CNQ-2022123100010174132022財年錯誤A0P5Y00010174132022-01-012022-12-310001017413Dei：商業聯繫人成員2022-01-012022-12-3100010174132022-12-31Xbrli：共享ISO 4217：CAD00010174132021-12-3100010174132021-01-012021-12-3100010174132020-01-012020-12-31ISO 4217：CADXbrli：共享0001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2019-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2019-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-3100010174132020-12-3100010174132019-12-310001017413Ifrs-full:OtherPropertyPlantAndEquipmentMemberIFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:OtherPropertyPlantAndEquipmentMemberIFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員2022-12-31Xbrli：純0001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員2022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員2021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentCrudeOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentCrudeOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-12-170001017413Cnq:BritishColumbiaGasProducingAssetsAndProcessingInfrastructureSegmentMember2021-01-012021-12-31CNQ：房地產0001017413Cnq:BritishColumbiaGasProducingAssetsAndProcessingInfrastructureSegmentMember2021-12-310001017413Cnq：PaintedPony EnergyLtd.成員2020-10-060001017413Cnq：PaintedPony EnergyLtd.成員2020-10-062020-10-060001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2020-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2020-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2020-12-310001017413CNQ：寫字樓租賃和其他成員2020-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：寫字樓租賃和其他成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2021-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2021-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2021-12-310001017413CNQ：寫字樓租賃和其他成員2021-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：寫字樓租賃和其他成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：寫字樓租賃和其他成員2022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2021-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2020-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成員2021-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-01-012022-12-31Utr：bbl0001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：AlbertaPetroleumMarketingCommission成員2021-06-302021-06-300001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：下屬債務成員CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：老年人安全債券成員2021-12-310001017413Cnq:SeriesLSeniorSecuredBondsDueDecember2023MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413Cnq:SeriesMSeniorSecuredBondsDueDecember2026MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413Cnq:SeriesNSeniorSecuredBondsDueJune2031MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員Cnq:SeriesOSeniorSecuredBondsDueJune2051Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：RevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001017413Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingInJune2023MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingInJune2025Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：非RevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員Cnq:NonRevolvingCreditFacilityMaturingJune2023Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員Cnq:NonRevolvingCreditFacilityMaturingJune2025Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：LetterOfCreditMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成員2020-01-012020-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：加拿大美元貶值債務成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：加拿大美元貶值債務成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembers2022-12-31ISO 4217：美元0001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembers2021-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembersIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembersIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberCnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberCnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：OriginalIssuePremiumsDisCountsNetMember2022-12-310001017413CNQ：OriginalIssuePremiumsDisCountsNetMember2021-12-310001017413CNQ：延期財務成本成員2022-12-310001017413CNQ：延期財務成本成員2021-12-310001017413CreditFacilitiesMembers2022-12-310001017413CNQ：DemandCreditFacilityMember2022-12-310001017413Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingFebruary2024Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2024Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023AndJune2025Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2025Member2022-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberCNQ：DemandCreditFacilityMember2022-01-012022-12-31ISO4217：英鎊0001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2024Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2025Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2022Member2021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2022-03-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:RevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2024Member2022-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingJune2022Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingJune2022Member2020-12-310001017413CNQ：商業報紙1月1日2022-12-310001017413IFRS-Full：權重平均成員CNQ：CreditFacilitiesand商業用紙成員2022-12-310001017413IFRS-Full：權重平均成員CNQ：CreditFacilitiesand商業用紙成員2021-12-310001017413IFRS-Full：權重平均成員IFRS-Full：長期借款成員2022-12-310001017413IFRS-Full：權重平均成員IFRS-Full：長期借款成員2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsExpiringAugustTwoThousandTwentyThreeMember2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovember2023Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovember2023Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2021-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2021-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2020-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2022-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2021-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2020-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2022-01-012022-12-31Utr：是0001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2022-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2021-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員2020-12-310001017413SRT：北美成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：北海成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：北海成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：北海成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2020-01-012020-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413CNQ：租賃資產會員2022-12-310001017413CNQ：租賃資產會員2021-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2022-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2021-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：其他臨時差異成員2022-12-310001017413IFRS-Full：其他臨時差異成員2021-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2022-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2021-12-310001017413CNQ：基於共享的薪酬成員2022-12-310001017413CNQ：基於共享的薪酬成員2021-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收損失成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收損失成員2021-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：租賃資產會員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：租賃資產會員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：租賃資產會員2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：基於共享的薪酬成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：基於共享的薪酬成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：基於共享的薪酬成員2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收損失成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收損失成員2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收損失成員2020-01-012020-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：其他臨時差異成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：其他臨時差異成員2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：其他臨時差異成員2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收信用成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成員IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-12-3100010174132023-03-012023-03-0100010174132022-11-022022-11-0200010174132022-08-032022-08-0300010174132022-08-312022-08-3100010174132022-03-022022-03-0200010174132021-11-032021-11-0300010174132021-03-032021-03-0300010174132021-03-022021-03-020001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-03-0800010174132022-03-112023-03-1000010174132023-01-012023-02-2800010174132023-03-010001017413CNQ：EmployeeStockOption1成員IFRS-FULL：底部範圍成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：EmployeeStockOption1成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMemberIFRS-FULL：底部範圍成員2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMemberIFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部範圍成員CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMemberIFRS-FULL：底部範圍成員2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMemberIFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-01-012022-12-310001017413CashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：應收貿易賬款成員2022-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成員2022-12-310001017413CNQ：其他非當前資產成員2022-12-310001017413CNQ：CurrentTradePayablesMember2022-12-310001017413CNQ：應計分類為CurrentMember2022-12-310001017413Cnq:OtherNonCurrentLiabilitiesIncludingLiabilitiesIncurredMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMember2022-12-310001017413CashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001017413IFRS-Full：應收貿易賬款成員2021-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成員2021-12-310001017413CNQ：其他非當前資產成員2021-12-310001017413CNQ：CurrentTradePayablesMember2021-12-310001017413CNQ：應計分類為CurrentMember2021-12-310001017413Cnq:OtherNonCurrentLiabilitiesIncludingLiabilitiesIncurredMember2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMember2021-12-310001017413IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員CNQ：CurrentInvestments成員2022-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：CurrentInvestments成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員CNQ：其他非當前資產成員2022-12-310001017413CNQ：其他非當前資產成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非當前資產成員2022-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員2022-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員2022-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非當前責任成員2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成員2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：第1級公允價值層次成員IFRS-FULL：固定利率成員2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersIFRS-FULL：固定利率成員2022-12-310001017413IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員CNQ：CurrentInvestments成員2021-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：CurrentInvestments成員2021-12-310001017413IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員CNQ：其他非當前資產成員2021-12-310001017413CNQ：其他非當前資產成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非當前資產成員2021-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員2021-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員IFRS-FULL：第1級公允價值層次成員2021-12-310001017413CNQ：其他非當前責任成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非當前責任成員2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成員2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：第1級公允價值層次成員IFRS-FULL：固定利率成員2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成員IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersIFRS-FULL：固定利率成員2021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2021-12-310001017413SRT：克魯德石油和NGLPerBarrelMembers2022-12-310001017413SRT：克魯德石油和NGLPerBarrelMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：ForwardContractMember2021-12-310001017413IFRS-Full：現金流量對衝成員IFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：現金流量對衝成員IFRS-Full：ForwardContractMember2021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：現金流量對衝成員2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：現金流量對衝成員2021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：現金流量對衝成員Cnq:CurrencySwapContractTermThroughMarch2038MemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：現金流量對衝成員Cnq:CurrencySwapContractTermThroughMarch2038MemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：現金流量對衝成員IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMemberIFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMemberIFRS-Full：ForwardContractMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：InterestRateRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：InterestRateRiskMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：CreditRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CreditRiskMember2021-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberCNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberCNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMemberIfrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚於一年成員CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberCNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberCNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMemberIfrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚於五年成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員2020-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2020-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2020-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.MembersIFRS-Full：長期借款成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員2021-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2021-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：長期借款成員2022-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2022-12-310001017413IFRS-Full：租賃責任成員2022-12-31CNQ：細分市場0001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油儲備成員2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油儲備成員2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油儲備成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然氣儲備成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成員Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：運營部門成員CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：運營部門成員2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金額成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：探索和生產成員IFRS-Full：運營部門成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：探索和生產成員IFRS-Full：運營部門成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-12-310001017413CNQ：OtherExplorationandProductionMemberIFRS-Full：運營部門成員2022-12-310001017413CNQ：OtherExplorationandProductionMemberIFRS-Full：運營部門成員2021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員Cnq:WestTexasIntermediateCushingOklahomaMember2022-01-012022-12-31ISO 4217：美元Utr：bbl0001017413SRT：石油儲備成員CNQ：西部加拿大人選擇成員2022-01-012022-12-31ISO 4217：CADUtr：bbl0001017413CNQ：加拿大LightSweetMemberSRT：石油儲備成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：CromerLightSourBlendMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海布倫特成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：Edmonton C5PlusConducateMembers2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：HenryHubLouisiana成員2022-01-012022-12-31ISO 4217：美元Utr：MMBtu0001017413CNQ：AlbertaNaturalGasReferenceLocationMemberSRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-31ISO 4217：CADUtr：MMBtu0001017413CNQ：英國哥倫比亞西海岸站2月2日SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員Cnq:WestTexasIntermediateCushingOklahomaMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：西部加拿大人選擇成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：加拿大LightSweetMemberSRT：石油儲備成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：CromerLightSourBlendMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海布倫特成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：Edmonton C5PlusConducateMembers2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：HenryHubLouisiana成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：AlbertaNaturalGasReferenceLocationMemberSRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：英國哥倫比亞西海岸站2月2日SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001017413貨幣：美元2022-01-012022-12-310001017413貨幣：美元2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2019-12-31Utr：mmbbls0001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2019-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2019-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2019-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2019-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2019-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2019-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2020-01-012020-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2020-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2020-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2020-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2020-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2020-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2020-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2021-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2021-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2021-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2021-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2021-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2021-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成員SRT：合成油料成員2022-12-310001017413SRT：北美成員CNQ：BitumenMember2022-12-310001017413SRT：石油儲備成員SRT：北美成員2022-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員SRT：北美成員2022-12-310001017413SRT：石油儲備成員CNQ：北海成員2022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：石油儲備成員2022-12-310001017413CNQ：石油和天然氣液化會員2022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2019-12-31Utr：bcf0001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2019-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2019-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2019-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2020-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2021-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員SRT：北美成員2022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員CNQ：北海成員2022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員SRT：天然氣儲備成員2022-12-310001017413SRT：天然氣儲備成員2022-12-310001017413SRT：北美成員2022-12-310001017413CNQ：北海成員2022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2022-12-310001017413SRT：北美成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2022-12-310001017413CNQ：北海成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2022-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2022-12-310001017413SRT：北美成員2021-12-310001017413CNQ：北海成員2021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2021-12-310001017413SRT：北美成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2021-12-310001017413CNQ：北海成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2021-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2021-12-310001017413SRT：北美成員2020-12-310001017413CNQ：北海成員2020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員2020-12-310001017413SRT：北美成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2020-12-310001017413CNQ：北海成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2020-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然氣資產成員2020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成員2022-01-012022-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員CNQ：OilAndGas1Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成員2021-01-012021-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員CNQ：OilAndGas1Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成員2020-01-012020-12-310001017413CNQ：離岸非洲成員CNQ：OilAndGas1Member2020-01-012020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2020-01-012020-12-31
美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格40-F
[ ]根據1934年《證券交易法》第12條所作的註冊聲明
[ X ]根據1934年《證券交易法》第13(A)或15(D)條提交的年度報告
| | | | | |
截至本財政年度止12月31日, 2022 | 委託文件編號：001-12138 |
| | |
加拿大自然資源有限公司 (註冊人的確切姓名載於其章程) |
| |
加拿大艾伯塔省 省(註冊成立或組織的省或其他司法管轄區) |
1311 基本標準行業分類代碼號 |
| |
不適用 (税務局僱主身分證號碼(如適用)) |
| |
2100, 855號-西南第二街。, 卡爾加里, 艾伯塔省, 加拿大, T2P 4J8 電話：(403) 517-7345 *(註冊人主要執行辦公室的地址和電話) |
CT公司系統, 自由街28號, 紐約, 紐約 10005 (212) 894-8940 (姓名、地址(含郵政編碼)、電話號碼(含區號)) 在美國服務的代理的數量)
|
根據該法第12(B)條登記或將登記的證券：
| | | | | | | | |
| 每個班級的標題：。 | 交易代碼： | 在其註冊的每個交易所的名稱： |
| 普通股，無面值 | CNQ | 紐約證券交易所 |
根據該法第12(G)條登記或將登記的證券：無
根據該法第15(D)條負有報告義務的證券：一個也沒有
如屬年度報告，請勾選該表格所填報的資料：
| | | | | |
[ X ]年度信息表 | [ X ]經審計的年度財務報表 |
説明截至年度報告所涉期間結束時發行人的每一類資本或普通股的流通股數量。
1,102,636,000截至2022年12月31日的已發行普通股
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交該等報告的較短時間內)提交了交易所法案第13或15(D)條要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合該等提交要求。
用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。
用複選標記表示註冊人是否是交易法第12b-2條所界定的新興成長型公司。
如果一家新興成長型公司按照美國公認會計原則編制其財務報表，用勾號表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據交易法第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。
†
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，用勾號表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。 †新的或修訂的財務會計準則是指財務會計準則委員會在2012年4月5日之後發佈的對其會計準則編纂的任何更新。
根據修訂後的1933年證券法，這份表格40-F的年度報告應以引用的方式併入註冊人的表格F-10的註冊聲明(文件編號333-258127)中，或作為適用的證據。
主要文件
以下文件已作為本年度報告的40-F表格的一部分提交，從下一頁開始：
加拿大自然資源有限公司(“加拿大自然”)截至2022年12月31日的年度資料表格。
加拿大自然截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度經審計的綜合財務報表，包括獨立註冊會計師事務所的報告 (PCAOB ID271)關於這一點.
加拿大自然管理層對截至2022年12月31日的年度的討論和分析。
以下文件以表格40-F的形式作為本年度報告的證物存檔，並在此引用作為參考：
有關加拿大天然氣公司截至2022年12月31日的年度的補充石油和天然氣信息(未經審計)報告，請參閲本年度報告的表格40-F附件99.1。
加拿大自然資源有限公司
| | |
年度信息表 截至2022年12月31日止的年度 |
2023年3月22日 |
| | | | | |
定義和縮寫 | 2 |
諮詢 | 4 |
公司結構 | 6 |
業務的總體發展 | 7 |
業務描述 | 9 |
A.環境問題 | 10 |
B.監管事項 | 12 |
C.競爭因素 | 14 |
D.風險因素 | 14 |
表51-101F1儲量數據及其他資料報表 | 20 |
精選財務信息 | 48 |
紅利歷史 | 49 |
資本結構描述 | 49 |
證券市場 | 51 |
董事及行政人員 | 52 |
法律程序和監管行動 | 56 |
管理層和其他人在重大交易中的利益 | 56 |
轉讓代理和註冊官 | 56 |
材料合同 | 56 |
專家的利益 | 56 |
審計委員會信息 | 56 |
附加信息 | 57 |
附表“A”表51-101F2獨立合格儲量評估員或審計師的儲量數據報告 | 58 |
附表“B”表51-101F3管理層和董事關於油氣披露的報告 | 61 |
附表“C”董事會審計委員會章程 | 63 |
定義和縮寫
| | | | | |
| adr | 廢棄、退役和填海費用 |
AOSP | 阿薩巴斯卡油砂項目 |
應用編程接口 | 美國石油學會標尺上測量的比重(度) |
阿羅 | 資產報廢債務 |
Bbl | 槍管 |
Bbl/d | 每天的桶數 |
Bcf | 十億立方英尺 |
瀝青 | 天然形成的固體或半固體碳氫化合物，主要由較重的碳氫化合物組成，這些碳氫化合物太重或太厚，在儲集層條件下無法流動，可以用熱原地採油方法以經濟的速度開採 |
教委會 | 桶油當量 |
BoE/d | 每天桶油當量 |
C$或$ | 加元 |
加拿大自然資源有限公司、加拿大自然公司、公司、公司 | 加拿大自然資源有限公司，並在適用的情況下包括對加拿大自然資源有限公司的子公司和由加拿大自然資源有限公司及其子公司持有的合夥權益的引用 |
公司2 | 二氧化碳 |
公司2e | 二氧化碳當量 |
原油 | 包括輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、合成原油和瀝青(熱油) |
CSS | 蒸汽吞吐週期 |
開發井 | 在石油或天然氣儲集層的既定界限內或在靠近儲集層邊緣、已知可生產的地層層位深度處鑽井的井 |
乾井 | 事實證明，這口井既不能生產足夠數量的原油，也不能生產足夠的天然氣來證明完井是合理的 |
提高採收率 | 提高採收率 |
探井 | 這不是開發井、服務井或地層測試井 |
延伸井 | 鑽井是為了測試已知的儲集層是否延伸到以前認為的儲集層外圍範圍之外 |
費用業權利息 | 對礦產土地合法所有權的絕對所有權，受所有權可能授予的有條件權益的制約，如石油和天然氣租約 |
浮式生產儲油船 | 浮式生產、儲存和卸油船 |
温室氣體 | 温室氣體 |
總英畝 | 公司擁有營運權益或費用所有權權益的總英畝數 |
總油井 | 公司擁有工作權益的油井總數 |
地平線 | 地平線油砂 |
| 國際會計準則委員會 | 國際會計準則理事會 |
國際財務報告準則 | 國際財務報告準則 |
Mbbl | 千桶 |
麥克夫 | 千立方英尺 |
MCF/d | 千立方英尺/天 |
MD&A | 管理層的討論與分析 |
MMbbl | 百萬桶 |
| | | | | |
Mmboe | 百萬桶油當量 |
MMBtu | 百萬英熱單位 |
MMCF | 百萬立方英尺 |
MMCF/d | 百萬立方英尺/天 |
Mm$ | 百萬加元 |
NGL | 天然氣液體 |
淨英畝 | 總英畝乘以其中擁有的營運權益或費用所有權權益的百分比 |
淨網井 | 總井數乘以公司在其中擁有的工作權益的百分比 |
| 淨零 | 指油砂作業的排放量(範圍1和範圍2) |
紐交所 | 紐約證券交易所 |
| 歐佩克+ | 石油輸出國組織加 |
| 《巴黎協定》 | 《巴黎協定》是2016年簽署的《聯合國氣候變化框架公約》範圍內關於氣候變化緩解、適應和融資的協議。 |
路徑聯盟或路徑 | 以前被稱為“淨零排放之路聯盟”，是一個油砂生產商聯盟，與聯邦和某些省級政府共同努力，到2050年實現油砂作業的温室氣體淨零排放。本文中的所有淨零參考適用於油砂作業的排放(定義為範圍1和範圍2的排放)。 |
高產井 | 未乾的探井、開發井或延伸井 |
已證明的性質 | 儲量明確歸屬的財產或財產的一部分 |
PRT | 石油所得税 |
探索 | Quest碳捕獲和封存(“CCS”)項目 |
SAGD | 蒸汽輔助重力排水 |
上海合作組織 | 合成原油 |
美國證券交易委員會 | 美國證券交易委員會 |
服務好 | 為支持現有油田的生產而鑽探或完成的井，以及為注氣、注水、注汽、注氣、鹽水處理、注入水、觀察或注入燃燒而鑽取的井 |
地層測試井 | 地質導向的鑽探工作，以獲取與特定地質條件有關的信息，通常在沒有完成油氣生產的意圖的情況下進行鑽探 |
多倫多證券交易所 | 多倫多證券交易所 |
英國 | 英國 |
未經證實的財產 | 未明確歸於儲量的財產或財產的一部分 |
我們 | 美國 |
工作利益 | 公司在原油或天然氣資產中持有的權益，該權益通常承擔勘探、開發和運營成本以及任何特許權使用費或其他生產負擔的比例份額 |
諮詢
關於前瞻性陳述的特別説明
本年度信息表格(“AIF”)中有關加拿大自然資源有限公司(“公司”或“加拿大自然”)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。與本AIF中提供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相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有和未來發展有關的計劃和預期結果，包括但不限於與公司在Horizon、AOSP、PrimRose、Pelica Lake、Kirby、Jack Fish和Pike的資產有關的計劃、西北紅水瀝青改良機和煉油廠的運營、第三方建造新的或擴建現有管道的能力或公司可能依賴的其他瀝青、原油、天然氣、NGL或SCO運輸工具、技術和技術創新的開發和部署、加工設施的運營本AIF的“2023年活動”部分涉及2023年編入預算的資本支出、路徑聯盟倡議和活動的影響，包括與此相關的任何項目，如碳幹線和儲存樞紐、政府對路徑的支持以及實現石油生產淨零排放的能力；根據公司的自由現金流政策，任何有針對性的國際退役活動及其時間，以及任何有針對性的支付，都構成前瞻性陳述。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包括但不限於：總體經濟和商業狀況(包括冠狀病毒(“新冠肺炎”)大流行的揮之不去的影響、歐佩克+的行動和通脹)，這些情況可能會影響公司產品的供求和市場價格，以及公司運營所需的資源的可用性和成本；原油、天然氣和NGL價格的波動和假設，包括由於歐佩克+針對新冠肺炎或其他原因採取的行動；貨幣和利率的波動；公司當前目標所基於的假設；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(包括俄羅斯入侵烏克蘭)；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；公司的訴訟辯護；地震、鑽井和其他設備的可用性和成本；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適當運輸的能力；公司的瀝青產品開採、提取或升級的意外中斷或延誤；與勘探或開發項目或資本支出有關的計劃的可能延遲或變化；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；勘探、生產和銷售原油和天然氣以及開採、提取或升級公司瀝青產品所固有的經營危險和其他困難；融資的可獲得性和成本；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；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；存在以下不確定性：儲量估計和對目前未被歸類為已探明的原油、天然氣和NGL可採數量的估計；政府當局的行動(包括政府強制減產)；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支出的影響)；資產報廢義務；公司的税收撥備是否充足；以及其他影響收入和支出的情況。
本公司的運營一直受到政治發展以及國家、聯邦、省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。有關更多信息，請參閲本AIF的“風險因素”部分。
提醒讀者，前面列出的因素並不是詳盡的。本AIF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。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，公司不承擔因新信息、未來事件或其他因素或前述影響這些信息的因素而更新前瞻性陳述的義務。
關於貨幣、財務信息、生產和儲備的特別説明
在本AIF中，除非另有説明，否則所有對美元的引用均指加元。儲量和產量數據是在“未計特許權使用費”或“公司毛利”的基礎上列報的，實際價格是扣除混合和原料成本，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，稱為桶油當量或BOE。京東方是通過將六千立方英尺的天然氣換算成一桶原油(6立方英尺：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。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6mcf：1bbl換算比率作為價值指標可能具有誤導性。
截至2022年12月31日的最近一個財政年度的比較綜合財務報表和公司的MD&A僅供參考，本AIF中包含的某些信息是根據國際會計準則委員會發布的IFRS編制的。
於截至2022年12月31日止年度，本公司聘請獨立合格儲量評估師(“IQRE”)、Sproule Associates Limited及Sproule International Limited(合稱“Sproule”)及GLJ Ltd.(“GLJ”)評估及審核本公司所有已探明及已探明及可能儲量，生效日期為2022年12月31日，準備日期為2023年2月6日。Sproule評估和評估了北美和國際輕、中型原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)、天然氣和NGL儲量。GLJ評估了上海合作組織的油砂開採和升級儲量。評估和審查是根據《加拿大石油和天然氣評估手冊》(“COGE手冊”)中的標準進行和準備的，並按照國家文書51-101-石油和天然氣活動披露標準(NI 51-101)的要求披露。
本公司每年根據美國財務會計準則委員會第932號專題“採掘活動-石油和天然氣”，按照美國財務會計準則委員會在提交給美國美國證券交易委員會的Form 40-F年報和本公司2022年年報的“油氣補充信息”部分披露探明淨儲量和使用12個月平均價格和當前成本折現的未來淨現金流量的標準化計量，本文通過引用併入本文。
關於非公認會計準則財務計量的特別説明
本AIF包括參考原油和天然氣行業常用的財務指標，例如：調整後的運營淨收益；調整後的資金流；淨收益；以及淨資本支出。這些財務計量不是由《國際財務報告準則》定義的，因此稱為非GAAP財務計量，如《國家文書52-112-非GAAP和其他財務計量披露》(“NI 52-112”)所定義。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AIF中包含的公司非GAAP計量“調整後的經營淨收益”、“調整後的資金流”、“淨回扣”和“淨資本支出”的説明，在截至2022年3月1日的公司年度MD&A年度“非GAAP和其他財務指標”一節中提供。“自由現金流量”是一種非公認會計準則的財務計量，代表根據基本資本支出和普通股紅利調整後的資金流量。該公司認為，自由現金流是展示公司通過資本投資產生現金流為未來增長提供資金、向股東支付回報和償還債務的能力的關鍵指標。
公司結構
加拿大自然資源有限公司於1973年11月7日根據不列顛哥倫比亞省的法律註冊為AEX Minerals Corporation(N.P.L.)1975年12月5日更名為加拿大自然資源有限公司。加拿大自然於1982年1月6日根據《公司法》(艾伯塔省)繼續生效，並於1985年11月6日根據《商業公司法》(艾伯塔省)繼續生效。自那時以來，本公司完成了多項交易，導致合併、安排和修訂會計文件，但這些交易均未導致重大變化。
在過去的十年中，該公司根據《商業公司法》(艾伯塔省)，以加拿大自然資源有限公司的名義與下列公司合併：
| | |
2014年1月1日-巴里克能源公司。 |
2015年1月1日-EOG Resources Canada Inc. |
2019年1月1日-Laricina Energy Ltd. |
| 2020年10月1日-中國北車升級有限公司 |
| 2021年1月1日-彩馬能源有限公司。 |
| 2022年1月1日-Storm Resources Ltd.；Storm Gas Resources Corp.；CNR Montney Ltd. |
| 2023年1月1日-Horizon建築管理有限公司。 |
公司總部、負責人及註冊辦事處位於加拿大阿爾伯塔省卡爾加里，郵編：2100,855-Second Street S.W.，T2P 4J8。
本公司的主要運營子公司和合夥企業、直接或間接擁有的有表決權證券的百分比及其註冊管轄範圍如下：
| | | | | | | | |
| 法團的司法管轄權 | %所有權 |
子公司 | | |
加拿大自然升級有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
Cannat Energy Inc. | 特拉華州 | 100 |
中國北車(ECHO)資源公司 | 艾伯塔省 | 100 |
中國北車國際(英國)發展有限公司 | 英國 | 100 |
中國北車國際(英國)有限 | 英國 | 100 |
中國北車國際(科特迪瓦)SARL | 科特迪瓦-科特迪瓦 | 100 |
中國北車國際(南非)有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
中國北車(紅水)有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
蘇崑卡自然資源公司。 | 艾伯塔省 | 100 |
| 中國北車石油資源有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
夥伴關係 | | |
加拿大自然資源 | 艾伯塔省 | 100 |
加拿大自然資源北艾伯塔省夥伴關係 | 艾伯塔省 | 100 |
加拿大自然資源2005年夥伴關係 | 艾伯塔省 | 100 |
| 中國北車蒙特尼夥伴關係 | 艾伯塔省 | 100 |
作為執行合夥人的加拿大自然資源公司、中國北車(ECHO)資源公司和加拿大自然資源2005年合夥公司是加拿大自然資源公司的合夥人，這是一個普通的合夥企業。作為執行合夥人的加拿大自然資源公司、CNR(ECHO)Resources Inc.、加拿大自然資源公司和加拿大自然資源2005年夥伴關係是加拿大自然資源北艾伯塔省夥伴關係的合作伙伴，這是一個普通的合夥企業。作為管理合夥人的加拿大自然資源公司和中國北車(ECHO)資源公司是加拿大自然資源2005年夥伴關係的合作伙伴，這是一個普通的合夥企業。作為管理合夥人的加拿大自然公司和中國北車石油資源有限公司是普通合夥企業中國北車蒙特尼合夥公司的合夥人。
在正常的業務過程中，加拿大自然公司對其子公司和合作夥伴進行了重組，以保持高效的運營。加拿大自然公司的綜合財務報表包括公司及其所有子公司和全資合夥企業的賬目，以及公司通過聯合安排進行的某些活動。
業務的總體發展
2020
由於管道開發的持續拖延，艾伯塔省政府最初於2018年實施的原油和瀝青強制減產政策被延長至2021年12月31日。然而，由於新冠肺炎疫情和隨之而來的經濟低迷，艾伯塔省政府表示，只有在新興市場條件下絕對必要的情況下，才會實施月度限產。自2020年12月1日起，不再實行月度限產。
由於新冠肺炎的蔓延導致全球石油需求下降，以及2020年春季歐佩克+國家之間旨在遏制原油價格波動和下跌的減產談判破裂，經濟狀況在2020年3月惡化。
2020年，公司對債務融資計劃進行了調整。在第二季度，該公司將7.5億美元的非循環定期信貸額度增加到10億美元，並將期限從2021年2月延長至2022年2月，該期限在年底後延長至2023年2月。本公司亦償還了三年期32.5億美元承諾定期信貸安排(“德文信貸安排”)中的1.625億美元，該貸款是為2019年收購德文加拿大公司(“德文”)幾乎全部資產而設立的，使其餘額降至30.88億美元。德文郡的信貸安排在完成對德文郡的收購後已全部動用。公司發行了6億美元2025年7月到期的2.05%債券和5億美元2030年7月到期的2.95%債券。第三季度，公司償還了10億美元2.89%的中期票據和9億美元2.05%的中期票據。第四季度，公司發行了5億美元2023年11月到期的1.45%中期票據和3億美元2028年1月到期的2.50%中期票據。
Kirby North工廠於2019年竣工投產，2020年6月達到了4萬桶/日的目標產能。
公司擁有50%工作權益的西北紅水煉油廠於2020年6月1日成功實現商業運營。
2020年10月6日，公司完成了對彩馬能源有限公司(“彩馬”)全部已發行和流通股的收購，總收購價為1.11億美元，並承擔彩馬約3.97億美元的總債務。彩馬於2021年1月1日與本公司合併。
2021
2020年12月開始在國際上推出新冠肺炎疫苗，加上歐佩克+繼續達成保持大部分減產的協議，2021年對全球原油和公司產品的需求和基準定價產生了總體積極的影響。
2021年1月，在新當選的美國總統總裁就職後，2019年授予Keystone XL管道的總統許可證被撤銷。該公司在2020年第四季度應計了與Keystone XL管道項目相關的1.43億美元費用。
2021年，公司對債務融資計劃進行了多次調整。這包括償還和註銷原定於2022年6月到期的30.88億美元德文郡信貸安排的剩餘餘額。第三季度，公司償還了原定於2021年11月15日到期的5億美元3.45%票據。該公司還償還了原定於2023年2月到期的26.5億美元定期信貸安排的15億美元，這使截至2021年11月3日的貸款餘額減少到11.5億美元。第四季度，本公司償還了其10,000,000,000美元信貸安排下的未償還名義餘額，該信貸安排在償還時並未被取消，直到2022年3月31日仍可提取。第四季度，本公司還將原定於2022年6月和2023年6月到期的24.25億美元循環銀團信貸安排分別延長至2024年6月和2025年6月，並將每項貸款增加7000萬美元至24.95億美元。根據延期條款並經雙方同意，每個原有循環信貸安排的7,000萬美元沒有延期和到期，或將分別於2022年6月和2023年6月的原定到期日到期。此外，在第三季度，該公司提交了基準招股説明書，允許在加拿大發售最多30億美元的中期票據，在美國發售30億美元的債務證券，這些債券將於2023年8月到期，取代本公司之前於2021年8月到期的基準招股説明書。
2021年6月9日，該公司與Cenovus Energy、Imperial Oil、Meg Energy和Suncor Energy共同宣佈了油砂淨零排放計劃(現稱為“路徑聯盟”)，這是一個獨特的聯盟，與聯邦政府和艾伯塔省政府共同努力，到2050年實現油砂作業的温室氣體淨零排放。這一開創性的行業和政府合作旨在通過並行開發和部署下一代減排技術、基礎設施和運營項目來支持加拿大實現氣候目標，這些項目旨在提高效率和減少温室氣體排放，同時平衡可持續經濟發展，並將加拿大的石油和天然氣生產定位為ESG領先的桶，以滿足全球能源需求。
於2021年，本公司完成收購Storm Resources Limited(“Storm”)所有已發行及已發行普通股，總現金代價約為7.71億美元。在結束時，收購還包括承擔約1.83億美元的長期債務。Storm和中國北車蒙特尼有限公司於2022年1月1日與該公司合併。Storm參與了不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區天然氣和NGL的勘探和開發。
2021年，該公司還完成了其他一些機會性收購。兩項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。第三項收購包括公司持有的現有油砂租約的淨附帶權益，目前Horizon的所有產量都來自該租約。為這些收購支付的總現金對價約為4.5億美元。
2022
一月，本公司通過收購鄰近傑克魚的未開發派克土地的剩餘50%權益，鞏固了其在傑克魚和Kirby的開發機會。
該公司在2022年對其債務融資計劃進行了多次調整。這包括償還和取消原定於2023年2月到期的11.5億美元定期信貸安排。該公司還修訂了10億美元的信貸安排，將到期日延長至2024年2月，並使其成為5億美元的循環信貸安排。二月份，本公司償還了到期的10億美元3.31%的中期票據，12月份，本公司償還了原定於2023年1月到期的10億美元2.95%的票據。在整個2022年，該公司還回購了4.98億美元的中期票據，利率在1.45%-3.55%之間，原定於2023年至2028年到期。
業務描述
加拿大自然能源公司是一家總部位於加拿大的資深獨立能源公司，從事原油、天然氣和天然氣的收購、勘探、開發、生產、營銷和銷售。該公司的主要核心業務地區是加拿大西部、英國北海地區和非洲近海地區。
該公司在其參與的大多數前景中運營並保持着巨大的工作權益。該公司的目標是通過對現有原油和天然氣資產的經濟和可持續發展，以及通過發現和/或收購新的儲量，在普通股基礎上增加原油和天然氣的產量、儲量、現金流和資產淨值。公司以可持續和負責任的方式努力實現這些目標，堅持環境管理和卓越安全的承諾。
公司擁有充足的管理、技術和支持人員來實現這些目標。截至2022年12月31日，公司擁有以下相當於全職的永久員工：
| | | | | |
北美勘探與生產 | 4,975 |
北美油砂開採與升級 | 4,751 |
北海和非洲近海 | 309 |
公司總數 | 10,035 |
運營紀律以及安全、有效和高效的運營和成本控制是公司的根本。通過在所有行業週期內始終如一地管理成本，公司相信將實現持續增長。該公司通過發展區域知識，並通過在其物業中保持較高的工作權益和運營商地位，實現有效和高效的安全運營並控制成本。該公司通過內部增長和戰略收購的結合實現了增長。進行收購的目的是為了進入新的核心地區或增加公司在現有核心地區的存在。
該公司的業務方針是保持大量的項目庫存，並使其每種產品的生產多樣化：上海合作組織、天然氣、輕中型原油和天然氣、瀝青(熱油)、初級重質原油和鵜鶘湖重質原油。該公司的大型多元化項目組合能夠有效地將資本分配給回報更高的機會，這些機會共同提供補充的基礎設施，並在整個商業週期中實現平衡。上海合作組織在阿爾伯塔省北部的油砂開採和升級業務佔2022年年產量的33%。天然氣主要在艾伯塔省、不列顛哥倫比亞省和薩斯喀徹温省生產，佔2022年年產量的27%。輕、中型原油和液化天然氣佔2022年年產量的11%，來自艾伯塔省、不列顛哥倫比亞省、薩斯喀徹温省和馬尼託巴省，以及該公司的北海和離岸非洲業務。艾伯塔省和薩斯喀徹温省還生產瀝青(熱油)，佔2022年年產量的20%，初級重質原油，佔2022年年產量的5%，鵜鶘湖重質原油，佔2022年年產量的4%。該公司的中游資產主要包括兩個運營的管道系統(Echo和Pelcan Lake)，以及在PrimRose的84兆瓦熱電廠50%的工作權益，為公司的重質原油和瀝青業務提供了具有成本效益的基礎設施。中游資產還包括西北紅水夥伴關係50%的股權。
作為本公司持續關注技術和創新以及減少其環境足跡的一部分，本公司以前已經實施並將繼續開展以下項目：碳捕獲、封存、儲存和利用項目，包括減少和捕獲甲烷；2從氫氣工廠捕獲；以及研究從藻類中生產生物燃料。此外，該公司還在適當情況下在偏遠地區安裝可再生能源。
該公司擁有為期20年的運輸協議，將在跨山管道擴建項目(TMX)上運輸9.4萬桶/日的原油，這將為國際市場提供水路通道。截至2023年3月10日，TMX的建設大約完成了80%。跨山公司宣佈，TMX的目標是在2023年底之前完成機械連接，並在2024年第一季度投入使用。
A.環境問題
環境管理方法
