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，這些期望、估計和預測僅代表截至此類陳述發表之日或包含這些陳述的報告或文件之日較早的預期、估計和預測，並且存在已知和未知的風險和不確定性，這些風險和不確定性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+”）的行動、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、通貨膨脹率上升以及全球經濟衰退導致經濟活動減少的風險），這些狀況可能影響烏克蘭的供需和市場價格等）公司的產品、所需資源的可用性和成本由公司的運營；原油、天然氣和液化天然氣價格的波動性和假設；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、叛亂團體或針對恐怖分子、叛亂團體的行動或其他衝突，包括國家間衝突；公司預防網絡攻擊和其他網絡犯罪並從中恢復過來的能力；行業能力; 能力公司實施其業務戰略，包括勘探和開發活動的能力；公司實施戰略和利用技術來實現氣候變化舉措和排放目標的能力；競爭的影響；公司對訴訟的辯護；地震、鑽探和其他設備的供應和成本；公司及其子公司完成資本計劃的能力；公司及其子公司為其產品確保充足運輸的能力；意外中斷或延誤公司瀝青產品的開採、開採或升級；勘探或開發項目或資本支出方面的計劃可能出現延誤或變化；公司吸引建造、維護和運營其熱礦和油砂開採項目所需的必要勞動力的能力；勘探、生產和銷售原油和天然氣以及開採、開採或升級公司瀝青產品所固有的運營風險和其他困難；瀝青產品的供應和成本融資；公司和其子公司在勘探和開發活動中的成功以及更換和擴大原油和天然氣儲量的能力；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率；生產水平；儲量估計和對目前未被歸類為已證實的原油、天然氣和液化天然氣的可開採數量的估計不準確；政府當局的行動；政府監管和遵守所需的支出它們（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支出的影響）；資產報廢義務；公司流動性是否足以支持其增長戰略並在短期、中期和長期內維持運營；公司資產負債表的實力；公司資本結構的靈活性；公司的税收準備是否充分；以及其他影響收入和支出的情況。

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6月30日的三個月和六個月未經審計的中期合併財務報表（“財務報表”）以及截至2022年12月31日止年度的公司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基準。公司截至2023年6月30日的三個月和六個月的財務報表以及本MD&A是根據國際會計準則委員會（“IASB”）發佈的《國際財務報告準則》（“IFRS”）編制的。

在本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6月30日的三個月和六個月與2022年同期和2023年第一季度的財務業績。隨附的表格是本MD&A不可分割的一部分。與公司有關的更多信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+上查閲，網址為www.sedarplus.ca，並在EDGAR上查閲，網址為www.sec.gov。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管理層和分析。本 MD&A 的日期為 2023 年 8 月 2 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

截至2023年6月30日的六個月中，淨收益為32.62億美元，而截至2022年6月30日的六個月淨收益為66.03億美元。截至2023年6月30日的六個月的淨收益包括扣除税款的營業外收入1.25億美元，而截至2022年6月30日的六個月中，營業外虧損為5.73億美元，這些虧損與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、交叉貨幣互換結算的已實現外匯、投資收益和省級油井修復計劃下的政府補助收入有關。不包括這些項目，截至2023年6月30日的六個月中，調整後的淨運營收益為31.37億美元，而截至2022年6月30日的六個月為71.76億美元。

2023年第二季度的淨收益為14.63億美元，而2022年第二季度為35.02億美元，2023年第一季度為17.99億美元。2023年第二季度的淨收益包括扣除税後的營業外收入2.07億美元，而2022年第二季度的營業外虧損為2.98億美元，2023年第一季度的營業外虧損為8200萬美元，這些虧損與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、交叉貨幣互換結算時已實現的外匯、投資（收益）虧損和政府補助收入的影響有關省級井場地修復計劃。不包括這些項目，2023年第二季度調整後的運營淨收益為12.56億美元，而2022年第二季度為38億美元，2023年第一季度為18.81億美元。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，淨收益和調整後的運營淨收益與截至2022年6月30日的三個月和六個月相比有所下降，主要反映了：

