加拿大自然資源有限公司

管理層的討論和分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

根據適用的證券立法的定義，本文件中與加拿大自然資源有限公司（“公司”）相關的某些陳述或本文以引用方式納入的文件構成前瞻性陳述或信息（此處統稱為 “前瞻性陳述”）。前瞻性陳述可以用 “相信”、“預期”、“期望”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“將”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求” 等詞來識別, “時間表”, “提議”, “願望” 或暗示未來結果或前景陳述的類似性質的表述.與預期的未來大宗商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產支出、資本支出、所得税支出以及本管理層對公司財務狀況和經營業績的討論與分析（“MD&A”）中提供的其他目標相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有和未來開發相關的計劃和預期業績，包括但不限於與公司在Horizon Oil Sands（“Horizon”）、阿薩巴斯卡油砂項目（“AOSP”）、Primrose熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物洪水項目、柯比熱油砂項目、傑克菲什熱油砂項目和西北紅水瀝青相關的計劃和預期業績升級改造廠和煉油廠；第三方建造新的或擴建現有的管道容量或其他手段公司可能依賴的瀝青、原油、天然氣、液化天然氣（“NGL”）或合成原油（“SCO”）的運輸；技術和技術創新的開發和部署；公司完成增長項目並實現長期負責任和可持續增長的財務能力；以及Pathways Alliance（“Pathways”）舉措和活動的影響，政府對政府的支持還包括實現石油生產淨零排放的途徑和能力構成前瞻性陳述。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平衡的背景下進行全年審查和修訂。這些陳述不能保證未來的表現，並且存在某些風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證它們所依據的計劃、舉措或預期會實現。此外，與 “儲備” 相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，即所描述的儲備可以在未來產生盈利。在估算已探明和探明的原油、天然氣和液化天然氣儲量加上可能的儲量以及預測未來的生產率和發展支出的時間時，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。

前瞻性陳述基於當前對公司和公司運營所在行業的預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅指截至此類陳述發表之日或截至包含這些陳述的報告或文件發佈之日的較早者，並且受已知和未知的風險和不確定性的影響，可能導致公司的實際業績、業績或成就與此類陳述所表達或暗示的任何未來業績、業績或成就存在重大差異前瞻性聲明。此類風險和不確定性包括：總體經濟和商業狀況（包括石油輸出國組織+（“歐佩克+”）行動所致、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、新型冠狀病毒（“COVID-19”）疫情的持續影響、通貨膨脹加劇以及全球經濟衰退導致的經濟活動減少的風險），除其他外，可能影響石油的需求和供應以及市場價格公司的產品、所需資源的可用性和成本取決於公司的業務；原油、天然氣和液化天然氣價格的波動和假設；貨幣和利率的波動；公司當前目標所依據的假設；公司開展業務的國家和地區的經濟狀況；政治不確定性，包括恐怖分子、叛亂團體的行動或包括國家間衝突在內的其他衝突；行業能力；公司實施業務戰略，包括勘探和開發活動的能力；公司實施戰略和利用技術實現氣候變化舉措和排放目標的能力；競爭的影響；公司在訴訟中的辯護；地震、鑽探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產品充足運輸的能力；公司瀝青產品的開採、開採或升級出現意外中斷或延遲；潛在的延誤或計劃變更關於勘探或開發項目或資本支出；公司吸引建造、維護和運營其熱能和油砂開採項目所需的必要勞動力的能力；原油和天然氣的勘探、生產和銷售以及公司瀝青產品的開採、開採或升級中固有的運營風險和其他困難；融資的可用性和成本；公司及其子公司在勘探和開發活動方面的成功及其能力替換和擴大原油和天然氣儲量；公司達到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；儲量估算和對目前未被歸類為已證實的原油、天然氣和液化天然氣可開採量的估計不準確；政府當局的行動；政府法規和遵守這些法規所需的支出（尤其是安全和環境法律法規，以及氣候變化的影響）資本支出和生產支出舉措）；資產退休義務；公司流動性是否足以支持其增長戰略並維持短期、中期和長期運營；公司資產負債表的實力；公司資本結構的靈活性；公司税收準備金的充足性；以及影響收入和支出的其他情況。

公司的運營已經受到政治事態發展以及國家、聯邦、省、州和地方法律法規的影響，例如生產限制、税收、特許權使用費和其他應付給政府或政府機構的款項的變化、價格或採集費控制以及環境保護法規。如果這些風險或不確定性中的一項或多項得以實現，或者公司的任何假設被證明不正確，則實際結果在重大方面可能與前瞻性陳述中的預測有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響都無法確定，因為這些因素取決於其他因素，公司的行動方針將取決於其在考慮當時可用的所有信息後對未來的評估。

提醒讀者，上述因素清單並不詳盡。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。儘管根據前瞻性陳述發表之日獲得的信息，公司認為前瞻性陳述所傳達的預期是合理的，但無法保證未來的業績、活動水平和成就。這些警告性陳述明確限制了所有可歸因於公司或代表公司行事的人的後續前瞻性陳述，無論是書面陳述還是口頭陳述。除非適用法律要求，否則如果情況或公司的估計或意見發生變化，公司沒有義務更新本MD&A中的前瞻性陳述，無論是由於新信息、未來事件或其他因素，還是上述影響這些信息的因素。

關於非公認會計準則和其他財務指標的特別説明

本MD&A包括對非公認會計準則指標的提及，其中包括National Instractor 52-112 — Non-GAAP和其他財務指標披露（“NI 52-112”）中定義的非公認會計準則和其他財務指標。公司使用非公認會計準則指標來評估其財務業績、財務狀況或現金流。本MD&A中的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分描述了本MD&A中包含的公司非公認會計準則和其他財務指標，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬情況（如適用）。

關於貨幣、財務信息和生產的特別説明

本MD&A應與公司截至2023年3月31日的三個月未經審計的中期合併財務報表（“財務報表”）以及公司截至2022年12月31日的MD&A和經審計的合併財務報表一起閲讀。除非另有説明，否則所有美元金額均以百萬加元為單位。公司截至2023年3月31日的三個月財務報表和本MD&A是根據國際會計準則理事會（“IASB”）發佈的國際財務報告準則（“IFRS”）編制的。

在本MD&A中，產量和單位統計數據以 “特許權使用費前” 或 “公司總收入” 為基礎列出，已實現價格扣除混合和原料成本，不包括風險管理活動的影響。此外，還提到了以通用單位表示的原油和天然氣，稱為每桶石油當量（“BOE”）。英國央行是通過將六千立方英尺（“Mcf”）的天然氣轉換為一桶（“bbl”）的原油（6 Mcf：1 bbl）而得出的。這種換算可能會產生誤導，尤其是在單獨使用時，因為 6 Mcf: 1 bbl 比率基於主要適用於燃燒器尖端的能量等效轉換方法，並不代表井口的值等價值。在使用當前原油價格與天然氣價格比較價值比率時，6 Mcf：1 bbl的換算率作為價值指標，可能具有誤導性。此外，就本MD&A而言，原油被定義為包括以下商品：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 “扣除特許權使用費” 或 “公司淨額” 為基礎的產量也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及公司截至2023年3月31日的三個月中與2022年第一季度和2022年第四季度相關的財務業績。隨附表格構成本MD&A不可分割的一部分。與公司有關的其他信息，包括其截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR的www.sedar.com和EDGAR的www.sec.gov上查閲。本公司網站上的信息不構成本 MD&A 的一部分，也未以引用方式納入本 MD&A。本 MD&A 的日期為 2023 年 5 月 3 日。

