加拿大自然資源有限公司

管理層的討論與分析

截至2021年12月31日的三個月和年度

管理層的討論與分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

本文中有關加拿大自然資源有限公司(“本公司”)的某些表述或通過引用納入本文的文件構成適用證券法規定義的前瞻性表述或信息(本文統稱為“前瞻性表述”)。前瞻性陳述可以用“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“將”、“目標”、“項目”、“預測”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求”、“日程安排”、“建議”等詞語來識別。“期望”或類似性質的表達，暗示未來的結果或關於前景的陳述。本公司管理層在討論和分析(“MD&A”)過程中提供的有關公司財務狀況和經營結果的預期未來商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產費用、資本支出、所得税費用和其他目標的披露，均為前瞻性表述。披露與現有和未來開發項目相關的計劃和預期結果，包括但不限於以下項目：公司在Horizon油砂(“Horizon”)、阿薩巴斯卡油砂項目(“AOSP”)的資產、油砂歸零計劃、櫻草熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物驅項目、Kirby熱油砂項目、傑克魚熱油砂項目和西北紅水瀝青改良機第三方新建或擴建現有的輸送瀝青、原油、天然氣的管道或其他運輸工具, 本公司可能依賴的液化天然氣(“NGL”)或合成原油(“SCO”)將其產品運往市場；技術和技術創新的開發和部署；以及公司完成其增長項目並實現負責任和可持續的長期增長的財務能力，這些都構成前瞻性表述。這些前瞻性陳述以年度預算和多年預測為基礎，並在全年根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡情況下進行必要的審查和修訂。這些陳述不是對未來業績的保證，存在一定的風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為不能保證它們所依據的計劃、倡議或期望一定會實現。

此外，有關“儲備”的陳述被視為前瞻性陳述，因為它們涉及基於某些估計和假設的隱含評估，即所述儲備在未來能夠有利可圖地產生。在估計已探明和已探明的數量以及可能的原油、天然氣和天然氣氣藏儲量，以及預測未來的產量和開發支出的時間方面，存在許多固有的不確定性。未來實際產量的總量或時間可能與儲量和產量預估大不相同。

前瞻性陳述是基於對公司和公司所處行業的當前預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅在作出這些陳述之日或包含這些陳述的報告或文件日期較早時發表，受已知和未知風險和不確定因素的影響，這些風險和不確定因素可能導致公司的實際結果、業績或成就與此類前瞻性陳述明示或暗示的未來結果、業績或成就有很大的不同，這些風險和不確定因素可能會導致公司的實際結果、業績或成就與這些前瞻性陳述明示或暗示的未來結果、業績或成就大不相同。這些風險和不確定因素除其他外包括：一般經濟和商業條件(包括新型冠狀病毒(“新冠肺炎”)大流行的影響和石油輸出國組織(“歐佩克+”)的行動可能影響公司產品的供求和市場價格，以及公司運營所需資源的可用性和成本)；原油、天然氣和NGL價格的波動性和假設，包括歐佩克+針對新冠肺炎或其他原因採取的行動公司當前目標所依據的假設；公司開展業務所在國家和地區的經濟狀況；政治不確定性，包括恐怖分子、叛亂團體的行動或其他衝突(包括國家之間的衝突)；行業能力；公司實施業務戰略(包括勘探和開發活動)的能力；競爭的影響；公司對訴訟的抗辯；地震的可用性和成本, 鑽井和其他設備；公司及其子公司完成資本計劃的能力；公司及其子公司確保其產品獲得足夠運輸的能力；公司瀝青產品開採、提煉或升級過程中的意外中斷或延誤；勘探或開發項目或資本支出方面計劃可能的延誤或變化；公司吸引建造、維護和運營其熱力和油砂開採項目所需勞動力的能力；在勘探、生產和銷售原油和天然氣以及開採、開採或升級公司的瀝青產品過程中固有的經營風險和其他困難；融資的可用性和成本；公司及其子公司勘探和開發活動的成功及其取代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司實現其目標產量水平的能力；整合被收購公司和資產的業務和運營的時機和成功程度；產量水平；儲量估計和估計可採數量的不精確性，目前不是原油、天然氣和NGL的可採數量。政府當局的行動(包括艾伯塔省政府授權的任何減產)；政府法規和遵守這些法規所需的支出(特別是安全和環境法律法規以及氣候變化倡議對資本支出和生產費用的影響)；資產報廢義務；公司有足夠的流動性支持其增長戰略並維持其在短期、中期的運營, 這些因素包括：公司資產負債表的強健程度；公司資本結構的靈活性；公司税收撥備的充分性；以及影響收入和費用的其他情況。

該公司的運營一直受到，未來也可能受到政治發展以及國家、聯邦、省、州和地方法律法規的影響，如生產限制、税收、特許權使用費和其他應支付給政府或政府機構的金額、價格或採集率控制以及環境保護法規。如果這些風險或不確定因素中的一個或多個成為現實，或者公司的任何假設被證明是不正確的，實際結果可能與前瞻性陳述中預測的結果在重大方面有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響都不能確定，因為這些因素取決於其他因素，公司的行動將取決於它對未來的評估，考慮到當時可獲得的所有信息。

提醒讀者，前面列出的因素並不是詳盡的。本MD&A中沒有討論的不可預測或未知因素也可能對前瞻性陳述產生不利影響。儘管公司認為前瞻性陳述所傳達的預期是合理的，但不能對未來的結果、活動水平和成就作出保證。這些預期是基於前瞻性陳述發表之日所掌握的信息而得出的，但不能對未來的結果、活動水平和成就作出保證。可歸因於公司或代表公司行事的所有後續前瞻性陳述，無論是書面的還是口頭的，都明確地受到這些警告性聲明的全部限制。除非適用法律另有要求，否則如果情況或公司的估計或意見發生變化，公司不承擔更新本MD&A中的前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件或其他因素，還是前述影響這些信息的因素。

關於非GAAP和其他財務措施的特別説明

本MD&A包括對非GAAP指標的引用，其中包括非GAAP指標和National Instrument 52-112-Non-GAAP-Non-GAAP and Other Financial Measures Discovery(“NI 52-112”)中定義的其他財務指標。公司使用非GAAP衡量標準來評估其財務業績、財務狀況或現金流。本MD&A中包含的公司非GAAP和其他財務衡量標準的描述，以及與最直接可比GAAP衡量標準的對賬(如果適用)在本MD&A的“非GAAP和其他財務衡量標準”一節中提供。

關於貨幣、金融信息和生產的特別説明

本MD&A應與本公司截至2021年12月31日的三個月和年度的未經審計的中期綜合財務報表(“財務報表”)以及本公司截至2020年12月31日的年度的MD&A和經審計的綜合財務報表一併閲讀。除另有説明外，所有美元金額均以百萬加元為單位。公司截至2021年12月31日的三個月和年度的財務報表以及本MD&A是根據國際會計準則委員會(IASB)發佈的國際財務報告準則(IFRS)編制的。

