加拿大自然資源有限公司

管理層的討論與分析

截至2022年3月31日的三個月

管理層的討論與分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

本文檔中有關加拿大自然資源有限公司(“公司”)的某些表述或通過引用納入本文的文件構成前瞻性表述或信息(本文統稱為“前瞻性表述”)，符合適用證券法規的含義。前瞻性陳述可用“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“可能”、“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”等詞語加以識別。“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。在本管理層對公司財務狀況和經營結果的討論和分析(“MD&A”)中提供的與預期未來商品定價、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有關的披露，均為前瞻性表述。披露有關現有及未來發展的計劃及預期結果，包括但不限於公司在Horizon油砂(“Horizon”)、Athabasca油砂項目(“AOSP”)的資產、PrimRose熱油項目、鵜鶘湖水及聚合物驅項目、Kirby熱力油砂項目、傑克魚熱力油砂項目及西北紅水瀝青提升機和煉油廠；第三方建造或擴建現有的管道能力或其他瀝青、原油、天然氣運輸方式, 前瞻性表述中包含的前瞻性表述包括公司可能依賴的液化天然氣(“NGL”)或合成原油(“SCO”)將其產品運往市場的情況；技術及技術創新的開發和部署；公司完成增長項目並實現負責任、可持續的長期增長的財務能力；“油砂路徑實現淨零排放”(“路徑”)計劃的時機和影響；政府對路徑的支持以及實現石油生產淨零排放的能力等前瞻性表述。這些前瞻性陳述基於年度預算和多年預測，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，可能存在一定的風險。讀者不應過度依賴這些前瞻性陳述，因為不能保證它們所依據的計劃、倡議或期望一定會發生。

此外，與“儲備”有關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儲量以及可能的原油、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估計值有很大差異。

前瞻性陳述是基於對公司和公司所在行業的當前預期、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其所在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、業績或成就大不相同。此類風險和不確定性除其他外包括：一般經濟和商業狀況(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+”)的行動的結果)，這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；貨幣和利率的波動；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；公司實施其業務戰略的能力，包括勘探和開發活動；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、提取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；公司吸引必要勞動力建設、維護和運營其熱力和油砂開採項目的能力；在勘探、生產和銷售原油和天然氣以及開採、提取或升級公司的瀝青產品時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；產量水平；儲量估計和對目前未被歸類為已探明的原油、天然氣和NGL的可採數量估計的不準確；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；公司有足夠的流動資金支持其增長戰略並維持短期、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；公司税項撥備的充分性；以及影響收入和費用的其他情況。

本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性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中未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。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，還是由於前述影響這些信息的因素。

關於非公認會計原則和其他財務措施的特別説明

本MD&A包括對非GAAP措施的引用，包括非GAAP和國家文書52-112-非GAAP和其他財務措施披露(“NI 52-112”)中定義的其他財務措施。公司使用非公認會計準則來評估其財務業績、財務狀況或現金流。本MD&A中包括的公司非GAAP和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬，如適用，請參見本MD&A的“非GAAP和其他財務指標”部分。

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2022年3月31日的三個月的未經審計中期綜合財務報表(“財務報表”)以及本公司截至2021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。本公司截至2022年3月31日止三個月的財務報表及本MD&A乃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。

生產量和單位單位統計數據在整個MD&A中以“未支付特許權使用費”或“公司毛收入”為基礎，實現價格是扣除混合和原料成本的淨值，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 bbl)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。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6mcf：1桶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)和上海合作組織。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2022年3月31日的三個月與2021年第一季度和2021年第四季度相關的財務業績。有關公司的其他信息，包括其截至2021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，也不作為參考納入本MD&A。本MD&A日期為2022年5月4日。

金融亮點

(1)有關產品銷售的進一步詳情於財務報表附註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

合併淨收益和調整後的運營淨收益

2022年第一季度的淨收益為31.01億美元，而2021年第一季度為13.77億美元，2021年第四季度為25.34億美元。2022年第一季度的淨收益包括2.75億美元的非營業項目，而2021年第一季度的淨收益為1.58億美元，2021年第四季度的淨收益為9200萬美元，這與基於股份的薪酬、風險管理活動、匯率波動、投資收益和省級井場改造計劃下的政府贈款收入的影響有關。不包括這些項目，2022年第一季度調整後的運營淨收益為33.76億美元，而2021年第一季度為12.19億美元，2021年第四季度為26.26億美元。

2022年第一季度淨收益和調整後的運營淨收益較可比期間有所增加，主要反映在：

▪較高的原油和NGL淨值(1)勘探和生產部門；

▪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)；

與2021年第一季度相比，勘探和生產部門的天然氣淨收益增加；以及

▪提高北美地區的天然氣銷售量；

部分偏移量：

▪降低了上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量。

以股份為基礎的薪酬、風險管理活動、匯率波動以及投資收益的影響也是造成可比期間淨收益變動的原因。這些事項將在本MD&A的相關章節中詳細討論。

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

經營活動現金流量和調整後的資金流

2022年第一季度來自經營活動的現金流為28.53億美元，而2021年第一季度為25.36億美元，2021年第四季度為47.12億美元。來自經營活動的現金流量較可比期間的波動主要是由於非現金營運資本的變化，以及先前提到的與經調整的經營淨收益波動有關的因素的影響。

2022年第一季度調整後的資金流為49.75億美元，而2021年第一季度為27.12億美元，2021年第四季度為43.38億美元。調整後資金流量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撥款收入的影響)以及其他長期資產的變動(包括股票紅利計劃的未攤銷成本)有關。

生產量

未扣除特許權使用費的原油和NGL產量從2021年第一季度的979,352桶/天下降到2022年第一季度的945,809桶/天，比2021年第四季度的1,004,425桶/天下降了6%。未扣除特許權使用費的天然氣產量從2021年第一季度的1,598 MMcf/d增加到2022年第一季度的2,006 MMcf/d，比2021年第四季度的1,857 MMcf/d增加了8%。2022年第一季度未扣除特許權使用費的總產量為1,280,180 BOE/d，與2021年第一季度的1,245,703 BOE/d和2021年第四季度的1,313,900 BOE/d相當。原油、NGL和天然氣產量在本MD&A的“未繳納特許權使用費前的日產量”一節中有詳細討論。