▪ 北美板塊原油和液化天然氣實現定價下跌 (1)；

▪ 油砂開採和升級改造領域的已實現SCO銷售定價 (1) 降低；以及

▪ 降低了勘探和生產領域的天然氣實際定價。

(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。

與2023年第一季度相比，2023年第二季度淨收益和調整後的運營淨收益下降主要反映了：

▪ 減少SCO在油砂開採和升級領域的銷量；

▪ 北美細分市場的原油和液化天然氣銷量下降；以及

▪ 北美細分市場的天然氣銷量和已實現的天然氣定價下降；

部分抵消了：

▪ 北美板塊的原油和液化天然氣淨值上漲。

股票薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、交叉貨幣互換的結算以及投資（收益）損失的影響也促成了淨收益的變動。本 MD&A 的相關章節詳細討論了這些項目。

經營活動產生的現金流和調整後的資金流

截至2023年6月30日的六個月中，來自經營活動的現金流為40.4億美元，而截至2022年6月30日的六個月為87.49億美元。2023年第二季度來自經營活動的現金流為27.45億美元，而2022年第二季度為58.96億美元，2023年第一季度為12.95億美元。同期經營活動現金流的波動主要是由於先前指出的與調整後的運營淨收益波動有關的因素，以及非現金營運資金淨變化的影響。

截至2023年6月30日的六個月中，調整後的資金流為61.71億美元，而截至2022年6月30日的六個月為104.07億美元。2023年第二季度調整後的資金流為27.42億美元，而2022年第二季度為54.32億美元，2023年第一季度為34.29億美元。同期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，其中不包括非現金營運資金、放棄支出、省級井場修復計劃下的政府補助金收入以及其他長期資產變動（包括股票獎勵計劃的未攤銷成本）的影響。

產量

2023年第二季度不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量為846,909桶/日，與2022年第二季度的860,338桶/日相當，較2023年第一季度的962,908桶/日下降了12％。2023年第二季度不計特許權使用費的天然氣產量為2,085百萬立方英尺/日，與2022年第二季度的2105百萬立方英尺/日相當，較2023年第一季度的2,139百萬立方英尺/日下降了3％。2023年第二季度扣除特許權使用費前的總產量為1,194,326英國央行/日，與2022年第二季度的1,211,147英國央行/日相當，較2023年第一季度的1,319,391英國央行/日下降了9％。本MD&A的 “每日產量，扣除特許權使用費” 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板塊中，2023年第二季度已實現的原油和液化天然氣價格 (1) 平均為每桶72.06美元，與2022年第二季度的每桶115.26美元相比下降了37％，較2023年第一季度的每桶58.85美元上漲了22％。已實現的天然氣價格從2022年第二季度的每立方英尺7.93美元下降了68％，至2023年第二季度的平均每立方英尺2.53美元，較2023年第一季度的每立方英尺4.27美元下降了41％。在油砂開採和升級領域，該公司已實現的上合銷售價格從2022年第二季度的每桶137.60美元下降了31％，至2023年第二季度的平均每桶95.08美元，與2023年第一季度的每桶96.07美元相當。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”、“實際產品價格——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。

(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。

製作費用

在該公司的勘探和生產領域，2023年第二季度的原油和液化天然氣生產支出 (1) 平均為每桶18.38美元，較2022年第二季度的每桶19.58美元下降了6％，較2023年第一季度的每桶16.93美元增長了9％。2023年第二季度的天然氣生產支出（1）平均為每立方英尺1.37美元，較2022年第二季度的每立方英尺1.17美元增長了17％，較2023年第一季度的每立方英尺1.47美元下降了7％。在油砂開採和升級領域，2023年第二季度的平均生產支出（1）為每桶31.28美元，較2022年第二季度的每桶33.76美元下降了7％，較2023年第一季度的每桶25.06美元增長了25％。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。

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) 財務報表附註17披露了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三個月中與產品銷售相關的更多細節。

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。

(1) 按各自的生產費用除以各自的銷售量計算。

▪ 原油和液化天然氣銷量——柯比和傑克菲什熱油砂項目的產量波動、報春花熱油項目的週期性質導致的產量波動、公司在北美和國際領域的鑽探計劃的波動、自然下降率、油砂採礦和升級領域的週轉和進站的影響，以及北美細分市場的野火和第三方管道中斷。銷量還反映了國際細分市場因提貨時間和維護活動而產生的波動。

