 
天然气($/mcf) (1)






已实现价格 (5)
$4.27 $2.53 $2.81 $2.80 $3.10 $6.55 $4.07 
交通运输 (6)
0.55 0.58 0.56 0.54 0.56 0.51 0.45 
已实现价格，运输净额
3.72 1.95 2.25 2.26 2.54 6.04 3.62 
版税 (3)
0.28 0.07 0.09 0.09 0.13 0.61 0.22 
生产费用 (4)
1.47 1.37 1.25 1.13 1.30 1.22 1.18 
净额回扣
$1.97 $0.51 $0.91 $1.04 $1.11 $4.21 $2.22 
桶油当量(美元/京东方) (1)






已实现价格(2)
$44.98 $48.94 $59.40 $48.41 $50.54 $70.07 $49.67 
交通运输(2)
4.03 4.11 3.78 3.61 3.88 3.72 3.44 
已实现价格，运输净额 (2)
40.95 44.83 55.62 44.80 46.66 66.35 46.23 
版税 (3)
6.56 6.75 10.61 7.05 7.77 12.75 5.98 
生产费用 (4)
13.51 14.24 11.64 11.75 12.74 13.76 11.98 
净额回扣 (2)
$20.88 $23.84 $33.37 $26.00 $26.15 $39.84 $28.27 
(1)对于原油、NGL和BOE销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未支付特许权使用费前的日产量”一节。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法是版税除以各自的销售量。
(4)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(5)按天然气销售量除以天然气销售量计算。
(6)按天然气运输费用除以天然气销售量计算。
单位业绩--油砂开采和升级
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和NGL ($/bbl) (1)
       
实现SCO销售价格 (2)
$96.07 $95.08 $108.55 $98.73 $100.06 $117.69 $77.95 
沥青使用费 (3)
10.04 13.58 21.90 11.57 14.43 20.71 6.62 
交通运输(2)
1.52 2.03 2.18 1.85 1.89 1.71 1.21 
生产费用 (4)
25.06 31.28 22.12 20.96 24.32 26.04 20.91 
净额回扣 (2)
$59.45 $48.19 $62.35 $64.35 $59.42 $69.23 $49.21 
(1)关于SCO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。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)按版税除以销售量计算。
(4)按生产成本除以销售量计算。
加拿大自然2023年度报告
46
主要文件 陈列品
交易及股份统计
 
Q1Q2Q3Q420232022
TSX—C $
      
交易量（千）384,779 373,032 475,363 463,881 1,697,055 1,533,722 
股票价格（美元/股）    
高$82.89 $83.18 $90.70 $93.44 $93.44 $88.18 
低$67.13 $69.83 $71.61 $81.68 $67.13 $54.20 
关$74.79 $74.48 $87.84 $86.81 $86.81 $75.19 
截至12月31日的市值 （百万美元）    $93,096 $82,907 
流通股
(千人)
    1,072,408 1,102,636 
纽约证券交易所—美元
      