產品價格

在公司的勘探和生產部門，2022年第一季度實現的原油和NGL價格(1)平均為每桶93.54美元，比2021年第一季度的每桶52.68美元上漲78%，比2021年第四季度的每桶72.81美元上漲28%。已實現天然氣價格(1)從2021年第一季度的每立方米3.42美元上漲至2022年第一季度的平均每立方米5.26美元，漲幅為54%，與2021年第四季度的每立方米5.35美元相當。在油砂開採及升級業務方面，本公司於2022年第一季實現的SCO銷售價格較2021年第一季的每桶64.6美元上升73%至平均每桶112.05美元，較2021年第四季度的每桶88.48美元上升27%。該公司的已實現定價反映了當時的基準定價。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”部分詳細討論了原油、NGL和天然氣價格。

生產費用

在公司的勘探和生產部門，2022年第一季度原油和NGL生產費用(2)平均為每桶15.80美元，比2021年第一季度的每桶14.56美元增長了9%，與2021年第四季度的每桶15.70美元相當。天然氣生產費用(2)在2022年第一季度平均為每立方米1.31美元，與2021年第一季度的每立方米1.27美元相當，比2021年第四季度的每立方米1.12美元增長了17%。在油砂開採和升級領域，2022年第一季度的平均生產成本(2)為每桶24.60美元，比2021年第一季度的19.82美元增加了24%，比2021年第四季度的19.55美元增加了26%。在本MD&A的“生產費用-勘探和生產”和“油砂開採和升級”部分詳細討論了原油、天然氣和天然氣的生產費用。

(1)非公認會計原則比率。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。

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2022年3月31日和2021年3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。

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+的原油生產水平及其對世界供應的影響；地緣政治和市場不確定性的影響，包括那些由於“新冠肺炎”以及與政府對“新冠肺炎”的反應有關的不確定性，以及俄羅斯入侵烏克蘭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參考位置(“西德克薩斯中質原油”)在北美的巨大差異的影響；西德克薩斯中質原油與過時的布倫特原油基準定價在國際部分的差異的影響；以及2020年12月1日起暫停的艾伯塔省政府強制減產的影響。

▪天然氣定價-天然氣需求和庫存存儲水平波動的影響，第三方管道維護和停運的影響，地緣政治和市場不確定性的影響，季節性條件的影響，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，由於報春花熱油項目週期性而導致的產量波動，公司在北美和國際事業部鑽探計劃的波動，油砂開採和升級部門週轉和中途停產的影響，艾伯塔省省政府下令從2020年12月1日起暫停的減產，以及由於新冠肺炎期間需求下降而關閉生產的影響。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--由於公司在北美和國際天然氣部門的鑽探計劃而引起的產量波動、自然衰退率、2021年期間松江天然氣廠的臨時關閉和隨後的恢復，以及收購的影響和時機。

▪生產費用-主要受服務需求和成本的影響、產品組合和生產量的波動、季節性條件的影響、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的維護活動的影響。

▪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管道項目有關的準備金而出現波動。

▪損耗、折舊和攤銷費用--由於銷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、由於更高的損耗率而導致的國際銷售量的波動，以及油砂開採和升級部門的週轉和停頓的影響。

▪基於股份的薪酬-由於公司基於股份的薪酬責任的公允市值計量而引起的波動。

▪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-加元相對於美元的波動，這影響了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記錄，但部分被交叉貨幣掉期對衝的影響所抵消。

▪收購收益、投資收益(虧損)和西北紅水合夥企業(“西北紅水合夥企業”)的收入-因確認收購收益、投資PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票的收益(虧損)以及2021年第二季度西北紅水合夥企業的分配。

營商環境

2022年第一季度，全球基準原油價格大幅上漲，主要是為了應對俄羅斯入侵烏克蘭的影響，以及歐佩克+決定遵守之前達成的減產協議。此外，隨着新冠肺炎對全球經濟的影響減弱，全球經濟狀況和前景繼續改善。

流動性

截至2022年3月31日，本公司有55.9億美元的未動用循環銀行信貸安排。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約61.07億美元的流動資金(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。有關詳情，請參閲本MD&A的“流動資金和資本資源”一節。

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公司的運營、項目和財務狀況，原因包括當地或全球供應鏈和運輸服務中斷、通貨膨脹上升，或因隔離措施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，或當地衞生當局作為預防措施設立的隔離措施，其中任何一項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。

大宗商品基準價格

該公司幾乎所有的產品都是根據美元基準定價銷售的。具體地説，原油是根據西德克薩斯中質原油和布倫特原油指數進行銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考定價，AECO參考定價源於NYMEX參考定價，並根據其與NYMEX位於Henry Hub的交貨點的基礎或位置差異進行調整。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，因為公司的原油和天然氣銷售所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同通常基於西德克薩斯中質原油基準定價。2022年第一季度WTI平均為每桶94.38美元，較2021年第一季度的每桶57.80美元增長63%，較2021年第四季度的每桶77.17美元增長22%。

該公司國際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。2022年第一季度，布倫特原油的平均價格為每桶99.17美元，比2021年第一季度的60.58美元增長了64%，比2021年第四季度的79.55美元增長了25%。

2022年第一季度WTI和布倫特原油價格較可比期間上漲，主要反映了俄羅斯入侵烏克蘭和歐佩克+決定遵守之前商定的減產協議的影響。此外，由於早先新冠肺炎放寬限制導致經濟狀況改善，全球對原油的需求繼續增加。

2022年第一季度，WCS的巨大差額平均為每桶14.60美元，比2021年第一季度的12.42美元擴大了18%，與2021年第四季度的每桶14.65美元相當。2022年第一季度WCS重油價差較2021年第一季度擴大，主要反映WTI基準定價上調，以及美國墨西哥灣沿岸重油定價擴大。