▪ 天然氣銷量 — 由於公司在北美和國際領域的鑽探計劃、自然下降率、收購的影響和時機以及北美細分市場的野火和第三方管道中斷而導致的產量波動。

▪ 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 — 銷售量變化導致的波動，包括收購和處置的影響和時間、探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的尋找和開發成本、開發公司已探明未開發儲量的估計未來成本、受更高耗損率影響的國際銷售量的波動、油砂開採和升級領域的週轉和進站的影響以及可回收性充電與2022年12月31日北海尼尼安油田的儲量取消預訂有關。

▪ 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。

▪（收益）投資損失；收購收益 — 由於投資PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票所致（收益）虧損以及確認收購收益而導致的波動。

商業環境

風險和不確定性

由於需求增長擔憂、利率上升和衰退擔憂繼續給全球原油價格帶來下行壓力，全球基準原油價格在2023年第二季度繼續呈下降趨勢。歐佩克+於2023年6月初決定將減產延長至2024年，此後，又宣佈進一步自願減產，以支持市場的穩定。此外，儘管通貨膨脹壓力正在緩解，但除了大宗商品價格和利率的波動高於正常水平外，該公司的運營和資本支出也經歷了並將繼續面臨通貨膨脹壓力。

流動性

截至2023年6月30日，該公司未提取的循環銀行信貸額度為49.54億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，公司擁有約56億美元的流動性 (1)。公司還有某些其他支持信用證的專用信貸額度。

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。

(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。

北美板塊的原油銷售合約通常基於WTI基準定價。截至2023年6月30日的六個月中，WTI平均為每桶74.92美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶101.44美元下降了26％。2023年第二季度，WTI平均為每桶73.75美元，較2022年第二季度的每桶108.42美元下降了32％，較2023年第一季度的每桶76.11美元下降了3％。

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總體供求。截至2023年6月30日的六個月中，布倫特原油平均價格為每桶79.79美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶105.96美元下降了25％。布倫特原油在2023年第二季度平均為每桶78.37美元，較2022年第二季度的每桶112.67美元下降了30％，較2023年第一季度的每桶81.24美元下降了4％。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，WTI和布倫特原油價格較同期下跌，這主要反映了人們對持續通貨膨脹導致全球需求下降以及隨之而來的利率上升的擔憂。

截至2023年6月30日的六個月中，WCS重差價平均為每桶19.87美元，而截至2022年6月30日的六個月為每桶13.70美元。2023年第二季度WCS重差價平均為每桶15.07美元，而2022年第二季度為每桶12.80美元，2023年第一季度為每桶24.74美元。截至2023年6月30日的六個月中，WCS重差價比2022年同期有所擴大，這主要反映了全球低硫原油定價疲軟，部分原因是市場上有折扣的俄羅斯原油，以及美國戰略石油儲備局的低價原油發佈延續到2023年第一季度。與2023年第一季度相比，2023年第二季度的WCS重差異有所縮小，這主要反映了由於美國中西部某些煉油廠的重啟以及春季產量週轉減少了可用供應而導致的需求增加。

截至2023年6月30日的六個月中，上海合作組織的平均價格為每桶77.42美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶103.76美元下降了25％。2023年第二季度的上海合作組織平均價格為每桶76.67美元，較2022年第二季度的每桶114.35美元下降了33％，與2023年第一季度的每桶78.18美元相當。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，上合組織的定價較同期有所下降，這主要反映了WTI基準定價的下降。

截至2023年6月30日的六個月中，紐約商品交易所的天然氣價格平均為每百萬英熱單位2.76美元，較截至2022年6月30日的六個月的每百萬英熱單位6.05美元下降了54％。紐約商品交易所天然氣價格在2023年第二季度平均為每百萬英熱單位2.10美元，較2022年第二季度的每百萬英熱單位7.17美元下降了71％，較2023年第一季度的每百萬英熱單位3.43美元下降了39％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，紐約商品交易所的天然氣價格較同期下跌，這主要反映了冬季天氣温和導致的儲量減少，再加上北美的產量增加。此外，在供應充足和冬季温和的情況下，全球液化天然氣價格下跌，給紐約商品交易所基準價格帶來了下行壓力。

