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

本文件或此處以引用方式納入的文件中與加拿大自然資源有限公司（“公司”）相關的某些陳述構成適用證券立法所指的前瞻性陳述或信息（以下統稱為 “前瞻性陳述”）。前瞻性陳述可以用 “相信”、“預測”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“目標”、“預測”、“目標”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求” 等詞語來識別, “日程安排”, “提議”, “願望” 或暗示未來結果或有關前景陳述的類似性質的表述.本管理層對公司財務狀況和經營業績的討論與分析（“MD&A”）中提供的與預期未來大宗商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產費用、資本支出、所得税支出和其他目標相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有和未來開發相關的計劃和預期結果，包括但不限於以下方面的計劃和預期結果：公司在地平線油砂（“Horizon”）、阿薩巴斯卡油砂項目（“AOSP”）、報春花熱油項目、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的資產升級廠和煉油廠；由第三方建造新的管道容量或擴大現有的管道容量或其他方式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；某些資產的放棄及其時機；技術和技術創新的開發和部署；公司完成增長項目和長期負責任和可持續增長的財務能力；以及路徑聯盟的影響（“Pathways”）的倡議和活動，政府對Pathways的支持和石油生產實現淨零排放的能力也構成前瞻性陳述。這些前瞻性陳述基於年度預算和多年期預測，並根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡在全年進行必要的審查和修訂。這些陳述不能保證未來的表現，並且存在一定的風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證這些陳述所依據的計劃、舉措或預期會發生。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，即所描述的儲備金在未來可以盈利。在估算已探明和探明的數量以及可能的原油、天然氣和液化天然氣儲量以及預測未來的產量和開發支出時間方面，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。

前瞻性陳述基於當前對公司和公司經營所在行業的預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅代表此類陳述發表之日或載有這些陳述的報告或文件之日止，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或暗示的任何未來業績、業績或成就存在重大差異向前看聲明。除其他外，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+”）的行動所致、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、通貨膨脹加劇以及全球衰退導致經濟活動減少的風險），這些狀況可能影響公司產品的需求和供應以及市場價格等，以及所需資源的可用性和成本公司的運營；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、叛亂團體的行動或其他衝突，包括國家間衝突；公司預防網絡攻擊、其他網絡相關犯罪和其他網絡相關事件並從中恢復的能力;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在預期時間表內實現氣候變化舉措和排放目標的能力；競爭的影響；公司的訴訟辯護；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其充足交通的能力產品；公司瀝青產品的開採、開採或升級出現意外中斷或延誤；勘探或開發項目或資本支出計劃可能出現延遲或變化；公司吸引建造、維護和運營其熱和油砂開採項目所需勞動力的能力；原油和天然氣勘探、生產和銷售以及採礦、開採或升級所固有的運營風險和其他困難公司的瀝青產品；融資的可得性和成本；公司及其子公司在勘探和開發活動中的成功及其替代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；整合收購公司和資產業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估算不精確，對目前未歸類為已證原油、天然氣和液化天然氣的可開採量的估計；政府當局的行動；法規及其遵守所需的支出（尤其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、中期和長期內維持其運營；公司資產負債表的實力；

公司資本結構的靈活性；公司税收準備的充足性；以及其他影響收入和支出的情況。

該公司的運營已經並將來可能會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、價格或集資率控制以及環境保護法規。如果其中一項或多項風險或不確定性得以實現，或者如果公司的任何假設被證明不正確，則實際業績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肯定地確定，因為這些因素取決於其他因素，而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。儘管根據發佈此類前瞻性陳述之日獲得的信息，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。這些警示性陳述對隨後歸因於公司或代表公司行事的人的所有前瞻性陳述，無論是書面還是口頭陳述，均明確進行了全面限定。除非適用法律的要求，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、未來事件還是其他因素，還是影響該信息的上述因素造成的。

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，其中包括非公認會計準則和國家儀器52-112——非公認會計準則和其他財務指標披露（“NI 52-112”）中定義的其他財務指標。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中包含的公司非公認會計準則和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬情況（如適用），載於本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

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12月31日的三個月和年度的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日止年度的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12月31日的三個月和年度的財務報表以及本MD&A是根據國際會計準則理事會（“IASB”）發佈的《國際財務報告準則》（“IFRS”）編制的。