2022年第一季度，上合組織油價平均為每桶93.05美元，比2021年第一季度的54.30美元上漲了71%，比2021年第四季度的75.39美元上漲了23%。上海合作組織2022年第一季度的定價較可比時期有所上升，主要反映了WTI基準定價的上升。

紐約商品交易所天然氣價格在2022年第一季度平均為4.91美元/MMBtu，較2021年第一季度的2.69美元/MMBtu上漲83%，較2021年第四季度的5.83美元/MMBtu下跌16%。紐約商品交易所2022年第一季度天然氣價格較2021年第一季度上漲，主要反映了俄羅斯入侵烏克蘭、北美需求增加以及美國液化天然氣出口增加的影響。紐約商品交易所2022年第一季度天然氣價格較2021年第四季度下降，主要反映了由於天氣原因，北美的需求低於預期。

2022年第一季度，AECO天然氣平均價格為每GJ 4.35美元，比2021年第一季度的2.77美元上漲了57%，比2021年第四季度的4.67美元下降了7%。2022年第一季度AECO天然氣價格比2021年第一季度有所上漲，主要反映了存儲水平的降低和NYMEX基準價格的提高。2022年第一季度AECO天然氣價格較2021年第四季度下降主要反映了NYMEX基準價格的下降。

每日生產，未計入特許權使用費

(1)未扣除特許權使用費的上合組織產量不包括上合組織內部作為柴油消費的產品。

(2)“國際”包括所有使用的北海和非洲近海勘探和生產部門。

(3)天然氣產量接近銷售量。

(4)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

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、中原油和天然氣、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。

2022年第一季度未扣除特許權使用費的原油和NGL產量平均為945,809桶/日，比2021年第一季度的979,352桶/天下降了3%，比2021年第四季度的1,004,425桶/天下降了6%。2022年第一季度原油和液化石油氣產量較可比期間減少，主要反映了未投入運營的Scotford Upgrader(“Scotford”)的設施限制以及計劃中的扭虧為盈的開始，這對本季度的產量造成了約46,000桶/日的影響。

2022年原油和天然氣液化石油氣年產量的目標是平均每天940,000桶至982,000桶。產量目標構成前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

2022年第一季度創紀錄的未扣除特許權使用費的天然氣產量為2,006 MMcf/d，比2021年第一季度的1,598 MMcf/d增長了26%，比2021年第四季度的1,857 MMcf/d增長了8%。2022年第一季度天然氣產量較可比期間的增長主要反映了強勁的鑽探結果和收購的產量，但被天然氣田的下降部分抵消。

2022年天然氣年產量的目標是平均在1,980-2,030 MMcf/d之間。生產目標是前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

北美-勘探和生產

2022年第一季度未扣除特許權使用費的北美原油和NGL日產量為484,280桶/日，與2021年第一季度的478,736桶/日和2021年第四季度的478,738桶/日相當。2022年第一季度較可比期間的原油和天然氣液化石油氣產量主要反映強勁的鑽探結果和收購的產量，但被天然油田的下降部分抵消。

通過強勁的油田優化活動，公司的熱能就地資產繼續顯示出長期的低使用費前遞減產量，2022年第一季度的平均產量為261,743桶/日，與2021年第一季度的267,530桶/日和2021年第四季度的263,110桶/日相當。

未扣除特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量在2022年第一季度平均為51,991桶/日，比2021年第一季度的55,498桶/日下降了6%，與2021年第四季度的52,963桶/日相當，表明鵜鶘湖的長期低產量下降。

2022年第一季度未扣除特許權使用費的創紀錄天然氣產量平均為1,988 MMcf/d，比2021年第一季度的1,585 MMcf/d增長了25%，比2021年第四季度的1,841 MMcf/d增長了8%。2022年第一季度天然氣產量較可比期間的增長主要反映了強勁的鑽探結果和收購的產量，但被天然氣田的下降部分抵消。

北美--油砂開採和升級

上海合作組織2022年第一季度的特許權使用費前產量為429,826桶/日，比2021年第一季度的468,803桶/日下降了8%，比2021年第四季度的493,406桶/日下降了13%。上海合作組織2022年第一季度的產量較可比時期有所下降，主要原因是斯科特福德的設施限制以及計劃中的扭虧為盈的開始，這對該季度的產量造成了約46,000桶/日的影響。

國際-勘探和生產

2022年第一季度未扣除特許權使用費的國際原油產量為31,703桶/日，與2021年第一季度的31,813桶/日和2021年第四季度的32,281桶/日相當。

國際原油庫存量

當產品控制權移交給客户且已交付時，該公司確認其原油生產的收入。關於儲存在各種儲存設施或浮式儲油站的原油數量的國際分部尚未確認收入，具體如下：

經營亮點-勘探和生產

(1)有關原油、NGL和京東方銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP及其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未計特許權使用費的日產量”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)特許權使用費除以各自的銷售量。

(四)按生產費用除以各自的銷售量計算。

(五)天然氣銷售量除以天然氣銷售量。

(六)天然氣運輸費用除以天然氣銷售量。

已實現的產品價格-勘探和生產

(1)有關原油、NGL和京東方銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP及其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未計特許權使用費的日產量”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。

(3)按原油和天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。

北美

北美實現的原油和NGL價格從2021年第一季度的每桶50.67美元上漲到2022年第一季度的平均每桶91.44美元，上漲了80%，比2021年第四季度的每桶71.57美元上漲了28%。2022年第一季度已實現原油和NGL價格較可比期間上升，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2022年第一季度向WCS物流貢獻了約185,000桶/天的重質原油混合。

北美實現天然氣價格上漲52%，從2021年第一季度的每立方米3.41美元上漲到2022年第一季度的平均5.20美元，與2021年第四季度的5.33美元相當。2022年第一季度已實現天然氣價格比2021年第一季度有所上升，主要反映了較低的儲存水平和較高的基準定價。