財務要聞

(1) 與產品銷售有關的更多細節在財務報表附註17中披露。

(2) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

財務要點摘要

合併淨收益和調整後的運營淨收益

2023年第一季度的淨收益為17.99億美元，而2022年第一季度的淨收益為31.01億美元，2022年第四季度的淨收益為15.2億美元。2023年第一季度的淨收益包括扣除税後的非營業項目，為8200萬美元，而2022年第一季度為2.75億美元，2022年第四季度為6.74億美元，這些項目與股票薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、投資虧損（收益）以及與2022年第四季度取消北海尼安油田儲量有關的可收回性費用等影響, 以及省級井場修復項下的政府補助金收入節目。不包括這些項目，2023年第一季度調整後的運營淨收益為18.81億美元，而2022年第一季度為33.76億美元，2022年第四季度為21.94億美元。

2023年第一季度調整後的運營淨收益比同期下降主要反映了：

▪ 勘探和生產領域的原油和液化天然氣淨回報 (1) 以及原油和液化天然氣的銷售量下降；以及

▪ 降低油砂開採和升級板塊的上合組織定價（1）；

部分抵消了：

▪ 上合組織在油砂開採和升級領域的銷量增加。

基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動和投資虧損（收益）的影響也促成了同期淨收益的變動。本 MD&A 的相關章節詳細討論了這些項目。

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

經營活動產生的現金流和調整後的資金流

2023年第一季度來自經營活動的現金流為12.95億美元，而2022年第一季度為28.53億美元，2022年第四季度為45.44億美元。同期經營活動現金流的波動主要是由於前面提到的與調整後的運營淨收益波動有關的因素以及非現金營運資本變化的影響。

2023年第一季度的調整後資金流為34.29億美元，而2022年第一季度為49.75億美元，2022年第四季度為41.76億美元。同期調整後資金流的波動主要是由於上述因素與經營活動現金流的波動有關，不包括非現金營運資本淨變動的影響，放棄支出不包括省級井場修復計劃下政府補助收入的影響，以及其他長期資產的變動，包括股票獎勵計劃的未攤銷成本。

產量

2023年第一季度特許權使用費前的原油和液化天然氣產量從2022年第一季度的945,809桶/日增長了2％，至962,908桶/日，從2022年第四季度的942,258桶/日增長了2％。2023年第一季度特許權使用費前的天然氣產量從2022年第一季度的2,006 mmcf/d增長了7％，至2,139 mmcf/d，與2022年第四季度的2,115 mmcf/d相當。2023年第一季度特許權使用費前的總產量為1,319,391英鎊，較2022年第一季度的1,280,180英鎊增長了3％，與2022年第四季度的1,294,679輛英國央行/日相當。本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣產量。

產品價格

在該公司的勘探和生產領域，2023年第一季度的已實現原油和液化天然氣價格（1）平均為每桶58.85美元，較2022年第一季度的每桶93.54美元下降了37％，較2022年第四季度的每桶69.34美元下降了15％。已實現的天然氣價格從2022年第一季度的每立方英尺5.26美元下降了19％，至2023年第一季度的平均每立方英尺4.27美元，從2022年第四季度的每立方英尺6.39美元下降了33％。在油砂開採和升級領域，該公司的已實現上合組織銷售價格從2022年第一季度的每桶112.05美元下降了14％，至2023年第一季度的平均每桶96.07美元，從2022年第四季度的每桶103.79美元下降了7％。該公司的已實現定價反映了現行的基準定價。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、液化天然氣和天然氣價格。

製作費用

在該公司的勘探和生產領域，2023年第一季度的原油和液化天然氣生產支出（2）平均為每桶16.93美元，較2022年第一季度的每桶15.80美元增長了7％，較2022年第四季度的每桶20.37美元下降了17％。2023年第一季度的天然氣生產支出（2）平均為每立方英尺1.47美元，較2022年第一季度的每立方英尺1.31美元增長了12％，較2022年第四季度的每立方英尺1.25美元增長了18％。在油砂開採和升級領域，2023年第一季度的平均生產費用（2）為每桶25.06美元，相比之下，2022年第一季度為每桶24.60美元，2022年第四季度為每桶25.48美元。本MD&A的 “生產費用——勘探和生產” 和 “油砂開採和升級” 部分詳細討論了原油和液化天然氣以及天然氣生產支出。

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(2) 按各自的生產費用除以各自的銷售量計算。

季度財務業績摘要

以下是公司最近完成的八個季度的季度財務業績摘要：

(1) 與截至2023年3月31日和2022年3月31日的三個月產品銷售相關的更多細節在財務報表附註17中披露。

在最近完成的八個季度中，季度淨收益的波動主要是由於：

▪ 原油定價 — 全球供應/需求波動，包括歐佩克+的原油產量水平及其對世界供應的影響；地緣政治和市場不確定性的影響，包括 COVID-19 造成的不確定性以及與政府對 COVID-19 的應對有關的不確定性，以及俄羅斯入侵烏克蘭對全球基準定價的影響；北美頁巖油產量的影響；來自西德克薩斯中質參考地點的加拿大西部精選（“WCS”）重差異的影響在俄克拉荷馬州庫欣（“WTI”）北美；以及國際板塊中WTI和過期布倫特原油（“布倫特”）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波動的影響、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。

▪ 原油和液化天然氣銷售量 — 柯比和傑克菲什熱油砂項目產量波動、Primrose熱油項目週期性質導致的產量波動、公司在北美和國際細分市場的鑽探計劃的波動、自然下降率、油砂開採和升級細分市場的週轉和停井的影響，以及 COVID-19 期間需求減少導致的停產的影響。銷量還反映了國際細分市場的起重和維護活動時間造成的波動。

▪ 天然氣銷售量——由於公司在北美和國際細分市場的鑽探計劃、自然下降率、派恩河天然氣廠在2021年暫時關閉和隨後恢復以及收購的影響和時機而導致的產量波動。

▪ 生產費用 — 波動主要是由於服務需求和成本、產品結構和產量波動、季節性條件、碳税和能源成本增加、通貨膨脹成本壓力、所有細分市場的成本優化、收購的影響和時機、油砂開採和升級板塊的週轉和進站以及國際細分市場的維護活動所致。

▪ 枯竭、折舊和攤銷費用 — 銷售量變化引起的波動，包括收購和處置的影響和時機、探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的發現和開發成本、開發公司探明未開發儲量的未來估計成本、枯竭率上升影響的國際銷量波動、油砂開採和升級板塊週轉和停滯的影響以及可回收性充電與取消北海尼安油田的儲量有關。

▪ 基於股份的薪酬 — 因衡量公司股份補償負債的公允市場價值而產生的波動。

▪ 風險管理 — 由於確認按市值計價的收益和損失以及隨後對公司風險管理活動的結算而產生的波動。

▪ 利息支出 — 長期債務水平變化引起的波動，以及基準利率變動對未償浮動利率長期債務和應計利息對遞延石油收入税（“PRT”）復甦的影響。

▪ 外匯-加元兑美元的波動，這會影響公司原油和天然氣銷售的已實現價格，因為銷售價格主要基於以美元計價的基準。以美元計價的債務也記錄了已實現和未實現的外匯損益，但未償還的交叉貨幣互換套期保值的影響部分抵消。