截至2023年6月30日的六個月中，AECO天然氣價格平均為每吉焦耳3.17美元，較截至2022年6月30日的六個月的每吉焦耳5.15美元下降了38％。AECO天然氣價格在2023年第二季度平均為每吉焦耳2.22美元，較2022年第二季度的每吉焦耳5.95美元下降了63％，較2023年第一季度的每吉焦耳4.12美元下降了46％。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，AECO天然氣價格較同期下跌，這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。

每日製作，不計特許權使用費

(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) 扣除混合和原料成本，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。

截至2023年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量平均為904,588桶/日，與截至2022年6月30日的六個月的902,837桶/日相當。2023年第二季度的原油和液化天然氣平均產量為846,909桶/日，與2022年第二季度的860,338桶/日相當，較2023年第一季度的962,908桶/日下降了12％。2023年第二季度的原油和液化天然氣產量比2023年第一季度有所下降，這主要反映了Horizon和非運營的Scotford Upgrader（“Scotford”）計劃於2023年第二季度完成了週轉活動。

截至2023年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的天然氣產量為2,112百萬立方英尺/日，較截至2022年6月30日的六個月的2,056百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第二季度的天然氣產量為2,085百萬立方英尺/日，與2022年第二季度的2105百萬立方英尺/日相當，較2023年第一季度的2,139百萬立方英尺/日下降了3％。截至2023年6月30日的六個月中，天然氣產量較2022年同期有所增長，這主要反映了強勁的鑽探業績，但部分被野火和第三方管道中斷的影響以及天然氣田減少所抵消。與2023年第一季度相比，2023年第二季度的天然氣產量下降主要反映了野火、影響兩個季度的第三方管道中斷以及天然氣田減少的影響，但強勁的鑽探結果部分抵消了這些影響。

儘管加拿大西部發生了野火，第三方管道在上半年中斷，而且Horizon此前於2023年1月宣佈計劃外停產，但該公司2023年的產量仍計劃在133萬英國央行/日至137.4萬英國央行/日的公司指導區間內，但接近低端。

北美——勘探和生產

截至2023年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的北美原油和液化天然氣產量平均為471,212桶/日，而截至2022年6月30日的六個月為480,860桶/日。2023年第二季度北美原油和液化天然氣產量為465,143桶/日，較2022年第二季度的477,478桶/日下降了3％，較2023年第一季度的477,349桶/日下降了3％。2023年第二季度北美原油和液化天然氣產量較同期有所下降，這主要反映了野火、第三方管道中斷、計劃中的熱能週轉活動以及自然油田減少的影響，但強勁的鑽探結果部分抵消了這些影響。

該公司的現場熱資產繼續表現出長壽命低的特許權使用費前產量下降，2023年第二季度的平均產量為238,941桶/日，較2022年第二季度的249,938桶/日下降了4％，與2023年第一季度的242,884桶/日相當。與前幾期相比，2023年第二季度的導熱油主要反映了Primrose在該季度完成的計劃週轉活動的影響，以及自然油田減少的影響，但被柯比增產墊的新增產量所抵消。

鵜鶘湖2023年第二季度不計特許權使用費的重質原油產量平均為47,151桶/日，較2022年第二季度的51,112桶/日下降了8％，與2023年第一季度的48,244桶/日持平，這表明鵜鶘湖的長期低產量下降。

截至2023年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,100百萬立方英尺/日，較截至2022年6月30日的六個月的2,039百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第二季度的天然氣平均產量為2,072百萬立方英尺/日，與2022年第二季度的2,089百萬立方英尺/日相當，較2023年第一季度的2,127百萬立方英尺/日下降了3％。截至2023年6月30日的六個月中，天然氣產量較2022年同期有所增長，這主要反映了強勁的鑽探業績，但部分被野火和第三方管道中斷的影響以及天然氣田減少所抵消。與2023年第一季度相比，2023年第二季度的天然氣產量下降主要反映了野火、影響兩個季度的第三方管道中斷以及天然氣田減少的影響，但強勁的鑽探結果部分抵消了這些影響。