公司有一份關於環境管理的公司聲明，其中確認環境管理是公司的基本價值。這一承諾確保公司及其員工和承包商按照適用的地區、國家和國際法規和行業標準開展所有業務活動。該公司的油砂開採和英國分部也根據環境管理體系開展業務，這些體系由獨立的第三方審計。作為公司公司治理任務的一部分，公司的環境專家跟蹤其國內和國際業務的眾多環境業績指標，審查公司在全球範圍內的運營情況，並定期向公司高級管理層報告，後者又直接向董事會健康、安全、資產完整性和環境委員會報告環境問題。
公司定期與公司運營的每個地區的政府監管機構會面並接受檢查。該公司相關的環境風險管理戰略包括與立法者和監管機構合作，以確保任何新的或修訂的政策、立法或法規適當地反映可持續發展的平衡方法。為迴應現有或新的法律而採取的具體措施包括重點關注公司的能源效率、空氣排放管理、水管理和土地管理，以儘量減少幹擾影響。該公司已制定流程，以滿足所有現有的環境標準和法規，並已在其資本支出預算中計入適當金額，以繼續滿足當前的環境保護要求。在加拿大，這些要求適用於原油和天然氣行業的所有運營商，預計公司在行業內的競爭地位不會因適用法律的變化而受到不利影響。
該公司制定了內部程序，以確保在進行新的收購和開發之前考慮到環境方面的問題。公司的環境管理計劃(“計劃”)以及公司的運營指導方針和戰略側重於在滿足以下要求的同時將運營對環境的影響降至最低：法規要求；生物多樣性、空氣質量和排放以及地下水和地表水的區域管理框架；行業運營標準和指南；以及企業內部標準。對操作員和承包商的培訓和盡職調查是公司環境管理計劃的有效性和防止環境保護事故發生的關鍵。
加拿大
該公司繼續投資於人員、設施和基礎設施，以及新的和經過驗證的技術，以高效和對環境負責的方式回收和加工原油和天然氣資源。作為該計劃的一部分，公司實施了一系列減少環境足跡的方案，包括：環境規劃，以評估影響並實施規避和緩解方案，以維護陸地和水生系統以及高價值生態系統的生物多樣性；繼續評估減少環境影響的新技術；通過實施各種減排方案和碳捕獲項目(包括CO)，緩解公司的氣候變化影響2用於提高採收率、一氧化碳的注入2該項目包括：一項甲烷減排計劃，包括用於減少甲烷排放的溶液氣體保護計劃；一項旨在減少氣動設備排放的設備改造計劃；以及一項優化公司設施效率的計劃。
2022年，該公司作為路徑聯盟的創始成員和貢獻者，繼續推進工作，以支持實現到2050年油砂作業温室氣體淨零排放的目標，以幫助加拿大實現其氣候目標，包括其在《巴黎協定》中的承諾。
2022年4月，聯邦政府在聯邦預算中納入了針對碳捕獲、利用和封存項目的投資税收抵免。由於路徑聯盟倡議的進展和公司温室氣體減排項目的持續進展，公司於2022年11月宣佈了新的企業温室氣體減排目標。新的目標是到2035年將企業絕對範圍1和範圍2的温室氣體排放總量在2020年基線的基礎上減少40%。這一目標是該公司此前宣佈的到2030年北美勘探和開採甲烷排放量在2016年基準基礎上減少50%的目標以及油砂開採和熱能作業淨零排放的令人嚮往的目標之外的目標。
公司擁有一套綜合的温室氣體減排戰略，其中包括：將減排納入項目規劃和運營；利用技術創造價值和提高績效；投資研發，包括與工業界、企業家、學術界和政府合作；專注於持續改進，以推動長期減排；在碳捕獲、封存和封存方面處於領先地位；參與政策和法規的制定(包括交易能力和抵消排放)；審查和開發新的商機和趨勢，為減少公司的環境足跡提供更多機會。本公司參與聯邦和省級監管的氣候和温室氣體排放報告計劃，並繼續量化年度温室氣體排放量以供內部報告之用，以推動温室氣體絕對排放量和強度的持續改善和減少。該公司於2022年第三季度向利益相關者發佈了2021年管理報告。這份報告包括對其2021年範圍1和範圍2排放(包括甲烷排放)的第三方獨立“合理保證”，以及對範圍3排放的“有限保證”。對於2022年，本公司還聘請了獨立的第三方對其2022年範圍1和範圍2的排放(包括甲烷排放)提供“合理保證”，並對其範圍3的排放提供“有限保證”。
該公司正通過行業協會與加拿大立法者和監管機構合作，制定和實施新的温室氣體排放法律和法規，以支持減排並適當反映可持續發展的平衡方法。
空氣質量計劃是公司環境工作計劃的重要組成部分，並在所有行業和監管標準和指南內運行。在公司內部，本公司繼續加強其綜合減排戰略，以確保其能夠遵守現有和未來温室氣體和空氣污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的減排要求。該公司繼續通過區域組織參與空氣質量監測。通過區域風洞監測收集的數據用於制定管理方案和框架。
該公司繼續實施燃燒、通風和溶解氣體保護計劃，這些計劃影響和指導其未來的新項目和設施計劃。2022年，該公司在其主要的稠油作業中完成了244個溶液氣體保護項目，從而減少了約99萬噸/年的CO2E.從2018年到2022年，公司在其主要的重質原油和原地油砂業務上花費了超過2760萬美元，以節省相當於1040萬噸的CO2E.該公司還監測壓縮機機隊的性能，作為其壓縮機優化計劃的一部分，以提高燃料氣體效率，並有針對氣動設備的持續甲烷減排計劃。自2018年以來，該公司已完成超過8,000次氣動改裝和拆除，累積CO2E其業務減少約815,000噸/年，其中約1,250次改裝/拆除相當於122,000噸/年CO2E於2022年完工。 油砂開採結合了技術上的進步，通過最大限度地提高熱集成、使用熱電聯產來滿足蒸汽和電力需求以及設計能夠實現CO的氫氣生產設施，進一步減少温室氣體排放2捕獲高達400,000噸/年的CO注入2在油砂尾礦中，以及從煉油廠燃料氣中回收碳氫化合物液體。此外，在該公司非運營的Quest碳捕獲和儲存設施中，每年約有100萬噸CO2被捕獲並永久地隔離在地質存儲中。自2015年以來，大約有700萬噸CO2已經被抓獲並安全地儲存在Quest。
該公司有提高使用效率和循環率以及減少淡水使用的水計劃，包括與其油砂開採作業的淡水使用強度和熱力原地作業的淡水使用強度相關的新目標，這兩項目標都於2021年宣佈。作為其鑽井實踐的一部分，該公司還採用了由CAPP開發的水力壓裂操作實踐，以支持負責任的水力壓裂和水管理方法。
該公司擁有有效的油井廢棄和退役計劃，允許逐步開墾大片毗連的土地，為加強生物多樣性和功能性野生動物棲息地奠定了基礎。該公司在2022年繼續其環境責任減少計劃，廢棄了3,121口不活動的油井，並已在其中許多地點啟動了填海，最終目標是獲得填海認證。在2022年，該公司共收到765份填海證書，涉及1,787公頃土地。2018至2022年間，該公司廢棄了11,133口停用井，並收到了4,118份填海證書，相當於9,039公頃的填海土地。此外，還對停用的設施進行了退役和對在役設施進行了清理，以處理作業地點的環境責任。此外，公司還在以下方面制定了全面的方案：油砂開採作業中的尾礦管理，以最大限度地減少細微尾礦並促進回收；監測方案，以評估生物多樣性、野生動物和漁業的變化，以管理建設和運營效果，並評估復墾成功；參與和支持區域重要資源的油砂監測方案；所有熱力現場和採礦作業的地下水監測；積極的泄漏預防和管理方案；以及用於運營設施合規性審計和檢查方案的內部環境管理系統。
國際
作為其計劃的一部分，該公司還為其國際業務實施了環境計劃。該公司在北海實施了單渦輪機作業和天然氣壓縮強化，提高了温室氣體排放強度。
2022年，公司在尼年北部的退役活動繼續進行，拆除了在離岸設施加工的導管架，並實現了98%的回收目標。2022年，班夫和凱爾油田的退役活動也在繼續，完成了油井堵塞和廢棄，並移走了海底樹木。班夫和凱爾油田的海底退役活動將持續到2023年和2024年。
B.監管事項
該公司的業務受通常通過政府立法和政府機構建立的法規的約束。以下各段概述了影響公司運營的若干關鍵監管制度。
加拿大
加拿大的原油和天然氣行業在管理勘探、開發、生產、煉油、營銷、運輸、防止廢物和其他活動的立法和法規下運作。
該公司在加拿大的物業主要位於艾伯塔省、不列顛哥倫比亞省、薩斯喀徹温省和馬尼託巴省。這些財產中的大多數是根據從聯邦政府或各自的省級政府獲得的租約/許可證持有的，這賦予了持有者勘探和生產瀝青、原油和天然氣的權利。其餘物業以永久保有(私有)租約形式持有。
艾伯塔省、薩斯喀徹温省和馬尼託巴省頒發的常規石油和天然氣租約的主要租期為2至5年，不列顛哥倫比亞省的租約/許可證目前的主要租期最長為10年。在主要租期結束時正在生產或能夠生產的租約部分將在租約的生產期限內“繼續”。
艾伯塔省的油砂初級租約為期15年。只要維持最低產量水平，被指定為“生產”的初級油砂租約將繼續存在，而被指定為“不生產”且未達到所要求的最低產量水平的主要油砂租約，可以通過支付不斷上升的租金來繼續。
各省政府對原油和天然氣的生產以及各自省份的天然氣和天然氣的開採進行管理。政府特許權使用費是為該省擁有的租約生產的原油、天然氣和NGL支付的。特許權使用費由法規確定，通常計算為產量的百分比，經若干不同因素調整，包括銷售價格、產量水平、回收方法、運輸和加工成本、發現地點和日期。
艾伯塔省油砂項目的特許權使用費基於支付前毛收入1%至9%和支付後淨收入25%至40%的浮動比例，具體取決於基準原油定價。
自2017年1月1日起，艾伯塔省政府通過了針對常規原油、天然氣和NGL特許權使用費的現代化特許權使用費框架(MRF)。因此，艾伯塔省目前有一個平行的特許權使用費制度，以前的艾伯塔省特許權使用費框架(ARF)繼續適用到2026年12月31日，適用於2016年7月13日之前鑽探的油井，而MRF適用於2017年1月1日或之後鑽探的油井。如果滿足某些標準，在2016年7月13日至2016年12月31日期間鑽探的富國銀行可以選擇加入MRF。根據MRF，天然氣和天然氣的傳統特許權使用費税率將從5%到36%不等，原油的傳統特許權使用費税率將從5%到40%不等。
2022年，該公司在加拿大須繳納聯邦和省級所得税，税率約為23.2%。艾伯塔省省政府自2019年7月1日起將省級企業所得税税率從12%降至11%，自2020年1月1日起降至10%，自2020年7月1日起降至8%。
2022年5月19日，不列顛哥倫比亞省政府宣佈了新的特許權使用費框架，將於2024年9月1日生效。新框架將用類似於加拿大其他司法管轄區的收入減去成本的模式取代之前的鑽探激勵計劃。新油井將支付5%的統一特許權使用費，直到收回用於鑽井和完井的資本，然後將適用5%至40%之間的價格敏感型特許權使用費税率，並根據商品類型而有所不同。某些成本津貼和參考價格的細節仍有待不列顛哥倫比亞省政府與利益相關者協商敲定。
2021年，艾伯塔省能源監管機構(“AER”)宣佈了一個新的責任管理框架，強制要求公司關閉不活躍的油井和設施。這些目標於2022年1月1日生效。在2022年期間，AER增加了強制性目標。同樣在2022年，薩斯喀徹温省政府推出了非活動負債減少計劃，不列顛哥倫比亞省政府更新了休眠和關閉條例，這些條例為這些省份的非活動油井和設施的退役和恢復提供了強制性目標。
▪聯邦碳排放合規成本
該公司運營的司法管轄區的政府已經或正在制定温室氣體法規，作為其國家和國際氣候變化承諾的一部分。該公司使用現有的温室氣體法規來確定合規成本對當前和未來項目的影響。該公司在其運營的司法管轄區內持續監測温室氣體法規的發展，以評估未來法規發展對公司運營和計劃項目的影響。在加拿大，聯邦政府已經批准了《巴黎協定》，承諾到2030年將温室氣體排放量在2005年的基礎上減少40%-45%。加拿大政府還承諾限制和減少石油和天然氣行業的排放，進一步的細節將在2023年制定。此外，加拿大承諾到2025年將上游石油和天然氣部門的甲烷排放量減少40%-45%，並公佈了一份框架草案，概述了擬議的措施，目標是到2030年將甲烷排放量在2012年的基礎上至少減少75%。2020年12月，聯邦政府宣佈打算在2030年之前將碳價格提高到170美元/噸，2022年後以每年15美元/噸的速度遞增。聯邦政府還在開發空氣污染物的綜合管理系統，併發布了與該公司運營的某些鍋爐、加熱器和壓縮機發動機有關的法規。此外，2022年，聯邦政府發佈了
適用於液體燃料(包括汽油、柴油、煤油以及輕質和重質燃料油)的生產商或進口商的《清潔燃料規例》。
▪省級碳合規成本
聯邦政府定期審查所有省份的碳定價監管制度，以評估各省制度是否符合聯邦《温室氣體污染價格法》。這種未來的審查可能會影響碳價格和/或省級系統的嚴格性。
自2020年1月1日起，艾伯塔省將温室氣體法規(碳競爭力激勵法規)改為技術創新和減排法規(TIER)。Tier適用於公司在艾伯塔省的所有資產(作為聯邦燃油費的替代方案)。2022年12月，艾伯塔省政府公佈了2023年1月1日生效的TECH變化，減少了受監管設施的排放分配量。等級內的排放覆蓋範圍也擴大到包括所有等級監管設施的燃燒。2022年，艾伯塔省排放超過一級監管限制的碳價格從50美元/噸開始，並以15美元/噸的增量每年上漲，從2023年的65美元/噸增加到2030年的170美元/噸，這與聯邦碳定價時間表一致。艾伯塔省政府已經公佈了2030年的碳定價時間表，該時間表與該時期的聯邦碳定價時間表保持一致。未運營的Scotford Upgrader和North West Redwater瀝青升級機和煉油廠也必須遵守Under Tier。
在不列顛哥倫比亞省，該省消耗的燃料和燃燒和排放的天然氣的碳税目前被評估為50美元/噸二氧化碳，2023年4月1日提高到65美元/噸，並繼續每年增加15美元/噸二氧化碳，直到2030年達到170美元/噸二氧化碳。不列顛哥倫比亞省宣佈，將用基於產出的定價體系取代對大型工業排放國徵收的碳税，具體細節將於2023年晚些時候公佈。從2023年4月1日起，大型排放者將免徵“零售”碳税，並將為超過基於績效的排放限制的温室氣體排放買單。不列顛哥倫比亞省政府實施了一項計劃(CleanBC計劃)，以部分緩解碳税增加對排放密集型貿易敞口(EITE)行業的影響。2023年3月14日，不列顛哥倫比亞省宣佈打算為石油和天然氣行業設定排放上限，以確保該省實現該行業2030年的減排目標。這一目標旨在到2030年將石油和天然氣行業的排放量在2007年的基礎上減少33%-38%。不列顛哥倫比亞省政府的目標是在2023年底之前完成關於排放上限最終設計的利益相關者協商。
作為其草原復原力計劃的一部分，薩斯喀徹温省政府有一項法規(《管理和減少温室氣體(標準和合規)法規》)適用於排放超過25千噸CO的設施2E每年，並要求北唐格爾旗原地重質原油設施和Senlac原地重質原油設施達到2020年起温室氣體排放的削減目標。這一規定還使低於門檻的設施能夠聚合並選擇加入薩斯喀徹温省的監管系統，作為聯邦燃料費的替代方案。
不列顛哥倫比亞省和薩斯喀徹温省政府已經宣佈，他們打算遵循聯邦碳定價時間表，預計2023年這些司法管轄區將出台相關的省級法規。
在馬尼託巴省，聯邦基於產量的定價系統和碳定價時間表適用於排放量大於或等於50千噸CO的設施2E每年。排放量等於或大於10千噸CO的設施2E每年都可以自願選擇加入該系統。
▪聯邦和省甲烷減排法規：
到2025年，聯邦政府承諾將石油和天然氣行業的甲烷排放量在2012年的基礎上減少40%-45%。聯邦政府的甲烷法規於2020年1月1日生效，適用於全國，除非各省與聯邦政府達成同等協議，在這種情況下，聯邦法規不適用。不列顛哥倫比亞省、艾伯塔省和薩斯喀徹温省已經實施了省級甲烷法規，並與聯邦政府達成了對等協議。因此，適用的省級甲烷條例適用於西部三省，而聯邦甲烷條例適用於馬尼託巴省的甲烷排放。
2022年，聯邦政府宣佈了一個擴大甲烷法規的框架，以實現到2030年至少在2012年的基礎上減少75%。法規草案預計將於2023年起草。
英國
根據現行法律，英國政府擁有廣泛的權力來監管石油行業，包括勘探、開發、保護和生產率。
自2016年1月1日起，對某些原油和天然氣利潤徵收的PRT税率降至0%。有資格結轉至2015年和以前納税年度的可允許放棄支出仍可按50%收回。此外，油氣利潤附加費降至10%。符合資格的資本開支的投資免税額可在附加費用時扣除，但須受某些限制。英國政府於2022年5月開始徵收能源利潤税，税率為25%。這一比例隨後在2022年11月提高到35%，並將一直適用到2028年3月31日。符合資格的資本開支有29%的投資免税額。由於這些變化，適用於石油和天然氣活動的應納税所得額的總體税率為75%。
2013年，英國政府推出了退役救濟契約(DRD)，這是一種監管和合同機制，英國政府通過收回PRT和企業所得税來保證其參與未來的油田廢棄。
温室氣體法規自2005年以來一直在英國生效。在英國國家分配計劃的第一階段(2005-2007)，該公司的運營低於其首席運營官2分配。在第二階段(2008-2012)，公司的CO2分配減少到低於公司的運營排放量。第三階段(2013-2020)公司的CO2撥款進一步減少。隨着英國於2020年1月31日退出歐盟，新的英國排放交易計劃(ETS)於2021年1月1日啟動。新計劃與歐盟ETS規則保持一致，適用於能源密集型行業、發電行業和航空業。公司繼續專注於實施CO2在其設施和交易機制上提供減排機會，以確保遵守目前生效的要求。
非洲近海
許可證的條款，包括酌情就生產或利潤分享安排支付的特許權使用費和税款，因國家而異，在某些情況下，還因每個國家的特許權而不同。
科特迪瓦近海CI-26區塊的Espir油田和CI-40區塊的Baobab油田(“CDI”)的開發必須遵守產量分享協議(“PSA”)，該協議認為向政府支付的税款或特許權使用費由政府從石油利潤中分得的份額來支付。CDI現行的企業所得税税率為25%，適用於非PSA收入。
2019年，CDI政府傳達了其意圖，要求在其管轄範圍內運營的石油和天然氣行業遵守西非經濟和貨幣聯盟的貨幣管制規定。本公司正在與有關當局討論，以尋找一種機制，既能遵守這些規定，同時又允許本公司在該國使用不需要的外幣出境。
2018年，加蓬共和國批准了公司Olowi油田的停產和相關的退役義務，以及終止Olowi產量分享合同(“PSC”)的條款，並將許可證區域交還給政府。自那以後，退役活動已經完成，該公司在2022年滿足了PSC規定的所有剩餘政府要求。
C.競爭因素
能源行業在業務的各個方面都競爭激烈，包括勘探和開發新的供應來源、建設和運營原油和天然氣管道及相關設施、收購原油和天然氣權益、原油、天然氣和天然氣的運輸和營銷以及電力，以及吸引和留住技術人員。該公司的競爭對手包括綜合和非綜合原油和天然氣公司以及其他石油產品和能源。
D.風險因素
鑑於風險的動態性質，公司使用多學科企業風險管理(“ERM”)框架來識別、評估和制定可能影響公司及其運營的風險的緩解計劃。企業風險管理框架採用矩陣方法進行風險評估，對跨業務領域的風險進行分類和調整，使團隊能夠更好地瞭解已識別的風險、其對公司運營的影響以及為應對這些風險而採取的緩解措施。這使管理層能夠通過確定公司管理委員會中負責每一項已識別風險的個人，來監控潛在的風險敞口以及為應對已識別的風險或以其他方式減輕這些風險而採取的步驟。報告整個公司的風險和相關的緩解活動也是企業風險管理框架的一部分。
原油和天然氣價格的波動
該公司的財務狀況在很大程度上依賴於原油和天然氣的現行價格，並對其高度敏感。原油或天然氣價格的大幅下跌可能會對公司的運營和財務狀況及其儲量的價值和數量產生重大不利影響。這可能包括：推遲或取消現有或未來的鑽井、開發、建設或擴建計劃；削減某些物業的產量；或導致未使用的長期運輸承諾，所有這些都可能對公司的財務狀況產生重大不利影響。
原油和天然氣的價格隨着原油和天然氣的供求變化、市場不確定性以及公司無法控制的各種額外因素而波動。原油價格主要由國際供求決定。影響原油價格的因素包括歐佩克+的行動、加拿大、美國、歐盟和亞洲的經濟狀況、政府監管、中東和其他地區的政治穩定、地緣政治衝突(即俄羅斯入侵烏克蘭)、外國原油供應、外國進口價格、可能受到管道限制影響的產品獲得足夠運輸的能力、第三方建設新的或擴建現有管道的能力、政府強制削減、替代燃料來源的可用性、天氣條件和其他因素。該公司實現的天然氣價格主要受到北美供需、天氣狀況、工業需求和確保產品足夠運輸的能力的影響，這也可能受到管道限制、政府強制削減以及替代能源價格的影響。加拿大的原油和天然氣生產商可能獲得相對於國際價格的折扣價，部分原因是向國際市場運輸和銷售產品的能力受到限制。如果持續未能解決這些限制，可能會延長原油和天然氣生產商(包括本公司)實現商品折扣或降價的持續時間。
原油或天然氣價格的任何大幅或持續下跌都可能導致現有或未來鑽探、開發、建設或擴建計劃的推遲或取消，包括但不限於Horizon、AOSP、PrimRose、
鵜鶘湖、柯比、傑克魚、梭魚和國際項目，或某些物業的減產，或導致未使用的長期運輸承諾，所有這些都可能對公司的財務狀況產生重大不利影響。
以京東方為基準，該公司2022年產量中約有29%是初級重質原油、鵜鶘湖重質原油和瀝青(熱油)。目前，這些產品的市場價格與輕質和中級原油的既定市場指數不同，主要原因是質量不同。因此，這些產品目前收到的價格與它們定價所依據的基準價格不同。未來的質量差異是不確定的，差異的顯著增加可能會對公司的財務狀況產生重大不利影響。
本公司根據國際財務報告準則對其資產的賬面價值進行定期評估。如果原油和天然氣預測價格下降，相關物業、廠房和設備的賬面價值可能會被下調，淨收益可能會受到不利影響。
環境風險
原油和天然氣業務的所有階段都受到加拿大、美國、英國、歐盟、非洲和其他國家、聯邦、省、州和市政法律和法規以及國際公約(統稱為“環境立法”)的環境監管。
環境立法除其他外，規定了與危險物質和廢物的產生、處理、儲存、運輸、處理和處置有關的限制、責任和義務，以及與向環境泄漏、釋放和排放各種物質有關的限制、責任和義務。環境法規還要求與公司運營相關的油井、礦山、設施場地和其他財產的運營、維護、廢棄和回收達到適用監管機構的滿意程度。此外，某些類型的作業，包括勘探和開發項目以及對某些現有項目的重大變更，可能需要提交和批准環境影響評估或許可證申請。遵守環境法可能需要大量支出，不遵守環境法可能導致罰款和處罰。未來遵守環境法規的成本可能會對公司的財務狀況產生重大不利影響。
原油和天然氣行業正在經歷與環境監管合規相關的成本遞增，特別是在北美和北海。關於其離岸業務，公司還與監管機構和行業合作伙伴一起處理適用於公司在這些司法管轄區的業務的環境監測和應急響應協議。油砂環境監測是與聯邦和省級政府、土著社區和工業界合作進行的，目的是加強對油砂開發累積影響的瞭解。現有和預期的法律和法規可能要求公司解決和減輕其活動對環境的影響。日益嚴格的法律法規可能會對公司的財務狀況產生實質性的不利影響。主要環境風險摘要如下：
▪碳/温室氣體排放管理風險
作為氣候變化風險評估的一部分，該公司審查由能源公司和機構開發的獨立外部情景分析，這些分析代表了到2050年的一系列全球石油和天然氣需求水平。這些外部情景分析是公司用於支持業務規劃、識別風險和機會的工具，其中包括考慮與市場(例如，經濟和社會事件)、大宗商品價格、碳價格、政策、法規、技術開發和採用、能源效率和聲譽相關的一些變量和假設。氣候變化風險最有可能影響公司業務戰略的方面包括：未來的法規變化、相關的合規成本和削減目標、進入市場和資本的機會、社會偏好和聲譽風險以及技術發展，如下所述。
▪未來監管變更/合規成本/削減目標
已頒佈或擬議的温室氣體法規對公司運營的額外要求可能會增加資本支出和生產費用，包括與公司現有和計劃中的油砂項目有關的支出。這可能會對公司的財務狀況產生不利影響。因此，在作出推進公司業務戰略的決策時，會考慮現有和擬議的氣候變化政策和法規。該公司跟蹤國際、國家、聯邦和省級政策和法規的發展。2020年12月，聯邦政府宣佈打算超過加拿大之前根據《巴黎協定》規定的減排目標，到2030年將碳價格提高到170美元，並建立2030年和2035年的甲烷減排目標。此外，《清潔燃料條例》於2022年發佈。清潔燃料法規的某些方面將增加公司運營中消耗的液體燃料的成本，同時也提供了一個潛在的機制來產生抵消信用。
除路徑倡議外，該公司還繼續在其運營中推行其他温室氣體減排倡議，包括：解決方案氣體保護、優化壓縮機以提高燃料氣體效率、減少/改造氣動設備、CO2油砂尾礦中的捕獲和注入2與EoR、CO關聯的捕獲和存儲2Quest的捕獲和存儲，以及通過參與各種研究和創新小組進行技術開發。
各司法管轄區已經頒佈或正在評估低碳燃料標準，這可能會影響排放強度較高的原油進入市場。加拿大政府和某些省級政府發佈了減少石油和天然氣行業甲烷排放的法規，以支持美國和加拿大政府做出的到2025年減少該行業排放的聯合承諾。空氣污染物的管制以適應環境
空氣質量目標(通常作為區域空氣區管理的一部分)可能會導致公司花費額外資本在特定地區改造設備。
該公司實現政府、道路和企業減排或環境減排目標的能力可能需要開發新技術，其成功與否尚不清楚，以及大量的資本和資源，實現目標和目標所需的成本可能與最初的估計和預期大不相同。雖然其目的是提高效率和增加低碳能源的供應，但資源和重點轉向減排可能會對運營結果產生負面影響。
▪社會偏好/聲譽風險
公眾對氣候行動的支持，特別是對油砂的支持的變化，再加上旨在改變消費習慣以加速減少全球碳基能源消耗的化石燃料的激進主義和反對者的增加，可能會影響公司產品和證券的市場，並影響其獲得新項目批准的能力。向低碳經濟轉變的時間和速度是不確定的，如果金融機構、投資者、保險公司、評級機構和/或貸款人採取更嚴格的去碳化政策，獲得保險和資本的能力可能會受到不利影響。此外，公眾行為的改變，如交通偏好的改變或使用替代能源，可能會影響對原油和該公司產品的需求。
▪技術發展
應對氣候變化的法規和政策變化可能要求該公司開發或採用新的可持續技術，以減少其環境足跡，並支持以高昂的成本過渡到更低的碳排放/能效經濟。此外，可再生能源的開發、出現和使用可能會影響對本公司產品的需求，從而影響其競爭力和盈利能力。實現減排和改善環境所需的新技術的開發和商業化(包括可獲得性、成本和有效性)是不確定的。
▪監管和政策的有效性
該公司在原油和天然氣行業的政府法規和政策下運營，包括土地保有權、特許權使用費、税收、生產率、環境管理和安全表現。在進行重大項目之前，該公司必須遵循各種監管程序，以獲得項目批准和許可。這些程序可包括土著和其他利益攸關方協商、環境影響評估和公開聽證。該公司的項目執行和時間表可能會受到監管過程中遇到的延誤或通過許可證審批對其運營施加的條件的影響。政府政策的變化有可能影響大型能源項目監管進程的確定性和時間表，包括增加對土著協商的要求。一些例子包括加拿大聯邦《淨零排放責任法案》、實施《聯合國土著人民權利宣言》的聯邦立法和聯邦《影響評估法案》、支持馴鹿恢復的艾伯塔省次區域計劃、不列顛哥倫比亞省《土著人民權利宣言法》(DRIPA)以及由不列顛哥倫比亞省政府談判達成的藍莓河原住民執行協議，該協議旨在解決最近的土著訴訟中提出的問題(即呀呀v.v.不列顛哥倫比亞省2021年(B.C.S.C.，1287)，關於發展對條約8權利的累積影響的案例)。
▪市場準入
由於未來轉向低碳排放，該公司的產品可能面臨更大的市場風險。這些風險可能包括對可再生能源的需求增加，可能無法在產品價格中收回的合規成本增加，這可能會推遲某些資產的開發，以及限制更高碳能源的市場準入，包括由於對跨山管道擴建等管道項目的監管批准被推遲、撤銷或施加條件。這一風險體現在TC Energy的Keystone XL管道擴建總統許可被取消，該許可於2021年1月被撤銷。如果其他司法管轄區的生產商不受類似監管負擔的影響，這些風險可能導致競爭劣勢。
▪尾礦治理
艾伯塔省能源監管機構(“AER”)於2017年10月更新了第85號指令--油砂開採項目的流體尾礦管理(“第85號指令”)。第85號指令確立了尾礦作業的績效標準，並規定了尾礦庫和尾礦管理計劃的審批、監測和報告要求。
公司將繼續執行和遵守Horizon礦、AOSP的Muskeg River和Jackine礦的已批准尾礦管理計劃中規定的條件，從而滿足艾伯塔省政府的尾礦管理框架(2015)和第85號指令的要求。然而，未來存在超過批准的特定地點的尾礦概況的潛在風險，導致需要根據採礦財務安全計劃張貼額外的安全措施，以及可能適用合規徵費。正在開發研究和緩解技術，以減少流體尾礦，並增加實現Horizon和AOSP礦尾礦目標的確定性。通過COSIA，所有油砂礦運營商共同進行技術開發，以加速此類項目的商業化。
該公司的油砂開採業務繼續在其尾礦設施的邊坡上規劃和實施漸進的復墾活動。穆斯凱格河礦山繼續推進其外部尾礦設施(南部擴展區)的退役進程，並正在等待最終的建設完成報告獲得批准，然後再最終敲定
AER的監管要求取消了作為大壩結構的註冊，進一步降低了礦山的環境風險和責任。南區擴張區將於2023年全面恢復植被和填海造地。馬斯凱格河礦場還在2022年第二季度獲得了拆除沉澱池的退役授權。
▪土地利用、水和野生動物管理
與土地管理有關的立法和政策可能會通過改變對空氣排放、水使用、土地幹擾和填海的操作標準的區域限制來影響開發和運營風險。土地利用規劃可能會劃出保護區、公園，或建立運營限制，以保護可能限制原油和天然氣開發的生物多樣性和野生動物。下阿薩巴斯卡油砂區的管理框架規定了地表水和地下水的質量和數量以及空氣排放的限制和觸發因素，從而可以提高設施運行的標準。關於生物多樣性的框架草案可能會進一步限制發展，從而限制設施的運作和擴展。區域准入管理計劃可能會通過對基礎設施的限制來限制資源開發。
在獲取水和有效管理水的過程中，水的許可證、使用和排放標準都變得越來越嚴格。艾伯塔省濕地政策的變化可能會增加新項目開發的要求和付款。目前正在制定關於油砂項目的水處理和排放到環境中的聯邦和省級標準，同時考慮到管理加拿大其他採礦作業的適用條例。
這個瀕危物種法案(加拿大)要求維持各種物種的棲息地。例如，在Woodland Cariou的情況下，除了最低畜羣數量之外，與不受幹擾的棲息地有關的監管要求可能會影響原油和天然氣擴張的計劃。石油、天然氣和林業行業正在採取緩解措施，通過限制捕食者進入地震線，通過加速開墾恢復森林，並完成項目發展規劃，以最大限度地減少馴鹿幹擾，以恢復棲息地的功能。此外，該公司正在支持一些緩解活動，如用圍欄飼養馴鹿幼崽，以改善馴鹿羣的數量。鳥類或兩棲動物等其他瀕危物種的存在，要求對業務進行管理，以避免或減輕可能造成業務效率低下和延誤的影響。
操作風險
勘探、生產、開採、提取、升級和運輸原油、天然氣和天然氣涉及許多風險，即使是經驗、知識和仔細評估的結合也可能無法克服這些風險。這些活動面臨許多危險，可能導致火災、爆炸、泄漏、井噴或其他意外或危險情況，造成人身傷害、財產損失、環境破壞、作業中斷和生產損失，無論是人為錯誤、自然原因還是其他原因造成的。除上述事項外，油砂開採及改良業務亦因開採、提煉、加工及改良瀝青所需的各種組成部分的複雜性及整合而蒙受生產損失、可能停產及生產開支增加的影響。
該公司的業務還存在與環境和安全表現相關的風險，這些風險受到政府、公眾和媒體的密切關注，可能導致暫停或無法獲得監管部門的批准和許可，或者在發生重大事件時，對公司處以罰款、民事訴訟和/或刑事指控。
極端天氣事件可能會對公司的運營構成風險，可能會對供應鏈和客户/供應商運營或公司或第三方擁有和運營的關鍵基礎設施造成影響。制定了全面的企業應急管理計劃，以協調公司對潛在事故和事件(包括極端天氣事件)的反應。該計劃包括應急計劃，旨在確保在出現情況時迅速作出初步反應和有效管理。
本公司所在司法管轄區須遵守勞工法例及法規，如有更改，可能會影響營運。此外，與工作中斷有關的勞動力風險和獲得必要人力的能力可能會影響項目的及時完成和成本效益。
儲量置換
該公司未來的原油和天然氣產量，以及其現金流和經營結果，高度依賴於能否成功開發其現有的儲量基礎並獲得或發現額外的儲量。如果不通過勘探、收購或開發活動增加儲量，隨着儲量的耗盡，公司的產量將隨着時間的推移而下降。勘探、開發或獲取儲量的業務是資本密集型業務。如果公司的現金流不足以為資本支出提供資金，外部資本來源變得有限或不可用，公司進行必要資本投資以維持和擴大其原油和天然氣儲備的能力將受到損害。此外，該公司可能無法以可接受的成本尋找和開發或獲得額外儲量，以取代其原油和天然氣生產。
儲量估計的不確定性
在估計儲量數量時存在許多固有的不確定性，包括公司無法控制的許多內部和外部因素。由於新獲得的技術數據、技術改進或歷史業績、生產成本、開發成本、產品定價、經濟狀況、市場供應或監管要求的變化，經常需要進行修訂。一般而言，對經濟上可開採的原油、天然氣和天然氣儲量及其未來淨收入的估計是基於以下幾個因素和假設的：
儲量估計的確定日期，例如具有內在不確定性的地質和工程估計、特許權使用費制度的假設影響、政府機構的環境和其他監管導致的成本上升、對未來大宗商品價格、生產成本以及未來開發支出的時間和金額的估計，所有這些都可能與實際結果大不相同。所有這些估計在某種程度上都是不確定的，對儲量的分類只是試圖確定所涉及的不確定性程度。由於這些原因，由不同工程師或同一工程師在不同時間編制的對任何特定資產組的經濟可開採原油、天然氣和NGL儲量的估計、基於開採風險對此類儲量的分類以及對未來預期淨收入的估計可能會有很大差異。該公司與其儲量有關的實際產量、收入、特許權使用費、税收和開發、廢棄和運營支出可能與這些估計值不同，這種差異可能是實質性的。對未來可能開發的儲量的估計往往基於體積計算，並與類似儲油層和油井的實際生產歷史進行類比。隨後根據生產歷史對相同儲量進行評估，將導致先前估計的儲量發生變化。
項目風險
該公司在任何時候都有各種勘探、開發和建設項目，包括環境緩解和温室氣體減排項目。項目延誤可能導致收入延遲和/或成本超支可能導致項目不經濟。公司完成項目的能力取決於一般業務和市場條件以及公司無法控制的其他因素，包括熟練勞動力和人力的可用性、材料的可用性和接近性、管道能力、天氣、火災、法律和監管事項(包括環境)、獲得土地的能力、鑽井和其他設備的可用性、温室氣體減排技術的可用性以及處理能力的可用性。
流動資金來源
為當前和未來的資本項目提供資金以及執行業務計劃的能力取決於公司在有利的條款和條件下及時產生現金流和籌集資本的能力，並受到公司信用評級以及資本和信貸市場狀況的影響。此外，信貸評級的變動可能會影響按可接受條款與客户及供應商訂立及維持普通課程合約的能力及相關成本，以進行普通課程衍生工具或對衝交易。本公司還與交易對手進行各種交易，並面臨與銷售合同不付款或合同交易對手不履行有關的信用風險。流動性風險的管理要求公司保持足夠的現金和現金等價物，以及其他資本來源，包括經營活動的現金流量、可用的信貸安排、商業票據和債務資本市場的准入，以在債務到期時履行債務。
信息安全
可能對本公司產生負面影響的信息安全風險的性質和複雜性不斷演變，因為網絡犯罪分子開發了針對業務的新計劃，並實施了針對本公司信息技術(“IT”)和業務系統的網絡相關犯罪。公司的IT系統(或主要供應商和第三方的IT系統)、控制系統、敏感數據或重大安全漏洞的重大中斷或故障可能對公司的資產和運營造成不利影響。
儘管該公司積極應對網絡安全威脅，但此類威脅經常發生變化，需要不斷變化的監測、檢測和響應努力。這類威脅的例子包括：安裝勒索軟件(如殖民地管道在2021年經歷的情況)，這可能擾亂對系統的訪問，公佈私人數據，如果贖金得不到滿足，可能會摧毀系統；利用社會工程未經授權進入為盜竊、冒充、欺詐和中斷業務提供便利的系統；以及安裝惡意軟件，可能導致無法訪問、數據破壞、數據外泄或整個系統故障。任何這些威脅都可能幹擾公司財產的運營或造成損害，或導致與公司專有業務活動有關的機密信息、公司員工的個人檔案以及與公司有業務往來的土地所有者、供應商、客户和其他第三方的個人信息丟失、披露或被盜。
成功的網絡犯罪事件可能導致資產損失和公司財務損失、補救和追回成本，以及供應商、客户和業務合作伙伴的聲譽問題，這些人也可能受到該計劃的影響。為了應對這些風險，該公司保持了強大的網絡安全協議，並採用並不斷改進行業標準的網絡安全框架，包括所有系統的漏洞掃描、外部系統的持續滲透測試、基於風險的補救、24小時受控安全監控和響應、事件響應準備演練、多因素身份驗證和教育/測試計劃，這些計劃培訓人員在內部會計和流程控制之外識別潛在威脅(即網絡釣魚)。如果此類程序不足以防止或緩解此類威脅，公司將依靠其數據還原和恢復流程將公司運營恢復到正常狀態。
雖然公司已經實施了網絡安全協議和程序來應對這一風險，但這些協議和程序可能不足以預防或減輕信息安全風險。
外商投資
該公司的海外投資涉及的風險通常與在發展中國家的投資有關，例如不確定的政治、經濟、法律和税收環境。這些風險可能包括但不限於貨幣限制和匯率波動，由於徵用、國有化、戰爭、叛亂和其他政治風險等危險造成的收入、財產和設備的損失，税收和政府特許權使用費增加的風險，與政府實體和準政府機構合同的重新談判，管理外國公司運營的法律和政策的變化，包括遵守現有的和正在出現的反腐敗法律，以及外國政府對公司國際業務的主權產生的其他不確定因素。此外，如果在其海外業務中出現爭議，該公司可能會受到外國法院的專屬管轄權，或者可能無法將外國人員置於加拿大或美國法院的管轄權之下。
本公司於加拿大及英國北海地區勘探及開發原油及天然氣資產的安排，與其於其他海外司法管轄區勘探及開發原油及天然氣資產的安排截然不同。在本公司從事或未來可能開展業務的一些外國國家，國家一般保留礦產的所有權，因此保留對儲量的控制，並在許多情況下參與儲量的勘探和生產。因此，東道國政府可能通過支付特許權使用費、出口税和條例、附加費、增值税、生產獎金和其他費用，對業務產生重大影響。此外，價格和運營成本、生產時間和其他因素的變化可能會影響對原油和天然氣儲量的估計，以及未來可歸因於外國資產的淨收入，而這種變化可能會影響加拿大資產的估計。涵蓋外國原油和天然氣業務的協議還經常包含條款，規定該公司有義務在勘探和開發上花費特定金額，或執行某些業務，或根據合同沒收全部或部分土地。
風險管理活動
為了應對大宗商品價格、外匯和利率的波動，公司可能會定期利用各種衍生金融工具和實物銷售合同，根據既定的對衝計劃管理其風險敞口。這些安排的條款可能限制這些因素的有利變化對公司的好處，並可能導致以高於對衝價格的參考價格支付特許權使用費。此外，交易對手信用風險的敞口也在增加。
股息和股份回購
未來股息的支付和公司普通股的回購取決於(其中包括)公司的財務狀況和董事會認為相關的其他業務因素，包括當時的經濟狀況、公司為運營和項目提供資金的預期需求、償債義務以及遵守適用的監管和證券交易所要求。股利政策與自由現金流(1) 分配政策(在資本要求和支付股息後通過股票回購將回報分配給公司股東)，每項政策都要經過董事會的定期審查，並可能發生變化。
其他業務風險
其他可能對公司財務狀況產生負面影響的業務風險包括監管問題、政府税收增加和專利權使用費制度改變的風險、訴訟風險、可能導致人身傷害、財產損失或環境破壞的經營活動對公司聲譽造成的風險、與確保以及時且具有成本效益的方式完成資本項目所需的人力相關的勞動力風險、惡劣天氣條件、整合被收購公司和業務的業務和運營的時機和成功，以及公司某些資產對第三方運營商的依賴。
此外，流行病或流行病有可能擾亂公司的運營、項目和財務狀況，因為當地或全球供應鏈和運輸服務中斷，或因影響公司在當地社區、勞動力營地或運營地點的勞動力池的隔離而造成的人力損失，或由當地衞生當局作為預防措施實施的隔離，其中任何一項都可能要求公司根據潛在疫情的程度和嚴重程度以及受影響的地區或業務而暫時減少或關閉其業務。然而，在最近的新冠肺炎疫情期間，公司的業務被有關政府部門指定為“基本服務”，允許在可能受到政府強制封鎖措施影響的地區繼續運營。根據疫情的嚴重程度、疫苗的時間和可獲得性以及疫苗分發的速度，大規模疫情或大流行(包括新冠肺炎的潛在死灰復燃)可能會影響國際大宗商品需求，並對本公司產品的實現價格產生相應影響，這可能對本公司的財務狀況產生重大不利影響。
該公司的大部分資產由一家或多家公司子公司或合夥企業持有。如任何公司附屬公司清盤，附屬公司的資產將首先用來償還附屬公司的債務，包括貿易應付款項或任何擔保項下的債務，然後才用來償還公司的債務。
欲瞭解有關公司風險和不確定性的更多詳情，請參閲公司截至2022年12月31日的年度MD&A。
(1)術語“自由現金流”是一個非公認會計準則的衡量標準。有關非公認會計準則財務指標的詳細信息，請參閲本AIF的“建議”部分。
表51-101F1儲量數據及其他資料報表
於截至2022年12月31日止年度，本公司聘請獨立合格儲量評估師(“IQRE”)、Sproule Associates Limited及Sproule International Limited(合稱“Sproule”)及GLJ Ltd.(“GLJ”)評估及審核本公司所有已探明及已探明及可能儲量，生效日期為2022年12月31日，準備日期為2023年2月6日。Sproule評估和評估了北美和國際輕、中型原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)、天然氣和NGL儲量。GLJ評估了上海合作組織的油砂開採和升級儲量。評估和審查是根據《加拿大石油和天然氣評估手冊》(“COGE手冊”)中的標準進行和準備的，並按照國家文書51-101-石油和天然氣活動披露標準(NI 51-101)的要求披露。
本公司董事會儲備委員會已與本公司每一位IQRE會面並進行獨立盡職調查程序，以審查每一IQRE在確定公司剩餘儲備未來淨收入的估計數量和相關淨現值時所使用的資格和程序。
本公司每年根據美國財務會計準則委員會第932號主題“採掘活動-石油和天然氣”披露探明淨儲量和使用12個月平均價格和當前成本對貼現未來淨現金流的標準化計量，該主題在本公司向美國證券交易委員會提交的Form 40-F年報中的本公司2022年年報“油氣補充信息”一節中披露，本文通過引用併入本文。
由於四捨五入的原因，儲量數據表中的信息可能無法添加。由於四捨五入的原因，英國央行的價值和油氣指標可能無法計算。
下表所列的未來淨收入估計數並不代表準備金的公平市場價值。
不能保證預測案例中包含的價格和成本假設將得到實現，差異可能是實質性的。本文提供的原油、天然氣和天然氣儲量的採收率和儲量估計僅為估計，不能保證估計的儲量將被回收。實際原油、天然氣和天然氣氣藏儲量可能大於或低於本文提供的估計值。請參閲“諮詢”中的“關於前瞻性陳述的特別説明”和“關於貨幣、財務信息、生產和儲備的特別説明”；以及本AIF的“風險因素”部分。
石油和天然氣儲量表和附註
公司總儲備彙總表
截至2022年12月31日
預測價格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鵜鶘湖 重的 原油 (MMbbl) | 瀝青 (熱油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃氣 (Bcf) | 天然 燃氣 液體 (MMbbl) | 桶 關於石油的 等價物 (Mmboe) |
| 北美 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 87 | | 96 | | 207 | | 540 | | 6,836 | | 4,970 | | 143 | | 8,737 | |
| 發達的非生產國 | 9 | | 11 | | — | | 140 | | — | | 303 | | 6 | | 217 | |
| 未開發 | 54 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,316 | | 337 | | 4,547 | |
| 已證明的總數 | 150 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,589 | | 486 | | 13,501 | |
| 很有可能 | 60 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,619 | | 285 | | 4,425 | |
| 已證實的總數加可能性 | 210 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,209 | | 772 | | 17,926 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 4 | | | | | | 1 | | | 4 | |
| 發達的非生產國 | — | | | | | | — | | | — | |
| 未開發 | 7 | | | | | | 4 | | | 7 | |
| 已證明的總數 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| 很有可能 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| 已證實的總數加可能性 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 32 | | | | | | 18 | | | 35 | |
| 發達的非生產國 | 7 | | | | | | 3 | | | 8 | |
| 未開發 | 31 | | | | | | 12 | | | 33 | |
| 已證明的總數 | 70 | | | | | | 34 | | | 75 | |
| 很有可能 | 25 | | | | | | 21 | | | 29 | |
| 已證實的總數加可能性 | 95 | | | | | | 55 | | | 104 | |
| | | | | | | | |
| 公司總數 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 122 | | 96 | | 207 | | 540 | | 6,836 | | 4,989 | | 143 | | 8,775 | |
| 發達的非生產國 | 16 | | 11 | | — | | 140 | | — | | 306 | | 6 | | 225 | |
| 未開發 | 93 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,332 | | 337 | | 4,587 | |
| 已證明的總數 | 231 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,627 | | 486 | | 13,587 | |
| 很有可能 | 89 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,643 | | 285 | | 4,458 | |
| 已證實的總數加可能性 | 320 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,270 | | 772 | | 18,046 | |
公司淨準備金彙總表
截至2022年12月31日
預測價格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鵜鶘湖 重的 原油 (MMbbl) | 瀝青 (熱油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃氣 (Bcf) | 天然 燃氣 液體 (MMbbl) | 桶 關於石油的 等價物 (Mmboe) |
| 北美 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 74 | | 78 | | 156 | | 408 | | 5,637 | | 4,396 | | 111 | | 7,198 | |
| 發達的非生產國 | 7 | | 9 | | — | | 107 | | — | | 265 | | 5 | | 173 | |
未開發(1) | 44 | | 60 | | 43 | | 1,950 | | (1) | | 6,952 | | 252 | | 3,506 | |
| 已證明的總數 | 126 | | 148 | | 199 | | 2,464 | | 5,636 | | 11,614 | | 368 | | 10,876 | |
| 很有可能 | 48 | | 74 | | 79 | | 1,414 | | 425 | | 7,003 | | 201 | | 3,408 | |
| 已證實的總數加可能性 | 174 | | 222 | | 278 | | 3,878 | | 6,061 | | 18,617 | | 569 | | 14,284 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 4 | | | | | | 1 | | | 4 | |
| 發達的非生產國 | — | | | | | | — | | | — | |
| 未開發 | 7 | | | | | | 4 | | | 7 | |
| 已證明的總數 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| 很有可能 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| 已證實的總數加可能性 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 29 | | | | | | 16 | | | 31 | |
| 發達的非生產國 | 5 | | | | | | 2 | | | 6 | |
| 未開發 | 25 | | | | | | 8 | | | 27 | |
| 已證明的總數 | 59 | | | | | | 27 | | | 64 | |
| 很有可能 | 18 | | | | | | 14 | | | 21 | |
| 已證實的總數加可能性 | 77 | | | | | | 40 | | | 84 | |
| | | | | | | | |
| 公司總數 | | | | | | | | |
| 證明瞭 | | | | | | | | |
| 發達的生產 | 107 | | 78 | | 156 | | 408 | | 5,637 | | 4,413 | | 111 | | 7,233 | |
| 發達的非生產國 | 13 | | 9 | | — | | 107 | | — | | 268 | | 5 | | 178 | |
未開發(1) | 76 | | 60 | | 43 | | 1,950 | | (1) | | 6,964 | | 252 | | 3,540 | |
| 已證明的總數 | 195 | | 148 | | 199 | | 2,464 | | 5,636 | | 11,645 | | 368 | | 10,951 | |
| 很有可能 | 71 | | 74 | | 79 | | 1,414 | | 425 | | 7,019 | | 201 | | 3,433 | |
| 已證實的總數加可能性 | 266 | | 222 | | 278 | | 3,878 | | 6,061 | | 18,664 | | 569 | | 14,384 | |
(1)合成原油已探明未開發儲量(SCO)用數學方法確定為已探明和已探明已開發生產儲量之差。截至2022年12月31日，與總探明儲量相比，上海合作組織的已探明未開發儲量淨值為負值是微不足道的。
公司總準備金的對賬
截至2022年12月31日
預測價格和成本
已證明的總數
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鵜鶘湖 重的 原油 (MMbbl) | 瀝青 (熱油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃氣 (Bcf) | 天然 燃氣 液體 (MMbbl) | 桶 關於石油的 等價物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 145 | | 169 | | 270 | | 2,631 | | 6,998 | | 12,129 | | 418 | | 12,652 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 3 | | 14 | | — | | 262 | | — | | 290 | | 13 | | 339 | |
| 加密鑽井 | 7 | | 5 | | — | | — | | — | | 218 | | 19 | | 68 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | — | | 2 | | 37 | | — | | — | | 40 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 431 | | — | | 249 | | 25 | | 498 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | 8 | | 6 | | 4 | | — | | — | | 446 | | 9 | | 102 | |
| 技術修訂 | 6 | | 11 | | 6 | | 50 | | (6) | | 1,015 | | 23 | | 259 | |
| 生產 | (18) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (757) | | (22) | | (457) | |
| 2022年12月31日 | 150 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,589 | | 486 | | 13,501 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 79 | | | | | | 8 | | | 80 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | 1 | | | | | | — | | | 1 | |
| 技術修訂 | (65) | | | | | | (3) | | | (65) | |
| 生產 | (5) | | | | | | (1) | | | (5) | |
| 2022年12月31日 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 76 | | | | | | 32 | | | 81 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | 1 | | | | | | — | | | 1 | |
| 技術修訂 | (2) | | | | | | 7 | | | (1) | |
| 生產 | (5) | | | | | | (5) | | | (6) | |
| 2022年12月31日 | 70 | | | | | | 34 | | | 75 | |
| | | | | | | | |
公司總數 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 300 | | 169 | | 270 | | 2,631 | | 6,998 | | 12,168 | | 418 | | 12,813 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 3 | | 14 | | — | | 262 | | — | | 290 | | 13 | | 339 | |
| 加密鑽井 | 7 | | 5 | | — | | — | | — | | 218 | | 19 | | 68 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | — | | 2 | | 37 | | — | | — | | 40 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 431 | | — | | 249 | | 25 | | 498 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | 10 | | 6 | | 4 | | — | | — | | 446 | | 9 | | 103 | |
| 技術修訂 | (61) | | 11 | | 6 | | 50 | | (6) | | 1,019 | | 23 | | 194 | |
| 生產 | (28) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (763) | | (22) | | (468) | |
| 2022年12月31日 | 231 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,627 | | 486 | | 13,587 | |
合計可能性
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鵜鶘湖 重的 原油 (MMbbl) | 瀝青 (熱油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃氣 (Bcf) | 天然 燃氣 液體 (MMbbl) | 桶 關於石油的 等價物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 57 | | 80 | | 118 | | 1,706 | | 537 | | 8,056 | | 224 | | 4,066 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 1 | | 12 | | — | | 75 | | — | | 539 | | 22 | | 200 | |
| 加密鑽井 | 3 | | 3 | | — | | — | | — | | 126 | | 7 | | 33 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | 13 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 120 | | — | | 340 | | 46 | | 223 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | 2 | | 1 | | — | | — | | — | | 83 | | 1 | | 19 | |
| 技術修訂 | (4) | | (3) | | (4) | | — | | (14) | | (524) | | (15) | | (129) | |
| 生產 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 2022年12月31日 | 60 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,619 | | 285 | | 4,425 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 38 | | | | | | 3 | | | 39 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | (1) | | | | | | — | | | (1) | |
| 技術修訂 | (33) | | | | | | (1) | | | (34) | |
| 生產 | — | | | | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 29 | | | | | | 21 | | | 32 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | (2) | | | | | | — | | | (2) | |
| 技術修訂 | (2) | | | | | | — | | | (2) | |
| 生產 | — | | | | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | 25 | | | | | | 21 | | | 29 | |
| | | | | | | | |
公司總數 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 125 | | 80 | | 118 | | 1,706 | | 537 | | 8,080 | | 224 | | 4,137 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 1 | | 12 | | — | | 75 | | — | | 539 | | 22 | | 200 | |
| 加密鑽井 | 3 | | 3 | | — | | — | | — | | 126 | | 7 | | 33 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | 13 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 120 | | — | | 340 | | 46 | | 223 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | — | | 1 | | — | | — | | — | | 83 | | 1 | | 16 | |
| 技術修訂 | (39) | | (3) | | (4) | | — | | (14) | | (525) | | (15) | | (164) | |
| 生產 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 2022年12月31日 | 89 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,643 | | 285 | | 4,458 | |
已證實的總數加上可能的
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鵜鶘湖 重的 原油 (MMbbl) | 瀝青 (熱油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃氣 (Bcf) | 天然 燃氣 液體 (MMbbl) | 桶 關於石油的 等價物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 202 | | 249 | | 388 | | 4,337 | | 7,535 | | 20,185 | | 643 | | 16,717 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 4 | | 26 | | — | | 337 | | — | | 829 | | 35 | | 539 | |
| 加密鑽井 | 10 | | 8 | | — | | — | | — | | 344 | | 26 | | 100 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | 1 | | 2 | | 50 | | — | | — | | 52 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 551 | | — | | 588 | | 72 | | 722 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | 11 | | 7 | | 3 | | — | | — | | 529 | | 11 | | 120 | |
| 技術修訂 | 2 | | 8 | | 2 | | 50 | | (20) | | 491 | | 8 | | 131 | |
| 生產 | (18) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (757) | | (22) | | (457) | |
| 2022年12月31日 | 210 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,209 | | 772 | | 17,926 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 117 | | | | | | 11 | | | 119 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | — | | | | | | — | | | — | |
| 技術修訂 | (98) | | | | | | (3) | | | (99) | |
| 生產 | (5) | | | | | | (1) | | | (5) | |
| 2022年12月31日 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 105 | | | | | | 53 | | | 114 | |
| 新發現 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密鑽井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢復能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收購 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 經濟因素 | (1) | | | | | | — | | | (1) | |
| 技術修訂 | (4) | | | | | | 7 | | | (3) | |
| 生產 | (5) | | | | | | (5) | | | (6) | |
| 2022年12月31日 | 95 | | | | | | 55 | | | 104 | |
| | | | | | | | |
公司總數 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 424 | | 249 | | 388 | | 4,337 | | 7,535 | | 20,249 | | 643 | | 16,950 | |
| 新發現 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 4 | | 26 | | — | | 337 | | — | | 829 | | 35 | | 539 | |
| 加密鑽井 | 10 | | 8 | | — | | — | | — | | 344 | | 26 | | 100 | |
| 提高了恢復能力 | — | | — | | 1 | | 2 | | 50 | | — | | — | | 52 | |
| 收購 | — | | — | | — | | 551 | | — | | 588 | | 72 | | 722 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 經濟因素 | 10 | | 7 | | 3 | | — | | — | | 528 | | 11 | | 120 | |
| 技術修訂 | (100) | | 8 | | 2 | | 50 | | (20) | | 495 | | 8 | | 29 | |
| 生產 | (28) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (763) | | (22) | | (468) | |
| 2022年12月31日 | 320 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,270 | | 772 | | 18,046 | |
儲備表附註
1.“公司總儲備”是指在扣除特許權使用費之前，公司在儲備中的營運利益份額，不包括公司的任何特許權使用費權益。
2.“公司淨準備金”是指公司的總準備金減去應付給他人的所有特許權使用費加上從他人那裏應收的特許權使用費。
3.“輕質和中質原油”是指“輕質原油和中質原油的總和”。
4.“儲量”是指根據對鑽井、地質、地球物理和工程數據的分析，利用既定的技術，在普遍認為合理的特定經濟條件下，預計到某一特定日期可從已知儲量中開採的石油、天然氣和相關物質的估計剩餘量。
儲量根據與估計有關的確定程度進行分類：
▪“探明儲量”是指那些可以高度確定地估計為可開採的儲量。實際回收的剩餘數量很可能超過估計的已探明儲量。
▪“可能儲量”是指那些比已探明儲量更難被開採的額外儲量。同樣有可能的是，實際回收的剩餘儲量將大於或小於估計的已探明儲量和可能儲量的總和。
每種儲量類別(已探明的和可能的)可分為已開發和未開發的類別：
▪“已開發儲量”是指預期可從(I)現有油井及已安裝設施，或如該等設施尚未安裝，將涉及較低開支(與鑽探一口井的成本相比)使儲量投入生產的儲量，及(Ii)透過已安裝的開採設備及於儲量估計時運作的基礎設施(如開採方式不涉及油井)收回的儲量。發達的範疇可以細分為生產型和非生產型。
▪“未開發儲量”是指預計將從已知儲量中回收的儲量，這些儲量可通過未鑽井面積上的新油井或現有油井回收，而現有油井在生產這些儲量之前完成這些油井或安裝加工和收集設施需要大量支出。未鑽探面積的儲量僅限於那些直接抵消開發間隔區的鑽探單位，這些開發間隔區在鑽探時可以合理確定產量，除非存在可靠的技術，可以在更遠的距離內確定經濟產量的合理確定性。
5.儲量評估涉及公司提供的有關地質和工程數據、產品質量的產品價格調整、熱值和運輸、所擁有的權益、應付特許權使用費、生產成本、資本成本和合同承諾的數據。IQRE發現這一數據是合理的。
6.保留對賬變更類別定義：
▪“發現”是指在以前沒有發現儲量的水庫中增加儲量。
▪“延長”是指因逐步退出鑽井或重新完井而增加的儲量。
▪“加密鑽井”是指在油藏的已知邊界內鑽探或重新完井而增加的儲量。
▪“提高採收率”是指因實施改進的採油計劃而增加的儲備金。
▪“經濟因素”指的是主要由於價格預測而發生的變化。
▪“技術修訂”包括因新的技術數據或修訂的解釋而導致的先前估計的變化，以及經營成本、資本成本和對產品參考定價的抵消的變化。
7.2022年儲備對賬亮點：
已探明原油、瀝青(熱油)和NGL總儲量增加531Mbbl：
▪延長：增加291 Mbbl，主要是由於延長鑽井/未來增加各種瀝青(熱油)、初級重質原油、天然氣(NGL)和輕質原油性質的抵消。
▪加密鑽井：增加31Mbbl，主要是由於加密鑽井/未來在各種天然氣(NGL)、輕質原油和初級重質原油性質上的抵消增加。
▪採收率提高：主要由於油砂開採和升級(SCO)和傑克魚油田的瀝青(熱油)採收率增加，採收率增加40Mbbl。
▪收購：增加457Mbbl，主要是由於收購了艾伯塔省的瀝青(熱油)。
▪經濟因素：增加29Mbbl，主要是由於產品價格上漲。
▪技術修訂：增加24Mbbl，主要是由於各種瀝青(熱油)、天然氣(NGL)和主要重質原油性能的改善，但被北海未來未開發儲量的移除所抵消。
▪產量：減少341Mbbl。
天然氣總探明儲量增加1459bcf：
▪擴展：增加290bcf，主要是由於在阿爾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的蒙特尼和其他非常規地層增加了擴展鑽探/未來的偏移。
▪加密鑽井：增加218 bcf，主要是由於在阿爾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的蒙特尼和其他非常規地層的加密鑽井/未來的偏移增加。
▪收購：增加249bcf，主要是由於北美核心地區的房地產收購。
▪經濟因素：由於更高的產品價格，增加了446bcf。
▪技術修訂：增加1,019 bcf，主要是由於幾個北美核心區的整體積極修訂，這是由於復甦增加和類別從可能轉移到已證實。
▪產量：減少763bcf。
已探明的原油、瀝青和NGL總儲量增加了758Mbbl：
▪延長：增加401 Mbbl，主要是由於延長鑽井/未來增加各種瀝青(熱油)、初級重質原油和輕質原油性質的抵消。
▪加密鑽井：增加43Mbbl，主要是由於加密鑽井/未來在各種天然氣(NGL)、輕質原油和初級重質原油性質上的抵消增加。
▪採收率提高：主要由於油砂開採和升級(SCO)和傑克魚油田的瀝青(熱油)採收率增加，採收率增加52Mbbl。
▪收購：增加624 Mbbl，主要是由於收購了艾伯塔省的瀝青(熱油)。
▪經濟因素：增加32Mbbl，主要是由於產品價格上漲。
▪技術修訂：減少53Mbbl主要是由於北海未來未開發儲量的移除以及油砂開採和升級(SCO)的業績修訂，但因各種瀝青(熱油)、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油和天然氣(NGL)性能的改善而部分抵消。
▪產量：減少341Mbbl。
天然氣總探明儲量加可能儲量增加2,022 bcf：
▪擴展：增加829 bcf，主要是由於在阿爾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的蒙特尼和其他非常規地層增加了擴展鑽探/未來的偏移。
▪加密鑽井：增加344bcf，主要是由於在阿爾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的蒙特尼和其他非常規地層的加密鑽井/未來的偏移增加。
▪收購：增加588Bcf，主要是由於北美核心地區的房地產收購。
▪經濟因素：由於更高的產品價格，增加了528 bcf。
▪技術修訂：增加495bcf，主要是由於各種天然氣(NGL)性能的改善。
▪產量：減少763bcf。
8.IQRE關於儲備數據的報告載於本AIF的附表“A”。公司管理層和董事關於原油、天然氣和天然氣氣藏儲量披露的報告載於本AIF附表“B”。
未來淨收入表和附註
下表使用預測價格和成本彙總了截至2022年12月31日的未來淨收入。在計算未來淨收入時包括的廢棄、退役和填海(“ADR”)成本包括公司截至2022年12月31日現有開發項目的通脹和貼現前的總資產報廢債務(“ARO”)，以及可歸因於未來開發活動的ADR成本的預測估計。
未來所得税前淨收入淨現值彙總
截至2022年12月31日
預測價格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | 折扣@0% | 折扣@5% | 折扣@10% | 折扣@15% | 折扣@20% | 單位價值 折扣為10%/年
(美元/京東方) |