▪ 收購收益、投資虧損（收益）和西北紅水合夥企業（“NWRP”）的收入——由於確認收購收益、PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票投資的虧損（收益）以及2021年第二季度來自NWRP的分配而產生的波動。

商業環境

全球基準原油價格繼續反映2022年下半年的情況，包括與因持續通貨膨脹而上升的利率有關的需求擔憂，以及對全球衰退的擔憂。定價還繼續受到地緣政治因素的影響，例如俄羅斯入侵烏克蘭。2023 年第一季度，全球原油供應超過需求，俄羅斯原油供應以及到 2022 年底從美國戰略石油儲備中撤出。

流動性

截至2023年3月31日，公司未提取的循環銀行信貸額度為55.2億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司的流動性約為60.96億美元（1）。該公司還有其他一些支持信用證的專用信貸機構。

公司仍然致力於維持強勁的資產負債表、充足的可用流動性和靈活的資本結構。有關更多詳細信息，請參閲本 MD&A 的 “流動性和資本資源” 部分。

風險和不確定性

包括加拿大在內的全球經濟正在經歷更高、更持續的通貨膨脹，部分原因是俄羅斯入侵烏克蘭以及 COVID-19 的持續影響導致的持續供應限制。由於這些情況，公司經歷了大宗商品價格和利率的波動幅度可能繼續高於正常水平，其運營和資本支出可能面臨通貨膨脹壓力。

(1) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

基準大宗商品價格

實際上，公司的所有產品都是根據美元基準定價出售的。具體而言，原油是根據WTI和布倫特指數銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考定價，該參考定價來自紐約商品交易所的參考定價，並根據其與Henry Hub的紐約商品交易所交貨點的基準或位置差異進行了調整。該公司的已實現價格受到外匯匯率波動的直接影響，其產品收入繼續受到加元波動的影響，因為該公司因原油和天然氣銷售而獲得的加元銷售價格基於以美元計價的基準。

北美細分市場的原油銷售合同通常基於WTI基準定價。WTI在2023年第一季度的平均每桶76.11美元，較2022年第一季度的每桶94.38美元下降了19％，較2022年第四季度的每桶82.62美元下降了8％。

公司國際板塊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整體供需。布倫特原油在2023年第一季度的平均價格為每桶81.24美元，較2022年第一季度的每桶99.17美元下降了18％，較2022年第四季度的每桶88.15美元下降了8％。

2023年第一季度的WTI和布倫特原油價格較同期有所下降，這主要反映了與持續通貨膨脹和對全球衰退的擔憂有關的持續需求擔憂。

2023年第一季度的WCS重差價平均為每桶24.74美元，而2022年第一季度為每桶14.60美元，2022年第四季度為每桶25.65美元。2023 年第一季度的 WCS 重型差價從 2022 年第一季度開始擴大，這主要反映了美國墨西哥灣沿岸定價的下跌以及到 2022 年底美國戰略石油儲備的持續提取。與2022年第四季度相比，2023年第一季度的WCS重差值略有縮小，這主要反映了美國戰略石油儲備的釋放完成以及美國中西部某些煉油廠的重啟。

上海合作組織在2023年第一季度的平均價格為每桶78.18美元，較2022年第一季度的每桶93.05美元下降了16％，較2022年第四季度的每桶86.78美元下降了10％。2023年第一季度上海合作組織定價較同期下降主要反映了WTI基準定價的下降以及柴油燃料裂解價差的減弱。

紐約商品交易所天然氣價格在2023年第一季度平均為每百萬英熱單位3.43美元，較2022年第一季度的每百萬英熱單位4.91美元下降了30％，較2022年第四季度的每百萬英熱單位6.27美元下降了45％。2023 年第一季度 NYMEX 天然氣價格比 2022 年第一季度下降，主要反映了由於季節性温和的冬季天氣和供暖需求減少，北美產量增加和儲存量增加。2023 年第一季度 NYMEX 天然氣價格比 2022 年第四季度有所下降，這主要反映了温和的冬季天氣導致儲量減少，以及北美產量增加。此外，弗裏波特液化天然氣設施的重啟被推遲到2023年第一季度末。

2023年第一季度的AECO天然氣平均價格為每吉焦4.12美元，較2022年第一季度的每吉焦4.35美元下降了5％，較2022年第四季度的每吉焦耳5.29美元下降了22％。2023年第一季度AECO天然氣價格較同期下降主要反映了紐約商品交易所的基準定價，以及加拿大西部沉積盆地產量水平的提高。

每日產量，扣除特許權使用費

(1) 上合組織在特許權使用費前的產量不包括作為柴油在內部消費的上合組織。

(2) “國際” 在所有情況下均包括北海和近海非洲勘探和生產部分。

（3）天然氣產量約為銷售量。

(4) 扣除混合成本，不包括風險管理活動。

(5) 不包括中游和煉油收入。

每日產量，扣除特許權使用費

該公司的業務方針是維持其生產的每種大宗商品的大量項目庫存和生產多元化；即輕質和中質原油和液化天然氣、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。

2023年第一季度特許權使用費前的原油和液化天然氣產量平均為962,908桶/日，較2022年第一季度的945,809桶/日增長了2％，較2022年第四季度的942,258桶/日增長了2％。與前幾個時期相比，2023年第一季度原油和液化天然氣產量的增加主要反映了油砂採礦和升級領域的產量增加，但部分被熱油產量的下降所抵消。

2023年特許權使用費前的年原油和液化天然氣產量目標在96.9萬桶/日至1,001,000桶/日之間。產量目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

2023年第一季度創紀錄的特許權使用費前天然氣產量為2,139 mmcf/d，較2022年第一季度的2,006 mmcf/d增長了7％，與2022年第四季度的2,115 mmcf/d相當。2023 年第一季度天然氣產量比 2022 年第一季度增加主要反映了強勁的鑽探業績，但部分被第三方管道中斷和天然氣田下降所抵消。

2023年特許權使用費前的年天然氣產量目標為平均在2,170 mmcf/d至2,242 mmcf/d之間。產量目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

北美——勘探和生產

2023年第一季度在特許權使用費前的北美原油和液化天然氣產量平均為477,349桶/日，與2022年第一季度的484,280桶/日相當，較2022年第四季度的486,559桶/日下降了2％。與前幾個時期相比，2023年第一季度的原油和液化天然氣產量主要反映了熱油田的自然下降，但被常規勘探和生產的鑽探活動所抵消。

該公司的熱原地資產繼續呈現特許權使用費前的長期低產量下降趨勢，2023年第一季度的平均產量為242,884桶/日，較2022年第一季度的261,743桶/日下降7％，較2022年第四季度的253,188桶/日下降了4％，這主要反映了自然油田的減少。

鵜鶘湖重質原油在2023年第一季度特許權使用費前的平均產量為48,244桶/日，較2022年第一季度的51,991桶/日下降了7％，與2022年第四季度的48,221桶/日相當，這表明鵜鶘湖的長期低產量下降了。