在本次MD&A中，產量和單位統計數據以 “未計特許權使用費” 或 “公司總收入” 為基礎列報，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，還以稱為桶油當量（“BOE”）的通用單位提到了原油和天然氣。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”）（6 Mcf：1 bbl）來得出的。這種轉換可能會產生誤導，特別是如果單獨使用，因為 6 Mcf: 1 bbl 的比率基於主要適用於燃燒器尖端的能量等效轉換方法，並不代表井口的價值等價物。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6 Mcf:1 bbl 的轉換比率作為價值指標可能會產生誤導。此外，就本MD&A而言，原油被定義為包括以下大宗商品：輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）和SCO。以 “扣除特許權使用費” 或 “公司淨額” 為基礎的生產也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及公司截至2023年12月31日的三個月和年度與2022年同期和2023年第三季度相比的財務業績。隨附表格是本管理層與分析報告不可分割的一部分。與公司有關的其他信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+的www.sedarplus.ca和EDGAR的www.sedarplus.ca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MD＆A。本MD&A的日期為2024年2月28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。

(4) 非公認會計準則財務指標。該措施的構成已在所有報告期內進行了更新。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

財務亮點摘要

合併淨收益和調整後的運營淨收益

截至2023年12月31日止年度的淨收益為82.33億美元，而截至2022年12月31日的年度淨收益為109.37億美元。截至2023年12月31日止年度的淨收益包括扣除税後的非營業虧損3億美元，而截至2022年12月31日止年度的非營業虧損為19.26億美元，這些虧損涉及基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、交叉貨幣互換結算和美元債務證券償還的已實現外匯、投資收益、與估計值增加相關的可收回費用計劃中的未來放棄成本2023年北海尼尼安油田的退役活動，與2022年北海尼尼安油田儲量取消預訂相關的可回收費用，以及2022年省級井場恢復計劃下的政府補助收入。不包括這些項目，截至2023年12月31日止年度的調整後運營淨收益為85.33億美元，而截至2022年12月31日的年度為128.63億美元。

2023年第四季度的淨收益為26.27億美元，而2022年第四季度為15.2億美元，2023年第三季度為23.44億美元。2023年第四季度的淨收益包括扣除税後的營業外收入為8,100萬美元，而2022年第四季度的營業外虧損為6.74億美元，2023年第三季度的非營業虧損為5.06億美元，這些損失與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、已實現的外匯對償還美元債務證券的影響、投資虧損（收益）、回收有關與未來估計值的增加相關的承保費2023年北海尼尼安油田計劃退役活動的放棄費用，與2022年北海尼尼安油田儲量取消預訂相關的可回收費用，以及2022年省級井場恢復計劃下的政府補助收入。不包括這些項目，2023年第四季度調整後的運營淨收益為25.46億美元，而2022年第四季度為21.94億美元，2023年第三季度為28.5億美元。

截至2023年12月31日止年度的淨收益和調整後的運營淨收益與截至2022年12月31日的年度相比下降主要反映了：

▪ 降低北美勘探和生產領域的已實現原油和液化天然氣價格（1）；

▪ 降低上合組織在油砂開採和升級領域的已實現銷售定價 (1)；以及

▪ 降低勘探和生產領域的已實現天然氣定價；

部分抵消了：

▪ 油砂開採和升級板塊的SCO銷量增加；以及

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量增加。

與2022年第四季度相比，2023年第四季度的淨收益和調整後的運營淨收益的增長主要反映了：

▪ 油砂開採和升級板塊的SCO銷量增加；以及

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量增加；

部分抵消了：

▪ 降低油砂開採和升級板塊已實現的SCO銷售定價；以及

▪ 降低北美勘探和生產領域的已實現天然氣價格。

自2023年第三季度以來，2023年第四季度淨收益和調整後運營淨收益的變動主要反映了：

▪ 勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量增加；以及

▪ 北美勘探和生產領域的天然氣銷量和淨回報率增加；

部分抵消了：

▪ 降低北美勘探和生產領域的已實現原油和液化天然氣價格；以及

▪ 降低油砂開採和升級板塊的已實現SCO銷售定價。

基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、投資損失（收益）的影響也促成了淨收益的變動。本管理報告和答案的相關章節詳細討論了這些項目。

英國當前的監管和經濟狀況以及日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上漲的影響，促使該公司評估了2022年北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，該公司確定尼尼安油田已不再經濟，截至2022年12月31日取消了原油儲量的預訂，並且正在加速放棄。結果，公司完成了對北海資產的可收回性評估，並確認了與尼尼安油田不動產、廠房和設備相關的6.51億美元（税後）的非現金費用，包括扣除9.69億美元的遞延所得税回收額後的16.2億美元可收回費用，計入損耗、折舊和攤銷費用。

截至2023年12月31日，由於項目範圍的修訂和當前的成本環境，公司確認了1.13億美元的非現金費用（税後），這與其對北海尼尼安油田未來廢棄成本的估計增加有關。非現金費用包括在損耗、折舊和攤銷費用中確認的4.36億美元的可收回費用，減去3.23億美元的遞延税收回款。隨着放棄工作的進展，公司對其資產報廢義務負債的估計，包括尼尼安現場可回收費用和相關的税收回款，未來可能會進行修訂。