北美 | | | | | | |
證明瞭 | | | | | | |
發達的生產 | 441,151 | | 175,097 | | 102,466 | | 73,628 | | 58,666 | | 14.24 | |
發達的非生產國 | 7,780 | | 4,311 | | 3,219 | | 2,657 | | 2,290 | | 18.66 | |
未開發 | 159,117 | | 80,407 | | 44,042 | | 26,499 | | 17,160 | | 12.56 | |
已證明的總數 | 608,048 | | 259,814 | | 149,727 | | 102,785 | | 78,116 | | 13.77 | |
很有可能 | 196,958 | | 66,442 | | 31,641 | | 18,902 | | 12,995 | | 9.29 | |
已證實的總數加可能性 | 805,006 | | 326,256 | | 181,368 | | 121,687 | | 91,111 | | 12.70 | |
| | | | | | |
北海 | | | | | | |
證明瞭 | | | | | | |
發達的生產 | (1,247) | | (893) | | (662) | | (505) | | (394) | | (173.42) | |
發達的非生產國 | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
未開發 | 313 | | 265 | | 227 | | 197 | | 172 | | 30.36 | |
已證明的總數 | (934) | | (628) | | (434) | | (308) | | (222) | | (38.42) | |
很有可能 | 328 | | 255 | | 204 | | 167 | | 140 | | 43.72 | |
已證實的總數加可能性 | (607) | | (373) | | (230) | | (141) | | (82) | | (14.42) | |
| | | | | | |
非洲近海 | | | | | | |
證明瞭 | | | | | | |
發達的生產 | 478 | | 533 | | 497 | | 438 | | 379 | | 15.87 | |
發達的非生產國 | 527 | | 353 | | 248 | | 181 | | 136 | | 43.46 | |
未開發 | 1,893 | | 1,260 | | 872 | | 622 | | 455 | | 32.87 | |
已證明的總數 | 2,897 | | 2,146 | | 1,617 | | 1,242 | | 970 | | 25.44 | |
很有可能 | 2,005 | | 1,311 | | 901 | | 647 | | 482 | | 43.69 | |
已證實的總數加可能性 | 4,903 | | 3,457 | | 2,518 | | 1,889 | | 1,452 | | 29.91 | |
| | | | | | |
公司總數 | | | | | | |
證明瞭 | | | | | | |
發達的生產 | 440,382 | | 174,736 | | 102,302 | | 73,562 | | 58,650 | | 14.14 | |
發達的非生產國 | 8,306 | | 4,664 | | 3,467 | | 2,839 | | 2,426 | | 19.45 | |
未開發 | 161,323 | | 81,932 | | 45,141 | | 27,318 | | 17,788 | | 12.75 | |
已證明的總數 | 610,011 | | 261,332 | | 150,910 | | 103,719 | | 78,864 | | 13.78 | |
很有可能 | 199,290 | | 68,008 | | 32,746 | | 19,716 | | 13,617 | | 9.54 | |
已證實的總數加可能性 | 809,302 | | 329,340 | | 183,655 | | 123,435 | | 92,481 | | 12.77 | |
未來所得税後淨收入淨現值彙總
截至2022年12月31日
預測價格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | 折扣@0% | 折扣@5% | 折扣@10% | 折扣@15% | 折扣@20% |
北美 | | | | | |
證明瞭 | | | | | |
發達的生產 | 340,183 | | 135,550 | | 79,694 | | 57,480 | | 45,926 | |
發達的非生產國 | 5,988 | | 3,292 | | 2,451 | | 2,020 | | 1,737 | |
未開發 | 121,951 | | 60,832 | | 32,845 | | 19,415 | | 12,303 | |
已證明的總數 | 468,122 | | 199,674 | | 114,990 | | 78,914 | | 59,966 | |
很有可能 | 150,420 | | 50,506 | | 23,926 | | 14,223 | | 9,738 | |
已證實的總數加可能性 | 618,541 | | 250,180 | | 138,916 | | 93,138 | | 69,704 | |
| | | | | |
北海 | | | | | |
證明瞭 | | | | | |
發達的生產 | (851) | | (590) | | (425) | | (316) | | (242) | |
發達的非生產國 | — | | — | | — | | — | | — | |
未開發 | 314 | | 264 | | 224 | | 192 | | 167 | |
已證明的總數 | (537) | | (326) | | (201) | | (124) | | (75) | |
很有可能 | 322 | | 246 | | 193 | | 155 | | 127 | |
已證實的總數加可能性 | (215) | | (80) | | (8) | | 31 | | 52 | |
| | | | | |
非洲近海 | | | | | |
證明瞭 | | | | | |
發達的生產 | 273 | | 369 | | 361 | | 321 | | 276 | |
發達的非生產國 | 398 | | 267 | | 188 | | 137 | | 103 | |
未開發 | 1,457 | | 975 | | 678 | | 486 | | 356 | |
已證明的總數 | 2,129 | | 1,611 | | 1,226 | | 944 | | 736 | |
很有可能 | 1,502 | | 983 | | 677 | | 486 | | 362 | |
已證實的總數加可能性 | 3,631 | | 2,594 | | 1,903 | | 1,430 | | 1,098 | |
| | | | | |
公司總數 | | | | | |
證明瞭 | | | | | |
發達的生產 | 339,605 | | 135,329 | | 79,630 | | 57,485 | | 45,960 | |
發達的非生產國 | 6,386 | | 3,559 | | 2,638 | | 2,157 | | 1,841 | |
未開發 | 123,722 | | 62,071 | | 33,747 | | 20,093 | | 12,826 | |
已證明的總數 | 469,714 | | 200,958 | | 116,015 | | 79,734 | | 60,627 | |
很有可能 | 152,243 | | 51,735 | | 24,796 | | 14,865 | | 10,227 | |
已證實的總數加可能性 | 621,957 | | 252,694 | | 140,811 | | 94,599 | | 70,854 | |
未來淨收入合計(未貼現)
截至2022年12月31日
預測價格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 北美 | 北海 | 非洲近海 | 公司總數 |
(百萬美元) | 已證明的總數 | 已證實的總數加可能性 | 已證明的總數 | 已證實的總數加可能性 | 已證明的總數 | 已證實的總數加可能性 | 已證明的總數 | 已證實的總數加可能性 |
收入 | 1,423,309 | | 1,829,073 | | 1,257 | | 1,784 | | 6,976 | | 9,203 | | 1,431,542 | | 1,840,060 | |
版税 | 273,188 | | 363,469 | | — | | — | | 235 | | 325 | | 273,423 | | 363,794 | |
生產成本 | 428,493 | | 522,547 | | 720 | | 911 | | 2,195 | | 2,206 | | 431,408 | | 525,665 | |
開發成本 | 93,391 | | 116,559 | | 110 | | 118 | | 1,141 | | 1,248 | | 94,642 | | 117,925 | |
未來發展的ADR成本 | 1,059 | | 1,651 | | — | | — | | 29 | | 44 | | 1,089 | | 1,695 | |
未來所得税前淨收入不包括現有開發項目的ADR成本(相當於財務報表ARO) | 627,178 | | 824,847 | | 427 | | 755 | | 3,375 | | 5,380 | | 630,981 | | 830,982 | |
現有開發項目的ADR成本(相當於財務報表ARO) | 19,130 | | 19,841 | | 1,362 | | 1,362 | | 478 | | 478 | | 20,969 | | 21,680 | |
未來所得税前淨收入包括現有開發項目的ADR成本(相當於財務報表ARO) | 608,048 | | 805,006 | | (934) | | (607) | | 2,897 | | 4,903 | | 610,011 | | 809,302 | |
所得税 | 139,926 | | 186,464 | | (397) | | (391) | | 769 | | 1,272 | | 140,297 | | 187,344 | |
未來淨收入
所得税後 | 468,122 | | 618,541 | | (537) | | (215) | | 2,129 | | 3,631 | | 469,714 | | 621,957 | |
按產品類型劃分的未來淨收入
截至2022年12月31日
預測價格和成本
已證明的總數
| | | | | | | | |
產品類型 | 未來淨收入 所得税前 (折扣率為9折/年) (百萬美元) | 單位價值 (美元/京東方) |
輕質和中質原油
(包括溶解氣體和其他副產品) | 7,485 | | 21.10 | |
原生重質原油
(包括溶解氣體) | 3,250 | | 21.32 | |
鵜鶘湖重質原油
(包括溶解氣體) | 3,957 | | 19.90 | |
瀝青(熱油) | 39,090 | | 15.86 | |
合成原油 | 83,454 | | 14.81 | |
天然氣
(包括副產品，但不包括
原油油井的溶解氣體和副產品) | 18,604 | | 8.68 | |
總計 不包括現有開發項目的ADR成本 (相當於財務報表ARO) | 155,840 | | 14.23 | |
現有開發項目的ADR成本(相當於財務報表ARO) | (4,930) | | |
總計 包括現有開發的ADR成本 (相當於財務報表ARO) | 150,910 | | 13.78 | |
已證實的總數加可能性 | | |
| 產品類型 | 未來淨收入
所得税前
(折扣率為9折/年)
(百萬美元) | 單位價值
(美元/京東方) |
輕質和中質原油
(包括溶解氣體和其他副產品) | 10,543 | | 21.77 | |
原生重質原油
(包括溶解氣體) | 5,023 | | 22.05 | |
鵜鶘湖重質原油
(包括溶解氣體) | 5,158 | | 18.56 | |
瀝青(熱油) | 49,877 | | 12.86 | |
合成原油 | 90,105 | | 14.87 | |
天然氣
(包括副產品，但不包括
原油油井的溶解氣體和副產品) | 27,927 | | 8.08 | |
總計
不包括現有開發項目的ADR成本 (相當於財務報表ARO) | 188,633 | | 13.11 | |
現有開發項目的ADR成本(相當於財務報表ARO) | (4,978) | | |
總計
包括現有開發的ADR成本 (相當於財務報表ARO) | 183,655 | | 12.77 | |
關於未來淨收益表的説明
1.在計算未來淨收入時包括的廢棄、退役和填海(“ADR”)成本包括公司截至2022年12月31日現有開發項目的通脹和貼現前的總資產報廢債務(“ARO”)，以及可歸因於未來開發活動的ADR成本的預測估計。本公司計入儲備的ARO總額未來淨收入按本AIF“定價假設”部分所述的通貨膨脹率遞增。
2.對於加拿大的儲量，根據擬議的聯邦温室氣體污染定價法案，未來的淨收入包括碳成本合規，該法案將在2030年達到170美元/噸。對於北海的儲量，未來的淨收入包括與英國排放交易計劃相關的碳成本。
3.單位價值(美元/BOE)以公司淨儲備為基礎。
4.税後淨現值考慮了本公司現有的税池餘額和當前的税收法規，並不代表對合並實體層面的價值的估計，這可能會有很大不同。有關合並實體層面的信息，請參閲公司截至2022年12月31日的年度綜合財務報表和截至2022年12月31日的年度MD&A，日期為2023年3月1日。
5.未來淨收入優先於利息、一般和行政費用撥備以及任何風險管理活動的影響。
定價假設
用於準備儲量和相關未來淨收入估計的原油、天然氣和NGL參考定價以及通貨膨脹和匯率是根據Sproule、GLJ和McDaniel&Associates Consulters Ltd.(以下簡稱McDaniel)於2022年12月31日製定的3-Consulting-Average價格預測平均值。以下為3家諮詢公司平均價格預測摘要。2027年後，所有價格都以每年2%的速度增長。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 |
| 原油和液化石油氣 | | | | | | |
| WTI | 美元/桶 | 80.33 | | 78.50 | | 76.95 | | 77.61 | | 79.16 | |
| WCS | C美元/bbl | 76.54 | | 77.75 | | 77.55 | | 80.07 | | 81.89 | |
| 加拿大清淡甜酒 | C美元/bbl | 103.76 | | 97.74 | | 95.27 | | 95.58 | | 97.07 | |
| Cromer LSB | C美元/bbl | 104.55 | | 98.50 | | 95.55 | | 96.83 | | 98.13 | |
| 埃德蒙頓C5+ | C美元/bbl | 106.22 | | 101.35 | | 98.94 | | 100.19 | | 101.74 | |
| 布倫特原油 | 美元/桶 | 84.67 | | 82.69 | | 81.03 | | 81.39 | | 82.65 | |
天然氣 | | | | | | |
| AECO | C元/MMBtu | 4.23 | | 4.40 | | 4.21 | | 4.27 | | 4.34 | |
| 卑詩省西海岸站2 | C元/MMBtu | 4.08 | | 4.28 | | 4.11 | | 4.16 | | 4.23 | |
| 亨利·哈勃 | 美元/MMBtu | 4.74 | | 4.50 | | 4.31 | | 4.40 | | 4.49 | |
定價假設表附註
1.參考定價定義：
▪“WTI”指的是美國西德克薩斯中質油在俄克拉荷馬州庫欣的價格。
▪“WCS”指的是加拿大西部精選，在艾伯塔省哈迪斯蒂，將重質原油和瀝青與低硫合成稀釋劑和凝析油稀釋劑混合在一起；用於製備初級重質原油、鵜鶘湖重質原油和瀝青(熱油)儲備的參考價。
▪“加拿大輕甜”指的是輕重力的價格(40oAPI)，艾伯塔省埃德蒙頓的低硫混合甜混合(MSW)原油；用於製備輕質和中型原油和上海合作組織儲備的參考價。
▪“Cromer LSB”指的是淡酸味混合物的價格(35oAPI)馬尼託巴省克羅默的現貨原油；薩斯喀徹温省東南部和馬尼託巴省西南部儲備用於製備輕質和中型原油的參考價。
▪“埃德蒙頓C5+”是指艾伯塔省埃德蒙頓的戊烷加成；用於準備NGL儲備的參考價格；也用於確定與初級重質原油和瀝青(熱油)儲備相關的稀釋劑成本。
▪“布倫特原油”指的是歐洲、非洲和中東原油的基準價格；北海和近海非洲輕質原油儲備準備中使用的參考價格。
▪“AECO”是指艾伯塔省東南部AECO-C樞紐的天然氣交易價格；北美(不包括不列顛哥倫比亞省)天然氣儲備準備中使用的參考價格。
▪“不列顛哥倫比亞省西海岸站2”指的是不列顛哥倫比亞省切特温德市Enbridge Inc.系統上的天然氣輸氣點；不列顛哥倫比亞省天然氣儲量準備中使用的參考價格。
▪“Henry Hub”指的是位於路易斯安那州Erath的天然氣管道系統上的配送樞紐，是紐約商品交易所天然氣期貨的定價點。
2.從2021年4月1日起，COGE手冊包括了為編制用於儲量評估的商品價格預測而制定的價格預測指南。對於2022年年底，Sproule、GLJ和McDaniel用來確定其價格預測的方法與COGE手冊指南一致。
3.預測的價格和成本假設現行法律和法規繼續存在，井口銷售價格的任何上漲也考慮了通脹。銷售價格以上文詳述的參考價格為基礎，並根據個別物業的質量和交通進行調整。
4.該公司2022年的平均定價，扣除混合成本和不包括風險管理活動，輕質和中型原油為118.44美元/桶，初級重質原油為93.8美元/桶，鵜鶘湖重質原油為96.18美元/桶，瀝青(熱油)為85.51美元/桶，上海合作組織為117.69美元/桶，天然氣為67.25美元/桶，天然氣為6.55美元/立方米。
5.生產和資本成本以3家諮詢公司的平均成本通貨膨脹率上升，2023年為0%，2024年為2.33%，2024年之後為2%。
6.2022年評估中使用的3家諮詢公司的平均匯率為2023年0.7450美元/加元、2024年0.7650美元/加元、2025年0.7683美元/加元、2026年0.7717美元/加元和2027年及以後的0.7750美元/加元。
與儲備數據有關的其他信息
未開發儲量
未開發儲量是指預計可從已知儲量中回收的儲量，需要大量支出才能開發和生產。未開發儲量的增加來自以下一項或多項：收購、加密和延伸鑽探，或在事件首次發生的當年提高採收率。已探明和可能的未開發儲量由IQRE根據COGE手冊中所載的程序和標準進行評估。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
事實證明是未開發的 |
年 | 輕質和中等
原油
(MMbbl) | 主要
重的
原油
(MMbbl) | 重鵜鶘湖
原油
(MMbbl) | 瀝青
(熱油)
(MMbbl) | 合成的
原油
(MMbbl) | 天然氣
(Bcf) | 天然氣
液體
(MMbbl) | 石油桶
等價物
(Mmboe) |
2020
第一個屬性 | 4 | | 1 | | — | | 17 | | 8 | | 2,561 | | 48 | | 506 | |
| 總計 | 149 | | 84 | | 49 | | 1,876 | | 92 | | 5,476 | | 225 | | 3,388 | |
2021
第一個屬性 | 2 | | 5 | | — | | 119 | | — | | 2,068 | | 69 | | 541 | |
| 總計 | 115 | | 74 | | 56 | | 2,012 | | 37 | | 7,413 | | 283 | | 3,812 | |
2022
第一個屬性 | 7 | | 9 | | — | | 693 | | 37 | | 870 | | 54 | | 945 | |
| 總計 | 93 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,332 | | 337 | | 4,587 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 可能未開發 |
| 年 | 輕質和中等 原油 (MMbbl) | 主要
重的
原油
(MMbbl) | 重鵜鶘湖
原油
(MMbbl) | 瀝青
(熱油)
(MMbbl) | 合成的
原油
(MMbbl) | 天然氣
(Bcf) | 天然氣
液體
(MMbbl) | 石油桶
等價物
(Mmboe) |
2020
第一個屬性 | 2 | | 2 | | — | | 4 | | — | | 3,285 | | 41 | | 597 | |
| 總計 | 74 | | 60 | | 36 | | 1,427 | | 153 | | 5,244 | | 141 | | 2,764 | |
2021
第一個屬性 | 2 | | 3 | | — | | 39 | | — | | 2,037 | | 60 | | 443 | |
| 總計 | 58 | | 57 | | 27 | | 1,467 | | 106 | | 6,711 | | 183 | | 3,017 | |
2022
第一個屬性 | 3 | | 10 | | — | | 195 | | 13 | | 953 | | 72 | | 451 | |
| 總計 | 39 | | 64 | | 28 | | 1,632 | | 13 | | 7,073 | | 239 | | 3,193 | |
一些已探明的未開發和可能的未開發儲量的分配是基於公司的資本發展計劃，以優化運營並使資本投資與預計未來淨收入保持一致。延長的開發時間對與每一類別儲量估計相關的置信度沒有相應影響。IQRE儲量評估報告記錄了超出NI 51-101開發時間指南的未開發儲量的評估、分配和理由。公司對超過2年的儲量開發時間的理由按產品類型彙總如下：
1.輕質和中質原油和初級重質原油未開發儲量遍佈公司位於加拿大西部、北海和非洲近海的核心區。開發的時間安排是合理的，以適應以下情況：
▪具有設施限制的資本項目和旨在優化運營並在設施壽命內提供生產的發展計劃；
▪資源發揮着廣泛的持續發展；
▪三次採油或具有持續、廣泛發展機會的注水項目；
▪嚴格的ESG或監管開發限制限制了開發鑽探，否則將以更快的速度進行；以及
▪交貨期長、設施受限的離岸項目。
2.鵜鶘湖稠油是在一個大型稠油聚合物驅油項目中生產的，該項目受到化學和設施的限制。開發計劃旨在優化化學品的購買和使用，並在設施的生命週期內提供生產。
3.瀝青(熱油)開發計劃旨在優化運營，並在未來50年內為設施的壽命提供生產。
4.合成原油儲量與兩個大型油砂開採和升級項目有關，這些項目的交貨期長，設施限制。開發計劃旨在優化運營並在設施的整個生命週期內交付生產。
5.天然氣未開發儲量位於公司位於加拿大西部的整個核心區。開發的時間安排是合理的，以適應以下情況：
▪具有設施限制的資本項目和旨在優化運營並在設施壽命內提供生產的發展計劃；
▪資源發揮着廣泛的持續發展作用；以及
▪嚴格的ESG或監管開發限制了開發鑽探，否則開發鑽探將以更快的速度進行。
影響儲量數據的重大因素或不確定性
該公司未開發儲量的開發計劃是基於預測價格和成本假設。項目可能會根據實際發生的價格提前或推遲。
儲量的評估是一個會受到許多內部和外部因素重大影響的過程。修訂往往是必要的，從而導致所獲得的技術數據、歷史業績、生產成本、開發成本和產品定價、經濟狀況、特許權使用費制度和環境法規的變化以及未來技術改進的波動。有關更多信息，請參閲本AIF“風險因素”部分的“儲量估計的不確定性”。
未來開發成本
下表彙總了使用截至2022年12月31日的3家諮詢公司的平均通貨膨脹率和匯率計算的未貼現的未來開發成本。未來開發成本不包括所有廢棄、退役和填海(“ADR”)成本。ADR成本包括在未來淨收入的計算中，包括公司截至2022年12月31日現有開發項目的通脹和貼現前的總資產報廢債務(“ARO”)，以及可歸因於未來開發活動的ADR成本的預測估計。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
未來開發成本(未貼現) |
(百萬美元) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此後 | 總計 | 總折扣為10% |
已證明的總數 | | | | | | | | |
北美 | 3,662 | | 4,391 | | 4,356 | | 4,426 | | 4,795 | | 71,761 | | 93,391 | | 33,396 | |
北海 | 36 | | 27 | | 22 | | 9 | | 4 | | 13 | | 110 | | 91 | |
非洲近海 | 156 | | 251 | | 370 | | 140 | | 31 | | 194 | | 1,141 | | 864 | |
公司總數 | 3,854 | | 4,669 | | 4,748 | | 4,574 | | 4,829 | | 71,967 | | 94,642 | | 34,351 | |
已證實的總數加可能性 | | | | | | | | |
北美 | 3,854 | | 4,710 | | 4,717 | | 4,843 | | 5,352 | | 93,084 | | 116,559 | | 38,854 | |
北海 | 36 | | 27 | | 22 | | 9 | | 4 | | 20 | | 118 | | 94 | |
非洲近海 | 161 | | 272 | | 434 | | 157 | | 31 | | 194 | | 1,248 | | 949 | |
公司總數 | 4,051 | | 5,008 | | 5,173 | | 5,008 | | 5,387 | | 93,298 | | 117,925 | | 39,897 | |
管理層認為，內部產生的現金流、現有的信貸安排和進入債務資本市場的機會足以為未來的開發成本提供資金。本公司預計融資成本不會使任何物業的開發變得不經濟。
其他石油和天然氣信息
日產量
以下是截至2022年12月31日和2021年12月31日的財政年度原油、天然氣和NGL資產未計特許權使用費前的產量摘要。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年日均 生產率 | 2021年日均
生產率 |
區域 | 原油與天然氣液化天然氣 (Bbl) | 天然氣
(MMcf) | 原油與天然氣液化天然氣 (Bbl) | 天然氣
(MMcf) |
北美 | | | | |
| 不列顛哥倫比亞省東北部 | 24,187 | | 880 | | 17,456 | | 640 | |
| 艾伯塔省西北部 | 59,712 | | 808 | | 49,900 | | 656 | |
| 北部平原 | 378,374 | | 173 | | 386,460 | | 156 | |
| 南部平原 | 13,446 | | 210 | | 14,179 | | 225 | |
| 薩斯喀徹温省東南部 | 4,252 | | 3 | | 4,626 | | 3 | |
| 油砂開採與升級 | 425,945 | | — | | 448,133 | | — | |
| 北美合計 | 905,916 | | 2,075 | | 920,754 | | 1,680 | |
| 國際 | | | | |
| 北海英國部門 | 12,890 | | 2 | | 17,633 | | 3 | |
| 非洲近海 | 14,343 | | 13 | | 14,017 | | 12 | |
| 國際合計 | 27,233 | | 15 | | 31,650 | | 15 | |
| 公司合計 | 933,149 | | 2,090 | | 952,404 | | 1,695 | |
不列顛哥倫比亞省東北部
不列顛哥倫比亞省東北部地區擁有蒙特尼組的很大一部分，並提供勘探和開發機會，以及重要的受控基礎設施。勘探戰略側重於通過二維地震、三維地震和瞄準現有基礎設施附近的經濟前景進行綜合評估。
該地區還包括Septimus、Umbach/Nig和Townsen Montney天然氣資產，這些資產擁有天然氣加工能力以及專用第三方天然氣加工能力。
該地區的南部包括該公司的BC Foothills資產，天然氣是從這一高度構造區域的密西西比和三疊紀深層儲層中生產出來的。
艾伯塔省西北部
該地區位於艾伯塔省埃德蒙頓以西，位於不列顛哥倫比亞省和艾伯塔省交界處，是深盆地、多區域、富含液體的天然氣和輕質石油航道的優質陸地基地。艾伯塔省西北部擁有重要的蒙特尼河和精神河土地基礎，並結合擁有和運營的廣泛基礎設施組合提供勘探和開發機會。在該地區，該公司從多個技術複雜的層位生產富含天然氣的液體，地層深度從700米到4500米不等。用二維和三維地震識別位置，預測航道和岸面航道。該地區的西南部還擁有重要的山麓地帶資產，天然氣產自密西西比深層和三疊系的古老儲集層。
北部平原
這一地區從艾伯塔省埃德蒙頓以南開始，向北延伸到艾伯塔省的麥克默裏堡，從艾伯塔省西北部延伸到薩斯喀徹温省西部。在該地區的大部分地區，甜味和酸味的天然氣儲量都是從深度約為1500米的眾多生產層位生產出來的。在該地區的西南部，輕質原油和天然氣氣藏也出現在略深一些的地方。該公司瞄準這一地區的低風險勘探和開發機會。
在艾伯塔省勞埃德明斯特附近，原生重質原油(平均API為10°-14°API)和天然氣儲量是通過常規垂直、斜井和水平井從深達1,000米的多個生產層位開採的。在這種類型的稠油油藏中，將稠油流入井筒所需的能量來自溶解氣體。原油粘度和儲集層質量將決定儲集層的原油產量。維持重質原油生產的盈利能力的一個關鍵因素是成為一個有成效和高效率的生產商。該公司繼續通過佔據主導地位來控制成本，包括重要的土地基礎和廣泛的電池和處置設施基礎設施。
在該地區，該公司持有的主要重質原油生產是皇室購買和收購土地的結果。該公司100%擁有的ECHO管道系統也位於該地區。ECHO管道的日輸油量高達78,000桶，這使公司能夠以更低的生產成本運輸自己的產量。這條管道增強了該公司控制與其重質原油開發和營銷相關的全部成本的能力。
包括在該地區北部，艾伯塔省埃德蒙頓以北約200英里處的是該公司在鵜鶘湖的資產。這些資產從瓦巴斯卡組生產鵜鶘湖重質原油，重力為12°-17°API。由於沒有沙子生產及其相關的處置要求，以及收集和管道設施到位，生產費用較低。公司在必要的基礎設施、道路、鑽井平臺、收集和銷售管道、電池、天然氣廠和壓縮機方面擁有主要所有權，以確保位於土地上的大型原油儲藏的經濟發展，包括100%擁有和運營的鵜鶘湖管道和三個主要石油電池，產能為85,000桶/天。公司正在通過聚合物驅提高油田的最終採收率。
在艾伯塔省邦尼維爾附近擁有100%股權的PrimRose和Wolf Lake油田生產瀝青(熱油)，涉及到利用蒸汽提高瀝青回收率的工藝。該公司採用的工藝有：CS工藝、SAGD工藝和汽驅工藝。這些回收過程注入蒸汽來加熱瀝青沉積物，降低粘度，從而改善其流動特性。沃爾夫湖還有一個收集系統的基礎設施和一個日處理能力為140,000桶/天的加工廠。該公司在一個能夠生產84兆瓦電力的熱電聯產設施中擁有50%的權益。該公司繼續優化CS和蒸汽驅工藝，顯著提高了油井生產率和最終瀝青回收率。
該公司在艾伯塔省Lac La Biche附近的Kirby地區擁有兩個100%擁有的熱力SAGD設施，基礎設施和工廠總處理能力為80,000桶/日。
本公司於傑克魚擁有營運熱能SAGD資產的100%權益。於2022年，本公司收購鄰近傑克魚的未開發Pike土地的剩餘50%權益，進一步鞏固傑克魚及Kirby資產的發展機會。傑克魚的基礎設施由三個加工廠和收集系統組成，這些加工廠和收集系統的總生產能力為每天12萬桶。
南部平原和薩斯喀徹温省東南部
南部平原地區主要位於北部平原地區南部至美國邊界，並延伸到薩斯喀徹温省西部。
天然氣、天然氣和輕中型原油儲量藴藏在深度達2300米的眾多生產層位中。該地區是加拿大西部沉積盆地較為成熟的地區之一，需要通過有效利用現有設施、靈活的基礎設施設計和適當的利益整合來持續控制運營成本。
薩斯喀徹温省東南部地區位於該省東南部，延伸到馬尼託巴省，主要從深度達2700米的多個生產層位生產輕質含硫原油。
油砂開採與升級
地平線：該公司在位於艾伯塔省麥克默裏堡以北約70公里處的Horizon油砂租約中擁有100%的營運權益。2021年，本公司完成了對現有公司油砂租約5%淨附帶權益的收購，Horizon產量目前來自該租約。
Horizon油砂資源賦存於白堊系McMurray組，並進一步細分為下、中、上三個非正式段。Horizon的大部分油砂資源發現於麥克默裏組下部和中部，深度在地表以下50至100米。
Horizon油砂可通過私家路和私人飛機跑道到達，包括地面油砂開採、瀝青開採、瀝青升級和相關基礎設施。開採油砂是使用傳統的卡車和鏟子技術完成的。然後，礦石通過提取和泡沫處理設施進行加工，生產瀝青，瀝青在現場升級為SCO。上海合作組織通過管道從現場運輸到埃德蒙頓地區進行分發。兩個現場熱電廠，設計總裝機容量為180兆瓦，為運營提供電力和蒸汽。
該公司於2005年2月獲得董事會的項目批准，授權管理層進行Horizon一期項目，設計產能為11萬桶/日。2009年實現了上海合作組織的第一批生產。
2014年，該公司完成了焦化廠第2A期的配套工作，隨後於2016年完成了2B期的擴建。2017年，公司完成了第三期擴建，使總生產能力達到約250,000桶/日。
2018年，公司收購了Joslyn油砂項目，增加了公司的油砂開採和升級總儲量。將Joslyn租約(現為Horizon South)納入採礦計劃，將使採礦能夠在先前現有的Horizon租約以南繼續進行，並有機會進一步優化成本。
AOSP：2017年，本公司收購了位於加拿大艾伯塔省的油砂開採和升級合資企業AOSP的直接和間接合計70%的權益。該公司經營AOSP的採礦和開採資產，這些資產位於艾伯塔省麥克默裏堡附近的阿薩巴斯卡地區，包括馬斯凱格河和傑克平礦。殼牌運營着Scotford Upgrader項目，包括位於艾伯塔省埃德蒙頓東北部薩斯喀徹温堡附近的Quest項目，該項目利用LC精煉技術高效地將渣油加氫裂化為高質量燃料油和運輸燃料。
使用傳統的卡車和鏟子技術從油砂礦藏中生產瀝青。然後，礦石通過提取和泡沫處理設施進行加工，以生產瀝青。來自Muskeg River和Jackine礦的稀釋瀝青混合物被運輸到第三方擁有的Corridor管道上的Scotford Upgrader，在那裏瀝青被升級為優質阿爾比安合成原油、阿爾比安重質合成原油和減壓瓦斯油，在某些情況下，還可以升級為其他重質混合物。稀釋劑通過聯合走廊管道運輸系統從Scotford Upgrader運回Muskeg River礦。與殼牌簽訂了一項長期承購協議，以市場價格購買減壓汽油，並以市場價格從Scotford Upgrader銷售大量優質Albian合成和Albian重型合成產品。
合併後的AOSP礦的總生產能力約為320,000桶/天的瀝青。殼牌於二零一三年取得聯合審查小組批准及其他相關批准，擴建JackPinin礦每日100,000桶，並於二零一九年取得餘下的主要申請批准。
英國北海
通過其全資子公司中國北車國際(英國)Limited，前身為Ranger Oil(英國)公司在北海已有40多年的經營歷史，擁有豐富的數據庫、豐富的運營經驗和經驗豐富的員工隊伍。2022年，該公司生產了8個原油油田。
北部油田以尼尼安油田為中心，公司在該油田擁有100%的營運權益。中央處理設施連接到其他油田，包括公司運營的Strathspey、Columba和Lyell油田，工作權益為91.6%至100%。
在北海中部，本公司持有T區塊(包括Tiffany、Toni和Thelma油田)100%運營的工作權益。
該公司通過某些加工設施從第三方獲得加工原油和天然氣的關税收入。
班夫和凱爾油田的退役活動於2020年第二季度開始，2020年6月停產。退役活動的目標是到2024年基本完成。
該公司於2017年開始放棄尼年北平臺。2021年完成平臺頂部拆解和處置，2022年完成導管架拆卸。這些退役活動的目標是在2023年基本完成。
2022年，英國現行的監管和經濟狀況以及日益嚴峻的商業前景促使該公司評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安、哥倫巴、萊爾和Strathspey油田不再具有經濟價值，並於2022年12月31日註銷了相關原油和天然氣儲量，並正在加快這些油田的退役和廢棄。
非洲近海
科特迪瓦-科特迪瓦
該公司擁有科特迪瓦兩個離岸許可證的權益。第一個是CI-26區塊Espir油田58.7%的作業權益，該油田位於100至700米的水深範圍內。East Epoir於2002年開始生產，West Epoir於2006年開始生產。東部和西部埃斯波爾油田的原油被生產到專用的浮式生產儲油罐，相關的天然氣被輸送到陸地上，通過海底管道用於當地發電。
第二個是位於CI-40區塊的Baobab油田57.6%的作業權益，該區塊位於Espir設施以南8公里處，水深從1,000米到1,400米不等。Baobab油田的生產於2005年開始。Baobab油田的原油被生產到專用的FPSO，相關的天然氣通過連接到Espoir基礎設施的海底管道輸送到陸地上。
南非
於二零一二年，本公司完成將南非東南海岸11B/12B區塊(下稱“區塊”)100%擁有的石油分租租約轉換為該地區的石油探礦權。本公司目前於該區塊擁有20%的非營運營運權益，並於二零一三年在一宗分包交易中剝離探礦權的50%權益，並於二零一八年在兩宗獨立的分包交易中再出售30%權益。2018年，運營商重新進入區塊上暫停的Brudpadda探井，隨後宣佈在該勘探區塊發現天然氣和凝析油。2020年，運營商完成了對該區塊Luiperd探井的鑽探和測試，隨後宣佈在該區塊發現了天然氣和凝析油。2022年，該運營商代表探礦權持有人向國家提交了將探礦權轉換為生產權的申請，目前正在編制該區塊的開發計劃。在授予生產權和建立商業性之後，將向公司支付額外的現金。
生產和非生產原油和天然氣井
下表彙總了截至2022年12月31日，該公司擁有工作權益的正在生產或在機械上能夠生產的油井數量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 生產 | 幾口天然氣井 | 原油井 | 總井數 | |
| 毛收入 | 網絡 | 毛收入 | 網絡 | 毛收入 | 網絡 | |
加拿大 | | | | | | | |
艾伯塔省 | 23,368 | | 18,916.5 | | 9,874 | | 9,044.9 | | 33,242 | | 27,961.4 | | |
不列顛哥倫比亞省 | 2,082 | | 1,936.7 | | 166 | | 153.9 | | 2,248 | | 2,090.6 | | |
薩斯喀徹温省 | 9,322 | | 8,513.8 | | 2,157 | | 1,219.9 | | 11,479 | | 9,733.7 | | |
| 馬尼託巴省 | — | | — | | 143 | | 124.8 | | 143 | | 124.8 | | |
| | | | | | | |
| 加拿大總和 | 34,772 | | 29,367.0 | | 12,340 | | 10,543.5 | | 47,112 | | 39,910.5 | | |
| | | | | | | |
北海英國部門 | 1 | | 1.0 | | 46 | | 45.5 | | 47 | | 46.5 | | |
非洲近海 | | | | | | | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | — | | — | | 24 | | 14.0 | | 24 | | 14.0 | | |
| | | | | | | |
公司總數 | 34,773 | | 29,368.0 | | 12,410 | | 10,603.0 | | 47,183 | | 39,971.0 | | |
下表彙總了截至2022年12月31日，該公司擁有工作權益但沒有生產或不具備生產機械能力的油井數量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 不生產 | 天然氣井 | 原油井 | 總井數 |
| 毛收入 | 網絡 | 毛收入 | 網絡 | 毛收入 | 網絡 |
加拿大 | | | | | | |
| 艾伯塔省 | 9,626 | | 7,977.6 | | 13,206 | | 12,001.4 | | 22,832 | | 19,979.0 | |
不列顛哥倫比亞省 | 2,412 | | 2,123.2 | | 497 | | 439.7 | | 2,909 | | 2,562.9 | |
薩斯喀徹温省 | 1,361 | | 1,291.2 | | 3,255 | | 2,686.7 | | 4,616 | | 3,977.9 | |
馬尼託巴省 | — | | — | | 158 | | 105.9 | | 158 | | 105.9 | |
西北地區 | 95 | | 22.3 | | — | | — | | 95 | | 22.3 | |
加拿大總和 | 13,494 | | 11,414.3 | | 17,116 | | 15,233.7 | | 30,610 | | 26,648.0 | |
美國 路易斯安那州 | — | | — | | 2 | | 0.4 | | 2 | | 0.4 | |
北海英國部門 | 2 | | 2.0 | | 22 | | 22.0 | | 24 | | 24.0 | |
非洲近海 | | | | | | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | — | | — | | 16 | | 9.2 | | 16 | | 9.2 | |
| | | | | | |
公司總數 | 13,496 | | 11,416.3 | | 17,156 | | 15,265.3 | | 30,652 | | 26,681.6 | |
沒有屬性儲量的物業
下表彙總了該公司截至2022年12月31日的未探明財產。
| | | | | | | | |
國家(上千英畝) | 毛收入 | 網絡 |
加拿大 | 22,006 | | 17,828 | |
我們 | 9 | | 3 | |
北海英國部門 | 106 | | 105 | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | 61 | | 34 | |
| | |
南非 | 4,002 | | 800 | |
公司總數 | 26,184 | | 18,770 | |
如本公司根據獨立租約持有同一地面面積下不同地層的權益，則每份租約的面積計入毛額及淨額。
加拿大自然公司約有53萬英畝的淨地歸因於北美的物業，目前預計這些物業將於2023年12月31日到期。
與無歸屬儲量的物業相關的重大因素或不確定性
該公司持有的未經證實的物業種類繁多，分佈在北美和國際地區。土地資產的範圍從保有權由碳氫化合物測試結果或生產無限期持有的發現區到評估早期階段的勘探區。該公司不斷根據產品定價、資本供應以及任何特定地區的基礎設施發展分配和水平，審查這些未經證實的物業的經濟可行性和排名。在這一過程中，一些財產被安排用於經濟發展活動，而另一些財產被暫時擱置、出售、互換或到期，並交還給礦業權所有者。
遠期合約
在正常業務過程中，根據現有的合同和協議，該公司有多項提供原油和天然氣的交付承諾。該公司有足夠的原油和天然氣儲備來履行這些承諾。
2022年原油、天然氣和天然氣開採活動的成本
| | | | | | | | | | | | | | |
| (百萬美元) | 北美 | 北海 | 非洲近海 | 總計 |
| 物業收購 | | | | |
| 證明瞭 | 524 | | — | | — | | 524 | |
| 未經證實 | — | | — | | — | | — | |
探索 | 40 | | — | | 5 | | 45 | |
發展 | 4,387 | | 304 | | 75 | | 4,766 | |
| 4,951 | | 304 | | 80 | | 5,335 | |
增加：非現金和其他費用淨額(1) | (99) | | (178) | | 44 | | (233) | |
已招致的費用 | 4,852 | | 126 | | 124 | | 5,102 | |
(1)非現金和其他成本主要包括ARO和其他公允價值調整的變化。
勘探和開發活動
下表總結了該公司在截至2022年12月31日的年度內完成的原油和天然氣鑽探活動。2022年，不包括服務和地層測試井，總成功率為99%。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 探井 | 開發井 |
| 毛收入 | 網絡 | 毛收入 | 網絡 |
加拿大-勘探和生產 | | | | |
原油 | — | | — | | 332 | | 317.2 | |
天然氣 | — | | — | | 100 | | 72.0 | |
乾的 | — | | — | | 1 | | 1.0 | |
服務 | — | | — | | 56 | | 56.0 | |
地層學 | — | | — | | 18 | | 18.0 | |
總計 | — | | — | | 507 | | 464.2 | |
加拿大-油砂開採與升級 | | | | |
服務 | — | | — | | 5 | | 4.7 | |
地層學 | — | | — | | 451 | | 373.0 | |
總計 | — | | — | | 456 | | 377.7 | |
加拿大總和 | — | | — | | 963 | | 841.9 | |
| | | | |
| | | | |
| 國際合計 | — | | — | | — | | — | |
公司合計 | — | | — | | 963 | | 841.9 | |
2023年活動
2023年，安全、可靠、有效和高效的運營將繼續是公司的重點。2022年11月，公司發佈了2023年資本預算 (1)約52.1億美元。年度預算是在全年制定和審查的，如有必要可以改變，以應對價格波動、項目回報的變化以及項目風險和時間範圍的平衡。2023年的生產指導目標是每天1330,000 BOE到1,374,000 BOE。
2023年的資本預算和生產目標構成了前瞻性信息。有關前瞻性信息的更多詳細信息，請參閲本AIF的“諮詢”部分。
(1)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情，請參閲公司截至2022年12月31日的年度MD&A中的“非公認會計準則和其他財務措施”一節。
產量預估
下表彙總了使用預測價格和成本估計的2023年公司總探明和可能日產量，這些估計包括在截至2022年12月31日的探明儲量和可能儲量估計中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 輕質和中等
原油
(bbl/d) | 初級重物
原油
(bbl/d) | 重鵜鶘湖
原油
(bbl/d) | 瀝青
(熱油)
(bbl/d) | 合成的
原油
(bbl/d) | 天然氣
(MMcf/d) | 天然氣
液體
(bbl/d) | 石油桶
等價物
(英國央行/日) |
已證明的總數 | | | | | | | | |
北美 | 41,320 | | 67,066 | | 46,940 | | 252,244 | | 433,815 | | 1,949 | | 65,935 | | 1,232,205 | |
北海 | 4,463 | | | | | | 2 | | | 4,842 | |
非洲近海 | 13,717 | | | | | | 13 | | | 15,901 | |
公司總數 | 59,501 | | 67,066 | | 46,940 | | 252,244 | | 433,815 | | 1,965 | | 65,935 | | 1,252,948 | |
合計可能性 | | | | | | | | |
北美 | 4,118 | | 7,908 | | 1,657 | | 2,245 | | 22,940 | | 249 | | 9,766 | | 90,140 | |
北海 | 324 | | | | | | 1 | | | 411 | |
非洲近海 | 1,316 | | | | | | 1 | | | 1,496 | |
公司總數 | 5,758 | | 7,908 | | 1,657 | | 2,245 | | 22,940 | | 251 | | 9,766 | | 92,046 | |
生產歷史和淨收益 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 截至的年度 |
按產品劃分的北美生產和淨收益(1) |
輕質和中質原油(2) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 50,759 | | 50,944 | | 49,862 | | 50,152 | | 50,426 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 50,793 | | 51,614 | | 49,916 | | 50,194 | | 50,625 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 111.04 | | 132.79 | | 108.35 | | 99.06 | | 112.91 | |
交通運輸(4) | 2.65 | | 3.44 | | 4.32 | | 3.55 | | 3.49 | |
版税(5) | 15.77 | | 26.60 | | 23.83 | | 19.20 | | 21.38 | |
生產費用(6) | 23.20 | | 23.13 | | 26.34 | | 26.42 | | 24.77 | |
淨額回扣 | 69.42 | | 79.62 | | 53.86 | | 49.89 | | 63.27 | |
原生重質原油(2) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 63,068 | | 66,521 | | 68,933 | | 72,161 | | 67,699 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 64,306 | | 65,369 | | 68,492 | | 72,124 | | 67,597 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 97.21 | | 122.14 | | 89.80 | | 69.20 | | 93.80 | |
交通運輸(4) | 4.98 | | 4.78 | | 4.45 | | 4.72 | | 4.73 | |
版税(5) | 19.57 | | 25.37 | | 18.72 | | 12.86 | | 18.95 | |
生產費用(6) | 22.00 | | 22.86 | | 21.30 | | 21.28 | | 21.84 | |
淨額回扣 | 50.66 | | 69.13 | | 45.33 | | 30.34 | | 48.28 | |
鵜鶘湖重質原油(2) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 51,991 | | 51,112 | | 50,051 | | 48,221 | | 50,333 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 53,686 | | 50,202 | | 50,160 | | 50,084 | | 51,021 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 97.73 | | 121.88 | | 91.98 | | 73.25 | | 96.18 | |
交通運輸(4) | 5.22 | | 5.22 | | 5.16 | | 4.78 | | 5.10 | |
版税(5) | 30.27 | | 40.26 | | 29.16 | | 23.44 | | 30.76 | |
生產費用(6) | 7.48 | | 7.99 | | 8.89 | | 9.14 | | 8.36 | |
淨額回扣 | 54.76 | | 68.41 | | 48.77 | | 35.89 | | 51.96 | |
瀝青(熱油)(2) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 261,743 | | 249,938 | | 243,393 | | 253,188 | | 252,018 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 269,306 | | 249,596 | | 241,571 | | 247,692 | | 251,953 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 89.93 | | 112.92 | | 80.74 | | 58.13 | | 85.51 | |
交通運輸(4) | 4.91 | | 4.77 | | 4.42 | | 4.88 | | 4.75 | |
版税(5) | 18.21 | | 26.07 | | 19.10 | | 12.42 | | 18.93 | |
生產費用(6) | 14.35 | | 18.93 | | 15.63 | | 17.20 | | 16.50 | |
淨額回扣 | 52.46 | | 63.15 | | 41.59 | | 23.63 | | 45.33 | |
天然氣 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(MMcf/d)(7) | 1,988 | | 2,089 | | 2,117 | | 2,105 | | 2,075 | |
淨收益(美元/mCf) | | | | | |
銷售價格(3) | 5.20 | | 7.90 | | 6.51 | | 6.36 | | 6.51 | |
交通運輸(4) | 0.50 | | 0.51 | | 0.50 | | 0.56 | | 0.52 | |
版税(5) | 0.41 | | 0.89 | | 0.61 | | 0.51 | | 0.61 | |
生產費用(6) | 1.28 | | 1.15 | | 1.13 | | 1.22 | | 1.19 | |
| 淨額回扣 | 3.01 | | 5.35 | | 4.27 | | 4.07 | | 4.19 | |
天然氣液體(2) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 56,719 | | 58,963 | | 59,393 | | 62,837 | | 59,495 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 56,719 | | 58,963 | | 59,393 | | 62,837 | | 59,495 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 68.56 | | 81.35 | | 60.34 | | 59.53 | | 67.25 | |
交通運輸(4) | 2.02 | | 2.24 | | 2.28 | | 2.37 | | 2.23 | |
版税(5) | 11.15 | | 15.69 | | 12.45 | | 10.39 | | 12.40 | |
生產費用(6) | 8.11 | | 8.25 | | 8.56 | | 8.52 | | 8.37 | |
淨額回扣 | 47.28 | | 55.17 | | 37.05 | | 38.25 | | 44.25 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 截至的年度 |
北海產量和按產品分列的淨收益(1) |
輕質和中質原油 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 15,961 | | 10,788 | | 10,855 | | 14,006 | | 12,890 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 11,245 | | 16,530 | | 4,229 | | 20,854 | | 13,215 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 125.20 | | 146.06 | | 123.18 | | 118.91 | | 129.04 | |
交通運輸(4) | 2.00 | | 0.99 | | 3.27 | | 0.67 | | 1.26 | |
版税(5) | 0.41 | | 0.24 | | 0.86 | | 0.18 | | 0.30 | |
生產費用(6) | 64.24 | | 84.38 | | 115.41 | | 100.30 | | 88.99 | |
淨額回扣 | 58.55 | | 60.45 | | 3.64 | | 17.76 | | 38.49 | |
天然氣 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(MMcf/d)(7) | 3 | | 2 | | 1 | | 3 | | 2 | |
淨收益(美元/mCf) | | | | | |
銷售價格(3) | 20.68 | | 8.54 | | 20.88 | | 13.51 | | 15.75 | |
交通運輸(4) | — | | — | | — | | — | | — | |
版税(5) | — | | — | | — | | — | | — | |
生產費用(6) | 8.21 | | 6.60 | | 12.67 | | 10.38 | | 9.27 | |
淨額回扣 | 12.47 | | 1.94 | | 8.21 | | 3.13 | | 6.48 | |
非洲離岸生產和按產品分列的淨收益(1) |
輕質和中質原油 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 15,742 | | 15,119 | | 13,638 | | 12,909 | | 14,343 | |
| 平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 18,550 | | 13,902 | | 13,020 | | 14,059 | | 14,866 | |
淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) | 130.25 | | 143.33 | | 119.08 | | 117.74 | | 127.85 | |
交通運輸(4) | — | | — | | — | | — | | — | |
版税(5) | 6.06 | | 12.36 | | 14.61 | | 16.02 | | 11.79 | |
生產費用(6) | 13.38 | | 15.73 | | 16.64 | | 24.30 | | 17.25 | |
淨額回扣 | 110.81 | | 115.24 | | 87.83 | | 77.42 | | 98.81 | |
天然氣 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(MMcf/d) (7) | 15 | | 14 | | 14 | | 7 | | 13 | |
淨收益(美元/mCf) | | | | | |
銷售價格(3) | 9.57 | | 12.31 | | 14.27 | | 13.80 | | 12.23 | |
交通運輸(4) | 0.18 | | 0.18 | | 0.18 | | 0.19 | | 0.17 | |
版税(5) | 0.98 | | 2.20 | | 1.73 | | 0.71 | | 1.50 | |
生產費用(6) | 3.93 | | 3.78 | | 4.27 | | 6.98 | | 4.40 | |
淨額回扣 | 4.48 | | 6.15 | | 8.09 | | 5.92 | | 6.16 | |
| 總勘探和生產 | | | | | |
桶油當量(BOE)(8) | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(BOE/d) | 850,354 | | 854,194 | | 851,387 | | 865,895 | | 855,489 | |
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(BOD/d) | 858,976 | | 856,986 | | 842,043 | | 870,265 | | 857,057 | |
淨收益(美元/BOE)(1) | | | | | |
銷售價格(3) | 69.66 | | 88.07 | | 66.04 | | 56.83 | | 70.07 | |
交通運輸(4) | 3.72 | | 3.70 | | 3.64 | | 3.80 | | 3.72 | |
版税(5) | 11.88 | | 17.03 | | 12.88 | | 9.31 | | 12.75 | |
生產費用(6) | 12.70 | | 14.44 | | 12.68 | | 15.17 | | 13.76 | |
| 淨額回扣 | 41.36 | | 52.90 | | 36.84 | | 28.55 | | 39.84 | |
油砂開採與提產增收(1) |
| 上海合作組織 | | | | | |
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)(9) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | |
| 平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天) | 441,324 | | 350,500 | | 489,146 | | 433,731 | | 428,820 | |
| 淨收益(美元/桶) | | | | | |
銷售價格(3) (10) | 112.05 | | 137.60 | | 120.91 | | 103.79 | | 117.69 | |
交通運輸(4) | 1.55 | | 2.05 | | 1.55 | | 1.80 | | 1.71 | |
版税(5) (11) | 13.51 | | 31.63 | | 24.87 | | 14.48 | | 20.71 | |
生產費用 (6) | 24.60 | | 33.76 | | 22.35 | | 25.48 | | 26.04 | |
| 淨額回扣 | 72.39 | | 70.16 | | 72.14 | | 62.03 | | 69.23 | |
關於生產歷史和淨額回收表的説明
(1)淨回扣是一種非公認會計準則財務計量，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。淨回款計算包括非公認會計準則財務指標：實現價格和運輸。關於非公認會計準則的額外披露，請參閲公司截至2022年12月31日的年度MD&A中“非公認會計原則和其他財務措施”一節中關於淨值的討論。
(2)北美勘探和生產的組成部分原油和天然氣液化石油氣的生產和銷售。
(3)計算方法為產品銷售額減去調合費用，除以各自的銷售量。
(4)計算方法為運輸費用除以各自的銷售量。
(5)計算方法是版税除以各自的銷售量。
(6)計算方法為生產費用除以各自的銷售量。
(7)天然氣產量接近銷售量。
(8)石油當量銷售包括總勘探和生產原油、NGL和天然氣銷售。
(9)油砂開採和升級生產是Horizon生產和消費的開採柴油的淨值。
(10)上海合作組織的銷售價格是扣除原料和混合成本後的淨價。
(11)油砂開採及升級業務的特許權使用費開支按期內支出的瀝青特許權使用費計算。
精選財務信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每股普通股金額) | | 2022 | | 2021 |
產品銷售(1) | | $ | 49,530 | | | $ | 32,854 | |
原油和天然氣液化石油氣 | | $ | 43,009 | | | $ | 29,256 | |
天然氣 | | | | $ | 5,236 | | | $ | 2,716 | |
淨收益 | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | |
每股普通股 | | -基本 | | $ | 9.64 | | | $ | 6.49 | |
| | -稀釋 | | $ | 9.52 | | | $ | 6.46 | |
調整後的運營淨收益(2) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 11.33 | | | $ | 6.28 | |
| | -稀釋(3) | | $ | 11.19 | | | $ | 6.25 | |
經營活動的現金流 | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | |
調整後的資金流動 (2) | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | |
每股普通股 | | -基本 (3) | | $ | 17.44 | | | $ | 11.63 | |
| | -稀釋(3) | | $ | 17.22 | | | $ | 11.57 | |
總資產 | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
長期負債總額 | | $ | 29,316 | | | $ | 32,298 | |
用於投資活動的現金流 | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | |
資本支出淨額(2) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
精選財務信息備註
(1)與產品銷售有關的更多細節在公司截至2022年12月31日的經審計綜合財務報表的附註22中披露。
(2)非公認會計準則財務衡量標準。請參閲本公司截至2022年12月31日、日期為2023年3月1日的年度MD&A中的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。
(3)非公認會計準則比率。請參閲本公司截至2022年12月31日、日期為2023年3月1日的年度MD&A中的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。
紅利歷史
2001年1月17日，董事會批准了一項定期支付季度股息的股息政策。自2001年4月以來，股息在每年的1月、4月、7月和10月支付。本公司的股息政策由董事會定期審議，並可能根據本公司當時的收益、財務要求和其他因素而隨時發生變化。
下表顯示了該公司在截至12月31日的最後三年中每年宣佈的普通股每股現金股利總額。
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
宣佈的每股普通股現金股息 | $ | 4.60 | | $ | 2.00 | | $ | 1.70 | |
2023年3月1日，公司將宣佈的每股普通股季度現金股息增加到0.90美元，從2023年4月5日支付的股息開始。
2022年，公司宣佈的每股普通股現金股息包括每股普通股3.10美元的常規現金股息和每股1.50美元的特別現金股息(2022年8月23日支付)。董事會宣佈的2022年定期季度現金股息包括兩次增加。第一次上調於2022年3月2日獲得批准，並將季度現金股息提高至每股普通股0.75美元，從2022年4月5日支付的股息開始。第二次上調於2022年11月3日獲得批准，並將季度現金股息提高至每股普通股0.85美元，從2023年1月5日支付的股息開始。
2021年，董事會批准兩次增加季度現金股息。2021年的第一次增加將季度現金股息增加到每股普通股0.47美元，從2021年4月5日支付的股息開始。2021年的第二次增加將季度現金股息增加到0.5875美元，從2022年1月5日開始支付股息。
2020年，董事會批准將季度現金股息增加到每股0.425美元，從2020年4月1日開始支付股息。
資本結構描述
普通股
該公司被授權發行不限數量的普通股，沒有面值或面值。普通股持有人有權在加拿大自然公司的股東大會上每股一票，收取董事會就普通股宣佈的股息，並在公司解散或清盤時按比例獲得公司剩餘財產和資產，但須受任何優先於普通股的權利所規限。
優先股
該公司並無已發行的優先股。本公司獲授權發行一個或多個系列的不限數量的優先股。本公司董事獲授權於發行前釐定每個系列的股份數目，以及釐定每個系列優先股的指定、權利、特權、限制及條件。
信用評級
以下資料與本公司的融資成本、流動資金及營運有關，並與本公司的信用評級有關。具體地説，信用評級影響公司獲得短期和長期融資的能力以及此類融資的成本。評級機構下調對公司債務的當前評級或對公司評級展望的負面改變可能對公司的融資成本及其獲得流動資金和資本來源產生不利影響。此外，信用評級的變化可能會影響本公司按可接受的條款與客户和供應商進行普通課程衍生品或對衝交易以及與客户和供應商簽訂和維持普通課程合同的能力和相關成本。
給予本公司債務證券的信用評級不是購買、持有或出售債務證券的建議，因為該等評級不評論當前市場價格或對特定投資者的適宜性。任何評級在任何給定的一段時間內不得繼續有效，或在未來評級機構在其判斷情況下有必要時完全修訂或撤回，並且如果任何此類評級被如此修訂或撤回，本公司沒有義務更新本AIF。
| | | | | | | | | | | |
| 高級無擔保
債務證券 | 商業廣告
紙 | 展望/趨勢(1) |
穆迪投資者服務公司(Moody‘s) | Baa1 | P-2 | 穩定 |
標普全球評級(S&P) | BBB- | A-3 | 穩定 |
DBRS Limited(“DBRS”) | A(低) | — | 穩定 |
(1)穆迪和標普將評級展望給予加拿大自然，而不是個別長期債務工具。
信用評級旨在為投資者提供對公司履行到期財務義務的能力的獨立意見。
穆迪的信用評級屬於長期債務評級，範圍從AAA到C，這代表了這類評級證券的最高質量到最低質量。穆迪對Baa的評級被分配給被判斷為中等評級並受到中等信用風險影響的債務。這類證券可能具有一定的投機性。穆迪在其公司債券評級系統中，將數字修飾符1、2和3添加到從AA到CAA的每個通用評級類別。修飾符1表示債務排名在其通用評級類別的較高端；修飾符2表示中端評級；修飾符3表示債務排名在其通用評級類別的較低端。穆迪的評級展望是對中期內可能的評級方向的看法。“負面”、“正面”或“發展中”的展望表明，中期內評級發生變化的可能性更大。“穩定”的前景表明，中期內評級發生變化的可能性很低。穆迪對商業票據的信用評級處於從P-1到NP的短期債務評級範圍內，代表着此類證券從最高質量到最低質量的評級範圍。穆迪的評級為P-2，表明其償還短期債務的能力很強。
標普的信用評級屬於長期債務評級，範圍從AAA到D，代表了這類評級證券的最高質量到最低質量。根據標普評級體系，評級為BBB的債務證券具有足夠的保護參數。然而，不利的經濟條件或不斷變化的情況更有可能導致債務人履行其對債務的財政承諾的能力減弱。從AA到CCC的評級可以通過添加加號(+)或減號(-)來修改，以顯示在評級類別中的相對地位。標普評級展望評估的是中期內長期信用評級的潛在方向，通常是6個月至兩年。“負面”、“正面”或“發展中”的展望表明，評級在這段時間內發生變化的可能性更大。“穩定”的前景表明在這段時間內評級發生變化的可能性很小。在確定評級展望時，會考慮經濟和/或基本業務狀況的任何變化，但展望不一定是評級變化或未來CreditWatch行動的先兆。標普對商業票據的信用評級是從A-1到D的短期債務評級，代表着從最高質量到最低質量的這類證券的評級範圍。標普的A-3評級表明債務人表現出足夠的保護參數；然而，不利的經濟狀況或不斷變化的情況更有可能削弱債務人履行其債務財務條件的能力。