在整個MD&A中，生產量和單位統計數據都是在“未支付特許權使用費”或“公司毛收入”的基礎上公佈的，已實現的價格是扣除混合和原料成本後的淨額，不包括風險管理活動的影響。此外，還提到了原油和天然氣的常用單位，稱為桶油當量(“BOE”)。京東方是將6000立方英尺(“Mcf”)的天然氣換算成一桶(“bbl”)原油(6mcf：1桶)得出的。這種轉換可能具有誤導性，特別是如果單獨使用的話，因為6Mcf：1bbl的比率是基於主要適用於燃燒器尖端的能量當量轉換方法，而不代表井口的等值。在比較當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6mcf：1bbl的換算比率作為價值指標可能具有誤導性。此外，就本MD&A而言，原油的定義包括以下商品：輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)和SCO。以“特許權使用費後”或“公司淨值”為基礎的製作也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及本公司截至2021年12月31日的三個月和年度與2020年和2021年第三季度可比期間的財務業績。有關該公司的更多信息，包括其截至2020年12月31日的年度信息表，可在SEDAR網站www.sedar.com和Edgar網站www.sec.gov上查閲。公司網站上的信息不構成本MD&A的一部分，也不作為參考併入本MD&A。本MD&A的日期為2022年3月2日。

財務亮點

(1)有關產品銷售的進一步詳情在財務報表附註17披露。

(2)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(3)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

財務亮點摘要

合併淨收益(虧損)和調整後運營淨收益(虧損)

截至2021年12月31日的年度淨收益為76.64億美元，而截至2020年12月31日的年度淨虧損為4.35億美元。截至2021年12月31日的年度淨收益包括2.44億美元的營業外項目(税後)，而截至2020年12月31日的年度為3.21億美元，這些項目涉及基於股票的薪酬的影響，風險管理活動，匯率波動(包括已實現外匯損失對償還美元債務證券的影響)，交叉貨幣掉期結算的已實現外匯收益，收購收益，投資(收益)損失，省級井場修復計劃下的政府贈款收入，以及一項撥備不包括這些項目，截至2021年12月31日的年度調整後運營淨收益為74.2億美元，而截至2020年12月31日的年度調整後運營淨虧損為7.56億美元。

2021年第四季度淨收益為25.34億美元，而2020年第四季度為7.49億美元，2021年第三季度為22.02億美元。2021年第四季度的淨收益包括9200萬美元的非營業項目(税後)，而2020年第四季度和2021年第三季度的淨收益分別為5.73億美元和1.07億美元，這些項目涉及股票薪酬的影響、風險管理活動、匯率波動(包括已實現外匯損失對償還美元債務證券的影響)、收購收益、投資(收益)損失、省級井場修復計劃下的政府贈款收入，以及與Keystone XL管道相關的撥備剔除這些項目，2021年第四季度調整後的運營淨收益為26.26億美元，而2020年第四季度為1.76億美元，2021年第三季度為20.95億美元。

截至2021年12月31日的年度的淨收益和調整後的運營淨收益與截至2020年12月31日的年度的淨虧損和調整後的運營淨虧損相比，主要反映了：

▪在油砂開採和升級領域實現了更高的上海合作組織銷售價格(1)；

勘探和生產領域的▪較高的原油和NGL淨額(1)和天然氣淨額(1)；

▪提高了北美地區的天然氣銷售量；

▪提高上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量；以及

▪降低損耗、折舊和攤銷費用。

2021年第四季度的淨收益和調整後的運營淨收益與2020年第四季度和2021年第三季度的淨收益和調整後的運營淨收益相比，主要反映了：

▪在油砂開採和升級領域實現了更高的上海合作組織銷售價格；

勘探和生產部門的▪原油和NGL淨值較高，天然氣淨值較高；

▪提高上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量；以及

▪提高了北美地區的天然氣銷售量。

以股份為基礎的薪酬、風險管理活動、匯率波動、收購收益、西北紅水合夥公司(“西北紅水合夥”)收入以及投資(收益)虧損的影響，也是造成可比期間淨收益(虧損)變動的原因。這些事項將在本MD&A的相關章節中詳細討論。

經營活動的現金流和調整後的資金流

截至2021年12月31日的一年，經營活動的現金流為144.78億美元，而截至2020年12月31日的一年為47.14億美元。2021年第四季度來自運營活動的現金流為47.12億美元，而2020年第四季度為12.7億美元，2021年第三季度為42.9億美元。經營活動的現金流在可比期間的波動主要是由於先前提到的與經營淨收益(虧損)波動有關的因素，以及非現金營運資本變化的影響，不包括損耗、折舊和攤銷費用的影響。

截至2021年12月31日的一年，調整後的資金流為137.33億美元，而截至2020年12月31日的一年為52億美元。2021年第四季度調整後的資金流為43.38億美元，而2020年第四季度為17.08億美元，2021年第三季度為36.34億美元。調整後的資金流在可比期間的波動主要是由於上述因素，這些因素與經營活動的現金流波動(不包括非現金營運資本淨變化的影響)、放棄支出(不包括省級井場修復計劃下的政府贈款收入的影響)以及其他長期資產的變動有關，包括股票紅利計劃的未攤銷成本、向西北地區提供的次級債務預付款的應計利息和預付服務成本通行費。

生產量

2021年第四季度未扣除特許權使用費的原油和NGL產量從2020年第四季度的927,190桶/日增長到1004,425桶/日，比2021年第三季度的952,839桶/日增長了5%。2021年第四季度未扣除特許權使用費的天然氣產量從2020年第四季度的1644MMcf/d增長到1857MMcf/d，比2021年第三季度的1708MMcf/d增長了9%。2021年第四季度未扣除特許權使用費的總產量為1,313,900 BOE/d，比2020年第四季度的1,201,198 BOE/d增長了9%，比2021年第三季度的1,237,503 BOE/d增長了6%。原油、NGL和天然氣產量在本MD&A的“每日生產、未支付特許權使用費”一節中進行了詳細討論。

(1)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

產品價格

在公司的勘探和生產部門，2021年第四季度實現的原油和NGL價格(1)平均為每桶72.81美元，與2020年第四季度的每桶40.56美元相比上漲了80%，比2021年第三季度的每桶68.06美元上漲了7%。已實現天然氣價格(1)從2020年第四季度的每立方米2.94美元上漲到2021年第四季度的平均每立方米5.35美元，漲幅為82%，從2021年第三季度的每立方英尺4.13美元上漲了30%。在油砂開採和升級領域，本公司實現的SCO銷售價格從2020年第四季度的每桶48.56美元上漲到2021年第四季度的平均每桶88.48美元，比2021年第三季度的每桶81.54美元上漲了9%。該公司的已實現定價反映了當時的基準定價。原油、NGL和天然氣價格在本MD&A的“商業環境”、“已實現產品價格-勘探和生產”以及“油砂開採和升級”部分進行了詳細討論。