北美——油砂開採和升級

截至2023年6月30日的六個月中，上海合作組織扣除特許權使用費前的產量為406,453桶/日，較截至2022年6月30日的六個月的393,188桶/日增長了3％。上合組織2023年第二季度的產量為355,246桶/日，與2022年第二季度的356,953桶/日相當，較2023年第一季度的458,228桶/日下降了22％。上合組織2023年第二季度的產量比2023年第一季度有所下降，這主要反映了Horizon和Scotford計劃中的週轉活動在第二季度完成。

國際-勘探與生產

截至2023年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的國際原油和液化天然氣產量平均為26,923桶/日，較截至2022年6月30日的六個月的28,789桶/日下降6％。2023年第二季度國際原油和液化天然氣產量平均為26,520桶/日，與2022年第二季度的25,907桶/日相當，較2023年第一季度的27,331桶/日下降了3％。截至2023年6月30日的六個月中，原油和液化天然氣產量較2022年同期下降，2023年第二季度較2023年第一季度有所下降，這主要反映了自然油田的減少。

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

截至2023年6月30日的六個月，北美已實現的原油和液化天然氣價格從截至2022年6月30日的六個月的每桶102.25美元下降了38％，至平均每桶63.66美元。北美已實現的原油和液化天然氣價格從2022年第二季度的每桶113.37美元下降了39％，至2023年第二季度的平均每桶69.44美元，較2023年第一季度的每桶57.99美元上漲了20％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，與2022年同期相比有所下降，這主要是由於WTI基準定價的下跌以及WCS重差價的擴大。與2023年第一季度相比，2023年第二季度的增長主要反映了WCS重差異指數的縮小，但部分被WTI基準定價的下跌所抵消。該公司繼續專注於其原油調和營銷策略，並在2023年第二季度為WCS流貢獻了約21.3萬桶/日的重質原油混合物。

截至2023年6月30日的六個月，北美已實現的天然氣價格從截至2022年6月30日的六個月的每立方英尺6.59美元下降了49％，至平均每立方英尺3.35美元。北美已實現的天然氣價格從2022年第二季度的每立方英尺7.90美元下降了69％，至2023年第二季度的平均每立方英尺2.47美元，從2023年第一季度的每立方英尺4.22美元下降了41％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，與同期相比有所下降，這主要反映了AECO基準和出口價格的下降。

按產品類型劃分的北美勘探和生產價格比較如下：

(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

截至2023年6月30日的六個月，國際已實現的原油和液化天然氣價格從截至2022年6月30日的六個月的每桶136.71美元下降了25％，至平均每桶102.58美元。國際已實現的原油和液化天然氣價格從2022年第二季度的每桶144.82美元下降了28％，至2023年第二季度的平均每桶103.64美元，從2023年第一季度的每桶98.60美元上漲了5％。任何特定時期的原油和液化天然氣每桶的已實現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上調時的現行原油價格和外匯匯率。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，已實現的原油和液化天然氣價格較2022年同期有所下降，這反映了上調時的布倫特原油基準定價，以及加元走勢的影響。與2023年第一季度相比，2023年第二季度已實現的原油和液化天然氣價格的上漲主要反映了提振的時機。

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

截至2023年6月30日的三個月和六個月以及同期的北美原油、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走勢、WCS重差價的波動以及特許權使用費率下滑的影響。

在截至2023年6月30日的六個月中，原油和液化天然氣特許權使用費 (1) 平均約佔產品銷售額的17％，而截至2022年6月30日的六個月中，這一比例為產品銷售額的22％。2023年第二季度，原油和液化天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的17％，而2022年第二季度為23％，2023年第一季度為17％。截至2023年6月30日的三個月和六個月的特許權使用費率較2022年同期有所下降，這主要是由於基準價格的降低以及WCS重差異的擴大。

截至2023年6月30日的六個月中，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的5％，而截至2022年6月30日的六個月中，這一比例為產品銷售額的10％。2023年第二季度，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的3％，而2022年第二季度為11％，2023年第一季度為6％。截至2023年6月30日的三個月和六個月的特許權使用費率較同期有所下降，這主要是由於基準價格的降低。