DBRS的信用評級處於從AAA到D的長期債務評級範圍內，這代表了此類評級證券從最高質量到最低質量的範圍。根據DBRS評級系統，評級為A的債務證券具有良好的信用質量。償還財政債務的能力很強，儘管可能容易受到未來事件的影響，但合格的負面因素被認為是可控的。除AAA和D之外的所有評級類別也包含子類別“(高)”和“(低)”，這表明了在該評級類別中的相對地位。如果沒有“(高)”或“(低)”標誌，則表示評級處於中等水平。評級趨勢是DBRS對有問題的評級前景的看法，評級趨勢分為三類：“正面”、“穩定”或“負面”。評級趨勢表明，如果目前的情況持續下去，或者在某些情況下，除非挑戰得到解決，DBRS認為評級可能會朝着什麼方向發展。
評級機構給予本公司債務證券及商業票據的信貸評級，並非建議購買、持有或出售該等債務證券或商業票據，因為該等評級並不評論當前市場價格或對某一特定投資者的適合性。任何評級在任何給定的一段時間內不得繼續有效，或可在未來完全由評級機構修訂或撤回，前提是評級機構認為情況需要，並且如果任何此類評級被如此修訂或撤回，本公司沒有義務更新本AIF。
該公司已向穆迪、標準普爾和DBRS支付與我們的長期和短期債務評級分配有關的款項，並將不時向穆迪、標準普爾和DBRS支付與確認此類評級有關的款項。本公司於過去兩年並無向上市信用評級機構支付任何其他款項。
證券市場
該公司的普通股在多倫多證券交易所和紐約證券交易所掛牌交易，代碼為CNQ。以下是公司普通股2022年在多倫多證券交易所的交易活動。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年多倫多證交所月度歷史交易 |
| 月份 | 高 | 低 | 關 | 卷 |
| 一月 | $ | 67.77 | | $ | 54.20 | | $ | 64.66 | | 103,509,880 |
| 二月 | $ | 71.00 | | $ | 63.74 | | $ | 70.81 | | 90,031,784 |
| 三月 | $ | 80.13 | | $ | 70.25 | | $ | 77.41 | | 214,564,489 |
| 四月 | $ | 88.18 | | $ | 76.16 | | $ | 79.51 | | 103,491,510 |
| 可能 | $ | 87.92 | | $ | 73.49 | | $ | 83.71 | | 89,785,169 |
| 六月 | $ | 86.64 | | $ | 64.20 | | $ | 69.17 | | 185,156,432 |
| 七月 | $ | 72.87 | | $ | 58.75 | | $ | 70.71 | | 106,274,032 |
| 八月 | $ | 75.95 | | $ | 64.94 | | $ | 72.00 | | 130,125,576 |
| 九月 | $ | 74.75 | | $ | 61.23 | | $ | 64.30 | | 164,712,071 |
| 十月 | $ | 83.27 | | $ | 66.42 | | $ | 81.71 | | 102,978,445 |
| 十一月 | $ | 84.25 | | $ | 76.76 | | $ | 80.31 | | 86,198,389 |
| 十二月 | $ | 82.32 | | $ | 71.51 | | $ | 75.19 | | 156,894,529 |
董事會於2022年3月2日通過決議案，授權本公司向多倫多證券交易所提交意向通知，以正常程序發行人投標(“NCIB”)方式購買至多101,574,207股普通股，佔截至2022年2月28日公眾流通股(根據多倫多證券交易所規則釐定)的10.0%(“2022年NCIB”)。
在截至2022年12月31日的一年中，該公司以每股普通股72.03美元的加權平均價購買了77,338,200股普通股，其中包括根據其先前的NCIB執行的2022年1月1日至2022年3月10日期間的股票回購，該NCIB於2022年3月10日到期。在年底之後，截至2023年3月10日(包括2023年3月10日)，公司根據2022年NCIB以加權平均價每股普通股78.11美元購買了7,200,000股股票。
董事會於2023年3月1日通過決議案，授權本公司於2023年3月13日起至2024年3月12日止，以NCIB方式向多倫多證券交易所提交意向通知，購買最多92,296,006股普通股(根據多倫多證券交易所規則釐定，佔本公司於2023年2月28日公眾流通股的10.0%)。任何購買都將通過多倫多證交所、加拿大另類交易平臺和紐約證交所的設施進行。
董事及行政人員
本公司前五年的名稱、居住城市、在本公司擔任的職務以及董事和高級管理人員的主要職業如下。有關董事及獲提名的行政人員的進一步詳情見本公司日期為2023年3月15日的資料通函，該通函以參考方式併入本公司。
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前擔任的職位 | 過去5年的主要職業 |
| | |
凱瑟琳·M·貝斯特，FCPA，ICD.D 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 董事(1)(2) (69歲) | 企業董事。自2003年11月以來，她一直擔任該公司的董事公司董事，目前擔任Superior Plus Corporation和獾基礎設施解決方案有限公司的董事會成員，也是瓦瓦內薩相互保險公司和卡爾加里Stampede基金會的董事會成員。
|
M.伊麗莎白·坎農，博士，O.C. 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 董事(3)(4)(5) (60歲) | 企業董事。她目前是卡爾加里大學的總裁·埃默裏塔，曾於2006年至2010年在卡爾加里大學擔任舒利赫工程學院院長，然後在2010年至2018年擔任總裁和副校長。於2019年11月5日獲委任為本公司董事董事。
|
N.Murray Edwards，O.C. 瑞士聖莫里茨 | 執行主席和
董事 (63歲) | 企業董事和投資者。自1988年9月以來，他一直擔任本公司的董事。目前，他是Ensign能源服務公司和麥哲倫航空航天公司的董事長和董事會成員。
|
Christopher L.Fong 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 董事(3)(5) (73歲) | 企業董事。自2010年11月以來，他一直擔任本公司的董事。他目前是計算機建模集團有限公司的董事會成員。
|
戈登·D·吉芬大使 佛羅裏達州薩拉索塔 美國。 | 董事(1)(4) (73歲) | Dentons US LLP(律師事務所)合夥人兼全球榮譽副主席；在此之前，McKenna Long&Aldridge LLP(律師事務所)高級合夥人，2001年5月至2015年與Dentons合併。自2002年5月以來，他一直擔任本公司的董事。他目前還在卡特總統中心的董事會任職。 |
威爾弗雷德·A·戈伯特 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大
| 董事(1)(2)(4) (75歲) | 獨立的商人。自2010年11月以來，他一直擔任董事的職務。他目前是派拉蒙資源有限公司的董事會成員。
|
史蒂夫·W·勞特 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大
| 董事(5)(6) (65歲) | 企業董事。他在2020年5月5日之前一直是公司的一名高級管理人員。自2006年8月以來，他一直擔任本公司的董事。 |
蒂姆·S·麥凱 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大
| 總裁與董事(3) (61歲) | 公司的高級職員。自2018年2月起連續擔任本公司董事。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前擔任的職位 | 過去5年的主要職業 |
| | |
尊敬的弗蘭克·J·麥肯納 P.C.，O.C.，O.N.B.，Q.C. 卡普·貝利，新不倫瑞克 加拿大
| 董事(2)(4) (75歲) | 道明銀行集團(銀行)副董事長。自2006年8月以來，他一直擔任本公司的董事。現任布魯克菲爾德資產管理董事會成員。 |
David·阿圖爾 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 董事(1)(5) (73歲) | 企業董事。在此之前，自2015年起擔任Optiom Inc.(私營保險公司)董事長；在此之前，於2010年至2015年擔任Teine Energy Ltd.(私營油氣勘探公司)副董事長兼首席執行官，並於2008年至2010年擔任Marble Point Energy Ltd.(Tine Energy Ltd.的前身)副董事長兼首席執行官。自2002年5月以來，他一直擔任本公司的董事。 |
Annette M.Verschuren，O.C. 多倫多，安大略省 加拿大
| 董事(2)(3) (66歲) | NRStor Inc.的董事長兼首席執行官，NRStor Inc.是一家能源儲存技術的能源儲存項目開發商。自2014年11月起，她一直擔任本公司的董事。她目前擔任佈雷頓角大學校長，自由互助保險集團董事成員，以及許多非營利組織的董事會成員。目前在加拿大航空公司和薩普託公司的董事會任職。
|
特洛伊·J·P·安德森 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副高級， 加拿大常規野戰行動 (44歲) | 公司的高級職員。 |
卡爾文·J·巴斯特 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 高級副總裁-總裁，製片人
(48歲) | 公司的高級職員。 |
特雷弗·J·卡西迪 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 勘探和生產首席運營官 (49歲) | 公司的高級職員。 |
維克多·C.達雷爾 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 副-總裁，金融部 及首席會計主任 (41歲) | 自2021年5月起擔任本公司高級職員。在此之前，2017年4月至2019年10月擔任財務報告經理，2019年11月至2021年5月擔任企業報告財務總監，最近擔任副財務兼首席會計官總裁，2021年5月至今。 |
傑伊·E·弗羅克 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副高級， 油砂開採與升級 (57歲) | 公司的高級職員。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前擔任的職位 | 過去5年的主要職業 |
| | |
德韋恩·F·吉格斯
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 總裁高級副總裁，勘探部
(46歲) | 自2021年4月起擔任本公司高級職員。在此之前，勘探經理的任期為2017年1月至2021年4月，最近的職務是副總裁-勘探西部，任期為2021年4月至2021年11月。 |
迪恩·W·哈勒維奇
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 總裁高級副總裁，安全部，
風險管理與創新
(55歲) | 公司的高級職員。 |
羅納德·K·萊恩
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 總裁副高級， 企業發展與土地 (53歲) | 公司的高級職員。 |
艾琳·L·倫恩
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 副-總裁，土地
(48歲) | 自2022年2月起擔任本公司高級職員。在此之前，土地經理的談判從2016年7月到2022年2月。 |
保羅·M·門德斯 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副總理，
法律、總法律顧問和公司祕書 (57歲) | 公司的高級職員。 |
馬克·A·卡爾加里，加拿大艾伯塔省 | 總裁副總理，
營銷 (55歲) | 自2023年2月起擔任本公司高級職員。在此之前，董事自2017年5月以來一直在原油營銷。 |
凱爾·G·皮西奧 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副總理， 鑽井、完井和 資產報廢 (41歲) | 自2021年6月起擔任本公司高級職員。在此之前，2016年7月至2021年6月擔任完井工程經理。 |
沃倫·P·拉欽斯基
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 熱工高級副總裁總裁
(50歲) | 自2019年6月起擔任本公司高級職員。在此之前，經理負責開發，直至2019年6月；最近擔任副經理，總裁，負責開發，從2019年6月至2022年4月。 |
羅伊·D·羅斯 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副總理， 設施和管道 (49歲) | 公司的高級職員。 |
卡拉·L·斯萊姆科
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大 | 總裁副局長，企業發展與商業運營
(53歲) | 公司的高級職員。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前擔任的職位 | 過去5年的主要職業 |
| | |
馬克·A·斯坦索普 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 首席財務官和 高級副總裁-總裁，財務 (45歲) | 公司的高級職員。 |
斯科特·G·史陶思 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 首席運營官， 油砂 (57歲) | 公司的高級職員。 |
羅賓·S·扎貝克 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大 | 總裁副高級， 開發 (現年51歲) | 公司的高級職員。 |
(1)審計委員會委員。
(2)薪酬委員會成員。
(3)健康、安全、資產完整性和環境委員會成員。
(4)提名、治理和風險委員會成員。
(5)儲備委員會委員。
(6)史蒂夫·勞特先生於2020年5月5日從公司執行副董事長的職位上退休，並將於2023年5月5日被視為獨立的董事。
所有董事在本公司每屆股東周年大會上進行選舉。所有現任董事都是在2022年5月5日舉行的公司股東年度特別大會上當選為董事會成員的。2022年下半年，道恩·L·法雷爾女士接受了總裁的職位，擔任跨山公司首席執行官。雙方認定，該職位可能導致與本公司業務活動有關的潛在利益衝突。這種潛在的利益衝突迫使法雷爾女士辭去公司董事的職務，女性董事的數量也因此減少。自法雷爾女士辭職以來，提名、治理和風險委員會開展了一項嚴格的程序，以確定能夠將法雷爾女士提供的技能帶給董事會的潛在候選人，同時考慮到每個候選人的經驗和多樣性以及他們對董事會治理責任的潛在貢獻。董事會預計將在2023年完成這一進程。
截至2023年5月5日，11名董事中有9名(包括Steve W.Laut先生)是獨立的。兩位管理總監是N·默裏·愛德華茲先生和蒂姆·S·麥凱先生。
截至2022年12月31日，公司董事和高管作為一個整體，直接或間接實益擁有或控制或指示的普通股總數約為2600萬股(約2%)，佔11億股已發行普通股(根據公司的股票期權計劃行使其持有的期權後約3%)。
本公司的董事及高級管理人員在本公司的運作上可能會有潛在的利益衝突。一些董事和管理人員一直並將繼續從事企業和資產的識別和評估，以期代表他們自己和代表其他公司獲得潛在的利益。可能會出現董事和高級管理人員與公司直接競爭的情況。如果有任何衝突，將遵守《商業公司法》(艾伯塔省)規定的程序和補救措施。
法律程序和監管行動
本公司不時成為本公司正常運作過程中所引起的訴訟標的。根據這類訴訟要求的損害賠償可能是實質性的，這類訴訟的結果可能會對公司的財務狀況或經營結果產生重大影響。雖然公司會評估每宗訴訟的案情，並相應地為自己辯護，但公司可能會被要求在此類訴訟中招致鉅額費用或投入大量資源進行辯護。本公司目前並無參與或曾參與任何法律訴訟，或其任何財產現正或曾經成為訴訟標的，預期會對本公司的財務狀況產生重大影響，而本公司並不知悉有任何該等法律訴訟正在考慮進行。
於截至2022年12月31日止年度，本公司並無被具司法管轄權的法院或與證券法例有關的其他監管機構或證券監管當局對本公司施加任何懲罰或制裁，本公司亦無在具司法管轄權的法院或與證券法例有關的其他監管機構或與證券監管機構訂立任何和解協議。
管理層和其他人在重大交易中的利益
董事、本公司高管或主要股東、或該等人士的聯營公司或聯營公司，於最近完成的三個財政年度或本財政年度內的任何交易中，並無直接或間接擁有任何重大影響或合理預期會對本公司產生重大影響的任何交易利益。
轉讓代理和登記員
該公司普通股的轉讓代理和登記機構是位於卡爾加里和多倫多的加拿大計算機股份信託公司和位於紐約市的計算機股份投資者服務公司。公司普通股的轉讓登記簿由加拿大計算機股份信託公司保存。
材料合同
於最近完成的財政年度內，除在正常業務過程中訂立的合約外，本公司並無訂立任何對本公司業務有重大影響的合約，亦無任何仍然有效的合約。
專家的利益
該公司的獨立審計師是普華永道會計師事務所，他們發佈了一份日期為2023年3月1日的獨立審計師報告，內容涉及公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的綜合財務報表以及截至2022年12月31日的三個年度中的每一個年度，以及公司截至2022年12月31日的財務報告內部控制。普華永道有限責任公司表示，在艾伯塔省特許專業會計師協會和美國證券交易委員會規則的指導下，根據專業行為規則的含義，他們對公司是獨立的。
根據相關人士或公司提供的資料，在本公司不到1%的證券或財產或由Sproule Associates Limited、Sproule International Limited或GLJ Ltd.持有的聯營公司或聯營公司、或參與並能夠直接影響相關報告編制的該等獨立儲量評估員的任何合作伙伴、僱員或顧問，或在編制報告時能夠直接影響報告編制結果的任何此等人士中，有直接或間接的實益權益。
審計委員會信息
審計委員會成員
董事會審計委員會由主席C.M.Best女士、G.D.Giffin先生、W.A.Gobert先生和D.A.Tuer先生組成，他們每個人都是獨立的，具有財務知識，因為這些術語是根據加拿大證券法規、National Instrument 52-110和紐約證券交易所上市標準定義的，因為它們與上市發行人的審計委員會有關。審計委員會每名成員作為審計委員會成員的職責相關的教育和經驗如下。
C·M·貝斯特女士是一名註冊會計師，在一家國際會計師事務所擔任工作人員和合夥人超過20年。在她任職期間，她負責直接監督和監督一大批審計人員，這些審計人員對重要上市實體的財務報告進行審計，其中許多是石油和天然氣公司。這種監督和監督要求C.M.貝斯特女士保持對公認會計原則的最新瞭解，並能夠評估這些原則在她的每個客户中的應用情況。它還需要了解內部控制和財務報告流程和程序。C·M·貝斯特女士是審計委員會主席，根據美國證券交易委員會根據2002年薩班斯-奧克斯利法案的要求發佈的規則，她有資格成為“審計委員會財務專家”。
吉芬大使在履行審計委員會成員職責方面的教育和經驗來自三十多年的法律實踐，涉及與複雜的商業交易和爭端有關的複雜會計和審計問題。在為數家上市發行人服務的審計委員會工作期間，他積累了豐富的實踐經驗，並對財務報告的內部控制程序和程序有了深入的瞭解，並不斷追求對相關主題的廣泛專業閲讀和研究。
W.A.Gobert先生擁有麥克馬斯特大學的MBA(金融)學位和温莎大學的理學學士(榮譽)學位，並擁有特許金融分析師(CFA)稱號。Gobert先生曾擔任Peters&Co.Limited的副主席，該公司是一家獨立的、全面整合的投資交易商，專門提供全面的投資研究，並擔任加拿大能源行業的活躍承銷商和財務顧問。在他在Peters&Co.Limited的27年職業生涯中，Gobert先生積累了與評估相關的專業知識。分析和評價財務報表，提出各種複雜的會計問題，隨後監督和監督直接參與審查、分析和評價同樣複雜的財務披露的個人。因此，戈伯特先生對公認的會計原則、財務報表、內部控制和財務報告有了瞭解。根據美國證券交易委員會根據2002年薩班斯-奧克斯利法案的要求發佈的規則，戈伯特先生有資格成為“審計委員會財務專家”。
杜爾先生作為審計委員會成員所受的教育和與履行其職責相關的經驗來自於在一家大型上市公司擔任首席執行官的專業培訓和商業生涯，該公司在分析和評估財務報表方面提供了經驗，並監督從事上市公司財務報表編制、分析和評估的人員。他還通過監督財務報告的內部控制程序和程序，以及通過多年來首席執行官的參與，對審計委員會的職能有了瞭解。
審計師服務費
董事會審計委員會於2022年批准了由普華永道會計師事務所(“普華永道”)提供的特定審計和非審計服務。提供的服務包括：(I)對本公司的綜合財務報表和財務報告的內部控制進行年度審計，對本公司未經審計的季度綜合財務報表進行審查，對本公司的某些附屬公司的年度財務報表進行審計，以及提供與下表“審計費用”中“審計費用”所列的法定和監管文件相關的其他審計服務；(Ii)審計相關服務，包括養老金資產、皇室使用費報表和温室氣體排放；(Iii)下表“税費”中所列的與外籍人士個人税收和合規以及其他公司納税申報事項有關的税務服務；以及(4)與外籍人員簽證申請援助和通過普華永道會計文獻資料庫獲取資料有關的非審計服務，如下表“所有其他費用”所述。
| | | | | | | | |
審計師服務(000) | 2022 | 2021 |
審計費 | $ | 2,327 | | $ | 2,310 | |
審計相關費用 | 698 | | 463 | |
税費 | 402 | | 305 | |
所有其他費用 | 9 | | 17 | |
總計 | $ | 3,436 | | $ | 3,095 | |
公司審計委員會章程作為附表“C”附在本AIF之後。
附加信息
欲瞭解有關該公司的更多信息，請訪問SEDAR網站www.sedar.com和埃德加公司網站www.sec.gov。
其他信息，包括董事和高管的薪酬和債務、董事的連任被提名人、公司證券的主要持有人、購買公司證券的期權以及內部人士在重大交易中的利益，載於公司日期為2023年3月15日的年度會議通知和與將於2023年5月4日舉行的加拿大自然公司股東年會相關的資料通告，這些資料併入本文以供參考。其他財務信息以及對公司事務和公司經營環境的討論分別載於公司截至2022年12月31日的最近一個財政年度的MD&A、比較綜合財務報表和補充油氣信息，如提交給股東的2022年年度報告中所述，這些信息在此併入作為參考。
有關本AIF的其他副本，請聯繫：
公司祕書地址：
2100,855-第二街西南。
阿爾伯塔省卡爾加里T2P 4J8
附表“A”
表格51-101F2
關於儲備數據的報告
獨立合格儲量評估員或審計師
關於儲量數據的報告
致加拿大自然資源有限公司(“本公司”)董事會：
1.我們評估和審查了該公司截至2022年12月31日的北美、英國和非洲近海石油和天然氣儲量數據。儲量數據是對截至2022年12月31日的探明儲量和可能儲量以及相關未來淨收入的估計，使用預測價格和成本進行估計。
2.儲量數據由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的評估和審查對儲量數據發表意見。
3.我們根據石油評估工程師協會(卡爾加里分會)不時修訂的《加拿大石油和天然氣評估手冊》(《COGE手冊》)中規定的標準進行評估和審查。
4.這些標準要求我們計劃並進行評價和審查，以獲得關於儲量數據是否沒有重大錯報的合理保證。評價和審查還包括評估儲量數據是否符合《專家小組手冊》中提出的原則和定義。
5.下表顯示了未來淨收入(扣除所得税前)的淨現值，該淨現值歸因於總探明儲量加上可能儲量，使用預測價格和成本估計，並使用10%的貼現率計算，包括在公司評估和審查的截至2022年12月31日的年度儲量數據中，並確定了我們評估和審查並向公司管理層和董事會報告的各個部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 獨立合格儲量評估員或審計師 | 評審報告生效日期 | 保護區所在地(國家或外國地理區域) | 未來淨收入的淨現值(所得税前，10%的貼現率)(百萬美元) |
| 已審核 | 已評估 | 評議 | 總計 |
| Sproule Associates Limited | 2022年12月31日 | 加拿大和美國 | — | 74,531 | 17,818 | 92,349 |
斯普羅爾國際有限公司 | 2022年12月31日 | 英國和
非洲近海 | — | 2,288 | — | 2,288 |
總計 | | | — | 76,819 | 17,818 | 94,637 |
6.我們認為，我們各自評估的儲量數據在所有重大方面都已確定，並符合COGE手冊的規定，並一貫適用。我們對我們審查但沒有審計或評估的儲量數據沒有發表任何意見。
7.對於截至2022年12月31日我們的報告生效日期之後發生的事件和情況，我們沒有責任更新第5段所述的報告。
8.由於儲量數據是基於對未來事件的判斷，實際結果將有所不同，變化可能是實質性的。
就上文所述的本公司報告籤立：
| | | | | |
Sproule Associates Limited 加拿大阿爾伯塔省卡爾加里， 2023年3月1日 | 斯普羅爾國際有限公司 加拿大阿爾伯塔省卡爾加里， 2023年3月1日 |
原件簽名者 署名“加里·R·芬尼斯”“專業郵票” 加里·R·芬尼斯，P.Eng。 工程部高級經理 日期：2023年3月1日 APEGA ID 62965 | 原件簽名者 署名“Ilia CHAIKINE” 伊利亞·柴肯 石油工程師 日期：2023年3月1日 RM APEGA ID 138300 |
| 原件簽名者 署名“Alexey Romanov” 阿列克謝·羅曼諾夫，博士，P.Geo 高級地質學家 2023年3月1日 RM APEGA ID 112313 |
Sproule Associates Limited
亞太經合組織許可證#00417 | 斯普羅爾國際有限公司
亞太經合組織許可證#06151 |
原件簽名者 署名“Steven Golko” 史蒂文·高爾科，P.Eng。 水庫服務部高級副總裁 日期：2023年3月1日 RM APEGA ID 80169 | 原件簽名者 署名“Meghan Klein”“專業郵票” 梅根·克萊因，P.Eng。 工程部高級經理 日期：2023年3月1日 APEGA ID 84981 |
| |
表格51-101F2
關於儲備數據的報告
獨立合格儲量評估員或審計師
關於儲量數據的報告
致加拿大自然資源有限公司(“本公司”)董事會：
1.我們評估了該公司截至2022年12月31日的加拿大油砂開採和升級儲量數據。儲量數據是對截至2022年12月31日的探明儲量和可能儲量以及相關未來淨收入的估計，使用預測價格和成本進行估計。
2.儲量數據由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的評估對儲量數據發表意見。
3.我們根據石油評估工程師協會(卡爾加里分會)不時修訂的《加拿大石油和天然氣評估手冊》(《COGE手冊》)中規定的標準進行評估。
4.這些標準要求我們計劃和進行評價，以獲得關於儲量數據是否沒有重大錯報的合理保證。評估還包括評估儲量數據是否符合COGE手冊中提出的原則和定義。
5.下表顯示了在公司截至2022年12月31日的年度評估的儲量數據中，歸因於總的已探明儲量加上可能儲量的未來淨收入(扣除所得税前)的淨現值，使用預測價格和成本估計，並使用10%的貼現率計算，並確定了我們評估並向公司管理層和董事會報告的各個部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
獨立合格儲量評估員或審計師 | 評審報告生效日期 | 保護區所在地(國家或外國地理區域) | 未來淨收入的淨現值(所得税前，10%的貼現率)(百萬美元) |
| 已審核 | 已評估 | 評議 | 總計 |
GLJ有限公司 | 2022年12月31日 | 加拿大 | — | 89,019 | — | 89,019 |
總計 | | | — | 89,019 | — | 89,019 |
6.我們認為，我們各自評估的儲量數據在所有重大方面都已確定，並符合COGE手冊的規定，並一貫適用。我們對我們審查但沒有審計或評估的儲量數據沒有發表任何意見。
7.對於報告生效日期之後發生的事件和情況，我們沒有責任更新第5段所述的報告。
8.由於儲量數據是基於對未來事件的判斷，實際結果將有所不同，變化可能是實質性的。按上述我們的報告籤立。
| | | | | |
GLJ有限公司，加拿大阿爾伯塔省卡爾加里，2023年3月1日 | |
"原件簽名者"
蒂姆·R·弗裏伯恩，P.Eng 總裁副總兼首席財務官
| |
附表“B”
表格51-101F3
的報告
管理層和董事
淺談石油天然氣信息披露
管理層和董事關於儲備數據和其他信息的報告
加拿大自然資源有限公司(“本公司”)管理層負責根據證券監管規定準備和披露有關本公司石油和天然氣活動的信息。這些信息包括儲量數據。
獨立的合格儲量評估員已經評估和審查了公司的儲量數據。獨立合格儲量評估員的報告將與本報告同時提交證券監管機構。
公司董事會儲備委員會有：
(a)審查了該公司向獨立合格儲量評估員提供信息的程序；
(b)與獨立合格儲量評估員會面，以確定任何限制是否影響獨立合格儲量評估員無保留地報告的能力；以及
(c)與管理層和獨立的合格儲量評估員一起審查儲量數據。
董事會儲備委員會審查了公司收集和報告與石油和天然氣活動有關的其他信息的程序，並與管理層一起審查了這些信息。董事會根據準備金委員會的建議，核準：
(a)向證券監管機構提交的包含儲量數據和其他油氣信息的51-101F1表的內容和備案；
(b)提交表51-101F2，這是獨立合格儲量評估員關於儲量數據的報告；以及
(c)這份報告的內容和歸檔。
由於儲量數據是基於對未來事件的判斷，實際結果將有所不同，變化可能是實質性的。
原件簽名者
署名“蒂姆·S·麥凱”
蒂姆·S·麥凱
總裁
原件簽名者
署名“Mark A.Stainthorpe”
馬克·A·斯坦索普
首席財務官兼財務總監高級副總裁
原件簽名者
署名“David·圖爾”
David·阿圖爾
獨立董事和儲備委員會主席
原件簽名者
署名“凱瑟琳·M·貝斯特”
凱瑟琳·M·貝斯特
獨立董事和審計委員會主席
日期：2023年3月1日
附表“C”
加拿大自然資源有限公司
(“公司”)
董事會審計委員會章程
I審計委員會的宗旨
審計委員會由董事會(“董事會”)委任，以協助董事會履行其管理本公司的職責，監督本公司的業務和事務。雖然審計委員會擁有本憲章規定的權力和責任，但審計委員會的作用是監督。審計委員會的主要職責是：
1.確保公司管理層對財務報告實施有效的內部控制制度；
2.監督和監督公司財務報表、財務報告程序和內部控制系統的完整性，涉及財務、會計以及遵守與財務報表、税務事項和重大事實披露有關的監管和法定要求；
3.審議並與董事會的健康、安全、資產完整性和環境委員會一起向董事會推薦公司聘請的會計師事務所，以完成對公司温室氣體排放報告的獨立保證審查，並確定就此支付的費用和其他補償；
4.選擇並推薦由股東、公司的獨立審計師任命，根據所有適用法律預先批准公司的獨立審計師向公司提供的所有審計和非審計服務，並確定支付給獨立審計師的費用和其他補償；
5.監督公司獨立審計師的獨立性、資格和業績，並監督公司財務報表的審計和審查；
6.監督公司內部審計職能、財務報告計劃的內部控制、薩班斯-奧克斯利合規計劃以及為響應公司的網絡風險評估而實施的網絡安全措施的表現；
7.建立接收、保留、迴應和處理投訴的程序，包括公司員工就會計、內部控制或審計事項提交的保密、匿名投訴；以及
8.提供獨立審計員、管理層、內部審計職能和董事會之間的溝通渠道。
二、審計委員會的組成、程序和組織
1.審計委員會應由董事會決定的至少三(3)名董事組成，每一名董事應為獨立、非執行董事，不存在任何可能幹擾其獨立判斷的行使的關係。審計委員會成員應符合公司所屬監管機構的獨立性和經驗要求。審計委員會所有成員應對財務和會計有基本瞭解，並在被任命為審計委員會成員時能夠閲讀和理解基本財務報表。審計委員會至少應有一名成員具有會計或相關的財務管理專業知識，並根據公司可能受其約束的監管機構的要求，有資格獲得“財務專家”或類似稱號。
2.董事會於每屆股東周年大會同時舉行的組織會議上，應委任下一年度的審計委員會成員。董事會可隨時撤換審計委員會的任何成員，並可填補審計委員會的任何空缺。
3.董事會應委任一名審計委員會成員擔任審計委員會主席。如審計委員會主席並非由董事會指定，或未出席審計委員會會議，則審計委員會成員可由審計委員會成員以過半數票指定一名主席。
4.除非審計委員會委任一名審計委員會祕書，否則公司祕書或助理祕書須擔任審計委員會祕書。
5.會議的法定人數為審核委員會成員的一半(或如審核委員會成員的一半不是整數，則為最接近且少於一半的整數)，但最少須有兩名審核委員會成員親自出席或以電話或其他電訊設備出席，使所有參與會議的人士均可發言及互相聆聽。
6.審計委員會的會議應按下列方式舉行：
(a)審計委員會每年應在審計委員會主席要求的時間和地點至少舉行四(4)次會議；
(b)審計委員會應在每次與管理層、內部審計經理、獨立審計師舉行的執行會議上舉行非公開會議，並作為一個委員會討論審計委員會或這些小組認為應討論的任何事項。
7.獨立審計員和內部審計員應通過審計委員會主席與審計委員會保持直接聯繫，並可在認為必要時繞過管理層。任何員工可直接向審計委員會提出，如認為有必要，可繞過管理層，處理任何涉及可疑、非法或不當財務行為或交易的事項。
審計委員會的職責和責任
1.審計委員會的總體職責如下：
(a)協助董事會履行與公司會計原則、報告做法和內部控制有關的職責，並批准公司的年度和季度綜合財務報表；
(b)建立和保持與公司內部審計員和獨立審計員的直接聯繫，並評估他們的業績；
(c)確保公司管理層已經實施並保持有效的財務報告內部控制制度；
(d)定期向董事會報告其履行職責的情況；以及
(e)每年檢討審計委員會章程，並建議提名、管治及風險委員會的任何更改，以供董事會批准。
2.審計委員會與獨立審計員有關的職責如下：
(a)遴選及推薦董事會委任本公司的獨立核數師，審查獨立核數師的獨立性及監察其表現，並在情況許可下批准任何核數師的解聘；
(b)批准支付給獨立審計師的費用和其他重大補償、審計的範圍和時間以及獨立審計師提供的其他相關服務；
(c)在年度審計之前，與管理層和獨立審計師審查和討論獨立審計師的年度審計計劃，包括範圍、人員配備、地點和對管理層和內部審計部門的依賴，並監督對公司財務報表的審計；
(d)預先核準所有擬由獨立審計師提供的非審計服務，立法禁止的非審計服務除外；
(e)每年獲取和審查獨立審計師的報告，説明(I)獨立審計師的內部質量控制程序；(Ii)公司最近的質量控制審查或同行審查提出的任何重大問題，或政府或專業當局在過去五年內對公司進行的一項或多項獨立審計提出的任何重大問題；以及(Iii)為解決因審查、詢問或調查而產生的任何此類問題而採取的任何步驟，並收到獨立審計師的書面聲明，概述他們與公司之間可能損害審計師獨立性的所有重要關係。公司的獨立審計師不得從事公司所屬的2002年《薩班斯-奧克斯利法案》或上市公司會計監督委員會或其他監管機構的規則所禁止的活動；
(f)在獨立審計員完成審計後，在提交或發佈年度財務報表之前，與其審查和討論：
(i)他們的報告內容包括：
A.使用的所有關鍵會計政策和做法；
B.與管理層討論過的關於GAAP內財務信息的所有替代處理方法、使用這種處理方法的後果以及獨立審計師喜歡的處理方法；
C.獨立審計師與管理層之間的其他書面材料；
(Ii)審計工作的範圍和質量；
(Iii)該公司的財務和審計人員是否充足；
(Iv)在審計期間得到公司工作人員的合作；
(v)使用的內部資源；
(Vi)公司正常業務以外的重大交易；
(Vii)關於改進內部會計控制、會計原則或管理制度的重大擬議調整和建議；
(Viii)獨立審計師提供的非審計服務；以及
(Ix)考慮獨立審計師對公司財務報告中應用的會計原則和關鍵會計估計的質量和適當性的判斷。
(g)按要求審核和批准一份提交給股東的報告，該報告將包括在公司的信息通函和委託書中，披露任何經審計委員會批准的非審計服務。
(h)審查和批准公司關於合夥人、僱員和前合夥人以及現任和前任獨立審計師僱員的招聘政策。
3.審計委員會與內部審計員有關的職責如下：
(a)就公司內部審計部門的組織結構、人員配置、有效性和資格審查預算、內部審計職能；
(b)審查內部審計計劃；以及
(c)審查重要的內部審計結果和建議，以及管理層對此的迴應和跟進。
4.審計委員會與公司內部控制程序有關的職責如下：
(a)審查影響公司財務健全的公司政策和業務做法的適當性和有效性，包括與內部審計、保險、會計、信息服務和系統以及財務控制、管理報告(包括財務報告)和相關風險管理有關的政策和做法；
(b)審查管理層與獨立核數師之間任何可能影響公司財務報告或內部控制的懸而未決的問題；以及
(c)定期審查內部審計工作人員或獨立審計員提出的建議得到執行的程度。
5.審計委員會的其他職責如下：
(a)與管理層、內部審計組及獨立核數師審閲及討論本公司未經審核的季度綜合財務報表及管理層的相關討論及分析，包括不尋常項目的影響、會計原則及估計的變動、向公眾披露前的盈利新聞稿及就此向董事會報告；
(b)與管理層、內部核數組及獨立核數師審閲及討論本公司經審核的年度綜合財務報表及管理層的相關討論及分析，包括不尋常項目的影響、會計原則及估計的變動、向公眾披露前的盈利新聞稿及向董事會作出報告；
(c)確保制定適當的程序，審查公司公開披露除季度和年度收益新聞稿以外的公司財務報表摘錄或衍生的財務信息，並定期評估這些程序的充分性；
(d)審查管理層關於編制公司綜合財務報表和其他所需披露文件所使用的政策和程序的適當性的報告，並審議對這些政策進行任何實質性改變的建議；
(e)與管理層、獨立核數師及(如有需要)與法律顧問一起審查任何可能對本公司的財務狀況或經營業績產生重大影響的訴訟、索賠或其他意外情況，包括税務評估，以及該等事項在綜合財務報表中的披露方式；
(f)審查和審議管理層對公司網絡風險的評估和報告，以及公司為應對這些風險而實施的網絡安全措施；
(g)要建立以下程序，請執行以下操作：
(i)公司收到的有關會計、內部會計控制或審計事項的投訴的接收、保留和處理；以及
(Ii)公司員工就有問題的會計或審計事項提出的保密、匿名的意見。
(h)根據需要協調與公司儲備委員會、公司高級工程管理人員、獨立評估工程師和審計師的會議，並考慮批准綜合財務報表所需的進一步查詢；
(i)制定下一年度審計委員會將開展的活動的日曆，並在每次股東周年大會後以適當的格式向董事會提交日曆；
(j)執行審計委員會或董事會認為必要或適當的、符合本章程、公司章程和適用法律的任何其他活動；以及
(k)保存會議記錄，並定期向理事會報告上述活動的重大成果。
審計委員會有權進行任何適當的調查，以履行其職責，並可直接接觸公司的獨立審計師以及高級管理人員和員工。審計委員會有權聘請其認為履行職責所需的特別法律、會計或其他顧問或專家，費用由公司承擔。公司應隨時為支付審計委員會批准的所有費用和其他補償、向公司發佈審計報告而向公司的獨立審計師或向審計委員會僱用的任何顧問或專家支付足夠的準備金。
加拿大自然資源有限公司
| | |
合併財務報表 截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度 |
2023年3月1日 |
目錄表
| | | | | |
管理層的報告 | 2 |
管理層對財務報告內部控制的評價 | 3 |
獨立註冊會計師事務所報告 | 4 |
合併資產負債表 | 6 |
合併收益表(損益表) | 7 |
綜合全面收益表(損益表) | 7 |
合併權益變動表 | 8 |
合併現金流量表 | 9 |
合併財務報表附註 | 10 |
1.會計政策 | 10 |
2.會計政策的變化 | 18 |
3.已發佈但尚未實施的會計準則 | 18 |
4.關鍵會計估計和判斷 | 18 |
5.庫存 | 20 |
6.勘探和評估資產 | 20 |
7.物業、廠房及設備 | 21 |
8.租契 | 23 |
9.投資 | 24 |
10.其他長期資產 | 24 |
11.長期債務 | 26 |
12.其他長期負債 | 28 |
13.所得税 | 30 |
14.股本 | 32 |
15.累計其他綜合收益(虧損) | 34 |
16.資本披露 | 34 |
17.普通股每股淨收益 | 34 |
18.利息和其他融資費用 | 35 |
19.金融工具 | 35 |
20.承付款和或有事項 | 39 |
21.現金流量信息的補充披露 | 39 |
22.分段信息 | 40 |
23.董事及高級管理人員的薪酬 | 44 |
| |
隨附的加拿大自然資源有限公司(“本公司”)綜合財務報表及本年度報告內其他所有資料均由管理層負責。綜合財務報表是管理層根據附註所述的會計政策編制的。如有需要，管理層已就資產負債表日尚未完成的交易作出明智的判斷和估計。管理層認為，財務報表是按照國際會計準則理事會在適當情況下發布的國際財務報告準則編制的。對年度報告中其他地方列報的財務信息進行了審查，以確保與綜合財務報表中的信息一致。
管理層維持適當的內部控制制度。政策和程序旨在提供合理保證，確保交易得到適當授權和記錄，資產不受損失或未經授權使用，財務記錄得到適當保存，為編制財務報表提供可靠信息。
普華永道會計師事務所是一家獨立的特許專業會計師事務所，公司在最近一次年度股東大會上經股東投票批准，聘請普華永道會計師事務所對以下事項進行審計並提供獨立審計意見：
▪本公司截至2022年12月31日及截至該年度的綜合財務報表；及
▪截至2022年12月31日公司財務報告內部控制的有效性。
他們的報告與合併財務報表一起列報。
董事會(“董事會”)負責確保管理層履行其財務報告和內部控制責任。董事會通過董事會的審計委員會行使這一職責，該委員會完全由獨立董事組成。審核委員會與管理層及獨立核數師會面，以確定管理責任已妥善履行，並在綜合財務報表呈交董事會批准前審核該等財務報表。委員會已根據審計委員會的建議核準了合併財務報表。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 署名“蒂姆·S·麥凱” | | 署名“Mark A.Stainthorpe” | | 署名“維克多·C·達雷爾” |
蒂姆·S·麥凱 | | 馬克·A·斯坦索普, CFA | | 維克多·C·達雷爾，加州註冊會計師 |
總裁
| | 首席財務官和 高級副總裁-總裁，財務 | | 總裁副-財務兼首席會計官 |
加拿大阿爾伯塔省卡爾加里
2023年3月1日
加拿大自然資源有限公司(“本公司”)管理層負責根據1934年美國證券交易法(經修訂)第13a-15(F)和15d-15(F)條的規定，為本公司建立和維持對財務報告的充分內部控制。
公司管理層總裁、財務總監總裁、財務高級副總裁總裁根據特雷德威委員會發起組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013年)》中確定的標準對公司財務報告的內部控制進行了評估。
根據評估，管理層得出結論，公司對財務報告的內部控制於2022年12月31日生效。管理層認識到，所有的內部控制系統都有固有的侷限性。由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
普華永道會計師事務所是一家獨立的特許專業會計師事務所，該公司已就本公司截至2022年12月31日的財務報告內部控制提供了意見，這一點載於其所附的獨立註冊會計師事務所報告中。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 署名“蒂姆·S·麥凱” | | 署名“Mark A.Stainthorpe” | | |
蒂姆·S·麥凱 | | 馬克·A·斯坦索普，CFA | | |
總裁
| | 首席財務官和 高級副總裁-總裁，財務 | | |
加拿大阿爾伯塔省卡爾加里
2023年3月1日
致加拿大自然資源有限公司股東和董事會
關於財務報表與財務報告內部控制的幾點看法
本核數師已審核所附加拿大自然資源有限公司及其附屬公司(統稱“貴公司”)於二零二二年十二月三十一日及二零二一年十二月三十一日之綜合資產負債表，以及截至二零二二年十二月三十一日止三個年度各年度之相關綜合收益(虧損)、全面收益(虧損)、權益變動表及現金流量表，包括相關附註(統稱為“綜合財務報表”)。我們還根據特雷德韋委員會贊助組織委員會(“COSO”)發佈的“內部控制-綜合框架(2013)”中確立的標準，對公司截至2022年12月31日的財務報告內部控制進行了審計。
我們認為，上述綜合財務報表按照國際會計準則委員會發布的國際財務報告準則，在所有重要方面公平地反映了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的財務狀況，以及截至2022年12月31日的三個年度的財務業績和現金流量。此外，我們認為，根據COSO發佈的《內部控制-綜合框架(2013)》中確立的標準，截至2022年12月31日，公司在所有實質性方面都對財務報告保持了有效的內部控制。
意見基礎
本公司管理層負責編制這些綜合財務報表，維護對財務報告的有效內部控制，並對財務報告內部控制的有效性進行評估，包括在隨附的《管理層財務報告內部控制評估》中。我們的責任是根據我們的審計，對公司的合併財務報表和公司對財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定合併財務報表是否沒有重大錯報，無論是由於錯誤還是欺詐，以及是否在所有重大方面保持了對財務報告的有效內部控制。
我們對合並財務報表的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的意見提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)與保持合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄有關；(2)提供合理保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，並且公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；以及(Iii)就防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產提供合理保證。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指向審計委員會傳達或要求傳達給審計委員會且(I)涉及對綜合財務報表具有重大意義的賬目或披露，以及(Ii)涉及我們特別具有挑戰性、主觀性或複雜判斷的當期綜合財務報表審計所產生的事項。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項，就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
北美勘探和生產部門原油和天然氣儲量對財產、廠房和設備資產的影響
如公司合併財務報表附註1、4和7所述，截至2022年12月31日，北美勘探和生產部門的物業、廠房和設備(“PP&E”)餘額為252億美元。在截至2022年12月31日的一年中，北美勘探和生產部門的損耗、折舊和攤銷(“DD&A”)費用為35億美元。根據該公司的會計政策，北美勘探和生產部門的原油和天然氣資產(不包括某些主要成分)採用基於已探明儲量的生產單位法進行耗盡。對該公司原油和天然氣儲量的估計是基於估計的未來價格和生產成本、預期的未來生產率以及未來開發支出的時間和金額。管理層利用第三方專家，特別是獨立的合格儲量評估員，評估和審查其對原油和天然氣儲量的估計。這些估計數用於計算DD&A費用。
我們認定執行與北美勘探和生產部門原油和天然氣儲量對PP&E資產的影響有關的程序是一項重要審計事項的主要考慮因素是，管理層在編制估計時存在大量判斷，包括使用專家，特別是與北美勘探和生產部門的原油和天然氣儲量估計相關的判斷。這導致審計師在執行程序和評估與制定估計時使用的假設有關的證據時具有高度的判斷力、努力和主觀性，這些假設包括估計的未來價格和生產成本、預期的未來生產率以及未來開發支出的時間和金額。
處理這一問題涉及執行程序和評估審計證據，以形成我們對合並財務報表的總體意見。這些程序包括測試北美勘探和生產部門與管理層對公司原油和天然氣儲量的估計以及DD&A費用計算有關的內部控制的有效性。管理層專家的工作被用於執行程序，以評估用於確定北美勘探和生產部門的DD&A費用的原油和天然氣儲量估計的合理性。作為使用這項工作的基礎，瞭解了專家的資格，並評估了公司與專家的關係。所執行的程序還包括對專家使用的方法和假設進行評價、對專家使用的數據進行測試以及對專家的結論進行評價。執行的程序還包括評估管理層專家使用的與估計未來價格和生產成本、預期未來生產率以及未來開發支出的時間和金額有關的假設是否合理，考慮到公司當前和過去的業績，與行業定價預測的一致性，以及它們是否與審計其他領域獲得的證據(如適用)一致。此外，這些程序還包括測試用於計算DD&A費用的單位產量。
已簽署“普華永道會計師事務所"
特許專業會計師
加拿大卡爾加里
2023年3月1日
自1973年以來，我們一直擔任該公司的審計師。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日， | 注意事項 | | 2022 | | 2021 |
(百萬加元) | |
資產 | | | | | |
流動資產 | | | | | |
現金和現金等價物 | | | $ | 920 | |
| $ | 744 | |
| 應收賬款 | | | 3,555 | |
| 3,111 | |
| | | | | |
| 庫存 | 5 | | 1,815 | |
| 1,548 | |
| 預付費用和其他 | | | 215 | |
| 195 | |
| 投資 | 9 | | 491 | |
| 309 | |
其他長期資產的流動部分 | 10 | | 61 | |
| 35 | |
| | | 7,057 | | | 5,942 | |
勘探和評估資產 | 6 | | 2,226 | |
| 2,250 | |
財產、廠房和設備 | 7 | | 64,859 | |
| 66,400 | |
租賃資產 | 8 | | 1,447 | | | 1,508 | |
其他長期資產 | 10 | | 553 | |
| 565 | |
| | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
| | | | | |
負債 | | | | | |
流動負債 | | | | | |
| 應付帳款 | | | $ | 1,341 | |
| $ | 803 | |
| 應計負債 | | | 4,209 | |
| 3,064 | |
| 應繳當期所得税 | | | 1,324 | |
| 1,607 | |
| 長期債務的當期部分 | 11 | | 404 | |
| 1,000 | |
| 其他長期負債的流動部分 | 8,12 | | 1,373 | |
| 948 | |
| | | 8,651 | | | 7,422 | |
長期債務 | 11 | | 11,041 | |
| 13,694 | |
其他長期負債 | 8,12 | | 8,161 | |
| 8,384 | |
遞延所得税 | 13 | | 10,114 | |
| 10,220 | |
| | | 37,967 | | | 39,720 | |
股東權益 | | | | | |
股本 | 14 | | 10,294 | |
| 10,168 | |
留存收益 | | | 27,672 | |
| 26,778 | |
累計其他綜合收益(虧損) | 15 | | 209 | |
| (1) | |
| | | 38,175 | | | 36,945 | |
| | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
承付款和或有事項(附註20)。
董事會於2023年3月1日批准。
| | | | | | | | |
| 署名“凱瑟琳·M·貝斯特” | | 署名“N.Murray Edwards” |
凱瑟琳·M·貝斯特 | | N·默裏·愛德華茲 |
審計委員會主席 | | 董事會執行主席 |
和董事 | | 董事與董事 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
(百萬加元，每股普通股金額除外) | 注意事項 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
產品銷售 | 22 | | $ | 49,530 | |
| $ | 32,854 | |
| $ | 17,491 | |
減去：版税 | | | (7,232) | |
| (2,797) | |
| (598) | |
收入 | | | 42,298 | | | 30,057 | | | 16,893 | |
費用 | | | | | | | |
生產 | | | 8,712 | |
| 7,152 | |
| 6,280 | |
運輸、混合和原料 | | | 9,973 | |
| 6,604 | |
| 4,498 | |
損耗、折舊和攤銷 | 7,8 | | 7,353 | |
| 5,724 | |
| 6,046 | |
行政管理 | | | 415 | |
| 366 | |
| 391 | |
基於股份的薪酬 | 12 | | 804 | |
| 514 | |
| (82) | |
資產報廢債務增加 | 12 | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
利息和其他融資費用 | 18 | | 549 | |
| 711 | |
| 756 | |
風險管理活動 | 19 | | (35) | |
| 36 | |
| (7) | |
匯兑損失(收益) | | | 738 | |
| (127) | |
| (275) | |
從收購中獲利 | 7 | | — | |
| (478) | |
| (217) | |
| 西北紅水合作夥伴關係的收入 | 10 | | — | | | (400) | | | — | |
投資(收益)損失 | 9,10 | | (196) | |
| (141) | |
| 171 | |
| | | 28,594 | | | 20,146 | | | 17,766 | |
税前收益(虧損) | | | 13,704 | | | 9,911 | | | (873) | |
當期所得税支出(回收) | 13 | | 2,906 | |
| 1,848 | |
| (257) | |
遞延所得税(回收)費用 | 13 | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
淨收益(虧損) | | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
每股普通股淨收益(虧損) | | | | | | | |
基本信息 | 17 | | $ | 9.64 | |
| $ | 6.49 | |
| $ | (0.37) | |
稀釋 | 17 | | $ | 9.52 | |
| $ | 6.46 | |
| $ | (0.37) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | |
(百萬加元) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
淨收益(虧損) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
可隨後重新分類為淨收益(虧損)的項目 | | | | | | |
被指定為現金流量對衝的衍生金融工具的淨變化 | | | | | | |
未實現收入，税後淨額為#美元1百萬(2021年--美元)2百萬，2020--美元2(百萬美元) | | 4 | |
| 15 | |
| 13 | |
重新分類為淨收益(虧損)，税後淨額為#美元1百萬(2021年--美元)1百萬，2020--美元2(百萬美元) | | (6) | |
| (7) | |
| (15) | |
| | (2) | | | 8 | | | (2) | |
外幣折算調整 | | | | | | |
淨投資折算 | | 212 | |
| (17) | |
| (24) | |
其他綜合收益(虧損)，税後淨額 | | 210 | | | (9) | | | (26) | |
綜合收益(虧損) | | $ | 11,147 | | | $ | 7,655 | | | $ | (461) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
| (百萬加元) | 注意事項 | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
股本 | 14 | | | | | | |
餘額--年初 | | | $ | 10,168 | |
| $ | 9,606 | |
| $ | 9,533 | |
行使股票期權時發行的股票 | | | 442 | |
| 707 | |
| 108 | |
對普通股行使的股票期權以前已確認的負債 | | | 387 | |
| 139 | |
| 21 | |
按正常程序發行人出價購買普通股 | | | (703) | |
| (284) | |
| (56) | |
餘額--年終 | | | 10,294 | | | 10,168 | | | 9,606 | |
留存收益 | | | | | | | |
餘額--年初 | | | 26,778 | |
| 22,766 | | | 25,424 | |
淨收益(虧損) | | | 10,937 | |
| 7,664 | | | (435) | |
| 普通股股息 | 14 | | (5,175) | | | (2,355) | | | (2,008) | |
按正常程序發行人出價購買普通股 | 14 | | (4,868) | |
| (1,297) | | | (215) | |
| 餘額--年終 | | | 27,672 | | | 26,778 | | | 22,766 | |
| 累計其他綜合收益(虧損) | 15 | | | | | | |
| 餘額--年初 | | | (1) | | | 8 | | | 34 | |
其他綜合收益(虧損)，税後淨額 | | | 210 | | | (9) | | | (26) | |
餘額--年終 | | | 209 | | | (1) | | | 8 | |
股東權益 | | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | | | $ | 32,380 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
(百萬加元) | 注意事項 | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
經營活動 | | | | | | | |
淨收益(虧損) | | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
非現金項目 | | | | | | | |
| 損耗、折舊和攤銷 | 7 | | 7,353 | |
| 5,724 | |
| 6,046 | |
基於股份的薪酬 | | | 804 | |
| 514 | |
| (82) | |
資產報廢債務增加 | | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
| 未實現風險管理(收益)損失 | | | (28) | |
| 19 | |
| (39) | |
| 未實現匯兑損失(收益) | | | 852 | |
| (205) | |
| (116) | |
| | | | | | | |
| 從收購中獲利 | | | — | |
| (478) | |
| (217) | |
| 投資(收益)損失 | | | (182) | |
| (132) | |
| 185 | |
| 遞延所得税(回收)費用 | | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
| | | | | | | |
已實現匯兑(利)損(1) | | | (62) | |
| 118 | |
| (166) | |
| 結算交叉貨幣互換所得款項 | | | 89 | | | — | | | — | |
其他 | | | (144) | |
| 13 | |
| (71) | |
遺棄支出 | 12 | | (449) | |
| (307) | |
| (249) | |
非現金營運資金淨變動 | 21 | | 79 | |
| 964 | |
| (166) | |
經營活動的現金流 | | | 19,391 | | | 14,478 | | | 4,714 | |
融資活動 | | | | | | | |
(償還)發行銀行信貸和商業票據，淨額 | 11,21 | | (1,156) | |
| (6,151) | |
| 338 | |
償還中期票據 | 11,21 | | (1,498) | |
| — | |
| (1,100) | |
(償還)發行美元債務證券 | 11,21 | | (1,356) | |
| (628) | |
| 1,481 | |
| 結清所獲得的長期債務 | 7 | | — | | | (183) | | | (397) | |
| 結算交叉貨幣掉期所得款項 | | | 69 | | | — | | | 166 | |
支付租賃債務 | 8 | | (232) | | | (209) | | | (225) | |
行使股票期權時發行普通股 | 14 | | 442 | |
| 707 | |
| 108 | |
普通股股息 | | | (4,926) | | | (2,170) | | | (1,950) | |
按正常程序發行人出價購買普通股 | 14 | | (5,571) | | | (1,581) | |
| (271) | |
| | | | | | | |
用於融資活動的現金流 | | | (14,228) | | | (10,215) | | | (1,850) | |
投資活動 | | | | | | | |
勘探和評價資產的淨支出 | 6,22 | | (33) | |
| (1) | |
| (5) | |
不動產、廠房和設備的淨支出 | 7,22 | | (5,103) | |
| (4,492) | |
| (2,555) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
投資收益 | 9 | | — | |
| 128 | |
| — | |
| 償還西北紅水合夥公司次級債務預付款 | 10 | | — | | | 555 | | | 124 | |
非現金營運資金淨變動 | 21 | | 149 | |
| 107 | |
| (383) | |
用於投資活動的現金流 | | | (4,987) | | | (3,703) | | | (2,819) | |
現金和現金等價物增加 | | | 176 | | | 560 | | | 45 | |
現金和現金等價物--年初 | | | 744 | |
| 184 | |
| 139 | |
現金和現金等價物--年終 | | | $ | 920 | |
| $ | 744 | |
| $ | 184 | |
對長期債務支付的利息，淨額 | | | $ | 613 | |
| $ | 672 | | | $ | 745 | |
已繳(已收)所得税 | | | $ | 3,057 | |
| $ | (62) | |
| $ | (29) | |
| | | | | | | |
(1)包括2022年和2020年交叉貨幣互換結算的實現匯兑收益，以及2022年和2021年償還美元債務證券的實現匯兑損失。
| | | | | | | | | | | | | | |
合併財務報表附註 |
| (表格金額以百萬加元為單位，除非另有説明) |
1. 會計政策
加拿大自然資源有限公司(“本公司”)是一家資深的獨立原油和天然氣勘探、開發和生產公司。該公司的勘探和生產業務主要集中在北美，主要在加拿大西部；北海的英國(“英國”)部分；以及科特迪瓦和南非在非洲近海。
油砂開採及改良“分部透過Horizon油砂(”Horizon“)的瀝青開採及改良業務，以及本公司於Athabasca油砂項目(”AOSP“)的直接及間接權益，生產合成原油。
在加拿大西部的“中游和精煉”部分，該公司維持着某些活動，包括管道運營、一個熱電聯產系統和對西北紅水夥伴關係(“NWRP”)的投資，該夥伴關係是為升級和提煉艾伯塔省瀝青而成立的一般合作伙伴關係。
該公司在加拿大艾伯塔省註冊成立。其註冊辦事處的地址是加拿大阿爾伯塔省卡爾加里市西南大街2100,855-2號。
本公司的綜合財務報表及相關附註乃根據國際會計準則委員會(“IASB”)頒佈的國際財務報告準則(“IFRS”)編制。本公司根據國際財務報告準則採納的會計政策如下。除國際財務報告準則允許未來採用新會計準則的情況外，公司在列報的所有期間一直採用相同的會計政策。附註2討論了公司會計政策的變化。
(A) 合併原則
除非另有要求，合併財務報表均按歷史成本基礎編制。
綜合財務報表包括本公司及其所有附屬公司和全資合夥企業的賬目。子公司包括本公司控制的所有實體。子公司自公司獲得控制權之日起合併。它們從控制權停止之日起解除合併。
本公司的某些活動是通過雙方或更多方共同控制的聯合安排進行的。如本公司已確定其在共同控制的資產及負債中擁有直接所有權權益(“聯合經營”)，則與該聯合經營有關的資產、負債、收入及開支按本公司的權益比例計入綜合財務報表。如本公司已確定其在共同控制實體(“合營企業”)中擁有權益，則採用權益會計方法。根據權益法，公司的初始和後續投資按成本確認，隨後根據公司在合資企業收入或虧損中的份額減去收到的分配進行調整。如果本公司在合資企業中的虧損份額等於或超過其在合資企業中的權益，本公司將停止確認其應承擔的進一步虧損。當公司的利潤份額超過未確認的累計虧損份額時，公司恢復確認利潤。
當客觀證據顯示投資的賬面金額可能無法收回時，採用權益會計方法入賬的合資企業就會進行減值測試。減值跡象包括歷史上的虧損、重大的資本支出超支、流動性問題、被投資方的財務重組或技術、經濟或法律環境的重大不利變化。減值金額按投資的賬面價值與其公允價值中較高者減去處置成本及其使用價值之間的差額計量。如果減值損失金額減少，且該減少客觀上與確認減值後發生的事件有關，則減值損失將在隨後的期間轉回。
(B) 分段信息
經營部門是根據公司活動的性質和公司經營的地理位置確定的，並與定期提供給公司首席運營決策者並由公司首席運營決策者審查的信息水平一致。
(C) 現金和現金等價物
現金包括手頭現金和活期存款。其他投資(定期存款和定期存單)在購買時的原始期限為三個月或以下的，在綜合資產負債表中作為現金等價物報告。
(D) 盤存
庫存主要包括產品庫存、材料和用品以及包括排放信用在內的其他庫存，並以成本和可變現淨值中較低者入賬。產品庫存包括持有以供出售的原油，包括管道填充物和儲存在浮式生產、儲存和卸貨船(“浮式生產、儲存和卸油船”)上的原油。產品庫存成本由採購成本、直接生產成本、直接應佔間接費用和損耗、折舊和攤銷組成，按先進先出原則確定。產品存貨的可變現淨值是根據遠期價格確定的。材料和用品成本由採購成本組成，並以先進先出或平均成本為基礎。材料和用品及其他存貨的可變現淨值是參照當前市場價格確定的。在正常業務過程中產生的排放信用庫存最初是根據公司關於政府撥款的會計政策進行計量的。
(E) 勘探和評估資產
勘探和評估(“E&E”)資產包括公司的原油和天然氣勘探項目，這些項目正在等待已探明儲量的確定。
E&E成本最初被資本化，包括與獲得許可證、技術服務和研究、地震採集、勘探鑽探和評估、間接費用和管理費用以及任何資產報廢成本估計直接相關的成本。勘探和評估成本不包括在獲得勘探區域的合法權利之前發生的一般勘探或評估成本。這些成本在淨收益中確認。
一旦確定E&E資產的技術可行性和商業可行性，並由管理層作出開發決定，E&E資產將在重新分類為物業、廠房和設備時進行減值測試。開採礦產資源的技術可行性和商業可行性被認為是在評估已探明儲量時確定的。E&E資產在出售時或當其使用預計不會產生未來經濟利益時被取消確認。因終止確認資產而產生的任何收益或損失在淨收益中確認，計入損耗、折舊和攤銷。
當事實及情況顯示E&E資產的賬面值可能超過其可收回金額時，亦會將有關成本與按分類水平彙總的相關現金產生單位(“CGU”)的公允價值作比較，以測試E&E資產的減值情況。減值跡象包括租約即將到期、基準商品價格長期處於低位、估計可能儲量數量大幅下調、估計未來勘探或開發支出大幅增加或適用的立法或法規框架發生重大不利變化。
(F) 財產、廠房和設備
物業、廠房及設備按成本減去累計損耗及折舊及減值準備計量。在建資產在達到預期用途之前不會耗盡或折舊。
勘探和生產
一項資產的成本包括其購置成本、建造及發展成本、資產投入運作的直接應佔成本、任何資產報廢成本的估計，以及適用的借款成本。財產收購成本由支付的總金額和為收購資產而給予的任何其他代價的公允價值組成。
當一項財產、廠房和設備的重要組成部分，包括原油和天然氣權益具有不同的使用壽命時，它們應單獨入賬。
除某些主要成分在估計使用年限內以直線方式折舊外，原油及天然氣的性質均按已探明儲量的產量單位法減值。單位產量損耗率考慮了迄今發生的支出，以及開發已探明儲量所需的未來開發支出。
油砂開採與升級
油砂開採和升級部門的資本化成本與公司的北美勘探和生產部門分開報告。資本化成本包括收購成本、建設和開發成本、資產投入運營的直接可歸因性成本、任何資產報廢成本的估計以及適用的借款成本。
使用以探明儲量為基礎的生產單位法來消耗與採礦有關的成本。位於Horizon和AOSP場地的升級機和相關基礎設施的費用根據各自升級機和相關基礎設施的估計生產能力按生產單位法折舊。其他設備在其估計使用年限內按直線折舊，折舊範圍為2至20好幾年了。
中游、煉油和總部
該公司將擴大中游、煉油和總部資產產能或延長其使用壽命的所有成本資本化。中游和煉油資產在其估計使用年限內按直線折舊，折舊範圍為5至30好幾年了。總部資產在餘額遞減的基礎上進行折舊。
有用的壽命
物業、廠房及設備的損耗率及預期使用年限按年檢討，並預期會計入損耗率及預期使用年限的變動。
不再認識
物業、廠房及設備資產於出售時或預期資產繼續使用不會帶來未來經濟利益時，將不再確認。因終止確認資產而產生的任何損益(按出售所得款項淨額與資產賬面金額之間的差額計算)在折舊、折舊及攤銷內的淨收益中確認。
主要維修支出
與重大維護週轉相關的檢查成本將在下一次重大維護週轉之前的一段時間內資本化並折舊。維護費在發生時計入費用。
減損
當事件或情況變化顯示一項資產或一組資產的賬面價值可能無法收回時，本公司會評估物業、廠房及設備的減值。減值跡象包括大宗商品基準價格長期處於低位、估計儲備量大幅下調、估計未來發展支出大幅增加或適用的立法或監管框架發生重大不利變化。如果存在減值跡象，本公司將進行與資產相關的減值測試。為進行減值評估，個別資產被歸入可識別現金流入的最低水平，即基本獨立於其他資產組別的現金流入的CGU。CGU的可收回金額為其公允價值減去處置成本和使用價值後的較高者。當一個CGU的賬面金額超過其可收回金額時，該CGU被視為減值，並通過損耗、折舊和攤銷費用計入可回收費用。
在隨後的期間，在每個報告日期進行評估，以確定是否有任何跡象表明以前確認的可回收費用可能不再存在或可能已經減少。如有此表示，則重新估計可收回金額，並將資產的賬面淨值增加至其經修訂的可收回金額。經修訂的可收回金額不能超過在扣除損耗、折舊及攤銷後本應釐定的賬面金額，若該資產在以往期間並無確認可收回費用的話。可收回費用的沖銷在淨收益中確認。沖銷後，損耗、折舊和攤銷費用將在未來期間進行調整，以在剩餘使用年限內分配資產的修訂賬面金額。
(G) 企業合併
企業合併使用收購方法進行核算。在企業合併中收購的資產和承擔的負債按其在收購之日的公允價值確認。支付的對價超過所取得淨資產公允價值的任何部分均確認為資產。收購的淨資產的公允價值超過支付的對價的任何部分都在淨收益中確認。
(H) 清除覆蓋層的成本
Horizon和AOSP礦初步開發期間產生的覆蓋層清除成本計入物業、廠房和設備。礦山生產期間產生的覆巖清除成本計入庫存成本，除非覆巖清除活動可能為本公司帶來未來經濟利益，在這種情況下，成本將資本化為物業、廠房和設備。資本化的覆蓋層去除成本在直接受益於覆蓋層去除活動的採礦儲量的壽命內耗盡。
(I) 資本化借款成本
可歸因於收購、建造或生產合資格資產的借款成本計入該等資產的成本，直至該等資產實質上可供其預期用途為止。符合條件的資產包括那些需要超過一年的時間才能達到預期用途的重要資產。所有其他借款成本都在淨收益中確認。
(J) 租契
