カナダ自然資源有限公司
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経営陣の議論と分析 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
| MARCH 1, 2023 |
経営陣の議論と分析
相談する
前向き陳述に関する特別説明
本文の中のカナダ自然資源有限会社(“会社”)に関するいくつかの表現或いは本文に組み入れた文書を引用することによって展望性表現或いは情報(本文は総称して“展望性表現”と呼ぶ)を構成し、適用証券法規の意味に符合する。前向き陳述は，“信じる”，“予想”，“予想”，“計画”，“見積もり”，“目標”，“継続”，“可能”，“予定”，“可能”，“可能”，“予測”，“すべき”，“将”，“目標”，“プロジェクト”，“予測”，“目標”，“指導”，“展望”，“努力”，“求める”，“スケジュール”，“アドバイス”などの語で認識することができる.“期待”または同様の性質の表現は、将来の結果または将来性に関する陳述を示唆する。本管理層が会社の財務状況と経営結果に対する討論と分析(“MD&A”)の中で提供した予想未来の商品定価、予測或いは予想生産量、特許権使用料、生産費用、資本支出、所得税費用とその他の目標に関連する開示は、すべて前向きな表現である。Horizonオイルサンド(“Horizon”)、Athabascaオイルサンドプロジェクト(“AOSP”)における会社の資産、PrimRose熱油プロジェクト、ペリカン湖およびポリマードライブプロジェクト、Kirby熱力オイルサンドプロジェクト、ジャック魚熱力オイルサンドプロジェクトおよび北西赤水アスファルトリフトおよび製油所を含むが、既存のパイプ能力または他のアスファルト、原油、天然ガス輸送方式を含む、既存および将来の発展に関する計画および予想される結果を開示する, 展望性表現に含まれる展望性表現は、会社が依存する可能性のある液化天然ガス(“NGL”)或いは合成原油(“SCO”)がその製品を市場に輸送する状況；技術及び技術革新の開発と配置；会社が成長プロジェクトを完成し、責任ある、持続可能な長期成長を実現する財務能力；及び経路連盟(“経路”イニシアティブと活動の影響、政府の経路に対する支持及び石油生産純ゼロ排出を実現する能力などを含み、すべて前向き表現である。これらの展望的陳述は、年間予算と長年予測に基づいて、年間目標財務比率、プロジェクトリターン、製品価格予想、およびプロジェクトリスクと時間範囲のバランスに基づいて必要な審査と改訂を行う。このような陳述は未来の業績の保証ではなく、一定の危険があるかもしれない。読者はこれらの展望的陳述に過度に依存してはならない。なぜなら、それらが根拠する計画、計画、あるいは期待が必ず発生することを保証できないからである。
さらに、“備蓄”に関連する陳述は、いくつかの推定および仮定に基づく暗黙的な評価、すなわち、備蓄が将来的に有利に生成されることができるので、前向きな陳述とみなされる。明らかにされ明らかにされた埋蔵量や可能な原油，天然ガス，天然ガス埋蔵量の推定や，将来の生産量や開発支出を予測する時間には，多くの固有の不確実性が存在する。未来の実際の生産量の総量或いは時間は埋蔵量と生産量の推定値と大きく異なる可能性がある。
展望性陳述は会社と会社のある業界に対する現在の予想、推定と予測に基づいており、これらの予想、推定と予測は、これらの陳述をした日或いはそれが存在する報告或いは文書の日付が早い時にのみ発表され、既知と未知のリスクと不確定要素の影響を受け、これらのリスクと不確定要素は会社の実際の結果、業績或いは業績を招く可能性があり、このような前向き陳述と明示或いは暗示の未来の結果、業績或いは業績は大きく異なる可能性がある。このようなリスクおよび不確実性には、一般的な経済および商業状況(新型コロナウイルス(“新冠肺炎”)の大流行の影響、石油輸出国機構(“オーペック+”の行動およびインフレを含む)が含まれており、これらの状況は、企業製品の需給および市場価格、および会社の運営に必要な資源の利用可能性とコストに影響を与える可能性がある；欧州ペック+が新冠肺炎または他の原因に対する行動；通貨と金利の変動を含む原油、天然ガスおよびNGL価格の変動および仮定；会社の現在の目標が根拠としている仮定；会社が業務を展開している国と地域の経済状況；テロリスト、反乱団体の行動または他の衝突を含む政治的不確実性、国間の衝突を含む；業界能力、探査と開発活動を含むその業務戦略を実施する能力、競争の影響、会社の訴訟に対する抗弁、地震の利用可能性とコスト, 掘削およびその他の設備；会社およびその子会社が資本計画を完成させる能力；会社およびその子会社はその製品が十分な輸送能力を得ることを確保する能力；会社のアスファルト製品の採掘、抽出またはアップグレード中の意外な中断または遅延、探査または開発プロジェクトまたは資本支出に関する計画の遅延または変化；会社は必要な労働力の建設、維持、その熱力およびオイルサンド採掘プロジェクトを誘致する能力；原油と天然ガスの探査、生産と販売および会社のアスファルト製品を採掘、抽出またはアップグレードする際の固有の経営リスクおよびその他の困難、融資の獲得性とコスト、会社とその子会社の探査·開発活動の成功とその代替と原油と天然ガス埋蔵量の拡大能力；会社がその目標生産量レベルを達成する能力；買収された会社と資産の業務と運営のタイミングと成功；生産量レベル；埋蔵量推定と可採数量推定の不正確さは、現在確認されている原油、天然ガス、NGLに分類されていない；政府当局の行動；政府法規と法規遵守に必要な支出(特に安全と環境法律法規および気候変動イニシアティブが資本支出と生産費用に与える影響)；資産廃棄義務；会社はその成長戦略を支持し、短期、中期での運営を維持するのに十分な流動資金を持っている, これらの要素は、会社の貸借対照表の強健さ、会社の資本構造の柔軟性、会社の税金支出の十分性、そして収入と費用に影響を与える他の状況を含む。
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| カナダ自然資源有限公司 | 1 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
当社の運営はずっと受けており、将来的にも政治発展や国、連邦、省、州、地方の法律法規の影響を受ける可能性があり、例えば生産制限、税収、特許権使用料、その他の政府や政府機関への金額、価格や採取率の制御、環境保護法規などの影響を受ける可能性がある。これらのリスクまたは不確実性のうちの1つまたは複数が現実になった場合、または会社の任意の仮定が正しくないことが証明された場合、実際の結果は、前向き陳述で予測された結果とは重大な点で異なる可能性がある。いずれの要因も特定の前向き陳述への影響は確定できないが、これらの要因は他の要因に依存するため、会社の行動はその時点で入手可能なすべての情報を考慮して将来の評価に依存する。
読者に注意してください。前に列挙された要素は詳細ではありません。本MD&Aで議論されていない予測不可能または未知の要素もまた、前向き陳述に悪影響を及ぼす可能性がある。会社は展望性陳述が伝えた予想は合理的であると考えているが、未来の結果、活動レベルと成果を保証することはできない。会社または会社を代表して行動するすべての後続前向き陳述は、書面でも口頭でも、これらの警告声明のすべての制限を明確に受けることができる。法律の適用に別の要求がない限り、状況または会社の推定または意見が変化した場合、会社は、新しい情報、未来のイベント、または他の要因によるものであっても、上述したこれらの情報に影響を与える要因にかかわらず、本MD&Aにおける前向きな陳述を更新する義務を負わない。
非公認会計原則とその他の財務措置に関する特別説明
本MD&Aは、非GAAPおよび国家文書52−112−非GAAPおよび他の財務措置開示(“NI 52−112”)において定義された他の財務措置を含む非GAAP措置への参照を含む。会社は非公認会計基準を使用して、その財務業績、財務状況或いはキャッシュフローを評価する。本MD&Aに含まれる会社の非GAAPと他の財務指標の記述、及び最も直接比較可能なGAAP指標との入金は、適用すれば、本MD&Aの“非GAAPと他の財務指標”の部分を参照されたい。
通貨·金融情報と生産に関する特別説明
本MD&Aは、当社が2022年12月31日までの3ヶ月と年度の未監査の中期総合財務諸表(“財務諸表”)及び当社が2021年12月31日までの未監査の中期総合財務諸表と監査された総合財務諸表とを併せて読まなければならない。他に説明がある以外は、すべてのドル金額は百万カナダドル単位です。当社は2022年12月31日までの3ヶ月及び年度の財務諸表及び本MD&Aを国際会計基準委員会(“IASB”)が発表した国際財務報告基準(“IFRS”)に基づいて作成した。
生産量と単位単位統計データはMD&A全体で“特許使用料未支払い”や“会社毛収入”をもとにしており，実現価格は混合と原料コストを差し引いた純値であり，リスク管理活動の影響は含まれていない。また，原油や天然ガスの常用単位にも言及し，バレル油当量(“BOE”)と呼ばれている。京東方は6000立方フィート(“Mcf”)の天然ガスを1バレル(“bbl”)原油(6 mcf：1 bbl)に換算したものである。この変換は誤った導電性を持つ可能性があり，特に単独で使用すると，6 Mcf：1 bblの比率は主にバーナ先端に適用されるエネルギー当量変換方法に基づいているため，井口の同値ではない。現在の原油価格と天然ガス価格を用いた価値比率を比較した場合，6 mcf：1バレルの換算比率は価値指標として誤っている可能性がある。また，本MD&Aについては，原油の定義には，軽質と中質原油，一次重質原油，ペリカン湖重質原油，アスファルト(熱油)と上海協力機構がある。“特許使用料後”や“会社純価値”に基づく制作も参考にしてください。
以下の検討および分析は、主に当社の2022年12月31日までの3カ月および年度と2021年同期および2022年第3四半期の財務業績に関するものである。また、本MD&Aは、会社の2023年の目標資本計画を詳細に説明した。会社に関するその他の情報は、2021年12月31日までの年次情報テーブルを含め、SEDARサイトwww.sedar.comとEdgarサイトwww.sec.govで閲覧できます。会社サイト上の情報は本MD&Aの一部を構成しておらず、参考に本MD&Aに組み込まれていません。本MD&A日付は2023年3月1日です。
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| カナダ自然資源有限公司 | 2 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
金融のハイライト
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| | | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (100万ドル、普通株当たりの金額は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
製品販売(1) | | $ | 11,012 | | | $ | 12,574 | | | $ | 10,190 | | | | $ | 49,530 | | | $ | 32,854 | |
| 原油と天然ガス液化石油ガス | | $ | 9,508 | | | $ | 11,001 | | | $ | 8,979 | | | | $ | 43,009 | | | $ | 29,256 | |
| 天然ガス | | | $ | 1,287 | | | $ | 1,342 | | | $ | 958 | | | | $ | 5,236 | | | $ | 2,716 | |
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| 純収益 | | $ | 1,520 | | | $ | 2,814 | | | $ | 2,534 | | | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | |
| 1株当たり普通株 | -基本的に | | $ | 1.37 | | | $ | 2.52 | | | $ | 2.16 | | | | $ | 9.64 | | | $ | 6.49 | |
| | -薄めて | | $ | 1.36 | | | $ | 2.49 | | | $ | 2.14 | | | | $ | 9.52 | | | $ | 6.46 | |
調整後の運営純収益(2) | | $ | 2,194 | | | $ | 3,493 | | | $ | 2,626 | | | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | |
| 1株当たり普通株 | – basic (3) | | $ | 1.98 | | | $ | 3.12 | | | $ | 2.24 | | | | $ | 11.33 | | | $ | 6.28 | |
| | -希釈(3) | | $ | 1.96 | | | $ | 3.09 | | | $ | 2.21 | | | | $ | 11.19 | | | $ | 6.25 | |
| 経営活動のキャッシュフロー | | $ | 4,544 | | | $ | 6,098 | | | $ | 4,712 | | | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | |
調整後の資金フロー(2) | | $ | 4,176 | | | $ | 5,208 | | | $ | 4,338 | | | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | |
| 1株当たり普通株 | – basic (3) | | $ | 3.78 | | | $ | 4.66 | | | $ | 3.69 | | | | $ | 17.44 | | | $ | 11.63 | |
| | -希釈(3) | | $ | 3.73 | | | $ | 4.60 | | | $ | 3.66 | | | | $ | 17.22 | | | $ | 11.57 | |
| 投資活動のためのキャッシュフロー | | $ | 1,262 | | | $ | 1,129 | | | $ | 1,615 | | | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | |
資本支出純額(2) | | $ | 1,317 | | | $ | 1,249 | | | $ | 1,804 | | | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
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(1)製品販売に関するさらなる詳細は、財務諸表付記18に開示される。
(2)非公認会計基準財務計量。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(3)非GAAP比率.本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
財務ハイライトの概要
合併純収益と調整後の運営純収益
2022年12月31日までの年間純収益は109.37億ドルだったが、2021年12月31日までの年間純収益は76.64億ドルだった。2022年12月31日までの年度の純収益には19.26億ドルの非営業項目が含まれているが、2021年12月31日までの年度の純収益は2.44億ドルであり、株式による報酬、リスク管理活動、為替変動、クロス通貨スワップ決済およびドル債務証券の返済に達成した外貨の影響、買収収益、投資収益、北海ニアン油田埋蔵量の解約に関する回収可能な費用、省級井場修復計画下の政府贈与収入に関連している。これらの項目を含まず，2022年12月31日までの年度の調整後の運営純収益は128.63億ドルであったのに対し，2021年12月31日までの年度は74.2億ドルであった。
2022年第4四半期の純収益は15.2億ドルだったが、2021年第4四半期の純収益は25.34億ドル、2022年第3四半期の純収益は28.14億ドルだった。2022年第4四半期の純収益は税引後非営業プロジェクト6.74億ドルを含むが、2021年第4四半期と2022年第3四半期の純収益はそれぞれ9200万ドルと6.79億ドルであり、株による報酬、リスク管理活動、為替変動、ドル債務証券の返済に達成した外貨の影響、投資収益、北海ニアン油田埋蔵量の解約に関する回収可能な費用、および省レベルの井場修復計画下の政府贈与収入に関連する。これらのプロジェクトは含まれておらず、2022年第4四半期調整後の運営純収益は21.94億ドルだったのに対し、2021年第4四半期は26.26億ドル、2022年第3四半期は34.93億ドルだった。
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| カナダ自然資源有限公司 | 3 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
2022年12月31日までの年度の純収益と調整後の運営純収益は、2021年12月31日現在の年度に比べて増加しており、主に次のように反映されている
▪高い原油とNGL純額(1)および北米地域の原油とNGL販売量；
▪調査·生産部門の天然ガス純額と天然ガス販売量を増加させる
▪オイルサンド採掘とアップグレード分野でより高い上海協力機構販売価格を実現した(1)
部分オフセット量：
▪オイルサンド採掘とアップグレード分野での上合組織の販売量を低下させた。
2022年第4四半期の純収益と調整後の運営純収益は2021年第4四半期より低下しており、主に次のように反映されている
▪北米地域の原油とNGL純額を減少させる
▪オイルサンドの採掘とアップグレード分野における上海協力機構の販売量を減少させた
部分オフセット量：
▪探査と生産部門の天然ガス純額と天然ガス販売量は高い。
2022年第4四半期の純収益と調整後の運営純収益は2022年第3四半期より低下し、主に以下のように反映されている
▪北米地域の原油とNGL純額を減少させた
▪天然ガスの純収益を減らすことができます
▪オイルサンド採掘とアップグレード分野における上海協力機構の販売価格と売上高を低下させた
部分オフセット量：
▪探査と生産分野で原油とNGLの販売量が増加した。
株式ベースの報酬，リスク管理活動，為替変動，買収収益，北西赤水組合(“西北紅水組合”)の収入および投資収益の影響も純収益変動の原因となっている。これらの事項は，本MD&Aの関連章で詳細に議論する
2022年の普遍的な監督管理と経済状況及びイギリスのますます厳しいビジネス見通しは、天然ガスと炭素コスト上昇の影響を含み、同社に北海事業の実行可能性の評価を促す。その開発計画を詳細に審査したところ，同社はニニアン油田が経済的価値を持たなくなったことを確認し，2022年12月31日に関連原油埋蔵量を解約し，廃棄を加速している。そこで、同社は北海での資産の回収可能性評価を完了し、繰延税項回収9.69億ドルの後に確認された16.2億ドルの減価償却と回収可能費用を含む6.51億ドルの非現金費用(税引後)を確認した。
経営活動キャッシュフローと調整後の資金フロー
2022年12月31日現在の年間経営活動からのキャッシュフローは193億9100万ドルであるのに対し，2021年12月31日現在の年度は144.78億ドルである。2022年第4四半期の経営活動からのキャッシュフローは45.44億ドルだったのに対し、2021年第4四半期は47.12億ドル、2022年第3四半期は60.98億ドルだった。経営活動からのキャッシュフローの比較可能期間の変動は、主に先に述べた調整された経営純収益の変動に関連する要素、および非現金運営資本の純変化の影響によるものである。
調整後の資金フローは2022年12月31日までの年度で1979.1億ドルであったが、2021年12月31日までの年度では137.33億ドルであった。2022年第4四半期調整後の資金フローは41.76億ドルだったが、2021年第4四半期は43.38億ドル、2022年第3四半期は52.08億ドルだった。調整後の資金流量の可比期間における変動は、主に上記の経営活動のキャッシュフローの変動に関連する要因であり、非現金運営資金の純変化、支出放棄、省級井場修復計画下の政府贈与収入及びその他の長期資産の変動、株式配当計画を含む未償却コストの影響は含まれていない
(1)非公認会計原則比率。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
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| カナダ自然資源有限公司 | 4 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
生産量
2022年第4四半期に特許使用料を差し引いていない原油とNGL生産量は942，258バレル/日であり、2021年第4四半期の1，004，425バレル/日より6%低下し、2022年第3四半期の983，678バレル/日より4%低下した。特許使用料を差し引いた天然ガス生産量は2021年第4四半期の1，857 MMcf/dから2022年第4四半期の2，115 MMcf/dに増加し，2022年第3四半期の2，132 MMcf/dに相当する。2022年第4四半期に特許使用料を差し引いていない総生産量は1，294，679 BOE/dであり、2021年第4四半期の1，313，900 BOE/dに相当し、2022年第3四半期の1，338，940 BOE/dより3%低下した。原油，NGL，天然ガス生産量は本MD&Aの“特許使用料未納前の日生産量”の節で詳細に検討されている。
製品価格