2023年第一季度在特許權使用費前創紀錄的天然氣產量平均為2,127百萬立方英尺/日，較2022年第一季度的1,988百萬立方英尺/日增長了7％，與2022年第四季度的2,105百萬立方英尺/日相當。2023 年第一季度天然氣產量比 2022 年第一季度增加主要反映了強勁的鑽探業績，但部分被第三方管道中斷和天然氣田下降所抵消。

北美——油砂開採和升級

2023年第一季度上海合作組織在特許權使用費前的產量為458,228桶/日，較2022年第一季度的429,826桶/日增長了7％，這主要反映了斯科特福德升級公司在2022年第一季度的設施限制。上合組織在特許權使用費前的產量從2022年第四季度的428,784桶/日增長了7％，這主要反映了2022年第四季度計劃外停電後的產量恢復以及相關採礦設備維修於2023年1月完成。

國際-勘探與生產

2023年第一季度特許權使用費前的國際原油和液化天然氣產量為27,331桶/日，較2022年第一季度的31,703桶/日下降了14％，與2022年第四季度的26,915桶/日相當。與2022年第一季度相比，下降主要反映了自然油田的減少以及維護活動的影響。

國際原油庫存量

當產品的控制權移交給客户並且交付完成時，公司就會確認其原油生產的收入。國際分部尚未確認各種儲存設施或浮式儲存儲油儲存量所持原油量的收入，如下所示：

2023 年第一季度，沒有從公司在北海的平臺上提運原油。

運營亮點 — 勘探和生產

(1) 有關原油、液化天然氣和英國央行的銷售量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

(2) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 按特許權使用費除以各自的銷售量計算。

(4) 按生產費用除以各自的銷售量計算。

(5) 按天然氣銷售額除以天然氣銷量計算。

(6) 按天然氣運輸費用除以天然氣銷售量計算。

已實現產品價格——勘探和生產

(1) 有關原油、液化天然氣和英國央行的銷售量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

(2) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 按原油和液化天然氣銷售額和天然氣銷售額除以各自的銷量計算。

北美

北美已實現的原油和液化天然氣價格從2022年第一季度的每桶91.44美元下降了37％，至2023年第一季度的平均每桶57.99美元，從2022年第四季度的每桶65.79美元下降了12％。2023年第一季度已實現的原油和液化天然氣價格比同期下降的主要原因是WTI基準定價下降以及WCS差異的波動。該公司繼續專注於其原油混合營銷戰略，並在2023年第一季度向WCS流貢獻了約21.7萬桶/日的重質原油混合物。

北美意識到天然氣價格從2022年第一季度的每立方英尺5.20美元下降了19％，至2023年第一季度的平均每立方英尺4.22美元，從2022年第四季度的每立方英尺6.36美元下降了34％。2023年第一季度已實現的天然氣價格較同期下降主要反映了2023年AECO基準和出口定價的下降。

按產品類型劃分的北美勘探和生產收到的價格比較如下：

(1) 以單位為單位表示的金額基於相應產品類型的銷售量。

國際

國際已實現原油和液化天然氣價格從2022年第一季度的每桶128.35美元下降了23％，至2023年第一季度的平均每桶98.60美元，從2022年第四季度的每桶118.44美元下降了17％。在任何特定時期，每桶已實現的原油和液化天然氣價格取決於各種銷售合同的條款、每個油田的提貨頻率和時間以及提貨時的現行原油價格和外匯匯率。2023年第一季度已實現原油和液化天然氣價格與同期相比的波動反映了提價時布倫特原油的現行基準價格，以及加元走勢的影響。

特許權使用費——勘探和生產

(1) 按特許權使用費除以各自的銷售量計算。有關原油、液化天然氣和英國央行的銷售量，請參閲本MD&A的 “Non-GAAP和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

2023 年第一季度及同期北美原油、液化天然氣和天然氣特許權使用費反映了基準大宗商品價格的變動、WCS Heavy Diferference 的波動以及滑動規模特許權使用費率的影響。

2023年第一季度，原油和液化天然氣的特許權使用費率（1）平均約佔產品銷售額的17％，而2022年第一季度為20％，2022年第四季度為21％。2023 年第一季度特許權使用費率比同期下降的主要原因是基準價格降低。

2023 年第一季度，天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的 6%，而 2022 年第一季度為 8%，2022 年第四季度為 8%。2023 年第一季度特許權使用費率比同期下降的主要原因是基準價格降低。

近海非洲

根據各種生產共享合同的條款，特許權使用費率會根據已實現的商品定價、資本支出和生產支出、支出狀況以及從每個油田提貨的時間而波動。

2023年第一季度，特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為9％，而2022年第一季度為5％，2022年第四季度為13％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了提貨的時間和各個領域的支付狀況。

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

生產費用——勘探和生產

(1) 按生產費用除以各自的銷售量計算。有關原油、液化天然氣和英國央行的銷售量，請參閲本MD&A的 “Non-GAAP和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

2023年第一季度的北美原油和液化天然氣生產支出為每桶16.82美元，較2022年第一季度的每桶14.79美元增長了14％，與2022年第四季度的每桶16.80美元相當。與2022年第一季度相比，每桶原油和液化天然氣的生產支出增加主要是由於電力和服務成本的增加。

2023年第一季度的北美天然氣生產支出為每立方英尺1.43美元，較2022年第一季度的每立方英尺1.28美元增長了12％，較2022年第四季度的每立方英尺1.22美元增長了17％。2023年第一季度每立方英尺的天然氣生產支出比同期增加主要反映了服務成本的增加。與 2022 年第四季度相比的增長也反映了季節性天氣條件的影響。

國際

2023年第一季度國際原油和液化天然氣的生產支出為每桶21.90美元，較2022年第一季度的每桶32.58美元下降了33％，較2022年第四季度的每桶69.70美元下降了69％。與同期相比，每桶原油和液化天然氣生產支出的下降主要反映了成本結構不同的各個油田的提貨時間以及加元的波動。2023 年第一季度，沒有從公司在北海的平臺上提運原油。

損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

(1) 2022 年當前的監管和經濟狀況以及英國日益艱難的商業前景，包括天然氣和碳成本上漲的影響，促使公司評估了其北海業務的可行性。在詳細審查了其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田已不再是經濟性的，截至2022年12月31日，已取消相關原油儲量，並且正在加速廢棄。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16.2億美元的損耗、折舊和攤銷方面的可收回費用。

(2) 這是一項用於計算損耗、折舊和攤銷的非公認會計準則指標，不包括未反映公司正常損耗、折舊和攤銷成本的非經常性費用的影響。它可能無法與其他公司提出的類似指標進行比較，也不應將其視為財務報表中作為衡量公司業績的最直接可比財務指標（損耗、折舊和攤銷費用）的替代方案或更有意義。它按損耗、折舊和攤銷費用減去非經常性費用的影響計算。

(3) 非公認會計準則比率按調整後的損耗、折舊和攤銷除以銷售量計算。有關銷售量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

2023年第一季度每個英國央行的調整後的損耗、折舊和攤銷費用為12.14美元，與2022年第一季度每個英國央行的12.40美元相當，較2022年第四季度的每個英國央行的12.78美元下降了5％。2023年第一季度每個英國央行調整後的損耗、折舊和攤銷費用較2022年第四季度有所減少，這反映了枯竭率的降低，這主要是由於該公司截至2022年12月31日的北美勘探和生產儲備估計值有所增加。