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)按單位計算的金額是根據不同產品類別的銷售量計算的。

國際

2022年第一季度，國際已實現原油和NGL價格從2021年第一季度的每桶76.45美元上漲至平均每桶128.35美元，漲幅為68%；與2021年第四季度的每桶95.23美元相比，上漲了35%。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、每個油田提油的頻率和時間、以及提油時的現行原油價格和匯率。2022年第一季度已實現原油和NGL價格較可比期間的波動反映了上調時的布倫特基準定價，以及加元走勢的影響。

特許權使用費-勘探和生產

(1)按照使用費除以各自的銷售量計算。對於原油、NGL和BOE銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未支付特許權使用費前的日產量”一節。

北美

2022年第一季度和可比期間的北美原油、天然氣和天然氣特許權使用費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重大價差的波動，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。

2022年第一季度，原油和NGL特許權使用費(1)平均約佔產品銷售額的20%，而2021年第一季度和2021年第四季度分別為12%和16%。2022年第一季度特許權使用費較可比期間有所增加，主要是由於基準價格上漲以及WCS差價大幅波動所致。

2022年第一季度，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的8%，而2021年第一季度和第四季度分別為5%和7%。2022年第一季度特許權使用費比2021年第一季度有所增加，主要是因為基準價格上漲。2022年第一季度的特許權使用費費率比2021年第四季度有所增加，主要是由於2022年第一季度特許權使用費的調整。

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、支付情況以及從每個油田提貨的時間而浮動。

2022年第一季度，版税佔產品銷售額的百分比平均約為5%，而2021年第一季度和第四季度分別為4%和5%。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了不同領域的提薪時機和支付情況。

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

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。對於原油、NGL和BOE銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未支付特許權使用費前的日產量”一節。

北美

2022年第一季度北美原油和NGL生產費用為每桶14.79美元，比2021年第一季度的12.80美元增長了16%，比2021年第四季度的13.55美元增長了9%。2022年第一季度每桶原油和NGL生產費用較可比期間增加，主要反映了能源成本的增加。

2022年第一季度北美天然氣生產費用為每立方米1.28美元，與2021年第一季度的1.24美元相當，比2021年第四季度的1.08美元增長了19%。2022年第一季度每立方米天然氣生產費用較2021年第四季度的增加主要反映了季節性條件。

國際

2022年第一季度國際原油生產費用為每桶32.58美元，比2021年第一季度的每桶35.35美元下降了8%，比2021年第四季度的每桶54.91美元下降了41%。2022年第一季度每桶原油生產費用較可比期間的波動主要反映了該公司在北海和非洲近海的各個油田的提油時機，這些油田的成本結構不同。國際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、攤銷費用除以銷售額計算。有關銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

2022年第一季度的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方12.40美元，比2021年第一季度的每京東方13.70美元下降了9%，比2021年第四季度的每京東方13.03美元下降了5%。2022年第一季度每個京東方的損耗、折舊和攤銷費用比可比時期減少，主要是因為公司在2021年12月31日對北美勘探和生產儲量的估計增加，包括上一年完成的收購的影響。

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的提油時機的影響。

資產報廢債務增加--勘探和生產

(1)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因時間推移而增加的賬面金額。

2022年第一季度的資產報廢債務增值費用為每京東方0.56美元，比2021年第一季度的每京東方0.45美元增長了24%，比2021年第四季度的每京東方0.42美元增長了33%。按京東方基準計算的資產報廢債務增值支出增加，主要反映對2021年第四季度資產報廢債務的成本估計進行了修訂。

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站點的技術專長。上海合作組織2022年第一季度的產量為429,826桶/日，較可比時期有所下降，主要原因是Scotford的設施限制和計劃中的扭虧為盈的開始，這對該季度的產量造成了約46,000桶/日的影響。

該公司在2022年第一季度產生的生產成本為9.77億美元，比2021年第一季度的8.38億美元增長了17%，比2021年第四季度的8.71億美元增長了12%，主要反映了能源、週轉和維護相關成本的上升。

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)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(2)按瀝青法價格的季度平均值計算。

(三)特許權使用費除以銷售額。關於上海合作組織的銷售額，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

上合組織2022年第一季度實現銷售均價為每桶112.05美元，較2021年第一季度的64.6美元上漲73%，較2021年第四季度的每桶88.48美元上漲27%。上海合作組織2022年第一季度已實現銷售價格較可比期間的上漲主要反映了WTI基準價格的上漲。

2022年第一季度每桶瀝青特許權使用費較可比期間的增長主要反映了現行瀝青價格上漲的影響。與2021年第一季度相比的增長也反映了AOSP達到全額支付的影響。

2022年第一季度，運輸費用平均為每桶1.55美元，比2021年第一季度的1.10美元增長了41%，比2021年第四季度的1.33美元增長了17%。2022年第一季度每桶的運輸費用比可比時期有所增加，主要反映了2022年第一季度產量下降的影響。

生產成本--油砂開採和升級

下表與財務報表附註17中披露的油砂開採和升級生產成本相一致。

(一)按生產成本計算，不包括天然氣成本除以銷售量。

(2)以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。

2022年第一季度的平均生產成本為每桶24.60美元，比2021年第一季度的19.82美元增加了24%，比2021年第四季度的19.55美元增加了26%。2022年第一季度每桶的生產成本較可比期間上升，主要反映了Scotford產量下降以及能源、週轉和維護相關成本上升的影響。

損耗、折舊和攤銷--油砂開採和升級

(一)折舊、折舊、攤銷除以銷售量。關於上海合作組織的銷售額，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

2022年第一季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶11.20美元，比2021年第一季度的每桶10.64美元增加了5%，比2021年第四季度的每桶10.73美元增加了4%。2022年第一季度每桶基礎上的損耗、折舊和攤銷比可比時期有所增加，主要反映了基礎業務數量減少的影響。

資產報廢債務增加-油砂開採和升級

(1)按資產報廢債務增加額除以銷售量計算。關於上海合作組織的銷售額，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因時間推移而增加的賬面金額。

2022年第一季度每桶0.39美元的資產報廢債務增值費用比2021年第一季度的每桶0.34美元增長了15%，比2021年第四季度的每桶0.32美元增長了22%。來自可比期間的資產報廢債務增加主要反映了銷售量下降的影響。