会社の探査·生産部門では、2022年第4四半期に実現した原油とNGL価格(1)は平均1バレル69.34ドルで、2021年第4四半期の1バレル72.81ドルより5%低下し、2022年第3四半期の1バレル84.91ドルより18%低下した。実現した天然ガス価格は2021年第4四半期の1立方メートル当たり5.35ドルから2022年第4四半期の平均1立方メートル当たり6.39ドルに上昇し、19%上昇し、2022年第3四半期の1立方メートル当たり6.57ドルに比べて3%低下した。オイルサンド採掘·アップグレード業務では、当社が2022年第4四半期に実現したSCO販売価格は2021年第4期の1バレル88.48ドルより17%上昇して1バレル103.79ドルに上昇し、2022年第3期の1バレル120.91ドルより14%低下した。同社の実現した定価は当時の基準定価を反映している。本MD&Aの“ビジネス環境”、“すでに実現した製品価格--探査と生産”及び“オイルサンド採掘とアップグレード”の部分で原油、NGLと天然ガス価格を詳細に討論した。
生産費
会社の探査·生産部門では、2022年第4四半期の原油とNGL生産費用(2)は平均1バレル20.37ドルで、2021年第4四半期の15.70ドルより30%増加し、2022年第3四半期の16.86ドルより21%増加した。天然ガス生産費(2)2022年第4四半期の平均は1立方メートルあたり1.25ドルで、2021年第4四半期の1.12ドルより12%増加し、2022年第3四半期の1.16ドルより8%増加した。オイルサンド採掘·アップグレード分野では、2022年第4四半期の生産費(2)は平均1バレル25.48ドルで、2021年第4四半期の19.55ドルより30%増加し、2022年第3四半期の22.35ドルより14%増加した。本MD&Aの“生産費用−探査と生産”と“オイルサンド採掘とアップグレード”の部分で原油，天然ガスと天然ガスの生産費用を詳細に検討した。
(1)非公認会計原則比率。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(二)それぞれの生産費用をそれぞれの販売量で割って計算する。
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| カナダ自然資源有限公司 | 5 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
四半期財務業績の概要
以下は、同社の最近8四半期の財務業績の概要である
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(100万ドル、普通株当たりの金額は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 六月三十日
2022 | | 三月三十一日
2022 |
製品販売(1) | | $ | 11,012 | | | $ | 12,574 | | | $ | 13,812 | | | $ | 12,132 | |
| 原油と天然ガス液化石油ガス | | $ | 9,508 | | | $ | 11,001 | | | $ | 11,727 | | | $ | 10,773 | |
| 天然ガス | | $ | 1,287 | | | $ | 1,342 | | | $ | 1,605 | | | $ | 1,002 | |
| 純収益 | | $ | 1,520 | | | $ | 2,814 | | | $ | 3,502 | | | $ | 3,101 | |
| 1株当たりの純収益 | | | | | | | | |
| -基本的に | | $ | 1.37 | | | $ | 2.52 | | | $ | 3.04 | | | $ | 2.66 | |
| -薄めて | | $ | 1.36 | | | $ | 2.49 | | | $ | 3.00 | | | $ | 2.63 | |
(100万ドル、普通株当たりの金額は含まれていません) | | 十二月三十一日
2021 | | 九月三十日
2021 | | 六月三十日
2021 | | 三月三十一日
2021 |
製品販売(1) | | $ | 10,190 | | | $ | 8,521 | | | $ | 7,124 | | | $ | 7,019 | |
| 原油と天然ガス液化石油ガス | | $ | 8,979 | | | $ | 7,607 | | | $ | 6,382 | | | $ | 6,288 | |
| 天然ガス | | $ | 958 | | | $ | 694 | | | $ | 509 | | | $ | 555 | |
| 純収益 | | $ | 2,534 | | | $ | 2,202 | | | $ | 1,551 | | | $ | 1,377 | |
| 1株当たりの純収益 | | | | | | | | |
| -基本的に | | $ | 2.16 | | | $ | 1.87 | | | $ | 1.31 | | | $ | 1.16 | |
| -薄めて | | $ | 2.14 | | | $ | 1.86 | | | $ | 1.30 | | | $ | 1.16 | |
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(1)2022年、2022年、および2021年12月31日までの3ヶ月間の製品販売に関するさらなる詳細は、財務諸表付記18に開示される。
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| カナダ自然資源有限公司 | 6 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
最近の8四半期の純利益変動は主に
▪原油定価-全世界の需給変動は、オペック+の原油生産量レベル及び全世界供給への影響を含む；地政学と市場不確定性は、“新冠肺炎”イニシアティブ及び政府の“新冠肺炎”に対する反応とロシア侵入ウクライナへの影響に関連する不確定性が全世界基準価格に与える影響、北米シェール油生産への影響、カナダ西部精選原油と北米オクラホマ州クッシングの西テキサス中質原油参考位置(“西テキサス中質原油”)の北米における巨大な差異の影響、及び西テキサス中質原油と時代遅れのブレント原油(“ブレント”)基準価格は国際細分化市場で差異の影響がある。
▪天然ガス定価−天然ガス需要と在庫貯蔵レベル変動の影響，第三者パイプラインの維持と運休の影響，地政学的·市場不確実性の影響，季節的条件の影響，および米国シェールガス生産の影響。
▪原油とNGL販売量-コービーとジャック魚熱オイルサンドプロジェクトの生産量の変動、報春花熱油プロジェクトの周期性による生産量の変動、会社の北米と国際地区の掘削計画の変動、自然低下率、オイルサンド採掘とアップグレード部門の回転と生産停止の影響、及び新冠肺炎期間の需要低下による閉鎖生産の影響。販売量は国際部門の吊り上げやメンテナンス活動のスケジュールによる変動も反映している。
▪天然ガス販売量-北米と国際市場における会社の掘削計画による生産量の変動、自然衰退率、2021年の松江天然ガス工場の一時閉鎖とその後の回復、および買収の影響とタイミング。
▪生産費用-主にサービス需要とコスト、製品組合せと生産量の変動、季節条件、炭素税とエネルギーコストの増加、インフレコスト圧力、すべての部門のコスト最適化、買収の影響とタイミング、オイルサンド採掘とアップグレード部門の黒字と中継所及び国際部門の維持活動の影響を受ける。
▪損失、減価償却、償却費用-買収と処置の影響と時間、明らかにされた埋蔵量、資産廃棄義務、原油と天然ガス探査に関する発見と開発コスト、開発会社が明らかにした未開発埋蔵量の推定将来コスト、より高い消耗率による国際販売量の変動、オイルサンド採掘とアップグレード部門の黒字と停滞の影響、北海ニニアン油田埋蔵量の解約に関する回収可能費用を含む販売量の変化による変動
▪株式ベースの報酬-会社の株式の報酬責任に基づく公正な時価計測による変動。
▪リスク管理−時価計算とその後の決算会社リスク管理活動の損益確認による変動。
▪利子支出−長期債務水準の変化による変動，および未償還変動金利長期債務と計上利息の基準金利変動が繰延石油収入税(“PRT”)回収に及ぼす影響
▪ドルに対する外国為替-カナダドルの変動は、販売価格が主にドル建ての基準に基づいているため、会社の原油と天然ガス販売の実現価格に影響を与える。ドル建て債務の実現と未実現為替損益の変動も記録されているが、一部はいかなる未完成のクロス通貨スワップの影響によって相殺されている。
▪買収収益、投資収益と買収収益の確認による西北地区の収入変動、PrairieSky Royalty Ltd.とInter Pipeline Ltd.株の投資収益及び2021年第2四半期の西北地区からの分配である
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| カナダ自然資源有限公司 | 7 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
事業環境
2022年上半期、世界の基準原油価格が大幅に上昇したのは、主にロシアのウクライナ侵攻の影響や、オペック+がこれまでに達成した減産協定の遵守を決定したことや、新冠肺炎規制の緩和により、世界経済状況と見通しが改善されたためである。2022年下半期、世界の基準原油価格が2022年上半期の水準より低下したのは、中国の一時的な新冠肺炎の購入制限回復に関する需要懸念、金利上昇の影響、世界景気後退への懸念が原因である。
流動性
2022年12月31日現在、当社には55.2億ドルの未抽出循環銀行信用手配がある。現金と現金等価物および短期投資を含め、同社は約69.31億ドルの流動資金(1)を持っている。当社には信用状を支援するための他の専用信用手配があります。
会社は引き続き強力な貸借対照表、十分な利用可能な流動資金、柔軟な資本構造を維持するために努力する。詳細については，本MD&Aの“流動資金と資本資源”の節を参照されたい.
資本支出
安全で信頼性があり、効果的で効率的な運営は依然として会社の重点だ。同社は2022年11月30日、2023年の基本資本予算(2)を発表し、目標は約41億9千万ドル。予算には、2023年以降に会社の探査·生産部門で追加の生産量と生産能力の増加、長期使用寿命の低下した原位置熱エネルギーとオイルサンド採掘とアップグレード資産の増加を目指す約10.2億ドルの増量戦略資本も含まれている。2023年の生産目標は、1，330，000京東方/日から1，374，000京東方/日までです。年間年間予算を策定して審査し、必要であれば、価格変動、プロジェクトリターン、プロジェクトリスクと時間範囲のバランスに応じて予算を変更することができます。2023年の資本予算は展望的な陳述を構成する。前向き陳述のより詳細については、本MD&Aの“お問い合わせ”部分を参照してください。
リスクと不確実性
懸念される変種を含む新冠肺炎は、依然として現地またはグローバルサプライチェーンや輸送サービスの中断または人的流出を介して、企業の運営、プロジェクト、財務状況をさらに混乱させる可能性があり、いずれの場合も、その程度および深刻さに応じて業務を一時的に減少または閉鎖することを企業に要求する可能性がある。カナダを含む世界経済はより高く、より持続的なインフレを経験しており、一部の原因はロシアのウクライナ侵攻、および新冠肺炎の影響による持続的な供給制限である。これらの状況により、当社は商品価格が正常レベルよりも高い変動を経験し続け、運営と資本支出の面でインフレ圧力に直面する可能性がある
大口商品基準価格
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| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
(この期間の平均) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| WTI基準価格(ドル/バレル) | | $ | 82.62 | | | $ | 91.64 | | | $ | 77.17 | | | | $ | 94.23 | | | $ | 67.96 | |
| 日付を明記したブレント基準価格(ドル/バレル) | | $ | 88.15 | | | $ | 99.34 | | | $ | 79.55 | | | | $ | 99.80 | | | $ | 70.49 | |
| 西テキサス中質原油と西テキサス中質原油の大きな違い(ドル/バレル) | | $ | 25.65 | | | $ | 19.87 | | | $ | 14.65 | | | | $ | 18.26 | | | $ | 13.04 | |
| 上海協力機構価格(ドル/バレル) | | $ | 86.78 | | | $ | 100.51 | | | $ | 75.39 | | | | $ | 98.66 | | | $ | 66.36 | |
| 凝析油基準価格(ドル/バレル) | | $ | 83.33 | | | $ | 87.15 | | | $ | 79.10 | | | | $ | 93.69 | | | $ | 68.24 | |
| 凝縮油と西テキサス中質原油の差額(ドル/バレル) | | $ | (0.71) | | | $ | 4.49 | | | $ | (1.93) | | | | $ | 0.54 | | | $ | (0.28) | |
| ニューヨーク商品取引所基準価格(ドル/MMBtu) | | $ | 6.27 | | | $ | 8.18 | | | $ | 5.83 | | | | $ | 6.64 | | | $ | 3.85 | |
| AECO基準価格(プラス/GJ) | | $ | 5.29 | | | $ | 5.51 | | | $ | 4.67 | | | | $ | 5.28 | | | $ | 3.38 | |
ドル/カナダドルの平均為替レート(ドル) | | $ | 0.7366 | | | $ | 0.7660 | | | $ | 0.7937 | | | | $ | 0.7686 | | | $ | 0.7979 | |
(1)非公認会計基準財務計量。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(2)非公認会計基準の財務指標を前向きに評価する。資本予算は純資本支出(非公認会計基準財務指標)を基礎としており、純購入コストは含まれていない。純資本支出の詳細については、本MD&Aの“非公認会計基準およびその他の財務指標”の節を参照されたい。
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| カナダ自然資源有限公司 | 8 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
同社のほとんどの製品はドル基準価格に基づいて販売されています。具体的には，原油は西テキサス中質原油とブレント原油指数に基づいて販売されている。カナダの天然ガス価格は主にA設変基準定価に基づいており、AECO基準定価はNYMEX基準定価に由来し、NYMEXとHenry Hubに位置する納品点との基礎或いは位置差に基づいて調整される。会社の実現価格は為替レート変動の影響を直接受けています。製品収入は引き続きカナダドル変動の影響を受けており、会社の原油と天然ガス販売で得られたカナダドル販売価格はドル建ての基準に基づいているからだ。
北米地域の原油販売契約は通常西テキサス中質原油基準価格に基づいています。WTIは2022年12月31日までの年間平均1バレル94.23ドルで、2021年12月31日までの年度の1バレル67.96ドルより39%増加した。2022年第4四半期のWTI平均は1バレル82.62ドルで、2021年第4四半期の1バレル77.17ドルより7%増加し、2022年第3四半期の1バレル91.64ドルより10%低下した。
同社の国際部門の原油販売契約は通常ブレント原油定価を基礎としており、ブレント原油価格は国際市場と世界全体の需給状況を代表している。ブレント原油の平均価格は2022年12月31日までの1バレルあたり99.80ドルで、2021年12月31日までの年度の1バレル70.49ドルより42%増加した。2022年第4四半期、ブレント原油の平均価格は1バレル88.15ドルで、2021年第4四半期の79.55ドルより11%増加し、2022年第3四半期の99.34ドルより11%低下した。
2022年12月31日までの3ヶ月と年度、西テキサス中質原油とブレント原油の定価は2021年同期より上昇し、主にロシアのウクライナ侵攻、オペック+が先に合意した減産協定を遵守することを決定した影響、および経済状況の改善による世界の原油に対する需要増加を反映しており、原因は以前の新冠肺炎制限が減少したためである。西テキサス中質原油とブレント原油の2022年第4四半期の定価は2022年第3四半期より低下し、主に中国の新冠肺炎制限の一時回復に関する需要懸念、金利上昇及び世界経済衰退への懸念を反映している
2022年12月31日までの1年間で、WCSの巨大差額は1バレル平均18.26ドルだったが、2021年12月31日までの1年間は、平均1バレル13.04ドルだった。2022年第4四半期、WCSの巨大差額は1バレルあたり25.65ドルだったが、2021年第4四半期は1バレル14.65ドル、2022年第3四半期は1バレル19.87ドルだった。2021年同期と比較して、2022年12月31日までの3カ月と1年のWCSの差額が大幅に拡大し、主に米国メキシコ湾沿岸の価格決定が疲弊していることを反映しており、米国の戦略石油備蓄の硫黄含有供給の増加と、ウクライナ侵攻によるロシアの定価低下が原因である。2022年第4四半期のWCSと2022年第3四半期の巨大な価格差は拡大し、主に季節的需要の低下、アメリカ中西部製油所の計画外維持及びアメリカメキシコ湾沿岸燃料油の定価低下を反映している
2022年12月31日現在、上合組織の原油価格は平均1バレル98.66ドルで、2021年12月31日現在の1バレル66.36ドルより49%上昇した。上合組織の202年第4四半期の平均原油価格は1バレル86.78ドルで、2021年第4四半期の1バレル75.39ドルより15%上昇し、2022年第3四半期の1バレル100.51ドルより14%下落した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度、上海協力機構の定価は2021年の同時期よりある程度上昇し、主にWTI基準定価の上昇を反映している。上海協力機構の2022年第4四半期の定価は2022年第3四半期よりある程度低下し、主にWTI基準定価の低下を反映している。
ニューヨーク商品取引所の天然ガスの平均価格は2022年12月31日までの年間平均MMBtuあたり6.64ドルで、2021年12月31日までの年度のMMBtuあたり3.85ドルより72%上昇した。2022年第4四半期、ニューヨーク商品取引所の天然ガスの平均価格はMMBtuあたり6.27ドルで、2021年第4四半期の5.83ドルより8%上昇し、2022年第3四半期の8.18ドルより23%低下した。2022年12月31日までの3カ月と年度、NYMEX天然ガス価格は2021年同期より上昇し、主に欧州在庫の減少とロシアのウクライナ侵攻による世界の大口商品価格の上昇を反映している。ニューヨーク商品取引所は2022年第4四半期の天然ガス価格が2022年第3四半期より低下し、主に季節的な天気の温暖化と生産量の強い影響により、需要が予想を下回ったことを反映しており、自由港液化天然ガス施設の再開がさらに遅れていることを反映している
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| カナダ自然資源有限公司 | 9 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
AECO天然ガスの平均価格は2022年12月31日までの1年間でGJ当たり5.28ドルであり，2021年12月31日までの年度のGJ当たり3.38ドルより56%上昇した。AECO天然ガス価格は2022年第4四半期の平均GJ 5.29ドルで、2021年第4四半期の4.67ドルより13%上昇し、2022年第3四半期のGJ 5.51ドルあたり4%低下した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度、AECO天然ガス価格は2021年同期より上昇し、主に貯蔵レベルの低下とNYMEX基準定価の向上を反映している。2022年第4四半期のAECO天然ガス価格の2022年第3四半期よりの低下は、主に生産量レベルの向上とNYMEX基準価格の低下を反映している。
毎日生産しており，特許使用料は計上されていない
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| 3か月まで | 現在までの年度 |
| | 十二月三十一日
2022 | 九月三十日
2022 | 十二月三十一日
2021 | 十二月三十一日
2022 | 十二月三十一日
2021 |
原油と天然ガス(バレル/日) | | | | | |
北米-探査と生産 | 486,559 | | 471,632 | | 478,738 | | 479,971 | | 472,621 | |
北米−オイルサンド採掘とアップグレード(1) | 428,784 | | 487,553 | | 493,406 | | 425,945 | | 448,133 | |
| 国際−探査と生産 | | | | | |
| 北海 | 14,006 | | 10,855 | | 17,860 | | 12,890 | | 17,633 | |
| アフリカ近海 | 12,909 | | 13,638 | | 14,421 | | 14,343 | | 14,017 | |
国際総優勝(2) | 26,915 | | 24,493 | | 32,281 | | 27,233 | | 31,650 | |
| 原油総量と天然ガス負荷量 | 942,258 | | 983,678 | | 1,004,425 | | 933,149 | | 952,404 | |
天然ガス(MMcf/d)(3) | | | | | |
| 北米.北米 | 2,105 | | 2,117 | | 1,841 | | 2,075 | | 1,680 | |
| 国際的に | | | | | |
| 北海 | 3 | | 1 | | 3 | | 2 | | 3 | |
| アフリカ近海 | 7 | | 14 | | 13 | | 13 | | 12 | |