來自經營活動的現金流和調整後的資金流

截至2023年12月31日止年度的經營活動現金流為123.53億美元，而截至2022年12月31日的年度為193.91億美元。2023年第四季度來自經營活動的現金流為48.15億美元，而2022年第四季度為45.44億美元，2023年第三季度為34.98億美元。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運營淨收益的波動以及非現金營運資金淨變動的影響有關的因素。

(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。

截至2023年12月31日止年度的調整後資金流為152.74億美元，而截至2022年12月31日止年度的調整後資金流為197.91億美元。2023年第四季度調整後的資金流為44.19億美元，而2022年第四季度為41.76億美元，2023年第三季度為46.84億美元。同期調整後資金流的波動主要是上述與經營活動現金流波動相關的因素造成的，不包括非現金營運資金淨變動、放棄支出、省級井場修復計劃下的政府補助收入以及其他長期資產變動的影響，包括股票獎勵計劃的未攤銷成本、延期PRT回收的應計利息和預付的服務通行費成本。

產量

2023年第四季度不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量創歷史新高，為1,047,541桶/日，較2022年第四季度的942,258桶/日增長了11％，與2023年第三季度的1,035,153桶/日相當。2023年第四季度不計特許權使用費的天然氣產量創歷史新高，為2,231毫立方英尺/日，較2022年第四季度的2,115百萬立方英尺/日增長了5％，較2023年第三季度的2,151毫立方英尺/日增長了4％。2023年第四季度不計特許權使用費的總產量為1,419,313英國央行/日，較2022年第四季度的1,294,679英鎊/日增長了10％，與2023年第三季度的1,393,614英國央行/日相當。本MD&A的 “每日產量，不計特許權使用費” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣的產量。

產品價格

在該公司的勘探和生產領域，2023年第四季度的已實現原油和液化天然氣價格平均為每桶69.39美元，與2022年第四季度的每桶69.34美元相當，較2023年第三季度的每桶87.83美元下降了21％。已實現天然氣價格從2022年第四季度的每立方英尺6.39美元下降了56％，至2023年第四季度的平均每立方英尺2.80美元，與2023年第三季度的每立方英尺2.81美元相當。在油砂開採和升級領域，該公司的SCO已實現銷售價格從2022年第四季度的每桶103.79美元下降了5％，至2023年第四季度的平均每桶98.73美元，從2023年第三季度的每桶108.55美元下降了9％。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年第四季度原油和液化天然氣的生產費用（1）平均為每桶15.05美元，較2022年第四季度的每桶20.37美元下降了26％，較2023年第三季度的每桶14.40美元增長了5％。2023年第四季度的天然氣生產支出（1）平均為每立方英尺1.13美元，較2022年第四季度和2023年第三季度的每立方英尺1.25美元下降了10％。在油砂開採和升級領域，2023年第四季度的生產費用（1）平均為每桶20.96美元，較2022年第四季度的每桶25.48美元下降了18％，較2023年第三季度的每桶22.12美元下降了5％。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、液化天然氣和天然氣生產費用。

(1) 計算方法為各自的生產費用除以相應的銷售量。

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12月31日和2022年12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 — 全球供需波動，包括歐佩克+的原油產量水平及其對世界供應的影響，地緣政治和市場不確定性的影響，包括俄羅斯入侵烏克蘭導致的不確定性對全球基準定價的影響，北美頁巖油產量的影響，加拿大西部精選（“WCS”）與位於俄克拉荷馬州庫欣的西德克薩斯中質參考位置的重大差異（“WTI”）美國，以及WTI和即期布倫特原油（“布倫特原油”）之間差額的影響）國際細分市場的基準定價。

▪ 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。

▪ 原油和液化天然氣銷售量 — Kirby 和 Jackfish 熱油砂項目的產量波動、Primrose 熱油項目的週期性質導致的產量波動、公司在北美勘探和生產領域的鑽探計劃的波動、自然下降率、油砂採礦和升級板塊檢修和進站的影響，以及 2023 年北美勘探中的野火和第三方管道中斷和生產部門。銷量也反映了國際細分市場的起重和維護活動時機造成的波動。

▪ 天然氣銷量——由於公司在北美勘探和生產領域的鑽探計劃、自然下降率、收購的影響和時機以及2023年北美勘探和生產領域的野火和第三方管道中斷，產量波動。

▪ 生產費用 — 波動主要是由服務需求和成本、產品組合和產量的波動、季節性條件、碳税增加、能源成本波動、通貨膨脹成本壓力、所有細分市場的成本優化、油砂開採和升級板塊的檢修和進站以及國際板塊的維護活動所致。