按絕對值和每個英國央行計算的調整後的損耗、折舊和攤銷費用也反映了北海和近海非洲每個油田提貨時間的影響。

資產退休義務增加——勘探和生產

(1) 按資產報廢債務增量除以銷售量計算。有關銷售量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

資產退休債務增量支出是指隨着時間的流逝，資產退休債務賬面金額的增加。按絕對值和每個英國央行計算的資產退休債務增值支出也反映了北海和近海非洲每個油田提貨時間的影響。

2023年第一季度每個英國央行的資產退休債務增值支出為0.94美元，較2022年第一季度的每個英國央行的0.56美元增長了68％，較2022年第四季度的每個英國央行的0.78美元增長了21％。按英國央行計算，2023年第一季度資產退休債務增量支出較同期有所增加，這主要反映了2022年對資產退休義務進行的成本估算和貼現率修訂的影響。

運營亮點 — 油砂開採和升級

公司利用其在Horizon和AOSP站點的技術專業知識，繼續專注於安全、可靠和高效的運營。上海合作組織在2023年第一季度的平均產量為458,228桶/日，這主要反映了2022年第四季度計劃外停產後產量恢復以及相關採礦設備維修於2023年1月完成。

該公司在2023年第一季度的生產費用為10.42億美元，較2022年第一季度的9.77億美元增長了7％，與2022年第四季度的10.17億美元相當。2023 年第一季度生產支出比 2022 年第一季度增加主要反映了採礦服務成本的增加，但部分被能源成本的降低所抵消。

已實現的產品價格、特許權使用費和運輸——油砂開採和升級

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(2) 按瀝青方法價格的季度平均值計算。

(3) 按特許權使用費除以銷售量計算。

2023年第一季度的已實現上海合作組織銷售價格平均為每桶96.07美元，較2022年第一季度的每桶112.05美元下降了14％，較2022年第四季度的每桶103.79美元下降了7％。2023年第一季度上合組織已實現銷售價格較同期下降主要反映了WTI基準定價的下降。

2023年第一季度每桶瀝青特許權使用費比同期下降主要反映了現行瀝青價格下跌的影響。

2023年第一季度的平均運輸費用為每桶1.52美元，與2022年第一季度的每桶1.55美元相當，較2022年第四季度的每桶1.80美元下降了16％。2023 年第一季度每桶運輸費用比 2022 年第四季度有所下降，這主要反映了對美國墨西哥灣沿岸銷售減少以及總銷量增加的影響。

生產開支 — 油砂開採和升級

下表與財務報表附註17中披露的油砂開採和升級生產支出進行了核對。

(1) 按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷量。

(2) 按天然氣成本除以銷量計算。

(3) 按生產費用除以銷售量計算。

2023年第一季度的平均生產費用為每桶25.06美元，與2022年第一季度的每桶24.60美元和2022年第四季度的每桶25.48美元相當。

枯竭、折舊和攤銷 — 油砂開採和升級

(1) 按損耗、折舊和攤銷除以銷量計算。

2023年第一季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶11.74美元，較2022年第一季度的每桶11.20美元增長了5％，較2022年第四季度的每桶12.07美元下降了3％。2023年第一季度按每桶計算的損耗、折舊和攤銷額較2022年第一季度有所增加，這主要反映了2023年第一季度設備租賃增加的影響。與2022年第四季度相比，2023年第一季度每桶的下降主要反映了銷量增加的影響。

資產退休義務增加 — 油砂開採和升級

(1) 按資產報廢債務增量除以銷售量計算。

資產退休債務增量支出是指隨着時間的流逝，資產退休債務賬面金額的增加。

2023年第一季度的資產退休債務增值支出為每桶0.47美元，較2022年第一季度的每桶0.39美元增長了21％，較2022年第四季度的每桶0.49美元下降了4％。與2022年第一季度相比，每桶的增長主要反映了2022年對資產退休義務進行的成本估算和折扣率修訂的影響，而與2022年第四季度相比的下降主要反映了銷售量增加的影響。

中游和煉油

該公司的中游和煉油資產包括兩個原油管道系統、位於Primrose的84兆瓦熱電聯產發電廠的50％經營權益以及公司對NWRP的50％股權投資。

NWRP運營着一臺每天50,000桶的瀝青升級和煉油廠，為公司處理約12,500桶/日（25％的通行費支付者）的瀝青原料，為艾伯塔省政府的代理機構艾伯塔石油營銷委員會（“APMC”）處理約37,500桶/日（75％的通行費支付者）的瀝青原料。在截至2058年的40年通行費期內，公司有義務無條件地按比例支付每月服務費中債務部分的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領域得到認可。2023 年第一季度，超低硫柴油和其他精煉產品的平均產量為 85,376 個 BOE/D（公司為 21,344 個 BOE/D）（截至2022年3月31日的三個月，英國央行/日產量為 71,975 個；公司為 17,994 個 BOE/D），反映了 25% 的通行費繳納人承諾。

截至2023年3月31日，公司在NWRP的股權虧損和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.67億美元（2022年12月31日——5.51億美元）。在截至2023年3月31日的三個月中，未確認的股權虧損份額為1,600萬美元（截至2022年3月31日的三個月，未確認的股權損失為1000萬美元）。

管理費用

(1) 按管理費用除以銷售量計算。

(2) 公司總銷售量。

2023年第一季度每個英國央行的管理費用為0.90美元，較2022年第一季度的每個英國央行的0.99美元下降了9％，與2022年第四季度每個英國央行的0.90美元相當。2023 年第一季度 BOE 的管理費用比 2022 年第一季度有所減少，這主要是由於管理費用回收率增加。

基於股份的薪酬

公司的股票期權計劃規定，員工有權獲得普通股或現金付款，以換取交出的股票期權。績效分享單位（“PSU”）計劃賦予公司的某些高管員工獲得現金補助的權利，現金補助金額取決於員工個人的績效和某些其他績效指標的滿足程度。

在截至2023年3月31日的三個月中，公司確認了6600萬美元的基於股票的薪酬支出，這主要是由於衡量了與前幾個時期授予的股票期權的正常分級歸屬的影響、該期間行使或放棄的既得股票期權的影響以及公司股價的變化相關的未償還股票期權的公允價值。

利息和其他融資費用

(1) 項目是利息和其他融資支出的組成部分。

(2) 相應期間的流動和長期債務和未償租賃負債的平均值。

(3) 這是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提並論，不應將其視為財務報表中作為衡量公司業績的最直接可比財務指標的替代方案或比其更有意義。

(4) 按長期債務和租賃負債的平均利息除以平均長期債務和租賃負債餘額計算。公司為財務報表用户提供其平均有效利率，以評估公司的平均債務借款成本。

(5) 按利息和其他融資費用除以銷售量計算。

(6) 公司總銷售量。

2023年第一季度每個英國央行的利息和其他融資支出從2022年第一季度的每個英國央行的1.40美元下降了0.10美元，至每個英國央行的1.30美元，從2022年第四季度的每個英國央行0.63美元增加了0.67美元。與2022年第一季度相比，英國央行2023年第一季度的利息和其他融資支出減少主要是由於債務水平降低。2023 年第一季度比 2022 年第四季度有所增加，反映了應計利息對 2022 年第四季度延期 PRT 復甦的影響。