| 国際合計 | 10 | | 15 | | 16 | | 15 | | 15 | |
| 天然ガス総量 | 2,115 | | 2,132 | | 1,857 | | 2,090 | | 1,695 | |
総タンク油当量(BOE/d) | 1,294,679 | | 1,338,940 | | 1,313,900 | | 1,281,434 | | 1,234,906 | |
| 製品の組み合わせ | | | | | |
| 軽質と中質原油および液化天然ガス | 11% | 10% | 10% | 11% | 10% |
| ペリカン湖重質原油 | 4% | 4% | 4% | 4% | 5% |
| 原生重質原油 | 5% | 5% | 5% | 5% | 5% |
| アスファルト(熱油) | 20% | 18% | 20% | 20% | 21% |
合成原油(1) | 33% | 36% | 38% | 33% | 36% |
| 天然ガス | 27% | 27% | 23% | 27% | 23% |
総収入の割合(1)(4) | | | | | |
| (中流·製油事業は含まれていない) | | | | | |
| 原油と天然ガス液化石油ガス | 87% | 88% | 90% | 88% | 91% |
| 天然ガス | 13% | 12% | 10% | 12% | 9% |
(1)特許使用料が控除されていない上合組織生産量には、上合組織内部をディーゼルとして消費する製品は含まれていない。
(2)“国際”には、北海とアフリカ近海の探査·生産部門がすべて含まれている。
(3)天然ガス生産量は販売量に近い。
(4)混合コストとリスク管理活動を含まない純額を差し引く。
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| カナダ自然資源有限公司 | 10 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
日産量、特許使用料を差し引く
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| 3か月まで | 現在までの年度 |
| | 十二月三十一日
2022 | 九月三十日
2022 | 十二月三十一日
2021 | 十二月三十一日
2022 | 十二月三十一日
2021 |
原油と天然ガス(バレル/日) | | | | | |
| 北米-探査と生産 | 381,546 | | 361,987 | | 403,305 | | 374,089 | | 404,637 | |
北米ではオイルサンドの採掘とアップグレード | 372,894 | | 391,165 | | 440,492 | | 351,740 | | 410,385 | |
| 国際−探査と生産 | | | | | |
| 北海 | 13,985 | | 10,776 | | 17,825 | | 12,849 | | 17,588 | |
| アフリカ近海 | 11,153 | | 11,965 | | 13,638 | | 12,972 | | 13,354 | |
| 国際合計 | 25,138 | | 22,741 | | 31,463 | | 25,821 | | 30,942 | |
| 原油総量と天然ガス負荷量 | 779,578 | | 775,893 | | 875,260 | | 751,650 | | 845,964 | |
天然ガス(MMcf/d) | | | | | |
| 北米.北米 | 1,937 | | 1,920 | | 1,721 | | 1,885 | | 1,593 | |
| 国際的に | | | | | |
| 北海 | 3 | | 1 | | 3 | | 2 | | 3 | |
| アフリカ近海 | 6 | | 12 | | 12 | | 11 | | 11 | |
| 国際合計 | 9 | | 13 | | 15 | | 13 | | 14 | |
| 天然ガス総量 | 1,946 | | 1,933 | | 1,736 | | 1,898 | | 1,607 | |
| 総タンク油当量(BOE/d) | 1,103,833 | | 1,098,001 | | 1,164,613 | | 1,068,063 | | 1,113,878 | |
同社の業務方針は，その生産する商品ごとに大量のプロジェクト在庫と生産多様化，すなわち軽，中原油と天然ガス，一次重質原油，ペリカン湖重質原油，アスファルト(熱油)，上海協力機構と天然ガスを保持することである。
2022年12月31日までの年間，特許使用料を差し引いていない原油とNGL生産量は平均933，149バレル/日であり，2021年12月31日までの年度の952，404バレル/日に相当する。2022年第4四半期の原油とNGLの平均日生産量は942，258バレルで、2021年第4四半期の1，004，425バレル/日より6%低下し、2022年第3四半期の983，678バレル/日より4%低下した。2022年第4四半期の原油とNGL生産量は期間より減少でき、主にHorizonの10月の計画外生産停止、及び2022年第4四半期末の極端な寒冷天気条件がオイルサンドの採掘とアップグレード及び北米探査と生産部門に与える影響を反映している
2022年の原油と天然ガス液化石油ガスの年間生産量は、会社が以前発表した943，000バレル/日の生産量予測をやや下回った。2023年の原油と天然ガス液化石油ガスの年間生産量の目標は、平均969，000バレル/日から1，001，000バレル/日の間である。生産目標は前向き表現である。前向き陳述のより詳細については、本MD&Aの“お問い合わせ”部分を参照してください。
2022年12月31日までの年間で，特許使用料を差し引いた天然ガス生産量は2，090 MMcf/dであり，2021年12月31日現在の1，695 MMcf/dより23%増加した。2022年第4四半期の天然ガス生産量は2，115 MMcf/dであり，2021年第4四半期の1，857 MMcf/dより14%増加し，2022年第3四半期の2，132 MMcf/dに相当する。2022年12月31日までの3ヶ月と年度の天然ガス生産量は2021年同期の増加より主に強い掘削結果と2021年第4四半期に完成した買収を反映しているが、天然ガス田の減少及び2022年第4四半期後期の極端な寒冷天気状況の影響により一部相殺された
2022年の天然ガス年間生産量は、同社が以前に発表した2，112 MMcf/dの生産量予測をやや下回った。2023年の天然ガス年間生産量の目標は、平均2，170 MMcf/dから2，242 MMcf/dの間である。生産目標は前向き表現である。前向き陳述のより詳細については、本MD&Aの“お問い合わせ”部分を参照してください。
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| カナダ自然資源有限公司 | 11 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
北米-探査と生産
2022年12月31日までの1年間，特許使用料を差し引いていない北米原油とNGL生産量は平均479，971バレル/日であり，2021年12月31日までの年度の472，621バレル/日に相当する。2022年第4四半期の北米原油とNGL生産量は486，559バレル/日であり、2021年第4四半期の478，738バレル/日に相当し、2022年第3四半期の471，632バレル/日より3%増加した。2022年第4四半期の原油とNGL生産量は2022年第3四半期よりある程度増加し、主に熱油生産量の増加と常規掘削計画の生産量の増加を反映しているが、この部分は天然油田の生産量の低下と2022年第4四半期末の極端な寒天気条件の影響によって相殺されている
当社の熱エネルギー現地資産は引き続き特許権使用料前の長寿命生産を示しており、2022年第4四半期の平均生産量は253，188バレル/日であり、2021年第4四半期の263，110バレル/日より4%減少し、2022年第3四半期の243，393バレル/日より4%増加し、主に2022年第3四半期に計画維持活動を完了した後、ジャック魚の生産量が強く、一部は天然油田の低下によって相殺されている。
特許使用料を計算していないペリカン湖重質原油生産量は2022年第4四半期の平均48，221バレル/日であり、2021年第4四半期の52，963バレル/日より9%低下し、2022年第3四半期の50，051バレル/日より4%低下し、主に2022年第4四半期の一時減注及び天然油田の低下を反映している
2022年12月31日までの1年間，特許使用料を差し引いた天然ガス生産量は平均2，075 MMcf/dであり，2021年12月31日現在の1，680 MMcf/dより24%増加した。2022年第4四半期の天然ガス生産量は平均2，105 MMcf/dであり，2021年第4四半期の1，841 MMcf/dより14%増加し，2022年第3四半期の2，117 MMcf/dに相当する。2022年12月31日までの3ヶ月と年度の天然ガス生産量は2021年同期の増加より主に強い掘削結果と2021年第4四半期に完成した買収を反映しているが、天然ガス田の減少及び2022年第4四半期後期の極端な寒冷天気状況の影響により一部相殺された
北米ではオイルサンドの採掘とアップグレード
上海協力機構の2022年12月31日までの特許権使用料が控除されていない日の生産量は425，945バレル/日であり、2021年12月31日までの448，133バレル/日より5%低下した。上海協力機構の2022年第4四半期の日生産量は428，784バレルで、2021年第4四半期の493，406バレル/日より13%低下し、2022年第3四半期の487，553バレル/日より12%低下した。上合組織の2022年12月31日までの年間生産量は，2021年12月31日までの年度の減産より，主に2022年上半期のScotford Upgrader(“Scotford”)の長期黒字化，Horizonの10月の計画外操業停止，および両鉱場の第4四半期末極端寒冷天気条件の影響を反映している。上海協力機構の2022年第4四半期の生産量は時期よりある程度低下し、主に10月のHorizonの計画外生産停止、及び第4四半期末の2つの鉱場の極端な寒冷天気条件の影響を反映している。
国際−探査と生産
2022年12月31日までの年間，特許使用料を差し引いていない国際原油とNGL生産量は平均27，233バレル/日であり，2021年12月31日までの31，650バレル/日より14%低下した。2022年第4四半期の国際原油とNGLの平均生産量は26，915バレル/日であり、2021年第4四半期の32，281バレル/日より17%減少し、2022年第3四半期の24，493バレル/日より10%増加した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度の原油とNGL生産量の2021年同期比の低下は主に天然ガス田生産量の低下、及び2022年北海維持活動の影響を反映している。2022年第4四半期の原油と液化天然ガス生産量は2022年第3四半期より増加しており、主に北海とアフリカ近海の維持活動が2022年第3四半期に完成したためである。
国際原油在庫量
製品制御権が顧客に移譲され、納入された場合、同社は原油生産の収入を確認する。各種貯蔵施設や浮遊式貯油所に貯蔵されている原油数に関する国際支部では収入が確認されておらず，具体的には以下のとおりである
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| (Bbl) | 十二月三十一日
2022 | 九月三十日
2022 | 十二月三十一日
2021 |
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| 国際的に | 390,959 | | 1,126,786 | | 727,439 | |
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 12 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
経営のハイライト-探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油とNGL(ドル/バレル)(1) | | | | | | | | | | | |
実現価格(2) | | $ | 69.34 | | | $ | 84.91 | | | $ | 72.81 | | | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | |
交通(2) | | 4.11 | | | 4.10 | | | 3.93 | | | | 4.13 | | | 3.86 | |
実現済み価格、輸送(2)を差し引く | | 65.23 | | | 80.81 | | | 68.88 | | | | 86.51 | | | 59.85 | |
印税(3) | | 13.56 | | | 19.48 | | | 10.67 | | | | 18.91 | | | 8.59 | |
生産費(4) | | 20.37 | | | 16.86 | | | 15.70 | | | | 18.17 | | | 14.71 | |
純増(2) | | $ | 31.30 | | | $ | 44.47 | | | $ | 42.51 | | | | $ | 49.43 | | | $ | 36.55 | |
天然ガス(ドル/mcf)(1) | | | | | | | | | | | |
実現価格(5) | | $ | 6.39 | | | $ | 6.57 | | | $ | 5.35 | | | | $ | 6.55 | | | $ | 4.07 | |
交通運輸業(6) | | 0.55 | | | 0.51 | | | 0.42 | | | | 0.51 | | | 0.45 | |
実現した価格、輸送純額 | | 5.84 | | | 6.06 | | | 4.93 | | | | 6.04 | | | 3.62 | |
印税(3) | | 0.51 | | | 0.61 | | | 0.35 | | | | 0.61 | | | 0.22 | |
生産費(4) | | 1.25 | | | 1.16 | | | 1.12 | | | | 1.22 | | | 1.18 | |
純額リベート | | $ | 4.08 | | | $ | 4.29 | | | $ | 3.46 | | | | $ | 4.21 | | | $ | 2.22 | |
バレル油当量(ドル/BOE)(1) | | | | | | | | | | | |
実現価格(2) | | $ | 56.83 | | | $ | 66.04 | | | $ | 57.72 | | | | $ | 70.07 | | | $ | 49.67 | |
交通(2) | | 3.80 | | | 3.64 | | | 3.40 | | | | 3.72 | | | 3.44 | |
実現済み価格、輸送(2)を差し引く | | 53.03 | | | 62.40 | | | 54.32 | | | | 66.35 | | | 46.23 | |
印税(3) | | 9.31 | | | 12.88 | | | 7.48 | | | | 12.75 | | | 5.98 | |
生産費(4) | | 15.17 | | | 12.68 | | | 12.33 | | | | 13.76 | | | 11.98 | |
純増(2) | | $ | 28.55 | | | $ | 36.84 | | | $ | 34.51 | | | | $ | 39.84 | | | $ | 28.27 | |
(1)原油、NGL、京東方販売量については、本MD&Aにおける“非GAAPおよびその他の財務措置”の節を参照されたい。天然ガス販売量については、本MD&Aにおける“特許使用料を計算していない日生産量”の節を参照されたい
(2)非GAAP比率.本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(三)特許使用料をそれぞれの販売量で割る。
(四)生産費用をそれぞれの販売量で割って計算する。
(五)天然ガス販売量を天然ガス販売量で割る。
(六)天然ガス輸送費用を天然ガス販売量で割る。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 13 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
実現された製品の価格-探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油とNGL(ドル/バレル)(1) | | | | | | | | | | | |
北米(2) | | $ | 65.79 | | | $ | 83.62 | | | $ | 71.57 | | | | $ | 88.43 | | | $ | 62.10 | |
国際平均(3) | | $ | 118.44 | | | $ | 120.09 | | | $ | 95.23 | | | | $ | 128.41 | | | $ | 87.04 | |
北海(3) | | $ | 118.91 | | | $ | 123.18 | | | $ | 100.45 | | | | $ | 129.04 | | | $ | 87.98 | |
オフショアアフリカ(3) | | $ | 117.74 | | | $ | 119.08 | | | $ | 75.42 | | | | $ | 127.85 | | | $ | 85.71 | |
原油とNGLの平均値(2) | | $ | 69.34 | | | $ | 84.91 | | | $ | 72.81 | | | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | |
| | | | | | | | | | | |
天然ガス(ドル/立方メートル)(1)(3) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | $ | 6.36 | | | $ | 6.51 | | | $ | 5.33 | | | | $ | 6.51 | | | $ | 4.05 | |
| 国際平均水準 | | $ | 13.70 | | | $ | 14.83 | | | $ | 7.77 | | | | $ | 12.78 | | | $ | 6.21 | |
| 北海 | | $ | 13.51 | | | $ | 20.88 | | | $ | 3.20 | | | | $ | 15.75 | | | $ | 2.94 | |
| アフリカ近海 | | $ | 13.80 | | | $ | 14.27 | | | $ | 9.00 | | | | $ | 12.23 | | | $ | 7.17 | |
| 天然ガスの平均水準 | | $ | 6.39 | | | $ | 6.57 | | | $ | 5.35 | | | | $ | 6.55 | | | $ | 4.07 | |
| | | | | | | | | | | |
平均値(ドル/BOE)(1)(2) | | $ | 56.83 | | | $ | 66.04 | | | $ | 57.72 | | | | $ | 70.07 | | | $ | 49.67 | |
(1)原油、NGL、京東方販売量については、本MD&Aにおける“非GAAPおよびその他の財務措置”の節を参照されたい。天然ガス販売量については、本MD&Aにおける“特許使用料を計算していない日生産量”の節を参照されたい
(2)非GAAP比率.本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(3)原油と天然ガス販売量を天然ガス販売量で割って計算する。
北米.北米
北米では2022年12月31日までの1年間で原油とNGL価格の42%上昇を実現し、平均1バレル88.43ドルだったが、2021年12月31日までの年間は1バレル62.10ドルであった。北米で実現された原油とNGL価格は2021年第4四半期の1バレル71.57ドルから2022年第4四半期の平均1バレル65.79ドルに低下し、減少幅は8%で、2022年第3四半期の1バレル83.62ドルより21%低下した。2022年12月31日までの年度は2021年12月31日までの年度より増加し、主にWTI基準定価が高いことを反映している。2022年第4四半期は2021年第4四半期に比べて低下しており、主にWCSの深刻な差の拡大を反映している。2022年第4四半期の2022年第3四半期よりの低下は主にWTI基準定価の低下とWCSの巨大な差額の拡大を反映している。同社は原油混合マーケティング戦略に引き続き注力し、2022年第4四半期にWCS物流に約173，000バレル/日の重質原油混合油を貢献した。
2022年12月31日までの1年間、北米天然ガス価格は61%上昇し、平均1立方メートル6.51ドルだったが、2021年12月31日までの年間は1立方メートル当たり4.05ドルだった。北米天然ガス価格は2021年第4四半期の5.33ドルから2022年第4四半期の平均6.36ドルに上昇し、上昇幅は19%で、2022年第3四半期の6.51ドルと横ばいだった。2022年12月31日までの3カ月と年度は2021年同期に比べて増加しており、主にAECO基準定価の増加を反映している
北米探査·生産会社が受け取った製品タイプ別の価格を比較すると以下のようになる
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで |
(四半期平均値) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
井口価格(1) | | | | | | |
軽質と中質原油と天然ガス液化石油ガス(ドル/バレル) | | $ | 77.08 | | | $ | 82.26 | | | $ | 74.41 | |
ペリカン湖重質原油(ドル/バレル) | | $ | 73.25 | | | $ | 91.98 | | | $ | 77.40 | |