生產費用

在公司的勘探和生產部門，2021年第四季度原油和NGL生產費用(2)平均為每桶15.70美元，比2020年第四季度的12.47美元增加了26%，比2021年第三季度的每桶14.78美元增加了6%。2021年第四季度，天然氣生產費用(2)平均為每立方米1.12美元，與2020年第四季度的每立方米1.10美元相當，比2021年第三季度的每立方米1.17美元下降了4%。在油砂開採和升級領域，2021年第四季度的生產成本(2)平均為每桶19.55美元，比2020年第四季度的20.20美元下降了3%，與2021年第三季度的每桶19.86美元相當。在本MD&A的“生產費用-勘探與生產”和“油砂開採與升級”部分詳細討論了原油、NGL和天然氣生產費用。

季度財務業績摘要

以下是該公司最近八個季度的季度財務業績摘要：

(1)與截至2021年12月31日和2020年12月31日的三個月的產品銷售有關的進一步細節在財務報表附註17中披露。

(1)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(二)按各自的生產費用除以各自的銷售量計算。

最近八個季度的季度淨收益(虧損)波動主要是由於：

▪原油定價--全球供需波動，包括歐佩克+的原油產量水平及其對世界供應的影響；地緣政治和市場不確定性，包括由於“新冠肺炎”以及與政府對“新冠肺炎”的反應有關的不確定性，對全球基準定價的影響；北美頁巖油生產的影響；加拿大西部精選原油與北美俄克拉荷馬州庫欣的西德克薩斯中質原油基準位置的巨大差異的影響；西德克薩斯中質原油與美國西德克薩斯中質原油基準位置之間差異的影響以及2019年1月1日生效並於2020年12月1日暫停的艾伯塔省政府強制減產的影響。

▪天然氣定價--天然氣需求和庫存儲存水平波動的影響，第三方管道維護和停運，以及美國頁巖氣生產的影響。

▪原油和NGL銷售量-柯比和傑克魚熱油砂項目產量的波動，報春花熱油項目週期性導致的產量波動，公司在北美和國際部門鑽探計劃的波動，油砂開採和升級部門扭虧為盈和中途停產的影響，艾伯塔省政府要求於2019年1月1日生效並於2020年12月1日暫停的減產，以及由於需求下降而停產的影響銷售量還反映了由於國際部門的吊裝和維護活動的時間安排而產生的波動。

▪天然氣銷售量-由於公司向高回報項目分配資本、鑽探結果、自然遞減率、松江天然氣廠的臨時關閉和隨後恢復，以及收購的影響和時機而導致的產量波動。

▪生產費用-主要受服務需求和成本、產品組合和生產量波動、季節性影響、碳税和能源成本增加的影響、所有部門的成本優化、收購的影響和時機、油砂開採和升級部門的週轉和中轉站的影響以及國際部門維護活動的影響。

▪運輸、混合和原料費用-由於確認的與2020年第四季度取消Keystone XL管道項目有關的撥備而出現波動。

▪損耗、折舊和攤銷費用--由於銷售量變化而引起的波動，包括收購和處置的影響和時機、已探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的發現和開發成本、開發公司已探明的未開發儲量的估計未來成本、受更高消耗率影響的國際銷售量的波動，以及油砂開採和升級部門的週轉和中轉站的影響。

▪基於股份的補償-由於公司基於股份的補償責任的公平市值的計量而引起的波動。

▪風險管理-由於確認按市值計價和隨後結算公司風險管理活動的損益而引起的波動。

▪利息支出-由於長期債務水平變化而引起的波動，以及基準利率變動對未償還浮動利率長期債務的影響。

▪外匯-加元兑美元的波動，影響公司原油和天然氣銷售的實現價格，因為銷售價格主要基於美元計價的基準。美元計價債務的已實現和未實現匯兑損益的波動也有所增加，但部分被交叉貨幣掉期對衝的影響所抵消。

▪收購收益，(收益)投資損失和因確認收購收益而產生的西北石油公司波動的收入，(收益)投資於PrairieSky Royalty Ltd.(“PrairieSky”)和Inter Pipeline Ltd.(“IPL”)股票的損失，以及2021年第二季度西北石油公司的分配。

▪所得税-由於法定税率和在不同時期頒佈的其他實質性立法變化而引起的波動。

營商環境

全球基準原油價格在2021年全年大幅上漲，部分原因是歐佩克+決定遵守之前達成的減產協議。此外，由於經濟狀況改善，全球對原油的需求增加，因為新冠肺炎對全球經濟的影響變得不那麼大。經濟狀況改善繼續正面影響原油價格前景，儘管市場狀況仍不確定。

在2021年第四季度，公司繼續利用聯邦和省政府計劃在新冠肺炎大流行期間支持就業，包括在加拿大的省井場恢復計劃。

流動性

截至2021年12月31日，該公司的未提取銀行信貸額度為60.98億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有大約71.51億美元的流動資金(1)。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。

公司將繼續致力於保持強勁的資產負債表、充足的可用流動資金和靈活的資本結構。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的“流動性和資本資源”部分。

資本支出

安全、可靠、有效和高效的運營仍然是公司的重點。2022年1月11日，該公司宣佈了其2022年基礎資本預算(2)，目標約為36.45億美元。預算還包括大約7億美元的增量戰略增長資本，目標是在公司的長壽命、低遞減、原地熱力和油砂開採和升級資產中增加未來的產量和產能。2022年的產量目標在1，27萬京東方/日至1,320,000京東方/日之間。全年都在制定和審查年度預算，如有必要，可以根據價格波動、項目回報以及平衡項目風險和時間範圍而改變預算。2022年資本預算和產量目標構成前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參閲本MD&A的“諮詢”部分。

2020年12月9日，該公司宣佈其2021年資本預算目標約為32.05億美元，2021年8月5日，不包括收購，2021年資本預算增加到約34.8億美元。截至2021年12月31日的一年，淨資本支出為49.08億美元，包括收購的影響。有關2021年淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A的“淨資本支出”部分。

2021年12月17日，公司完成了對Storm Resources Limited(“Storm”)全部已發行和已發行普通股的收購，總現金代價約為7.71億美元。在交易結束時，此次收購還包括承擔約1.83億美元的長期債務。暴風公司參與了不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區天然氣和天然氣液體的勘探和開發。

在截至2021年12月31日的年度內，該公司還完成了其他一些機會性收購。兩筆收購包括位於不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區的天然氣資產，總產量約為11,100 BOE/d。第三筆收購包括公司持有的現有油砂租約的淨附帶權益，所有Horizon產量都來自該租約。為這些收購支付的總現金對價約為4.5億美元。