▪ 損耗、折舊和攤銷費用 — 銷售量、探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的勘探和開發成本、開發公司已探明未開發儲量的未來估計成本、耗盡率較高導致的國際銷售量波動、油砂開採和升級板塊檢修和進站的影響、與未來放棄估計增加有關的可回收費用的成本計劃於2023年在北海尼尼安油田進行退役活動，以及與2022年12月31日北海尼尼安油田退訂儲量有關的可回收費用。

▪ 基於股份的薪酬 — 因衡量公司基於股份的薪酬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虧損以及隨後對公司風險管理活動進行結算而產生的波動。

▪ 利息支出——由於長期債務水平變化而產生的波動，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石油收入税（“PRT”）遞延回收的影響。

▪ 外匯 — 加元兑美元的波動，影響公司原油和天然氣銷售的已實現價格，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，但任何未償還的交叉貨幣掉期套期保值的影響部分抵消了這些損益。

▪ 投資虧損（收益）——由於投資PrairieSky Royalty Ltd.股票的虧損（收益）而產生的波動。

商業環境

風險和不確定性

為應對持續通貨膨脹和對全球經濟衰退的擔憂而上升的利率給2023年全球原油基準定價帶來了下行壓力，地緣政治緊張局勢的加劇導致了整個2023年的價格波動。2023年第四季度非歐佩克供應的增加和創紀錄的美國產量減少了先前宣佈的歐佩克+減產的影響。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，公司的運營和資本支出已經經歷了並將繼續面臨通貨膨脹壓力。

流動性

截至2023年12月31日，該公司尚未提取的循環銀行信貸額度為54.5億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資，該公司的流動性約為68.52億美元（1）。該公司還有其他一些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。

資本支出

2023年12月14日，公司公佈了其2024年資本預算（2），目標為約54.2億美元，目標是在2024年實現短期產量增長，在2025年及以後實現中長期產量和產能增長。2024年的產量目標在133萬英國央行/日至138萬英國央行/日之間。此外，該公司的目標是2024年的放棄支出為6.35億美元。年度預算是全年制定和審查的，必要時可以在價格波動、項目回報以及項目風險和時間範圍平衡的背景下進行更改。2024年的資本預算和有針對性的放棄支出構成前瞻性陳述。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。

(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。

(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。

基準大宗商品價格

該公司幾乎所有的產品都是根據美元基準定價出售的。具體而言，原油是根據西德克薩斯中質原油和布倫特原油指數銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考價格，該參考定價來自紐約商品交易所的參考價格，並根據其與紐約商品交易所Henry Hub交割點的基準或位置差異進行了調整。該公司的已實現價格直接受到外匯匯率波動的影響。產品收入繼續受到加元變動的影響，因為該公司從原油和天然氣銷售中獲得的加元銷售價格基於美元計價的基準。

北美的原油銷售合同通常基於WTI的基準定價。截至2023年12月31日的財年，WTI平均每桶77.61美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶94.23美元下降了18％。西德中質原油2023年第四季度的平均價格為每桶78.33美元，較2022年第四季度的每桶82.62美元下降了5％，較2023年第三季度的每桶82.18美元下降了5％。

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。截至2023年12月31日的財年，布倫特原油平均價格為每桶82.61美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶99.80美元下降了17％。布倫特原油2023年第四季度的平均價格為每桶84.06美元，較2022年第四季度的每桶88.15美元下降了5％，較2023年第三季度的每桶86.68美元下降了3％。

截至2023年12月31日的三個月和年度的WTI和布倫特原油價格較2022年同期有所下降，這主要反映了對持續通貨膨脹和由此產生的利率上升導致非歐佩克供應增加和全球原油需求低於預期的擔憂。與2023年第三季度相比，2023年第四季度WTI和布倫特原油價格的下降主要反映了需求擔憂和全球供應的增長。