原生重質原油(ドル/バレル) | | $ | 69.20 | | | $ | 89.80 | | | $ | 75.47 | |
アスファルト(熱油)(ドル/バレル) | | $ | 58.13 | | | $ | 80.74 | | | $ | 68.45 | |
天然ガス(ドル/mcf) | | $ | 6.36 | | | $ | 6.51 | | | $ | 5.33 | |
(1)単位で計算される金額は、製品種別別の販売量によって計算される。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 14 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
国際的に
2022年12月31日までの1年間で、国際的に実現された原油とNGLの価格は48%上昇し、平均は1バレル128.41ドルだったが、2021年12月31日までの年間は1バレル87.04ドルだった。2022年第4四半期、国際的に実現した原油と液化天然ガス価格は2021年第4四半期の1バレル95.23ドルから1バレル平均118.44ドルに上昇し、上昇幅は24%で、2022年第3四半期の1バレル120.09ドルに相当する。任意の特定期間の達成された原油価格および1バレル当たりのNGL価格は、様々な販売契約の条項、各油田の油取りの頻度と時間、および油を抽出する際の現行の原油価格と為替レートに依存する。2022年12月31日までの3ヶ月と年度のすでに実現した原油とNGL価格は2021年同期よりある程度上昇し、引き上げ時のブレント基準定価及びカナダドル動向の影響を反映している。
特許使用料−探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油とNGL(ドル/バレル)(1) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | $ | 14.07 | | | $ | 19.78 | | | $ | 11.21 | | | | $ | 19.64 | | | $ | 9.06 | |
| 国際平均水準 | | $ | 6.56 | | | $ | 11.24 | | | $ | 1.01 | | | | $ | 6.38 | | | $ | 1.75 | |
| 北海 | | $ | 0.18 | | | $ | 0.86 | | | $ | 0.19 | | | | $ | 0.30 | | | $ | 0.19 | |
| アフリカ近海 | | $ | 16.02 | | | $ | 14.61 | | | $ | 4.10 | | | | $ | 11.79 | | | $ | 3.94 | |
| 原油とNGLの平均値 | | $ | 13.56 | | | $ | 19.48 | | | $ | 10.67 | | | | $ | 18.91 | | | $ | 8.59 | |
| | | | | | | | | | | |
天然ガス(ドル/mcf)(1) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | $ | 0.51 | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.35 | | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.22 | |
| アフリカ近海 | | $ | 0.71 | | | $ | 1.73 | | | $ | 0.41 | | | | $ | 1.50 | | | $ | 0.33 | |
| 天然ガスの平均水準 | | $ | 0.51 | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.35 | | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.22 | |
| | | | | | | | | | | |
平均値(ドル/BOE)(1) | | $ | 9.31 | | | $ | 12.88 | | | $ | 7.48 | | | | $ | 12.75 | | | $ | 5.98 | |
(1)使用料別にそれぞれの販売量で割って計算する。原油、NGL、BOEの販売量については、本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務措置”の一部を参照されたい。天然ガス販売量については、本MD&Aの“特許使用料を支払わない前の日生産量”の節を参照されたい。
北米.北米
2022年12月31日までの3カ月と年度および比較可能期間の北米原油，NGLと天然ガス特許権使用料は，基準大口商品価格の変動，WCS重大差額の変動および浮動縮尺特許権使用料率の影響を反映している。
2022年12月31日までの年間では，原油とNGL特許権使用料(1)は平均で製品売上高の約22%を占めているが，2021年12月31日までの年間では15%であった。2022年第4四半期、原油とNGL特許権使用料は平均で製品売上高の約21%を占めたが、2021年第4四半期と2022年第3四半期はそれぞれ16%と24%だった。2021年同期と比較して，2022年12月31日までの3カ月と年度の特許権使用料率が上昇したのは，主に基準価格の上昇およびWCSの大幅な差の変動によるものであった。2022年第4四半期の特許権使用料が2022年第3四半期に比べて低下したのは、主に基準価格が低いためだ。
天然ガス特許使用料は2022年12月31日までの1年間で製品売上高の約9%を占めているが，2021年12月31日までの1年間は天然ガス特許使用料が製品売上高の5%を占めている。2022年第4四半期、天然ガス特許権使用料は平均で製品売上高の約8%を占めているが、2021年第4四半期と2022年第3四半期はそれぞれ7%と9%である。2021年同期と比較して，2022年12月31日までの3カ月と年度の特許権使用料率が上昇したのは，主に基準価格の上昇によるものである。
(1)非公認会計原則比率。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 15 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
アフリカ近海
各種生産共有契約の条項によると、特許使用料料率は、実現された商品定価、資本支出及び生産費用、支払い状況、及び各油田からの出荷時間に応じて変動する。
2022年12月31日までの1年間、製品売上高に占める印税の割合は平均約9%だったが、2021年12月31日までの1年間、製品売上高に占める印税の割合は5%だった。2022年第4四半期、製品売上高に占める印税の割合は平均約13%だったが、2021年第4四半期と2022年第3四半期はそれぞれ5%と12%だった。特許使用料が製品売上に占める割合は分野別の昇給タイミングと支払い状況を反映している。
生産費--探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油とNGL(ドル/バレル)(1) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | $ | 16.80 | | | $ | 15.98 | | | $ | 13.55 | | | | $ | 16.25 | | | $ | 13.12 | |
| 国際平均水準 | | $ | 69.70 | | | $ | 40.86 | | | $ | 54.91 | | | | $ | 51.01 | | | $ | 37.77 | |
| 北海 | | $ | 100.30 | | | $ | 115.41 | | | $ | 64.96 | | | | $ | 88.99 | | | $ | 54.13 | |
| アフリカ近海 | | $ | 24.30 | | | $ | 16.64 | | | $ | 16.75 | | | | $ | 17.25 | | | $ | 14.73 | |
| 原油とNGLの平均値 | | $ | 20.37 | | | $ | 16.86 | | | $ | 15.70 | | | | $ | 18.17 | | | $ | 14.71 | |
| | | | | | | | | | | |
天然ガス(ドル/mcf)(1) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | $ | 1.22 | | | $ | 1.13 | | | $ | 1.08 | | | | $ | 1.19 | | | $ | 1.15 | |
| 国際平均水準 | | $ | 8.07 | | | $ | 4.99 | | | $ | 5.51 | | | | $ | 5.16 | | | $ | 5.07 | |
| 北海 | | $ | 10.38 | | | $ | 12.67 | | | $ | 9.19 | | | | $ | 9.27 | | | $ | 7.31 | |
| アフリカ近海 | | $ | 6.98 | | | $ | 4.27 | | | $ | 4.52 | | | | $ | 4.40 | | | $ | 4.41 | |
| 天然ガスの平均水準 | | $ | 1.25 | | | $ | 1.16 | | | $ | 1.12 | | | | $ | 1.22 | | | $ | 1.18 | |
| | | | | | | | | | | |
平均値(ドル/BOE)(1) | | $ | 15.17 | | | $ | 12.68 | | | $ | 12.33 | | | | $ | 13.76 | | | $ | 11.98 | |
(一)生産費用をそれぞれの販売量で割って計算する。原油、NGL、BOEの販売量については、本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務措置”の一部を参照されたい。天然ガス販売量については、本MD&Aの“特許使用料を支払わない前の日生産量”の節を参照されたい。
北米.北米
2022年12月31日までの1年間、北米原油とNGL生産費用は1バレル平均16.25ドルで、2021年12月31日までの年間の1バレル13.12ドルより24%増加した。2022年第4四半期の北米原油とNGL生産費用は1バレル16.80ドルで、2021年第4四半期の13.55ドルより24%増加し、2022年第3四半期の15.98ドルより5%増加した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度は、原油1バレルとNGL生産費用が2021年同期より増加し、主にエネルギーとサービスコストの上昇を反映している。2022年第4四半期の原油1バレル当たりとNGL生産費用は2022年第3四半期より増加し、主に2022年第4四半期のエネルギーコストの上昇を反映している。
2022年12月31日までの年間の北米天然ガス生産費は1立方メートルあたり平均1.19ドルで、2021年12月31日までの年間の1立方メートル1.15ドルより3%増加した。2022年第4四半期の北米天然ガス生産費用は1立方メートルあたり平均1.22ドルで、2021年第4四半期の1.08ドルより13%増加し、2022年第3四半期の1.13ドルより8%増加した。2022年12月31日までの3カ月と年度は，単位MCFあたりの天然ガス生産費用が報告されたすべての可比時期より増加しており，主にエネルギーコストの上昇を反映している。
国際的に
2022年12月31日までの年間、国際原油とNGL生産費は1バレル平均51.01ドルで、2021年12月31日までの年間の1バレル37.77ドルより35%増加した。2022年第4四半期の国際原油とNGL生産費用は1バレル69.70ドルで、2021年第4四半期の54.91ドルより27%増加し、2022年第3四半期の40.86ドルより71%増加した。原油と原油価格の上昇
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 16 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
2022年12月31日までの3ヶ月及び年度の天然ガス1バレル当たりの液化石油ガス生産支出は主にコスト構造の異なる異なる油田の生産時期、生産量の低下、エネルギーコストの上昇及び外貨変動の影響を反映している
損失、減価償却、償却--探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル、京東あたりの金額は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 北米.北米 | | $ | 949 | | | $ | 913 | | | $ | 939 | | | | $ | 3,595 | | | $ | 3,569 | |
| 北海 | | 1,653 | | | 15 | | | 33 | | | | 1,747 | | | 160 | |
| アフリカ近海 | | 41 | | | 39 | | | 19 | | | | 173 | | | 142 | |
| 減価償却·償却 | | $ | 2,643 | | | $ | 967 | | | $ | 991 | | | | $ | 5,515 | | | $ | 3,871 | |
差し引く：回収可能費用(1) | | 1,620 | | | — | | | — | | | | 1,620 | | | — | |
調整後の損失、減価償却、 (2)償却する | | $ | 1,023 | | | $ | 967 | | | $ | 991 | | | | $ | 3,895 | | | $ | 3,871 | |
$/BOE (3) | | $ | 12.78 | | | $ | 12.48 | | | $ | 13.03 | | | | $ | 12.45 | | | $ | 13.49 | |
(1)2022年の一般的な監督管理と経済状況及び天然ガスと炭素コスト上昇の影響を含むイギリスのますます厳しいビジネス見通しは、同社に北海事業の実行可能性の評価を促す。その開発計画を詳細に審査したところ，同社はニニアン油田が経済的価値を持たなくなったことを確認し，2022年12月31日に関連原油埋蔵量を解約し，廃棄を加速している。そこで，同社は北海における資産の回収可能性評価を完了し，16.2億ドルの回収可能費用の損失，減価償却，償却を確認した。
(2)損失、減価償却、および償却を計算するための非GAAP計量であり、非日常的な費用の影響は含まれておらず、これらの非日常的な費用は、会社の通常のプロセス損失、減価償却および償却コストを反映しない。それは、他社が提案した類似の措置と比較できない可能性があり、財務諸表の中で最も直接的に比較可能な財務措置(例えば、適用される)の代替またはより意味があるとみなされてはならないし、これを会社の業績の指標としてはならない。その計算方式は損失、減価償却、償却費用であり、非日常的な費用の影響を差し引く
(3)非公認会計原則比率、計算方法は、調整後の損失、減価償却及び償却を販売量で割る。販売量については、本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の節を参照されたい。
2022年12月31日現在の年度、調整後の損耗、減価償却、償却費用は京東方あたり12.45ドルで、2021年12月31日までの年度の京東方13.49ドルより8%低下した。2022年第4四半期の調整後の損失、減価償却と償却費用は京東方あたり12.78ドルで、2021年第4四半期の京東方当たり13.03ドルに相当し、2022年第3四半期の京東方あたり12.48ドルに相当する。2021年12月31日までの年度と比較して、2022年12月31日までの年度における京東方調整後の損失、減価償却、償却費用の減少は、主に会社が2021年12月31日までの北米探査·生産埋蔵量の見積もりを増加させたため、前年に完成した買収の影響を含め、損失率が低下したことを反映している
絶対コストと京東方で計算した調整損失、減価償却と償却費用も北海とアフリカ近海の油田ごとの給油タイミングの影響を反映している
資産廃棄債務の増加−探査と生産
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル、京東あたりの金額は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 北米.北米 | | $ | 51 | | | $ | 50 | | | $ | 25 | | | | $ | 171 | | | $ | 101 | |
| 北海 | | 10 | | | 10 | | | 5 | | | | 33 | | | 21 | |
| アフリカ近海 | | 2 | | | 2 | | | 2 | | | | 7 | | | 6 | |
| 資産廃棄債務が増加する | | $ | 63 | | | $ | 62 | | | $ | 32 | | | | $ | 211 | | | $ | 128 | |
$/BOE (1) | | $ | 0.78 | | | $ | 0.80 | | | $ | 0.42 | | | | $ | 0.67 | | | $ | 0.44 | |
(1)資産廃棄債務増加額を販売量で割って計算する。販売量については、本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の節を参照されたい。
資産廃棄債務付加価値費用とは、資産廃棄債務が時間経過により増加する帳簿金額である。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 17 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
2022年12月31日までの年度の資産廃棄債務増額費用は1京東方0.67ドルで、2021年12月31日現在の年度の京東方0.44ドルより52%増加した。2022年第4四半期の資産廃棄債務増値費用は1京東方0.78ドルで、2021年第4四半期の京東方0.42ドルより86%増加し、2022年第3四半期の京東方0.80ドルより3%低下した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度、京東方あたりの資産廃棄債務増額費用は2021年同期より増加し、主に2021年第4四半期と2022年第2四半期の資産廃棄債務に対するコスト推定と割引率改訂を反映している。2022年第4四半期の京東方あたりの資産廃棄債務増額費用の2022年第3四半期の低下は主に異なる基礎業務の売上高変動を反映している。
経営のハイライト−オイルサンド採掘とアップグレード
同社は引き続き安全で信頼性と効率的な運営に集中し、HorizonとAOSPサイトでの技術的特技を利用している。上海協力機構の2022年第4四半期の平均日生産量は428，784バレルであり、Horizonが10月に計画外生産停止が発生したことと、2022年第4四半期末の2つの炭鉱が極端な寒冷天気条件の影響を受けていることを反映している
同社の2022年第4四半期の生産支出は10.17億ドルで、2021年第4四半期の8.71億ドルより17%増加し、2022年第3四半期の10.05億ドルに相当する。2021年第4四半期と比較して増加した要因は、エネルギー·メンテナンスサービス費用の増加である
実現した製品価格，特許権使用料と輸送−オイルサンドの採掘とアップグレード
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| ($/bbl) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
実現したSCO販売価格(1) | | $ | 103.79 | | | $ | 120.91 | | | $ | 88.48 | | | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | |
特許使用料アスファルト価値(2) | | $ | 58.24 | | | $ | 82.19 | | | $ | 65.80 | | | | $ | 83.07 | | | $ | 58.39 | |
アスファルト使用料(3) | | $ | 14.48 | | | $ | 24.87 | | | $ | 9.16 | | | | $ | 20.71 | | | $ | 6.62 | |
交通(1) | | $ | 1.80 | | | $ | 1.55 | | | $ | 1.33 | | | | $ | 1.71 | | | $ | 1.21 | |
(1)非公認会計原則比率。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(2)アスファルト価格の四半期平均値で計算する。
(三)特許使用料を売上高で割る
2022年12月31日までの1年間、上海協力機構が実現した販売価格は平均1バレル117.69ドルで、2021年12月31日までの年間1バレル77.95ドルより51%上昇した。上合組織の2022年第4四半期の実現販売平均価格は1バレル103.79ドルで、2021年第4四半期の1バレル88.48ドルより17%上昇し、2022年第3四半期の1バレル120.91ドルより14%下落した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度、上海協力機構はすでに販売価格が2021年同期より上昇することを実現し、主にWTI基準価格の上昇を反映している。2022年第4四半期の2022年第3四半期よりの低下は主にWTI基準定価の低下を反映している
2022年12月31日までの3カ月および年度の1バレルあたりのアスファルト特許権使用料は2021年同期より増加し、主にHorizonが2022年第2四半期に全額支払いを達成した影響と、比例計算された特許権使用料税率の上昇を反映している。2022年第4四半期の2022年第3四半期よりの低下は主に現在のアスファルト価格の低下の影響を反映している