公司2023年第一季度的平均有效利率比2022年第一季度有所提高，這主要是由於2023年第一季度提取的商業票據的基準利率提高以及2022年中期票據的償還。

風險管理活動

該公司利用各種衍生金融工具來管理其大宗商品價格、利率和外幣敞口。這些衍生金融工具不用於交易或投機目的。

(1) 分別在2021年第四季度和2020年第四季度收購Storm Resources Ltd.和Painted Pony Energy Ltd.時假設商品金融工具。

在2023年第一季度，已實現的風險管理淨虧損與天然氣金融工具的結算有關，部分被外幣合約的收益所抵消。截至2023年3月31日的三個月，公司風險管理活動的未實現淨虧損為2,000萬美元（税後為1,600萬美元，合400萬美元）（截至2022年12月31日的三個月——未實現虧損1,500萬美元，税後虧損1100萬美元；截至2022年3月31日的三個月——未實現虧損2600萬美元，税後虧損1,700萬美元，900萬美元）。

與截至2023年3月31日未償還的衍生金融工具相關的更多細節在財務報表附註15中披露。

外匯

(1) 報告的金額扣除了交叉貨幣互換的套期保值效應。

2023年第一季度的已實現外匯淨收益主要是由於以美元或英鎊計價的營運資金項目結算時的外匯匯率波動。2023 年第一季度的未實現淨外匯收益主要與未償美元債務的折算有關。截至2023年3月31日，美國/加元匯率為0.7392美元（2022年12月31日——0.7389美元，2022年3月31日——0.8010美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探與生產、油砂開採和升級以及中游和煉油板塊。

(2) 按當期所得税和遞延所得税總額除以税前收益計算。

(3) 包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理、廢棄支出回收以及2022年第四季度在調整後的運營淨收益中確認的可收回性費用。

(4) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(5) 這是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提並論，不應將其視為財務報表中作為衡量公司業績的最直接可比財務指標的替代方案或比其更有意義。

(6) 計算方法為調整後淨收益的有效税除以税前調整後的運營淨收益。公司公佈了調整後運營淨收益的有效税率，供財務報表用户評估公司對其核心業務活動的有效税率。

2023年第一季度及同期淨收益和調整後的運營淨收益的有效税率包括北美和北海非應税項目的影響，以及公司運營所在國司法管轄區收入和税率差異相對於淨收益的影響。

北海當前的企業所得税和2023年第一季度及同期PRT包括與公司在北海的平臺退役活動相關的廢棄支出抵消的影響。截至2022年12月31日的三個月的遞延PRT和所得税也反映了與北海相關的期間在損耗、折舊和攤銷中確認的可收回性費用的影響。

公司在其運營所在的各個司法管轄區提交所得税申報表。這些納税申報表須接受相關税務機關在正常程序中的定期審查。編制的納税申報表可能包括申報情況，這些申報情況可能會受到對適用税法和法規的不同解釋，這可能需要數年才能解決。公司認為，這些問題的最終解決不會對公司公佈的經營業績、財務狀況或流動性產生重大影響。

淨資本支出 (1) (2)

(1) 淨資本支出不包括租賃資產、公允價值和重估調整的影響，包括因用途變化而將不動產、廠房和設備轉入庫存的非現金轉移。

(2) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

該公司的戰略側重於建立在各種產品之間保持平衡的多元化資產基礎。為了促進高效運營，公司將其活動集中在核心領域。該公司專注於維護其土地庫存，以便能夠持續開發礦物類型和地質趨勢，從而大大降低總體勘探風險。通過擁有相關基礎設施，公司能夠最大限度地利用其生產設施，從而加強對生產支出的控制。

根據公司的資本預算，2023年第一季度的淨資本支出包括11.17億美元的基本資本支出（1）和2.77億美元的戰略增長資本支出（1）。

2023 年資本預算

2022年11月30日，公司宣佈了其2023年基本資本預算（2），目標為約41.9億美元。該預算還包括約10.2億美元的增量戰略增長資本，目標是在2023年之後增加公司勘探和生產板塊的產量和產能增長，以及長壽命低下滑熱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詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

鑽探活動 (1) (2)

(1) 包括北美和國際航段的鑽探活動。

(2) 2023年第一季度，按淨計算，公司在油砂開採和升級領域鑽探了334口地層井和7口服務井，在公司的熱油項目中鑽探了24口地層井和27口服務井，在北部平原地區鑽探了2口服務井。

(3) 包括瀝青井。

北美

在2023年第一季度，公司淨鑽探了21口天然氣井，42口淨初級重質原油井，2口淨鵜鶘湖重質原油井，25口淨瀝青（熱油）井和16口淨輕質原油井。

(1) 項目是淨資本支出的組成部分。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” 部分。

(2) 前瞻性非公認會計準則財務指標。資本預算基於淨資本支出（非公認會計準則財務指標），不包括淨收購成本。有關淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

流動性和資本資源

(1) 按流動資產減去流動負債計算，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的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

截至2023年3月31日，公司的資本資源主要由經營活動產生的現金流、可用的銀行信貸額度和債務資本市場準入組成。來自運營活動的現金流以及公司續訂現有銀行信貸額度和籌集新債務的能力取決於本MD&A的 “商業環境” 部分以及公司截至2022年12月31日的年度MD&A的 “風險和不確定性” 部分中討論的因素。此外，公司續訂現有銀行信貸額度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。公司仍然認為，在持續的對衝政策、資本支出計劃和多年財務計劃的靈活性、現有銀行信貸額度以及以商業可接受的條件籌集新債務的能力的支持下，其內部產生的運營活動產生的現金流將提供足夠的流動性，以維持其短期、中期和長期運營並支持其增長戰略。

公司通過以下方式持續關注其資產負債表實力和可用流動性：

▪ 監控經營活動產生的現金流，這是主要的資金來源；

▪ 定期監測個人客户、承包商、供應商和合資夥伴的風險，並在適當時確保提供育兒擔保或信用證，並酌情采取其他緩解措施，以最大限度地減少違約的影響；

▪ 積極管理維護和增長資本的分配，確保以謹慎和適當的方式使用這些資本，並可以靈活地適應市場狀況。公司繼續行使資本靈活性，以應對大宗商品價格波動及其對運營支出、資本承諾和長期債務的影響；

▪ 監控公司履行到期財務義務的能力或以合理的價格及時將資產貨幣化的能力；

▪ 審查銀行信貸額度和公共債務契約，確保它們符合適用的契約一攬子計劃；以及

▪ 審查公司的借貸能力：

◦公司循環信貸額度下的借款可以參照加元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、倫敦銀行同業拆借利率、SOFR、美國基準利率或加拿大最優惠利率進行定價。

◦該公司在美國商業票據計劃下的借款最多可獲得25億美元的授權。

◦2021年7月，公司提交了一份基礎架構招股説明書，允許在加拿大不時出售高達3億美元的中期票據，該票據將於2023年8月到期。如果發行，這些證券可以按包括利率在內的金額和價格發行，將根據發行時的市場狀況確定。

◦2021年7月，公司提交了一份基礎架招股説明書，允許在美國不時出售高達30億美元的債務證券，該要約將於2023年8月到期。如果發行，這些證券可以按包括利率在內的金額和價格發行，將根據發行時的市場狀況確定。