截至2023年12月31日的財年，WCS重型差價平均為每桶18.62美元，而截至2022年12月31日的年度為每桶18.26美元。WCS重型差價合約在2023年第四季度平均為每桶21.90美元，而2022年第四季度為每桶25.65美元，2023年第三季度為每桶12.86美元。2023年第四季度WCS重質油差價較2022年第四季度有所縮小，這主要反映了2023年美國墨西哥灣沿岸重油定價的走強，以及美國戰略石油儲備在2022年發佈後的供應減少。與2023年第三季度相比，2023年第四季度WCS重型差速器的擴大，主要反映了美國維護活動導致的煉油能力下降，以及秋季產量週轉後供應和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的財年，上海合作組織的基準價格平均為每桶79.64美元，較截至2022年12月31日的年度的每桶98.66美元下降了19％。上海合作組織的基準價格在2023年第四季度平均為每桶78.64美元，較2022年第四季度的每桶86.78美元下降了9％，較2023年第三季度的每桶84.99美元下降了7％。截至2023年12月31日的三個月和年度的上合組織基準定價較同期有所下降，這主要反映了WTI基準定價的下降，以及加拿大西部沉積盆地（“WCSB”）產量和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的財年，紐約商品交易所天然氣價格平均為每百萬英熱單位2.74美元，較截至2022年12月31日的年度每百萬英熱單位6.64美元下降了59％。紐約商品交易所2023年第四季度的天然氣價格平均為每百萬英熱單位2.87美元，較2022年第四季度的每百萬英熱單位6.27美元下降了54％，較2023年第三季度的每百萬英熱單位2.55美元上漲了13％。截至2023年12月31日的三個月和年度，紐約商品交易所天然氣價格與2022年同期相比有所下降，這主要反映了2023年冬季温和天氣導致產量增加和儲量減少。此外，在供應充足的情況下，全球液化天然氣（“LNG”）價格下跌，給紐約商品交易所的基準價格帶來了下行壓力。紐約商品交易所2023年第四季度天然氣價格較2023年第三季度上漲主要反映了季節性需求因素以及美國墨西哥灣沿岸創紀錄的液化天然氣出口量。

截至2023年12月31日的財年，AECO天然氣價格平均為每吉焦耳2.77美元，較截至2022年12月31日止年度的每吉焦耳5.28美元下降了48％。AECO天然氣價格在2023年第四季度平均為每吉焦耳2.52美元，較2022年第四季度的每吉焦耳5.29美元下降了52％，較2023年第三季度的每吉焦耳2.26美元上漲了12％。截至2023年12月31日的三個月和年度，AECO天然氣價格與2022年同期相比有所下降，這主要反映了紐約商品交易所的基準定價、WCSB產量的增加以及由於2023年冬季温和天氣導致需求減少而導致的儲量減少。2023年第四季度至2023年第三季度的AECO天然氣價格上漲反映了紐約商品交易所的基準定價、季節性需求因素以及WCSB出口的增加。

每日產量，不含特許權使用費

(1) 扣除特許權使用費之前的上海合作組織產量不包括作為柴油在內部消費的上海合作組織。

(2) 在使用的所有實例中，“國際” 包括北海和近海非洲勘探和生產部分。

(3) 天然氣產量近似銷售量。

(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型項目庫存和生產多樣化，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）、SCO和天然氣。

截至2023年12月31日止年度的不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量創歷史新高，平均為973530桶/日，較截至2022年12月31日止年度的933,149桶/日增長了4％。2023年第四季度創紀錄的原油和液化天然氣產量平均為1,047,541桶/日，較2022年第四季度的942,258桶/日增長了11％，與2023年第三季度的1,035,153桶/日相當。截至2023年12月31日的三個月和年度的不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量與2022年同期相比有所增加，這主要反映了2023年油砂開採和升級以及北美勘探和生產領域的產量增強，這是由於熱油墊的增加、鑽探活動以及2022年第四季度極端寒冷天氣條件的影響。

2023年原油和液化天然氣年產量在公司先前發佈的96.9萬桶/日至10.01萬桶/日的產量目標範圍內。2024年的原油和液化天然氣年產量目標為平均97.7萬桶/日至1,008,000桶/日。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。

截至2023年12月31日的財年，不計特許權使用費的天然氣產量創歷史新高，平均為2,151百萬立方英尺/日，較截至2022年12月31日止年度的2,090百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第四季度創紀錄的天然氣產量平均為2,231毫立方英尺/日，較2022年第四季度的2,115百萬立方英尺/日增長了5％，較2023年第三季度的2,151毫立方英尺/日增長了4％。截至2023年12月31日止年度的不計特許權使用費的天然氣產量比截至2022年12月31日的年度有所增加，主要反映了2023年的鑽探活動， 部分被2023年野火和第三方管道中斷以及自然油田減少的影響所抵消。與同期相比，2023年第四季度天然氣產量的增長主要反映了鑽探活動，但部分被天然氣田的下降所抵消。2023年第四季度與2022年第四季度相比的增長也反映了2022年第四季度極端寒冷天氣的影響。

2023年的天然氣年產量略低於該公司先前發佈的2,170百萬立方英尺/日至2,242毫立方英尺/日的產量目標。2024年的天然氣年產量目標為平均在2,120毫立方英尺/日至2,230毫立方英尺/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。