輸送費は2022年12月31日までの年間平均1バレル1.71ドルで、2021年12月31日までの年間1バレル1.21ドルより41%増加した。2022年第4四半期、輸送費用は1バレル平均1.80ドルで、2021年第4四半期の1.33ドルより35%増加し、2022年第3四半期の1.55ドルより16%増加した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度は、1バレル当たりの輸送費用が期間より増加し、主にパイプライン通行料上昇の影響を反映しているが、低い販売量部分によって相殺されている
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 18 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
生産費であるオイルサンドの採掘とアップグレード
下表は財務諸表付記18に開示されているオイルサンド採掘とアップグレード生産費用と照合した。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然ガスコストは含まれていません | | $ | 933 | | | $ | 935 | | | $ | 796 | | | | $ | 3,743 | | | $ | 3,176 | |
| 天然ガスコスト | | 84 | | | 70 | | | 75 | | | | 333 | | | 238 | |
| 生産費 | | $ | 1,017 | | | $ | 1,005 | | | $ | 871 | | | | $ | 4,076 | | | $ | 3,414 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
($/bbl) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
生産費用、天然ガスコストを含まない(1) | | $ | 23.37 | | | $ | 20.77 | | | $ | 17.86 | | | | $ | 23.91 | | | $ | 19.45 | |
天然ガスコスト(2) | | 2.11 | | | 1.58 | | | 1.69 | | | | 2.13 | | | 1.46 | |
生産費(3) | | $ | 25.48 | | | $ | 22.35 | | | $ | 19.55 | | | | $ | 26.04 | | | $ | 20.91 | |
| 販売量(バレル/日) | | 433,731 | | | 489,146 | | | 483,972 | | | | 428,820 | | | 447,230 | |
(一)生産費用で計算し、天然ガスコストを販売量で割ったものを含まない。
(2)天然ガスコストを販売量で割って計算する。
(三)生産費用を販売量で割って計算する。
2022年12月31日までの年度の生産費は1バレル26.04ドルで、2021年12月31日までの年度の1バレル20.91ドルより25%増加した。2022年第4四半期の平均生産費は1バレル25.48ドルで、2021年第4四半期の19.55ドルより30%増加し、2022年第3四半期の22.35ドルより14%増加した。2021年同期と比較して，2022年12月31日までの3カ月と年度の1バレル当たりの生産費増加は，主にエネルギー·維持サービスコストの増加および生産量の低下を反映している。2022年第4四半期の1バレル当たりの生産費が2022年第3四半期より増加したことは、主に2022年第4四半期の生産量低下を反映している。
損失、減価償却、償却--オイルサンド採掘とアップグレード
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| 1バレル当たりの金額は含まれていません | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 減価償却·償却 | | $ | 481 | | | $ | 484 | | | $ | 478 | | | | $ | 1,822 | | | $ | 1,838 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
$/bbl (1) | | $ | 12.07 | | | $ | 10.75 | | | $ | 10.73 | | | | $ | 11.64 | | | $ | 11.26 | |
(一)減価償却、減価償却、償却を販売量で割る。
2022年12月31日までの年度の損耗、減価償却、償却費用は1バレル11.64ドルで、2021年12月31日までの年度の1バレル11.26ドルより3%増加した。2022年第4四半期の損失、減価償却、償却費用は1バレル12.07ドルで、2021年第4四半期の1バレル10.73ドルより12%増加し、2022年第3四半期の1バレル10.75ドルより12%増加した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度の1バレル当たりの消費、減価償却と償却費用は比較可能な期間より増加し、主に2022年第4四半期の生産量低下の影響を反映している。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 19 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
資産廃棄債務の増加−オイルサンド採掘とアップグレード
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| 1バレル当たりの金額は含まれていません | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 資産廃棄債務が増加する | | $ | 19 | | | $ | 20 | | | $ | 14 | | | | $ | 70 | | | $ | 57 | |
$/bbl (1) | | $ | 0.49 | | | $ | 0.43 | | | $ | 0.32 | | | | $ | 0.45 | | | $ | 0.35 | |
(1)資産廃棄債務増加額を販売量で割って計算する
資産廃棄債務付加価値費用とは、資産廃棄債務が時間経過により増加する帳簿金額である
2022年12月31日までの年度の資産廃棄債務増加費用は1バレル0.45ドルで、2021年12月31日までの年度の1バレル0.35ドルより29%増加した。2022年第4四半期の資産廃棄債務増加費用は1バレル0.49ドルで、2021年第4四半期の1バレル0.32ドルより53%増加し、2022年第3四半期の1バレル0.43ドルより14%増加した。バケットベースの資産廃棄債務付加価値費用は2021年同期より増加し、主に2022年第2四半期の資産廃棄債務に対するコスト推定と割引率改訂の影響を反映している。2022年第4四半期の1バレル当たりの資産廃棄債務増値費用は2022年第3四半期より増加し、主に2022年第4四半期の生産量低下の影響を反映している。
中流と製油
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 | | |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | |
| 製品販売 | | | | | | | | | | | | | |
| 中流活動 | | $ | 21 | | | $ | 21 | | | $ | 17 | | | | $ | 80 | | | $ | 78 | | | |
| NWRP、製品油販売など | | 205 | | | 134 | | | 200 | | | | 906 | | | 681 | | | |
| 収入を細分化する | | 226 | | | 155 | | | 217 | | | | 986 | | | 759 | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| もっと少ない： | | | | | | | | | | | | | |
| NWRP、製油費用 | | 57 | | | 66 | | | 37 | | | | 247 | | | 213 | | | |
| 中流活動 | | 6 | | | 6 | | | 5 | | | | 24 | | | 21 | | | |
| 生産費 | | 63 | | | 72 | | | 42 | | | | 271 | | | 234 | | | |
| NWRP、輸送、原料コスト | | 155 | | | 113 | | | 165 | | | | 691 | | | 550 | | | |
| 減価償却 | | 5 | | | 3 | | | 4 | | | | 16 | | | 15 | | | |
| 北西地域からの収入 | | — | | | — | | | — | | | | — | | | (400) | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| セグメント収益(損失) | | $ | 3 | | | $ | (33) | | | $ | 6 | | | | $ | 8 | | | $ | 360 | | | |
同社の中流と製油資産には、2つの原油パイプラインシステム、PrimRoseの84メガワット火力発電所での50%の作業権益、および同社のNWRPにおける50%の株式投資が含まれている。
NWRPは50，000バレル/日のアスファルト改良機と製油所を経営しており，会社のために約12，500バレル/日(25%通行料)のアスファルト原料を加工し，エバータ省政府の代理機関であるエバータ省石油マーケティング委員会(“APMC”)が37，500バレル/日(75%通行料)のアスファルト原料を加工している。2058年までの40年間の課金期間内に、同社は毎月の有料料金のうち債務部分の25%を無条件に比例して支払う責任がある。ディーゼルと精製品の販売および関連する製油通行料は中流と製油部門で確認された。2022年第4四半期、超低硫黄ディーゼルと他の精製品の生産量は平均54，593 BOE/d(会社は13，648 BOE/d)(2021年12月31日までの3ヶ月-71，433 BOE/d；17，858 BOE/d)であり、本四半期の黒字化活動が完了したことを反映している。
2022年第3四半期に、NWRPはその30億ドルの銀団信用手配を延長し、31.75億ドルに増加した。信用手配の循環部分は21.75億ドルに増加し、その中の1.18億ドルは2023年6月に満期になり、20.57億ドルは2025年6月に満期になる。10億ドルの非循環信用手配部分を延長し、その中の6000万ドルは2023年6月に満期になり、9.4億ドルは2025年6月に満期になる。NWRPは2022年第3四半期に信用状を支援するために1.5億ドルの融資を締結した。2022年12月31日現在、銀団信用手配下の新世界銀行の借金は23.18億ドル(2021年12月31日から19.81億ドル)となっている。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 20 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
2022年12月31日現在、西雲実業における当社の権益損失と共同分配における累計未確認シェアは5.51億ドル(2021年12月31日から5.62億ドル)である。2022年12月31日までの3ヶ月間で、会社が回収した未確認株損失シェアは3700万ドル(2022年12月31日までの年度--未確認株損失1100万ドル、2021年12月31日までの3ヶ月間の未確認株損失1200万ドル、2021年12月31日までの年度--未確認株損失900万ドル、および共同企業に4億ドルの割り当てが確認された)。
行政管理費
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 費用(百万ドル) | | $ | 108 | | | $ | 94 | | | $ | 97 | | | | $ | 415 | | | $ | 366 | |
$/BOE (1) | | $ | 0.90 | | | $ | 0.76 | | | $ | 0.81 | | | | $ | 0.88 | | | $ | 0.81 | |
販売量(京東/日)(2) | | 1,303,996 | | | 1,331,189 | | | 1,310,878 | | | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | |
(1)管理費用を販売量で割って計算する。
(2)会社の販売総額
2022年12月31日までの年度の京東方あたりの行政費用は0.88ドルで、2021年12月31日までの年度の京東方あたり0.81ドルより9%増加した。2022年第4四半期の管理費は1京東方0.90ドルで、2021年第4四半期の1京東方0.81ドルより11%増加し、2022年第3四半期の1京東方0.76ドルより18%増加した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度は、京東方あたりの行政費用が期間より増加し、主に人員コストの上昇によるものであるが、間接費用回収増加の影響部分で相殺されている
株式ベースの報酬
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 費用(回収) | | $ | 319 | | | $ | (4) | | | $ | 191 | | | | $ | 804 | | | $ | 514 | |
会社の株式オプション計画は、放棄された株式オプションと引き換えに、普通株式または現金支払いを得る権利を従業員に提供する。業績共有単位(“PSU”)計画は会社のある幹部従業員に現金支払いを獲得する権利を提供し、現金支払いの金額は従業員個人の表現及びいくつかの他の業績評価基準に達する程度に依存する。
会社が2022年12月31日までの年度に8.04億ドルの株式ベースの報酬支出を確認したのは、主に発行された株式オプションの公正価値を計量したためであり、これらの公正価値は、以前の時期に付与された株式オプションの正常過程分級帰属の影響、その間に行使または放棄された既存株式オプションの影響、および会社の株価の変化に関連している。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 21 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
利息とその他の融資費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (100万ドル、実質金利は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 利息とその他の融資費用 | | $ | 76 | | | $ | 150 | | | $ | 171 | | | | $ | 549 | | | $ | 711 | |
利子収入その他(1) | | 93 | | | 18 | | | 2 | | | | 121 | | | 32 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
長期債務と賃貸負債の利子(1) | | $ | 169 | | | $ | 168 | | | $ | 173 | | | | $ | 670 | | | $ | 743 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
平均流動と長期債務(2) | | $ | 13,174 | | | $ | 13,714 | | | $ | 16,084 | | | | $ | 13,986 | | | $ | 18,935 | |
平均賃貸負債(2) | | 1,508 | | | 1,526 | | | 1,578 | | | | 1,531 | | | 1,619 | |
平均長期債務とリース負債(2) | | $ | 14,682 | | | $ | 15,240 | | | $ | 17,662 | | | | $ | 15,517 | | | $ | 20,554 | |
平均実質金利(3)(4) | | 4.5% | | 4.3% | | 3.9% | | | 4.3% | | 3.5% |
| | | | | | | | | | | |
1ドル/BOEあたりの利息とその他の融資費用(5) | | $ | 0.63 | | | $ | 1.23 | | | $ | 1.42 | | | | $ | 1.17 | | | $ | 1.58 | |
販売量(京東/日)(6) | | 1,303,996 | | | 1,331,189 | | | 1,310,878 | | | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | |
(一)プロジェクトは利息及びその他の融資費用の構成要素である。
(二)当期未返済の流動債務、長期債務、賃貸負債の平均。
(3)これは、他社が提案した類似指標と比較できない可能性があり、財務諸表の中で最も直接的に比較可能な財務指標(例えば、適用される)の代替またはそれよりも有意な指標とみなされてはならず、企業の業績を示すために、非公認会計基準比率である。
(4)長期債務利息とリース負債利息の和を、対応する期間の平均長期債務とリース負債残高の合計で割る。当社は財務諸表利用者にその平均有効金利を提供し、当社の平均債務借入金コストを評価する
(五)利息及びその他の融資費用を販売量で割って計算する。
(6)会社の販売総額
2022年12月31日までの年度、京東方あたりの利息やその他の融資費用は26%低下し、2021年12月31日現在の京東方1.58ドルから1京東方1.17ドルに低下した。2022年第4四半期の京東方当たりの利息とその他の融資費用は、2021年第4四半期の京東方1.42ドルから1京東方0.63ドルに低下し、56%低下し、2022年第3四半期の京東方1.23ドルから49%低下した。2022年12月31日までの3ヶ月と年度、京東方の利息とその他の融資費用は期間より減少し、主に2022年の債務水準の低下とPRT回復延期の応算利息によるものである
当社の2022年12月31日までの3カ月および年度の平均実質金利は可比期間より上昇しており、主に2022年期間に保有する変動金利債務の現行金利上昇によるものです。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 22 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
リスク管理活動
同社は様々なデリバティブ金融商品を利用してその商品価格、金利、外国為替リスクを管理している。このような派生金融商品は取引や投機目的のために使用されない。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 外貨契約 | | $ | 3 | | | $ | (43) | | | $ | (11) | | | | $ | (37) | | | $ | 1 | |
天然ガス金融商品(一) | | (6) | | | (3) | | | 6 | | | | 13 | | | 17 | |
原油とNGL金融商品(1) | | 1 | | | 2 | | | (1) | | | | 17 | | | (1) | |
| | | | | | | | | | | |
| 達成済み損失純額 | | (2) | | | (44) | | | (6) | | | | (7) | | | 17 | |
| | | | | | | | | | | |
| 外貨契約 | | (2) | | | — | | | 16 | | | | (16) | | | 6 | |
天然ガス金融商品(一) | | 18 | | | (44) | | | (10) | | | | (10) | | | 11 | |
原油とNGL金融商品(1) | | (1) | | | (4) | | | 2 | | | | (2) | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| 純損失を実現しない | | 15 | | | (48) | | | 8 | | | | (28) | | | 19 | |
| 純損失(収益) | | $ | 13 | | | $ | (92) | | | $ | 2 | | | | $ | (35) | | | $ | 36 | |
(1)商品金融商品は、2021年第4四半期にStorm Resources Ltd.(“Storm”)を買収した際に負担する。
2022年12月31日までの年度内に実現されたリスク管理純収益は外貨契約の決済に関係しているが、天然ガス金融商品、原油、NGL金融商品の損失部分によって相殺されている。2022年12月31日までの年度、会社のリスク管理活動は、2022年第4四半期の未実現損失1，500万ドル(税引後1，100万ドルは400万ドル)、2022年9月30日までの3カ月-未達成収益4，800万ドル、税引後3，700万ドル、2021年12月31日までの3カ月-未達成損失800万ドル、税引後1，000万ドル、2021年12月31日までの年度-未達成損失1，900万ドル)を記録した。
2022年12月31日現在の未償還デリバティブ金融商品のさらなる詳細については、財務諸表付記16に記載されている。
外国為替
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 純損失を達成した | | $ | 18 | | | $ | (49) | | | $ | (27) | | | | $ | (114) | | | $ | 78 | |
| 未達成純損失 | | (203) | | | 785 | | | (79) | | | | 852 | | | (205) | |
純損失(%1) | | $ | (185) | | | $ | 736 | | | $ | (106) | | | | $ | 738 | | | $ | (127) | |
(1)報告された金額は，クロスマネースワップのヘッジ効果を差し引いた純額である.