2021年第三季度，根據第三方收購要約，該公司選擇接受總計1.28億美元的現金收益，或每股普通股20.00美元，以換取其在IPL的640萬股普通股投資。

風險和不確定性

新冠肺炎，包括令人擔憂的變種，仍然有可能進一步擾亂當地或全球供應鏈和運輸服務，或因隔離影響公司在當地社區、勞動力營地或運營地點的勞動力池而造成的人力損失，或由當地衞生當局作為預防措施設立的隔離，從而進一步擾亂公司的運營、項目和財務狀況，任何一種隔離都可能要求公司根據其程度和嚴重程度暫時減少或關閉業務。

(1)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(2)前瞻性非公認會計準則財務指標。資本預算以淨資本支出(非公認會計準則財務指標)為基礎，不包括淨收購成本。有關淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

商品基準價格

該公司幾乎所有的產品都是以美元基準價格出售的。具體地説，原油是根據WTI和布倫特指數進行銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考定價，AECO參考定價源自NYMEX參考定價，並根據與Henry Hub的NYMEX交貨點的基礎或位置差異進行調整。該公司的已實現價格直接受到外匯匯率波動的影響。產品收入繼續受到加元波動的影響，因為該公司從原油和天然氣銷售中獲得的加元銷售價格是基於美元計價的基準。

北美地區的原油銷售合約通常基於WTI基準定價。截至2021年12月31日的一年，WTI平均為每桶67.96美元，比截至2020年12月31日的一年每桶39.40美元增長了72%。2021年第四季度，WTI平均為每桶77.17美元，比2020年第四季度的42.67美元增長了81%，比2021年第三季度的每桶70.55美元增長了9%。

該公司北海和離岸非洲部門的原油銷售合同通常以布倫特原油定價為基礎，布倫特原油價格代表了國際市場和全球總體供需情況。在截至2021年12月31日的一年中，布倫特原油的平均價格為每桶70.49美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶42.27美元增長了67%。2021年第四季度，布倫特原油平均價格為每桶79.55美元，比2020年第四季度的44.52美元增長了79%，比2021年第三季度的每桶72.98美元增長了9%。

截至2021年12月31日的三個月和年度，WTI和布倫特原油價格較2020年同期上漲，主要反映了歐佩克+決定遵守之前達成的減產協議。此外，由於早先新冠肺炎限制的放鬆導致經濟狀況改善，全球對原油的需求增加。2021年第四季度WTI和布倫特原油價格較2021年第三季度上漲，主要反映了全球需求的持續復甦。

在截至2021年12月31日的一年中，WCS的巨大差額平均為每桶13.04美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶12.57美元略有擴大4%。2021年第四季度，WCS的巨大差額平均為每桶14.65美元，比2020年第四季度的9.30美元擴大了58%，比2021年第三季度的13.58美元擴大了8%。2021年第四季度WCS與可比時期的重大價差擴大，主要反映了WTI基準定價的提高和美國墨西哥灣沿岸重油定價的擴大。

截至2021年12月31日，上合組織油價平均為每桶66.36美元，比截至2020年12月31日的每桶36.26美元上漲83%。2021年第四季度，上合組織油價平均為每桶75.39美元，比2020年第四季度的39.69美元上漲了90%，比2021年第三季度的每桶68.98美元上漲了9%。截至2021年12月31日的三個月和年度，上海合作組織定價較可比時期有所上漲，主要反映了WTI基準定價的上漲。

截至2021年12月31日的一年，紐約商品交易所天然氣的平均價格為每MMBtu 3.85美元，比截至2020年12月31日的一年的每MMBtu 2.08美元上漲了85%。2021年第四季度，NYMEX天然氣平均價格為每MMBtu 5.83美元，比2020年第四季度的2.66美元上漲了3.17美元，比2021年第三季度的4.01美元上漲了45%。紐約商品交易所天然氣價格在截至2021年12月31日的三個月和一年中比2020年同期有所上漲，主要反映了在2020年新冠肺炎的影響之後，2021年北美需求的增加，以及庫存水平的下降。紐約商品交易所(NYMEX)2021年第四季度天然氣價格較2021年第三季度上漲，主要反映了全球液化天然氣價格上漲以及庫存水平較低導致的美國液化天然氣(LNG)出口增加。

在截至2021年12月31日的一年中，AECO天然氣的平均價格為每GJ 3.38美元，比截至2020年12月31日的一年的每GJ 2.12美元上漲了59%。2021年第四季度AECO天然氣平均價格為4.67美元/GJ，較2020年第四季度的2.62美元/GJ上漲78%，較2021年第三季度的3.36美元/GJ上漲39%。截至2021年12月31日的三個月和一年中，AECO天然氣價格比可比時期有所上漲，主要反映了較低的儲存水平和NYMEX基準定價的提高。

日產量，未計入特許權使用費

(1)未扣除特許權使用費的SCO產量不包括SCO內部消費的柴油。

(2)天然氣產量接近銷售量。

(3)扣除混合成本和不包括風險管理活動的淨額。

日產量，扣除特許權使用費後的淨額

該公司的業務方針是在其生產的每一種商品中保持大量的項目庫存和生產多樣化，即輕質和中型原油和天然氣、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)、上海合作組織和天然氣。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特許權使用費的創紀錄原油和NGL產量平均為952,404桶/日，比截至2020年12月31日的一年的917,958桶/日增長了4%。2021年第四季度原油和NGL的平均日產量為1,004,425桶，比2020年第四季度的927,190桶/日增長了8%，比2021年第三季度的952,839桶/日增長了5%。截至2021年12月31日的年度原油和NGL產量較2020年增加，2021年第四季度較2021年第三季度增加，主要反映油砂開採和升級部門的強勁運營表現以及熱油產量的增加。2021年第四季度原油和NGL產量較2020年第四季度的增長主要反映了油砂開採和升級部門的強勁運營表現，以及扭虧為盈活動的時機。與2020年相比，2021年北美勘探和生產以及油砂開採和升級部門的原油和NGL產量反映了公司在艾伯塔省強制削減期間的削減優化戰略的影響。

2021年原油和NGL的年產量在公司之前發佈的940,000桶/天和98萬桶/天的目標範圍內。2022年原油和NGL的年產量目標是平均在940,000桶/天到98.2萬桶/天之間。生產目標是前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參閲本MD&A的“諮詢”部分。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特許權使用費的天然氣產量為1,695 MMcf/d，比截至2020年12月31日的1,477 MMcf/d增長了15%。2021年第四季度創紀錄的天然氣產量為1857MMcf/d，比2020年第四季度的1644MMcf/d增長了13%，比2021年第三季度的1708MMcf/d增長了9%。截至2021年12月31日的三個月和年度的天然氣產量比可比時期有所增加，主要反映了強勁的鑽探結果和收購的產量，但部分被天然氣田的下降所抵消。

2021年的天然氣年產量在該公司之前發佈的1680MMcf/d和1720MMcf/d的目標範圍內。2022年天然氣年產量的目標是平均在1980MMcf/d和2030MMcf/d之間。生產目標是前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參閲本MD&A的“諮詢”部分。