北美——勘探和生產

截至2023年12月31日的財年，北美不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量平均為496,100桶/日，較截至2022年12月31日止年度的479,971桶/日增長了3％。2023年第四季度的北美原油和液化天然氣產量為521,579桶/日，較2022年第四季度的486,559桶/日增長了7％，與2023年第三季度的519,581桶/日相當。截至2023年12月31日的財年，北美原油和液化天然氣產量較截至2022年12月31日的年度增加，主要反映了2023年熱油和常規鑽探活動的油田增加，但部分被2023年野火和第三方管道中斷以及自然油田減少的影響所抵消。與2022年第四季度相比，2023年第四季度的增長主要反映了熱油油田的增加、2023年的常規鑽探活動以及2022年第四季度極端寒冷天氣條件的影響，但部分被自然油田減少所抵消。

該公司的散熱就地資產繼續表現出不計特許權使用費的長期低產量下降，2023年第四季度平均為278,422桶/日，較2022年第四季度的253,188桶/日增長10％，較2023年第三季度的287,085桶/日下降3％。2023年第四季度熱油產量較2022年第四季度增長主要反映了2023年報春花油和柯比油田的增加，但部分被自然油田的下降所抵消。2023年第四季度熱油產量較2023年第三季度下降主要反映了報春花蒸汽的週期性質和天然氣田的衰退。

2023年第四季度不計特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量平均為46,046桶/日，較2022年第四季度的48,221桶/日下降了5％，與2023年第三季度的46,897桶/日相當，這表明鵜鶘湖的產量長期以來一直處於低位。

截至2023年12月31日的財年，不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,139百萬立方英尺/日，較截至2022年12月31日的年度的2,075百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第四季度的天然氣產量平均為2,218百萬立方英尺/日，較2022年第四季度的2,105百萬立方英尺/日增長了5％，較2023年第三季度的2,139百萬立方英尺/日增長了4％。截至2023年12月31日的年度天然氣產量較截至2022年12月31日的年度增加主要反映了2023年的鑽探活動，但部分被2023年野火和第三方管道中斷以及天然氣田下降的影響所抵消。與同期相比，2023年第四季度天然氣產量的增長主要反映了鑽探活動，但部分被天然氣田的下降所抵消。2023年第四季度與2022年第四季度相比的增長也反映了2022年第四季度極端寒冷天氣的影響。

北美 — 油砂開採和升級

截至2023年12月31日的財年，上海合作組織扣除特許權使用費前的產量創紀錄平均為451339桶/日，較截至2022年12月31日止年度的425,945桶/日增長了6％。上海合作組織2023年第四季度創紀錄的平均產量為500,133桶/日，較2022年第四季度的428,784桶/日增長了17％，與2023年第三季度的490,853桶/日相當。截至2023年12月31日止年度的上合組織產量較截至2022年12月31日的年度產量增加，主要反映了2023年產量的增長，此前受2022年上半年未運營的斯科特福德升級機的週轉時間延長、Horizon的計劃外停電以及極端寒冷的天氣條件影響了2022年第四季度的採礦業務。與2022年第四季度相比，2023年第四季度的增長主要反映了2023年第四季度的產量增強，此前Horizon的計劃外停電以及極端寒冷的天氣條件影響了2022年第四季度的採礦業務。

國際 — 勘探和生產

截至2023年12月31日的財年，扣除特許權使用費的國際原油和液化天然氣產量平均為26,091桶/日，較截至2022年12月31日止年度的27,233桶/日下降了4％。2023年第四季度的國際原油和液化天然氣產量平均為25,829桶/日，較2022年第四季度的26,915桶/日下降了4％，較2023年第三季度的24,719桶/日增長了4％。截至2023年12月31日的三個月和年度，原油和液化天然氣產量與2022年同期相比下降主要反映了天然氣田的減少。與2023年第三季度相比，2023年第四季度原油和液化天然氣產量的增長主要反映了第三季度的計劃維護活動，但部分被天然氣田的下降所抵消。

國際原油庫存量

當產品控制權移交給客户並已交付時，公司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生產儲存組織中持有的原油量的收入，如下所示：

運營亮點——勘探和生產

(1) 有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，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相應的銷售量計算。

(4) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。

(5) 按天然氣銷售量除以天然氣銷量計算。

(6) 按天然氣運輸費用除以天然氣銷量計算。

已實現產品價格——勘探和生產

(1) 有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，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量和天然氣銷售量除以各自的銷售量計算。