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的一個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，為艾伯塔省政府的代理機構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。在直至2058年的40年收費期內，該公司無條件有責任按比例支付每月收費收費中債務部分的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。2022年第一季度，超低硫柴油和其他精煉產品的平均產量為71,975 BOE/d(向公司提供17,994 BOE/d)(截至2021年3月31日的三個月-56,316 BOE/d；向公司提供14,079 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”)。根據優化交易，西雲地產分別償還了公司和APMC的5.55億美元次級債務預付款，公司在2021年第二季度從西雲地產獲得了4億美元的分派。

截至2022年3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5.72億美元(2021年12月31日-5.62億美元)。在截至2022年3月31日的三個月中，未確認的權益損失份額為1000萬美元(截至2021年3月31日的三個月--收回未確認的權益損失1700萬美元)。

行政管理費用

(1)按管理費用除以銷售量計算。

(2)公司銷售總額。

2022年第一季度的管理費用為每京東方0.99美元，比2021年第一季度的每京東方0.84美元增長了18%，比2021年第四季度的每京東方0.81美元增長了22%。2022年第一季度每個京東方的行政費用比可比時期有所增加，主要是由於人員成本上升。

基於股份的薪酬

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”)計劃為公司的某些高管員工提供了獲得現金付款的權利，現金支付的金額取決於員工個人的表現以及達到某些其他績效衡量標準的程度。

公司在截至2022年3月31日的三個月確認了5.34億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、在此期間行使或放棄的既有股票期權的影響，以及公司股價的變化。

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)當期未償還的流動債務、長期債務和租賃負債的平均數。

(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最直接可比的財務指標(如適用)的替代或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(四)長期債務利息和租賃負債利息之和除以相應期間平均長期債務和租賃負債餘額的總和。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。

2022年第一季度每京東方的利息和其他融資費用下降了15%，從2021年第一季度的每京東方1.64美元降至1.40美元，與2021年第四季度的每京東方1.42美元相當。2022年第一季度京東方的利息和其他融資費用較2021年第一季度有所下降，主要是由於平均債務水平下降和銷售量增加，但利息收入下降部分抵消了這一影響。

公司2022年第一季度的平均實際利率較2021年第一季度有所上升，這主要是由於償還了10,000,000美元的中期票據和銀行信貸安排。

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。

(1)商品金融工具分別於2021年第四季度及2020年第四季度收購Storm Resources Ltd.及Painted Pony Energy Ltd.

2022年第一季度，已實現風險管理淨虧損與外幣合同結算、天然氣金融工具、原油和NGL金融工具有關。該公司在截至2022年3月31日的三個月(截至2021年12月31日的三個月-未實現虧損800萬美元，税後1000萬美元200萬美元；截至2021年3月31日的三個月-未實現虧損2000萬美元，税後1500萬美元)的風險管理活動中錄得未實現淨虧損2600萬美元(税後1700萬美元)。

與截至2022年3月31日的未償還衍生金融工具有關的進一步細節在財務報表附註15中披露。

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。

2022年第一季度的已實現淨匯兑損失主要是由於以美元或英鎊計價的營運資本項目結算時的匯率波動。2022年第一季度的未實現淨外匯收益主要與加元相對於未償美元債務走強的影響有關。2022年3月31日美元/加元匯率為0.8010美元(2021年12月31日-0.7901美元，2021年3月31日-0.7954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業務。

(2)石油所得税。

(3)計算方法為當期所得税和遞延所得税之和除以税前收益。

(4)在調整後的經營淨收益中包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理和放棄支出回收。

(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最直接可比較的財務指標(如適用)的替代或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(7)計算方法為調整後淨收益除以調整後的税前營業淨收益的實際税額。本公司為財務報表使用者提供調整後的經營淨收益的有效税率，以評估公司核心業務活動的有效税率。

2022年第一季度和可比期間的淨收益和調整後淨收益的實際税率包括北美和北海地區非應税項目的影響，以及公司運營所在國家的司法收入和税率與淨收益的差異的影響。

北海地區2022年第一季度及可比期間的現行企業所得税和PRT包括與本公司北海平臺退役活動相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。這些納税申報單須由適用的税務機關在正常程序中進行定期審查。準備的納税申報單可能包括可能受到適用税收法律和法規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重大影響。

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，幷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。

該公司的戰略重點是建立一個多元化的資產基礎，在各種產品之間實現平衡。為了促進高效運營，該公司將其活動集中在核心地區。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，大大降低了整體勘探風險。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，從而加強對生產成本的控制。

根據公司的資本預算，2022年第一季度的淨資本支出包括基礎資本支出(1)8.44億美元和戰略增長資本支出(1)1.32億美元。2022年第一季度，該公司還完成了價值4.82億美元的房地產、廠房和設備的戰略收購(1)。2021年第一季度的淨資本支出為8.08億美元，2021年第四季度的淨資本支出為18.04億美元。

(1)項目是資本支出淨額的一個組成部分。有關淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A的“非公認會計準則和其他財務指標”一節。

2022年基本建設預算

2022年1月11日，該公司公佈了2022年基本資本預算(1)，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、熱原地和油砂開採和升級資產中增加未來的生產和產能。

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，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

鑽探活動(1)(2)

(1)包括北美和國際業務部門的鑽探活動。

(2)2022年第一季度，公司在油砂開採和升級部分淨鑽井351口地層井和3口服務井，在公司的熱油項目中鑽井18口地層井和21口服務井。

(3)包括瀝青井。

北美

2022年第一季度，公司共完成淨天然氣井23口、原生稠油淨井40口、瀝青(熱油)淨井12口、輕質原油淨井4口。

流動資金和資本資源

(1)計算方法為流動資產減去流動負債，不包括長期債務的流動部分。

(2)資本管理措施。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。

截至2022年3月31日，公司的資本資源主要包括經營活動的現金流、可用的銀行信貸安排以及進入債務資本市場的機會。經營活動的現金流以及公司更新現有銀行信貸安排和籌集新債務的能力取決於本MD&A中的“商業環境”部分以及公司截至2021年12月31日的年度MD&A中的“風險和不確定因素”部分中討論的因素。此外，該公司更新現有銀行信貸安排和籌集新債務的能力反映了獨立評級機構確定的當前信用評級和市場狀況。該公司仍然相信，在其持續對衝政策的實施、資本支出計劃和多年財務計劃的靈活性、現有的銀行信貸安排以及以商業上可接受的條件籌集新債務的能力的支持下，其經營活動產生的內部現金流將提供足夠的流動性，以維持其短期、中期和長期的運營，並支持其增長戰略。