北美-勘探和生產

截至2021年12月31日的一年，北美原油和NGL的特許權使用費前產量平均為472,621桶/日，比截至2020年12月31日的一年的460,443桶/日增長了3%。2021年第四季度北美原油和NGL日產量為478,738桶，與2020年第四季度的475,889桶/日相當，比2021年第三季度的454,888桶/日增長了5%。截至2021年12月31日的年度原油和NGL產量較2020年和2021年第四季度較2021年第三季度的增長主要反映了熱油產量的增加和強勁的鑽探結果，但部分被天然油田的下降所抵消。

2021年第四季度扣除特許權使用費前的熱油產量平均為263,110桶/日，與2020年第四季度的266,179桶/日相當，比2021年第三季度的248,113桶/日增長了6%。2021年第四季度的熱油產量比2021年第三季度有所增加，主要反映了傑克魚計劃的扭虧為盈活動的完成。

2021年第四季度，未扣除特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量平均為52,963桶/日，比2020年第四季度的56,036桶/日下降了5%，與2021年第三季度的53,923桶/日相當，表明鵜鶘湖的長期低產量下降。

截至2021年12月31日的一年，未扣除特許權使用費的天然氣產量平均為1680MMcf/d，比截至2020年12月31日的一年的1450MMcf/d增長了16%。2021年第四季度天然氣產量平均為1841MMcf/d，比2020年第四季度的1623MMcf/d增長了13%，比2021年第三季度的1698MMcf/d增長了8%。截至2021年12月31日的三個月和年度的天然氣產量比可比時期有所增加，主要反映了強勁的鑽探結果和收購的產量，但部分被天然氣田的下降所抵消。

北美-油砂開採和升級

截至2021年12月31日的一年，上海合作組織創紀錄的特許權使用費前產量為448,133桶/日，比截至2020年12月31日的417,351桶/日增長了7%。上海合作組織2021年第四季度的創紀錄產量為493,406桶/日，比2020年第四季度的417,089桶/日增長了18%，比2021年第三季度的468,126桶/日增長了5%。截至2021年12月31日的一年，上海合作組織產量比2020年有所增加，主要是因為前一年斯科福德的擴張活動完成後，AOSP的運營表現強勁。上合組織2021年第四季度產量同比增長，主要反映了強勁的運營表現以及2020和2021年扭虧為盈活動時機的影響。

北海

截至2021年12月31日的一年，未扣除特許權使用費的北海原油日產量為17,633桶，比截至2020年12月31日的一年的23,142桶/日下降了24%。2021年第四季度北海原油日產量為17,860桶，比2020年第四季度的17,057桶/日增長了5%，比2021年第三季度的16,294桶/日增長了10%。截至2021年12月31日的年度產量較2020年減少，主要反映了天然油田的減少和計劃中的維護活動。2021年第四季度的產量較可比時期有所增加，主要反映了2020年第四季度和2021年第三季度的計劃維護活動。

非洲近海

截至2021年12月31日的一年，未扣除特許權使用費的近海非洲原油產量下降了18%，從截至2020年12月31日的一年的17,022桶/日降至14,017桶/日。2021年第四季度非洲近海原油日產量為14,421桶，比2020年第四季度的17,155桶/日下降了16%，比2021年第三季度的13,531桶/日增長了7%。截至2021年12月31日的三個月和年度產量與2020年同期相比有所下降，主要反映了維護活動和天然油田的下降。2021年第四季度的產量比2021年第三季度有所增加，主要反映了Epoir的計劃維護活動在第四季度完成。

國際原油庫存量

當產品控制權轉移到客户手中並且已經交付時，該公司確認其原油生產的收入。收入尚未在各種儲存設施或FPSO中持有的原油數量的國際部分確認，如下所示：

經營亮點-勘探和生產

(1)原油、NGL和京東方銷售量，請參考本MD&A的“非GAAP和其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量的信息，請參閲本MD&A的“日產量、特許權使用費前的日產量”(Non-GAAP and Other Financial Measures)一節。

(2)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(三)按照特許權使用費除以各自的銷售量計算。

(四)按生產費用除以各自的銷售量計算。

(五)按天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。

(六)天然氣運輸費除以天然氣銷售量。

已實現的產品價格-勘探和生產

(1)原油、NGL和京東方銷售量，請參考本MD&A的“非GAAP和其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量的信息，請參閲本MD&A的“日產量、特許權使用費前的日產量”(Non-GAAP and Other Financial Measures)一節。

(2)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(三)按原油和天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。

北美

在截至2021年12月31日的一年中，北美實現的原油和NGL價格從截至2020年12月31日的每桶30.31美元上漲到平均每桶62.10美元，漲幅為31.79美元。北美實現原油和NGL價格上漲81%，從2020年第四季度的每桶39.54美元上漲到2021年第四季度的平均每桶71.57美元，比2021年第三季度的每桶66.03美元上漲了8%。截至2021年12月31日的三個月和年度的已實現原油和NGL價格較可比時期有所上升，主要是由於WTI基準定價較高。該公司繼續專注於其原油混合營銷戰略，並在2021年第四季度為WCS流貢獻了約173,000桶/天的重質原油混合。

北美實現天然氣價格上漲73%，在截至2021年12月31日的一年中，平均價格為每立方米4.05美元，而截至2020年12月31日的一年，天然氣價格為每立方米2.34美元。北美實現天然氣價格上漲83%，從2020年第四季度的每立方米2.91美元上漲到2021年第四季度的平均5.33美元，比2021年第三季度的4.12美元上漲了29%。截至2021年12月31日的三個月和一年的已實現天然氣價格比可比時期有所上升，主要反映了儲存水平的降低和基準價格的提高。

北美勘探和生產公司收到的按產品類型劃分的價格比較如下：

(1)以單位計算的金額是根據不同產品類別的銷售量計算的。

北海

在截至2021年12月31日的一年中，北海實現的原油和NGL價格上漲了76%，平均為每桶87.98美元，而截至2020年12月31日的一年為每桶50.09美元。北海已實現的原油和NGL價格從2020年第四季度的每桶56.18美元上漲到2021年第四季度的平均每桶100.45美元，漲幅為79%，比2021年第三季度的每桶96.11美元上漲了5%。任何特定期間的已實現原油價格和每桶NGL價格取決於各種銷售合同的條款、每個油田的提油頻率和時間，以及提油時的現行原油價格和匯率。截至2021年12月31日的三個月和一年的已實現原油和NGL價格與可比時期相比的波動反映了提價時布倫特原油的基準定價，以及加元走勢的影響。

非洲近海

在截至2021年12月31日的一年中，非洲近海實現了原油和NGL價格上漲68%，平均達到每桶85.71美元，而截至2020年12月31日的一年，平均價格為每桶50.95美元。非洲近海實現了原油和NGL價格上漲54%，從2020年第四季度的每桶49.05美元上漲到2021年第四季度的平均每桶75.42美元，從2021年第三季度的每桶91.73美元下降了18%。任何特定期間的已實現原油價格和每桶NGL價格取決於各種銷售合同的條款、每個油田的提油頻率和時間，以及提油時的現行原油價格和匯率。截至2021年12月31日的三個月和一年的已實現原油和NGL價格與可比時期相比的波動反映了提價時布倫特原油的基準定價，以及加元走勢的影響。