交易量（千）137,402 126,047 132,453 206,964 602,866 755,722 
股票价格（美元/股）     
高$62.29 $62.33 $67.23 $68.74 $68.74 $70.60 
低$48.81 $52.66 $53.62 $59.39 $48.81 $42.32 
关$55.35 $56.26 $64.67 $65.52 $65.52 $55.53 
截至12月31日的市值 （百万美元）    $70,264 $61,229 
流通股
人(千人)
    1,072,408 1,102,636 
47
加拿大自然2023年度报告
主要文件 陈列品
更多信息披露
认证
所要求的披露载于本年度报告的表格40-F的附件31.1、31.2、32.1、32.2和97。
披露控制和程序
在注册人截至2023年12月31日的财政年度结束时，加拿大自然公司的管理层在加拿大自然公司的主要执行人员和首席财务官的参与下，对加拿大自然公司的“披露控制和程序”(该术语在修订后的1934年证券交易法(下称“交易法”)第13a-15(E)和15d-15(E)条中定义)的有效性进行了评估。在评估的基础上，加拿大自然公司的首席执行官和首席财务官得出的结论是，截至本会计年度结束，加拿大自然公司的披露控制和程序是有效的，以确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息：(I)在证券交易委员会规则和表格规定的时间段内记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)积累并传达给加拿大自然公司的管理层，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
应该指出的是，尽管加拿大自然公司的首席执行官和首席财务官认为，加拿大自然公司的披露控制和程序为其有效性提供了合理的保证，但他们并不期望加拿大自然公司的披露控制和程序或财务报告的内部控制将防止所有错误和欺诈。一个控制系统，无论构思或运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，确保控制系统的目标得以实现。
管理层关于财务报告内部控制的年度报告
所要求的披露包括在作为本Form 40-F年度报告的一部分提交的加拿大自然公司截至2023年12月31日的财政年度经审计的综合财务报表的《管理层对财务报告的内部控制评估》中。
注册会计师事务所的鉴证报告
所要求的披露包括在加拿大自然公司截至2023年12月31日的财政年度经审计的综合财务报表所附的《独立注册会计师事务所报告》中，该报告是本Form 40-F年度报告的一部分。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的财政年度，加拿大天然气对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能对加拿大天然气对财务报告的内部控制产生重大影响的变化。
依据规例Btr发出的通知
没有。
审计委员会财务专家
加拿大天然公司董事会决定C.M.贝斯特和W.A. Gobert先生，各自有资格为其审计委员会服务的“审计委员会财务专家”（定义见表格40—F的一般指示B第8（b）段）。C.M.贝斯特，还有瓦先生Gobert和Canadian Natural董事会审计委员会的所有成员一样，均为纽约证券交易所规则所定义的“独立”。
道德准则
Canadian Natural有长期的诚信、商业道德和行为守则（“道德守则”），涵盖雇用标准、利益冲突、机密信息的处理和Canadian Natural股份交易等主题，旨在确保Canadian Natural的业务始终以合法和道德的方式进行。每名董事及所有雇员，包括每名高级管理层成员，更具体地说，主要行政总裁、主要财务总裁、主要会计主任或控权人以及履行类似职能的人士，均须遵守道德守则。董事会提名、管治及风险委员会每年检讨道德守则，以确保其涉及适当议题及符合监管规定，并向董事会提出任何适当修订建议以供批准。
对道德守则的任何豁免或修订均须经董事会批准，并予以适当披露。在上一个财政年度，没有任何豁免，包括默示豁免，不遵守《道德守则》的任何条款。
《道德守则》可通过电子文件和分析和检索系统（现称为SEDAR+）查阅，网址为www.sedarplus.ca。
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加拿大自然资源有限公司2023 40-F
主要文件 陈列品
加拿大天然公司特此承诺免费向任何人提供其道德守则的副本。索取副本也可以通过联系：Stephanie A. Graham，加拿大公司秘书兼协理总法律顾问，加拿大，加拿大自然资源有限公司，2100—855 2nd Street，S.W.，加拿大阿尔伯塔省卡尔加里T2P 4J8.
首席会计师费用及服务
PricewaterhouseCoopers LLP（"PwC"），加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市（PCAOB ID 271），自1973年以来一直担任Canadian Natural的审计员。罗兵咸永道于过去两个财政年度每年就审计费、审计相关费用、税项费用及所有其他费用（不包括开支）开具的总金额如下。