(1)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，不包括淨購置成本。有關淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A的“非公認會計準則和其他財務指標”一節。

在持續的基礎上，公司繼續通過以下方式關注其資產負債表實力和可用流動資金：

▪監測經營活動的現金流，這是資金的主要來源；

▪定期監測對個人客户、承包商、供應商和合資夥伴的風險敞口，並在適當時確保父母擔保或信用證到位，並在適用的情況下采取其他緩解措施，將違約事件的影響降至最低；

▪積極管理維護和增長資本的分配，以確保以謹慎和適當的方式進行支出，並靈活地根據市場狀況進行調整。該公司繼續行使其資本靈活性，以應對大宗商品價格波動及其對運營支出、資本承諾和長期債務的影響；

▪監控公司在到期時履行財務義務的能力或以合理價格及時變現資產的能力；

▪審查銀行信貸安排和公共債務契約，以確保它們符合適用的一攬子公約；以及

▪審查公司的借款能力：

◦在2022年第一季度，該公司償還了10億美元3.31%的中期票據。

◦在2022年第一季度，公司償還了11.5億美元非循環定期信貸安排中的5億美元，使未償還餘額減少到6.5億美元。

◦在2021年第四季度，10,000,000,000美元的非循環定期信貸安排已得到全額償還，並進行了修訂，以允許在2022年3月31日之前重新提取10,000,000,000美元。在2022年第一季度，重新提取了5億美元的非循環定期信貸安排，其餘5億美元進一步修訂為循環安排，兩者都將於2023年2月到期。

◦於2022年第一季度，本公司停止了與其北海業務相關的500萬GB即期信貸安排。

根據公司的非循環和循環定期信貸安排進行的◦借款可以參考加拿大元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、倫敦銀行同業拆借利率、SOFR、美國基本利率或加拿大最優惠利率的定價方式進行。

◦該公司在其美國商業票據計劃下的借款額度最高可達25億美元。

◦於2021年7月提交基本招股説明書，允許不時在加拿大出售高達30億美元的中期票據，該票據將於2023年8月到期。如果發行，這些證券可以發行的金額和價格，包括利率，將根據發行時的市場情況確定。

◦於2021年7月提交了一份基本貨架招股説明書，允許不時在美國出售高達30億美元的債務證券，該債券將於2023年8月到期。如果發行，這些證券可以發行的金額和價格，包括利率，將根據發行時的市場情況確定。

截至2022年3月31日，本公司有55.9億美元的未動用循環銀行信貸安排。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約61.07億美元的流動資金。此外，本公司已全數提取11.5億美元的非循環定期信貸安排。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。截至2022年3月31日，公司在其商業票據計劃下提取了3.43億美元，並根據循環銀行信貸安排為該計劃下的未償還金額預留了能力。

截至2022年3月31日，本公司的美元債務總額為117.9億美元(94.45億美元)，未計交易成本和原始發行折扣。這包括通過交叉貨幣互換(5.5億美元)和外幣遠期(11.95億美元)進行對衝的21.78億美元(17.45億美元)。這些對衝工具的固定償還金額為21.48億美元，導致本公司於2022年3月31日的美元債務賬面價值名義上減少約3000萬美元至117.6億美元。

截至2022年3月31日，長期債務淨額為137.82億美元，債務與賬面資本之比為26.4%(2021年12月31日-27.4%)；這一比率在管理層使用的25%至45%的內部範圍內。在資本項目、收購或大宗商品價格下跌的組合時期，這一範圍可能會被超過。當經營活動的現金流大於當前投資活動時，公司可能低於目標範圍的低端。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。有關本公司截至2022年3月31日的長期債務的進一步細節在財務報表附註8中進行了討論。

本公司受一項財務契約約束，該契約要求債務與賬面資本之比不得超過其信貸安排協議中所界定的65%。截至2022年3月31日，公司遵守了本公約。

公司根據其商品對衝政策定期使用商品衍生金融工具，以降低商品價格波動的風險，並支持公司資本支出計劃的現金流。這項政策目前允許對衝近12個月預算產量的60%和隨後13至24個月估計產量的40%。就本政策而言，認沽期權的購買是上述參數之外的補充。有關本公司於2022年3月31日尚未償還的商品衍生金融工具的進一步詳情載於財務報表附註15。

截至2022年3月31日，長期債務和其他長期債務及相關利息支付的到期日如下：

(1)長期債務僅代表本金償還，不反映利息、原始發行折扣和保費或交易成本。

(2)列入其他長期負債的租賃付款僅反映本金付款，如下：一年以下為1.9億美元；一至兩年以下為1.49億美元；兩年至五年以下為4.18億美元；此後為7.99億美元。

(三)包括長期債務和其他長期負債的利息和其他融資費用。付款是根據2022年3月31日的適用利息和外匯匯率估計的。

股本

截至2022年3月31日，已發行普通股數量為1,159,233,000股(2021年12月31日-1,168,369,000股)，已發行股票期權為36,794,000股。截至2022年5月3日，該公司有1,154,338,000股已發行普通股和35,507,000股已發行股票期權。

2022年3月2日，董事會批准將季度股息增加28%，至每股普通股0.75美元，從2022年4月5日支付的股息開始。2021年11月3日，董事會批准將季度股息從每股普通股0.47美元增加到每股0.5875美元，增幅為25%。2021年3月3日，董事會批准將季度股息從每股0.425美元增加到每股0.47美元，增幅為11%。股息政策由董事會定期審查，並可能發生變化。