(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。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，特許權使用費佔產品銷售額的百分比平均約為10％，而截至2022年6月30日的六個月中，特許權使用費佔產品銷售額的7％。2023年第二季度特許權使用費佔產品銷售額的百分比平均約為10％，而2022年第二季度為9％，2023年第一季度為9％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了各個領域的提貨時間和支付狀況。

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

截至2023年6月30日的六個月中，北美原油和液化天然氣的平均生產支出為每桶16.23美元，而截至2022年6月30日的六個月為每桶16.10美元。2023年第二季度的北美原油和液化天然氣生產支出為每桶15.64美元，較2022年第二季度的每桶17.45美元下降了10％，較2023年第一季度的每桶16.82美元下降了7％。與2022年第二季度相比，2023年第二季度原油和液化天然氣每桶的生產支出有所下降，這主要反映了天然氣燃料成本的降低，但部分被服務和電力成本上漲的影響以及野火和第三方管道中斷對產量的影響所抵消。2023年第二季度每桶原油和液化天然氣生產支出較2023年第一季度有所下降，這主要反映了天然氣燃料成本的降低，但部分被野火和第三方管道中斷的影響所抵消。

截至2023年6月30日的六個月中，北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.39美元，較截至2022年6月30日的六個月的每立方英尺1.21美元增長了15％。2023年第二季度的北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.35美元，較2022年第二季度的每立方英尺1.15美元增長了17％，較2023年第一季度的每立方英尺1.43美元下降了6％。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每立方英尺的天然氣生產支出比2022年同期有所增加，這主要反映了服務和電力成本的上漲，以及野火和第三方管道中斷對產量的影響。2023年第二季度每立方英尺的天然氣生產支出比2023年第一季度有所下降，這主要反映了季節性天氣條件的影響，但部分被野火和第三方管道中斷的影響所抵消。

國際

截至2023年6月30日的六個月中，國際原油和液化天然氣的生產支出平均為每桶45.27美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶42.96美元增長了5％。2023年第二季度國際原油和液化天然氣生產支出為每桶51.50美元，較2022年第二季度的每桶53.02美元下降了3％，較2023年第一季度的每桶21.90美元增長了135％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每桶原油和液化天然氣的生產費用與2022年同期相比的波動主要反映了不同成本結構、2023年能源成本較低以及外匯波動的各個油田的提貨時間。與2023年第一季度相比，2023年第二季度國際原油和液化天然氣每桶的生產支出有所增加，這主要反映了第一季度沒有從該公司在北海的平臺上開採原油的影響。

損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

(1) 計算方法為損耗、折舊和攤銷除以銷售量。有關銷量，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6月30日的六個月中，每隻英國央行的損耗、折舊和攤銷費用為12.20美元，與截至2022年6月30日的六個月中每隻英國央行12.27美元相當。2023年第二季度每隻英國央行的損耗、折舊和攤銷費用為12.26美元，與2022年第二季度的每隻英國央行12.14美元和2023年第一季度的每隻英國央行12.14美元相當。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，每位英國央行的資產退休義務增加支出為0.93美元，較截至2022年6月30日的六個月中每位英國央行的0.55美元增長了69％。2023年第二季度的每位英國央行0.93美元的資產退休義務增加支出從2022年第二季度的每隻英國央行0.55美元增長了69％，與2023年第一季度的每位英國央行0.94美元相當。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每位英國央行的資產報廢義務增加支出比2022年同期有所增加，這主要反映了2022年對資產報廢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

該公司利用其在Horizon和AOSP基地的技術專長，繼續專注於安全、可靠和高效的運營。上合組織2023年第二季度的平均產量為355,246桶/日，這主要反映了Horizon和Scotford計劃在本季度完成的週轉活動。