北美

截至2023年12月31日的財年，北美已實現的原油和液化天然氣價格從截至2022年12月31日的年度的每桶88.43美元下降了20％，至平均每桶70.51美元。北美2023年第四季度的已實現原油和液化天然氣價格平均為每桶66.69美元，與2022年第四季度的每桶65.79美元相當，較2023年第三季度的每桶86.77美元下降了23％。截至2023年12月31日的年度與截至2022年12月31日的年度相比下降主要反映了西德克薩斯中質原油基準定價的下跌。2023年第四季度較2023年第三季度的下降主要反映了WTI基準定價的下跌，以及WCS重型差價的擴大。該公司繼續專注於其原油調和營銷戰略，並在2023年第四季度為WCS流貢獻了約22.8萬桶/日的重質原油混合物。

截至2023年12月31日的財年，北美已實現天然氣價格從截至2022年12月31日止年度的每立方英尺6.51美元下降了53％，至平均每立方英尺3.04美元。北美已實現天然氣價格從2022年第四季度的每立方英尺6.36美元下降了57％，至2023年第四季度的平均每立方英尺2.75美元，與2023年第三季度的每立方英尺2.76美元相當。截至2023年12月31日的三個月和年度，北美已實現天然氣價格較2022年同期的下降主要反映了AECO基準和出口定價的下降。

按產品類型劃分的北美勘探與生產部門獲得的價格比較如下：

(1) 按單位計算的金額基於相應產品類型的銷售量。

國際

截至2023年12月31日止年度的國際已實現原油和液化天然氣價格從截至2022年12月31日的年度的每桶128.41美元下降了16％，至平均每桶107.46美元。國際已實現的原油和液化天然氣價格從2022年第四季度的每桶118.44美元下降了5％，至2023年第四季度的平均每桶112.22美元，與2023年第三季度的每桶113.59美元相當。任何特定時期的已實現原油和液化天然氣每桶價格都取決於各種銷售合同的條款、從每個油田提貨的頻率和時間以及解除合同時的現行原油價格和外匯匯率。截至2023年12月31日的三個月和年度的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振時布倫特原油的現行基準價格，以及加元變動的影響。

特許權使用費——勘探和生產

(1) 按特許權使用費除以相應的銷售量計算。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，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12月31日的三個月和年度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變動、WCS重度差異的波動以及滑動比例特許權使用費率的影響。

截至2023年12月31日的財年，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18％，而截至2022年12月31日的年度中，這一比例為22％。2023年第四季度原油和液化天然氣的特許權使用費率平均約佔產品銷售額的18％，而2022年第四季度為21％，2023年第三季度為21％。截至2023年12月31日的三個月和年度的特許權使用費率與同期相比下降的主要原因是基準價格下降和WCS重差異的波動。

截至2023年12月31日的財年，天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的4％，而截至2022年12月31日的年度中，這一比例為9％。2023年第四季度的天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的3％，而2022年第四季度為8％，2023年第三季度為3％。截至2023年12月31日的三個月和年度的特許權使用費率與2022年同期相比下降的主要原因是基準價格下跌。

(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

根據各種產品分成合同的條款，特許權使用費率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12月31日的財年，特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為9％，與截至2022年12月31日止年度產品銷售額的9％相當。2023年第四季度特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為9％，而2022年第四季度為13％，2023年第三季度為7％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了提款的時間和各個領域的支付狀況。

生產費用——勘探和生產

(1) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，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12月31日的財年，北美原油和液化天然氣的生產費用平均為每桶14.46美元，較截至2022年12月31日的每桶16.25美元下降了11％。2023年第四季度北美原油和液化天然氣的生產支出為每桶12.56美元，較2022年第四季度的每桶16.80美元下降了25％，較2023年第三季度的每桶13.21美元下降了5％。截至2023年12月31日的年度中，截至2023年12月31日的年度每桶原油和液化天然氣生產費用比截至2022年12月31日的年度有所下降，這主要反映了能源成本的降低，但服務成本的上漲部分抵消了這一下降。2023年第四季度至2022年第四季度每桶原油和液化天然氣生產支出的下降主要反映了較低的能源成本和更高的產量。與2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶原油和液化天然氣的生產費用下降主要反映了能源成本的降低。

截至2023年12月31日的財年，北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.27美元，較截至2022年12月31日止年度的每立方英尺1.19美元增長了7％。2023年第四季度的北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.09美元，較2022年第四季度和2023年第三季度的每立方英尺1.22美元下降了11％。截至2023年12月31日止年度的每立方英尺天然氣生產費用比截至2022年12月31日的年度增加主要反映了服務成本的上漲。與2022年第四季度相比，2023年第四季度每立方英尺的天然氣生產支出下降主要是由於電力成本降低和產量增加，以及2022年第四季度極端寒冷天氣條件的影響。與2023年第三季度相比的下降主要反映了產量的增加和能源成本的降低。