2022年3月8日，該公司通過多倫多證券交易所、加拿大另類交易平臺和紐約證券交易所的設施，通過正常程序發行人投標購買最多101,574,207股普通股，佔公眾流通股的10%，從2022年3月11日起至2023年3月10日止的12個月期間，該公司的申請獲得批准。

在截至2022年3月31日的三個月裏，該公司以每股普通股68.78美元的加權平均價購買了15,750,000股普通股，總成本為10.83億美元。留存收益減少9.43億美元，即普通股收購價超過其平均賬面價值的部分。在2022年3月31日之後，該公司以每股普通股80.81美元的加權平均價購買了575萬股普通股，總成本為4.65億美元。

承付款和或有事項

在正常的業務過程中，公司承諾支付某些款項。下表彙總了公司截至2022年3月31日的承諾：

(1)包括與跨山管道擴建20年產品運輸協議有關的承諾。

(2)根據加工協議，公司按比例支付每月收費通行費債務部分的25%。通行費中包括16.48億美元的利息，在截至2058年的40年收費期內支付。

除上述所披露的承諾外，本公司已就其各項發展項目的工程、採購及建造訂立多項協議。這些合同可由公司在通知後取消，不受罰款，但須支付取消合同所產生的費用及相關費用。

法律程序和其他或有事項

本公司是在正常業務過程中發生的多起法律訴訟的被告和原告。此外，該公司還受到某些承包商施工索賠的約束。本公司相信，任何該等事項可能產生的任何負債不會對其綜合財務狀況產生重大影響。

關鍵會計政策和估算

編制財務報表要求公司在應用國際財務報告準則時作出對公司財務業績有重大影響的估計、假設和判斷。實際結果可能與估計的金額不同，這些差異可能是實質性的。關於公司重要會計估計的全面討論包含在公司截至2021年12月31日的年度MD&A和經審計的綜合財務報表中。

控制環境

截至2022年3月31日止三個月內，財務報告的內部控制(“ICFR”)並無重大影響或合理地可能對本公司的ICFR產生重大影響的變動。由於固有的侷限性，財務報告的披露控制和程序以及內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述，即使那些被確定為有效的控制也只能在財務報表的編制和列報方面提供合理的保證。

非公認會計準則和其他財務衡量標準

本MD&A包括對NI 52-112中定義的非GAAP和其他財務指標的引用。這些財務指標被公司用來評估其財務業績、財務狀況或現金流，包括非GAAP財務指標、非GAAP比率、分部總數指標、資本管理指標和補充財務指標。這些財務計量沒有由《國際財務報告準則》定義，因此被稱為非公認會計準則和其他財務計量。公司使用的非公認會計準則和其他財務指標可能無法與其他公司提出的類似指標相比，並且不應被視為財務報表中最直接可比的財務指標(如適用)的替代或更有意義的指標，以表明公司的業績。本MD&A中包括的公司非GAAP和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬，如適用，提供如下。

調整後的運營淨收益

調整後的營業淨收益是一種非GAAP財務衡量標準，它對公司綜合收益報表中列報的非營業項目扣除税後的淨收益進行調整。該公司認為，調整後的運營淨收益是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了公司從其核心業務領域產生税後運營收益的能力。調整後的業務淨收益對賬如下。

(1)基於股份的薪酬包括根據公司的股票期權計劃和PSU計劃發生的成本。以股份為基礎的薪酬的公允價值在公司的資產負債表上確認為負債，公允價值的定期變化在淨收益中確認。截至2022年3月31日的三個月的税前股份薪酬支出為5.34億美元(截至2021年12月31日的三個月-1.91億美元的支出，截至2021年3月31日的三個月-1.29億美元的支出)。

(2)衍生金融工具在公司資產負債表上按公允價值確認，非指定對衝的公允價值變動在淨收益中確認。由於被套期保值的標的項目(主要是天然氣和外匯)的價格變化，最終實現的金額可能與財務報表中反映的金額存在實質性差異。截至2022年3月31日的三個月的税前未實現風險管理虧損為2600萬美元(截至2021年12月31日的三個月-虧損800萬美元，截至2021年3月31日的三個月-虧損2000萬美元)。

(3)未實現外匯收益主要來自將美元計價的長期債務換算為期末匯率，部分被交叉貨幣互換的影響所抵消，並在淨收益中確認。這些未實現外匯收益的税前和税後金額是相同的。

(4)本公司的投資已按公允價值在損益中入賬，並在每個期間以淨收益確認的收益計量。對這些投資收益的淨税收影響為零。

(5)其他涉及省級井場修復項目下的政府補助收入的影響。截至2022年3月31日的三個月的税前其他為3800萬美元(截至2021年12月31日的三個月-2500萬美元，截至2021年3月31日的三個月-1300萬美元)。

調整後的資金流動

調整後的資金流量是一種非公認會計原則的財務衡量標準，代表公司綜合現金流量表中列報的經營活動的現金流量，根據非現金營運資本的淨變化、不包括省級井場修復計劃下的政府贈款收入的影響的放棄支出以及其他長期資產的變動進行調整。該公司認為調整後的資金流是評估其業績的關鍵指標，因為它表明公司有能力通過資本投資產生必要的現金流，為未來的增長提供資金，並償還債務。調整後的資金流與業務活動的現金流的對賬如下。

(1)非公認會計準則財務計量。對放棄支出的核對，淨額列於下文“放棄支出，淨額”一節。

(2)包括股票紅利計劃的未攤銷成本。

調整後每股運營淨收益和調整後資金流(基本和稀釋)

經調整的營運淨收益和經調整的每股資金流(基本和攤薄)是指非GAAP比率，即非GAAP計量除以當期已發行基本普通股和攤薄普通股的加權平均數，如財務報表附註14所示。

放棄支出，淨額

放棄支出淨額是一種非公認會計準則的財務計量，代表公司年度資本預算中反映的用於清償資產報廢債務的放棄支出。放棄支出，淨額按放棄支出計算，如本公司綜合現金流量表所示，根據省級井場修復計劃下的政府贈款收入的影響進行調整。放棄支出的對賬，淨額如下所示。