审计费
截至2023年12月31日和2022年12月31日止的加拿大天然最后两个财政年度每年的费用总额，包括普华永道为审计其内部控制和年度综合财务报表而提供的专业服务，与这些财政年度的法定和监管备案或聘用有关，对第一个财政年度的未经审计审查，其第二季度和第三季度的中期合并财务报表以及对加拿大天然气某些子公司年度财务报表的审计，2023年为2，465，000美元，2022年为2，327，000美元。
审计相关费用
截至2023年12月31日及2022年12月31日止的加拿大自然公司过去两个财政年度，每年就普华永道的养老金相关服务（包括养老金资产、皇家特许权使用费报表及温室气体排放及核查）收取的总费用2023年为1，421，000美元，2022年为698，000美元。加拿大自然公司的审计委员会批准了所有这些与财务有关的服务。二零二三年的审计相关费用包括增加700，000美元，原因是于二零二三财政年度执行二零二二年温室气体排放及验证程序，以及加快二零二三年程序的时间。
税费
截至2023年12月31日及2022年12月31日止的加拿大天然最后两个财政年度，就普华永道就企业报税事宜提供的税务服务所收取的专业服务收取的费用总额，2023年为400，000美元，2022年为402，000美元。加拿大自然公司的审计委员会批准了所有这些与税务有关的服务。
所有其他费用
截至2023年12月31日和2022年12月31日止的过去两个财政年度，加拿大自然公司其他服务的总费用为2023年6，000美元，2022年9，000美元，与通过普华永道会计文献库访问资源材料有关。加拿大自然公司的审计委员会批准了所有提到的服务。
审计委员会预先批准的政策和程序
审核委员会之职责及责任包括审阅及批准向独立核数师支付之费用、审核范围及时间以及独立核数师提供之其他相关服务。审核委员会亦于审核开始前审阅及批准独立核数师的年度审核计划，包括范围、人手、地点及对管理层及内部审核部门的依赖，并审阅及批准独立核数师拟提供的非审核服务，惟法例禁止提供的非审核服务除外。2020年，加拿大天然气公司没有依赖第S—X条第2.01条第（c）（7）（i）（c）款规定的最低限度豁免。
资产负债表外安排
本公司并无任何资产负债表外安排，对本公司的财务状况、财务状况、收入或开支、经营业绩、流动资金、资本开支或资本资源构成或合理可能构成当前或未来影响，而对投资者而言属重大。
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主要文件 陈列品
审计委员会的身份
加拿大自然公司根据《外汇法》第3（a）（58）（A）节单独设立了一个常设审计委员会。 审核委员会现任成员为C. M女士。彼为审核委员会主席，W.A. Gobert，G. D. Giffin，D. a.图尔和C. M女士希利
煤矿安全信息披露
不适用。
承诺及同意送达法律程序文件
承诺
加拿大天然公司承诺亲自或通过电话提供代表，以回应委员会工作人员提出的查询，并在委员会工作人员要求时，迅速提供与以下方面有关的信息：根据表格40—F登记的证券；与表格40—F提交年度报告有关的证券；或上述证券的交易。
同意送达法律程序文件
Canadian Natural先前已就提交本报告的义务所涉及的证券类别提交了表格F—X。
加拿大天然公司法律程序送达代理人的姓名或地址的任何变更，应通过修改F—X表格，并参考注册人的档案号，及时通知欧盟委员会。
签名
根据《交易法》的要求，加拿大天然公司证明其符合以表格40—F提交的所有要求，并已正式授权以下签署人代表其签署本年度报告。

日期：第20天年3月，2024年。
加拿大自然资源有限公司
发信人：签名"斯科特G. STAUTH "
Name：jiang施陶特
头衔：总裁
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加拿大自然资源有限公司2023 40-F
主要文件 陈列品
作为本报告一部分提交的文件：
展品索引
证物编号：描述
   
23.1
独立注册会计师事务所同意。
  
23.2
独立石油工程顾问公司Sproule Associates Limited的同意书。
   
23.3
独立石油工程顾问公司Sproule International Limited的同意书。
   
23.4
GLJ Ltd.的同意， 独立石油工程顾问公司。
   
31.1
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)条颁发首席执行官证书。
  
31.2
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)条认证首席财务官。
   
32.1
根据《美国法典》第18编第63章第1350条（18 U.S.C. 1350）。
   
32.2
根据《美国法典》第18编第63章第1350条（18 U.S.C. 1350）。
   
97.1
高管薪酬追回政策
99.1
截至2023年12月31日止财政年度的补充石油和天然气信息（未经审计）。
101截至2023年12月31日止财政年度的合并财务报表的交互式数据文件。
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