2022年12月31日までの純外貨収益が実現したのは、主に2022年第2四半期のドルまたはポンド建ての運営資本項目決済の為替変動および5億5千万ドルのクロス通貨交換の決済によるものだ。2022年12月31日までの年度未達成純為替損失は、主に未返済ドル債務に対してカナダドルが軟調した影響と、5.5億ドルのクロス通貨交換の収益が2022年第2四半期決算により外貨実現に再分類されたためである。2022年12月31日現在、ドル/カナダドルレートは0.7389ドル(2022年9月30日-0.7300ドル、2021年12月31日-0.7901ドル)
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 23 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
所得税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (100万ドル、実際の税率は含まれていない) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
北米(1) | | $ | 345 | | | $ | 755 | | | $ | 691 | | | | $ | 2,789 | | | $ | 1,841 | |
| 北海 | | 33 | | | 14 | | | (3) | | | | 69 | | | 7 | |
| アフリカ近海 | | 23 | | | 21 | | | 3 | | | | 74 | | | 21 | |
PRT-北海 | | (5) | | | (36) | | | (12) | | | | (42) | | | (34) | |
| 他税種 | | 3 | | | 3 | | | 4 | | | | 16 | | | 13 | |
| 当期所得税 | | 399 | | | 757 | | | 683 | | | | 2,906 | | | 1,848 | |
| 企業所得税を繰延する | | (148) | | | 194 | | | 193 | | | | 302 | | | 399 | |
延期PRT-北海 | | (441) | | | — | | | — | | | | (441) | | | — | |
| 所得税を繰延する | | (589) | | | 194 | | | 193 | | | | (139) | | | 399 | |
| 所得税 | | $ | (190) | | | $ | 951 | | | $ | 876 | | | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | |
| | | | | | | | | | | |
| 税引き前収益 | | $ | 1,330 | | | $ | 3,765 | | | $ | 3,410 | | | | $ | 13,704 | | | $ | 9,911 | |
純収益の実税率(2) | | (14)% | | 25% | | 26% | | | 20% | | 23% |
| | | | | | | | | | | |
| 所得税 | | $ | (190) | | | $ | 951 | | | $ | 876 | | | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | |
非経営的プロジェクトの税収効果(3) | | 980 | | | (15) | | | — | | | | 964 | | | 5 | |
| 現在のPRT-北海 | | 5 | | | 36 | | | 12 | | | | 42 | | | 34 | |
| 他税種 | | (3) | | | (3) | | | (4) | | | | (16) | | | (13) | |
| 調整後純収益の有効税 | | $ | 792 | | | $ | 969 | | | $ | 884 | | | | $ | 3,757 | | | $ | 2,273 | |
| | | | | | | | | | | |
調整後の運営純収益(4) | | $ | 2,194 | | | $ | 3,493 | | | $ | 2,626 | | | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | |
| 調整後純収益の有効税 | | 792 | | | 969 | | | 884 | | | | 3,757 | | | 2,273 | |
| 調整後の営業純収益、税引き前 | | $ | 2,986 | | | $ | 4,462 | | | $ | 3,510 | | | | $ | 16,620 | | | $ | 9,693 | |
調整後の営業純収益の実税率(5)(6) | | 27% | | 22% | | 25% | | | 23% | | 23% |
(1)北米探査·生産、オイルサンド採掘·アップグレード、中流·製油事業を含む。
(2)計算方法は、当期所得税と繰延所得税の和を税前収益で割る。
(3)PSUの純税収影響、未実現のリスク管理、支出回収の放棄、および2022年第4四半期に調整後の運営純収益で確認された回収可能費用が含まれる。
(4)非公認会計基準財務計量。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(5)これは、他社が提案した類似指標と比較できない可能性があり、財務諸表の中で最も直接的に比較可能な財務指標(例えば、適用される)の代替またはそれよりも有意な指標とみなされてはならず、企業の業績を示すために、非公認会計基準比率である。
(6)算出方法は、調整後の純収益を調整後の税引き前営業純収益の実税額で割る。当社は財務諸表利用者に調整後の経営純収益の有効税率を提供し、会社の核心業務活動の有効税率を評価する。
2022年12月31日までの3ヶ月と年度および比較可能期間の純収益と調整後の純収益の実税率には、北米と北海地域の非課税項目の影響と、会社運営所の国の司法収入と税率の違いが純収益に与える影響が含まれる。
2022年12月31日までの3ヶ月及び年度の北海現行企業所得税及びPRTはPRT損失繰越の影響を含み、当社北海プラットフォームの退役活動に関連する支出を含む。2022年12月31日までの3か月と年度の繰延PRTと所得税も，この間に損失，減価償却，償却で確認された回収可能費用の影響を反映している。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 24 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
同社はその経営する各司法管轄区に所得税申告書を提出した。これらの納税申告書は適用された税務機関が通常の手続きで定期的に審査しなければならない。準備された納税申告書には、適用税法と法規の異なる解釈を受ける可能性のある申告ヘッドが含まれている可能性があり、これは解決するのに数年かかるかもしれない。当社はこれらの問題の最終的な解決は当社が報告した経営業績、財務状況、あるいは流動資金に大きな影響を与えないと考えています
資本支出純額(1)(2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
(百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
探索と評価 | | | | | | | | | | | |
純支出 | | $ | 11 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | | $ | 36 | | | $ | 12 | |
財産購入純額 | | (2) | | | 1 | | | (6) | | | | (3) | | | (11) | |
総探査と評価 | | 9 | | | 3 | | | (4) | | | | 33 | | | 1 | |
不動産·工場および設備 | | | | | | | | | | | |
物件購入純額(3) | | — | | | 1 | | | 973 | | | | 513 | | | 1,112 | |
井戸を掘削し、井戸を完成させ、装備を完成する | | 407 | | | 410 | | | 196 | | | | 1,545 | | | 918 | |
生産及び関連施設 | | 351 | | | 378 | | | 180 | | | | 1,233 | | | 802 | |
他にも | | 15 | | | 15 | | | 23 | | | | 59 | | | 64 | |
財産·工場·設備の合計 | | 773 | | | 804 | | | 1,372 | | | | 3,350 | | | 2,896 | |
総探査と生産 | | 782 | | | 807 | | | 1,368 | | | | 3,383 | | | 2,897 | |
オイルサンドの採掘とアップグレード | | | | | | | | | | | |
プロジェクトコスト | | 98 | | | 77 | | | 65 | | | | 294 | | | 236 | |
持続可能な資本 | | 367 | | | 223 | | | 270 | | | | 1,171 | | | 1,035 | |
回転コスト | | 16 | | | 18 | | | 23 | | | | 287 | | | 145 | |
| | | | | | | | | | | |
財産処分純額 | | (40) | | | — | | | — | | | | (40) | | | — | |
その他(4) | | 1 | | | 3 | | | 1 | | | | 7 | | | 331 | |
全オイルサンドの採掘とアップグレード | | 442 | | | 321 | | | 359 | | | | 1,719 | | | 1,747 | |
中流と精製油 | | 2 | | | 2 | | | 3 | | | | 9 | | | 9 | |
本社.本社 | | 7 | | | 5 | | | 7 | | | | 25 | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | |
支出を放棄し、純額(2) | | 84 | | | 114 | | | 67 | | | | 335 | | | 232 | |
資本支出純額 | | $ | 1,317 | | | $ | 1,249 | | | $ | 1,804 | | | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
細分化された市場 | | | | | | | | | | | |
北米.北米 | | $ | 677 | | | $ | 736 | | | $ | 1,301 | | | | $ | 3,133 | | | $ | 2,662 | |
北海 | | 48 | | | 40 | | | 48 | | | | 126 | | | 173 | |
アフリカ近海 | | 57 | | | 31 | | | 19 | | | | 124 | | | 62 | |
オイルサンドの採掘とアップグレード | | 442 | | | 321 | | | 359 | | | | 1,719 | | | 1,747 | |
中流と精製油 | | 2 | | | 2 | | | 3 | | | | 9 | | | 9 | |
本社.本社 | | 7 | | | 5 | | | 7 | | | | 25 | | | 23 | |
| | | | | | | | | | | |
支出を放棄し、純額(2) | | 84 | | | 114 | | | 67 | | | | 335 | | | 232 | |
資本支出純額 | | $ | 1,317 | | | $ | 1,249 | | | $ | 1,804 | | | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
(1)純資本支出は、賃貸資産、公正価値、およびリスコアリング調整の影響を含まず、用途変更による財産、工場および設備の在庫への移転の非現金移転を含む。
(2)非公認会計基準財務計量。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(3)キャッシュコスト7.71億ドルと、2021年第4四半期にStormを買収した際に負担した1.83億ドルの長期債務を清算することが含まれる。
(4)2021年第2四半期に既存オイルサンドリースの5%純付帯権益を買収することを含む。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 25 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
同社の戦略的重点は、多様な資産基盤を構築し、様々な製品間でバランスを図ることだ。同社は効率的な運営を促進するため、その活動を中核地域に集中させている。同社はその土地在庫の維持に集中し、貯留層のタイプと地質傾向の持続的な開発を実現し、全体の探査リスクを大幅に低下させた。関連するインフラを持つことで，同社はその生産施設を最大限に利用することができ，生産コストの抑制を強化することができる。
2022年12月31日までの年間純資本支出は54.71億ドルだったのに対し、2021年12月31日までの年間純資本支出は49.08億ドルだった。会社の資本予算によると、2022年12月31日までの年間資本支出純額には、基本資本支出(1)39.56億ドルと戦略的成長資本支出(1)10.45億ドルが含まれる。同社は2022年12月31日までの1年間に、4億7千万ドルの戦略買収(1)も完了した。2022年第4四半期の純資本支出は13.17億ドルだったが、2021年第4四半期は18.04億ドル、2022年第3四半期は12.49億ドルだった。
2023年基本建設予算
同社は2022年11月30日、2023年の基本資本予算(2)を発表し、目標は約41億9千万ドル。予算には、2023年以降に会社の探査·生産部門で追加の生産量と生産能力の増加、長期使用寿命の低下した原位置熱エネルギーとオイルサンド採掘とアップグレード資産の増加を目指す約10.2億ドルの増量戦略資本も含まれている
2023年の資本予算は展望的な陳述を構成する。前向き陳述のより詳細については、本MD&Aの“お問い合わせ”部分を参照してください。
掘削活動(1)(2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | 現在までの年度 |
(浄井数) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
純成功原油井(3) | | 80 | | | 98 | | | 22 | | | 317 | | | 149 | |
天然ガス井に成功しました | | 15 | | | 14 | | | 9 | | | 72 | | | 49 | |
干井 | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
合計する | | 95 | | | 112 | | | 31 | | | 390 | | | 199 | |
成功率 | | 100% | | 100% | | 100% | | 99% | | 99% |
(1)北米·国際業務部門を含む掘削活動。
(2)また、2022年第4四半期、会社のオイルサンド採掘とアップグレード部分の純価値は22の地層井と1つのサービス井であり、会社の熱油プロジェクトでは19のサービス井を掘削し、エバータ省北西部の1つのサービス井にある。2022年12月31日までの年度内に、会社はオイルサンド採掘とアップグレード分野で373の地層井と5つのサービス井を純掘削し、会社の熱油プロジェクトで18の地層井と53のサービス井に掘削し、エバータ省北西部に3つのサービス井を掘削した
(3)アスファルト井を含む。
北米.北米
2022年第4四半期、会社は共に天然ガス井15個、一次稠油浄水井60口、ペリカン湖粘油浄水井6口、アスファルト(熱油)浄水井9口、軽質原油浄水井5本を掘削した。
(1)プロジェクトは資本支出純額の構成要素である。純資本支出の詳細については、本MD&Aの“非公認会計基準およびその他の財務指標”の節を参照されたい。
(2)非公認会計基準の財務指標を前向きに評価する。資本予算は純資本支出(非公認会計基準財務指標)を基礎としており、純購入コストは含まれていない。純資本支出の詳細については、本MD&Aの“非公認会計基準およびその他の財務指標”の節を参照されたい。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 26 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
流動資金と資本資源
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万ドル、比率は含まれていない) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | |
調整後運営資金(1) | | $ | (1,190) | | | $ | (606) | | | $ | (480) | | | |
長期債務、純額(2) | | $ | 10,525 | | | $ | 12,384 | | | $ | 13,950 | | | |
株主権益 | | $ | 38,175 | | | $ | 38,139 | | | $ | 36,945 | | | |
| | | | | | | | |
債務と帳簿資本の比(2) | | 21.6% | | 24.5% | | 27.4% | | |
平均使用済み資本の税引後リターン(3) | | 22.1% | | 24.0% | | 15.6% | | |
(1)計算方法は、流動資産から流動負債を減算し、長期債務の流動部分を含まない
(2)資本管理措置。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
(3)非GAAP比率.本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
2022年12月31日現在、会社の資本資源は主に経営活動のキャッシュフロー、利用可能な銀行信用手配、債務資本市場への参入機会を含む。経営活動のキャッシュフローおよび会社が既存の銀行信用手配を更新し、新しい債務を調達する能力は、本MD&Aにおける“ビジネス環境”部分および会社が2021年12月31日までの年間MD&Aにおける“リスクと不確定要素”の部分で議論されている要素に依存する。また、同社が既存の銀行信用手配を更新し、新しい債務を調達する能力は、独立格付け機関が決定した現在の信用格付けと市場状況を反映している。同社は依然として、その持続的なヘッジ政策の実施、資本支出計画および長年の財務計画の柔軟性、既存の銀行信用手配、および商業的に許容可能な条件で新しい債務を調達する能力の支援の下で、その経営活動によって生じる内部キャッシュフローは、その短期、中期、および長期的な運営を維持し、その成長戦略を支援するのに十分な流動性を提供すると信じている。
持続的な基礎の上で、会社は以下のように資産負債表の実力と利用可能な流動資金に注目し続けている
▪経営活動のキャッシュフローを監視することは、資金の主な源である
▪個人顧客、請負業者、サプライヤー、合弁パートナーに対するリスクの開放を定期的にモニタリングし、適切な時に両親の保証或いは信用状の位置を確保し、適用された場合に他の緩和措置を行い、違約事件の影響を最小限に抑える
▪維持·成長資本の配分を積極的に管理し、慎重かつ適切な方法で支出を確保し、市場状況に応じて柔軟に調整する。同社は引き続きその資本柔軟性を行使し、大口商品価格の変動及び運営支出、資本承諾と長期債務への影響に対応する
▪満期時に財務義務を履行する会社の能力または合理的な価格で資産をタイムリーに現金化する能力を監視する
▪それらが適用される一括条約に適合することを確実にするために、銀行信用手配と公共債務契約を検討する
▪会社の借金能力を審査する：
◦2022年第2四半期に、会社は10，000億ドルの定期信用手配中の5億ドルの非循環部分を返済し、解約し、残りのローンを2023年2月に満期となった5億ドルの循環ローンに減少させた。2022年第4四半期に、同施設は2023年2月から2024年2月に延長された。
◦2022年第1四半期に、会社は2023年2月に満期となった11億5千万ドルの非循環定期信用手配のうち5億ドルを返済した。2022年第2四半期に、会社は残りの6億5千万ドルを返済し、ローンは廃止された。
◦2022年第1四半期に、当社は北海業務に関連する500万GB即時信用手配を停止した。
◦同社の米国商業手形計画下での借入額は最高25億ドルに達する。当社はその循環銀行信用に基づいて本計画下の未返済金額予約能力を手配しています。
当社の循環定期信用手配によると、借金はカナダ元銀行引受為替手形、ドル銀行引受為替手形、ロンドン銀行同業借り換え金利、SOFR、アメリカ基本金利あるいはカナダ最優遇金利を参考にして定価することができる。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 27 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
◦2022年第4四半期に、会社は市場を通じて1800万ドルの中間手形を購入返済し、金利は1.45%から3.55%の間で、2023年から2028年(2022年12月31日までの年度-4.98億ドル)で満期になる予定だった
◦2022年第1四半期に、同社は10億ドルの3.31%の中間手形を返済した。
◦2021年7月に基本目論見書を提出し、2023年8月に満期になる30億ドルまでの中間手形をカナダで時々販売することを許可した。発行されれば、これらの証券を発行することができる金額及び価格は、金利を含めて、発行時の市場状況に基づいて決定される。
◦2022年第4四半期に、会社は2023年1月15日に満期になる予定だった10，000，000ドルの2.95%の債務証券を早期に返済した。