特許權使用費-勘探和生產

(一)按照使用費除以各自的銷售量計算。有關原油、NGL和BOE銷售量的信息，請參閲本MD&A的“非GAAP和其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量的信息，請參閲本MD&A的“未支付特許權使用費的日產量”一節。

北美

截至2021年12月31日的三個月和年度的北美原油、NGL和天然氣特許權使用費以及可比期間反映了基準大宗商品價格的變動。北美原油特許權使用費也反映了WCS重大差價的波動，以及高特許權使用費和低特許權使用費產品類型之間的生產組合的變化。

截至2021年12月31日的一年，原油和NGL特許權使用費(1)平均約佔產品銷售額的15%，而截至2020年12月31日的一年，原油和NGL特許權使用費佔產品銷售額的9%。2021年第四季度，原油和NGL特許權使用費平均約佔產品銷售額的16%，而2020年第四季度和2021年第三季度分別為9%和15%。與2020年同期相比，截至2021年12月31日的三個月和一年的特許權使用費費率有所上升，主要原因是基準價格上漲以及WCS價差的大幅波動。

(1)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

截至2021年12月31日的一年，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的5%，而截至2020年12月31日的一年，天然氣特許權使用費佔產品銷售額的3%。2021年第四季度，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的7%，而2020年第四季度和2021年第三季度分別為4%和5%。截至2021年12月31日的三個月和年度的特許權使用費比可比期間有所增加，主要是由於基準價格上漲。

非洲近海

根據各種生產分享合同的條款，特許權使用費費率根據已實現的商品定價、資本支出和生產費用、支付情況以及每個油田的提貨時間而浮動。

在截至2021年12月31日的一年中，版税佔產品銷售額的百分比平均約為5%，而在截至2020年12月31日的一年中，這一比例為4%。2021年第四季度，版税佔產品銷售額的百分比平均約為5%，而2020年第四季度和2021年第三季度分別為4%和5%。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了各個領域的提貨時機和支付狀況。

生產費用--勘探和生產

(一)按生產費用除以各自的銷售量計算。有關原油、NGL和BOE銷售量的信息，請參閲本MD&A的“非GAAP和其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量的信息，請參閲本MD&A的“未支付特許權使用費的日產量”一節。

北美

截至2021年12月31日的一年，北美原油和NGL生產費用平均為每桶13.12美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶11.21美元增長了17%。2021年第四季度北美原油和NGL生產費用為每桶13.55美元，比2020年第四季度的每桶10.81美元增長了25%，與2021年第三季度的每桶13.33美元相當。截至2021年12月31日的三個月和年度，每桶原油和NGL生產費用比2020年同期增加，主要反映了能源成本的增加。

截至2021年12月31日的一年，北美天然氣生產費用平均為每立方米1.15美元，與截至2020年12月31日的一年的每立方米1.14美元相當。2021年第四季度北美天然氣生產費用為每立方米1.08美元，與2020年第四季度的每立方米1.07美元相當，比2021年第三季度的每立方米1.14美元下降了5%。2021年第四季度天然氣生產費用比2021年第三季度有所下降，主要反映了產量的增加和公司對成本控制的高度重視。

北海

截至2021年12月31日的一年，北海原油生產費用平均為每桶54.13美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶36.51美元增長了48%。2021年第四季度北海原油生產費用為每桶64.96美元，比2020年第四季度的52.42美元增長了24%，比2021年第三季度的每桶55.90美元增長了16%。截至2021年12月31日的一年中，每桶原油生產費用較2020年增加，主要反映在相對固定的成本基礎上產量下降，以及天然氣和二氧化碳成本上升。2021年第四季度每桶原油生產費用比可比時期有所增加，主要反映了天然氣和二氧化碳成本的上升。北海生產支出也反映了加元的波動。

非洲近海

截至2021年12月31日的一年，非洲近海原油生產費用平均為每桶14.73美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶13.29美元增長了11%。2021年第四季度非洲近海原油生產費用為每桶16.75美元，比2020年第四季度的11.74美元增長了43%，比2021年第三季度的14.53美元增長了15%。截至2021年12月31日的三個月和年度，每桶原油生產費用比可比時期有所增加，主要反映了在相對固定的成本基礎上，具有不同成本結構的不同油田的提油時機，以及產量的下降。離岸非洲的生產支出也反映了加元的波動。

損耗、折舊和攤銷--勘探和生產

(一)按損耗、折舊、攤銷費用除以銷售量計算。有關銷售量，請參閲本MD&A的“非GAAP和其他財務指標”部分。

截至2021年12月31日的年度的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方13.49美元，比截至2020年12月31日的年度的每京東方15.45美元下降了13%。2021年第四季度的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方13.03美元，比2020年第四季度的每京東方15.55美元下降了16%，比2021年第三季度的每京東方13.70美元下降了5%。截至2021年12月31日的三個月和年度，每個京東方的損耗、折舊和攤銷費用比2020年同期有所下降，這主要反映了北美勘探和生產部門的消耗率較低，以及消耗率較高的北海的產量較低。2021年第四季度每個京東方的損耗、折舊和攤銷費用比2021年第三季度有所下降，這主要反映了北美勘探和生產部門的產品組合。

按絕對成本和按京東方計算的損耗、折舊和攤銷費用也反映了北海和非洲近海每個油田提油時機的影響。

資產報廢債務增加-勘探和生產

(一)按資產報廢債務增加額除以銷售量計算。有關銷售量，請參閲本MD&A的“非GAAP和其他財務指標”部分。

資產報廢債務增值費用是指資產報廢債務賬面金額因時間推移而增加的費用。

截至2021年12月31日的一年，資產報廢義務增加費用為每京東方0.44美元，比截至2020年12月31日的一年的每京東方0.48美元下降了8%。2021年第四季度的資產報廢義務增值費用為每京東方0.42美元，較2020年第四季度和2021年第三季度的每京東方0.45美元下降了7%。在每個京東方的基礎上，資產報廢債務增值費用的波動主要反映了銷售量的波動。

經營亮點-油砂開採和升級

該公司繼續專注於安全、可靠和高效的運營，並利用其在Horizon和AOSP地點的技術專長。上海合作組織2021年第四季度創紀錄的493,406桶/日產量主要反映了強勁的運營表現。

2021年第四季度，該公司產生的生產成本(不包括天然氣成本)分別為7.96億美元和17.86美元/桶，與2021年第三季度的8.02億美元和18.63美元/桶相比下降了4%，這反映了創紀錄的產量以及公司對成本控制的強烈關注。