截至2023年3月31日，公司未提取的循環銀行信貸額度為55.2億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司的流動性約為60.96億美元。該公司還有其他一些支持信用證的專用信貸機構。截至2023年3月31日，該公司已從其商業票據計劃提取了5.88億美元，並在其循環銀行信貸額度下為該計劃下的未償金額準備了儲備能力。

截至2023年3月31日，長期債務淨額為119.32億美元，使債務與賬面資本比率（1）為23.6％（2022年12月31日——21.6％），低於管理層使用的25％至45％的內部區間。在資本項目、收購或大宗商品價格下跌共同出現的時期，可能會超過這一範圍。當經營活動產生的現金流大於當前的投資活動時，公司也可能低於目標區間的低端。公司仍然致力於維持強勁的資產負債表、充足的可用流動性和靈活的資本結構。財務報表附註8中討論了與公司截至2023年3月31日的長期債務有關的更多細節。

公司受財務契約的約束，該契約要求其信貸額度協議中定義的債務賬面資本不得超過65％。截至2023年3月31日，公司遵守了該契約。

公司根據其大宗商品對衝政策定期使用大宗商品衍生金融工具，以降低大宗商品價格波動的風險，並支持公司資本支出計劃的現金流。該政策目前允許對近12個月預算產量的60％進行套期保值，對接下來的13至24個月預計產量的最高40％進行套期保值。就本政策而言，買入看跌期權是上述參數的補充。財務報表附註15中討論了截至2023年3月31日公司未償還的大宗商品衍生金融工具的更多細節。

截至2023年3月31日，某些金融負債（包括長期債務和其他長期負債以及相關利息支付）的到期日如下：

(1) 長期債務僅代表本金償還，不反映利息、原始發行折扣和保費或交易成本。

(2) 其他長期負債中包含的租賃付款僅反映本金支付，如下：少於一年，2.44億美元；一年至少於兩年，1.58億美元；兩年至少於五年，4.13億美元；此後為7.2億美元。

(3) 包括長期債務和其他長期負債的利息和其他融資支出。付款是根據2023年3月31日的適用利息和外匯匯率估算的。

股本

截至2023年3月31日，已發行普通股1,097,39萬股（2022年12月31日——1,102,636,000股普通股）和32,633,000股已發行股票期權（2022年12月31日——3115萬股）。截至2023年5月2日，該公司已發行普通股1,096,088,000股，已發行股票期權為31,532,000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普通股0.5875美元增加28％，至每股普通股0.75美元。股息政策由董事會定期審查，可能會發生變化。

2023年3月8日，公司的普通發行人競標申請獲得批准，發行人競標在自2023年3月13日起至2024年3月12日的12個月內通過多倫多證券交易所、加拿大另類交易平臺和紐約證券交易所的設施購買多達92,296,006股普通股，佔公眾持股量的10％。

在截至2023年3月31日的三個月中，公司以每股普通股76.96美元的加權平均價格購買了890萬股普通股，總成本為6.85億美元。留存收益減少了6.01億美元，這意味着普通股的收購價格超過了平均賬面價值。2023年3月31日之後，公司以每股普通股80.60美元的加權平均價格購買了210萬股普通股，總成本為1.69億美元。

（1）資本管理措施。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

承付款和意外開支

在正常業務過程中，公司已承諾支付某些款項。下表彙總了公司截至2023年3月31日的承諾：

(1) 包括與跨山管道擴建的為期20年的產品運輸協議有關的承諾。

(2) 根據處理協議，公司按比例支付每月服務費中債務部分的25％。通行費中包括截至2058年的40年通行費期內的29.13億美元應付利息。

除上述承諾外，公司還簽訂了與其各種開發項目的工程、採購和施工有關的各種協議。公司可以在接到通知後取消這些合同，不收取任何罰款，但須支付取消之前產生的費用。

法律訴訟和其他突發事件

公司是正常業務過程中發生的多起法律訴訟的被告和原告。此外，公司還受到某些承包商建築索賠的約束。公司認為，可能產生的與任何此類事項有關的任何負債都不會對其合併財務狀況產生重大影響。

關鍵會計政策和估計

財務報表的編制要求公司在適用國際財務報告準則時做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金額不同，這些差異可能很大。對公司重要會計估算的全面討論載於公司截至2022年12月31日止年度的年度MD&A和經審計的合併財務報表中。

控制環境

在截至2023年3月31日的三個月中，財務報告內部控制（“ICFR”）沒有發生任何對公司財務報告內部控制產生重大影響或合理可能對公司財務報告內部控制產生重大影響的變化。由於固有的侷限性，披露控制和程序以及財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述，即使那些經確定有效的控制也只能為財務報表的編制和列報提供合理的保證。

非公認會計準則和其他財務指標

本MD&A包括提及NI 52-112中定義的非公認會計準則和其他財務指標。公司使用這些財務指標來評估其財務業績、財務狀況或現金流，包括非公認會計準則財務指標、非公認會計準則比率、分部指標總額、資本管理指標和補充財務指標。這些財務指標未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指標。公司使用的非公認會計準則和其他財務指標可能無法與其他公司提出的類似指標相提並論，也不應將其視為財務報表中作為衡量公司業績的最直接可比財務指標的替代方案或比其更有意義。下文描述了本MD&A中包含的公司非公認會計準則和其他財務指標，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬情況（如適用）。

調整後的運營淨收益

調整後的運營淨收益是一項非公認會計準則財務指標，用於調整公司合併收益表中列報的扣除税後非經營項目的淨收益。公司認為調整後的運營淨收益是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了公司有能力從其核心業務領域創造税後營業收益。調整後的運營淨收益對賬如下所示。

(1) 基於股份的薪酬包括在公司股票期權計劃和PSU計劃下產生的成本。基於股份的薪酬的公允價值在公司資產負債表上被確認為負債，公允價值的定期變化在淨收益中確認。截至2023年3月31日的三個月，税前股份薪酬為6600萬澳元（截至2022年12月31日的三個月——3.19億美元的支出，截至2022年3月31日的三個月——5.34億美元的支出）。

(2) 衍生金融工具在公司資產負債表上按公允價值確認，非指定套期保值的公允價值變動計入淨收益。由於套期保值標的項目（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財務報表中反映的金額存在重大差異。截至2023年3月31日的三個月，税前未實現的風險管理虧損為2000萬美元（截至2022年12月31日的三個月——虧損1500萬美元，截至2022年3月31日的三個月——虧損2600萬美元）。

(3) 未實現的外匯損益主要源於以美元計價的長期債務轉換為期末匯率，部分被交叉貨幣互換的影響所抵消，並在淨收益中確認。這些未實現的外匯虧損和收益的税前和税後金額相同。

(4) 公司的投資已按公允價值計入損益，每個期間的虧損和收益均計入淨收益。對這些投資虧損和收益的淨税收影響為零。

(5) 截至2022年12月31日，公司確認了與取消北海尼安油田儲量有關的16.2億美元的損耗、折舊和攤銷費用。2022 年當前的監管和經濟狀況以及英國日益艱難的商業前景，包括天然氣和碳成本上漲的影響，促使該公司評估了其北海業務的可行性。在對其開發計劃進行詳細審查後，該公司確定，截至2022年12月31日，尼尼安油田已不再是經濟儲量，已取消登記的相關儲量，並且正在加速廢棄。