◦2021年7月には、2023年8月に満期となる30億ドルに達する債務証券の時々の米国での売却を許可する基本棚目論見書を提出した。発行されれば、これらの証券を発行することができる金額及び価格は、金利を含めて、発行時の市場状況に基づいて決定される。
2022年12月31日現在、当社には55.2億ドルの未抽出循環銀行信用手配がある。現金と現金等価物および短期投資を含め、同社は約69.31億ドルの流動資金を持っている。当社には信用状を支援するための他の専用信用手配があります
当社は2022年第2四半期に5億5千万ドルのクロス通貨交換を決済し、2038年3月期に満期となった11億ドル6.25%ドル債務証券の一部キャッシュフローヘッジとして指定した。同社は和解時に1億58億ドルの現金収益を実現した。同社には2022年12月31日現在、未償還のクロスマネースワップ契約がない。2022年12月31日現在、キャッシュフローヘッジに指定されている外貨契約は何もない。
2022年12月31日現在、長期債務純額は105.25億ドルで、債務対帳簿資本化比率(1)は21.6%(2021年12月31日-27.4%)であり、この比率は経営陣が使用している25%~45%の内部範囲を下回っている。資本項目、買収または大口商品価格の下落の組み合わせ時期には、この範囲が超えられる可能性がある。経営活動のキャッシュフローが現在の投資活動よりも大きい場合、会社は目標範囲のローエンドを下回る可能性がある。会社は引き続き強力な貸借対照表、十分な利用可能な流動資金、柔軟な資本構造を維持するために努力する。会社の2022年12月31日までの長期債務に関するより多くの詳細は、財務諸表付記9で検討されている。
当社は財務契約の制約を受けており、この契約は債務と帳簿資本の比がその信用手配プロトコルで定義されている65%を超えてはならないことを要求している。2022年12月31日現在、会社は本条約を遵守している。
会社はその商品ヘッジ政策に基づいて商品デリバティブ金融商品を定期的に使用し、商品価格変動のリスクを低減し、会社の資本支出計画のキャッシュフローを支援する。この政策は現在、12ヶ月近くの予算生産量の60%と、その後13~24ヶ月の推定生産量の40%をヘッジすることを許可している。本政策では，承認オプションの購入は上記のパラメータ以外の補完である.当社が2022年12月31日現在返済していない商品デリバティブ金融商品のさらなる詳細については財務諸表付記16に掲載されています。
2022年12月31日現在、長期債務とその他の長期債務および関連利息支払いの満期日は以下の通りである
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 少ないです
1年 | | 1から小さい
2年 | | 2から小さい
5年間 | | その後… |
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| | | | | | | |
長期債務(1) | $ | 404 | | | $ | 1,009 | | | $ | 3,757 | | | $ | 6,344 | |
その他長期負債(2) | $ | 247 | | | $ | 156 | | | $ | 416 | | | $ | 724 | |
利息及びその他の融資費用(3) | $ | 584 | | | $ | 577 | | | $ | 1,410 | | | $ | 3,790 | |
(1)長期債務は元金返済のみを代表し、利息、原始発行割引、保険料又は取引コストを反映しない。
(2)他の長期負債に含まれる賃貸支払いは、元金支払いのみを反映しており、1年以下は2.44億ドル、1~2年以下は1.56億ドル、2年から5年以下は4.16億ドル、その後は7.24億ドルとなる。
(三)長期債務及びその他の長期負債の利息及びその他の融資費用を含む。支払いは2022年12月31日までの適用利息と外国為替レートに基づいて推定される。
(1)資本管理措置。本MD&Aの“非GAAPおよびその他の財務指標”の部分を参照してください。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 28 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
株本
2022年12月31日現在、発行済み普通株数は1，102，636，000株(2021年12月31日-1，168，369，000株)であり、発行済み株式オプションは31，150，000株である。同社は2023年2月28日現在、1，099，741，000株の発行済み普通株と31，902，000株の発行済み株式オプションを持っている。
2023年3月1日、取締役会は四半期配当金を6%増加させ、普通株1株当たり0.90ドルに増加させ、2023年4月5日に支払われた配当から開始することを許可した。
2022年11月2日、取締役会は2023年1月5日に支払われた配当から、四半期配当金を13%増加させ、普通株1株当たり0.85ドルに増やすことを許可した。
2022年8月3日、取締役会は2022年8月31日に普通株1株当たり1.50ドルの特別配当金を支払うことを許可した。
2022年3月2日、取締役会は四半期配当金を28%増加させ、普通株1株当たり0.75ドルに増やすことを許可した。2021年11月3日、取締役会は四半期配当金を25%増加させ、普通株1株当たり0.5875ドルに増加することを許可した。2021年3月3日、取締役会は四半期配当金を1株0.425ドルから1株0.47ドルに増加させることを許可し、11%に増加した。配当政策は取締役会によって定期的に検討され、変化する可能性がある。
2022年3月8日、当社はトロント証券取引所(“トロント証券取引所”)、カナダ別取引プラットフォーム、ニューヨーク証券取引所(“ニューヨーク証券取引所”)の施設を通じて、通常プログラム発行者入札により最大101，574，207株の普通株を購入し、公衆流通株の10%を占め、2022年3月11日から2023年3月10日までの12ヶ月以内に同社の申請が承認された。
2022年12月31日までの1年間に、同社は普通株1株当たり72.03ドルの加重平均価格で77，338，200株の普通株を購入し、総コストは55.71億ドルだった。利益剰余金は48.68億ドル減少した、すなわち普通株買い入れ価格がその平均帳簿価値を超えた部分である。2022年12月31日から2023年2月28日まで(この日を含む)まで、当社は1株当たりの普通株加重平均価格77.72ドルで6，000，000株の普通株を購入し、総コストは4.66億ドルである
2023年3月1日、取締役会は、発行済み普通株および発行済み普通株の最大10%の公衆流通株を通常の手続き発行者入札で購入する意向通知をトロント証券取引所に提出することを許可する決議を承認した(トロント証券取引所の規則により決定)。トロント証券取引所が意向通知を受けた場合、購入はトロント証券取引所、カナダ代替取引プラットフォーム、ニューヨーク証券取引所の施設を介して行われる。
引受金とその他の事項
通常の業務過程で、会社は特定のお金を支払うことを約束した。次の表は、2022年12月31日までの会社の約束をまとめたものです
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万ドル) | 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | その後… |
製品輸送と加工(一) | $ | 1,171 | | | $ | 1,349 | | | $ | 1,168 | | | $ | 1,102 | | | $ | 1,052 | | | $ | 11,095 | |
西北赤水パートナーサービス通行料(2) | $ | 151 | | | $ | 152 | | | $ | 151 | | | $ | 133 | | | $ | 118 | | | $ | 4,884 | |
近海船舶と設備 | $ | 44 | | | $ | 35 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 現場設備と電力 | $ | 36 | | | $ | 27 | | | $ | 24 | | | $ | 23 | | | $ | 22 | | | $ | 215 | |
| 他にも | $ | 23 | | | $ | 24 | | | $ | 21 | | | $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)山を越えたパイプ拡張20年間の製品輸送協定に関する約束を含む。
(2)加工契約に基づき、会社は毎月の有料通行料債務部分の25%を比例して支払う。通行料には28.63億ドルの利息が含まれており、2058年までの40年間の料金期間内に支払われる。
上記で開示した承諾を除いて、当社はすでにその各発展プロジェクトの工事、調達及び建設について多くの合意を締結した。これらの契約は会社が通知後にキャンセルし、罰金を受けることができますが、契約をキャンセルして発生した費用と関連費用を支払わなければなりません。
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| カナダ自然資源有限公司 | 29 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
法律の手続きやその他の事項
当社は正常業務過程で発生した複数の法的訴訟の被告と原告である。しかも、同社は特定の請負業者の施工クレームの制約を受けている。当社は、このような事項が生じる可能性のあるいかなる負債も、その総合的な財務状況に大きな影響を与えないと信じている。
重要な会計政策と試算
財務諸表を作成することは、会社が国際財務報告基準を応用する時に、会社の財務業績に重大な影響を与える推定、仮説と判断を行うことを要求する。実際の結果は推定された金額とは異なる可能性があり、これらの違いは実質的である可能性がある。会社の重要会計見積もりに関する全面的な議論は、会社が2021年12月31日までの年間MD&Aと監査された総合財務諸表に含まれている。
環境を制御する
2022年12月31日までの年度中、財務報告内部統制に重大な影響や合理的な影響はなく、当社の財務報告内部統制の変動に重大な影響を与える可能性がある。固有の限界により、財務報告の開示制御およびプログラムおよび内部制御は、誤った陳述を防止または発見できない可能性があり、有効な制御と判断されても、財務諸表の作成および列報の面で合理的な保証を提供することしかできない。
非公認会計基準とその他の財務基準
本MD&Aは、NI 52~112において定義された非GAAPおよび他の財務指標への参照を含む。これらの財務指標は会社によってその財務業績、財務状況或いはキャッシュフローを評価するために使用され、非GAAP財務指標、非GAAP比率、分部総数指標、資本管理指標と補充財務指標を含む。これらの財務計測は“国際財務報告基準”によって定義されていないため、非公認会計基準や他の財務計量と呼ばれる。会社が使用する非公認会計基準および他の財務指標は、他社が提案した類似指標と比較できない可能性があり、財務諸表の中で最も直接的に比較可能な財務指標(例えば、適用される)の代替またはより意義のある指標とみなされてはならず、会社の業績を示す。本MD&Aに含まれる会社の非GAAPと他の財務指標の記述、及び最も直接比較可能なGAAP指標の入金は、適用すれば、以下のように提供される。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 30 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
調整後の運営純収益
調整後の営業純収益は1種の非GAAP財務測定基準であり、会社の総合収益報告書に記載されている非営業項目から税引き後の純収益を調整する。同社は，調整後の運営純収益がその業績を評価する重要な指標であり，会社がその中核業務分野から税後運営収益を発生させる能力を示していると考えている。調整後の業務純収益は以下のように入金される。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
純収益 | | $ | 1,520 | | | $ | 2,814 | | | $ | 2,534 | | | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | |
株式に基づく給与、税引き後純額(1) | | 309 | | | (8) | | | 183 | | | | 780 | | | 495 | |
未実現リスク管理損失(収益)、税引後純額(2) | | 11 | | | (37) | | | 10 | | | | (25) | | | 16 | |
未実現外貨(収益)損失、税引き後純額(3) | | (203) | | | 785 | | | (79) | | | | 852 | | | (205) | |
| | | | | | | | | | | |
為替損失(収益)、税引き後純額(4) | | 7 | | | — | | | — | | | | (62) | | | 118 | |
| | | | | | | | | | | |
買収収益、税引き後純額(5) | | — | | | — | | | — | | | | — | | | (478) | |
投資収益、税引き後純額(6) | | (88) | | | (36) | | | (3) | | | | (182) | | | (132) | |
費用回収可能、税引き後純額(7) | | 651 | | | — | | | — | | | | 651 | | | — | |
その他、除税後の純額(8) | | (13) | | | (25) | | | (19) | | | | (88) | | | (58) | |
非経営的プロジェクト、税後純額 | | 674 | | | 679 | | | 92 | | | | 1,926 | | | (244) | |
調整後の運営純収益 | | $ | 2,194 | | | $ | 3,493 | | | $ | 2,626 | | | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | |
(1)株式ベースの報酬には、会社の株式オプション計画およびPSU計画に応じて発生するコストが含まれる。株式に基づく報酬の公正価値は会社の貸借対照表で負債であることが確認され，公正価値の定期的な変化は純収益で確認される.2022年12月31日までの3カ月間の税引前株式給与支出は3.19億ドル(2022年9月30日までの3カ月-400万ドルの回復、2021年12月31日までの3カ月-1.91億ドルの支出；2022年12月31日までの年度-8.04億ドルの支出-5.14億ドルの支出)。
(2)デリバティブ金融商品は、会社貸借対照表上で公正価値で確認され、非指定ヘッジの公正価値変動は純収益で確認される。ヘッジされた対象項目(主に原油，天然ガス，外貨)の価格変化により，最終的に実現される金額は財務諸表に反映される金額と大きく異なる可能性がある。2022年12月31日までの3カ月間の税引き前未実現リスク管理損失は1500万ドル(2022年9月30日までの3カ月-収益4800万ドル、2021年12月31日までの3カ月-800万ドルの赤字、2022年12月31日現在の年度-収益2800万ドル-1900万ドルの赤字)である。
(3)未実現為替損失と収益は、主にドル建ての長期債務を期末レートに換算し、クロス通貨交換の影響によって部分的に相殺され、純収益で確認される。これらの為替損失と収益を実現していない税引前と税引後金額は同じだ。
(4)2022年第4四半期に、当社は2023年1月15日に満期を予定していた10億ドル2.95%の債務証券を早期返済し、為替損失700万ドルを実現した。2022年第2四半期に、当社は5.5億ドルのクロス通貨スワップを決済し、2038年3月に満期となった11億ドル6.25%ドルの債務証券の一部キャッシュフローヘッジに指定され、外貨収益6900万ドルを実現した。2021年第3四半期に、当社は2021年11月に満期を予定していた3.45%の債務証券を5億ドル返済し、為替損失1.18億ドルを実現した。これらの為替損益を実現した税引前と税引き後の金額は同じだ。
(5)2021年第3四半期、会社は2つの買収を完了し、収益は4.78億ドル。
(6)当社の投資は、公正価値に応じて損益により入金され、期間毎に純収益で確認された損失(収益)で計測されている。これらの(収益)投資損失に対する純税収影響はゼロである。
(7)当社は2022年12月31日に北海ニアン油田埋蔵量の解約に関する回収可能費用1，620，000，000ドルの損失、減価償却及び償却を確認した。2022年の普遍的な監督管理と経済状況及びイギリスのますます厳しいビジネス見通しは、天然ガスと炭素コスト上昇の影響を含み、同社に北海事業の実行可能性の評価を促す。その開発計画を詳細に審査したところ，同社はニニアン油田が経済的価値を持たなくなったことを確認し，2022年12月31日に関連原油埋蔵量を解約し，廃棄を加速している。
(8)その他省級井場修復プロジェクトにおける政府補助収入の影響に関する。2022年12月31日までの3カ月間の税引き前その他は1600万ドル(2022年9月30日までの3カ月-3300万ドル、2021年12月31日までの3カ月-2500万ドル、2022年12月31日までの年度-1.14億ドル、2021年12月31日までの年度-7500万ドル)である。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 31 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
調整後の資金の流れ
調整後の資金流量は1種の非公認会計原則の財務測定基準であり、会社総合現金フロー表に記載されている経営活動の現金流量を代表し、非現金運営資本の純変化、省級井場修復計画下の政府支出収入の影響を含まない放棄支出及びその他の長期資産の変動に基づいて調整する。同社は、調整後の資金フローがその業績を評価する重要な指標であると考えており、企業が資本投資を通じて必要なキャッシュフローを生み出し、将来の成長に資金を提供し、債務を返済する能力があることを示しているからだ。調整後の資金フローと業務活動のキャッシュフローの入金は以下のとおりである。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
経営活動のキャッシュフロー | | $ | 4,544 | | | $ | 6,098 | | | $ | 4,712 | | | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | |
非現金運営資金純変動 | | (517) | | | (1,024) | | | (420) | | | | (79) | | | (964) | |
支出を放棄し、純額(1) | | 84 | | | 114 | | | 67 | | | | 335 | | | 232 | |
その他長期資産の変動(2) | | 65 | | | 20 | | | (21) | | | | 144 | | | (13) | |
| | | | | | | | | | | |
調整後の資金の流れ | | $ | 4,176 | | | $ | 5,208 | | | $ | 4,338 | | | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | |
(1)非公認会計基準財務計量。支出放棄の照合は、純額は下記“支出放棄、純額”の節に記載されている。
(2)株式配当計画を含む未償却コスト及び繰延PRT回収の課税利息。
調整後の普通株1株当たりの運営純収益と調整後の資金フロー(基本と償却)
財務諸表付記15に示すように、調整された運営純収益及び調整された1株当たり普通株(基本及び希薄化)資産フローは非GAAP比率であり、このような非GAAP計量を当期に発行された基本及び希薄普通株の加重平均で割ったことを表す。これらの1株当たりに開示された非公認会計原則計量は、会社が国際財務報告基準に基づいて作成した財務諸表に開示された1株当たり金額と比較することができる。
支出を放棄し，純額
放棄支出純額は公認されていない会計基準の財務計量であり、会社の年度資本予算に反映された資産廃棄債務の返済のための放棄支出を代表する。支出を放棄し、純額は放棄支出で計算し、当社総合キャッシュフロー表に示すように、省級井場修復計画下の政府贈与収入の影響に基づいて調整した。支出を放棄した入金は，純額は以下のとおりである.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 遺棄支出 | | $ | 100 | | | $ | 147 | | | $ | 92 | | | | $ | 449 | | | $ | 307 | |
| 政府が放棄支出のために提供した贈与 | | (16) | | | (33) | | | (25) | | | | (114) | | | (75) | |
| 支出を放棄し，純額 | | $ | 84 | | | $ | 114 | | | $ | 67 | | | | $ | 335 | | | $ | 232 | |
純額リベート
純リベートは非公認会計基準比率であり、製品を市場に出すことに関するすべてのコストの影響を差し引いた後、単位単位のコア活動で提供される純現金流量を示す。当社は純収益がその業績を評価する重要な指標であると考えており、当社の活動の効率と収益性を示しているからである。本MD&Aの“経営ポイント−探査と生産”の節を参照して，原油と天然ガス，天然ガスの単位正味価計算および総バレル油当量の計算を知る。
純返済計算は、非公認会計基準財務計量を含む：価格および輸送が実現され、以下で財務諸表に付記された18のそれぞれの項目と入金される。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 32 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
実際の価格(ドル/バレルおよびドル/BOE)-探査と生産