已實現的產品價格、特許權使用費和運輸-油砂開採和升級

(1)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(2)按瀝青方法價格的季度平均值計算。

(三)特許權使用費除以銷售量。有關SCO銷售額的信息，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

截至2021年12月31日的一年，上合組織實現的銷售價格平均為每桶77.95美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶43.98美元上漲了77%。2021年第四季度，上合組織實現的平均銷售價格為每桶88.48美元，比2020年第四季度的48.56美元上漲了82%，比2021年第三季度的每桶81.54美元上漲了9%。截至2021年12月31日的三個月和年度，上海合作組織已實現銷售價格較可比期間上漲，主要反映了WTI基準價格的上漲。

截至2021年12月31日的三個月和年度，每桶瀝青特許權使用費較可比期間增加，主要反映了現行瀝青定價上升和AOSP達到全額支付的影響。

截至2021年12月31日的一年，運輸費用平均為每桶1.21美元，與截至2020年12月31日的一年的每桶1.23美元相當。2021年第四季度，運輸費用為每桶1.33美元，與2020年第四季度的每桶1.36美元相當，比2021年第三季度的每桶1.14美元增長了17%。與2021年第三季度相比，2021年第四季度每桶運輸費用的增加反映了美國墨西哥灣沿岸銷售的影響。

生產成本-油砂開採和升級

下表與財務報表附註17披露的油砂開採和升級生產成本一致。

(一)按生產成本計算，不包括天然氣成本除以銷售量。

(二)按天然氣成本除以銷售量計算。

(三)按生產成本除以銷售量計算。

截至2021年12月31日的一年，每桶20.91美元的生產成本與截至2020年12月31日的一年的每桶20.46美元相當。2021年第四季度的生產成本平均為每桶19.55美元，比2020年第四季度的每桶20.20美元下降了3%，與2021年第三季度的每桶19.86美元相當。與2020年相比，截至2021年12月31日的一年，每桶石油的生產成本主要反映了包括天然氣和柴油在內的能源成本上升的影響，被創紀錄的產量的影響所抵消，以及公司對成本控制的高度重視。2021年第四季度每桶的生產成本比2020年同期有所下降，這主要反映了創紀錄的生產量，以及公司對成本控制的高度重視。

損耗、折舊和攤銷--油砂開採和升級

(一)按損耗、折舊、攤銷除以銷售量計算。有關SCO銷售額的信息，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

截至2021年12月31日的一年，損耗、折舊和攤銷費用為每桶11.26美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶11.73美元下降了4%。2021年第四季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶10.73美元，比2020年第四季度的12.31美元下降了13%，與2021年第三季度的每桶10.90美元相當。截至2021年12月31日的三個月和年度，每桶的損耗、折舊和攤銷比2020年同期有所下降，主要反映了基礎業務銷售額波動的影響。

資產報廢債務增加-油砂開採和升級

(一)按資產報廢債務增加額除以銷售量計算。有關SCO銷售額的信息，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

資產報廢債務增值費用是指資產報廢債務賬面金額因時間推移而增加的費用。

截至2021年12月31日的一年，資產報廢義務增加費用為每桶0.35美元，比截至2020年12月31日的一年的每桶0.47美元下降了26%。2021年第四季度每桶0.32美元的資產報廢義務增值費用比2020年第四季度的每桶0.47美元下降了32%，比2021年第三季度的每桶0.33美元下降了3%。每桶資產報廢債務增值費用的波動主要反映了銷售量的波動。

中游和煉油

該公司的中游和煉油資產包括兩個原油管道系統，在Primrose的84兆瓦熱電廠50%的工作權益，以及該公司在NWRP的50%股權投資。

NWRP經營着一座50,000桶/日的瀝青改良機和煉油廠，為公司加工約12,500桶/日(25%過路費)的瀝青原料，為艾伯塔省政府代理艾伯塔省石油營銷委員會(“APMC”)加工37,500桶/天(75%過路費)的瀝青原料。該公司在40年的收費期內，無條件地須按比例支付每月收費中債務部分的25%。柴油和精煉產品的銷售以及相關的煉油通行費在中游和煉油部門確認。2021年第四季度，超低硫柴油和其他精煉產品的平均產量為71,433 BOE/d(向公司提供17,858 BOE/d)(截至2020年12月31日的三個月-65,670 BOE/d；向公司提供16,417 BOE/d)，反映了25%的通行費支付承諾。

2021年6月30日，股權合作伙伴與通行費支付人同意優化西北鐵路建設項目的結構，以更好地協調股權合作伙伴和通行費支付人的商業利益(“優化交易”)。因此，西北煉油公司將其在NWRP的全部50%的合作權益轉讓給了APMC。該公司50%的股權保持不變。

根據優化交易，加工協議的原始期限從2048年延長到2058年，延長了10年。NWRP註銷了成本較高的次級債務，這些債務的利率為最優惠利率加6%，而成本較低的優先擔保債券的平均利率約為2.55%，從而降低了NWRP的利息成本和通行費支付人的相關通行費。因此，NWRP分別償還了公司和APMC 5.55億美元的次級債務預付款。此外，該公司在2021年第二季度從西雲實業獲得了4億美元的分銷。

截至2021年12月31日，NWRP的股權損失和合夥企業分配的累計未確認份額為5.62億美元(2020年12月31日-1.53億美元)。截至2021年12月31日的三個月，未確認股權虧損份額為1200萬美元(截至2021年12月31日的年度-未確認股權虧損900萬美元，合夥企業分配4億美元；截至2020年12月31日的三個月-未確認股權收入600萬美元；截至2020年12月31日的年度-未確認股權虧損9400萬美元)。

管理費用

(1)按管理費除以銷售量計算。

(2)公司銷售總額。

截至2021年12月31日的一年，每個京東方0.81美元的管理費用比截至2020年12月31日的一年的每個京東方0.92美元下降了12%。2021年第四季度的管理費用為每京東方0.81美元，比2020年第四季度的每京東方0.96美元下降了16%，比2021年第三季度的每京東方0.77美元增加了5%。截至2021年12月31日的三個月和年度，每個京東方的管理費用比2020年同期有所下降，這主要是由於銷售量增加和間接費用回收增加所致。2021年第四季度每個京東方的行政費用比2021年第三季度有所增加，主要原因是人員成本上升，但部分被更高的間接費用回收的影響所抵消。

基於股份的薪酬

該公司的股票期權計劃為員工提供了獲得普通股或現金支付的權利，以換取放棄的股票期權。績效分享單位(“PSU”)計劃為公司某些高管員工提供了獲得現金付款的權利，金額由個別員工的業績以及某些其他業績衡量標準得到滿足的程度決定。

公司在截至2021年12月31日的年度確認了5.14億美元的基於股票的薪酬支出，這主要是由於對已發行股票期權的公允價值進行了計量，這些公允價值涉及前期授予的股票期權的正常過程分級歸屬的影響、在此期間行使或交出的既有股票期權的影響，以及公司股價的變化。與授予某些高管員工的PSU相關的7900萬美元支出包括在截至2021年12月31日的年度的基於股份的薪酬支出中(2020年12月31日-支出2100萬美元)。