（6）其他與省級井場修復計劃下政府補助金收入的影響有關。截至2023年3月31日的三個月中，税前其他為零（截至2022年12月31日的三個月——1,600萬美元，截至2022年3月31日的三個月——3,800萬美元）。

調整後的資金流

調整後的資金流是一項非公認會計準則財務指標，代表公司合併現金流量表中列報的經營活動現金流，並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政府補助收入的影響以及其他長期資產的變動進行了調整。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創造必要的現金流，通過資本投資為未來增長提供資金和償還債務。來自經營活動現金流的調整後資金流對賬情況如下所示。

(1) 非公認會計準則財務指標。放棄支出淨額的核對錶列於下文 “放棄支出淨額” 部分。

(2) 包括股票獎勵計劃的未攤銷成本。

調整後的每股運營淨收益和調整後的資金流（基本和攤薄）

調整後的運營淨收益和調整後的每股普通股（基本和攤薄）資金流是非公認會計準則比率，分別代表這些非公認會計準則指標除以該期間已發行基本和攤薄後普通股的加權平均數，如財務報表附註14所示。這些按每股披露的非公認會計準則指標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。

遺棄支出，淨額

放棄支出（淨額）是一項非公認會計準則財務指標，代表公司年度資本預算中反映的清償資產退休債務的放棄支出。廢棄支出，淨額按廢棄支出計算，如公司合併現金流量表所示，並根據省級井場修復計劃下政府補助收入的影響進行了調整。放棄支出淨額核對情況見下文。

Netback

淨回報是非公認會計準則比率，表示扣除與按單位向市場推出產品相關的所有成本的影響後，核心活動提供的淨現金流。公司認為淨回報是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了公司活動的效率和盈利能力。有關按單位計算原油和液化天然氣、天然氣以及總桶石油當量的淨回報率，請參閲本 MD&A 的 “運營亮點——勘探和生產” 部分。

淨回報計算包括非公認會計準則財務指標：已實現價格和運輸，與財務報表附註17中相應的細列項目進行了核對。

已實現價格（美元/桶和美元/BOE）——勘探與生產

已實現價格（美元/桶和美元/英國央行）是非公認會計準則比率，計算方法是已實現的原油和液化天然氣銷售額以及英國央行已實現的總銷售額（非公認會計準則財務指標）除以各自的銷售量。已實現的原油和液化天然氣銷售額以及英國央行的已實現銷售總額包括混合成本和其他副產品銷售的影響。該公司認為已實現價格是評估其業績的關鍵指標，因為它顯示了公司在市場上獲得的原油和液化天然氣銷售量以及英國央行銷售量所獲得的單位已實現定價。

勘探與生產已實現的原油和液化天然氣銷售與英國央行銷售的對賬以及已實現價格的計算如下所示。

(1) 財務報表附註17中的原油和液化天然氣銷售情況。

(2) 混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的一部分，詳見下文 “運輸——勘探和生產” 部分。

(1) 桶石油當量銷售包括財務報表附註17中的原油和液化天然氣銷售以及天然氣銷售。

(2) 混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的一部分，詳見下文 “運輸——勘探和生產” 部分。

運輸-勘探和生產

運輸（美元/英國央行、美元/桶和美元/Mcf）是非公認會計準則比率，計算方法是運輸（非公認會計準則財務指標）除以相應的銷售量。該公司計算運輸，以證明其向市場交付產品的成本，不包括混合成本的影響。下文列出了勘探和生產運輸的核對情況以及按單位計算的運輸情況。

(1) 財務報表附註17中的運輸、混合和原料。

北美-已實現產品價格和特許權使用費

已實現原油和液化天然氣價格（美元/桶）是非公認會計準則比率，計算方法是已實現原油和液化天然氣銷售額（非公認會計準則財務指標）除以銷量。已實現的原油和液化天然氣銷售包括混合成本的影響。該公司認為已實現的原油和液化天然氣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液化天然氣銷售量所獲得的單位已實現定價。

原油和液化天然氣的特許權使用費率是非公認會計準則比率，計算方法為原油和液化天然氣特許權使用費除以已實現的原油和液化天然氣銷售額。該公司將原油和液化天然氣的特許權使用費率視為評估其業績的關鍵指標，因為它描述了公司按單位計算的原油特許權使用費和液化天然氣銷售量。

下文列出了北美已實現原油和液化天然氣銷售的對賬以及已實現原油和液化天然氣價格和特許權使用費率的計算。

(1) 財務報表附註17中的原油和液化天然氣銷售情況。

(2) 混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的一部分，如上文 “運輸——勘探和生產” 部分所述。

(3) 項目是財務報表附註17中特許權使用費的一部分。

已實現的產品價格和運輸 — 油砂開採和升級

已實現的上合組織銷售價格（美元/桶）是非公認會計準則比率，計算方法為已實現的上合組織銷售額（非公認會計準則財務指標），包括混合和原料成本的影響，除以上合組織銷售量。該公司認為已實現的上合組織銷售價格是評估其業績的關鍵指標，因為它顯示了公司在市場上就其上合組織銷售量獲得的單位實際價格。

運輸（美元/桶）是非公認會計準則比率，計算方法是運輸（非公認會計準則財務指標）除以上海合作組織的銷售量。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。

下文列出了油砂開採和升級已實現的上合組織銷售和運輸的對賬以及上合組織按單位計算的已實現銷售價格和運輸的計算。

(1) 財務報表附註17中的原油和液化天然氣銷售情況。

(2) 財務報表附註17中的運輸、混合和原料。

淨資本支出

淨資本支出是一項非公認會計準則財務指標，代表公司合併現金流量表中列報的用於投資活動的現金流，並根據非現金營運資本的淨變化、投資收益、NWRP次級債務預付款的償還和放棄支出（包括省級井場修復計劃下政府補助收入的影響）進行了調整。公司認為淨資本支出是評估其業績的關鍵指標，因為它可以讓人們瞭解公司的資本支出活動與公司的年度資本預算。淨資本支出對賬情況見下文。

(1) 非公認會計準則財務指標。上文 “放棄支出淨額” 部分列報了放棄支出淨額的對賬情況。

(2) 包括11.17億美元的基本資本支出和2.77億美元的戰略增長資本支出。戰略增長資本支出代表公司自由現金流的分配，這些現金流將用於戰略資本增長機會，這些機會的目標是在未來增加產量，並且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

流動性是一項非公認會計準則財務指標，代表隨時可用的未提取銀行信貸額度、現金和現金等價物以及其他高流動性資產的可用性，以滿足短期融資需求並協助評估公司的財務狀況。公司的流動性計算如下所示。

長期債務，淨額

如財務報表附註13所披露，長期負債淨額是一項資本管理指標，表示長期債務減去現金和現金等價物。

債務與賬面資本之比

正如財務報表附註13所披露的那樣，債務佔賬面資本化是一項資本管理措施，旨在使財務報表用户能夠評估公司的資本結構。

平均已用資本的税後回報率

公司定義的平均使用資本的税後回報率為非公認會計準則比率。該比率按過去十二個月的淨收益加上税後利息和其他融資支出；按過去十二個月平均使用資本（定義為流動和長期債務加上股東權益）的百分比計算。公司認為該比率是評估公司創造利潤的能力和資本使用效率的關鍵指標。公司平均使用資本的税後回報表對賬如下所示。