在合同開始時，公司評估合同是否為租約或包含租約。如果合同轉讓了在一段時間內控制已確定資產的使用權以換取對價，則合同是租賃或包含租賃。為了評估合同是否傳達了對已確定資產的使用控制權，本公司評估：合同是否涉及對已確定資產的使用；公司是否有權在整個使用期內從使用資產中獲得幾乎所有的經濟利益；以及公司是否有權指示使用資產。
本公司於租賃合同生效之日確認租賃資產及租賃負債，即租賃資產可供本公司使用之日。租賃資產最初按成本計量。租賃資產的成本包括租賃負債的初始計量金額、在生效日期之前支付的租賃付款、初始直接成本和資產報廢負債的估計(如有)。在初步確認後，租賃資產按租賃資產使用年限或租賃期限的較早者採用直線法進行折舊。
租賃負債最初按租賃隱含利率貼現的租賃付款現值計量，或如無法輕易確定，則按公司的遞增借款利率折現。租賃付款包括固定租賃付款、基於指數或費率的可變租賃付款、剩餘價值擔保以及預期將被行使的購買選擇權。在初步確認後，租賃負債按實際利息法按攤銷成本計量。如果租賃期限發生變化，或如果本公司改變其對其是否合理確定將行使購買、延期或終止選擇權的評估，租賃負債將重新計量。如果租賃項下應付金額的估計因指數或費率或剩餘價值擔保的變化而發生變化，租賃負債也會重新計量。
租賃資產在綜合資產負債表中單獨列報。租賃負債在綜合資產負債表的其他長期負債中列報。
用於建造物業、廠房和設備的租賃資產的折舊在其使用期內計入該等資產的成本，直至該物業、廠房和設備基本可供其預期用途為止。
如果本公司作為合資經營的經營者，本公司將100%確認相關租賃資產和租賃負債。由於本公司收回其合營業務夥伴在租賃合同成本中應佔的份額，這些回收在綜合收益表中確認為其他收入。
(K) 資產報廢債務
該公司根據現行法律和行業運營慣例，對其所有財產、廠房和設備以及某些勘探和評估資產規定了資產報廢義務。與財產、廠房和設備有關的資產報廢債務準備金在發生期間確認為負債。撥備按截至資產負債表之日管理層為清償債務所需支出的最佳估計現值計量。在初始計量之後，債務進行調整，以反映時間的推移、信貸調整利率的變化以及債務相關的估計未來現金流量的變化。由於時間推移而增加的撥備被確認為資產報廢債務增值費用，而因貼現率或估計未來現金流量而產生的變化被資本化或從房地產、廠房和設備中取消確認。清償資產報廢債務所產生的實際費用計入撥備。
(L) 外幣折算
本位幣和列報貨幣
本公司附屬公司和合夥企業的財務報表中包含的項目是使用子公司經營所處的主要經濟環境的貨幣(“功能貨幣”)計量的。合併財務報表以加元表示，加元是公司的功能貨幣。
具有與公司不同的本位幣的子公司的資產和負債按資產負債表日的收盤匯率換算為加元，收入和費用按該期間的平均匯率換算。累計外幣換算調整在其他全面收益中確認。
當公司處置其在境外經營的全部權益，或失去對境外經營的控制權、共同控制權或對境外經營的重大影響時，與境外經營有關的其他全面收益中積累的外幣收益或損失將在淨收益中確認。
交易記錄和餘額
外幣交易使用交易當日的匯率換算成公司及其子公司和合夥企業的本位幣。結算外幣交易所產生的匯兑損益，以及在資產負債表日折算以功能貨幣以外貨幣計價的貨幣資產和負債的匯率所產生的匯兑損益，在淨收益中確認。
(M)銷售貨物的收入確認和成本
出售原油、天然氣及天然氣產品所得收入於履行銷售合約中的責任時確認，而本公司很可能會收取其應得的代價。履約義務通常在產品交付到合同中指定的地點並將控制權移交給客户的時間點履行。該公司在簽訂合同之前和整個收入確認過程中都會評估客户的信譽。
該公司產品的銷售合同的期限一般不到一年，某些合同的期限超過一年。北美的合同一般規定在整個合同期內交付原油、天然氣和天然氣。北海和非洲近海的合同一般規定了某個時間點的原油交割。
本公司向客户銷售原油、天然氣和天然氣產品是根據交貨時或接近交貨時的現行商品價格和交付的產品數量簽訂的合同進行的。收入通常在交付後的下一個月收取，因此，本公司選擇應用實際權宜之計，不調整對融資組成部分的影響的對價。為促進向客户或潛在客户銷售而與同一交易對手進行的原油、天然氣及天然氣的買賣，經相互考慮而訂立，合併入賬為非貨幣交易，並按結算淨額計量。
綜合收益表中的收入代表該公司在扣除向政府和其他礦產權益所有者支付的特許權使用費後在產品銷售中所佔份額。本公司在附註22的分段信息中披露了銷售原油、天然氣和天然氣的收入的分解。銷售商品的相關成本包括生產、運輸、混合和原料，以及損耗、折舊和攤銷費用。這些金額已在綜合收益表中單獨列報。
(N) 生產分成合同
科特迪瓦在非洲近海生產的產品根據各種生產分享合同(“PSC”)進行分享。產品銷售分為成本回收油和利潤油。成本回收油使本公司能夠收回其資本和生產成本以及由本公司代表各自的政府國有石油公司(“政府”)承擔的成本。利潤石油在部分分配給政府後，根據其各自的股權分配給合資夥伴。應佔本公司股權的政府應佔石油利潤份額根據各自的PSC條款分配給特許權使用費支出和當期所得税支出。
(O) 所得税
本公司採用負債法核算所得税。根據這一方法，遞延所得税資產和負債是根據合併財務報表中資產和負債賬面價值的暫時性差異及其各自的計税基礎的估計所得税影響來確認的。
遞延所得税資產及負債按實質頒佈的所得税税率計算，該等税率預期於收回資產或負債時適用。當遞延所得税資產或負債在交易(業務合併除外)中首次確認時產生，且在交易時不影響會計或應課税利潤，則不會確認遞延所得税資產或負債。遞延所得税資產或負債也不會在未來可能發生的子公司留存收益分配中確認，如果分配的時間可以由本公司控制，並且很可能不會在可預見的未來進行分配，或者當分配可以在不產生所得税的情況下進行時。
可抵扣暫時性差異及税項虧損結轉的遞延所得税資產，在有可能會有未來應課税利潤的情況下予以確認，以抵銷結轉的暫時性差異或税項虧損。遞延所得税資產的賬面金額於每個報告日期進行審核，如不再可能有足夠的未來應課税利潤可用來抵銷結轉的臨時差額或税項虧損，則減少遞延所得税資產的賬面金額。
本期所得税以當期淨收益為基礎計算，經不同期間的非應課税或應課税項目調整後，使用在每個報告日期實施的實際所得税税率。所得税在淨收益或其他全面收益中確認，與它們相關的項目一致。
(P) 基於股份的薪酬
公司的股票期權計劃(“期權計劃”)為現有員工提供了選擇接受普通股或現金支付以換取放棄的股票期權的權利。授予僱員的賠償責任最初是根據授予日期、獎勵的公允價值和預期授予的獎勵數量來衡量的。每個報告期都會重新計量賠償金額，以確定負債公允價值隨後發生的變化。公允價值採用布萊克-斯科爾斯估值模型在分級歸屬方法下確定。預期波動率是根據歷史結果估計的。當股票期權被放棄以換取現金時，支付的現金結算減少了未償債務。當根據期權計劃對普通股行使股票期權時，員工支付的對價和任何先前確認的與股票期權相關的負債被記錄為股本。
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。PSU背心三年從最初的授予日期開始。PSU的負債最初是參考公司的股價和預期授予的獎勵數量來計量的，並在每個報告期重新計量負債的公允價值變化。
僱主對公司股票紅利計劃供款的未攤銷成本包括在其他長期資產中。
(Q) 金融工具
本公司將其金融工具分為以下類別之一：按攤餘成本計的金融資產；按攤銷成本計的金融負債；以及按損益計算的公允價值。所有金融工具均按首次確認時的公允價值計量。後續期間的計量取決於各自金融工具的分類。
按損益計算的公允價值金融工具隨後按公允價值計量，公允價值變動在淨收益中確認。所有其他類別的金融工具均按實際利息法按攤銷成本計量。
現金及現金等價物、應收賬款及若干其他長期資產按攤銷成本分類為金融資產，因為本公司有意持有該等資產至到期日，而相關現金流僅包括本金及利息的支付。對上市股票的投資按損益計入公允價值。應付賬款、應計負債、某些其他長期負債和長期債務按攤餘成本歸類為財務負債。風險管理資產和負債通過損益歸類為公允價值。
金融資產和負債也使用三級層次結構進行分類，以反映在對這些資產和負債進行公允價值計量時所使用的投入的重要性。第1級所列金融資產及負債的公允價值乃參考活躍市場對相同資產及負債的報價而釐定。第2級金融資產及負債的公允價值是基於第1級報價以外的投入，該等價格可直接(作為價格)或間接(由價格衍生)就資產或負債而觀察到。第三級金融資產和負債的公允價值不是基於可觀察到的市場數據。公允價值層次的披露不包括賬面價值因資產或負債的流動性質而接近公允價值的金融資產和負債。
按公允價值計入損益的金融工具的交易成本在淨收益中確認。與其他金融工具有關的交易成本計入金融工具的初始計量。
金融資產減值準備
於每個報告日期，本公司以前瞻性方式評估與其按攤銷成本列賬的金融資產相關的預期信貸損失。預期信貸損失是指應付本公司的現金流量與本公司預期收到的現金流量之間的差額，按初步確認時釐定的實際利率貼現。對於應收貿易賬款，本公司採用國際財務報告準則第9號允許的簡化方法，要求預期終身信貸損失從應收賬款的初始確認開始確認。為了衡量預期的信用損失，應收賬款根據應收賬款的未付天數和客户的內部信用評估進行分組。長期應收賬款的信用風險根據交易對手的外部信用評級進行評估。對於自確認之日起信用風險沒有顯著增加的較長期應收賬款，本公司將預期信用損失計量為12個月的預期信用損失。預期信貸損失準備金的變動在淨收益中確認。
(R) 風險管理活動
該公司定期使用衍生金融工具來管理其商品價格、外幣和利率風險。該等金融工具僅為對衝目的而訂立，並不用於投機目的。所有衍生金融工具均按其估計公允價值於綜合資產負債表確認。衍生金融工具的估計公允價值乃根據適當的內部估值方法及/或第三方指標釐定。使用估值模型確定的公允價值要求使用有關未來現金流的數量和時間、貼現率和信用風險的假設。在確定這些假設時，公司主要依賴於外部的、容易觀察到的市場輸入，包括報價的商品價格和波動性、利率收益率曲線和外匯匯率。風險管理負債的賬面金額根據公司自身的信用風險進行調整。
本公司根據本公司的風險管理政策，記錄在對衝關係開始時正式指定為對衝交易的所有衍生金融工具。套期保值關係的有效性在套期保值開始時和持續的基礎上進行評估。
該公司定期簽訂商品價格合同，管理原油和天然氣的預期銷售和購買，以保護其資本支出計劃的現金流。正式指定為現金流量對衝的衍生商品價格合約的公允價值變動的有效部分最初在其他全面收益中確認，並在商品銷售或購買的同一或多個期間的淨收益中重新分類為風險管理活動。這些指定合同的公允價值變動中的無效部分在淨收益的風險管理活動中確認。非指定原油和天然氣商品價格合同公允價值的所有變動均在淨收益的風險管理活動中確認。
本公司定期訂立利率互換合約，以管理其在某些長期債務工具上的固定利率至浮動利率組合。利率互換合同要求定期交換付款，而不交換付款所依據的名義本金金額。被指定為公允價值對衝的利率掉期合約的公允價值變動和被對衝的長期債務的公允價值的相應變動在淨收益的利息支出中確認。非指定利率掉期合約的公允價值變動在淨收益的風險管理活動中確認。
一旦被指定為公允價值對衝的利率互換終止，該利率互換將在綜合資產負債表中取消確認，相關的長期債務對衝不再因利率變化而導致公允價值的後續變化而重新估值。於利率互換終止日因長期債務利率而作出的公允價值調整，攤銷至長期債務剩餘期限的利息支出。
交叉貨幣互換合約定期用於管理美元計價的長期債務的貨幣敞口。交叉貨幣互換合同要求在付款所依據的名義本金到期時與交易所定期交換付款。被指定為現金流量對衝的交叉貨幣掉期合約外匯部分的公允價值變動與名義本金金額相關，在淨收益的匯兑損益中確認。被指定為現金流量對衝的交叉貨幣掉期合約的利率部分公允價值變動的有效部分最初在其他全面收益中確認，當被對衝項目在淨收益中確認時重新分類為利息支出，無效部分在風險管理活動中在淨收益中確認。非指定交叉貨幣掉期合約的公允價值變動在淨收益的風險管理活動中確認。
被指定為現金流量對衝的金融工具終止的已實現收益或虧損在累計其他全面收益項下遞延，並在確認相關對衝項目的期間攤銷至淨收益。如果指定對衝項目在相關衍生工具終止前出售、終止或到期，任何未實現的衍生收益或虧損將在淨收益中確認。未被指定為套期保值的金融工具終止的已實現收益或虧損在淨收益中確認。
外幣遠期合約定期用於管理外幣現金需求。外幣遠期合約是指在未來某一特定日期以遠期匯率買入或賣出約定金額的美元。被指定為現金流量對衝的外幣遠期合約的公允價值變動最初記錄在其他全面收益中，並在對衝項目在淨收益中確認時重新分類為匯兑損益。非指定外幣遠期合約的公允價值變動在淨收益的風險管理活動中確認。
嵌入衍生品是包含在非衍生品託管合同中的衍生品。當嵌入衍生品的經濟特徵和風險與主合同沒有明確和密切的關聯時，嵌入衍生品按照與主合同分開的公允價值記錄，除非主合同是一項資產。
(S) 政府撥款
該公司獲得或有資格獲得政府贈款，包括排放抵免和為應對新型冠狀病毒(“新冠肺炎”)的影響而推出的贈款。當有合理保證公司將遵守贈款附帶的條件，並且贈款將收到時，政府贈款將在淨收益中確認。根據艾伯塔省技術創新和減排(“TIER”)法規產生的排放業績和抵銷信用最初按確認信用時生效的艾伯塔省TIER基金合規率所規定的價值記錄。
(T) 綜合收益(虧損)
綜合收益(虧損)由公司的淨收益(虧損)和其他綜合收益(虧損)組成。其他全面收益(虧損)包括被指定為現金流量對衝的衍生金融工具的公允價值變動的有效部分，以及因對沒有加元功能貨幣的外國業務進行淨投資而產生的外幣換算收益和虧損。其他綜合收益(虧損)在扣除相關所得税後列示。
(U) 每股普通股金額
公司計算每股普通股的基本收益(虧損)的方法是用淨收益(虧損)除以該期間已發行普通股的加權平均數量。由於本公司的期權計劃允許根據持有人的選擇以現金或股票結算股票期權，因此普通股每股攤薄收益的計算採用現金結算或庫存股方法下的股票結算中稀釋程度較高的一種。
(V) 股本
普通股被歸類為股權。發行新股或購股權的直接應佔成本計入股本，扣除税項後的收益。當公司收購自己的普通股時，股本減去所購股份的平均賬面價值。收購價格超過平均賬面價值的部分被確認為留存收益的減少。股票在購買時被註銷。
(W) 分紅
普通股股利在董事會宣佈股息期間在公司財務報表中確認。
2. 會計政策的變化
2020年5月，國際會計準則理事會發布了對“國際會計準則”第16號“財產、廠房和設備”的修正，要求在實體準備將資產用於其預期用途時出售所產生的物品所獲得的收益在淨收益中確認，而不是作為資產成本的減少確認。該等修訂於2022年1月1日通過，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
3. 已發佈但尚未實施的會計準則
2021年5月，國際會計準則委員會發布了對國際會計準則第12號“所得税”的修正案，要求公司確認某些交易的遞延税金，這些交易在最初確認時會產生等額的應税和可抵扣臨時差額。修正案將於2023年1月1日生效，允許提前通過。修正案將於2023年1月1日通過，公司正在評估對公司合併財務報表的影響。
2021年2月，國際會計準則理事會發布了對《國際會計準則1》的修正案，要求各實體披露其重要會計政策信息，而不是其重要會計政策。為了支持這一修正，國際會計準則理事會還修訂了“國際財務報告準則”實務説明2“作出重大判斷”。修正案將於2023年1月1日通過，公司正在評估對公司合併財務報表的影響。
2020年1月，國際會計準則理事會發布了對國際會計準則第1號“財務報表列報”的修正，以澄清負債分為流動負債和非流動負債，這取決於在報告期結束時實體是否有實質性權利將負債的清償推遲到報告期後至少12個月。2022年10月，國際會計準則理事會發布了進一步的修正案，規定在報告日期將債務歸類為流動債務或非流動債務不受報告日期後必須遵守的契約的影響，並增加了關於這些契約的披露要求。所有修正案都將於2024年1月1日生效，並允許提前通過。這些修正案需要追溯通過。該公司正在評估所有修訂對其綜合財務報表的影響。
4. 關鍵會計估計和判斷
本公司在編制綜合財務報表時對某些資產、負債、收入和支出作出了估計、假設和判斷，主要涉及截至綜合財務報表日期的未結算交易和事件。因此，實際結果可能與估計的數額不同。下一財政年度內有重大風險導致資產及負債賬面值出現重大調整的估計、假設及判斷如下。
(A)原油和天然氣儲量
收購價格分配、損耗、折舊和攤銷、資產報廢債務和減值計算中使用的金額是基於對原油和天然氣儲量的估計。儲量估計基於估計未來價格和生產成本、預期未來生產率以及未來開發支出的時間和金額，所有這些都受到許多不確定性、解讀和判斷的影響，包括氣候相關事項的潛在影響並符合相關政府法規。該公司預計，隨着時間的推移，其儲量估計將根據更新的信息向上或向下修正。
(B)資產報廢債務
該公司根據現行法律和經營慣例，對其物業、廠房和設備規定了資產報廢義務。估計的未來成本包括對未來廢棄日期和技術進步的假設，以及對未來通貨膨脹率和貼現率的估計。實際成本可能與由於環境法規變化、通貨膨脹影響、技術變化、運營方式變化、儲量壽命變化導致廢棄日期變化以及氣候相關事項的潛在影響以及根據相關政府法規而產生的估計撥備存在差異。這些差異可能會對估計數產生實質性影響。
(C)所得税
該公司在多個司法管轄區繳納所得税。所得税會計要求公司解釋經常變化的法律和法規，包括變化的所得税税率，並就税法的適用、估計暫時性差異逆轉的時機和估計税收資產的變現做出某些判斷。有許多交易和計算的最終税收決定是不確定的。本公司根據其對最終可能應繳額外税款的可能性的評估，確認對報税職位的負債。
(D)衍生工具和其他金融工具的公允價值
未在活躍市場交易的金融工具的公允價值是使用估值技術確定的。本公司根據其判斷選擇各種方法，並主要根據每個報告期結束時存在的市場狀況作出假設。該公司使用直接和間接可觀察的投入來衡量未在活躍市場交易的金融工具的價值，包括報價的商品價格和波動性、利率收益率曲線和匯率。
(E)採購價格分配
與業務合併有關的收購價格根據收購時的估計公允價值分配給基礎收購資產和負債。公允價值的確定要求公司對未來事件作出估計、假設和判斷。分配過程本質上是主觀的，影響分配給單獨可識別資產和負債的金額，包括原油和天然氣資產的公允價值以及遞延所得税影響。因此，由於對未來損耗、折舊、攤銷費用和減值測試的影響，收購價格分配會影響公司報告的資產和負債以及未來的淨收益。
(F)基於股份的薪酬
本公司在估計根據其期權計劃授出的股票期權的公允價值時，已作出多項假設，包括預期波幅、預期行權時間及未來罰沒率。在每個期末，已發行的股票期權將根據負債估計公允價值的變化重新計量。
(G)CGU的識別
CGU被定義為產生可識別的現金流入的最低綜合資產組，這些現金流入在很大程度上獨立於其他資產或資產組的現金流入。將資產分類為CGU需要在資產之間的整合、活躍市場的存在、共享基礎設施以及管理層監控公司運營的方式方面做出重大判斷和解釋。
(H)資產減值
現金流轉單位或個別資產的可收回金額已按現金流轉單位或資產的公允價值減去出售成本及其使用價值兩者中較高者釐定。這些計算需要使用估計數和假設，並可能隨着新信息的出現而變化，包括關於未來商品價格、預期產量、儲備量、資產報廢債務、未來發展和業務成本、税後貼現率(目前範圍為10%至12%)，以及所得税。釐定可收回金額時所用假設的改變，可能會影響相關資產及現金流轉單位的賬面價值。
(I)租契
購買、延期和終止選項包括在公司的某些租約中，以提供運營靈活性。為衡量租賃負債，本公司使用判斷來評估行使該等選擇權的可能性。當重大事件或情況表明行使這些選擇的可能性可能發生變化時，將審查這些評估。如果租約中隱含的利率不能輕易確定，本公司還使用估計來確定其遞增借款成本。
(J)或有事項
或有事項受到計量不確定性的影響，因為相關的財務影響只能由未來事件的結果來確認。對或有事項的評估需要適用判斷和估計，包括確定是否存在現有債務，以及可靠地估計處理或有事項所需的現金流量的時間和數額。
(K)新冠肺炎的影響
在截至2022年12月31日的一年中，新冠肺炎繼續對包括石油和天然氣行業在內的全球經濟產生影響。2022年的商業狀況繼續反映出與新冠肺炎相關的市場不確定性。本公司在編制該等綜合財務報表時，已考慮新冠肺炎的影響及其所創造的獨特情況，以作出估計、假設及判斷，並繼續密切留意營商環境及商品市場的發展。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。
5. 庫存
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
產品庫存 | | $ | 611 | |
| $ | 535 | |
材料、用品和其他 | | 1,204 | |
| 1,013 | |
| | | | |
| | $ | 1,815 | | | $ | 1,548 | |
在2022年間，大約33購買和生產的庫存中有10億記為費用(2021年-約為#美元)221000億美元).
6. 勘探和評估資產
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生產 | 油砂 *礦業和 升級 | 總計 |
| 北美 | 北海 | 非洲近海 | | |
成本 | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 2,101 | | $ | — | | $ | 83 | | $ | 252 | | $ | 2,436 | |
新增/收購(附註7) | 30 | | — | | 8 | | — | | 38 | |
| | | | | |
轉移至財產、廠房和設備 | (73) | | — | | — | | (150) | | (223) | |
不再承認和其他 | (1) | | — | | — | | — | | (1) | |
| | | | | |
| 2021年12月31日 | 2,057 | | — | | 91 | | 102 | | 2,250 | |
增加/收購 | 41 | | — | | 5 | | — | | 46 | |
| | | | | |
轉移至財產、廠房和設備 | (71) | | — | | — | | — | | (71) | |
| 不再承認和其他 | (1) | | — | | — | | — | | (1) | |
外匯調整 | — | | — | | 2 | | — | | 2 | |
| 2022年12月31日 | $ | 2,026 | | $ | — | | $ | 98 | | $ | 102 | | $ | 2,226 | |
7. 物業、廠房及設備
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生產 | 油砂 *挖掘和升級 | 中游與煉油 | 頭 辦公室 | 總計 |
| 北 美國 | 北海 | 離岸海域 非洲 | | | | |
成本 | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 73,997 | | $ | 7,283 | | $ | 3,963 | | $ | 45,710 | | $ | 457 | | $ | 485 | | $ | 131,895 | |
| 增加/收購 | 4,146 | | 208 | | 48 | | 1,526 | | 9 | | 23 | | 5,960 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
從勘探和評估資產轉賬 | 73 | | — | | — | | 150 | | — | | — | | 223 | |
不再認識(1) | (382) | | 3 | | — | | (530) | | — | | — | | (909) | |
| | | | | | | |
外匯調整及其他 | — | | (56) | | (31) | | — | | — | | — | | (87) | |
| 2021年12月31日 | 77,834 | | 7,438 | | 3,980 | | 46,856 | | 466 | | 508 | | 137,082 | |
增加/收購 | 3,564 | | 304 | | 75 | | 1,380 | | 8 | | 25 | | 5,356 | |
從勘探和評估資產轉賬 | 71 | | — | | — | | — | | — | | — | | 71 | |
不再認識(1) | (394) | | (1) | | — | | (469) | | — | | — | | (864) | |
| 處置 | — | | — | | — | | (35) | | — | | — | | (35) | |
外匯調整及其他 | — | | 517 | | 277 | | — | | — | | 3 | | 797 | |
| 2022年12月31日 | $ | 81,075 | | $ | 8,258 | | $ | 4,332 | | $ | 47,732 | | $ | 474 | | $ | 536 | | $ | 142,407 | |
| | | | | | | |
累計損耗和折舊 | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 49,641 | | $ | 5,853 | | $ | 2,822 | | $ | 7,289 | | $ | 168 | | $ | 370 | | $ | 66,143 | |
費用 | 3,468 | | 149 | | 118 | | 1,733 | | 15 | | 25 | | 5,508 | |
不再認識(1) | (382) | | 3 | | — | | (530) | | — | | — | | (909) | |
| | | | | | | |
外匯調整及其他 | 5 | | (54) | | (17) | | 7 | | — | | (1) | | (60) | |
| 2021年12月31日 | 52,732 | | 5,951 | | 2,923 | | 8,499 | | 183 | | 394 | | 70,682 | |
費用 | 3,502 | | 117 | | 148 | | 1,684 | | 15 | | 23 | | 5,489 | |
不再認識(1) | (394) | | (1) | | — | | (469) | | — | | — | | (864) | |
| 處置 | — | | — | | — | | (2) | | — | | — | | (2) | |
| 可回收費用 | — | | 1,620 | | — | | — | | — | | — | | 1,620 | |
外匯調整及其他 | (5) | | 419 | | 206 | | — | | — | | 3 | | 623 | |
| 2022年12月31日 | $ | 55,835 | | $ | 8,106 | | $ | 3,277 | | $ | 9,712 | | $ | 198 | | $ | 420 | | $ | 77,548 | |
| | | | | | | |
賬面淨值 | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | $ | 25,240 | | $ | 152 | | $ | 1,055 | | $ | 38,020 | | $ | 276 | | $ | 116 | | $ | 64,859 | |
| 2021年12月31日 | $ | 25,102 | | $ | 1,487 | | $ | 1,057 | | $ | 38,357 | | $ | 283 | | $ | 114 | | $ | 66,400 | |
(1)當一項資產的繼續使用或處置預計不會產生未來的經濟利益時，該資產被取消確認。
2022年普遍的監管和經濟狀況以及英國日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上升的影響，促使該公司評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田不再具有經濟價值，於2022年12月31日註銷了相關原油儲量，並正在加速廢棄。
因此，該公司完成了對其在北海的資產的可回收性評估，並確認了#美元的非現金費用。651300萬美元(税後)，涉及尼尼安油田財產、廠房和設備，包括#美元的可回收費用1,620在折舊、折舊和攤銷中確認的百萬美元，扣除遞延税款回收淨額#美元9691000萬美元。
截至2022年12月31日，本公司完成了對其其他財產、廠房和設備以及勘探和評估資產的可回收性的正常過程評估，並確定其所有現金產生單元的賬面金額為可收回。
該公司根據發生的成本和公司的借款成本，對符合條件的資產的建設期利息進行資本化。一旦符合條件的資產基本上可以用於其預期用途，對該資產的利息資本化就停止了。在2022年期間，不是利息資本化為房地產、廠房和設備(2021年--#美元零; 2020 – $24以加權平均資本化率3.5%).
截至2022年12月31日，不動產、廠房和設備包括不計損耗和折舊的項目費用#美元。162油砂開採和升級領域的2.5億美元(2021-美元118在油砂開採和升級領域的收入為100萬美元)。
本年度和比較年度的收購均採用收購會計方法，作為業務合併入賬。收購所報告的收益是收購淨資產的公允價值相對於購買對價總額的超額。
2022年的收購
2022年，公司以現金淨對價$收購了北美勘探和生產部門的多處原油和天然氣資產。513和承擔的相關資產報廢債務為11百萬美元。不是已確認遞延所得税淨負債，並不是在這些交易中確認了税前收益。
2021年的收購
收購暴風資源有限公司(“暴風”)
2021年12月17日，公司完成了對Storm全部已發行和已發行普通股的收購，總現金對價為$7711000萬美元。以下是與收購有關的所購入淨資產的摘要：
| | | | | |
| 財產、廠房和設備 | $ | 1,114 | |
| 勘探和評估資產 | 13 | |
| 營運資本 | 20 | |
| 長期債務 | (183) | |
| 資產報廢債務 | (18) | |
| 其他長期負債 | (35) | |
| 遞延税項負債 | (140) | |
| 取得的淨資產 | $ | 771 | |
| |
| |
關於此次收購，公司承擔了某些產品運輸和加工承諾(附註20)。
2021年的其他收購
在2021年，公司完成了二收購不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區的天然氣生產資產和相關加工基礎設施，包括財產、廠房和設備資產#美元2572000萬美元的勘探和評估資產131000萬美元，現金代價為$1311000萬美元。與收購有關，公司承擔了#美元的資產報廢債務。581000萬美元，其他負債$652000萬美元，並確認了一項遞延税項資產#美元4621000萬美元。一美元的收益4781,000,000美元被確認為收購的結果，即收購的淨資產的公允價值高於總收購對價。
2020年的收購
收購彩馬能源有限公司(“彩馬”)
於2020年10月6日，本公司完成收購彩馬全部已發行及已發行普通股，總現金代價為$1111000萬美元。以下是收購收益的摘要：
| | | | | |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| 取得的淨資產 | $ | 328 | |
| 減去：現金對價 | 111 | |
| 收購收益 | $ | 217 | |
關於此次收購，公司承擔了某些產品運輸和加工承諾(附註20)。
8. 租契
租賃資產
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 產品運輸 和存儲 | | 野戰裝備 和權力 | | 近海船舶 和設備 | | 寫字樓租賃 及其他 | | 總計 |
| 2020年12月31日 | $ | 1,038 | | | $ | 379 | | | $ | 128 | | | $ | 100 | | | $ | 1,645 | |
| 加法 | 48 | | | 36 | | | — | | | 4 | | | 88 | |
| 折舊 | (110) | | | (57) | | | (27) | | | (22) | | | (216) | |
| | | | | | | | | |
| 外匯和其他 | (2) | | | (4) | | | (2) | | | (1) | | | (9) | |
| 2021年12月31日 | 974 | | | 354 | | | 99 | | | 81 | | | 1,508 | |
加法 | 44 | | | 110 | | | 28 | | | — | | | 182 | |
折舊 | (106) | | | (86) | | | (31) | | | (21) | | | (244) | |
| | | | | | | | | |
外匯和其他 | — | | | (1) | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 2022年12月31日 | $ | 912 | | | $ | 377 | | | $ | 97 | | | $ | 61 | | | $ | 1,447 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
按細分市場劃分的租賃資產
截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司按部門劃分擁有以下租賃資產：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
勘探和生產 | | | | | | |
北美 | | $ | 277 | | | $ | 308 | | | |
| 北海 | | 1 | | | 1 | | | |
| 非洲近海 | | 98 | | | 101 | | | |
| | | | | | |
油砂開採與升級 | | 1,015 | | | 1,027 | | | |
| | | | | | |
總辦事處 | | 56 | | | 71 | | | |
| | $ | 1,447 | | | $ | 1,508 | | | |
租賃負債
本公司按租賃期內其租賃付款的折現值計量其租賃負債。截至2022年12月31日和2021年12月31日的租賃負債如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
租賃負債 | | $ | 1,540 | | | $ | 1,584 | | | |
減：當前部分 | | 244 | | | 185 | | | |
| | $ | 1,296 | | | $ | 1,399 | | | |
除上文披露的租賃資產外，本公司還持續簽訂與其勘探和生產以及油砂開採和升級活動相關的短期租賃。
2022年和2021年期間淨收益和現金流中包括的其他金額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
與短期租約有關的開支 (1) | | $ | 410 | | | $ | 450 | | | |
租賃負債利息支出 | | $ | 60 | | | $ | 62 | | | |
不計入租賃負債計量的可變租賃付款 | | $ | 49 | | | $ | 65 | | | |
租賃現金流出總額(2) | | $ | 1,204 | | | $ | 1,089 | | | |
(1)在2022年間，公司資本化了$453百萬(2021年--美元)303百萬美元)的短期租賃，作為房地產、廠房和設備的補充。
(2)包括與租賃負債、短期租賃和可變租賃付款有關的現金流出。
9. 投資
截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司有以下投資：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
投資PrairieSky Royalty Ltd. | | $ | 491 | |
| $ | 309 | |
投資PrairieSky Royalty Ltd.
該公司的22.6PrairieSky Royalty Ltd.(“PrairieSky”)的100萬股普通股投資不構成重大影響，並按公允價值通過損益計入，於每個報告日期計量。截至2022年12月31日，每股普通股市場價格為1美元。21.70(2021年12月31日--$13.63；2020年12月31日--美元10.09).
截至2022年12月31日，本公司對PrairieSky的投資被歸類為流動資產。PrairieSky從事通過間接第三方石油和天然氣開發獲得和管理石油和天然氣特許權使用費收入資產的業務。
投資PrairieSky的(收益)虧損如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
投資(收益)損失 | | $ | (182) | |
| $ | (81) | |
| $ | 117 | |
股息收入 | | (14) | |
| (7) | |
| (9) | |
| | $ | (196) | | | $ | (88) | | | $ | 108 | |
投資國際管道有限公司。
2021年，根據第三方收購要約，公司選擇接受現金收益總額為#美元。1282000萬美元，或美元20.00每股普通股，以換取其6.4在Inter Pipeline Ltd(“Inter Pipeline”)投資1.3億股普通股。本公司的投資並不構成重大影響，並於每個報告日期按公允價值計入損益。
國際管道投資的(收益)損失如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
投資(收益)損失 | | $ | — | |
| $ | (51) | |
| $ | 68 | |
股息收入 | | — | |
| (2) | |
| (5) | |
| | $ | — | | | $ | (53) | | | $ | 63 | |
10. 其他長期資產
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
預付服務費通行費 | | $ | 199 | |
| $ | 157 | |
長期庫存 | | 137 | | | 126 | |
風險管理(附註19) | | 9 | |
| 140 | |
長期合同、預付款和其他(1) | | 269 | | | 177 | |
| | 614 | | | 600 | |
減：當前部分 | | 61 |
| 35 | |
| | $ | 553 | | | $ | 565 | |
(1)包括2020年第四季度收購Paint Pony時承擔的實物產品銷售合同、遞延PRT回收的應計利息以及本公司股票紅利計劃的未攤銷部分。
投資西北紅水合作夥伴關係
公司擁有一家50西北紅水合夥公司(“西北紅水合夥公司”)的股權投資百分比。NWRP運營着50,000日產量瀝青改良機和煉油廠，加工約12,500每桶/日(25%通行費付款人)為公司提供瀝青原料37,500每桶/日(75為艾伯塔省政府的代理機構艾伯塔省石油營銷委員會(“APMC”)提供瀝青原料。本公司無條件有義務支付其25按比例佔每月收費通行費債務部分的百分比40-至2058年的收費期(附註20)。柴油及精煉產品銷售及相關煉油通行費於中游及煉油分部確認(附註22)。
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，西北煉油公司將其全部50合夥企業在西北太平洋集團中的權益比例為APMC。該公司的50股權比例保持不變。
根據優化交易，加工協議的原始期限延長了10從2048年到2058年。NWRP償還了成本較高的次級債務，這些債務的利率為最優惠加6%，成本較低的優先擔保債券的平均利率約為2.55%，降低西北地區的利息成本和通行費支付人的相關通行費。因此，西北太平洋償還了公司和APMC的次級債務預付款#美元。555每個人都有1000萬。此外，公司還收到了一筆$4002021年期間來自NWRP的100萬份分發。
為促進優化交易，新世界銀行發行了$5001000萬美元1.202023年12月到期的%L系列優先擔保債券，$5001000萬美元2.002026年12月到期的%M系列優先擔保債券，$1,0001000萬美元2.802031年6月到期的%N系列優先擔保債券，以及$6001000萬美元3.752051年6月到期的O系列優先擔保債券。
在2022年期間，西北太平洋鐵路公司延長並增加了其美元3,0002000萬銀團信貸安排至$3,1751000萬美元。信貸安排的循環部分增至#美元。2,1752000萬美元，1182023年6月到期的1.3億美元，以及2,0572025年6月到期的1.8億美元。這一美元1,000信貸安排的非循環部分得到延長，為#美元。602023年6月到期的1.3億美元，以及9402025年6月到期的1.8億美元。在2022年期間，西北地區還簽訂了一項1501,000,000英鎊用於支持信用證。截至2022年12月31日，西北鐵路公司的借款為#美元。2,318根據銀團信貸安排(2021年12月31日-$1,981(億美元)。
截至2022年、2022年和2021年12月31日與NWRP相關的資產、負債、合夥人權益、產品銷售和權益收益(虧損)如下：
| | | | | | | | | | | |
| |
| 2022 | | 2021 |
| | | |
流動資產 | $ | 257 | |
| $ | 280 | |
非流動資產 | $ | 10,729 | |
| $ | 10,806 | |
流動負債 | $ | 849 | |
| $ | 798 | |
非流動負債 | $ | 11,239 | |
| $ | 11,412 | |
合夥人權益(1) | $ | (1,102) | |
| $ | (1,124) | |
| | | |
合夥人權益(1)在公司的50%利息 | $ | (551) | | | $ | (562) | |
收入(2) | $ | 1,267 | | | $ | 1,168 | |
淨收益(虧損) (3) | $ | 22 | |
| $ | (18) | |
| | | |
(1)2021年，NWRP向合作伙伴分配支付了100利息為$%8001000萬美元。
(2)包括在NWRP 2022年的收入中是$3172000萬歐元(2021年--美元)294(百萬)與本公司的25%的煉油費用。
(3)2022年淨收益(虧損)包括折舊和攤銷費用#美元的影響。2452000萬歐元(2021年--美元)278(百萬美元)以及利息和其他融資費用4222000萬歐元(2021年--美元)412(億美元)。
本公司於新世界自然資源中心的權益之賬面值為$零，而截至2022年12月31日，西北鐵路公司的權益損失和合夥企業分配的累計未確認份額為#美元。551百萬(2021年--美元)562百萬)。本公司於2022年從NWRP收回的未確認權益虧損份額為#美元11百萬美元(2021年-未確認的股權損失$9百萬美元和合作夥伴關係分配為$4002.5億；2020--未確認的股權損失為$94(億美元)。
11. 長期債務 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
加元計價債務，無擔保 | | |
| |
| | | | |
中期票據 | |
|
|
|
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
3.312022年2月11日到期的債券百分比 | | $ | — | |
| $ | 1,000 | |
1.452023年11月16日到期的債券利率 | | 404 | | | 500 | |
3.552024年6月3日到期的債券百分比 | | 332 | |
| 500 | |
3.422026年12月1日到期的債券利率 | | 441 | |
| 600 | |
2.502028年1月17日到期的債券% | | 225 | | | 300 | |
4.852047年5月30日到期的債券百分比 | | 300 | |
| 300 | |
| | 1,702 | | | 3,200 | |
美元計價債務，無擔保 | | | | |
銀行信貸安排(2022年12月31日--美元零;
2021年12月31日--美元901百萬美元) | | — | |
| 1,140 | |
| | | | |
美元債務證券 | |
|
|
|
| | | | |
2.952023年1月15日到期%(美元1,000百萬美元) | | — | |
| 1,266 | |
3.802024年4月15日到期%(美元500百萬美元) | | 677 | |
| 633 | |
3.902025年2月1日到期%(美元600百萬美元) | | 812 | |
| 759 | |
2.052025年7月15日到期%(美元600百萬美元) | | 812 | | | 759 | |
3.852027年6月1日到期%(美元1,250百萬美元) | | 1,692 | |
| 1,582 | |
2.952030年7月15日到期%(美元500百萬美元) | | 677 | | | 633 | |
7.202032年1月15日到期的%(美元400百萬美元) | | 541 | |
| 506 | |
6.452033年6月30日到期%(美元350百萬美元) | | 474 | |
| 443 | |
5.852035年2月1日到期%(美元350百萬美元) | | 474 | |
| 443 | |
6.502037年2月15日到期%(美元450百萬美元) | | 609 | |
| 570 | |
6.252038年3月15日到期的%(美元1,100百萬美元) | | 1,488 | |
| 1,392 | |
6.752039年2月1日到期%(美元400百萬美元) | | 541 | |
| 506 | |
4.952047年6月1日到期%(美元750百萬美元) | | 1,015 | |
| 949 | |
| | 9,812 | | | 11,581 | |
未計交易成本和原始發行貼現的長期債務淨額 | | 11,514 | | | 14,781 | |
減去：原始發行折扣，淨額(1) | | 13 | |
| 15 | |
交易成本(1) (2) | | 56 | |
| 72 | |
| | 11,445 | | | 14,694 | |
| | | | |
減去：其他長期債務的當前部分(1) (2) | | 404 | |
| 1,000 | |
| | $ | 11,041 | | | $ | 13,694 | |
(1)本公司已將未攤銷的原始發行折扣和溢價以及直接應佔交易成本計入未償債務的賬面金額。
(2)交易成本主要是指按相關債券發行的百分比收取的承銷佣金，以及法律、評級機構和其他專業費用。
銀行信貸安排和商業票據
截至2022年12月31日，公司有未提取的銀行信貸額度$5,520百萬美元。這些設施的詳細情況如下。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。
▪a $100百萬需求信貸安排；
▪a $5002024年2月到期的百萬循環信貸安排；
▪a $2,4252024年6月到期的百萬循環銀團信貸安排；以及
▪a $2,495百萬美元的循環銀團信貸安排，702023年6月到期的1.3億美元，以及2,4252025年6月到期的1.8億美元。
在2021年期間，公司償還了$1,500美元中的1000萬美元2,6502023年2月到期的百萬美元非循環定期信貸安排，使未償還餘額減少到#美元1,1501000萬美元。於2022年期間，本公司償還並註銷了$1,1502023年2月到期的1.2億非循環定期信貸安排。
在2022年間，該公司停止了其GB5700萬美元要求與其北海業務相關的信貸安排。
在2021年間，該公司延長了其兩項2,425原定2022年6月和2023年6月到期的循環信貸安排，分別到2024年6月和2025年6月到期，分別增加1,300萬美元701000萬美元。根據延期條款，並經雙方同意，$70在原到期日分別為2022年6月和2023年6月時，有1.8億歐元的原始循環信貸安排沒有展期和到期。
本公司非循環及循環定期信貸安排下的借款，可參考加拿大元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、倫敦銀行同業拆息、SOFR、美國基本利率或加拿大最優惠利率定價。
在2021年期間，公司償還並修改了其美元1,000300萬美元的非循環定期信貸安排，允許重新提取全額1,0002022年3月31日之前為1000萬美元。在2022年期間，公司償還和註銷了$500定期信貸安排中的非循環部分，將剩餘的貸款修訂為#美元。5008億美元循環信貸安排，並將到期日從2023年2月延長至2024年2月。
2021年期間，公司償還並註銷了剩餘的美元3,088在其300萬美元中3,250初始到期日為2022年6月的1百萬美元非循環定期信貸安排，用於為本公司於2019年從德文郡收購資產提供資金。
公司在其美國商業票據計劃下的借款額度最高可達美元2,5001000萬美元。本公司根據其循環銀行信貸安排為本計劃下的未償還金額預留能力。
本公司於2022年12月31日的銀行信貸及未償還商業票據加權平均利率為4.3%(2021年12月31日-0.8%)，截至2022年12月31日的年度未償長期債務總額為4.3%(2021年12月31日-3.5%).
截至2022年12月31日，信用證和擔保總額為$637百萬未償還(2021年12月31日-$513(億美元)。
中期票據
在2021年期間，該公司提交了一份基本貨架招股説明書，允許不時出售高達$3,000加拿大有1.5億美元中期票據，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。
在2022年，該公司償還了$1,0001000萬美元3.31%的中期票據。
在2022年，公司通過市場購買償還了$951000萬美元1.452023年11月到期的中期票據%，$1691000萬美元3.552024年6月到期的中期票據%，$1591000萬美元3.422026年12月到期的中期票據的百分比和美元75百萬美元2.502028年1月到期的中期票據百分比。
美元債務證券
在2021年期間，公司提交了一份基本貨架招股説明書，允許不時出售最高可達美元的報價3,000美國有1.3億美元的債務證券，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。
2022年期間，公司提前償還了美元1,0001000萬美元2.95%債務證券，原定於2023年1月15日到期。
在2021年，公司償還了美元5001000萬美元3.45%的債務證券。
按計劃償還債務
按計劃償還債務的情況如下：
| | | | | |
年 | 還款 |
| 2023 | $ | 404 | |
| 2024 | $ | 1,009 | |
| 2025 | $ | 1,624 | |
| 2026 | $ | 441 | |
| 2027 | $ | 1,692 | |
此後 | $ | 6,344 | |
12. 其他長期負債
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
資產報廢債務 | | $ | 6,908 | |
| $ | 6,806 | |
租賃負債(附註8) | | 1,540 | | | 1,584 | |
基於股份的薪酬 | | 832 | | | 489 | |
運輸和加工合同(1) | | 159 | |
| 241 | |
風險管理(附註19) | | 3 | |
| 85 | |
其他 | | 92 | |
| 127 | |
| | 9,534 | | | 9,332 | |
減：當前部分 | | 1,373 | |
| 948 | |
| | $ | 8,161 | | | $ | 8,384 | |
(1)2020年收購彩馬包括產品運輸和加工義務(附註7)。
資產報廢債務
本公司的資產報廢債務預計將在大約60年，並使用加權平均貼現率5.6% (2021 – 4.0%; 2020 – 3.7%)，通貨膨脹率高達2%(2021年12月31日-截至2%). 已貼現的資產報廢債務的對賬如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
餘額--年初 | | $ | 6,806 | |
| $ | 5,861 | |
| $ | 5,771 | |
已發生的負債 | | 20 | |
| 5 | |
| 5 | |
| 已購得負債，淨額 | | 11 | |
| 76 | |
| 13 | |
| 已結清的債務 | | (449) | |
| (307) | |
| (249) | |
| 資產報廢債務增加 | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
訂正費用、通貨膨脹和時間估計數(1) | | 897 | | | 508 | |
| (134) | |
監管改革的影響(2) | | 982 | |
| 1,208 | | | — | |
| 貼現率的變化 | | (1,698) | |
| (723) | |
| 253 | |
外匯調整 | | 58 | |
| (7) | |
| (3) | |
餘額--年終 | | 6,908 | | | 6,806 | | | 5,861 | |
減：當前部分 | | 495 | |
| 249 | |
| 184 | |
| | $ | 6,413 | | | $ | 6,557 | | | $ | 5,677 | |
(1)包括對成本、通貨膨脹和時間估計的正常路線修訂，以及與2022年12月31日加速放棄北海尼尼安油田資產有關的修訂。
(2)反映了由於艾伯塔省、不列顛哥倫比亞省和薩斯喀徹温省的省級監管變化而對公司資產報廢債務的估計清償時間的變化。
分段資產報廢義務
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
勘探和生產 | | |
| |
北美 | | $ | 4,326 | |
| $ | 4,021 | |
| 北海 | | 1,011 | |
| 821 | |
| 非洲近海 | | 143 | |
| 170 | |
油砂開採與升級 | | 1,427 | |
| 1,793 | |
中游與煉油 | | 1 | |
| 1 | |
| | $ | 6,908 | | | $ | 6,806 | |
基於股份的薪酬
基於股份的補償責任包括根據公司的期權計劃和PSU計劃產生的成本。該公司的期權計劃為現有員工提供了選擇接受普通股或現金支付以換取放棄的股票期權的權利。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業績以及達到某些其他業績指標的程度。
根據這些計劃，該公司確認了潛在現金結算的負債。負債的當前部分是指如果所有已授予的股票期權和PSU都以現金結算的話，在未來12個月期間應支付的負債的最高金額。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
餘額--年初 | | $ | 489 | | | $ | 160 | | | $ | 297 | |
基於股份的薪酬費用(回收) | | 804 | | | 514 | | | (82) | |
| 放棄股票期權和授予PSU的現金支付 | | (79) | | | (48) | | | (39) | |
| 轉讓給普通股 | | (387) | | | (139) | | | (21) | |
其他 | | 5 | | | 2 | | | 5 | |
餘額--年終 | | 832 | | | 489 | | | 160 | |
減：當前部分 | | 559 | | | 329 | | | 119 | |
| | $ | 273 | | | $ | 160 | | | $ | 41 | |
截至2022年12月31日，計入基於股份的薪酬負債的金額為$127百萬(2021年--美元)902000萬美元；2020年--美元49(100萬)與授予某些高管員工的PSU相關。
未償還股票期權的公允價值是使用布萊克-斯科爾斯估值模型估算的，其加權平均假設如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
公允價值 | | $ | 32.96 | | | $ | 16.98 | | | $ | 3.47 | |
股價 | | $ | 75.19 | | | $ | 53.45 | | | $ | 30.59 | |
預期波動率 | | 35.8% | | 35.5% | | 39.8% |
預期股息收益率 | | 4.5% | | 4.4% | | 5.6% |
無風險利率 | | 3.8% | | 1.1% | | 0.3% |
預期罰沒率 | | 5.0% | | 4.7% | | 4.3% |
預期股票期權年限(1) | | 4.2年份 | | 4.2年份 | | 4.3年份 |
(1)在授予的原定時間。
截至2022年12月31日，既得股票期權的內在價值為$208百萬(2021年--美元)112百萬美元；2020年--美元11百萬)。
13. 所得税
所得税撥備如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
費用(回收) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
現行企業所得税-北美 | | $ | 2,789 | |
| $ | 1,841 | | | $ | (245) | |
現行企業所得税--北海 | | 69 | | | 7 | | | (4) | |
現行企業所得税--離岸非洲 | | 74 | |
| 21 | | | 17 | |
當前PRT(1)-北海 | | (42) | |
| (34) | | | (31) | |
其他税種 | | 16 | |
| 13 | | | 6 | |
當期所得税 | | 2,906 | | | 1,848 | | | (257) | |
遞延企業所得税 | | 302 | |
| 399 | | | (181) | |
延期PRT (1)-北海 | | (441) | |
| — | | | — | |
遞延所得税 | | (139) | | | 399 | | | (181) | |
所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
(1)石油所得税。
關於本公司註銷其原油儲備和加速北海尼尼安油田的廢棄(附註7)，於2022年12月31日，本公司確認遞延税款收回，包括遞延企業所得税收回#美元。5282000萬美元和延期的PRT回收美元4411000萬美元。
所得税撥備不同於對税前收益適用加拿大聯邦和省級法定綜合所得税税率所計算的金額。造成這種差異的原因如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
加拿大法定所得税税率 | | 23.2% |
| 23.2% |
| 24.1% |
按法定税率計提所得税準備金 | | $ | 3,180 | |
| $ | 2,298 | |
| $ | (211) | |
對所得税的影響： | | |
| |
| |
英國PRT和其他税收 | | (467) | |
| (21) | |
| (25) | |
| 英國PRT等税種對企業所得税的影響 | | 190 | |
| 11 | |
| 11 | |
| 國外和國內税率差異 | | (203) | |
| (11) | |
| (52) | |
| 資本利得的免税部分 | | 65 | |
| (26) | |
| (10) | |
| 為普通股行使的股票期權 | | 159 | |
| 98 | |
| (25) | |
| | | | | | |
| 企業收購的免税收益 | | — | |
| (110) | |
| (52) | |
| 根據上一年的納税申報進行的修訂 | | (186) | |
| 16 | |
| (62) | |
| 未確認資本損失結轉資產變動 | | 65 | |
| (26) | |
| (10) | |
其他 | | (36) | |
| 18 | |
| (2) | |
所得税 | | $ | 2,767 | |
| $ | 2,247 | |
| $ | (438) | |
下表彙總了導致遞延所得税淨負債的暫時性差異：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
遞延所得税負債 | | |
| |
財產、廠房和設備以及勘探和評估資產 | | $ | 11,985 | |
| $ | 12,254 | |
| 租賃資產 | | 336 | |
| 349 | |
| | | | |
| | | | |
| 投資 | | 56 | |
| 35 | |
| 投資西北紅水合夥公司 | | 903 | |
| 850 | |
| 未實現的風險管理活動 | | — | | | 12 | |
| 長期債務的未實現外匯收益 | | — | | | 14 | |
| 企業所得税應納税所得額 | | 176 | | | — | |
其他 | | 25 | |
| 78 | |
| | 13,481 | | | 13,592 | |
遞延所得税資產 | | | | |
資產報廢債務 | | (1,822) | |
| (1,719) | |
| 租賃負債 | | (354) | | | (363) | |
| 基於股份的薪酬 | | (33) | | | (22) | |
| 虧損結轉 | | (652) | |
| (1,268) | |
| 長期債務未實現匯兑損失 | | (67) | |
| — | |
延期PRT | | (439) | |
| — | |
| | | | |
| | | | |
| | (3,367) | | | (3,372) | |
遞延所得税淨負債 | | $ | 10,114 | | | $ | 10,220 | |
本年度在淨收益中確認的遞延税項資產和負債的變動情況如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
財產、廠房和設備以及勘探和評估資產 | | $ | (334) | |
| $ | 184 | |
| $ | (158) | |
租賃資產 | | (15) | |
| (30) | |
| (11) | |
長期債務未實現外匯 | | (81) | |
| 34 | |
| 29 | |
未實現的風險管理活動 | | (12) | |
| 19 | |
| (8) | |
資產報廢債務 | | (74) | |
| (213) | |
| (13) | |
租賃負債 | | 11 | | | 25 | | | 6 | |
基於股份的薪酬 | | (11) | | | (10) | | | 4 | |
虧損結轉 | | 618 | |
| 202 | |
| (182) | |
投資 | | 21 | |
| 21 | |
| (22) | |
投資西北紅水合夥公司 | | 53 | |
| 83 | |
| 174 | |
延期PRT | | (441) | |
| — | |
| — | |
企業所得税應納税所得額 | | 176 | |
| — | |
| — | |
其他 | | (50) | |
| 84 | |
| — | |
| | $ | (139) | | | $ | 399 | | | $ | (181) | |
下表彙總了本年度遞延所得税淨負債的變動情況：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
餘額--年初 | | $ | 10,220 | |
| $ | 10,144 | |
| $ | 10,539 | |
| 遞延所得税(回收)費用 | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
列入其他綜合收益(虧損)的遞延所得税費用 | | — | |
| 1 | |
| — | |
外匯調整 | | 33 | |
| (2) | |
| (3) | |
業務合併(附註7) | | — | |
| (322) | |
| (211) | |
餘額--年終 | | $ | 10,114 | | | $ | 10,220 | | | $ | 10,144 | |
在每個經營部門確認的當前所得税將根據與任何特定年度發生的資本支出的性質、時間和金額相關的可得所得税扣減而有所不同。
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。
遞延所得税資產確認為暫時性差異，前提是有可能通過未來應課税利潤實現相關的税收利益。在進行相關的放棄支出時，遞延的PRT資產將直接或通過其他第三方從英國政府追回。本公司並未就超過$的應課税資本虧損確認遞延所得税資產1,000在北美，這筆錢可以無限期結轉，只適用於未來的應税資本利得。此外，公司尚未確認與北美税池相關的遞延所得税資產約為#美元1,000300萬美元，只能從某些石油和天然氣資產的收入中索賠。
遞延所得税負債尚未在全資控股子公司的未匯出淨收益上確認。本公司能夠控制分配的時間和金額，只要分配保持在一定的限制範圍內，這些子公司的分配就不需要繳納任何税款。
14. 股本
已授權
一系列可發行的優先股。
不限數量的沒有面值的普通股。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 已發行普通股 | | 數 的股份 (千人) | | 金額 | | 數 的股份
(千人) | | 金額 |
餘額--年初 | | 1,168,369 | |
| $ | 10,168 | | | 1,183,866 | | | $ | 9,606 | |
| 行使股票期權時發行的股票 | | 11,605 | |
| 442 | | | 18,147 | | | 707 | |
| 對普通股行使的股票期權以前已確認的負債 | | — | |
| 387 | | | — | | | 139 | |
| 按正常程序發行人出價購買普通股 | | (77,338) | |
| (703) | | | (33,644) | | | (284) | |
餘額--年終 | | 1,102,636 | | | $ | 10,294 | | | 1,168,369 | | | $ | 10,168 | |
優先股
優先股可以分系列發行。如果發行，每個系列的股份數量以及股份的名稱、權利、特權、限制和條件將由公司董事會決定。
股利政策
自2001年以來，該公司每年定期支付季度股息。股息政策由董事會定期審查，並可能發生變化。
2023年3月1日，董事會批准了一項6季度股息增加%，至美元0.90每股普通股，從2023年4月5日支付的股息開始。
2022年11月2日，董事會批准了一項13季度股息增加%，至美元0.85每股普通股，從2023年1月5日支付的股息開始。
2022年8月3日，董事會批准了一項特別股息$1.50每股普通股，於2022年8月31日支付。
2022年3月2日，董事會批准了一項28季度股息增加%，至美元0.75每股普通股。2021年11月3日，董事會批准了一項25季度股息增加%，至美元0.5875每股普通股。2021年3月3日，董事會批准了一項11季度股息增加%，至美元0.47每股普通股，從$0.425每股普通股。
正常路線發行人投標
2022年3月8日，公司通過多倫多證券交易所(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(紐約證券交易所)的設施，批准了正常課程發行人投標(NCIB)的申請，最高可達101,574,207普通股，超過一年12個月自2022年3月11日起至2023年3月10日止。
截至2022年12月31日止年度，本公司購買77,338,200加權平均價為$$的普通股72.03每股普通股，總成本為$5,571百萬美元。留存收益減少了1美元。4,868百萬，代表普通股購買價格超過其平均賬面價值的部分。自2022年12月31日至2023年2月28日(包括該日)，本公司購買6,000,000加權平均價為$$的普通股77.72每股普通股，總成本為$4661000萬美元。
2023年3月1日，董事會批准了一項決議，授權公司向多倫多證券交易所提交意向通知，以正常過程發行者出價的方式購買至多10其已發行和已發行普通股的公眾流通股的百分比(根據多倫多證券交易所的規則確定)。如果多倫多證券交易所接受意向通知，購買將通過多倫多證券交易所、加拿大替代交易平臺和紐約證券交易所的設施進行。
基於股票的薪酬--股票期權
公司的期權計劃規定向員工授予股票期權。根據期權計劃授予的股票期權的條款範圍為五至六年使到期並授予…五年制句號。授予的每股股票期權的行使價是根據授予前一天在多倫多證券交易所普通股的收盤價確定的。授予的每一份股票期權使持有者可以選擇以規定的行使價購買一股公司普通股，或獲得相當於股票期權交出之日公司普通股的規定行權價與市場價格之間差額的現金支付。
選項計劃是一個“滾動計劃”7%“計劃，根據該計劃，可預留供發行的普通股總數不得超過7不時佔已發行普通股的%。
下表彙總了與2022年12月31日和2021年12月31日未償還股票期權相關的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | 股票期權 (數千人) | | 加權 平均水平 *行權價格 | | 股票期權 (千人) | | 加權 平均水平 *行權價格 |
未清償-年初 | | 38,327 | | | $ | 35.88 | | | 48,656 | | | $ | 37.53 | |
| 授與 | | 7,547 | | | $ | 68.15 | | | 12,547 | | | $ | 34.39 | |
| 為普通股行使權力 | | (11,605) | | | $ | 38.06 | | | (18,147) | | | $ | 38.97 | |
| 交出以現金結算 | | (441) | | | $ | 38.43 | | | (1,324) | | | $ | 40.54 | |
| 被沒收 | | (2,678) | | | $ | 41.43 | | | (3,405) | | | $ | 35.73 | |
未清償-年終 | | 31,150 | | | $ | 42.37 | | | 38,327 | | | $ | 35.88 | |
可行使--年終 | | 5,522 | | | $ | 37.60 | | | 7,841 | | | $ | 39.19 | |
2022年12月31日已發行和可行使的股票期權行權價區間如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 未償還股票期權 | | 可行使的股票期權 |
| 行權價格區間 | 股票期權 傑出的 1000(千人) | | 加權 平均水平 剩下的幾個 第二個任期(年) | | 加權 平均水平 *行權價格 | | 股票期權 是可以行使的 1000(千人) | | 加權 平均水平 *行權價格 |
| $20.76 | – | $29.99 | | 7,821 | | | 2.98 | | $ | 27.14 | | | 982 | | | $ | 24.07 | |
| $30.00 | – | $39.99 | | 11,266 | | | 1.84 | | $ | 36.60 | | | 2,672 | | | $ | 36.83 | |
| $40.00 | – | $49.99 | | 4,503 | | | 2.62 | | $ | 41.50 | | | 1,682 | | | $ | 42.73 | |
| $50.00 | – | $59.99 | | 555 | | | 4.86 | | $ | 54.24 | | | 1 | | | $ | 54.24 | |
| $60.00 | – | $69.99 | | 4,718 | | | 4.49 | | $ | 64.84 | | | 1 | | | $ | 64.15 | |
| $70.00 | – | $79.71 | | 2,287 | | | 4.88 | | $ | 75.40 | | | 184 | | | $ | 73.83 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | 31,150 | | | 2.92 | | $ | 42.37 | | | 5,522 | | | $ | 37.60 | |
15. 累計其他綜合收益(虧損)
累計其他綜合收益(虧損)扣除税金後的構成如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
被指定為現金流對衝的衍生金融工具 | | $ | 75 | |
| $ | 77 | |
外幣折算調整 | | 134 | |
| (78) | |
| | $ | 209 | | | $ | (1) | |
16. 資本披露
本公司將其資本定義為在每個報告日期確定的長期債務和合並股東權益。
公司在管理其資本結構時的目標是保持財務靈活性和平衡，使公司能夠進入資本市場，以維持其持續運營和支持其增長戰略。本公司主要根據內部衍生的財務指標監測資本，該指標被稱為“債務與賬面資本化比率”，即當前長期債務和長期債務減去現金和現金等價物的算術比率除以股東權益的賬面價值加上當前長期債務和長期債務減去現金和現金等價物的總和。公司債務與賬面資本比率的內部目標區間為25%至45%。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。截至2022年12月31日，該比率低於目標區間22%.