利息和其他融資費用

(一)項目是利息和其他融資費用的組成部分。

(二)當期未償活期債務和長期債務及租賃負債的平均值。

(3)這是一個非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相比較，並且不應被視為財務報表中所列最直接可比財務指標(如適用)的替代指標或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(四)按照長期債務利息和租賃負債利息之和除以同期平均長期債務和租賃負債餘額計算。本公司為財務報表使用者提供其平均有效利率，以評估本公司的平均債務借款成本。

(五)按利息和其他融資費用除以銷售量計算。

(6)公司銷售總額。

截至2021年12月31日的年度，每個京東方的利息和其他融資費用下降了11%，從截至2020年12月31日的每個京東方1.77美元降至1.58美元。2021年第四季度，每個京東方的利息和其他融資費用從2020年第四季度的1.59美元下降到1.42美元，下降了11%，從2021年第三季度的1.56美元下降了9%。截至2021年12月31日的三個月和年度，京東方的利息支出和其他融資支出較可比時期有所下降，主要原因是2021年的銷售量增加和平均債務水平下降，但部分被利息收入下降所抵消。

公司2021年第四季度的平均有效利率比2021年第三季度有所上升，這主要是由於償還了未償還的銀行信貸安排，以及未償還的美國商業票據減少。

風險管理活動

該公司利用各種衍生金融工具來管理其商品價格、利率和外匯風險。這些衍生金融工具並非用於交易或投機目的。

在截至2021年12月31日的年度內，已實現風險管理淨虧損與天然氣金融工具、原油和NGL金融工具以及外幣合同的結算有關。該公司截至2021年12月31日的年度風險管理活動錄得未實現淨虧損1900萬美元(税後1600萬美元)，包括2021年第四季度未實現虧損800萬美元(税後1000萬美元200萬美元)(2021年9月30日-未實現收益1900萬美元，税後1500萬美元400萬美元；2020年12月31日-未實現收益2100萬美元，税後1600萬美元500萬美元)。

有關截至2021年12月31日的未償還衍生金融工具的進一步詳情，請參閲財務報表附註15。

外匯

(1)報告的金額是扣除交叉貨幣掉期的對衝效應後的淨額。

截至2021年12月31日止年度的已實現淨匯兑虧損主要是由於結算以美元或英鎊計價的營運資金項目及償還5億美元3.45%債務證券的匯率波動所致。截至2021年12月31日止年度的未實現淨匯兑收益主要是由於加元相對於未償美元債務走強的影響，以及未實現淨匯兑虧損對償還5億美元3.45%債務證券的影響。2021年12月31日美元/加元匯率為0.7901美元(2021年9月30日-2020年12月31日為0.7843美元-0.7840美元)。

所得税

(1)包括北美勘探和生產、油砂開採和升級以及中游和煉油部門。

(2)石油所得税。

(三)按當期所得税和遞延所得税之和除以税前收益(虧損)計算

(4)將PSU的淨税效應、未實現的風險管理、放棄支出回收和Keystone XL管道撥備計入調整後的運營淨收益(虧損)。

(5)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(6)這是一個非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相比較，並且不應被視為財務報表中所列最直接可比財務指標(如適用)的替代指標或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(7)調整後淨收益(虧損)除以税前營業淨收益(虧損)的有效税。公司為財務報表使用者提供調整後淨收益(虧損)的實際税率，以評估公司核心業務活動的實際税率。

截至2021年12月31日的三個月和年度以及可比期間的營業淨收益(虧損)和調整後淨收益(虧損)的實際税率包括北美和北海地區非應税項目的影響，以及與淨收益(虧損)相關的公司運營所在國家的司法收入和税率差異的影響。

截至2021年12月31日的3個月和年度，北海地區的現行企業所得税和PRT包括與該公司在北海的平臺退役活動有關的放棄支出結轉的影響。

該公司在其經營的各個司法管轄區提交所得税申報單。這些納税申報單由適用的税務機關在正常過程中進行定期審核。準備的納税申報單可能包括對適用税收法律法規有不同解釋的申報頭寸，這可能需要幾年時間才能解決。本公司認為，這些問題的最終解決不會對本公司報告的經營業績、財務狀況或流動資金產生實質性影響。

資本支出淨額(1)(2)

(1)淨資本支出不包括租賃資產、公允價值和重估調整的影響，包括因用途改變而將財產、廠房和設備轉移到庫存的非現金轉移。

(2)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(3)包括現金代價7.71億美元，以及清償2021年第四季度收購Storm時承擔的1.83億美元長期債務。

(4)包括現金代價1.11億美元及清償2020年第四季收購彩馬能源有限公司(“彩馬”)所承擔的3.97億美元長期債務。

(5)包括於2021年第二季度收購現有油砂租賃的5%淨附帶權益。

該公司的戰略重點是建立一個多元化的資產基礎，該基礎在各種產品之間保持平衡。為了促進高效運營，公司將其活動集中在核心區域。該公司專注於維護其土地庫存，以實現對儲層類型和地質趨勢的持續開發，極大地降低了總體勘探風險。通過擁有相關的基礎設施，該公司能夠最大限度地利用其生產設施，從而加強對生產費用的控制。

截至2021年12月31日的一年，淨資本支出為49.08億美元，而截至2020年12月31日的一年為32.06億美元。2021年第四季度的淨資本支出為18.04億美元，而2020年第四季度為11.76億美元，2021年第三季度為10.11億美元。

2021年12月17日，公司完成了對Storm所有已發行和已發行普通股的收購，總現金代價約為7.71億美元。在交易結束時，此次收購還包括承擔約1.83億美元的長期債務。暴風公司參與了不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區天然氣和天然氣液體的勘探和開發。

在截至2021年12月31日的年度內，該公司還完成了其他一些機會性收購。兩筆收購包括位於不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區的天然氣資產。第三項收購包括本公司持有的現有油砂租約的附帶權益淨額，Horizon的所有產量均來自該租約。為這些收購支付的總現金對價約為4.5億美元。

2022年基本建設預算

2022年1月11日，該公司宣佈了其2022年基礎資本預算，目標約為36.45億美元。預算還包括大約7億美元的增量戰略增長資本，目標是在公司的長壽命、低遞減、原地熱力和油砂開採和升級資產中增加未來的產量和產能。

2022年資本預算構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參閲本MD&A的“諮詢”部分。

鑽探活動(1)

(1)包括北美和國際部門的鑽探活動。

(2)包括瀝青井。

北美

2021年第四季度，公司共鑽淨天然氣井9口、淨初級稠油井11口、淨瀝青(熱油)井1口、淨輕質原油井9口。

北海

2021年第四季度，該公司在北海淨鑽井1.0口輕質原油。

流動性和資本資源