淨額回扣

淨回扣是一種非公認會計準則比率，表示在扣除與將產品推向市場相關的所有成本的影響後，以單位為單位的核心活動提供的淨現金流量。本公司認為淨收益是評估其業績的關鍵指標，因為它顯示了本公司活動的效率和盈利能力。請參閲本MD&A的“經營要點-勘探和生產”一節，瞭解原油和天然氣、天然氣的單位淨值計算以及總桶油當量的計算。

淨回款計算包括非公認會計準則財務計量：已實現價格和運輸，在下文財務報表附註17中對賬至其各自的項目。

實際價格(美元/桶和美元/BOE)-勘探和生產

已實現價格(美元/桶和美元/BOE)是非GAAP比率，計算方法為已實現原油和NGL銷售額與已實現BOE銷售額(非GAAP財務指標)除以各自的銷售量。已實現的原油和液化石油氣銷售以及已實現的京東方銷售總額包括混合成本和其他副產品銷售的影響。該公司認為實現價格是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了公司在市場上獲得的原油和天然氣液化石油氣銷售量以及京東方銷售量的實現單價。

勘探和生產、已實現原油和天然氣液化天然氣銷售和京東方銷售的對賬以及已實現價格的計算如下。

(1)財務報表附註17中的原油和液化石油氣銷售情況。

(2)混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，在下文“運輸--勘探和生產”一節中進行了核對。

(1)在財務報表附註17中，石油當量銷售包括原油和液化石油氣銷售以及天然氣銷售。

(2)混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，在下文“運輸--勘探和生產”一節中進行了核對。

運輸-勘探和生產

運輸($/BOE、$/bbl和$/mcf)是非公認會計準則比率，計算方法為運輸(非公認會計準則財務衡量標準)除以各自的銷售量。該公司計算運輸是為了證明其向市場交付產品的成本，不包括混合成本的影響。勘探和生產運輸的對賬和運輸的計算如下。

(1)財務報表附註17中的運輸、混合和原料。

北美-已實現的產品價格和版税

已實現原油和NGL價格(美元/桶)是非GAAP比率，計算方法為已實現原油和NGL銷售額(非GAAP財務衡量標準)除以銷售量。已實現的原油和NGL銷售包括混合成本的影響。本公司認為已實現原油和NGL價格是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了公司在市場上獲得的原油和NGL銷售量的已實現單位價格。

原油和NGL特許權使用費費率是一個非GAAP比率，計算方法為原油和NGL特許權使用費除以已實現的原油和NGL銷售額。該公司認為原油和NGL特許權使用費費率是評估其業績的關鍵指標，因為它描述了公司每單位原油和NGL銷售量的特許權使用費。

北美已實現原油和NGL銷售的對賬，以及已實現原油和NGL價格和特許權使用費的計算如下。

(1)財務報表附註17中的原油和液化石油氣銷售情況。

(2)如上文“運輸-勘探和生產”一節所述，混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分。

(3)項目是財務報表附註17中特許權使用費的一個組成部分。

已實現的產品價格與運輸--油砂開採與升級

SCO已實現銷售價格(美元/桶)是按照SCO已實現銷售額(非GAAP財務衡量標準)計算的非公認會計原則比率，包括混合和原料成本的影響，除以SCO銷售額。本公司認為上海合作組織的已實現銷售價格是評估其業績的關鍵指標，因為它顯示了本公司在市場上獲得的上海合作組織銷售額的已實現單位價格。

運輸(美元/桶)是非公認會計準則比率，計算方法為運輸(一項非公認會計準則財務指標)除以上海合作組織的銷售額。該公司計算運輸以證明其向市場交付產品的成本，不包括混合和原料成本的影響。

油砂開採升級已實現遠洋運輸對賬及已實現遠洋銷售價格及運輸計算如下。

(1)財務報表附註17中的原油和液化石油氣銷售情況。

(2)財務報表附註17中的運輸、混合和原料。

資本支出淨額

資本支出淨額是一項非公認會計準則財務指標，代表公司綜合現金流量表中列報的投資活動中使用的現金流量，並根據非現金營運資本的淨變化、包括省級井場修復計劃下的政府贈款收入的影響在內的放棄支出以及在收購中承擔的長期債務的清償進行了調整。本公司認為資本支出淨額是評估其業績的關鍵指標，因為它提供了與本公司年度資本預算相比的對本公司資本支出活動的瞭解。資本支出淨額的對賬如下。

(1)非公認會計準則財務計量。放棄支出的對賬，淨額列於上文“放棄支出，淨額”一節。

(2)與2021年第四季度收購Storm Resources Ltd.所承擔的長期債務的清償有關。

(3)包括8.44億美元的基本資本支出、4.79億美元的物業、廠房和設備購置及淨勘探和評估資產處置，以及1.32億美元的戰略增長資本支出。戰略增長資本支出是指公司自由現金流的分配，這些自由現金流將用於戰略資本增長機會，這些機會的目標是增加未來時期的產量，並超過公司資本預算中概述的本財年的基本資本支出。

流動性

流動資金是一種非公認會計準則的財務指標，代表隨時可用的未提取銀行信貸、現金和現金等價物以及其他高流動性資產的可用性，以滿足短期資金需求並幫助評估公司的財務狀況。以下為該公司對流動資金的計算：

長期債務，淨額

如財務報表附註13所披露，長期債務淨額是一種資本管理措施，代表長期債務減去現金和現金等價物。

債務與賬面資本之比

負債賬面資本化是一項資本管理措施，旨在使財務報表使用者能夠評估公司的資本結構，如財務報表附註13所披露。

平均使用資本的税後回報

本公司定義的平均已動用資本的税後回報率為非公認會計準則比率。該比率以12個月往績期間的淨收益加税後利息及其他融資開支計算；以12個月往績期間的平均已動用資本(定義為流動及長期債務加股東權益)的百分比計算。本公司認為這一比率是評估本公司創造利潤的能力和資本使用效率的關鍵指標。本公司平均已動用資本的税後回報對賬如下。