請讀者注意，《國際財務報告準則》沒有定義債務與賬面資本比率，這一財務指標可能無法與其他公司提出的類似指標相比較。此外，不能保證公司將繼續使用這一措施來監控資本，或不會在未來改變這一措施的計算方法。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
長期債務 | | $ | 11,445 | | | $ | 14,694 | |
| 減去：現金和現金等價物 | | 920 | | | 744 | |
長期債務，淨額 | | $ | 10,525 | | | $ | 13,950 | |
股東權益總額 | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | |
債務與賬面資本之比 | | 22% | | 27% |
公司受制於一項金融契約，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定義的65%。截至2022年12月31日，公司遵守了本公約。
17. 每股普通股淨收益
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
加權平均已發行普通股 -基本(千股) | | 1,134,960 | |
| 1,181,250 | |
| 1,181,768 | |
稀釋性股票期權的作用(千股) | | 14,222 | |
| 5,307 | |
| — | |
加權平均已發行普通股 -稀釋(千股) | | 1,149,182 | | | 1,186,557 | | | 1,181,768 | |
淨收益(虧損) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
| | | | | | |
每股普通股淨收益(虧損) | -基本 | | $ | 9.64 | |
| $ | 6.49 | |
| $ | (0.37) | |
| -稀釋 | | $ | 9.52 | |
| $ | 6.46 | |
| $ | (0.37) | |
2022年，該公司不包括2,039,000通過計算稀釋後每股普通股收益(2021年-3,496,000; 2020 – 44,117,000).
18. 利息和其他融資費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
利息和其他融資費用： | | |
| |
| |
長期債務 | | $ | 610 | |
| $ | 681 | |
| $ | 785 | |
| 租賃負債 | | 60 | |
| 62 | |
| 67 | |
| | | | | | |
減去：根據符合條件的資產資本化的金額 | | — | |
| — | |
| (24) | |
利息和其他融資費用總額 | | 670 | | | 743 | | | 828 | |
利息收入總額及其他 | | (121) | |
| (32) | |
| (72) | |
淨利息和其他融資費用 | | $ | 549 | | | $ | 711 | | | $ | 756 | |
19. 金融工具
按類別劃分的本公司金融工具的賬面金額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
資產(負債) | | 金融 *資產在 攤銷成本 | | 公允價值 一直到現在 損益 | | 衍生品 用於以下用途 *套期保值 | | 金融 *負債金額為 攤銷成本 | | 總計 |
| 現金和現金等價物 | | $ | 920 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 920 | |
應收賬款 | | 3,555 | | | — | | | — | | | — | | | 3,555 | |
投資 | | — | | | 491 | | | — | | | — | | | 491 | |
| 其他長期資產 | | — | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
應付帳款 | | — | | | — | | | — | | | (1,341) | | | (1,341) | |
應計負債 | | — | | | — | | | — | | | (4,209) | | | (4,209) | |
其他長期負債(1) | | — | | | (3) | | | — | | | (1,540) | | | (1,543) | |
長期債務(2) | | — | | | — | | | — | | | (11,445) | | | (11,445) | |
| | $ | 4,475 | | | $ | 497 | | | $ | — | | | $ | (18,535) | | | $ | (13,563) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 |
資產(負債) | | 金融 *資產在 攤銷成本 | | 公允價值 一直到現在 損益 | | 衍生品 用於以下用途 *套期保值 | | 金融 *負債金額為 攤銷成本 | | 總計 |
| 現金和現金等價物 | | $ | 744 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 744 | |
應收賬款 | | 3,111 | | | — | | | — | | | — | | | 3,111 | |
投資 | | — | | | 309 | | | — | | | — | | | 309 | |
其他長期資產 | | — | | | — | | | 140 | | | — | | | 140 | |
應付帳款 | | — | | | — | | | — | | | (803) | | | (803) | |
應計負債 | | — | | | — | | | — | | | (3,064) | | | (3,064) | |
其他長期負債(1) | | — | | | (64) | | | (21) | | | (1,632) | | | (1,717) | |
長期債務(2) | | — | | | — | | | — | | | (14,694) | | | (14,694) | |
| | $ | 3,855 | | | $ | 245 | | | $ | 119 | | | $ | (20,193) | | | $ | (15,974) | |
(1)包括$1,540百萬美元的租賃負債(2021年12月31日-$1,584(億美元)。
(2)包括長期債務的當前部分。
除固定利率長期債務外，本公司金融工具的賬面價值接近其公允價值。公司投資、經常性其他長期資產(負債)和固定利率長期債務的公允價值概述如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 |
| | 賬面金額 | | *公允價值 |
資產(負債)(1) (2) | | | | | 1級 | | 2級 | | 3級 |
投資(3) | | | $ | 491 | | | $ | 491 | | | $ | — | | | $ | — | |
其他長期資產 | | | $ | 9 | | | $ | — | | | $ | 9 | | | $ | — | |
其他長期負債 | | | $ | (3) | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | — | |
固定利率長期債務(4) (5) | | | $ | (11,445) | |
| $ | (10,796) | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 |
| | 賬面金額 | | 公允價值 |
資產(負債)(1) (2) | | | | | 1級 | | 2級 | | 3級 |
投資(3) | | | $ | 309 | | | $ | 309 | | | $ | — | | | $ | — | |
其他長期資產 | | | $ | 140 | | | $ | — | | | $ | 140 | | | $ | — | |
其他長期負債 | | | $ | (133) | | | $ | — | | | $ | (85) | | | $ | (48) | |
固定利率長期債務(4) (5) | | | $ | (13,554) | |
| $ | (15,420) | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)不包括因資產或負債的短期性質(現金及現金等價物、應收賬款、應付賬款及應計負債)而賬面金額接近公允價值的金融資產及負債。
(2)1級、2級和3級金融工具之間沒有轉移。
(3)投資的公允價值是基於所報的市場價格。
(4)固定利率長期債務的公允價值是根據市場報價確定的。
(5)包括固定利率長期債務的當前部分。
風險管理
該公司定期使用衍生金融工具來管理其商品價格、利率和外匯風險。該等金融工具僅為對衝目的而訂立，並不用於投機目的。
以下是所持衍生金融工具的賬面金額摘要，以及與本公司綜合資產負債表的對賬。
| | | | | | | | | | | | | | |
資產(負債) | | 2022 |
| 2021 |
持有衍生品以供交易 | | |
| |
天然氣(1) | | $ | 3 | | | $ | (41) | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
原油和天然氣液化石油氣(1) | | — | | | (10) | |
| | | | |
| | | | |
| 外幣遠期合約 | | 3 | | | (13) | |
| | | | |
現金流對衝 | | |
| |
外幣遠期合約 | | — | |
| (21) | |
交叉貨幣互換 | | — | |
| 140 | |
| | $ | 6 | | | $ | 55 | |
| | | | |
包括在： | | | | |
其他長期資產的流動部分 | | $ | 3 | |
| $ | 5 | |
| 其他長期負債的流動部分 | | (3) | |
| (72) | |
| 其他長期資產 | | 6 | | | 135 | |
其他長期負債 | | — | |
| (13) | |
| | $ | 6 | | | $ | 55 | |
(1)分別於2021年及2020年收購Storm及Paint Pony時所承擔的商品金融工具(附註7)。
第二級衍生金融工具於每個計量日期的估計公允價值乃根據適當的內部估值方法及/或第三方指標釐定。使用估值模型確定的第2級公允價值要求使用有關未來現金流量和貼現率的金額和時間的假設。在確定這些假設時，本公司主要依賴於適用的外部、容易觀察到的報價市場輸入，包括原油和天然氣遠期基準商品價格和波動性、加拿大和美國利率收益率曲線以及加拿大和美國遠期外匯匯率(按適當折現至現值)。由此產生的公允價值估計不一定表明在當前市場交易中可以變現或結算的金額，這些差異可能是重大的。
列入風險管理資產(負債)的衍生金融工具的估計公允價值變動在財務報表中確認如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
資產(負債) | | 2022 |
| 2021 |
餘額--年初 | | $ | 55 | |
| $ | (24) | |
| | | | |
確認的未償還衍生金融工具的公允價值淨變化： | | |
| |
風險管理活動(1) | | 70 | |
| (12) | |
外匯 | | (119) | |
| 82 | |
其他綜合收益 | | — | |
| 9 | |
| | | | |
| | | | |
餘額--年終 | | 6 | | | 55 | |
減：當前部分 | | — | |
| (67) | |
| | $ | 6 | | | $ | 122 | |
(1)包括收購所包括的商品金融工具的公允價值變動(附註7)。
截至12月31日的年度風險管理活動淨虧損(收益)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
已實現風險管理(收益)損失淨額 | | $ | (7) | |
| $ | 17 | | | $ | 32 | |
未實現風險管理(收益)損失淨額 | | (28) | |
| 19 | | | (39) | |
| | $ | (35) | | | $ | 36 | | | $ | (7) | |
金融風險因素
A)市場風險
市場風險是指金融工具的公允價值或未來現金流因市場價格變化而波動的風險。本公司的市場風險包括商品價格風險、利率風險和外匯兑換風險。
商品價格風險管理
本公司定期使用商品衍生金融工具，以管理與出售其未來原油及天然氣生產及購買天然氣有關的商品價格風險。
公司的未償還商品衍生金融工具預計將根據各自合同月的適用指數定價按月結算。
利率風險管理
本公司的固定利率長期債務面臨利率價格風險，其浮動利率長期債務面臨利率現金流風險。本公司定期訂立利率互換合約，以管理其長期債務的固定利率至浮動利率組合。利率互換合同要求定期交換付款，而不交換付款所依據的名義本金金額。於2022年12月31日，本公司並無重大利率掉期合約未平倉。
外幣匯率風險管理
本公司在加拿大面臨外幣匯率風險，主要與其美元計價的長期債務、商業票據和營運資本有關。本公司亦因以其他貨幣進行的交易及其海外附屬公司的賬面價值而承受外幣匯率風險。本公司定期簽訂交叉貨幣互換合約和外幣遠期合約，以管理美元計價的長期債務、商業票據和營運資本的已知貨幣風險。交叉貨幣互換合同要求在付款所依據的名義本金到期時與交易所定期交換付款。
在2022年期間，公司結算了美元5501,000萬交叉貨幣互換被指定為部分美元的現金流對衝1,100萬6.252038年3月到期的美元債務證券百分比。該公司實現了現金收益#美元。1581000萬美元用於和解。
截至2022年12月31日，公司擁有美元1,017未償還的外幣遠期合約達百萬份，原始條款最高可達90天，所有這些都被指定為持有以供交易的衍生品。
金融工具敏感性
下表彙總了在所有其他變量保持不變的情況下，公司2022年淨收益和其他全面收益對2022年12月31日未償還金融工具公允價值變化的年化敏感性，這些變化是由於指定變量的變化造成的。這些敏感性以不同於本公司其他持續披露文件中披露的基礎編制，僅限於適用於金融工具的特定變量的變化的影響，並不代表該變量的變化對本公司整體經營業績的影響。此外，這些敏感性是理論上的，因為一個變量的變化可能會導致另一個變量的變化，這可能會放大或抵消敏感性。此外，公允價值變動一般不能外推，因為假設的變動與公允價值變動之間的關係可能不是線性的。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 |
| 增加(減少)至
淨收益 | 增加(減少) 到其他全面的 收入 | 增加(減少)至 淨收益 | 增加(減少) 到其他全面的 收入 |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
利率風險 | | | | |
提高利率1% | $ | (4) | | $ | — | | $ | (13) | | $ | (29) | |
降低利率1% | $ | 4 | | $ | — | | $ | 13 | | $ | 39 | |
外幣匯率風險 | | | | |
加元兑美元貶值1美元0.01 | $ | (135) | | $ | — | | $ | (116) | | $ | — | |
加元兑美元走強0.01 | $ | 131 | | $ | — | | $ | 114 | | $ | — | |
B)信用風險
信用風險是指金融工具的一方因不履行義務而給公司造成財務損失的風險。
交易對手信用風險管理
該公司的應收賬款主要面向原油和天然氣行業的客户，並受到正常行業信用風險的影響。本公司通過定期審查其對個別公司的風險敞口來管理這些風險，並在適當情況下確保父母擔保或信用證到位，以將違約事件的影響降至最低。於2022年12月31日，本公司幾乎所有應收賬款均在正常貿易條件下到期，平均預期信貸損失約為1公司應收賬款餘額的百分比(2021年12月31日-1%).
如果衍生金融工具的交易對手不履行義務，本公司也可能遭受損失；然而，本公司通過與基本上都是投資級金融機構的交易對手簽訂協議來管理這種信用風險。於2022年12月31日，公司擁有淨風險管理資產$7與衍生金融工具相關的特定交易對手(2021年12月31日-$140百萬)。金融資產的賬面金額接近最大信貸敞口。
C)流動性風險
流動資金風險是指公司在履行與金融負債相關的債務方面遇到困難的風險。
流動性風險的管理要求公司保持足夠的現金和現金等價物以及其他資本來源，主要包括經營活動的現金流量、可用的信貸安排、商業票據和進入債務資本市場的機會，以在到期時履行債務。該公司相信，它有足夠的銀行信貸安排來提供流動資金，以管理營業現金流的接收和/或支付時間的波動。
本公司財務負債的到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 少於 1年 | | 1到小於 2年 | | 2到小於 5年 | | 此後 |
應付帳款 | | $ | 1,341 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
應計負債 | | $ | 4,209 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
長期債務(1) | | $ | 404 | | | $ | 1,009 | | | $ | 3,757 | | | $ | 6,344 | |
其他長期負債(2) | | $ | 247 | | | $ | 156 | | | $ | 416 | | | $ | 724 | |
利息和其他融資費用(3) | | $ | 584 | | | $ | 577 | | | $ | 1,410 | | | $ | 3,790 | |
(1)長期債務僅代表本金償還，不反映利息、原始發行折扣和溢價或交易成本。
(2)包括在其他長期負債內的租賃付款僅反映本金付款，如下所示；不足一年，#美元244百萬美元；一到兩年以下，$156百萬美元；兩年至五年以下，$416百萬元；其後為$724百萬美元。
(3)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12月31日的適用利息和外匯匯率估計的。
20. 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12月31日的承諾：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 此後 |
產品運輸和加工(1) | $ | 1,171 | | | $ | 1,349 | | | $ | 1,168 | | | $ | 1,102 | | | $ | 1,052 | | | $ | 11,095 | |
西北紅水合作夥伴服務通行費(2) | $ | 151 | | | $ | 152 | | | $ | 151 | | | $ | 133 | | | $ | 118 | | | $ | 4,884 | |
近海船舶和設備 | $ | 44 | | | $ | 35 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
現場設備和電力 | $ | 36 | | | $ | 27 | | | $ | 24 | | | $ | 23 | | | $ | 22 | | | $ | 215 | |
其他 | $ | 23 | | | $ | 24 | | | $ | 21 | | | $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)包括與以下內容有關的承諾20-關於跨山管道擴建的一年產品運輸協議。
(2)根據加工協議，公司支付其25按比例分攤每月收費通行費的債務部分。通行費中包括$2,863以百萬美元計的應付利息40-一年收費期，2058年結束(注10)。
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。
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。
21. 現金流量信息的補充披露
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
非現金營運資金變動： | | |
| |
| |
應收賬款 | | $ | (441) | |
| $ | (850) | |
| $ | 284 | |
庫存 | | (266) | |
| (487) | |
| 98 | |
預付費用和其他 | | (20) | |
| 39 | |
| (56) | |
其他長期資產 | | — | | | — | | | (117) | |
應付帳款 | | 537 | |
| 80 | |
| (147) | |
應計負債 | | 896 | |
| 525 | |
| (254) | |
流動所得税(負債)資產 | | (282) | |
| 1,918 | |
| (295) | |
其他長期負債 | | (196) | |
| (154) | |
| (62) | |
| | | | | | |
非現金營運資金淨變動 | | $ | 228 | | | $ | 1,071 | | | $ | (549) | |
與以下內容有關： | | | | | | |
經營活動 | | $ | 79 | |
| $ | 964 | |
| $ | (166) | |
| | | | | | |
投資活動 | | 149 | |
| 107 | |
| (383) | |
| | $ | 228 | | | $ | 1,071 | | | $ | (549) | |
下表彙總了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，公司因融資活動而產生的負債變動情況：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 長期債務 | | 現金流對衝 美元債務證券 | | 租賃負債 | | 融資活動產生的負債 |
| 2020年12月31日 | | $ | 21,453 | | | $ | (28) | | | $ | 1,690 | | | $ | 23,115 | |
融資現金流的變化： | | | | | | | | |
償還長期債務，淨額(1) | | (6,779) | | | — | | | — | | | (6,779) | |
| | | | | | | | |
| 償還Storm長期債務 | | (183) | | | — | | | — | | | (183) | |
| | | | | | | | |
支付租賃債務 | | — | | | — | | | (209) | | | (209) | |
非現金變動： | | | | | | | | |
| 承擔Storm的長期債務 | | 183 | | | — | | | — | | | 183 | |
新增租約 | | — | | | — | | | 88 | | | 88 | |
外匯和公允價值變動(2) | | 20 | | | (91) | | | 15 | | | (56) | |
2021年12月31日 | | 14,694 | | | (119) | | | 1,584 | | | 16,159 | |
融資現金流的變化： | | | | | | | | |
償還長期債務，淨額(1) | | (4,010) | | | — | | | — | | | (4,010) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 結算交叉貨幣互換所得款項 | | — | | | 69 | | | — | | | 69 | |
支付租賃債務 | | — | | | — | | | (232) | | | (232) | |
非現金變動： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
新增租約 | | — | | | — | | | 182 | | | 182 | |
外匯和公允價值變動(2) | | 761 | | | 50 | | | 6 | | | 817 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
2022年12月31日 | | $ | 11,445 | | | $ | — | | | $ | 1,540 | | | $ | 12,985 | |
(1)包括原始發行折扣和溢價，以及直接應佔交易成本。
(2)包括匯兑損失(收益)、美元債務證券現金流量對衝的公允價值變動、原始發行折價和溢價及直接應佔交易成本的攤銷，以及租賃負債的終止確認。
22. 分段信息
該公司的勘探和生產活動在三地理區域：北美洲、北海和非洲近海。這些活動包括原油、天然氣液體和天然氣的勘探、開發、生產和銷售。該公司的油砂開採和升級活動與勘探和生產活動分開報告。中游和煉油活動包括該公司的管道運營、熱電聯產系統和西北核電站。
分段收入和分段結果包括業務分段之間的交易。考慮到所涉及的數量，各部門之間的銷售以接近市場價格的價格進行。除非未實現虧損提供轉讓資產減值的證據，否則這些交易和任何未實現損益將在合併時沖銷。對外部客户的銷售基於賣家的位置。部門間抵銷及其他包括內部及公司交通費及電費。未計入上述分部的生產、加工及其他購銷活動亦於分部資料中列報為分部間抵銷及其他。
經營部門的報告方式與提供給公司首席運營決策者的內部報告一致。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 北美 | 北海 | 非洲近海 |
(百萬加元) | | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 |
細分產品銷售 | | | | | | | | | | |
原油和天然氣液化石油氣(1) | | $ | 20,755 | | $ | 14,478 | | $ | 7,480 | | $ | 623 | | $ | 607 | | $ | 417 | | $ | 694 | | $ | 420 | | $ | 318 | |
天然氣 | | 4,931 | | 2,484 | | 1,242 | | 13 | | 5 | | 12 | | 55 | | 31 | | 42 | |
其他收入和收入(2) | | 217 | | 119 | | 41 | | — | | (1) | | 3 | | 8 | | 7 | | 18 | |
細分產品銷售總額 | | 25,903 | | 17,081 | | 8,763 | | 636 | | 611 | | 432 | | 757 | | 458 | | 378 | |
減去：版税 | | (3,918) | | (1,694) | | (503) | | (1) | | (1) | | (1) | | (71) | | (21) | | (16) | |
細分收入 | | 21,985 | | 15,387 | | 8,260 | | 635 | | 610 | | 431 | | 686 | | 437 | | 362 | |
分段費用 | | | | | | | | | | |
生產 | | 3,754 | | 2,963 | | 2,510 | | 437 | | 383 | | 321 | | 114 | | 91 | | 103 | |
運輸、混合和原料(1) | | 6,394 | | 4,772 | | 3,393 | | 6 | | 7 | | 15 | | 1 | | 1 | | 1 | |
損耗、折舊和攤銷 (3) | | 3,595 | | 3,569 | | 3,780 | | 1,747 | | 160 | | 277 | | 173 | | 142 | | 190 | |
資產報廢債務增加 | | 171 | | 101 | | 97 | | 33 | | 21 | | 30 | | 7 | | 6 | | 6 | |
| 風險管理活動(商品衍生品) | | 18 | | 29 | | (20) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 從收購中獲利 | | — | | (478) | | (217) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 來自西北地區的收入 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | | | | | |
分段費用總額 | | 13,932 | | 10,956 | | 9,543 | | 2,223 | | 571 | | 643 | | 295 | | 240 | | 300 | |
分段收益(虧損) | | $ | 8,053 | | $ | 4,431 | | $ | (1,283) | | $ | (1,588) | | $ | 39 | | $ | (212) | | $ | 391 | | $ | 197 | | $ | 62 | |
非分段費用 | | | | | | | | | | |
行政管理 | | | | | | | | | | |
基於股份的薪酬 | | | | | | | | | | |
利息和其他融資費用 | | | | | | | | | | |
風險管理活動(其他) | | | | | | | | | | |
匯兑損失(收益) | | | | | | | | | | |
投資(收益)損失 | | | | | | | | | | |
未分段支出總額 | | | | | | | | |
税前收益(虧損) | | | | | | | | | | |
當期所得税 | | | | | | | | | | |
遞延所得税 | | | | | | | | | | |
淨收益(虧損) | | | | | | | | | | |
(1)包括與油砂開採和升級部門的第三方瀝青和其他購買的原料加工相關的混合和原料成本。
(2)包括柴油和其他精煉產品的銷售和其他收入，包括政府贈款和與聯合業務夥伴分攤的租賃合同費用相關的回收。
(3)包括$1,6202022年12月31日，與北海尼年油田相關的耗竭、折舊和攤銷的可回收費用為100萬歐元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
*油砂開採 和升級 | 中游與煉油 | *細分市場間 淘汰和其他 | 總計 |
| 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
| $ | 20,804 | | $ | 14,033 | | $ | 7,389 | | $ | 80 | | $ | 78 | | $ | 83 | | $ | 53 | | $ | (360) | | $ | (108) | | $ | 43,009 | | $ | 29,256 | | $ | 15,579 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | 237 | | 196 | | 182 | | 5,236 | | 2,716 | | 1,478 | |
| 149 | | 73 | | 139 | | 906 | | 681 | | 202 | | 5 | | 3 | | 31 | | 1,285 | | 882 | | 434 | |
| 20,953 | | 14,106 | | 7,528 | | 986 | | 759 | | 285 | | 295 | | (161) | | 105 | | 49,530 | | 32,854 | | 17,491 | |
| (3,242) | | (1,081) | | (78) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (7,232) | | (2,797) | | (598) | |
| 17,711 | | 13,025 | | 7,450 | | 986 | | 759 | | 285 | | 295 | | (161) | | 105 | | 42,298 | | 30,057 | | 16,893 | |
| | | | | | | | | | | |
| 4,076 | | 3,414 | | 3,114 | | 271 | | 234 | | 184 | | 60 | | 67 | | 48 | | 8,712 | | 7,152 | | 6,280 | |
| 2,652 | | 1,505 | | 881 | | 691 | | 550 | | 181 | | 229 | | (231) | | 27 | | 9,973 | | 6,604 | | 4,498 | |
| 1,822 | | 1,838 | | 1,784 | | 16 | | 15 | | 15 | | — | | — | | — | | 7,353 | | 5,724 | | 6,046 | |
| 70 | | 57 | | 72 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 281 | | 185 | | 205 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 18 | | 29 | | (20) | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (478) | | (217) | |
| — | | — | | — | | — | | (400) | | — | | — | | — | | — | | — | | (400) | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 8,620 | | 6,814 | | 5,851 | | 978 | | 399 | | 380 | | 289 | | (164) | | 75 | | 26,337 | | 18,816 | | 16,792 | |
| $ | 9,091 | | $ | 6,211 | | $ | 1,599 | | $ | 8 | | $ | 360 | | $ | (95) | | $ | 6 | | $ | 3 | | $ | 30 | | $ | 15,961 | | $ | 11,241 | | $ | 101 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 415 | | 366 | | 391 | |
| | | | | | | | | 804 | | 514 | | (82) | |
| | | | | | | | | 549 | | 711 | | 756 | |
| | | | | | | | | (53) | | 7 | | 13 | |
| | | | | | | | | 738 | | (127) | | (275) | |
| | | | | | | | | (196) | | (141) | | 171 | |
| | | | | | | | | 2,257 | | 1,330 | | 974 | |
| | | | | | | | | 13,704 | | 9,911 | | (873) | |
| | | | | | | | | 2,906 | | 1,848 | | (257) | |
| | | | | | | | | (139) | | 399 | | (181) | |
| | | | | | | | | $ | 10,937 | | $ | 7,664 | | $ | (435) | |
資本支出(1)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 |
| 網絡 支出 | | 非現金和公允價值變動(2) | | 大寫 成本 | | 網絡 支出 | | 非現金 和公允價值 變化(2) | | 大寫 成本 |
| | | | | | | | | | | |
探索和 評估資產 | | | | | | | | | | | |
探索和 中國的生產。 | | | | | | | | | | | |
北美 | $ | 28 | | | $ | (59) | | | $ | (31) | | | $ | (7) | | | $ | (36) | | | $ | (43) | |
| 非洲近海 | 5 | | | — | | | 5 | | | 8 | | | — | | | 8 | |
| 油砂開採與升級 | — | | | — | | | — | | | — | | | (150) | | | (150) | |
| | 33 | | | (59) | | | (26) | | | 1 | | | (186) | | | (185) | |
| | | | | | | | | | | |
財產、廠房和設備 | | | | | | | | | | | |
探索和 中國的生產。 | | | | | | | | | | | |
北美(3) | 3,105 | | | 136 | | | 3,241 | | | 2,486 | | | 1,351 | | | 3,837 | |
北海 | 126 | | | 177 | | | 303 | | | 173 | | | 38 | | | 211 | |
非洲近海 | 119 | | | (44) | | | 75 | | | 54 | | | (6) | | | 48 | |
| 3,350 | | | 269 | | | 3,619 | | | 2,713 | | | 1,383 | | | 4,096 | |
油砂開採與升級(4) | 1,719 | | | (843) | | | 876 | | | 1,747 | | | (601) | | | 1,146 | |
中游與煉油 | 9 | | | (1) | | | 8 | | | 9 | | | — | | | 9 | |
總辦事處 | 25 | | | — | | | 25 | | | 23 | | | — | | | 23 | |
| 5,103 | | | (575) | | | 4,528 | | | 4,492 | | | 782 | | | 5,274 | |
| $ | 5,136 | | | $ | (634) | | | $ | 4,502 | | | $ | 4,493 | | | $ | 596 | | | $ | 5,089 | |
(1)本表對附註6和附註7中報告的資本化成本與現金流量表投資活動一節中報告的支出淨額進行了核對。對賬排除了外匯調整的影響。
(2)取消確認、資產報廢債務、勘探和評估資產的轉讓以及其他公允價值調整。
(3)包括支付的現金代價$771萬用於在2021年收購Storm。
(4)淨支出包括購買52021年現有油砂租賃的淨附帶權益百分比。
細分資產
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
勘探和生產 | | | | |
北美 | | $ | 31,135 | | | $ | 30,645 | |
| 北海 | | 378 | | | 1,561 | |
| 非洲近海 | | 1,322 | | | 1,332 | |
| 其他 | | 54 | | | 40 | |
油砂開採與升級 | | 42,102 | | | 42,016 | |
中游與煉油 | | 979 | | | 886 | |
總辦事處 | | 172 | | | 185 | |
| | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
23. 董事及高級管理人員的薪酬
非管理董事的薪酬
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
賺取的費用 | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
高級管理人員的薪酬 (1)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
薪金 | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
基於普通股期權的獎勵 | | 12 | | | 10 | | | 9 | |
年度獎勵計劃 | | 5 | | | 6 | | | 4 | |
長期激勵計劃 | | 18 | | | 19 | | | 14 | |
| | | | | | |
| | $ | 37 | | | $ | 37 | | | $ | 29 | |
(1)上文確認的高級管理層與本公司於各年度向股東發出的資料通函中披露的被點名高級管理人員一致。
加拿大自然資源有限公司
| | |
管理層的討論與分析 截至2022年12月31日止的年度 |
2023年3月1日 |
目錄表
| | | | | |
定義和縮寫 | 2 |
諮詢 | 3 |
目標和戰略 | 5 |
財務和運營亮點 | 6 |
營商環境 | 10 |
產品銷售的變化分析 | 12 |
日產量 | 13 |
| |
勘探和生產 | 15 |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
油砂開採與升級 | 19 |
中游與煉油 | 21 |
公司和其他 | 22 |
| |
| |
| |
| |
| |
資本支出淨額 | 25 |
| |
流動性與資本資源 | 26 |
承付款和或有事項 | 29 |
| |
| |
儲量 | 30 |
| |
風險和不確定性 | 31 |
環境 | 32 |
| |
| |
會計政策和準則 | 36 |
| |
控制環境 | 38 |
非公認會計準則和其他財務指標 | 39 |
展望 | 45 |
其他 | 45 |
| |
| |
定義和縮寫
| | | | | |
AECO | 艾伯塔省天然氣參考位置 |
AIF | 年度信息表 |
AOSP | 阿薩巴斯卡油砂項目 |
應用編程接口 | 美國石油學會標尺上測量的比重(度) |
阿羅 | 資產報廢債務 |
Bbl | 槍管 |
Bbl/d | 每天的桶數 |
Bcf | 十億立方英尺 |
Bcf/d | 10億立方英尺/天 |
瀝青 | 一種天然存在的固體或半固體碳氫化合物，主要由較重的碳氫化合物組成，這些碳氫化合物太重或太厚，在儲集層條件下無法流動，可用熱原地採油方法以經濟的速度開採 |
教委會 | 桶油當量 |
BoE/d | 每天桶油當量 |
布倫特原油 | 日期為布倫特原油 |
C$ | 加元 |
年複合增長率 | 複合年增長率 |
資本支出 | 資本支出 |
公司2 | 二氧化碳 |
公司2e | 二氧化碳當量 |
原油 | 包括輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)和合成原油 |
CSS | 蒸汽吞吐週期 |
提高採收率 | 提高採收率 |
E&P | 勘探和生產 |
FASB | 財務會計準則委員會 |
浮式生產儲油船 | 浮式生產、儲存和卸油船 |
温室氣體 | 温室氣體 |
GJ | 千兆焦耳 |
GJ/d | 吉焦耳/天 |
地平線 | 地平線油砂 |
國際會計準則委員會 | 國際會計準則理事會 |
| 銀行同業拆借利率 | 同業拆借利率 |
| | | | | |
國際財務報告準則 | 國際財務報告準則 |
倫敦銀行同業拆借利率 | 倫敦銀行間同業拆借利率 |
Mbbl | 千桶 |
Mbbl/d | 每天千桶 |
MBOE | 千桶油當量 |
MBOE/d | 每天千桶油當量 |
麥克夫 | 千立方英尺 |
麥克菲 | 千立方英尺當量 |
MCF/d | 千立方英尺/天 |
MMbbl | 百萬桶 |
Mmboe | 百萬桶油當量 |
MMBtu | 百萬英熱單位 |
MMCF | 百萬立方英尺 |
MMCF/d | 百萬立方英尺/天 |
NGL | 天然氣液體 |
| NWRP | 西北紅水夥伴關係 |
紐約商品交易所 | 紐約商品交易所 |
紐交所 | 紐約證券交易所 |
歐佩克+ | 石油輸出國組織加 |
PRT | 石油所得税 |
SAGD | 蒸汽輔助重力排水 |
上海合作組織 | 合成原油 |
美國證券交易委員會 | 美國證券交易委員會 |
| 軟性 | 有擔保的隔夜融資利率 |
Tcf | 萬億立方英尺 |
多倫多證券交易所 | 多倫多證券交易所 |
英國 | 英國 |
我們 | 美國 |
美國公認會計原則 | 美國公認會計原則 |
美元 | 美元 |
WCS | 加拿大西部精選 |
WCS重型差速器 | WCS與WTI的顯著差異 |
WTI | 俄克拉荷馬州庫欣的西德克薩斯中質油參考地點 |
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。披露與現有和未來開發有關的計劃和預期結果，包括但不限於以下方面：公司在Horizon、AOSP、PrimRose熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物驅項目、Kirby熱油砂體項目、Jack Fish熱油砂體項目以及西北紅水瀝青提升機和煉油廠的資產；第三方建造或擴建現有的管道能力或公司可能依賴的其他運輸瀝青、原油、天然氣、NGL或SCO的方式；技術和技術創新的開發和部署；本新聞稿包含的前瞻性表述包括，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；以及路徑聯盟(“路徑”)倡議和活動的影響、政府對路徑的支持以及實現石油生產淨零排放的能力，這些也構成前瞻性表述。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：總體經濟和商業狀況(包括新型冠狀病毒(“新冠肺炎”)大流行的影響、歐佩克+的行動和通脹)，這些情況可能會影響公司產品的供求和市場價格，以及公司運營所需的資源的可用性和成本；原油、天然氣和NGL價格的波動和假設，包括由於歐佩克+針對新冠肺炎或其他原因採取的行動；貨幣和利率的波動；公司當前目標所基於的假設；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、鑽井和其他設備的可用性和成本；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適當運輸的能力；公司瀝青產品的開採、提取或升級的意外中斷或延誤；與勘探或開發項目或資本支出有關的計劃的可能延遲或變化；公司吸引建設、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、提取或升級公司的瀝青產品時存在的經營危險和其他困難；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以及取代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司達到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證實的原油、天然氣和NGL的可採數量估計的不準確；政府當局的行動(包括政府強制的減產)；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舉措對資本支出和生產費用的影響)；資產報廢義務；公司的流動資金充足，以支持其增長戰略和維持其短期、中期和長期的運營；公司資產負債表的實力；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。
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。
關於非公認會計準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，以及與最直接可比的GAAP衡量標準的對賬，如適用，請參見本MD&A的“非GAAP和其他財務衡量標準”部分.
關於貨幣、財務信息、生產和儲備的特別説明
本MD&A應與截至2022年12月31日的年度經審計的綜合財務報表一併閲讀。它還應與公司截至2022年12月31日的三個月和年度的MD&A一起閲讀。除另有説明外，所有美元金額均以百萬加元為單位。公司的綜合財務報表和本MD&A是根據國際會計準則委員會發布的國際財務報告準則編制的。
生產量、每單位統計數據和儲量數據在整個MD&A中以“未計特許權使用費”或“公司毛利”為基礎列報，實現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 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參考公司2022年與2021年和2020年的財務業績，除非另有説明。此外，本MD&A詳細説明瞭公司2023年的目標資本計劃。有關公司的其他信息，包括截至2022年12月31日的三個月和年度的季度MD&A、截至2022年12月31日的年度信息表和截至2022年12月31日的年度的經審計的綜合財務報表，均可在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2023年3月1日。
目標和戰略
該公司的目標是增加原油和天然氣的產量、儲量、現金流和資產淨值(1)通過對其現有原油和天然氣資產的經濟和可持續發展，以及通過發現和/或收購新的儲量，按每股普通股計算。公司以可持續和負責任的方式努力實現這些目標，堅持環境管理和卓越安全的承諾。
公司通過為其每個產品和細分市場制定明確的增長和價值提升計劃來努力實現這些目標。該公司對增長和投資採取平衡的方式，專注於創造長期股東價值。該公司通過維持以下方式來分配資本：
▪其產品平衡，即輕、中質原油和液化石油氣、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油(2)、瀝青(熱油)、上海合作組織和天然氣；
▪規模大、平衡、多元化、高質量、長壽命、低下降的資產基礎；
▪收購、開發和勘探之間的平衡；
▪債務融資來源和條件之間的平衡以及強大的財務狀況；以及
▪在整個決策過程中致力於環境管理。
公司的三階段原油營銷戰略包括：
▪將各種原油蒸氣與稀釋劑混合，以創造更具吸引力的原料；
▪支持和參與管道擴展和/或新增加；以及
▪支持和參與增加重質原油和瀝青(熱油)下游轉化能力的項目。
運營紀律、安全、有效和高效的運營以及成本控制是公司的基礎，並遵循公司使命聲明的關鍵部分：“正確地做好它”。通過在行業的所有周期內始終如一地管理成本，該公司相信它將實現持續增長。有效和高效的運營和成本控制是通過發展區域知識，以及通過在公司物業中保持高度的工作興趣和經營者地位來實現的。
公司致力於保持強勁的資產負債表和靈活的資本結構。該公司相信，它已經建立了必要的財務能力，以完成其增長項目。此外，公司定期利用其風險管理對衝計劃，以降低商品價格和外匯匯率波動的風險，並支持公司資本支出計劃的現金流。
戰略增值收購是公司戰略的重要組成部分。該公司利用內部產生的現金流以及債務和股權融資的組合，有選擇地收購在其核心領域產生未來現金流的物業。該公司的財務紀律、對強大資產負債表的承諾以及內部產生現金流的能力為負責任和可持續的長期增長提供了手段。
(1)原油和天然氣儲量的貼現價值加上未探明土地的價值減去淨債務。
(2)鵜鶘湖重質原油是12-17ºAPI油，由於較低的生產成本和較低的特許權使用費，可獲得中等質量的原油淨收益。
財務和運營亮點
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每股普通股金額) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
產品銷售(1) | | $ | 49,530 | | | $ | 32,854 | | | $ | 17,491 | |
原油和天然氣液化石油氣 | | $ | 43,009 | | | $ | 29,256 | | | $ | 15,579 | |
天然氣 | | | | $ | 5,236 | | | $ | 2,716 | | | $ | 1,478 | |
淨收益(虧損) | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
每股普通股 | | -基本 | | $ | 9.64 | | | $ | 6.49 | | | $ | (0.37) | |
| | -稀釋 | | $ | 9.52 | | | $ | 6.46 | | | $ | (0.37) | |
調整後的營業淨收益(虧損)(2) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 11.33 | | | $ | 6.28 | | | $ | (0.64) | |
| | -稀釋(3) | | $ | 11.19 | | | $ | 6.25 | | | $ | (0.64) | |
經營活動的現金流 | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | | | $ | 4,714 | |
調整後的資金流動(2) | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | | | $ | 5,200 | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 17.44 | | | $ | 11.63 | | | $ | 4.40 | |
| | -稀釋(3) | | $ | 17.22 | | | $ | 11.57 | | | $ | 4.40 | |
宣佈的每股普通股股息(4) | | $ | 4.60 | | | $ | 2.00 | | | $ | 1.70 | |
總資產 | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | | | $ | 75,276 | |
長期負債總額 | | $ | 29,316 | | | $ | 32,298 | | | $ | 37,818 | |
用於投資活動的現金流 | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | | | $ | 2,819 | |
資本支出淨額(2) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
平均實現價格 | | | |
| |
| | |
原油和NGL-勘探和生產(美元/桶)(3) | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
天然氣-勘探和生產(美元/mcf)(5) | | $ | 6.55 | | | $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
上海合作組織-油砂開採和升級(美元/桶)(3) | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
未扣除特許權使用費的日產量(BOE/d) | | 1,281,434 | | | 1,234,906 | | | 1,164,136 | |
原油和天然氣(桶/天) | | 933,149 | | | 952,404 | | | 917,958 | |
天然氣(MMcf/d)(6) | | 2,090 | | | 1,695 | | | 1,477 | |
| | | | | | |
| | | | | | | | |
(1)與產品銷售有關的進一步細節在公司經審計的綜合財務報表附註22中披露。
(2)非公認會計準則財務衡量標準。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(4)2022年11月2日，董事會批准將季度股息從每股0.75美元增加到每股0.85美元，增幅為13%。2022年8月3日，董事會批准了每股普通股1.50美元的特別股息。2022年3月2日，董事會批准將季度股息從每股0.5875美元增加到每股0.75美元，增幅為28%。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%。2020年3月4日，董事會批准將季度股息從每股0.425美元增加到每股0.375美元，增幅為13%。
(5)計算方法為天然氣銷售額除以銷售量。
(6)天然氣產量接近銷售量。
合併淨收益(虧損)和調整後淨收益(虧損)
2022年，該公司報告淨收益為109.37億美元，而2021年為76.64億美元(2020-淨虧損4.35億美元)。2022年的淨收益包括税後非營業項目19.26億美元，而2021年的淨收益為2.44億美元(2020-3.21億美元)，涉及以股份為基礎的薪酬、風險管理活動、匯率波動、已實現外匯對交叉貨幣掉期結算和償還美元債務證券的影響、收購收益、投資(收益)損失、與北海尼尼安油田儲量註銷有關的可回收費用，以及省級井場修復計劃下的政府贈款收入。不包括這些項目，2022年調整後的運營淨收益為128.63億美元，而2021年為74.2億美元(2020年調整後的運營淨虧損為7.56億美元)。
與2021年相比，2022年淨收益和調整後運營淨收益的增長主要反映在：
▪原油價格上漲，NGL淨值回升 (1)和北美地區的原油銷售量；
▪勘探和生產部門的天然氣淨額和天然氣銷售量增加；以及
▪實現的上海合作組織銷售價格更高 (1)在油砂開採和升級領域；
部分偏移量：
▪降低上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量。
本MD&A的“產品銷售變化分析”部分提供了公司產品銷售變化的詳細對賬。
基於股份的薪酬、風險管理活動、匯率波動、收購收益、淨資產收益和投資(收益)損失的影響，也是2022年淨收益從2021年開始變動的原因。這些事項將在本MD&A的相關章節中詳細討論。
2022年普遍的監管和經濟狀況以及英國日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上升的影響，促使該公司評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田不再具有經濟價值，於2022年12月31日註銷了相關原油儲量，並正在加速廢棄。因此，該公司完成了對其在北海的資產的可回收性評估，並確認了與尼尼安油田物業、廠房和設備相關的6.51億美元的非現金費用(税後)，其中包括在遞延税項回收9.69億美元之後確認的16.2億美元的折舊和攤銷可回收性費用。
經營活動的現金流量和調整後的資金流
2022年來自運營活動的現金流為193億9100萬美元，而2021年為144.78億美元(2020年為47.14億美元)。自2021年起，2022年業務活動的現金流出現波動，主要是由於先前提到的與業務調整後淨收益(虧損)波動有關的因素，以及非現金營運資本淨變化的影響。
2022年調整後的資金流為1979.1億美元(每股普通股17.44美元)，而2021年為137.33億美元(每股普通股11.63美元)(2020年-52億美元；每股普通股4.40美元)。2022年調整後資金流的波動主要是由於上述與經營活動現金流波動有關的因素，不包括非現金營運資金淨變化、放棄支出、省級井場修復計劃下的政府贈款收入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的影響。
生產量
2022年未扣除特許權使用費的原油和NGL產量為933,149桶/日，與2021年的952,404桶/日(2020-917,958桶/日)相當。2022年未扣除特許權使用費的天然氣產量增長了23%，從2021年的1,695 MMcf/d增至平均2,090 MMcf/d(2020-1,477 MMcf/d)。2022年未扣除特許權使用費的總產量為1,281,434 BOE/d，比2021年的1,234,906 BOE/d(2020-1,164,136 BOE/d)增長了4%。在本MD&A的“日常生產”部分，詳細討論了原油、NGL和天然氣的產量。
產品價格
在公司的勘探和生產部門，2022年實現了原油和NGL價格(1)從2021年的每桶63.71美元上漲到平均每桶90.64美元(2020年-每桶31.90美元)，2022年實現的天然氣價格從2021年的每立方米4.07美元上漲到平均6.55美元(2020年-每立方米2.40美元)。在油砂開採和升級領域，公司2022年實現SCO銷售價格由2021年的每桶77.95美元(2020年至每桶43.98美元)上漲51%至平均每桶117.69美元。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。
(1)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
生產費用
在公司的勘探和生產部門，2022年原油和NGL生產費用(1)從2021年的每桶14.71美元(2020年-每桶12.42美元)上漲24%至平均每桶18.17美元，以及天然氣生產支出(1)2022年平均為每立方米1.22美元，比2021年的1.18美元增長了3%(2020年-每立方米1.18美元)。在油砂開採和升級領域，公司2022年的生產費用(1)平均每桶26.04美元，比2021年的每桶20.91美元(2020年-每桶20.46美元)增長了25%。在本MD&A的“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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每股普通股金額) | | | | | | | | |
| 2022 | 總計 | | 12月31日 | | 9月30日 | | 6月30日 | | 3月31日 |
產品銷售(1) | $ | 49,530 | | | $ | 11,012 | | | $ | 12,574 | | | $ | 13,812 | | | $ | 12,132 | |
原油和天然氣液化石油氣 | $ | 43,009 | | | $ | 9,508 | | | $ | 11,001 | | | $ | 11,727 | | | $ | 10,773 | |
天然氣 | $ | 5,236 | | | $ | 1,287 | | | $ | 1,342 | | | $ | 1,605 | | | $ | 1,002 | |
淨收益 | $ | 10,937 | | | $ | 1,520 | | | $ | 2,814 | | | $ | 3,502 | | | $ | 3,101 | |
每股普通股淨收益 | | | | | | | | | |
-基本 | $ | 9.64 | | | $ | 1.37 | | | $ | 2.52 | | | $ | 3.04 | | | $ | 2.66 | |
-稀釋 | $ | 9.52 | | | $ | 1.36 | | | $ | 2.49 | | | $ | 3.00 | | | $ | 2.63 | |
| | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每股普通股金額) | | | | | | | | |
| 2021 | 總計 | | 12月31日 | | 9月30日 | | 6月30日 | | 3月31日 |
產品銷售(1) | $ | 32,854 | | | $ | 10,190 | | | $ | 8,521 | | | $ | 7,124 | | | $ | 7,019 | |
原油和天然氣液化石油氣 | $ | 29,256 | | | $ | 8,979 | | | $ | 7,607 | | | $ | 6,382 | | | $ | 6,288 | |
天然氣 | $ | 2,716 | | | $ | 958 | | | $ | 694 | | | $ | 509 | | | $ | 555 | |
淨收益 | $ | 7,664 | | | $ | 2,534 | | | $ | 2,202 | | | $ | 1,551 | | | $ | 1,377 | |
每股普通股淨收益 | | | | | | | | | |
-基本 | $ | 6.49 | | | $ | 2.16 | | | $ | 1.87 | | | $ | 1.31 | | | $ | 1.16 | |
-稀釋 | $ | 6.46 | | | $ | 2.14 | | | $ | 1.86 | | | $ | 1.30 | | | $ | 1.16 | |
(1)與產品銷售有關的進一步細節在公司經審計的綜合財務報表附註22中披露。
(1)計算方法為各自的生產費用除以各自的銷售量。
最近八個季度的季度淨收益波動主要是由於：
▪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全球供應的影響；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和俄羅斯入侵烏克蘭的影響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；西德克薩斯中質原油與西德克薩斯中質原油在北美的巨大價差的影響；以及西德克薩斯中質原油與布倫特原油在國際細分市場中基準定價差異的影響。
▪天然氣定價--天然氣需求和庫存儲存水平的波動、第三方管道維護和中斷、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-這些因素包括：柯爾比和傑克魚熱油砂項目產量的波動；迎春花熱油項目週期性導致的產量波動；本公司在北美和國際地區鑽探計劃的波動；自然下降率；油砂開採和升級領域週轉和停產的影響；以及新冠肺炎期間需求下降導致停產的影響。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-由於公司在北美和國際部的鑽探計劃導致的產量波動、自然衰退率、2021年期間Pine River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。
▪製作費用-主要由於服務需求和成本、產品組合和生產量的波動、季節性條件、碳税和能源成本增加、通脹成本壓力、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扭虧為盈和中轉站以及國際部門的維護活動的影響。
▪損耗、折舊和攤銷費用-由於銷售量變化引起的波動，包括收購和處置的影響和時機、已探明儲量、資產報廢債務、與原油和天然氣勘探相關的發現和開發成本、開發本公司已探明的未開發儲量的估計未來成本、因更高的消耗率而導致的國際銷售量的波動、油砂開採和升級部門的週轉和停產的影響，以及與北海尼尼安油田儲量註銷相關的可採費用。
▪基於股份的薪酬-本公司以股份為基礎的賠償責任因公允市值計量而引起的波動。
▪風險管理-由於確認按市價計價和隨後結算公司風險管理活動的損益而產生的波動。
▪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和應計利息的影響。
▪外匯--由於銷售價格主要基於以美元計價的基準，加元相對於美元的波動影響了公司的原油和天然氣銷售的實現價格。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，但部分被任何未完成的交叉貨幣掉期對衝的影響所抵消。
▪收購收益、投資(收益)損失和NWRP收入-由於對收購收益的確認、對PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票的投資(收益)虧損以及2021年西北石油公司的分配而導致的波動。
營商環境
2022年上半年，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，以及由於新冠肺炎限制的放鬆，全球經濟狀況和前景有所改善。2022年下半年，全球基準原油價格較2022年上半年的水平有所下降，原因是與中國暫時恢復新冠肺炎限購相關的需求擔憂、利率上升的影響以及對全球經濟衰退的擔憂。
流動性
截至2022年12月31日，本公司有55.2億美元的未提取循環銀行信貸安排。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約69.31億美元的流動資金(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。
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11月30日，公司公佈了2023年基礎資本預算 (2) 目標約為41.9億美元。預算還包括大約10.2億美元的增量戰略增長資本，目標是在2023年以後在公司的勘探和生產部門增加額外的產量和產能增長，以及長期使用壽命低下降的原地熱能和油砂開採和升級資產。2023年的產量目標在1,330,000京東方/日至1,374,000京東方/日之間。全年制定和審查年度預算，如有必要，可根據價格波動、項目回報以及平衡項目風險和時間範圍而改變預算。2023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。
風險和不確定性
新冠肺炎，包括令人擔憂的變種，仍然有可能通過當地或全球供應鏈和運輸服務中斷或人力流失，進一步擾亂公司的運營、項目和財務狀況，其中任何一種情況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。包括加拿大在內的全球經濟正在經歷更高、更持久的通脹，部分原因是俄羅斯入侵烏克蘭，以及新冠肺炎影響導致的持續供應限制。由於這些情況，本公司已經並可能繼續經歷商品價格高於正常水平的波動，並可能在運營和資本支出方面面臨通脹壓力。
大宗商品基準價格
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(年平均) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
WTI基準價(美元/桶) | | $ | 94.23 | |
| $ | 67.96 | | | $ | 39.40 | |
註明日期的布倫特基準價格(美元/桶) | | $ | 99.80 | |
| $ | 70.49 | | | $ | 42.27 | |
西德克薩斯中質原油與西德克薩斯中質原油的巨大差異(美元/桶) | | $ | 18.26 | |
| $ | 13.04 | | | $ | 12.57 | |
上海合作組織價格(美元/桶) | | $ | 98.66 | |
| $ | 66.36 | | | $ | 36.26 | |
凝析油基準價格(美元/桶) | | $ | 93.69 | |
| $ | 68.24 | | | $ | 36.97 | |
凝析油與西德克薩斯中質原油的差額(美元/桶) | | $ | 0.54 | | | $ | (0.28) | | | $ | 2.43 | |
紐約商品交易所基準價格(美元/MMBtu) | | $ | 6.64 | |
| $ | 3.85 | | | $ | 2.08 | |
AECO基準價(加元/GJ) | | $ | 5.28 | |
| $ | 3.38 | | | $ | 2.12 | |
美元/加元平均匯率(美元) | | $ | 0.7686 | |
| $ | 0.7979 | | | $ | 0.7454 | |
美元/加元年終匯率(美元) | | $ | 0.7389 | | | $ | 0.7901 | | | $ | 0.7840 | |
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。
(1)非公認會計準則財務衡量標準。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衡量標準。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。
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WTI平均為每桶94.23美元，比2021年的每桶67.96美元增長了39%(2020年-每桶39.40美元)。
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，布倫特原油的平均價格為每桶99.80美元，比2021年的每桶70.49美元增長了42%(2020年-每桶42.27美元)。
2022年西德克薩斯中質原油和布倫特原油價格較2021年上漲，主要反映了俄羅斯入侵烏克蘭的影響，歐佩克+決定遵守先前商定的減產協議，以及由於經濟狀況改善而導致全球對原油的需求增加，原因是早先減少了對新冠肺炎的限制。
WCS的巨大差異在2022年平均為每桶18.26美元，而2021年為每桶13.04美元(2020年-每桶12.57美元)。2022年WCS與2021年的巨大價差擴大，主要反映出美國墨西哥灣沿岸的定價疲軟，原因是美國戰略石油儲備的含硫供應增加，以及烏克蘭入侵導致俄羅斯定價下降。
上海合作組織2022年的平均價格為每桶98.66美元，比2021年的每桶66.36美元(2020年-每桶36.26美元)上漲了49%。上海合作組織2022年定價比2021年有所提高，主要反映了WTI基準定價的提高。
2022年紐約商品交易所天然氣平均價格為6.64美元/MMBtu，比2021年的3.85美元/MMBtu上漲了72%(2020-2.08美元/MMBtu)。紐約商品交易所2022年天然氣價格較2021年上漲，主要反映了由於歐洲庫存減少和俄羅斯入侵烏克蘭而導致的全球大宗商品價格上漲。
AECO天然氣價格在2022年平均為每GJ 5.28美元，比2021年的每GJ 3.38美元上漲了56%(2020年-每GJ 2.12美元)。2022年AECO天然氣價格較2021年上漲，主要反映了較低的存儲水平和NYMEX基準定價的提高。
產品銷售的變化分析
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 由於以下原因造成的更改 | | | | 由於以下原因造成的更改 | | |
(百萬美元) | 2020 | | 卷數 | | 價格 | | 其他 | | 2021 | | 卷數 | | 價格 | | 其他 | | 2022 | |
北美 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然氣液化石油氣 | $ | 7,480 | | | $ | 82 | | | $ | 6,916 | | | $ | — | | | $ | 14,478 | | | $ | 286 | | | $ | 5,991 | | | $ | — | | | $ | 20,755 | |
天然氣 | 1,242 | | | 193 | | | 1,049 | | | — | | | 2,484 | | | 584 | | | 1,863 | | | — | | | 4,931 | |
其他(1) | 41 | | | — | | | — | | | 78 | | | 119 | | | — | | | — | | | 98 | | | 217 | |
| 8,763 | | | 275 | | | 7,965 | | | 78 | | | 17,081 | | | 870 | | | 7,854 | | | 98 | | | 25,903 | |
北海 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然氣液化石油氣 | 417 | | | (72) | | | 262 | | | — | | | 607 | | | (183) | | | 199 | | | — | | | 623 | |