すでに実現した価格(ドル/バレルとドル/BOE)は非GAAP比率であり、計算方法は実現した原油とNGL売上高と実現したBOE売上高(非GAAP財務指標)をそれぞれの販売量で割った。実現された原油と液化石油ガス販売及び実現された京東方販売総額は混合コストと他の副産物販売の影響を含む。同社は実現価格がその業績を評価する重要な指標であると考えており，会社が市場で獲得した原油と天然ガス液化石油ガス販売量および京東方販売量の実現単価を示しているからである。
探査と生産、すでに原油と天然ガス液化天然ガス販売と京東方販売の入金及び実現した価格の計算は以下の通りである。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル、バレル/日、ドル/バレルは含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油と天然ガス(バレル/日) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | 482,931 | | | 469,532 | | | 490,448 | | | | 480,691 | | | 471,331 | |
| 国際的に | | | | | | | | | | | |
| 北海 | | 20,854 | | | 4,229 | | | 21,360 | | | | 13,215 | | | 18,942 | |
| アフリカ近海 | | 14,059 | | | 13,020 | | | 5,624 | | | | 14,866 | | | 13,452 | |
| 国際合計 | | 34,913 | | | 17,249 | | | 26,984 | | | | 28,081 | | | 32,394 | |
| 総販売量 | | 517,844 | | | 486,781 | | | 517,432 | | | | 508,772 | | | 503,725 | |
| | | | | | | | | | | |
原油と液化石油ガス販売(1) | | $ | 4,505 | | | $ | 4,813 | | | $ | 4,667 | | | | $ | 22,072 | | | $ | 15,505 | |
| | | | | | | | | | | |
減算：混合コスト(2) | | 1,202 | | | 1,010 | | | 1,202 | | | | 5,239 | | | 3,792 | |
実現した原油とNGL販売 | | $ | 3,303 | | | $ | 3,803 | | | $ | 3,465 | | | | $ | 16,833 | | | $ | 11,713 | |
実現した価格(ドル/バレル) | | $ | 69.34 | | | $ | 84.91 | | | $ | 72.81 | | | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | |
(1)財務諸表付記18における原油及び液化石油ガスの販売状況。
(2)混合コストは、輸送、混合および原料費用の構成要素であり、以下の“輸送--探査および生産”の節で照合される。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (BOE/dおよび$/BOEは含まれない百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
バレル油当量(BOE/d) | | | | | | | | | | | |
| 北米.北米 | | 833,719 | | | 822,257 | | | 797,185 | | | | 826,526 | | | 751,330 | |
| 国際的に | | | | | | | | | | | |
| 北海 | | 21,375 | | | 4,447 | | | 21,940 | | | | 13,598 | | | 19,512 | |
| アフリカ近海 | | 15,171 | | | 15,339 | | | 7,781 | | | | 16,933 | | | 15,385 | |
| 国際合計 | | 36,546 | | | 19,786 | | | 29,721 | | | | 30,531 | | | 34,897 | |
| 総販売量 | | 870,265 | | | 842,043 | | | 826,906 | | | | 857,057 | | | 786,227 | |
| | | | | | | | | | | |
バレル油当量販売(1) | | $ | 5,751 | | | $ | 6,100 | | | $ | 5,581 | | | | $ | 27,071 | | | $ | 18,025 | |
| | | | | | | | | | | |
減算：混合コスト(2) | | 1,202 | | | 1,010 | | | 1,202 | | | | 5,239 | | | 3,792 | |
減算：硫黄収入 | | (3) | | | (25) | | | (12) | | | | (88) | | | (21) | |
樽油当量販売を実現しております | | $ | 4,552 | | | $ | 5,115 | | | $ | 4,391 | | | | $ | 21,920 | | | $ | 14,254 | |
実現価格(ドル/BOE) | | $ | 56.83 | | | $ | 66.04 | | | $ | 57.72 | | | | $ | 70.07 | | | $ | 49.67 | |
(1)財務諸表付記18において、石油当量販売には、原油および液化石油ガス販売および天然ガス販売が含まれる。
(2)混合コストは、輸送、混合および原料費用の構成要素であり、以下の“輸送--探査および生産”の節で照合される。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 33 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
輸送-探査と生産
輸送($/BOE、$/bblおよび$/mcf)は非公認会計基準比率であり、計算方法は輸送(非公認会計基準財務測定基準)でそれぞれの販売量で割った。同社の計算輸送は、製品を市場に納入するコストを証明するためであり、混合コストの影響は含まれていない。探査と生産輸送の入金と単位当たり輸送の計算は以下のとおりである。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| 100万ドル単位あたりの$は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
輸送、混合及び原料(1) | | $ | 1,506 | | | $ | 1,292 | | | $ | 1,461 | | | | $ | 6,401 | | | $ | 4,780 | |
| | | | | | | | | | | |
| 減算：混合コスト | | 1,202 | | | 1,010 | | | 1,202 | | | | 5,239 | | | 3,792 | |
| | | | | | | | | | | |
| 交通輸送 | | $ | 304 | | | $ | 282 | | | $ | 259 | | | | $ | 1,162 | | | $ | 988 | |
輸送費(ドル/京東方) | | $ | 3.80 | | | $ | 3.64 | | | $ | 3.40 | | | | $ | 3.72 | | | $ | 3.44 | |
| | | | | | | | | | | |
| 原油とNGLの金額によるものです | | $ | 196 | | | $ | 184 | | | $ | 187 | | | | $ | 767 | | | $ | 710 | |
輸送費(ドル/バレル) | | $ | 4.11 | | | $ | 4.10 | | | $ | 3.93 | | | | $ | 4.13 | | | $ | 3.86 | |
| 天然ガスの量によるものです | | $ | 108 | | | $ | 98 | | | $ | 72 | | | | $ | 395 | | | $ | 278 | |
交通費(ドル/mcf) | | $ | 0.55 | | | $ | 0.51 | | | $ | 0.42 | | | | $ | 0.51 | | | $ | 0.45 | |
(1)財務諸表18に添付されている輸送、混合および原料。
北米-実現された製品価格と印税
実現した原油とNGL価格(ドル/バレル)は非GAAP比率であり、計算方法はすでに実現した原油とNGL売上高(非GAAP財務測定基準)を販売量で割った。達成された原油とNGL販売には混合コストの影響が含まれている。当社は、会社が市場で獲得した原油とNGL販売量の達成単位価格を示しているため、原油とNGL価格がその業績を評価する重要な指標であると考えている
原油とNGL特許使用料率は非GAAP比率であり、計算方法は原油とNGL特許使用料を実現した原油とNGL売上高で割った。同社は原油とNGL特許使用料率がその業績を評価する重要な指標であると考えており、会社の単位原油とNGL販売量あたりの特許権使用料を記述しているからである
北米はすでに原油とNGL販売の入金を実現し、すでに実現した原油とNGL価格と特許権使用料の計算は以下の通りである
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| $/バレルや特許使用料は含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
原油と液化石油ガス販売(1) | | $ | 4,124 | | | $ | 4,622 | | | $ | 4,431 | | | | $ | 20,755 | | | $ | 14,478 | |
減算：混合コスト(2) | | 1,202 | | | 1,010 | | | 1,202 | | | | 5,239 | | | 3,792 | |
実現した原油とNGL販売 | | $ | 2,922 | | | $ | 3,612 | | | $ | 3,229 | | | | $ | 15,516 | | | $ | 10,686 | |
原油とNGL価格(ドル/バレル)を実現しました | | $ | 65.79 | | | $ | 83.62 | | | $ | 71.57 | | | | $ | 88.43 | | | $ | 62.10 | |
| | | | | | | | | | | |
原油とNGL特許使用料(3) | | $ | 625 | | | $ | 854 | | | $ | 506 | | | | $ | 3,445 | | | $ | 1,558 | |
| 原油とNGL特許使用料 | | 21% | | 24% | | 16% | | | 22% | | 15% |
(1)財務諸表付記18における原油及び液化石油ガスの販売状況。
(2)“輸送-探査および生産”の節で述べたように、混合コストは、輸送、混合および原料費用の構成要素である。
(3)項目は、財務諸表付記18における特許使用料の構成要素である。
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| カナダ自然資源有限公司 | 34 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
実現した製品価格と輸送−オイルサンド採掘とアップグレード
SCOはすでに実現した販売価格(ドル/バレル)はSCOが実現した売上高(非GAAP財務測定基準)に従って計算した非公認会計原則比率であり、混合と原料コストの影響を含み、SCO売上高を除いている。当社は上海協力機構の実現済み販売価格がその業績を評価する重要な指標であると考えており、当社が市場で獲得した上海協力機構売上高の実現単位価格を示しているからである。
輸送(ドル/バレル)は非公認会計基準比率であり、計算方法は輸送(1つの非公認会計基準財務指標)を上海協力機構の売上高で割った。同社は、混合や原料コストの影響を含まない製品を市場に納入するコストを証明するための輸送を計算している。
オイルサンドの採掘とアップグレードの入金はすでに上海協力機構の販売と輸送を実現し、単位で計算した実現した上海協力機構の販売価格と輸送は以下の通りである
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル、バレル/日、ドル/バレルは含まれていません) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| | | | | | | | | | | |
| SCO販売量(バレル/日) | | 433,731 | | | 489,146 | | | 483,972 | | | | 428,820 | | | 447,230 | |
| | | | | | | | | | | |
原油と液化石油ガス販売(1) | | $ | 4,935 | | | $ | 6,056 | | | $ | 4,408 | | | | $ | 20,804 | | | $ | 14,033 | |
| | | | | | | | | | | |
| 減算：混合と原料コスト | | 795 | | | 615 | | | 468 | | | | 2,384 | | | 1,309 | |
| すでに上合組織販売を実現した | | $ | 4,140 | | | $ | 5,441 | | | $ | 3,940 | | | | $ | 18,420 | | | $ | 12,724 | |
| 実現したSCO販売価格(ドル/バレル) | | $ | 103.79 | | | $ | 120.91 | | | $ | 88.48 | | | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | |
| | | | | | | | | | | |
輸送、混合及び原料(2) | | $ | 867 | | | $ | 684 | | | $ | 527 | | | | $ | 2,652 | | | $ | 1,505 | |
減算：混合と原料コスト | | 795 | | | 615 | | | 468 | | | | 2,384 | | | 1,309 | |
交通輸送 | | $ | 72 | | | $ | 69 | | | $ | 59 | | | | $ | 268 | | | $ | 196 | |
| 輸送費(ドル/バレル) | | $ | 1.80 | | | $ | 1.55 | | | $ | 1.33 | | | | $ | 1.71 | | | $ | 1.21 | |
(1)財務諸表付記18における原油及び液化石油ガスの販売状況。
(2)財務諸表18に添付されている輸送、混合および原料。
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| カナダ自然資源有限公司 | 35 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
資本支出純額
資本支出純額は1つの非公認会計基準財務指標であり、会社総合現金フロー表に記載されている投資活動で使用される現金流量を代表し、非現金運営資本の純変化、投資収益、西北鉄道会社の二次債務の前払いと放棄支出(省級井場修復計画下の政府贈与収入の影響を含む)によって調整を行った。当社は資本支出純額がその業績を評価する重要な指標であると考えており、当社の年間資本予算と比較した当社の資本支出活動の理解を提供しているからである。資本支出純額の入金は以下のとおりである.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 3か月まで | | | 現在までの年度 |
| (百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | 十二月三十一日
2022 | | 十二月三十一日
2021 |
| 投資活動のためのキャッシュフロー | | $ | 1,262 | | | $ | 1,129 | | | $ | 1,615 | | | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | |
| 非現金運営資金純変動 | | (29) | | | 6 | | | (61) | | | | 149 | | | 107 | |
| 投資収益 | | — | | | — | | | — | | | | — | | | 128 | |
| 北西太平洋二次債務立て替え金を返済する | | — | | | — | | | — | | | | — | | | 555 | |
| 資本支出 | | 1,233 | | | 1,135 | | | 1,554 | | | | 5,136 | | | 4,493 | |
支出を放棄し、純額(1) | | 84 | | | 114 | | | 67 | | | | 335 | | | 232 | |
得られた長期債務の弁済(2) | | — | | | — | | | 183 | | | | — | | | 183 | |
資本支出純額(3) | | $ | 1,317 | | | $ | 1,249 | | | $ | 1,804 | | | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
(1)非公認会計基準財務計量。支出を放棄した台帳は、純額は上記の“支出放棄、純額”の一節に列挙されている。
(2)2021年第4四半期にStormを買収した際に負担する長期債務の弁済に係る。
(3)2022年12月31日までの年度は、39.56億ドルの基本資本支出、4.7億ドルの物件、工場·設備買収および純探査·評価資産処分、10.45億ドルの戦略的成長資本支出を含む。戦略的成長資本支出とは、会社の自由キャッシュフローの分配であり、これらの自由キャッシュフローは、将来の生産量を増加させ、会社資本予算で概説された本年度の基本資本支出を超えることを目標とする戦略資本成長機会に使用される
流動性
流動資金は非公認会計基準の財務指標であり、いつでも利用可能な未抽出銀行信用、現金と現金等価物及び他の高流動性資産の利用可能性を代表して、短期資金需要を満たし、会社の財務状況の評価を助ける。当社の流動資金の計算は以下の通りです。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万ドル) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | |
| 未抽出銀行の信用手配 | | $ | 5,520 | | | $ | 5,520 | | | $ | 6,098 | | | | |
| 現金と現金等価物 | | 920 | | | 565 | | | 744 | | | | |
投資する | | 491 | | | 403 | | | 309 | | | | |
流動性 | | $ | 6,931 | | | $ | 6,488 | | | $ | 7,151 | | | | |
長期債務、純額
財務諸表付記14に開示されているように、長期債務純額は、長期債務から現金および現金等価物を減算することを表す資本管理措置である。
債務と帳簿資本の比
負債帳簿資本化は、財務諸表付記14に開示されているように、財務諸表使用者が会社の資本構造を評価することを可能にする資本管理措置である。
| | | | | | | | |
| カナダ自然資源有限公司 | 36 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
平均使用資本の税引後リターン
当社が定義している平均使用済み資本の税引後収益率は非公認会計基準比率である。この比率は、12ヶ月の年功序列期間の純収益プラス税後の利息及びその他の融資支出で計算され、12ヶ月の過去期間の平均使用済み資本(流動及び長期債務プラス株主権益と定義される)のパーセンテージで計算される。当社はこの比率が当社の利益創出能力と資本使用効率を評価する重要な指標であると考えています。当社が平均的に資本を使用した税引後リターンは以下の通りです。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万ドル、比率は含まれていない) | | 十二月三十一日
2022 | | 九月三十日
2022 | | 十二月三十一日
2021 | | | |
| 利息調整後の税引後リターン： | | | | | | | | | |
| 純収益、過去12ヶ月 | | $ | 10,937 | | | $ | 11,951 | | | $ | 7,664 | | | | |
利息とその他の融資費用は、税を差し引いた後、12ヶ月間黒字(1) | | 424 | | | 497 | | | 547 | | | | |
| 利子調整後税引後リターン | | $ | 11,361 | | | $ | 12,448 | | | $ | 8,211 | | | | |
| | | | | | | | | |
12ヶ月間の平均流動部分長期債務(2) | | $ | 1,359 | | | $ | 1,478 | | | $ | 1,483 | | | | |
12ヶ月間の平均長期債務(2) | | 11,761 | | | 12,707 | | | 16,769 | | | | |
12ヶ月間の平均普通株主資本(2) | | 38,218 | | | 37,688 | | | 34,458 | | | | |
| 12ヶ月の平均使用資本 | | $ | 51,338 | | | $ | 51,873 | | | $ | 52,710 | | | | |
| | | | | | | | | |
| 平均使用資本の税引後リターン | | 22.1% | | 24.0% | | 15.6% | | | |
(1)列報期間ごとの混合利息税率は23%である。
(2)本非公認会計原則比率については、平均流動及び長期債務及び普通株株主権益の計量は一致基準で決定し、即ち1列期間当たりの12ヶ月尾期の期初め及び四半期末価値の平均値である。
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| カナダ自然資源有限公司 | 37 | 2022年12月31日までの3ヶ月と年間 |