該公司2023年第二季度的生產支出為9.97億美元，較2022年第二季度的10.77億美元減少了7％，較2023年第一季度的10.42億美元下降了4％。與同期相比的減少主要反映了天然氣成本的降低，但部分被服務成本的上漲所抵消。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，上海合作組織的已實現銷售價格平均為每桶95.64美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶123.42美元下降了23％。2023年第二季度的SCO已實現銷售價格平均為每桶95.08美元，較2022年第二季度的每桶137.60美元下降了31％，與2023年第一季度的每桶96.07美元相當。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，上海合作組織的已實現銷售價格比2022年同期有所下降，這主要反映了WTI基準定價的下降。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每桶瀝青特許權使用費比2022年同期有所下降，這主要反映了現行瀝青定價下跌以及特許權使用費率下滑的影響。與2023年第一季度相比，2023年第二季度的增長主要反映了現行瀝青價格上漲的影響。

截至2023年6月30日的六個月中，平均每桶運輸費用為1.74美元，而截至2022年6月30日的六個月中，運輸費用為每桶1.77美元。2023年第二季度的平均運輸費用為每桶2.03美元，與2022年第二季度的每桶2.05美元相當，較2023年第一季度的每桶1.52美元增長了34％。2023年第二季度每桶的運輸費用比2023年第一季度有所增加，這主要反映了第二季度銷量減少和美國墨西哥灣沿岸銷量增加的影響。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，生產支出為每桶27.76美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶28.68美元下降了3％。2023年第二季度的平均生產支出為每桶31.28美元，較2022年第二季度的每桶33.76美元下降了7％，較2023年第一季度的每桶25.06美元增長了25％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每桶的生產支出比2022年同期有所下降，這主要反映了天然氣燃料成本的降低，但部分被服務成本的上漲所抵消。2023年第二季度每桶的生產支出比2023年第一季度有所增加，這主要反映了第二季度的銷量下降。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，每桶12.67美元的損耗、折舊和攤銷費用為每桶12.67美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶11.97美元增長了6％。2023年第二季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶13.88美元，較2022年第二季度的每桶12.92美元增長了7％，較2023年第一季度的每桶11.74美元增長了18％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，按每桶計算的耗盡、折舊和攤銷費用比2022年同期有所增加，這主要反映了2023年第二季度取消確認以及租賃資產折舊增加的影響。2023年第二季度按每桶計算的耗盡、折舊和攤銷費用比2023年第一季度有所增加，這主要反映了第二季度銷量減少和取消認可的影響。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，資產報廢義務的增加支出為每桶0.53美元，較截至2022年6月30日的六個月的每桶0.43美元增長了23％。2023年第二季度的資產退休義務增加支出為每桶0.62美元，較2022年第二季度的每桶0.48美元增長了29％，較2023年第一季度的每桶0.47美元增長了32％。截至2023年6月30日的三個月和六個月中，按每桶計算的資產報廢義務增加支出比2022年同期有所增加，這主要反映了2022年對資產報廢義務進行的成本估算和貼現率修訂的影響。2023年第二季度按每桶計算的資產報廢義務增加支出比2023年第一季度有所增加，這主要反映了第二季度銷量減少的影響。

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84兆瓦熱電聯產廠的50％運營權益以及該公司對西北紅水合夥企業（“NWRP”）的50％股權投資。

NWRP經營着一家50,000桶/日的瀝青升級廠和煉油廠，為公司加工約12,500桶/日（25％的收費人）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/日（75％的收費人）瀝青原料。該公司無條件地有義務在截至2058年的40年收費期內按比例支付每月收費服務通行費債務部分的25％。柴油和成品油的銷售以及相關的煉油費在中游和煉油領域得到認可。2023年第二季度，超低硫柴油和其他成品油的平均產量為79,112英國央行/日（截至2022年6月30日的三個月為19,778英國央行/日），（截至2022年6月30日的三個月——75,418英國央行/日；公司為18,855英國央行/日），反映了25％的通行費支付者承諾。

截至2023年6月30日，該公司在NWRP的股權虧損和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.68億美元（2022年12月31日為5.51億美元）。在截至2023年6月30日的三個月中，公司未確認的股權虧損份額為100萬美元（截至2023年6月30日的六個月——未確認的股權虧損為1,700萬美元；截至2022年6月30日的三個月，未確認的股權虧損為1,500萬美元；截至2022年6月30日的六個月——未確認的股權虧損為2500萬美元）。