天然氣 | 12 | | | (8) | | | 1 | | | — | | | 5 | | | (2) | | | 10 | | | — | | | 13 | |
其他(1) | 3 | | | — | | | — | | | (4) | | | (1) | | | — | | | — | | | 1 | | | — | |
| 432 | | | (80) | | | 263 | | | (4) | | | 611 | | | (185) | | | 209 | | | 1 | | | 636 | |
非洲近海 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然氣液化石油氣 | 318 | | | (68) | | | 170 | | | — | | | 420 | | | 45 | | | 229 | | | — | | | 694 | |
天然氣 | 42 | | | (9) | | | (2) | | | — | | | 31 | | | 2 | | | 22 | | | — | | | 55 | |
其他(1) | 18 | | | — | | | — | | | (11) | | | 7 | | | — | | | — | | | 1 | | | 8 | |
| 378 | | | (77) | | | 168 | | | (11) | | | 458 | | | 47 | | | 251 | | | 1 | | | 757 | |
油砂開採與升級 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然氣液化石油氣 | 7,389 | | | 560 | | | 6,084 | | | — | | | 14,033 | | | (592) | | | 7,363 | | | — | | | 20,804 | |
其他(1) | 139 | | | — | | | — | | | (66) | | | 73 | | | — | | | — | | | 76 | | | 149 | |
| 7,528 | | | 560 | | | 6,084 | | | (66) | | | 14,106 | | | (592) | | | 7,363 | | | 76 | | | 20,953 | |
中游與煉油 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 中游活動 | 83 | | | — | | | — | | | (5) | | | 78 | | | — | | | — | | | 2 | | | 80 | |
成品油銷售及其他(1) | 202 | | | — | | | — | | | 479 | | | 681 | | | — | | | — | | | 225 | | | 906 | |
| 285 | | | — | | | — | | | 474 | | | 759 | | | — | | | — | | | 227 | | | 986 | |
部門間消除和其他 (2) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 產品銷售 | 74 | | | — | | | — | | | (238) | | | (164) | | | — | | | — | | | 454 | | | 290 | |
其他(1) | 31 | | | — | | | — | | | (28) | | | 3 | | | — | | | — | | | 2 | | | 5 | |
| 105 | | | — | | | — | | | (266) | | | (161) | | | — | | | — | | | 456 | | | 295 | |
總計 | $ | 17,491 | | | $ | 678 | | | $ | 14,480 | | | $ | 205 | | | $ | 32,854 | | | $ | 140 | | | $ | 15,677 | | | $ | 859 | | | $ | 49,530 | |
(1)包括柴油和其他精煉產品的銷售和其他收入，包括政府贈款和與聯合業務夥伴分攤的租賃合同費用相關的回收。
(2)扣除內部運輸和電費，幷包括不包括在上述分部內的生產、加工和其他購銷活動。
產品銷售額從2021年的328.54億美元(2020年-174.91億美元)增長了51%，2022年達到495.3億美元。產品銷售額的增長主要是由於WTI基準定價增加，這是由於經濟狀況改善導致對精煉產品的需求增加。在本MD&A的“商業環境”、“勘探和生產”以及“油砂開採和升級”部分，詳細討論了原油、NGL和天然氣定價。
2022年，該公司3%的原油、天然氣和天然氣產品銷售來自北美以外的地區(2021年-3%；2020年-5%)。2022年，北海佔原油、NGL和天然氣產品銷售額的1%(2021-2%；2020-3%)，離岸非洲佔2022年原油、NGL和天然氣產品銷售額的2%(2021-1%；2020-2%)。
日產量
每日生產，未計入特許權使用費
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣(bbl/d) |
|
| |
北美-勘探和生產 | 479,971 | | 472,621 | | 460,443 | |
北美--油砂開採和升級(1) | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 國際-勘探和生產 | | | |
北海 | 12,890 | | 17,633 | | 23,142 | |
非洲近海 | 14,343 | | 14,017 | | 17,022 | |
國際合計(2) | 27,233 | | 31,650 | | 40,164 | |
原油總量和天然氣負荷量 | 933,149 | | 952,404 | | 917,958 | |
天然氣(MMcf/d)(3) | | | |
北美 | 2,075 | | 1,680 | | 1,450 | |
| 國際 | | | |
北海 | 2 | | 3 | | 12 | |
非洲近海 | 13 | | 12 | | 15 | |
| 國際合計 | 15 | | 15 | | 27 | |
天然氣總量 | 2,090 | | 1,695 | | 1,477 | |
總桶油當量(BOE/d) | 1,281,434 | | 1,234,906 | | 1,164,136 | |
產品組合 | | | |
輕質和中質原油及液化天然氣 | 11% | 10% | 11% |
鵜鶘湖重質原油 | 4% | 5% | 5% |
原生重質原油 | 5% | 5% | 6% |
瀝青(熱油) | 20% | 21% | 21% |
合成原油(1) | 33% | 36% | 36% |
天然氣 | 27% | 23% | 21% |
佔總收入的百分比 (1) (4) | | | |
| (不包括中游和煉油業務營收) | | | |
原油和天然氣液化石油氣 | 88% | 91% | 91% |
天然氣 | 12% | 9% | 9% |
(1)未計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量。
(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
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣(bbl/d) |
|
| |
北美-勘探和生產 | 374,089 | | 404,637 | | 420,906 | |
北美--油砂開採和升級 | 351,740 | | 410,385 | | 413,363 | |
| 國際-勘探和生產 | | | |
北海 | 12,849 | | 17,588 | | 23,086 | |
非洲近海 | 12,972 | | 13,354 | | 16,306 | |
| 國際合計 | 25,821 | | 30,942 | | 39,392 | |
原油總量和天然氣負荷量 | 751,650 | | 845,964 | | 873,661 | |
天然氣(MMcf/d) | | | |
北美 | 1,885 | | 1,593 | | 1,406 | |
| 國際 | | | |
北海 | 2 | | 3 | | 12 | |
非洲近海 | 11 | | 11 | | 14 | |
| 國際合計 | 13 | | 14 | | 26 | |
天然氣總量 | 1,898 | | 1,607 | | 1,432 | |
總桶油當量(BOE/d) | 1,068,063 | | 1,113,878 | | 1,112,364 | |
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。
未扣除特許權使用費的2022年總產量平均為1,281,434 BOE/d，比2021年的1,234,906 BOE/d(2020-1,164,136 BOE/d)增長了4%。
2022年特許權使用費前的原油和NGL產量平均為933,149桶/天，與2021年的952,404桶/天(2020-917,958桶/天)相當。
2022年原油和天然氣液化石油氣年產量略低於公司先前發佈的943,000桶/天的產量預測。2023年原油和天然氣液化石油氣年產量的目標是平均在969,000桶/天到1,001,000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，請參考本MD&A的“諮詢”部分。
未扣除特許權使用費的天然氣產量佔公司2022年總產量的27%(按京東方計算)。2022年天然氣產量為2,090 MMcf/d，較2021年的1,695 MMcf/d(2020-1,477 MMcf/d)增長23%。2022年天然氣產量較2021年的增長主要反映了強勁的鑽探結果和2021年完成的收購，但被天然氣田下降和2022年第四季度末極端寒冷天氣條件的影響部分抵消。
2022年天然氣年產量略低於該公司之前發佈的2,112 MMcf/d的產量預測。2023年天然氣年產量的目標是平均在2,170 MMcf/d至2,242 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年北美原油和NGL在特許權使用費前的平均產量為479,971桶/天，與2021年的472,621桶/天(2020-460,443桶/天)相當。
2022年扣除特許權使用費前的熱油產量平均為252,018桶/天，比2021年的259,284桶/天(2020-248,971桶/天)下降了3%。2022年熱油產量較2021年的下降主要反映了天然油田的減少。
未計特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量在2022年平均為50,333桶/天，較2021年的54,390桶/天(2020-56,535桶/天)下降了7%，主要反映了2022年暫時性的注入量減少以及天然油田的減少。
2022年未扣除特許權使用費的天然氣產量平均為2,075 MMcf/d，比2021年的1,680 MMcf/d增長了24%(2020-1,450 MMcf/d)。2022年天然氣產量較2021年的增長主要反映了強勁的鑽探結果和2021年完成的收購，但被天然氣田下降和2022年第四季度末極端寒冷天氣條件的影響部分抵消。
北美--油砂開採和升級
上海合作組織2022年的特許權使用費前產量為425,945桶/日，比2021年的448,133桶/日(2020-417,351桶/日)下降了5%。上海合作組織2022年的產量較2021年有所下降，主要反映了2022年上半年Scotford Upgrader(“Scotford”)的長期扭虧為盈、Horizon在10月份的計劃外停產以及2022年第四季度末這兩個煤礦極端寒冷天氣條件的影響。
國際-勘探和生產
2022年國際原油和NGL特許權使用費前的平均產量為27,233桶/天，比2021年的31,650桶/天(2020-40,164桶/天)下降了14%。2022年產量比2021年減少，主要反映了天然氣田的減少，以及2022年北海維護活動的影響。
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：
| | | | | | | | | | | |
(Bbl) | 2022 | 2021 | 2020 |
國際 | 390,959 | | 727,439 | | 972,133 | |
| | | |
勘探和生產
運營亮點
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl) (1) | |
|
|
| | |
已實現價格(2) | | $ | 90.64 | |
| $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
交通運輸(2) | | 4.13 | |
| 3.86 | | | 3.85 | |
已實現價格，運輸淨額(2) | | 86.51 | |
| 59.85 | | | 28.05 | |
版税(3) | | 18.91 | |
| 8.59 | | | 2.59 | |
生產費用(4) | | 18.17 | |
| 14.71 | | | 12.42 | |
淨額回扣(2) | | $ | 49.43 | |
| $ | 36.55 | | | $ | 13.04 | |
天然氣($/mcf) (1) | | | | | | |
已實現價格(5) | | $ | 6.55 | |
| $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
交通運輸(6) | | 0.51 | |
| 0.45 | | | 0.43 | |
已實現價格，運輸淨額 | | 6.04 | |
| 3.62 | | | 1.97 | |
版税(3) | | 0.61 | |
| 0.22 | | | 0.08 | |
生產費用(4) | | 1.22 | |
| 1.18 | | | 1.18 | |
淨額回扣 | | $ | 4.21 | |
| $ | 2.22 | | | $ | 0.71 | |
桶油當量(美元/京東方) (1) | |
|
|
| | |
已實現價格(2) | | $ | 70.07 | |
| $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
交通運輸(2) | | 3.72 | |
| 3.44 | | | 3.44 | |
已實現價格，運輸淨額(2) | | 66.35 | |
| 46.23 | | | 22.71 | |
版税(3) | | 12.75 | |
| 5.98 | | | 1.89 | |
生產費用(4) | | 13.76 | |
| 11.98 | | | 10.67 | |
淨額回扣(2) | | $ | 39.84 | |
| $ | 28.27 | | | $ | 10.15 | |
(1)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。
(2)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)計算方法是版税除以各自的銷售量。
(4)計算方法為生產費用除以各自的銷售量。
(5)計算方法為天然氣銷售量除以天然氣銷售量。
(6)計算方法為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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl) (1) | |
|
|
| | |
北美(2) | | $ | 88.43 | |
| $ | 62.10 | | | $ | 30.31 | |
國際平均水平(3) | | $ | 128.41 | | | $ | 87.04 | | | $ | 50.46 | |
北海 (3) | | $ | 129.04 | |
| $ | 87.98 | | | $ | 50.09 | |
非洲近海 (3) | | $ | 127.85 | |
| $ | 85.71 | | | $ | 50.95 | |
原油和NGL平均值(2) | | $ | 90.64 | |
| $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
天然氣($/mcf)(1) (3) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 6.51 | |
| $ | 4.05 | | | $ | 2.34 | |
| 國際平均水平 | | $ | 12.78 | | | $ | 6.21 | | | $ | 5.56 | |
北海 | | $ | 15.75 | |
| $ | 2.94 | | | $ | 2.74 | |
非洲近海 | | $ | 12.23 | |
| $ | 7.17 | | | $ | 7.77 | |
天然氣平均水平 | | $ | 6.55 | |
| $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
平均值(美元/BOE)(1) (2) | | $ | 70.07 | |
| $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
(1)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。
(2)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)計算方法為原油和天然氣銷售以及天然氣銷售除以各自的銷售量。
北美
北美實現原油和NGL價格上漲42%，從2021年的每桶62.10美元(2020年-每桶30.31美元)上漲至2022年的平均每桶88.43美元，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，包括在現有管道基礎設施內擴大市場的混合戰略，支持將原油輸送到新市場的管道項目，以及與煉油商合作增加增加重質原油和瀝青(熱油)轉化能力。2022年期間，該公司向WCS溪流輸送了約179,000桶/日的重質原油混合油。
該公司擁有為期20年的運輸協議，將在跨山管道擴建項目上運輸9.4萬桶/日的原油，這將提供進入國際市場的水路。擴建工程目前正在建設中，跨山公司的目標是在2023年底完工。
北美實現天然氣價格上漲61%，2022年平均為每立方米6.51美元，2021年為每立方米4.05美元(2020年為每立方米2.34美元)。2022年已實現天然氣價格比2021年有所上漲，主要反映了AECO基準定價的提高。
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(年平均) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
井口價(1) | | |
| |
|
|
輕質和中質原油和天然氣液化石油氣(美元/桶) | | $ | 88.24 | |
| $ | 61.29 | |
| $ | 33.42 | |
鵜鶘湖重質原油(美元/桶) | | $ | 96.18 | |
| $ | 68.05 | |
| $ | 33.57 | |
原生重質原油(美元/桶) | | $ | 93.80 | |
| $ | 65.88 | |
| $ | 31.81 | |
瀝青(熱油)(美元/桶) | | $ | 85.51 | |
| $ | 60.20 | |
| $ | 28.11 | |
天然氣(美元/mcf) | | $ | 6.51 | |
| $ | 4.05 | |
| $ | 2.34 | |
(1)按單位計算的金額是根據不同產品類型的銷售量計算的。
國際
國際已實現原油和NGL價格從2021年的每桶87.04美元上漲到2022年的平均每桶128.41美元(2020年-每桶50.46美元)，漲幅為48%。任何特定年度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。從2021年開始，2022年已實現原油和NGL價格的上漲反映了上調時布倫特原油基準定價的主流，以及加元走勢的影響。
特許權使用費-勘探和生產
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 19.64 | |
| $ | 9.06 | | | $ | 2.72 | |
| 國際平均水平 | | $ | 6.38 | | | $ | 1.75 | | | $ | 0.99 | |
北海 | | $ | 0.30 | |
| $ | 0.19 | | | $ | 0.12 | |
非洲近海 | | $ | 11.79 | |
| $ | 3.94 | | | $ | 2.17 | |
原油和NGL平均值 | | $ | 18.91 | |
| $ | 8.59 | | | $ | 2.59 | |
天然氣($/mcf)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 0.61 | |
| $ | 0.22 | | | $ | 0.07 | |
非洲近海 | | $ | 1.50 | |
| $ | 0.33 | | | $ | 0.37 | |
天然氣平均水平 | | $ | 0.61 | |
| $ | 0.22 | | | $ | 0.08 | |
平均成本(美元/BOE)(1) | | $ | 12.75 | |
| $ | 5.98 | | | $ | 1.89 | |
(1)計算方法是版税除以各自的銷售量。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
政府就北美大部分原油和天然氣液化石油氣生產徵收的特許權使用費按油砂特許權使用費制度計算，並按每個項目的毛收入減去已產生的運營、資本和廢棄成本的百分比計算。
2022年和可比期間的北美原油、NGL和天然氣特許權使用費反映了基準商品價格的變動、WCS重大差價的波動以及浮動比例尺特許權使用費費率的影響。
原油和NGL特許權使用費(1)2022年平均約佔產品銷售額的22%，而2021年為15%(2020-9%)。2022年特許權使用費比2021年增加的主要原因是基準價格上漲以及WCS大幅差異的波動。
2022年天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的9%，而2021年天然氣特許權使用費佔產品銷售額的5%(2020-3%)。2022年特許權使用費從2021年開始增加的主要原因是基準價格上漲。
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、支付情況以及從每個油田提貨的時間而浮動。
2022年，版税佔產品銷售額的百分比平均約為9%，而2021年為5%(2020-4%)。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)非公認會計準則比率。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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 16.25 | |
| $ | 13.12 | | | $ | 11.21 | |
| 國際平均水平 | | $ | 51.01 | | | $ | 37.77 | | | $ | 26.60 | |
北海 | | $ | 88.99 | |
| $ | 54.13 | | | $ | 36.51 | |
非洲近海 | | $ | 17.25 | |
| $ | 14.73 | | | $ | 13.29 | |
原油和NGL平均值 | | $ | 18.17 | |
| $ | 14.71 | | | $ | 12.42 | |
天然氣($/mcf)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 1.19 | |
| $ | 1.15 | | | $ | 1.14 | |
| 國際平均水平 | | $ | 5.16 | | | $ | 5.07 | | | $ | 3.64 | |
北海 | | $ | 9.27 | |
| $ | 7.31 | | | $ | 3.72 | |
非洲近海 | | $ | 4.40 | |
| $ | 4.41 | | | $ | 3.58 | |
天然氣平均水平 | | $ | 1.22 | |
| $ | 1.18 | | | $ | 1.18 | |
平均成本(美元/BOE)(1) | | $ | 13.76 | |
| $ | 11.98 | | | $ | 10.67 | |
(1)計算方法為生產費用除以各自的銷售量。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年北美原油和NGL生產費用平均為每桶16.25美元，比2021年的每桶13.12億美元增長了24%(2020年-每桶11.21美元)。從2021年開始，2022年每桶原油和NGL生產費用的增加主要反映了能源和服務成本的上升。
2022年北美天然氣生產費用平均為每立方米1.19美元，比2021年的每立方米1.15美元增加了3%(2020年為每立方米1.14美元)。從2021年開始，2022年每立方米天然氣生產費用的增加主要反映了能源成本的上升。
國際
2022年國際原油和NGL生產費用平均為每桶51.01美元，比2021年的每桶37.77美元增長了35%(2020年-每桶26.60美元)。自2021年起，2022年每桶原油生產費用的增加主要反映了不同成本結構的不同油田的提油時機、產量下降、能源成本上升和外匯波動的影響。
損耗、折舊和攤銷--勘探和生產
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每個京東方的金額) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
北美 | | $ | 3,595 | |
| $ | 3,569 | | | $ | 3,780 | |
北海 | | 1,747 | |
| 160 | | | 277 | |
| 非洲近海 | | 173 | |
| 142 | | | 190 | |
損耗、折舊和攤銷 | | $ | 5,515 | | | $ | 3,871 | | | $ | 4,247 | |
減去：可回收費用(1) | | 1,620 | | | — | | | — | |
調整後的損耗、折舊和攤銷(2) | | $ | 3,895 | | | $ | 3,871 | | | $ | 4,247 | |
$/BOE(3) | | $ | 12.45 | |
| $ | 13.49 | | | $ | 15.45 | |
(1)2022年普遍的監管和經濟狀況以及英國日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上升的影響，促使該公司評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田不再具有經濟價值，於2022年12月31日註銷了相關原油儲量，並正在加速廢棄。因此，該公司完成了對其在北海的資產的可回收性評估，並確認了16.2億美元的可回收性費用的損耗、折舊和攤銷。
(2)這是一種用於計算損耗、折舊和攤銷的非GAAP計量，不包括非經常性費用的影響，這些非經常性費用不反映公司正常的損耗、折舊和攤銷成本。它可能無法與其他公司提出的類似措施相比較，也不應被視為財務報表中最直接可比的財務措施(如適用)的替代或更有意義，以此作為公司業績的指標。它的計算方式為損耗、折舊和攤銷費用，減去非經常性費用的影響。
(3)非公認會計準則比率的計算方法為調整後的損耗、折舊和攤銷除以銷售量。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年調整後的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方12.45美元，較2021年的每京東方13.49美元(2020年-每京東方15.45美元)下降了8%。與2021年相比，2022年每京東方調整後的損耗、折舊和攤銷費用減少，主要反映了由於公司在2021年12月31日增加了北美E&P儲量估計，包括上一年完成的收購的影響，損耗率降低。
按絕對成本和按京東方計算的調整損耗、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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每個京東方的金額) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
北美 | | $ | 171 | |
| $ | 101 | | | $ | 97 | |
北海 | | 33 | |
| 21 | | | 30 | |
| 非洲近海 | | 7 | |
| 6 | | | 6 | |
資產報廢債務增加 | | $ | 211 | | | $ | 128 | | | $ | 133 | |
$/BOE(1) | | $ | 0.67 | |
| $ | 0.44 | | | $ | 0.48 | |
(1)計算方法為資產報廢債務增量除以銷售量。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年的資產報廢債務增值費用為每京東方0.67美元，比2021年的每京東方0.44美元(2020年-每京東方0.48美元)增加了52%。2022年每個京東方的資產報廢債務增值費用從2021年開始增加，主要反映了2021年和2022年對資產報廢債務進行的成本估計和貼現率修訂。
油砂開採與升級
運營亮點
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。上合組織2022年的平均產量為425,945桶/日，反映了斯科特福德在2022年上半年的長期扭虧為盈，Horizon在10月份的計劃外停產，以及這兩個礦場第四季度末極端寒冷天氣條件的影響。
本公司於2022年的生產開支為40.76億美元，較2021年的34.14億美元增加19%，反映能源及維修服務成本增加。
已實現的產品價格、特許權使用費和運輸--油砂開採和升級
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
($/bbl) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
已實現的SCO銷售價格(1) | | $ | 117.69 | |
| $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
特許權使用費用途的瀝青價值(2) | | $ | 83.07 | |
| $ | 58.39 | | | $ | 25.82 | |
瀝青特許權使用費(3) | | $ | 20.71 | |
| $ | 6.62 | | | $ | 0.51 | |
交通運輸(1) | | $ | 1.71 | |
| $ | 1.21 | | | $ | 1.23 | |
(1)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(2)以瀝青法價格的季度平均值計算。
(3)計算方法為版税除以銷售量。
2022年上海合作組織實現的平均銷售價格為每桶117.69美元，比2021年的每桶77.95美元上漲了51%(2020年-每桶43.98美元)。與2021年相比，上海合作組織2022年實現銷售價格的上漲主要反映了WTI基準價格的上漲。
自2021年起，2022年每桶瀝青特許權使用費的增長主要反映了Horizon在2022年達到全額支付的影響，以及更高的現行瀝青定價和更高的浮動比例特許權使用費費率。
2022年，運輸費用平均為每桶1.71美元，比2021年的每桶1.21美元增長了41%(2020年-每桶1.23美元)。與2021年相比，2022年運輸費用的增加主要反映了管道通行費上漲的影響，但部分被較低的銷售量抵消。
生產費用--油砂開採和升級
下表與本公司經審核綜合財務報表附註22所披露的油砂開採及升級生產開支相符。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
生產費用，不包括天然氣成本 | | $ | 3,743 | |
| $ | 3,176 | | | $ | 2,968 | |
天然氣成本 | | 333 | |
| 238 | | | 146 | |
生產費用 | | $ | 4,076 | | | $ | 3,414 | | | $ | 3,114 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
($/bbl) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
生產費用，不包括天然氣成本(1) | | $ | 23.91 | |
| $ | 19.45 | | | $ | 19.50 | |
天然氣成本(2) | | 2.13 | |
| 1.46 | | | 0.96 | |
生產費用(3) | | $ | 26.04 | | | $ | 20.91 | | | $ | 20.46 | |
銷售量(桶/天) | | 428,820 | |
| 447,230 | | | 415,741 | |
(1)按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷售量。
(2)計算方法為天然氣成本除以銷售量。
(3)計算方法為生產費用除以銷售量。
2022年的生產費用為每桶26.04美元，比2021年的每桶20.91美元增加了25%(2020年-每桶20.46美元)。與2021年相比，2022年每桶的生產費用增加，主要反映了能源和維護服務成本的增加以及生產量的下降。
損耗、折舊和攤銷--油砂開採和升級
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每桶金額) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
損耗、折舊和攤銷 | | $ | 1,822 | |
| $ | 1,838 | | | $ | 1,784 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
$/bbl(1) | | $ | 11.64 | |
| $ | 11.26 | | | $ | 11.73 | |
(1)折舊、折舊和攤銷除以銷售量計算。
2022年的損耗、折舊和攤銷費用為每桶11.64美元，較2021年的每桶11.26美元(2020年-每桶11.73美元)增長3%，反映出2022年產量下降。
資產報廢債務增加-油砂開採和升級
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括每桶金額) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
資產報廢債務增加 | | $ | 70 | |
| $ | 57 | | | $ | 72 | |
$/bbl(1) | | $ | 0.45 | |
| $ | 0.35 | | | $ | 0.47 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
(1)計算方法為資產報廢債務增量除以銷售量。
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年的資產報廢債務增加費用為每桶0.45美元，比2021年的每桶0.35美元增加了29%(2020年-每桶0.47美元)。2022年每桶資產報廢債務增值費用從2021年開始增加，主要反映了2022年期間對資產報廢債務進行的成本估計和貼現率修訂的影響。
中游與煉油
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| 產品銷售 | | | | | | |
| 中游活動 | | $ | 80 | |
| $ | 78 | | | $ | 83 | |
| NWRP、成品油銷售等 | | 906 | | | 681 | | | 202 | |
| 細分收入 | | 986 | | | 759 | | | 285 | |
更少： | |
|
|
| | |
| NWRP，煉油費用 | | 247 | | | 213 | | | 166 | |
中游活動 | | 24 | |
| 21 | | | 18 | |
| 生產費用 | | 271 | | | 234 | | | 184 | |
| NWRP、運輸和原料成本 | | 691 | | | 550 | | | 181 | |
折舊 | | 16 | |
| 15 | | | 15 | |
| 來自西北地區的收入 | | — | | | (400) | | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
分段收益(虧損) | | $ | 8 | | | $ | 360 | | | $ | (95) | |
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。該公司約25%的重質原油生產通過100%擁有和運營的ECHO和Pelica Lake管道輸送到國際主線液體管道。中游管道資產所有權使公司能夠控制運輸成本，賺取第三方收入，並管理重質原油的營銷。
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年超低硫柴油和其他精煉產品的產量平均為58,351 BOE/d(公司為14,588 BOE/d)，反映了年內的扭虧為盈活動(2021-69,713 BOE/d；17,428 BOE/d)。
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西北煉油公司50%的合夥權益全部轉讓給了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。新世界銀行註銷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%，從而降低了新世界銀行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的5.55億美元次級債務預付款。此外，該公司在2021年期間從NWRP獲得了4億美元的分銷。
為了促進優化交易，NWRP發行了5億美元的1.20%系列L系列優先擔保債券，2023年12月到期的5億美元2.00%系列M系列優先擔保債券，10億美元2031年6月到期的2.80%系列N系列優先擔保債券，以及6億美元2051年6月到期的3.75%O系列優先擔保債券。
在2022年期間，西北太平洋銀行擴大了其30億美元的銀團信貸安排，並將其增加到31.75億美元。信貸安排的循環部分增加到21.75億美元，其中1.18億美元將於2023年6月到期，20.57億美元將於2025年6月到期。延長了10億美元的非循環信貸安排部分，其中6000萬美元將於2023年6月到期，9.4億美元將於2025年6月到期。2022年期間，西北太平洋銀行還設立了一項1.5億美元的貸款，以支持信用證。截至2022年12月31日，新世界銀行在銀團信貸安排下的借款為23.18億美元(2021年12月31日-19.81億美元)。
截至2022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5.51億美元(2021年至5.62億美元)。2022年從NWRP收回的未確認權益損失份額為1100萬美元(2021年--未確認權益損失900萬美元和合夥企業分配4億美元；2020年--未確認權益損失9400萬美元)。
公司和其他
行政管理費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
費用(百萬美元) | | $ | 415 | |
| $ | 366 | | | $ | 391 | |
$/BOE(1) | | $ | 0.88 | |
| $ | 0.81 | | | $ | 0.92 | |
銷售量(BOE/d)(2) | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | | | 1,166,862 | |
(1)計算方法為管理費用除以銷售量。
(2)公司總銷售量。
2022年的管理費用為每個京東方0.88美元，比2021年的每個京東方0.81美元增加了9%(2020年-每個京東方0.92美元)。與2021年相比，2022年每個京東方的行政費用增加，主要是由於人員成本上升，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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
費用(回收) | | $ | 804 | |
| $ | 514 | | | $ | (82) | |
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。
2022年，公司確認了8.04億美元的基於股票的薪酬支出，這主要是由於對未償還股票期權的公允價值進行了計量，這些公允價值涉及以前時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1.01億美元支出包括在2022年的基於股份的薪酬支出中(2021年--支出7900萬美元；2020年--2100萬美元)。
利息和其他融資費用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括實際利率) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| 利息和其他融資費用 | | $ | 549 | |
| $ | 711 | | | $ | 756 | |
利息收入及其他(1) | | 121 | | | 32 | | | 72 | |
資本化利息(1) | | — | |
| — | | | 24 | |
| | | | | | |
長期債務和租賃負債的利息 (1) | | $ | 670 | | | $ | 743 | | | $ | 852 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
平均流動和長期債務 (2) | | $ | 13,986 | | | $ | 18,935 | | | $ | 22,446 | |
平均租賃負債(2) | | 1,531 | | | 1,619 | | | 1,708 | |
平均長期債務和租賃負債(2) | | $ | 15,517 | |
| $ | 20,554 | | | $ | 24,154 | |
平均有效利率 (3) (4) | | 4.3% | | 3.5% | | 3.5% |
| | | | | | |
每美元/京東方的利息和其他融資費用 (5) | | $ | 1.17 | | | $ | 1.58 | | | $ | 1.77 | |
銷售量(BOE/d) (6) | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | | | 1,166,862 | |
(1)項目是利息和其他融資費用的組成部分。
(2)有關期間內未償還的流動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，並且不應被視為替代或比公司經審計的綜合財務報表中提出的最直接可比財務指標更有意義，如適用，以此作為公司業績的指標。
(4)計算方法為長期債務和租賃負債的利息總額除以各自期間的平均長期債務和租賃負債餘額。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。
(5)計算方法為利息和其他融資費用除以銷售量。
(6)公司總銷售量。
2022年每個京東方的利息和其他融資費用從2021年的每個京東方1.58美元下降到每個京東方1.17美元(2020年-每個京東方1.77美元)。2022年每個京東方的利息和其他融資費用比2021年有所下降，主要是由於2022年的債務水平較低，以及推遲的PRT恢復的應計利息。
本公司2022年的平均有效利率為4.3%，較2021年有所增加，主要是由於2022年期間持有的浮動利率債務的現行利率較高。
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | |
| 外幣合同 | | $ | (37) | | | $ | 1 | | | $ | 16 | |
天然氣金融工具(1) | | 13 | | | 17 | | | 16 | |
原油和NGL金融工具(1) | | 17 | | | (1) | | | — | |
已實現(收益)損失淨額 | | (7) | | | 17 | | | 32 | |
| 外幣合同 | | (16) | | | 6 | | | (3) | |
天然氣金融工具(1) | | (10) | | | 11 | | | (36) | |
原油和NGL金融工具(1) | | (2) | | | 2 | | | — | |
未實現(收益)淨虧損 | | (28) | | | 19 | | | (39) | |
淨(得)損 | | $ | (35) | | | $ | 36 | | | $ | (7) | |
(1)商品金融工具分別於2021年及2020年收購暴風資源有限公司(“暴風”)及彩馬能源有限公司(“彩馬”)。
2022年期間，已實現的風險管理淨收益與外幣合同結算有關，但被天然氣金融工具、原油和NGL金融工具的損失部分抵消。該公司2022年的風險管理活動錄得淨未實現收益2,800萬美元(税後2,500萬美元為300萬美元)(2021-1,900萬美元未實現虧損，1,600萬美元税後300萬美元；2020-3,900萬美元未實現收益，3,100萬美元税後800萬美元)。
有關截至2022年12月31日的未償還衍生金融工具的進一步詳情，已於本公司經審核綜合財務報表附註19披露。
外匯
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
已實現(收益)損失淨額 | | $ | (114) | | | $ | 78 | | | $ | (159) | |
未實現淨虧損(收益) | | 852 | | | (205) | | | (116) | |
淨虧損(收益)(1) | | $ | 738 | | | $ | (127) | | | $ | (275) | |
(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年的淨已實現外匯收益主要是由於以美元或英鎊計價的營運資本項目結算的匯率波動，以及2022年期間5.5億美元交叉貨幣互換的結算。2022年的未實現淨匯兑虧損主要與加元相對於未償美元債務走軟的影響，以及5.5億美元交叉貨幣互換的收益因2022年結算而重新歸類為已實現外匯的影響。2022年12月31日美元/加元匯率為0.7389美元(2021年12月31日-0.7901美元，2020年12月31日-0.7840美元)。
所得税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括實際税率) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
北美 (1) | | $ | 2,789 | | | $ | 1,841 | | | $ | (245) | |
| 北海 | | 69 | | | 7 | | | (4) | |
| 非洲近海 | | 74 | | | 21 | | | 17 | |
| PRT-北海 | | (42) | | | (34) | | | (31) | |
| 其他税種 | | 16 | | | 13 | | | 6 | |
| 當期所得税 | | 2,906 | |
| 1,848 | | | (257) | |
| 遞延企業所得税 | | 302 | | | 399 | | | (181) | |
| 延期PRT-北海 | | (441) | | | — | | | — | |
| 遞延所得税 | | (139) | | | 399 | | | (181) | |
| 所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
| 税前收益(虧損) | | $ | 13,704 | | | $ | 9,911 | | | $ | (873) | |
淨收益(虧損)的有效税率(2) | | 20% | | 23% | | 50% |
| | | | | | |
(百萬美元，不包括實際税率) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
非經營性項目的税收效應(3) | | 964 | | | 5 | | | 29 | |
| 當前PRT-北海 | | 42 | | | 34 | | | 31 | |
| 其他税種 | | (16) | | | (13) | | | (6) | |
| 調整後淨收益(虧損)的有效税 | | $ | 3,757 | | | $ | 2,273 | | | $ | (384) | |
調整後的營業淨收益(虧損) (4) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
| 調整後的税前營業淨收益(虧損) | | $ | 16,620 | | | $ | 9,693 | | | $ | (1,140) | |
調整後的營業淨收益(虧損)的有效税率(5) (6) | | 23% | | 23% | | 34% |
(1)包括北美勘探和生產、油砂開採和升級以及中游和煉油領域。
(2)計算方法為當期所得税和遞延所得税除以税前收益(虧損)之和。
(3)包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理、放棄支出回收、可回收費用、Keystone XL管道撥備以及調整後運營淨收益(虧損)中税率的立法變化。
(4)非公認會計準則財務衡量標準。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(5)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，並且不應被視為替代或比公司經審計的綜合財務報表中提出的最直接可比財務指標更有意義，如適用，以此作為公司業績的指標。
(6)計算方法為調整後淨收益(虧損)除以調整後税前運營淨收益(虧損)的有效税。本公司為財務報表使用者提供調整後的經營淨收益(虧損)的有效税率，以評估公司核心業務活動的有效税率。
2022年和可比年度的淨收益(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)相關的公司所在國家的司法收入和税率差異的影響。
北海目前的企業所得税和2022年及以前期間的PRT包括PRT虧損結轉的影響，包括與公司在北海的平臺退役活動有關的支出。2022年遞延的PRT和所得税也反映了在損耗、折舊和攤銷中確認的可回收費用的影響。
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。
2022年，該公司提交了約2.83億美元(2021年至2.29億美元；2020年至2.46億美元)的科學研究和實驗開發申報，涉及符合加拿大所得税要求的研究和開發支出。
資本支出淨額(1) (2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百萬美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
探索與評價 | |
|
|
| | |
| 淨支出 | | $ | 36 | |
| $ | 12 | | | $ | 36 | |
財產處置淨額 | | (3) | | | (11) | | | (31) | |
總勘探和評估 | | 33 | | | 1 | | | 5 | |
物業、廠房及設備 | | | | | | |
物業淨購置額(3) (4) | | 513 | |
| 1,112 | | | 536 | |
鑽井、完井和裝備 | | 1,545 | |
| 918 | | | 429 | |
生產及相關設施 | | 1,233 | |
| 802 | | | 580 | |
其他 | | 59 | |
| 64 | | | 60 | |
財產、廠房和設備合計 | | 3,350 | | | 2,896 | | | 1,605 | |
總勘探和生產 | | 3,383 | | | 2,897 | | | 1,610 | |
油砂開採與升級 | | | | | | |
項目成本 | | 294 | |
| 236 | | | 258 | |
可持續資本 | | 1,171 | |
| 1,035 | | | 839 | |
週轉成本 | | 287 | |
| 145 | | | 196 | |
| | | | | | |
財產處置淨額 | | (40) | |
| — | | | — | |
其他(5) | | 7 | |
| 331 | | | 30 | |
全油砂開採與升級 | | 1,719 | | | 1,747 | | | 1,323 | |
中游與煉油 | | 9 | |
| 9 | | | 5 | |
總公司 | | 25 | |
| 23 | | | 19 | |
放棄支出，淨額 (2) | | 335 | |
| 232 | | | 249 | |
資本支出淨額 | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
按細分市場 | | | | | | |
北美(3) (4) | | $ | 3,133 | |
| $ | 2,662 | | | $ | 1,389 | |
北海 | | 126 | |
| 173 | | | 122 | |
非洲近海 | | 124 | |
| 62 | | | 99 | |
油砂開採與升級 | | 1,719 | |
| 1,747 | | | 1,323 | |
中游與煉油 | | 9 | |
| 9 | | | 5 | |
總公司 | | 25 | |
| 23 | | | 19 | |
放棄支出，淨額 (2) | | 335 | | | 232 | | | 249 | |
| 資本支出淨額 | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
(1)淨資本支出不包括租賃資產以及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衡量標準。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)包括7.71億美元的現金對價和2021年收購Storm時承擔的1.83億美元長期債務的清償。
(4)包括現金代價1.11億美元和清償2020年收購Painted Pony時承擔的3.97億美元長期債務。
(5)包括在2021年收購現有油砂租賃5%的淨附帶權益。
該公司的戰略重點是建立一個多元化的資產基礎，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。
2022年淨資本支出為54.71億美元，而2021年為49.08億美元。2022年淨資本支出包括基本資本支出 (1)39.56億美元和戰略增長資本支出 (1)10.45億美元，根據公司的資本預算。該公司還完成了戰略收購 (1)在2022年期間達到4.7億美元。
(1)項目是淨資本支出的一個組成部分。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。
2023年基本建設預算
2022年11月30日，公司公佈了2023年基礎資本預算(1) 目標約為41.9億美元。預算還包括大約10.2億美元的增量戰略增長資本，目標是在2023年以後在公司的勘探和生產部門增加額外的產量和產能增長，以及長期使用壽命低下降的原地熱能和油砂開採和升級資產。
2023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)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(淨井數) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
淨成功的原油井(3) | | 317 | |
| 149 | | | 42 | |
淨成功天然氣井 | | 72 | |
| 49 | | | 30 | |
乾井 | | 1 | |
| 1 | | | — | |
總計 | | 390 | | | 199 | | | 72 | |
成功率 | | 99% |
| 99% | | 100% |
(1)包括北美和國際業務部門的鑽探活動。
(2)2022年期間，公司在油砂開採和升級部分淨鑽探了373口地層井和5口維修井，在公司的熱油項目中鑽進了18口地層井和53口維修井，在艾伯塔省西北部鑽了3口維修井。
(3)包括瀝青井。
北美
2022年，公司共完成淨天然氣井72口、原生稠油淨井176口、鵜鶘湖稠油淨井6口、瀝青(熱油)淨井104口、輕質原油淨井32口。
流動性與資本資源
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括比率) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
調整後的營運資本(1) | | $ | (1,190) | |
| $ | (480) | | | $ | 626 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
長期債務，淨額 (2) | | $ | 10,525 | | | $ | 13,950 | | | $ | 21,269 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
股東權益 | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | | | $ | 32,380 | |
| | | | | | |
債務與賬面資本之比(2) | | 22% |
| 27% | | 40% |
平均使用資本的税後回報 (3) | | 22% |
| 16% | | —% |
(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)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
截至2022年12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和債務資本市場的准入。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“商業環境”部分和“風險和不確定因素”部分討論的因素。此外，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，在其持續的對衝政策的實施、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。
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：
▪監測業務活動的現金流，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，並酌情采取其他緩解措施，將違約事件的影響降至最低；
(1)前瞻性非公認會計準則財務衡量標準。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。
▪積極管理維護和增長資本的分配，確保審慎、適當地使用這些資本，並靈活地根據市場情況進行調整。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；
▪監督公司履行到期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2021年期間，10億美元原定於2022年2月到期的非循環定期信貸安排被延長至2023年2月。此外，在2021年，該貸款得到了全額償還和修改，以允許在2022年3月31日之前重新提取全部10億美元。於2022年期間，本公司償還並註銷了10億美元定期信貸安排中的5億美元非循環部分，將剩餘的安排減少至2023年2月到期的5億美元循環安排，並將該安排由2023年2月延長至2024年2月。
◦2021年，本公司償還了2023年2月到期的26.5億美元非循環定期信貸安排中的15億美元，使未償還餘額減少到11.5億美元。於2022年，本公司償還並註銷將於2023年2月到期的11.5億美元非循環定期信貸安排。
◦於2022年，本公司終止了與其北海業務相關的500萬GB即期信貸安排。
◦於2021年期間，本公司將原先於2022年6月及2023年6月到期的24.25億美元循環信貸安排分別延長至2024年6月及2025年6月，並分別增加7,000萬美元。根據延期條款，經雙方同意，7,000萬美元的原始循環信貸安排未予延期，將分別於原到期日2022年6月和2023年6月到期。經本公司及貸款人共同同意，循環銀團信貸安排每年可予延長。如果貸款不延期，未償還本金的全部金額將在到期日償還。本公司循環定期信貸安排下的借款可參考加拿大元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、倫敦銀行同業拆息、美國基本利率或加拿大最優惠利率定價。
◦2021年期間，償還了非循環定期信貸安排30.88億美元的未償還餘額，並取消了該安排。
◦該公司在其美國商業票據計劃下的借款被授權最高可達25億美元。本公司根據其循環銀行信貸安排為本計劃下的未償還金額預留能力。
◦本公司非循環定期信貸安排下的借款可參考加拿大元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、倫敦銀行同業拆息、SOFR、美國基本利率或加拿大最優惠利率定價。
◦於2022年，本公司通過市場購買償還了4.98億美元的中期票據，利率在1.45%至3.55%之間，原定於2023年至2028年到期。
◦2022年，公司償還了10億美元3.31%的中期票據。
◦在2021年期間，公司提交了一份基礎架招股説明書，允許不時在加拿大出售高達30億美元的中期票據，該中期票據將於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。
◦在2022年期間，公司提前償還了10億美元2.95%的債務證券，原定於2023年1月15日到期。
◦2021年，公司償還了5億美元3.45%的債務證券。
◦在2021年期間，該公司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，該要約將於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12月31日，本公司有55.2億美元的未提取循環銀行信貸安排。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約69.31億美元的流動資金。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。
於2022年期間，本公司結算了5.5億美元交叉貨幣互換，指定作為部分於2038年3月到期的11億美元6.25%美元債務證券的現金流量對衝。該公司在和解時實現了1.58億美元的現金收益。截至2022年12月31日，該公司沒有未償還的交叉貨幣掉期合同。截至2022年12月31日，沒有任何外幣合約被指定為現金流對衝。
長期債務，截至2022年12月31日的淨額為105.25億美元，導致債務與賬面資本之比(1)22%(2021年12月31日-27%，2020年12月31日-40%)；這一比率低於管理層使用的25%至45%的內部範圍。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12月31日的長期債務的進一步細節，請參閲本公司經審計的綜合財務報表附註11。
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12月31日，本公司遵守了本公約。
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12月31日尚未償還的商品衍生金融工具的進一步詳情，請參閲本公司經審核綜合財務報表附註19。
截至2022年12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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 少於 1年 | | 1到小於 2年 | | 2到小於 5年 | | 此後 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
長期債務(1) | $ | 404 | | | $ | 1,009 | | | $ | 3,757 | | | $ | 6,344 | |
其他長期負債(2) | $ | 247 | | | $ | 156 | | | $ | 416 | | | $ | 724 | |
利息和其他融資費用(3) | $ | 584 | | | $ | 577 | | | $ | 1,410 | | | $ | 3,790 | |
(1)長期債務僅代表本金償還，不反映利息、原始發行折扣和溢價或交易成本。
(2)包括在其他長期負債內的租賃付款僅反映本金付款，如下：一年以下為2.44億美元；一至兩年以下為1.56億美元；兩年至五年以下為4.16億美元；此後為7.24億美元。
(3)包括長期債務和其他長期負債的利息和其他融資費用。付款是根據截至2022年12月31日的適用利息和外匯匯率估計的。
股本
截至2022年12月31日，已發行普通股數量為1,102,636,000股(2021年12月31日-1,168,369,000股)，已發行股票期權為31,150,000股。截至2023年2月28日，公司有1,099,741,000股流通股和31,902,000股流通股。
2023年3月1日，董事會批准將季度股息增加6%，至每股普通股0.90美元，從2023年4月5日支付的股息開始。
2022年11月2日，董事會批准從2023年1月5日支付的股息開始，將季度股息增加13%，至每股普通股0.85美元。
2022年8月3日，董事會批准於2022年8月31日支付每股普通股1.50美元的特別股息。
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。2021年11月3日，董事會批准將季度股息增加25%，至每股普通股0.5875美元。2021年3月3日，董事會批准將季度股息從每股普通股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，本公司通過多倫多證券交易所(“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(“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個月內，該公司的申請獲得批准。
2022年，公司以每股72.03美元的加權平均價購買了77,338,200股普通股，總成本為55.71億美元。留存收益減少了48.68億美元，即普通股收購價超過其平均賬面價值的部分。自2022年12月31日起至2023年2月28日止(包括該日)，本公司以每股普通股加權平均價77.72美元購入6,000,000股普通股，總成本為4.66億美元。
2023年3月1日，董事會批准了一項決議，授權本公司向多倫多證券交易所提交意向通知，以正常程序發行人投標的方式購買其已發行和已發行普通股最多10%的公眾流通股(根據多倫多證券交易所的規則確定)。如果多倫多證券交易所接受意向通知，購買將通過多倫多證券交易所、加拿大替代交易平臺和紐約證券交易所的設施進行。
(1)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。
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12月31日的承諾：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此後 |
產品運輸和加工(1) | $ | 1,171 | | $ | 1,349 | | $ | 1,168 | | $ | 1,102 | | $ | 1,052 | | $ | 11,095 | |
西北紅水合作夥伴服務通行費(2) | $ | 151 | | $ | 152 | | $ | 151 | | $ | 133 | | $ | 118 | | $ | 4,884 | |
近海船舶和設備 | $ | 44 | | $ | 35 | | $ | — | | $ | — | | $ | — | | $ | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
現場設備和電力 | $ | 36 | | $ | 27 | | $ | 24 | | $ | 23 | | $ | 22 | | $ | 215 | |
其他 | $ | 23 | | $ | 24 | | $ | 21 | | $ | 16 | | $ | — | | $ | — | |
(1)包括與跨山管道擴建的20年產品運輸協議有關的承諾。
(2)根據加工協議，該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28.63億美元的利息，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。
儲量
於截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司聘請獨立合資格儲量評估師評估及審核本公司所有已探明儲量及總探明儲量及可能儲量。評估和審查是根據加拿大石油和天然氣評估手冊(“COGE手冊”)中的標準進行和準備的，並根據國家文書51-101-石油和天然氣活動披露標準(“NI 51-101”)要求披露。
以下是公司截至2022年12月31日的總探明儲量和總探明儲量加上可能儲量的對賬單，使用的是預測價格和成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已證明的總數 | 輕質和中等 原油 | | 主要 重的 原油 | | 鵜鶘湖 重的 原油 | | 瀝青(熱瀝青) 石油) | | 合成的 原油 | | 天然氣 | | 天然氣液體 | | 桶 關於石油的 等價物 |
| | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
2021年12月31日(1) | 300 | | | 169 | | | 270 | | | 2,631 | | | 6,998 | | | 12,168 | | | 418 | | | 12,813 | |
新發現 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
延拓 | 3 | | | 14 | | | — | | | 262 | | | — | | | 290 | | | 13 | | | 339 | |
加密鑽井 | 7 | | | 5 | | | — | | | — | | | — | | | 218 | | | 19 | | | 68 | |
提高了恢復能力 | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 37 | | | — | | | — | | | 40 | |
收購 | — | | | — | | | — | | | 431 | | | — | | | 249 | | | 25 | | | 498 | |
性情 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
經濟因素 | 10 | | | 6 | | | 4 | | | — | | | — | | | 446 | | | 9 | | | 103 | |
技術修訂 | (61) | | | 11 | | | 6 | | | 50 | | | (6) | | | 1,019 | | | 23 | | | 194 | |
生產 | (28) | | | (25) | | | (18) | | | (92) | | | (155) | | | (763) | | | (22) | | | (468) | |
2022年12月31日(1) | 231 | | | 179 | | | 262 | | | 3,284 | | | 6,873 | | | 13,627 | | | 486 | | | 13,587 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已證明的總加價 很有可能 | 輕質和中等 原油 | | 主要 重的 原油 | | 鵜鶘湖 重的 原油 | | 瀝青(熱瀝青) 石油) | | 合成的 美國原油 | | 天然氣 | | 天然氣液體 | | 桶 關於石油的 等價物 |
| (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
2021年12月31日(1) | 424 | | | 249 | | | 388 | | | 4,337 | | | 7,535 | | | 20,249 | | | 643 | | | 16,950 | |
新發現 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
延拓 | 4 | | | 26 | | | — | | | 337 | | | — | | | 829 | | | 35 | | | 539 | |
加密鑽井 | 10 | | | 8 | | | — | | | — | | | — | | | 344 | | | 26 | | | 100 | |
提高了恢復能力 | — | | | — | | | 1 | | | 2 | | | 50 | | | — | | | — | | | 52 | |
收購 | — | | | — | | | — | | | 551 | | | — | | | 588 | | | 72 | | | 722 | |
性情 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
經濟因素 | 10 | | | 7 | | | 3 | | | — | | | — | | | 528 | | | 11 | | | 120 | |
技術修訂 | (100) | | | 8 | | | 2 | | | 50 | | | (20) | | | 495 | | | 8 | | | 29 | |
生產 | (28) | | | (25) | | | (18) | | | (92) | | | (155) | | | (763) | | | (22) | | | (468) | |
2022年12月31日(1) | 320 | | | 272 | | | 376 | | | 5,186 | | | 7,408 | | | 22,270 | | | 772 | | | 18,046 | |
(1)由於四捨五入的原因，儲量數據表中的信息可能無法添加。由於四捨五入的原因，所提供的BoE值可能不會計算。
截至2022年12月31日，已探明原油、瀝青(熱油)和天然氣液化石油氣總儲量為11,316 MMbbl，已探明加可能原油、瀝青(熱油)和天然氣液化石油氣總儲量為14,334 MMbbl。總探明儲量的增加和修訂取代了2022年產量的256%。因勘探及開發活動、收購、處置及未來抵銷增加而增加的總探明儲量達818 Mbbl，而總探明加上可能儲量的增加則達1,120 Mbbl。主要由於技術修訂，總探明儲量的正修訂淨額為53Mbbl，總探明儲量加可能儲量的負修訂淨額為21Mbbl。
截至2022年12月31日，已探明天然氣總儲量為13,627 Bcf，總探明加上可能天然氣儲量為22,270 Bcf。新增和修訂的總探明儲量取代了2022年產量的291%。因勘探及開發活動、收購、處置及未來抵銷增加而增加的總已探明儲量達757個基準點，而總探明及可能儲量合共增加1,761個基準點。
主要由於技術修訂和經濟因素，總已探明儲量的淨正修訂為1,465 Bcf。主要由於經濟因素和技術修訂，總已探明儲量加上可能儲量的淨正修訂為1,023 Bcf。
本公司董事會儲量委員會已與本公司每一位獨立合格儲量評估師會面並進行獨立盡職調查程序，以審查每一位評估師在確定公司剩餘儲量未來淨收入的估計數量和相關淨現值時所使用的資格和程序。額外儲量信息每年在AIF中披露。
本公司每年根據美國財務會計準則委員會第932號專題“採掘活動-石油和天然氣”，在提交給美國美國證券交易委員會的Form 40-F年度報告和本公司年度報告的“油氣補充信息”部分披露已探明淨儲量和使用12個月平均價格和當前成本對未來淨現金流進行貼現的標準化計量。
風險和不確定性
本公司在原油、天然氣和天然氣的勘探、開發、生產和銷售以及將瀝青開採、提煉和升級為上海合作組織的過程中面臨各種固有的經營風險。這些固有風險包括但不限於以下幾點：
▪原油和天然氣、天然氣和成品油的現行價格波動；
▪能夠以合理的成本發現、生產和替換儲量，無論是來自勘探、提高採收率還是收購，包括因經濟和技術因素而修訂儲量的風險。準備金修訂可能對資產估值、ARO和損耗率產生積極或消極影響；
▪儲集層質量和儲量估算的不確定性；
▪與批准勘探和開發活動有關的監管風險，這可能增加成本或導致項目延誤；
▪與確保以及時和具有成本效益的方式完成基本項目所需的人力有關的勞工風險；
▪勘探、生產和銷售原油、天然氣以及開採、提煉和升級公司瀝青產品過程中存在的經營風險和其他困難；
▪整合被收購公司和資產的業務和運營的時機和成功；
▪與銷售合同不付款或合同對手方不履行有關的信用風險，包括作為套期保值計劃一部分的衍生金融工具和實物銷售合同；
▪與公司以商業上可接受的條款獲得融資的能力相關的利率風險；
▪匯率波動對公司以美元計價的債務和主要基於美元計價基準的銷售收入的影響造成的外匯風險；
▪與包括温室氣體在內的勘探和開發活動有關的環境影響風險；
▪與環境監管有關的未來立法和監管動態，包括但不限於温室氣體履約成本和減排目標；
▪向低碳經濟轉變的時間和速度是不確定的，如果金融機構、投資者、保險公司、評級機構和/或貸款人採取更嚴格的脱碳政策，獲得保險和資本的能力可能會受到不利影響；
▪政府、監管當局和其他利益相關者可能採取的行動，這些行動可能會在公司開展業務的司法管轄區造成成本或限制，包括但不限於對生產的限制以及監管過程的確定性和時間表；
▪與公司所在地區的政府或政府政策變化、社會不穩定以及其他政治、經濟或外交發展相關的地緣政治風險；
▪改變特許權使用費制度；
▪因意外事件造成的業務中斷，如火災或爆炸，無論是人為錯誤還是自然造成的，嚴重的風暴和其他災難性的自然行為，井噴，凍結，設施和基礎設施的機械或設備故障，以及其他影響公司或其運營或資產直接或間接影響公司的其他方的類似事件，以及可能或可能無法在財務上收回的；
▪流行病或流行病，如新冠肺炎，有可能通過以下方式擾亂公司的運營、項目和財務狀況：當地或全球供應鏈和運輸服務中斷；或因影響公司在當地社區、勞動力營地或運營地點的勞動力池的隔離而造成的人力損失；或由當地衞生當局作為預防措施實施的隔離；任何一種情況都可能要求公司根據潛在疫情的程度和嚴重性以及受影響的地區或業務而暫時減少或關閉業務。根據嚴重程度，大規模疫情或大流行可能影響國際大宗商品需求，並對公司實現的價格產生相應影響，這可能對公司的財務狀況產生重大不利影響；
▪確保產品得到適當運輸的能力，這可能受到管道限制、第三方建造新管道或擴大現有管道能力和其他因素的影響；
▪公司產品進入市場的機會；
▪公司的信息技術系統及相關數據和控制系統發生重大中斷或故障的風險，或可能對公司運營產生不利影響的重大漏洞；
▪與公司履行到期財務義務的能力或以合理價格及時清算資產的能力有關的流動性風險；以及
▪其他影響收入和費用的情形。
該公司使用各種手段尋求減輕和/或最大限度地減少這些風險。本公司維持一項全面的財產損失及業務中斷保險計劃，以降低風險。通過將工作重點放在具有高度工作利益的大型核心領域並承擔關鍵設施的運營權，可以加強業務控制。產品結構多樣化，包括生產天然氣和生產各種等級的原油。該公司認為，與對一種商品過度槓桿化相比，這種多元化降低了價格風險。銷售原油和天然氣的應收賬款主要面向原油和天然氣行業的客户，存在正常的行業信用風險。本公司尋求通過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來管理這些風險，並在適當時確保父母擔保或信用證到位，並在適當情況下采取其他緩解措施，將違約事件的影響降至最低。衍生金融工具定期被用來幫助確保實現目標，並管理大宗商品價格、外匯和利率敞口。如果衍生金融工具的交易對手不履行合約，本公司可能會蒙受損失；然而，本公司尋求通過與基本上都是投資級金融機構的交易對手簽訂協議來管理這一信用風險。有關本公司金融工具的安排及政策會不斷檢討，並可能因應當時的市況而有所改變。流動性風險的管理要求公司保持足夠的現金和現金等價物以及其他資本來源，主要包括經營活動的現金流量、可用的信貸安排、商業票據和進入債務資本市場的機會，以在到期時履行債務。該公司實施了網絡安全協議和程序，旨在降低公司信息技術系統以及相關數據和控制系統發生故障或重大破壞的風險。
該公司擁有安全、完整和環境管理體系，以安全、高效和環境可持續的方式回收和處理原油和天然氣資源，並降低風險。
該公司的資本結構組合也受到持續監測，以確保其優化靈活性，最大限度地降低成本，並提供最大的增長機會。這包括確定合理的債務水平和可能存在的任何利率敞口風險。
欲瞭解有關公司風險和不確定性的更多詳情，請參閲公司截至2022年12月31日的年度AIF。
環境
公司有一份關於環境管理的公司聲明，其中確認環境管理是公司的基本價值。該公司繼續投資於人員、成熟的和新的技術、設施和基礎設施，以環境可持續的方式高效地回收和處理原油和天然氣資源。在新的項目設計和運營中對環境、社會、經濟和健康的考慮因素進行評估，以改善環境績效。採用過程來避免、減輕、最小化或補償環境影響。該公司與當地社區合作，考慮在其運營附近使用土地的人的利益和價值，並在適當的情況下調整項目，以認識到這些問題。
原油和天然氣行業正在經歷與遵守環境法規有關的成本遞增，特別是在北美和北海。現有和預期的法律和法規可能要求公司解決和減輕其活動對環境的影響。該公司已制定流程，以滿足所有現有的環境標準和法規，並已在其資本支出預算中計入適當金額，以繼續滿足當前的環境保護要求。日益嚴格的法律法規可能會對公司未來的淨收益產生不利影響。
該公司相關的環境風險管理戰略包括與立法者和監管機構就任何新的或修訂的政策、立法或法規進行合作，以反映可持續發展的平衡方法。針對現有或新立法的具體措施包括關注公司的能源效率、空氣排放管理、水管理和土地管理，以將幹擾影響降至最低。公司的環境風險管理戰略採用環境管理計劃(以下簡稱“計劃”)。作為風險管理的一部分，公司通常通過與行業合作伙伴、政府和研究機構的合作努力，開發、評估和實施將改善環境績效的技術和創新實踐。該計劃的細節以及業績結果每季度提交董事會，並由董事會審查。
該計劃和公司的運營指南側重於將運營的影響降至最低，同時滿足監管要求、空氣質量和排放、地下水和地表水以及生物多樣性的區域管理框架、行業運營標準和指南以及公司內部標準。對操作員和承包商的培訓和盡職調查是公司環境管理計劃的有效性和防止環境保護事故發生的關鍵。作為該計劃的一部分，該公司實施了積極主動的計劃，包括：
▪環境規劃，以評估影響並實施規避和緩解方案，以維護陸地和水生系統以及高價值生態系統的生物多樣性；
▪繼續評估減少環境影響的新技術，包括支持加拿大油砂創新聯盟(油砂創新聯盟)、路徑創新機構、加拿大石油技術聯盟(“PTAC”)和其他研究機構；
▪通過實施各種CO來緩解公司的氣候變化影響2 減排和碳捕獲項目，包括：CO2用於提高採收率、一氧化碳的注入2向尾礦和Quest碳捕獲和儲存設施注入甲烷；甲烷排放減少計劃，包括減少甲烷排放的溶液氣體保護計劃；減少氣動設備甲烷排放的設備改造計劃；以及公司設施的效率優化；
▪水計劃，以提高使用效率和循環率，並減少淡水使用；
▪對所有熱力就地作業和採礦作業進行地下水監測；
▪在整個公司運營中實施有效的回收和退役計劃。在北美，大片毗連土地的良好廢棄和逐步開墾為加強生物多樣性和功能性野生動物棲息地奠定了基礎。在該公司的國際業務中，穆爾奇森和尼尼安北部的退役活動已經完成，班夫和凱爾的退役活動也在推進；
▪油砂開採中的尾礦管理，最大限度地減少細粒尾礦，促進逐步復墾；
▪監測方案，以評估生物多樣性、野生動物和漁業的變化，以管理建設和運營影響，並評估填海成功；
▪參與和支持區域重要資源油砂監測項目；
▪積極的溢油預防和管理方案；
▪支持區域氣庫監測排放及其沉積情況；以及
▪內部環境管理體系，用於運營設施的合規性審計和檢查計劃。
本公司的資產報廢債務預計將在大約60年的時間內持續清償，並已使用5.6%的加權平均貼現率進行折現(2021年-4.0%；2020年-3.7%)。2022年，公司的資本支出包括4.49億美元 放棄支出(3.35億美元--放棄支出淨額)(2021年--3.07億美元；2020年--2.49億美元)。有關放棄支出的詳細信息，請參閲本MD&A的“非公認會計準則和其他財務措施”一節，淨額。本公司於2022年12月31日的預估折現ARO如下：
| | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | 2022 | | 2021 |
勘探和生產 | | | |
北美 | $ | 4,326 | | | $ | 4,021 | |
| 北海 | 1,011 | | | 821 | |
| 非洲近海 | 143 | | | 170 | |
油砂開採與升級 | 1,427 | | | 1,793 | |
中游與煉油 | 1 | | | 1 | |
| $ | 6,908 | | | $ | 6,806 | |
貼現的ARO是基於對廢棄和恢復油井、生產設施、礦場、升級設施和尾礦以及海上生產平臺的未來成本的估計。影響成本的因素包括鑽井的數量、井深、設施大小和具體的環境法規。估計的未來成本是根據現行法律、行業運作慣例和預期的廢棄時間對當前成本進行的估計。
2021年，艾伯塔省能源監管機構(“AER”)宣佈了一個新的責任管理框架，強制要求公司關閉不活躍的油井和設施。這些目標於2022年1月1日生效。在2022年期間，AER增加了強制性目標。同樣在2022年，薩斯喀徹温省政府推出了非活動負債減少計劃，不列顛哥倫比亞省政府更新了休眠和關閉條例，這些條例為這些省份的非活動油井和設施的退役和恢復提供了強制性目標。該公司已經根據設定和預測的年度目標更新了對未來支出的預測，以清償其ARO負債。因此，公司截至2022年12月31日的ARO負債在虛增和貼現的基礎上有所增加，這是由於早先為清償與關閉非活躍油井和設施相關的負債而預測的支出。
温室氣體和其他排放
該公司擁有龐大、多元化和平衡的投資組合和風險管理戰略，其中包括綜合温室氣體減排戰略以及對技術和創新的投資，以提高其温室氣體業績。該公司的温室氣體綜合減排戰略包括：1)將減排整合到項目規劃和運營中；2)利用技術創造價值和提高績效；3)投資研發，支持與工業界、企業家、學術界和政府的合作；4)專注於持續改進，以推動長期減排；5)在碳捕獲、封存和儲存方面處於領先地位；6)參與政策和法規的制定(包括交易能力和抵消排放)；以及7)審查和開發新的商業機會和趨勢。
該公司正在參與Path，這是一個油砂生產商聯盟，與聯邦和省級政府共同努力，以實現到2050年油砂作業温室氣體淨零排放的目標，以幫助加拿大實現其氣候目標，包括其《巴黎協定》承諾和2050年淨零目標。
該公司正通過行業協會與加拿大立法者和監管機構合作，制定和實施新的温室氣體排放法律和法規，以支持減排並適當反映可持續發展的平衡方法。在內部，該公司正在推行一項綜合減排戰略，以確保它能夠遵守現有和未來的温室氣體和空氣污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的減排要求。該公司繼續制定戰略，使其能夠應對與新的温室氣體和空氣排放政策相關的風險和機遇。此外，公司正與有關各方合作，確保新政策鼓勵技術創新、能源效率和有針對性的研發，同時不影響競爭力。
該公司所在司法管轄區的政府已經或正在制定温室氣體法規，作為其國家和國際氣候變化承諾的一部分。該公司使用現有的温室氣體法規來確定合規成本對當前和未來項目的影響。該公司在其運營的司法管轄區內持續監測温室氣體法規的發展，以評估未來法規發展對公司運營和計劃項目的影響。在加拿大，聯邦政府已經批准了巴黎氣候變化協議，承諾到2030年將温室氣體排放量在2005年的基礎上減少40%-45%。加拿大政府還承諾限制和減少石油和天然氣行業的排放，進一步的細節將在2023年制定。2020年12月，聯邦政府宣佈打算在2030年將碳價格提高到170美元/噸。聯邦政府還在開發空氣污染物的綜合管理系統，併發布了與該公司運營的某些鍋爐、加熱器和壓縮機發動機有關的法規。此外，2022年，聯邦政府發佈了《清潔燃料條例》，適用於液體燃料(包括汽油、柴油、煤油以及輕質和重質燃料油)的生產商或進口商。
聯邦政府定期審查所有省份的碳定價監管制度，以評估各省制度是否符合聯邦《温室氣體污染價格法》。這種未來的審查可能會影響碳價格和/或省級系統的嚴格性。
自2020年1月1日起，《温室氣體條例》(《碳競爭力激勵條例》)被《技術創新與減排條例》(簡稱《TIER》)取代。TIER的覆蓋範圍已經擴大到包括該公司在艾伯塔省的所有資產(作為聯邦燃料費的替代方案)。2022年12月，艾伯塔省政府公佈了自2023年1月1日起生效的TIP變化，減少了該法規下設施的排放分配量。此外，擴大了等級內的排放覆蓋範圍，以包括所有等級監管設施的燃燒。艾伯塔省的碳價格在2022年為50美元/噸，排放超過分級監管限制，2023年為65美元/噸，與聯邦碳定價時間表一致。艾伯塔省政府已經公佈了2030年的碳定價時間表，該時間表與該時期的聯邦碳定價時間表保持一致。未運營的Scotford Upgrader和西北紅水瀝青升級機和煉油廠也必須遵守這些規定。
在不列顛哥倫比亞省，碳税目前被評估為每噸CO 50美元2E關於燃料消耗和天然氣在該省燃燒和排放的情況。不列顛哥倫比亞省政府實施了一項計劃(CleanBC計劃)，以部分緩解碳税增加對排放密集型貿易敞口(“Eite”)行業的影響。
作為其草原復原力計劃的一部分，薩斯喀徹温省政府有一項法規(《管理和減少温室氣體(標準和合規)法規》)適用於排放超過25千噸CO的設施2E年，並要求北唐格爾旗原地重油設施和Senlac原地重油設施達到2020年温室氣體排放的削減目標。這一規定還使低於門檻的設施能夠聚合並選擇加入薩斯喀徹温省的監管系統，作為聯邦燃料費的替代方案。
不列顛哥倫比亞省和薩斯喀徹温省政府已經宣佈，他們打算遵循聯邦碳定價時間表，相關法規預計將於2023年出臺。
在馬尼託巴省，聯邦基於產量的定價系統和碳定價時間表適用於排放量大於或等於10千噸CO的設施2E每年，聯邦燃料費適用於CO排放量低於10千噸的設施2E每年。
到2025年，聯邦政府承諾將石油和天然氣行業的甲烷排放量在2012年的基礎上減少40%至45%。聯邦政府的甲烷法規於2020年1月1日生效，並在全國範圍內適用，除非各省與聯邦政府達成對等協議，根據該協議，聯邦法規將不會在這些司法管轄區生效。不列顛哥倫比亞省、艾伯塔省和薩斯喀徹温省已經實施了省級甲烷法規，並與聯邦政府達成了對等協議。因此，適用的省級甲烷條例適用於西部三省，而聯邦甲烷條例適用於馬尼託巴省的甲烷排放。2022年，聯邦政府宣佈了一個擴大甲烷法規的框架，以實現到2030年至少在2012年的基礎上減少75%。法規草案預計將於2023年起草。
聯邦和省級正在制定空氣污染物標準和指南，該公司正在參與這些討論。正在審查環境空氣質量和基於部門的空氣排放減少情況。通過公司和行業與利益攸關方的參與，正在制定指導方針，採用與技術發展和運營要求相稱的結構化減排過程。
在英國，温室氣體法規自2005年以來一直有效。在英國國家分配計劃的第一階段(2005-2007)，該公司的運營低於其首席運營官2分配。在第二階段(2008-2012)公司的CO2分配減少到低於公司的運營排放量。第三階段(2013-2020)公司的CO2撥款進一步減少。隨着英國於2020年1月31日退出歐盟，新的英國排放交易計劃(ETS)於2021年1月1日啟動。新計劃目前與歐盟ETS規則保持一致，適用於能源密集型行業、發電行業和航空。公司繼續專注於實施CO2在其設施和交易機制上提供減排計劃的機會，以確保遵守目前生效的要求。
會計政策和準則
監管動態
2021年5月27日，加拿大證券管理人(“CSA”)宣佈通過NI 52-112及相關修正案。這項國家文書取代了以前CSA關於非GAAP措施的通知。NI 52-112規定了實體如何列報非GAAP和其他財務指標和比率。從2021年開始，這些要求適用於公司的MD&A和某些其他披露文件。
會計政策的變化
2020年5月，國際會計準則理事會發布了對“國際會計準則”第16號“財產、廠房和設備”的修正，要求在實體準備將資產用於其預期用途時出售所產生的物品所獲得的收益在淨收益中確認，而不是作為資產成本的減少確認。該等修訂於2022年1月1日通過，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
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。本MD&A和截至2022年12月31日的年度經審計的綜合財務報表包含了對公司重大會計估計的全面討論。
A)損耗、折舊及攤銷和減值
與勘探及評估原油及天然氣資產活動有關的勘探及評估(“E&E”)成本最初已資本化，幷包括與取得許可證、技術服務及研究、地震採集、勘探鑽探及評估、間接費用及行政費用及任何資產報廢成本估計直接相關的成本。在確定開採礦產資源的技術可行性和商業可行性之前，將繼續使用E&E資產。開採礦產資源的技術可行性和商業可行性被認為是在評估已探明儲量時確定的。與估算已探明儲量有關的判斷將在下文“原油和天然氣儲量”中介紹。
根據國際財務報告準則第6號“礦產資源的勘探和評估”，另一種可接受的勘探和勘探成本會計方法是，在獲得勘探區域的合法權利後發生的勘探乾井和地質和地球物理勘探成本，從所發生期間的淨收益中扣除，而不是將其計入勘探和勘探資產。
當事實及情況顯示E&E資產的賬面值可能超過其可收回金額時，將相關成本與按分部水平合計的相關現金產生單位(“CGU”)的公允價值進行比較，以測試E&E資產的減值。減值跡象包括租約即將到期、基準商品價格長期處於低位、估計可能儲量數量大幅下調、估計未來勘探或開發支出大幅增加或適用的立法或法規框架發生重大不利變化。釐定CGU的公允價值需要使用假設及估計，包括未來商品價格、預期生產量、儲備量、資產報廢責任、未來發展及生產成本、貼現率、所得税及氣候相關事宜的潛在影響，並符合相關政府法規。釐定可收回金額時所用假設的改變，可能會影響相關資產及現金流轉單位的賬面價值。
物業、廠房及設備按成本減去累計損耗及折舊及減值準備計量。勘探及生產環節的原油及天然氣性質均按單位產量法在已探明儲量之上耗盡，但主要成分除外，而主要成分在其估計可用年限內以直線方法折舊。單位產量損耗率考慮了迄今發生的支出，以及開發已探明儲量所需的未來估計開發支出。對已探明儲量的估計對淨收益有重大影響，因為它們是計算枯竭費用的關鍵投入。
當事件或情況變化顯示一項資產或一組資產的賬面價值可能無法收回時，本公司會評估物業、廠房及設備的減值折現率，折現率目前由10%至12%不等。減值跡象包括商品價格長期處於低位、估計儲備量大幅下調、估計未來發展支出大幅增加或適用的立法或監管框架發生重大不利變化。如果存在減值跡象，本公司將在CGU水平進行與特定資產相關的可恢復性評估。
B)原油和天然氣儲量
儲量估計基於估計未來價格和生產成本、預期未來生產率以及未來開發支出的時間和金額，所有這些都受到許多不確定性、解讀和判斷的影響，包括氣候相關事項的潛在影響並符合相關政府法規。該公司預計，隨着時間的推移，其儲量估計將根據更新的信息向上或向下修正。準備金估計數可能對淨收益產生重大影響，因為它們是計算損耗、折舊和攤銷以及確定潛在資產減值的關鍵組成部分。例如，對已探明儲量估計的修訂將導致更高或更低的消耗、折舊和攤銷費用對淨收益的影響。向下修正儲量估計也可能導致E&E以及財產、廠房和設備賬面金額的減值。
C)資產報廢債務
該公司被要求確認與其財產、廠房和設備相關的ARO責任。與有形長期資產報廢有關的ARO責任，在現有或頒佈的法律、法規、條例或書面或口頭合同產生的法律義務範圍內，或通過根據承諾禁止反言原則對合同進行法律解釋，予以確認。ARO是基於估計成本，考慮到預期的修復方法和程度符合法律要求、技術進步和場地的可能用途。由於這些估計是針對所涉及的地點的，因此公司的ARO總額有許多獨立的假設，包括氣候相關事項的潛在影響，並符合相關的政府法規。這些個人假設可能會發生變化。
與長期資產有關的ARO的估計現值在產生這些資產的期間確認為負債。ARO的撥備是通過按照公司加權平均信用調整無風險利率(目前為5.6%)貼現結算ARO的預期未來現金流來估計的。在初步計量後，ARO進行調整，以反映時間的推移、信貸調整利率的變化以及作為債務基礎的估計未來現金流的變化。由於時間推移而增加的撥備被確認為資產報廢債務增值費用，而貼現率或估計未來現金流量的變化被資本化或從房地產、廠房和設備中取消確認。估計的變化將影響淨收益的增加和消耗費用。此外，結算ARO的實際成本和估計成本、清償債務的現金流時間以及未來通貨膨脹率之間的差異可能會導致ARO最終結算的收益或虧損。
D)所得税
本公司採用負債法核算所得税。根據此方法，遞延所得税資產及負債乃根據綜合財務報表內資產及負債賬面值暫時性差異的估計所得税影響及其各自的課税基礎，採用預期於收回資產或負債時適用的實際制定的所得税税率予以確認。所得税會計要求公司解釋經常變化的法律和法規，包括變化的所得税税率，並就税法的適用、估計暫時性差異逆轉的時機和估計税收資產的變現做出某些判斷。有許多交易和計算的最終税收決定是不確定的。本公司根據其對最終可能應繳額外税款的可能性的評估，確認對報税職位的負債。
E)風險管理活動
該公司定期使用衍生金融工具來管理其商品價格、外幣和利率風險。該等金融工具僅為對衝目的而訂立，並不用於投機目的。所有衍生金融工具均按其估計公允價值於綜合資產負債表確認。衍生金融工具的估計公允價值乃根據適當的內部估值方法及/或第三方指標釐定。使用估值模型確定的公允價值要求使用有關未來現金流的數量和時間、貼現率和信用風險的假設。在確定這些假設時，公司主要依賴於外部的、容易觀察到的報價市場投入，包括原油和天然氣遠期基準商品價格和波動性、加拿大和美國遠期利率收益率曲線以及加拿大和美國匯率(按適當折現至現值)。風險管理負債的賬面金額根據公司自身的信用風險進行調整。由此產生的公允價值估計不一定表明在當前市場交易中可以變現或結算的金額，這些差異可能是重大的。
F)採購價格分配
與業務合併有關的收購價格根據收購時的估計公允價值分配給基礎收購資產和負債。公允價值的確定要求公司對未來事件作出估計、假設和判斷。分配過程本質上是主觀的，影響分配給單獨可識別資產和負債的金額，包括原油和天然氣資產的公允價值，以及遞延所得税影響。因此，由於對未來損耗、折舊和攤銷費用以及減值測試的影響，收購價格分配會影響公司報告的資產和負債以及未來的淨收益。
本公司在確定收購資產和負債的公允價值時作出了各種假設。最重要的假設和判斷涉及對原油和天然氣資產公允價值的估計。為了確定這些資產的公允價值，該公司估計了原油和天然氣儲量。儲量估計是基於公司內部工程師和外部顧問所做的工作。與這些估計儲量相關的判斷在上文“原油和天然氣儲量”中描述。對未來價格的估計是基於行業分析師的價格預測和內部評估得出的價格。該公司將估計未來價格應用於收購的估計儲量數量，並估計未來的運營和開發成本，以得出收購物業的估計未來淨收入。
G)基於股份的薪酬
本公司在估計已授出購股權的公允價值時，已作出多項假設，包括預期波幅、預期行權時間及未來沒收比率。在每個期末，已發行的股票期權將根據負債估計公允價值的變化重新計量。
H)租約
購買、延期和終止選項包括在公司的某些租約中，以提供運營靈活性。為衡量租賃負債，本公司使用判斷來評估行使該等選擇權的可能性。當重大事件或情況表明行使這些選擇的可能性可能發生變化時，將審查這些評估。如果租約中隱含的利率不能輕易確定，本公司還使用估計來確定其遞增借款成本。
I)政府補助金
該公司獲得或有資格獲得政府贈款，包括排放抵免和為應對新冠肺炎影響而引入的贈款。當有合理保證公司將遵守贈款附帶的條件，並且贈款將收到時，政府贈款將在淨收益中確認。根據艾伯塔省法規產生的排放業績和抵銷信用額度最初按公允價值記錄，由確認信用額度時有效的艾伯塔省額度基金合規率確定。
控制環境
本公司管理層，包括首席財務官總裁和財務及首席會計官總裁副總監，對截至2022年12月31日的披露控制和程序的有效性進行了評估，得出的結論是，披露控制和程序有效，以確保公司在提交給加拿大和美國證券監管機構的年報和其他報告中要求披露的信息在指定的時間段內得到記錄、處理、彙總和報告，並積累這些信息並傳達給公司管理層，以便及時就所需披露做出決定。
公司管理層，包括財務總監總裁和財務總監總裁副，也對截至2022年12月31日財務報告內部控制的有效性進行了評估，得出財務報告內部控制有效的結論。此外，本公司於2022年期間的財務報告內部控制並無重大影響或合理地可能重大影響財務報告內部控制的變動。
雖然公司管理層認為，公司對財務報告的披露控制和程序以及內部控制提供了合理水平的有效保證，但他們認識到所有控制系統都有固有的侷限性。由於其固有的侷限性，該公司的控制系統可能無法防止或檢測到錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
非公認會計準則和其他財務指標
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。本公司使用的非公認會計準則和其他財務計量可能無法與其他公司提出的類似計量相比較，並且不應被視為替代或比本公司經審計的綜合財務報表中提出的最直接可比財務計量(視情況而定)更有意義，以顯示本公司的業績。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。
調整後的營業淨收益(虧損)
調整後的營業淨收益(虧損)是一種非公認會計準則財務計量，它調整公司綜合收益(虧損)表中列示的扣除税後的非營業項目的淨收益(虧損)。該公司認為調整後的運營淨收益(虧損)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。調整後的營業淨收益(虧損)對賬如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 淨收益(虧損) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
基於股份的薪酬，扣除税收後的淨額(1) | | 780 | |
| 495 | | | (86) | |
未實現風險管理(收益)損失，税後淨額(2) | | (25) | |
| 16 | | | (31) | |
未實現匯兑損失(收益)，税後淨額(3) | | 852 | |
| (205) | | | (116) | |
已實現匯兑(收益)損失，税後淨額(4) | | (62) | | | 118 | | | (166) | |
收購收益，税後淨額(5) | | — | |
| (478) | | | (217) | |
(收益)投資損失，税後淨額(6) | | (182) | | | (132) | | | 185 | |
可收回費用，税後淨額(7) | | 651 | | | — | | | — | |
其他，扣除税收後的淨額 (8) | | (88) | | | (58) | | | 110 | |
| | | | | | |
| 非經營性項目，税後淨額 | | 1,926 | | | (244) | | | (321) | |
| 調整後的營業淨收益(虧損) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
(1)基於股票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。基於股份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(虧損)中確認。2022年基於股份的税前薪酬支出為8.04億美元(2021年-5.14億美元支出；2020年-8200萬美元復甦)。
(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(虧損)中確認。由於被套期保值的標的項目(主要是原油、天然氣和外匯)的價格變化，最終實現的金額可能與公司經審計的綜合財務報表中反映的金額存在實質性差異。2022年税前未實現風險管理收益為2800萬美元(2021年-虧損1900萬美元；2020年-收益3900萬美元)。
(3)未實現匯兑損失和收益主要來自將以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(虧損)中確認。這些未實現匯兑損失和收益的税前和税後金額是相同的。
(4)於2022年期間，本公司提前償還了原定於2023年1月15日到期的10億美元2.95%的債務證券，導致實現匯兑損失700萬美元。此外，於2022年期間，本公司結算了5.5億美元交叉貨幣掉期，指定作為2038年3月到期的11.億美元6.25%美元債務證券的部分現金流對衝，從而實現外匯收益6900萬美元。2021年，公司償還了5億美元3.45%的債務證券，導致實現匯兑損失1.18億美元。於2020年內，本公司結算了5億美元的交叉貨幣掉期，被指定為原定於2021年11月到期的5億美元3.45%美元債務證券的現金流對衝，從而實現外匯收益1.66億美元。這些已實現匯兑損益的税前和税後金額相同。
(5)在2021年期間，該公司完成了兩次收購，税前和税後收益為4.78億美元。於2020年內，本公司確認與收購彩馬有關的税前及税後收益2.17億美元。
(6)本公司的投資已按公允價值通過損益入賬，並在每個期間以淨收益(虧損)確認的損失(收益)計量。對這些(收益)投資損失的淨税收影響為零。
(7)公司於2022年12月31日確認了16.2億美元的損耗、折舊和攤銷的可回收費用，這與北海尼尼安油田的儲量註銷有關。2022年普遍的監管和經濟狀況以及英國日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上升的影響，促使該公司評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田不再具有經濟價值，於2022年12月31日註銷了相關原油儲量，並正在加速廢棄。
(8)在2022年，該公司確認了省級井場修復計劃下1.14億美元(2021-7500萬美元)的政府贈款收入的影響。2020年，該公司確認了與Keystone XL管道項目有關的運輸、混合和原料費用1.43億美元。
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
經營活動的現金流 | | $ | 19,391 | |
| $ | 14,478 | | | $ | 4,714 | |
| 非現金營運資金淨變動 | | (79) | |
| (964) | | | 166 | |
放棄支出，淨額(1) | | 335 | |
| 232 | | | 249 | |
其他長期資產的變動(2) | | 144 | |
| (13) | | | 71 | |
調整後的資金流動 | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | | | $ | 5,200 | |
(1)非公認會計準則財務衡量標準。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、遞延PRT回收的應計利息、對NWRP的次級債務預付款的應計利息和預付服務成本通行費。
調整後每股運營淨收益(虧損)和調整後資金流(基本和攤薄)
調整後的營業淨收益(虧損)和調整後的每股普通股(基本和攤薄)資金流是非GAAP比率，表示這些非GAAP計量除以當期已發行的基本和攤薄普通股的加權平均數，如本公司經審計的綜合財務報表附註17所示。這些以每股為基礎披露的非公認會計原則計量，可以與公司根據國際財務報告準則編制的財務報表中披露的每股金額進行比較。
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，如本公司經審計的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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
遺棄支出 | | $ | 449 | |
| $ | 307 | | | $ | 249 | |
| 政府為遺棄支出提供的贈款 | | (114) | |
| (75) | | | — | |
| | | | | | |
放棄支出，淨額 | | $ | 335 | | | $ | 232 | | | $ | 249 | |
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”、“單位業績-勘探和生產”和“單位業績-油砂開採和升級”部分，瞭解原油和天然氣、天然氣的單位淨值計算和總桶油當量的計算。
淨回款計算包括非公認會計準則財務措施：已實現價格和運輸，在下面與公司經審計的綜合財務報表附註22中各自的項目對賬。
實際價格(美元/bbl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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括桶/日和美元/桶) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣(bbl/d) | | | | | | | | | | | | | |
北美 | | | | | | | | | 480,691 | | | 471,331 | | | 465,073 | |
國際 | | | | | | | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | | 13,215 | | | 18,942 | | | 22,852 | |
| 非洲近海 | | | | | | | | | 14,866 | | | 13,452 | | | 17,017 | |
國際合計 | | | | | | | | | 28,081 | | | 32,394 | | | 39,869 | |
| 總銷售量 | | | | | | | | | 508,772 | |
| 503,725 | | | 504,942 | |
| | | | | | | | | | | | | |
原油和液化石油氣銷售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 22,072 | |
| $ | 15,505 | | | $ | 8,215 | |
| | | | | | | | | | | | | |
減去：混合成本(3) | | | | | | | | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 已實現的原油和NGL銷售 | | | | | | | | | $ | 16,833 | | | $ | 11,713 | | | $ | 5,894 | |
| 已實現價格(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
(1)原油和液化石油氣銷售在公司經審計的綜合財務報表附註22中。
(2)包括該分部的其他雜項收入。
(3)混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，如下文“運輸-勘探和生產”一節所述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括BOE/d和$/BOE) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
桶油當量(英國央行/日) | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | | | | | | | | | 826,526 | | | 751,330 | | | 706,799 | |
| 國際 | | | | | | | | | | | | | |
北海 | | | | | | | | | 13,598 | | | 19,512 | | | 24,805 | |
非洲近海 | | | | | | | | | 16,933 | | | 15,385 | | | 19,517 | |
| 國際合計 | | | | | | | | | 30,531 | | | 34,897 | | | 44,322 | |
總銷售量 | | | | | | | | | 857,057 | |
| 786,227 | | | 751,121 | |
| | | | | | | | | | | | | |
桶油當量銷售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 27,071 | |
| $ | 18,025 | | | $ | 9,511 | |
| | | | | | | | | | | | | |
減去：混合成本(3) | | | | | | | | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
減去：硫磺(收入)支出 | | | | | | | | | (88) | |
| (21) | | | 4 | |
| | | | | | | | | | | | | |
已實現的桶油當量銷售 | | | | | | | | | $ | 21,920 | | | $ | 14,254 | | | $ | 7,186 | |
實現價格(美元/BOE) | | | | | | | | | $ | 70.07 | | | $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
(1)在公司經審計的綜合財務報表附註22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)包括該分部的其他雜項收入。
(3)混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，如下文“運輸-勘探和生產”一節所述。
運輸-勘探和生產
運輸($/BOE、$/bbl和$/mcf)是非公認會計準則比率，計算方法為運輸(非公認會計準則財務衡量標準)除以各自的銷售量。該公司計算運輸是為了證明其向市場交付產品的成本，不包括混合成本的影響。勘探和生產運輸的對賬和每單位運輸的計算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬元，不包括每單位款額的$) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
運輸、混合和原料(1) | | | | | | | | | $ | 6,401 | | | $ | 4,780 | | | $ | 3,409 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 減去：混合成本 | | | | | | | | | 5,239 | |
| 3,792 | | | 2,321 | |
較少：其他(2) | | | | | | | | | — | | | — | | | 143 | |
| 交通運輸 | | | | | | | | | $ | 1,162 | | | $ | 988 | | | $ | 945 | |
| 運輸費(美元/京東方) | | | | | | | | | $ | 3.72 | |
| $ | 3.44 | | | $ | 3.44 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 歸因於原油和NGL的金額 | | | | | | | | | $ | 767 | | | $ | 710 | | | $ | 711 | |
| 運輸費(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 4.13 | | | $ | 3.86 | | | $ | 3.85 | |
| 歸因於天然氣的數量 | | | | | | | | | $ | 395 | |
| $ | 278 | | | $ | 234 | |
| 交通費(美元/mcf) | | | | | | | | | $ | 0.51 | | | $ | 0.45 | | | $ | 0.43 | |
(1)運輸、混合和原料在公司經審計的合併財務報表附註22中。
(2)運輸不包括2020年確認的與Keystone XL管道項目有關的1.43億美元經費的影響。
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括$/桶和特許權使用費) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
原油和液化石油氣銷售(1) | | $ | 20,755 | |
| $ | 14,478 | | | $ | 7,480 | |
減去：混合成本(2) | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
| 已實現的原油和NGL銷售 | | $ | 15,516 | | | $ | 10,686 | | | $ | 5,159 | |
| 已實現原油和NGL價格(美元/桶) | | $ | 88.43 | | | $ | 62.10 | | | $ | 30.31 | |
| | | | | | |
原油和NGL特許權使用費(3) | | $ | 3,445 | |
| $ | 1,558 | | | $ | 464 | |
| 原油和NGL特許權使用費 | | 22% | | 15% | | 9% |
(1)原油和液化石油氣銷售在公司經審計的綜合財務報表附註22中。
(2)混合成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，如上文“運輸-勘探和生產”一節所述。
(3)該項目是本公司經審計綜合財務報表附註22所載特許權使用費的組成部分。
已實現的產品價格和運輸--油砂開採和升級
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。
油砂開採和升級的對賬已實現上海合作組織的銷售和運輸，以及按單位計算的已實現的上海合作組織銷售價格和運輸如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括桶/日和美元/桶) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| SCO銷售量(桶/日) | | | | | | | | | 428,820 | |
| 447,230 | | | 415,741 | |
| | | | | | | | | | | | | |
原油和液化石油氣銷售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 20,804 | |
| $ | 14,033 | | | $ | 7,389 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 減去：混合和原料成本 | | | | | | | | | 2,384 | | | 1,309 | | | 695 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 已實現上合組織銷售 | | | | | | | | | $ | 18,420 | | | $ | 12,724 | | | $ | 6,694 | |
| 已實現的SCO銷售價格(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
| | | | | | | | | | | | | |
運輸、混合和原料(3) | | | | | | | | | $ | 2,652 | | | $ | 1,505 | | | $ | 881 | |
| 減去：混合和原料成本 | | | | | | | | | 2,384 | |
| 1,309 | | | 695 | |
| 交通運輸 | | | | | | | | | $ | 268 | | | $ | 196 | | | $ | 186 | |
| 運輸費(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 1.71 | | | $ | 1.21 | | | $ | 1.23 | |
(1)原油和液化石油氣銷售在公司經審計的綜合財務報表附註22中。
(2)不包括與原油和NGL銷售無關的其他雜項收入。
(3)運輸、混合和原料在公司經審計的合併財務報表附註22中。
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，代表公司經審計的綜合現金流量表中列報的用於投資活動的現金流量，根據非現金營運資本淨變化、投資收益、償還西北鐵路公司次級債務預付款、放棄支出(包括省級井場修復計劃下的政府贈款收入的影響)以及清償收購中承擔的長期債務的淨變化進行了調整。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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 用於投資活動的現金流 | | $ | 4,987 | |
| $ | 3,703 | | | $ | 2,819 | |
| 非現金營運資金淨變動 | | 149 | | | 107 | | | (383) | |
| 投資收益 | | — | | | 128 | | | — | |
| 償還西北太平洋次級債務墊款 | | — | | | 555 | | | 124 | |
| 資本支出 | | 5,136 | |
| 4,493 | | | 2,560 | |
放棄支出，淨額(1) | | 335 | | | 232 | | | 249 | |
結清所獲得的長期債務(2) | | — | |
| 183 | | | 397 | |
資本支出淨額(3) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
(1)非公認會計準則財務衡量標準。放棄支出的對賬，淨額列於上文“放棄支出，淨額”一節。
(2)涉及在2021年收購Storm和2020年收購Paint Pony時承擔的長期債務的清償。
(3)2022年，包括39.56億美元的基本資本支出，4.7億美元的房地產、廠房和設備購置以及淨勘探和評估資產處置，以及10.45億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。本公司對流動資金的計算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 未提取的銀行信貸安排 | | $ | 5,520 | |
| $ | 6,098 | | | $ | 4,958 | |
| 現金和現金等價物 | | 920 | | | 744 | | | 184 | |
| 投資 | | 491 | |
| 309 | | | 305 | |
| 流動性 | | $ | 6,931 | | | $ | 7,151 | | | $ | 5,447 | |
長期債務，淨額
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，如本公司經審計的綜合財務報表附註16所披露。
債務與賬面資本之比
債務賬面資本比率是一項資本管理措施，旨在使財務報表使用者能夠評估本公司的資本結構，如本公司經審計的綜合財務報表附註16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(虧損)加上税後利息和其他融資費用計算；以12個月往績期間的平均已動用資本(定義為流動和長期債務加上股東權益)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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百萬美元，不包括比率) | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 利息調整後税後回報： | | | | | |
| 淨收益(虧損)，往績12個月 | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
利息和其他融資費用，扣除税後，12個月順差 (1) | 424 | | | 547 | | | 571 | |
| 利息調整後税後回報 | $ | 11,361 | | | $ | 8,211 | | | $ | 136 | |
| | | | | |
12個月平均流動部分長期債務 (2) | $ | 1,359 | | | $ | 1,483 | | | $ | 1,842 | |
12個月平均長期債務(2) | 11,761 | | | 16,769 | | | 20,162 | |
12個月平均普通股股東權益 (2) | 38,218 | | | 34,458 | | | 33,026 | |
| 12個月平均使用資本 | $ | 51,338 | | | $ | 52,710 | | | $ | 55,030 | |
| | | | | |
| 平均使用資本的税後回報 | 22% | | 16% | | —% |
(1)2022年12月31日的混合利率為23%，2021年12月31日為23%，2020年12月31日為24%。
(2)就這項非公認會計原則比率而言，平均流動及長期債務及普通股股東權益的計量是在一致的基礎上釐定，即各呈列期間12個月拖尾期的期初及季度期末價值的平均值。
展望
該公司繼續實施其保持各種不同項目的大型投資組合的戰略，公司相信這將使其能夠在較長一段時間內實現產量的持續增長並創造股東價值。年度預算是根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡而制定和審查的，並在必要時進行修訂。該公司在其所有物業中保持較高的所有權和經營權水平，因此可以控制其每個項目領域的資本支出的性質、時間和範圍。
2023年基本建設預算
2022年11月30日，公司公佈了2023年基礎資本預算 目標約為41.9億美元。預算還包括大約10.2億美元的增量戰略增長資本，目標是在2023年以後在公司的勘探和生產部門增加額外的產量和產能增長，以及長期使用壽命低下降的原地熱能和油砂開採和升級資產。2023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。
其他
敏感度分析
下表顯示了由於某些關鍵變量的變化而產生的經營活動現金流量和淨收益的年化敏感性。該分析基於2022年第四季度的業務狀況和銷售額，不包括風險管理活動的按市值計價的收益(虧損)，不一定預示未來的業績。敏感度分析中的每個單獨的行項僅在所有其他變量保持不變的情況下顯示該變量的變化的影響。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 經營活動的現金流 (百萬美元) | | 經營活動的現金流 (按普通 共享，基本) | | 網絡 收益 (虧損) (百萬美元) | | 網絡 收益 (虧損) (按普通 共享，基本) |
價格變動 | | | | | | | |
| 原油-WTI美元/桶 | | | | | | | |
| 不包括金融衍生工具 | $ | 300 | | | $ | 0.26 | | | $ | 300 | | | $ | 0.26 | |
| | | | | | | |
| 天然氣-AECO加元0.10加元/立方米 | | | | | | | |
| 不包括金融衍生工具 | $ | 36 | | | $ | 0.03 | | | $ | 36 | | | $ | 0.03 | |
| 包括金融衍生品 | $ | 35 | | | $ | 0.03 | | | $ | 35 | | | $ | 0.03 | |
音量變化 | | | | | | | |
| 原油--10000桶/日 | $ | 165 | | | $ | 0.15 | | | $ | 140 | | | $ | 0.12 | |
| 天然氣-10MMcf/d | $ | 11 | | | $ | 0.01 | | | $ | 7 | | | $ | 0.01 | |
外幣匯率變動 | | | | | | | |
美元零點零點一美元 (1) | | | | | | | |
| 包括金融衍生品 | $ | 280 | | | $ | 0.25 | | | $ | 146 | | | $ | 0.13 | |
利率變動-1% | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 4 | | | $ | — | |
(1)有關財務工具的詳情，請參閲本公司截至2022年12月31日的經審計綜合財務報表附註19。
未計特許權使用費的分部日產量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣 (bbl/d) | | | | | | | |
| 北美-勘探和生產 | 484,280 | | 477,478 | | 471,632 | | 486,559 | | 479,971 | | 472,621 | | 460,443 | |
北美--油砂開採和升級 (1) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 國際 | | | | | | | |
| 北海 | 15,961 | | 10,788 | | 10,855 | | 14,006 | | 12,890 | | 17,633 | | 23,142 | |
| 非洲近海 | 15,742 | | 15,119 | | 13,638 | | 12,909 | | 14,343 | | 14,017 | | 17,022 | |
| 國際合計 | 31,703 | | 25,907 | | 24,493 | | 26,915 | | 27,233 | | 31,650 | | 40,164 | |
原油總量和天然氣負荷量 | 945,809 | | 860,338 | | 983,678 | | 942,258 | | 933,149 | | 952,404 | | 917,958 | |
天然氣 (MMcf/d) (2) | | | | | | | |
| 北美 | 1,988 | | 2,089 | | 2,117 | | 2,105 | | 2,075 | | 1,680 | | 1,450 | |
| 國際 | | | | | | | |
| 北海 | 3 | | 2 | | 1 | | 3 | | 2 | | 3 | | 12 | |
| 非洲近海 | 15 | | 14 | | 14 | | 7 | | 13 | | 12 | | 15 | |
| 國際合計 | 18 | | 16 | | 15 | | 10 | | 15 | | 15 | | 27 | |
天然氣總量 | 2,006 | | 2,105 | | 2,132 | | 2,115 | | 2,090 | | 1,695 | | 1,477 | |
桶油當量 (英國央行/日) | | | | | | | |
| 北美-勘探和生產 | 815,632 | | 825,664 | | 824,358 | | 837,348 | | 825,806 | | 752,620 | | 702,168 | |
北美--油砂開採和升級(1) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 國際 | | | | | | | |
| 北海 | 16,435 | | 11,103 | | 11,072 | | 14,526 | | 13,273 | | 18,203 | | 25,095 | |
| 非洲近海 | 18,287 | | 17,427 | | 15,957 | | 14,021 | | 16,410 | | 15,950 | | 19,522 | |
| 國際合計 | 34,722 | | 28,530 | | 27,029 | | 28,547 | | 29,683 | | 34,153 | | 44,617 | |
| 總桶油當量 | 1,280,180 | | 1,211,147 | | 1,338,940 | | 1,294,679 | | 1,281,434 | | 1,234,906 | | 1,164,136 | |
(1)未計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量。
(2)天然氣產量接近銷售量。
每單位結果–勘探和生產
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl) (1) | | | | | | | |
已實現價格(2) | $ | 93.54 | | $ | 115.26 | | $ | 84.91 | | $ | 69.34 | | $ | 90.64 | | $ | 63.71 | | $ | 31.90 | |
交通運輸(2) | 4.18 | | 4.13 | | 4.10 | | 4.11 | | 4.13 | | 3.86 | | 3.85 | |
已實現價格，運輸淨額 (2) | 89.36 | | 111.13 | | 80.81 | | 65.23 | | 86.51 | | 59.85 | | 28.05 | |
版税 (3) | 17.80 | | 25.01 | | 19.48 | | 13.56 | | 18.91 | | 8.59 | | 2.59 | |
生產費用 (4) | 15.80 | | 19.58 | | 16.86 | | 20.37 | | 18.17 | | 14.71 | | 12.42 | |
淨額回扣(2) | $ | 55.76 | | $ | 66.54 | | $ | 44.47 | | $ | 31.30 | | $ | 49.43 | | $ | 36.55 | | $ | 13.04 | |
天然氣($/mcf) (1) |
|
|
|
|
|
| |
已實現價格 (5) | $ | 5.26 | | $ | 7.93 | | $ | 6.57 | | $ | 6.39 | | $ | 6.55 | | $ | 4.07 | | $ | 2.40 | |
交通運輸 (6) | 0.50 | | 0.52 | | 0.51 | | 0.55 | | 0.51 | | 0.45 | | 0.43 | |
已實現價格，運輸淨額 | 4.76 | | 7.41 | | 6.06 | | 5.84 | | 6.04 | | 3.62 | | 1.97 | |
版税 (3) | 0.42 | | 0.89 | | 0.61 | | 0.51 | | 0.61 | | 0.22 | | 0.08 | |
生產費用 (4) | 1.31 | | 1.17 | | 1.16 | | 1.25 | | 1.22 | | 1.18 | | 1.18 | |
淨額回扣 | $ | 3.03 | | $ | 5.35 | | $ | 4.29 | | $ | 4.08 | | $ | 4.21 | | $ | 2.22 | | $ | 0.71 | |
桶油當量(美元/京東方) (1) |
|
|
|
|
|
| |
已實現價格(2) | $ | 69.66 | | $ | 88.07 | | $ | 66.04 | | $ | 56.83 | | $ | 70.07 | | $ | 49.67 | | $ | 26.15 | |
交通運輸(2) | 3.72 | | 3.70 | | 3.64 | | 3.80 | | 3.72 | | 3.44 | | 3.44 | |
已實現價格，運輸淨額 (2) | 65.94 | | 84.37 | | 62.40 | | 53.03 | | 66.35 | | 46.23 | | 22.71 | |
版税 (3) | 11.88 | | 17.03 | | 12.88 | | 9.31 | | 12.75 | | 5.98 | | 1.89 | |
生產費用 (4) | 12.70 | | 14.44 | | 12.68 | | 15.17 | | 13.76 | | 11.98 | | 10.67 | |
淨額回扣 (2) | $ | 41.36 | | $ | 52.90 | | $ | 36.84 | | $ | 28.55 | | $ | 39.84 | | $ | 28.27 | | $ | 10.15 | |
(1)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。
(2)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)計算方法是版税除以各自的銷售量。
(4)計算方法為生產費用除以各自的銷售量。
(5)計算方法為天然氣銷售量除以天然氣銷售量。
(6)計算方法為天然氣運輸費用除以天然氣銷售量。
單位業績--油砂開採和升級
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然氣液化石油氣($/bbl) (1) | | | | | | | |
已實現的SCO銷售價格(2) | $ | 112.05 | | $ | 137.60 | | $ | 120.91 | | $ | 103.79 | | $ | 117.69 | | $ | 77.95 | | $ | 43.98 | |
瀝青特許權使用費(3) | 13.51 | | 31.63 | | 24.87 | | 14.48 | | 20.71 | | 6.62 | | 0.51 | |
交通運輸(2) | 1.55 | | 2.05 | | 1.55 | | 1.80 | | 1.71 | | 1.21 | | 1.23 | |
生產費用 (4) | 24.60 | | 33.76 | | 22.35 | | 25.48 | | 26.04 | | 20.91 | | 20.46 | |
淨額回扣 (2) | $ | 72.39 | | $ | 70.16 | | $ | 72.14 | | $ | 62.03 | | $ | 69.23 | | $ | 49.21 | | $ | 21.78 | |
(1)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。
(2)非公認會計準則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)計算方法為版税除以銷售量。
(4)計算方法為生產成本除以銷售量。
交易及股票統計數字
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 |
多倫多證券交易所-C$ | | | | | | |
| 交易量(千) | 408,106 | | 378,433 | | 401,112 | | 346,071 | | 1,533,722 | | 1,568,872 | |
| 股價(美元/股) | | | | | | |
| 高 | $ | 80.13 | | $ | 88.18 | | $ | 75.95 | | $ | 84.25 | | $ | 88.18 | | $ | 55.59 | |
| 低 | $ | 54.20 | | $ | 64.20 | | $ | 58.75 | | $ | 66.42 | | $ | 54.20 | | $ | 28.67 | |
| 關 | $ | 77.41 | | $ | 69.17 | | $ | 64.30 | | $ | 75.19 | | $ | 75.19 | | $ | 53.45 | |
| 截至12月31日的市值(百萬美元) | | | | | $ | 82,907 | | $ | 62,449 | |
流通股 (千人) | | | | | 1,102,636 | | 1,168,369 | |
紐約證券交易所--美元 | | | | | | |
| 交易量(千) | 243,414 | | 176,133 | | 187,207 | | 148,968 | | 755,722 | | 795,605 | |
| 股價(美元/股) | | | | | | |
| 高 | $ | 64.10 | | $ | 70.60 | | $ | 58.60 | | $ | 62.57 | | $ | 70.60 | | $ | 44.33 | |
| 低 | $ | 42.32 | | $ | 49.37 | | $ | 44.45 | | $ | 48.43 | | $ | 42.32 | | $ | 22.40 | |
| 關 | $ | 61.98 | | $ | 53.68 | | $ | 46.57 | | $ | 55.53 | | $ | 55.53 | | $ | 42.25 | |
| 截至12月31日的市值(百萬美元) | | | | | $ | 61,229 | | $ | 49,364 | |
流通股
人(千人) | | | | | 1,102,636 | | 1,168,369 | |
更多信息披露
認證
所要求的披露載於本年度報告的表格40-F的附件31.1、31.2、32.1和32.2。
披露控制和程序
在註冊人截至2022年12月31日的財政年度結束時，加拿大自然公司的管理層在加拿大自然公司的首席執行官和首席財務官的參與下，對加拿大自然公司的“披露控制和程序”(該術語在修訂後的1934年證券交易法(“交易法”)規則13a-15(E)和15d-15(E)中定義)的有效性進行了評估。在評估的基礎上，加拿大自然公司的首席執行官和首席財務官得出的結論是，截至本會計年度結束，加拿大自然公司的披露控制和程序是有效的，以確保公司根據交易法提交或提交的報告中要求披露的信息：(I)在證券交易委員會規則和表格規定的時間段內記錄、處理、彙總和報告，以及(Ii)積累並傳達給加拿大自然公司的管理層，包括其首席執行官和首席財務官，以便及時做出關於所需披露的決定。
應該指出的是，儘管加拿大自然公司的首席執行官和首席財務官認為，加拿大自然公司的披露控制和程序為其有效性提供了合理的保證，但他們並不期望加拿大自然公司的披露控制和程序或財務報告的內部控制將防止所有錯誤和欺詐。一個控制系統，無論構思或運作得有多好，都只能提供合理的保證，而不是絕對的保證，確保控制系統的目標得以實現。
管理層關於財務報告內部控制的年度報告
所要求的披露包括在作為本Form 40-F年度報告的一部分提交的加拿大自然公司截至2022年12月31日的財政年度經審計的綜合財務報表的《管理層對財務報告的內部控制評估》中。
註冊會計師事務所認證報告
所要求的披露包括在加拿大自然公司截至2022年12月31日的財政年度經審計的綜合財務報表所附的《獨立註冊會計師事務所報告》中，該報告是本Form 40-F年度報告的一部分。
財務報告內部控制的變化
在截至2022年12月31日的財政年度內，加拿大自然公司對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理地可能對加拿大自然公司財務報告內部控制產生重大影響的變化。
依據規例Btr發出的通知
沒有。
審計委員會財務專家
加拿大自然公司董事會已決定C.M.Best女士和W.A.Gobert先生均有資格在其審計委員會任職為“審計委員會財務專家”(如一般指示B第8(B)段所界定)。C.M.Best女士和W.A.Gobert先生，以及加拿大自然公司董事會審計委員會的所有成員都是“獨立的”，這一術語在紐約證券交易所的規則中有定義。
道德準則
加拿大自然公司有一套長期存在的誠信、商業道德和行為準則(“道德準則”)，其中涵蓋了僱傭標準、利益衝突、機密信息的處理和加拿大自然公司股票的交易等主題，旨在確保加拿大自然公司的業務始終以合法和道德的方式進行。每個董事和所有員工，包括每個高級管理人員，更具體地説是首席執行官、首席財務官、首席會計官或財務總監以及履行類似職能的人員，都必須遵守道德守則。董事會的提名、治理和風險委員會每年審查道德準則，以確保其涉及適當的主題和遵守監管要求，並建議任何適當的修改以供董事會批准。
對《道德守則》的任何豁免或修改都必須得到董事會的批准，並將適當披露。在過去的財政年度中，沒有任何豁免，包括默示豁免，不受《道德守則》任何規定的約束。
《道德守則》可通過電子文件及分析和檢索系統(SEDAR)查閲，網址為www.sedar.com。
加拿大自然在此承諾免費向任何人提供其道德準則的副本。索取副本也可以聯繫：Paul M.Mendes，副總裁，加拿大自然資源有限公司法律、總法律顧問兼公司祕書，地址：加拿大阿爾伯塔省卡爾加里第二街2100-855號，加拿大阿爾伯塔省卡爾加里，T2P：4J8。
首席會計師費用及服務
普華永道會計師事務所位於加拿大阿爾伯塔省卡爾加里(PCAOB ID 271)，自1973年以來一直擔任加拿大自然會計師事務所的審計師。普華永道在過去兩個會計年度每年為審計費、審計相關費用、税費和不包括費用的所有其他費用開出的總額如下。
審計費
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的過去兩個財年，加拿大自然公司為審計其內部控制和年度合併財務報表而提供的專業服務、未經審計的中期綜合財務報表第一季度、第二季度和第三季度以及對加拿大自然公司某些子公司年度財務報表的審計，2022年的總費用為2,327,000美元，2021年的為2,310,000美元。
審計相關費用
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最後兩個財年，普華永道審計相關服務的總費用，包括養老金資產、皇室使用費報表和温室氣體排放，2022年為69.8萬美元，2021年為46.3萬美元。加拿大自然審計委員會批准了所有這些與審計相關的服務。
税費
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最後兩個財年，加拿大自然為普華永道提供的與外籍人士個人納税合規和其他公司納税申報事宜相關的税務服務提供的專業服務的總費用在2022年為40.2萬美元，2021年為30.5萬美元。加拿大自然審計委員會批准了所有這些與税收相關的服務。
所有其他費用
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最後兩個財年，加拿大自然公司其他服務的總費用在2022年為9,000美元，2021年為17,000美元，與外籍人士簽證申請援助和通過普華永道的會計文獻圖書館訪問資源材料有關。加拿大自然審計委員會批准了所有已註明的服務。
審計委員會預先批准的政策和程序
審核委員會的職責包括審核及批准支付予獨立核數師的費用、審核的範圍及時間，以及獨立核數師提供的其他相關服務。審核委員會亦於審核開始前審核及批准獨立核數師的年度審核計劃，包括審核範圍、人員編制、地點及對管理層及內部審核部門的依賴，並審核及批准建議由獨立核數師提供的非審核服務，法例禁止的非審核服務除外。加拿大自然資源公司在2020年沒有依賴S-X條例第2.01條(C)(7)(I)(C)款所規定的最低限度豁免。
表外安排
本公司並無任何對其財務狀況、財務狀況變化、收入或開支、經營業績、流動資金、資本開支或對投資者重要的資本資源有當前或未來影響的表外安排。
審計委員會的身份
加拿大自然設有根據《交易法》第3(A)(58)(A)條設立的單獨指定的常設審計委員會。審計委員會現任成員是審計委員會主席C.M.Best女士、W.A.Gobert先生、G.D.Giffin先生和D.A.Tuer先生。
煤礦安全信息披露
不適用。
承諾及同意送達法律程序文件
承諾
加拿大自然公司承諾親自或通過電話向代表提供答覆委員會工作人員提出的詢問，並在委員會工作人員提出要求時迅速提供以下方面的信息：根據Form 40-F登記的證券；產生提交Form 40-F年度報告義務的證券；或上述證券的交易。
同意送達法律程序文件
加拿大自然公司此前已提交了一份F-X表格，涉及與提交本報告的義務有關的證券類別。
加拿大天然程序文件送達代理人的名稱或地址如有任何變更，應通過修改F-X表格，並註明登記人的檔案編號，及時通知委員會。
簽名
根據《交易法》的要求，加拿大自然證明其符合提交40-F表格的所有要求，並已正式促使本年度報告由經正式授權的以下籤署人代表其簽署。
日期：2023年3月22日。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加拿大自然資源有限公司 |
| | | | |
| | | 發信人： | 署名“蒂姆·S·麥凱” |
| | | | 姓名：蒂姆·S·麥凱 |
| | | | 頭銜：總裁 |
作為本報告一部分提交的文件：
展品索引
| | | | | |
| 證物編號： | 描述 |
| | |
| 23.1 | 獨立註冊會計師事務所同意。 |
| | |
| 23.2 | 獨立石油工程顧問公司Sproule Associates Limited同意。 |
| | |
| 23.3 | 獨立石油工程顧問公司Sproule International Limited的同意。 |
| | |
| 23.4 | 獨立石油工程顧問公司GLJ Ltd.的同意。 |
| | |
| 31.1 | 根據1934年《證券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)條頒發首席執行官證書。 |
| | |
| 31.2 | 根據1934年《證券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)條認證首席財務官。 |
| | |
| 32.1 | 根據《美國法典》(《美國法典》第18編第1350章第63章第1350節)頒發的首席執行官證書。 |
| | |
| 32.2 | 根據《美國法典》第18編第63章第1350節對首席財務官進行認證(《美國法典》第18編第1350節)。 |
| | |
| 99.1 | 截至2022年12月31日的財政年度的補充油氣信息(未經審計)。 |
| |
| 101 | 與截至2022年12月31日的財政年度合併財務報表有關的交互數據文件。 |