管理費用

(1) 按管理費用除以銷售量計算。

(2) 公司總銷售量。

截至2023年6月30日的六個月中，每位英國央行的管理費用為0.99美元，較截至2022年6月30日的六個月的每位英國央行0.94美元增長了5％。2023年第二季度的管理費用為每位英國央行1.09美元，較2022年第二季度的每位英國央行0.89美元增長了22％，較2023年第一季度的每位英國央行0.90美元增長了21％。在截至2023年6月30日的三個月和六個月中，每位英國央行的管理費用比同期有所增加，這主要是由於人事和公司成本的增加，但部分被更高的管理費用回收所抵消。2023年第二季度每家英國央行的管理費用比2023年第一季度有所增加，這也反映了第二季度銷售量減少的影響。

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6月30日的六個月中，公司確認了1.36億美元的股票薪酬支出，這主要是由於對未償還股票期權的公允價值進行了衡量，這些期權與前一時期授予的股票期權的正常分級歸屬的影響、該期間行使或交出的既得股票期權的影響以及公司股價的變化有關。

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) 計算方法為長期債務和租賃負債的平均利息支出除以平均長期債務和租賃負債餘額。公司向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。

截至2023年6月30日的六個月中，每家英國央行的利息和其他融資支出為每隻英國央行1.46美元，與截至2022年6月30日的六個月中每隻英國央行1.43美元相當。2023年第二季度每家英國央行的利息和其他融資支出從2022年第二季度的每隻英國央行1.46美元增長了12％，至1.63美元，從2023年第一季度的每隻英國央行的1.30美元增長了25％。2023年第二季度每家英國央行的利息和其他融資支出比同期有所增加，這主要反映了更高的利率對浮動利率長期債務的影響以及2023年第二季度銷售量減少的影響。

截至2023年6月30日的三個月和六個月中，該公司的平均有效利率比同期有所上升，這主要是由於2023年持有的浮動利率長期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。

在截至2023年6月30日的六個月中，已實現的風險管理淨收益與外幣合約的結算有關，部分被天然氣金融工具的已實現虧損所抵消。截至2023年6月30日的六個月中，該公司的風險管理活動未實現淨虧損為1,600萬美元（税後1,400萬美元，合200萬美元），其中包括2023年第二季度（截至2023年3月31日的三個月）的未實現淨收益400萬美元（税後200萬美元）——未實現虧損2000萬美元，税後1,600萬美元為400萬美元；截至2022年6月30日的三個月 — 未實現收益為2100萬美元，税後1,600萬美元為500萬美元；截至2022年6月30日的六個月中，未實現虧損為500萬美元，100萬美元税後400萬美元）。

截至2023年6月30日，與未償還的衍生金融工具相關的更多細節將在財務報表附註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。

截至2023年6月30日的六個月中，已實現的淨外匯虧損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所致。截至2023年6月30日的六個月中，未實現的外匯淨收益主要與未償美元債務的折算有關。截至2023年6月30日，美元/加元的匯率為0.7554美元（2023年3月31日——0.7392美元，2022年6月30日——0.7769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) 在調整後的運營淨收益中包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理和放棄支出回收。

(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。

截至2023年6月30日的三個月和六個月以及同期的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納税項目的影響，以及公司運營所在國的司法管轄區所得和税率差異對淨收益的影響。

截至2023年6月30日的三個月和六個月以及可比時期的當前企業所得税以及北海的當期和遞延PRT，包括與公司北海平臺退役活動相關的放棄支出結轉的影響。

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。

截至2023年6月30日的六個月中，淨資本支出為30.63億美元，而截至2022年6月30日的六個月淨資本支出為29.05億美元。根據公司的資本預算，截至2023年6月30日的六個月的淨資本支出包括25.02億美元的基礎資本支出（1）和5.46億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。

與最初的預算相比，2023年油砂開採和升級改造以及北美勘探和生產的資本預算合計增加了2億美元。油砂開採和升級改造增加了約1.3億美元，這主要反映了第三方服務成本的增加以及與持續活動相關的範圍變化，以確保安全有效的運營。其餘約7,000萬美元涉及北美的勘探和生產以及熱力作業，這主要是由於非運營和修井活動增加以及通貨膨脹壓力。該公司2023年的目標總資本計劃增長了4％，達到約54億美元。

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)