國際

截至2023年12月31日的財年，國際原油和液化天然氣的生產費用平均為每桶48.16美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶51.01美元下降了6％。2023年第四季度國際原油和液化天然氣的生產支出為每桶54.95美元，較2022年第四季度的每桶69.70美元下降了21％，較2023年第三季度的每桶44.16美元增長了24％。截至2023年12月31日的三個月和年度，每桶原油和液化天然氣的生產費用與2022年同期相比有所下降，這主要反映了能源成本的降低以及從具有不同成本結構的各個油田提油的時機。與2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶原油和液化天然氣的生產支出有所增加，這主要反映了從各個油田提貨的時機。每桶生產費用的波動還包括外匯的影響。

調整後的損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

(1) 截至2023年12月31日，由於項目範圍和當前成本環境的修改，公司確認了4.36億美元的損耗、折舊和攤銷費用，這與其對北海尼尼安油田未來放棄成本的估計增加有關。

(2) 英國當前的監管和經濟狀況以及日益嚴峻的商業前景，包括天然氣和碳成本上漲的影響，促使該公司評估了2022年北海業務的可行性。截至2022年12月31日，公司完成了對北海資產的可收回性評估，並在詳細評估確定尼尼安油田不再經濟後，確認了16.2億美元的損耗、折舊和攤銷費用。

(3) 這是一項非公認會計準則衡量標準，用於計算損耗、折舊和攤銷，減去與本期正常過程損耗、折舊和攤銷費用無關的費用（例如與本期生產無關的資產回收費用）的影響。它可能無法與其他公司提出的類似指標相提並論，不應被視為財務報表中作為公司業績指標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。

(4) 計算方法是調整後的損耗、折舊和攤銷費用除以銷售量。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12月31日止年度的調整後損耗、折舊和攤銷費用平均為每位英國央行12.27美元，與截至2022年12月31日止年度的每位英國央行12.45美元相當。2023年第四季度調整後的損耗、折舊和攤銷費用平均為每位英國央行12.46美元，與2022年第四季度每英國央行12.78美元和2023年第三季度每英國央行12.22美元相當。

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非洲近海每個油田的採油時間的影響。

資產報廢義務增值——勘探和生產

(1) 按資產報廢義務增量除以銷售量計算。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。

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。

截至2023年12月31日止年度的資產報廢義務增值支出為每英國央行0.89美元，較截至2022年12月31日年度的每英國央行0.67美元增長了33％。2023年第四季度的資產退休義務增值支出為每英國央行0.84美元，較2022年第四季度的每英國央行0.78美元增長了8％，較2023年第三季度每英國央行的0.87美元下降了3％。截至2023年12月31日的三個月和年度，每個英國央行的資產報廢義務增值支出與2022年同期相比有所增加，這主要反映了成本、通貨膨脹和時機估計、監管變化以及2022年對資產報廢義務的貼現率修訂的影響，但部分被2023年銷售量的增加所抵消。與2023年第三季度相比，英國央行2023年第四季度的資產報廢義務增值支出有所減少，這反映了銷售量的增加。

運營亮點——油砂開採和升級

該公司繼續專注於安全、可靠和高效的運營，利用其在Horizon和AOSP基地的技術專業知識，2023年第四季度SCO產量創下了創紀錄的平均500,133桶/日。

該公司在2023年第四季度的生產支出為9.47億美元，較2022年第四季度的10.17億美元下降了7％，較2023年第三季度的10.03億美元下降了6％，這反映了公司繼續關注整個資產基礎的成本控制和效率。

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12月31日的財年，SCO的已實現銷售價格平均為每桶100.06美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶117.69美元下降了15％。上海合作組織2023年第四季度的已實現銷售價格平均為每桶98.73美元，較2022年第四季度的每桶103.79美元下降了5％，較2023年第三季度的每桶108.55美元下降了9％。截至2023年12月31日的三個月和年度的SCO已實現銷售價格與2022年同期相比下降主要反映了WTI基準定價的下降。與2023年第三季度相比，2023年第四季度上合組織已實現銷售價格的下降主要反映了WTI基準定價，以及WCSB生產和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的年度每桶瀝青特許權使用費比截至2022年12月31日的年度有所下降，這主要反映了現行瀝青定價下跌的影響以及浮動比例特許權使用費率的影響。與2022年第四季度相比，2023年第四季度每桶瀝青特許權使用費的下降主要反映了浮動特許權使用費率。與2023年第三季度相比，2023年第四季度的下降主要反映了現行瀝青價格的下降以及滑動比例的特許權使用費率的影響。

截至2023年12月31日的財年，運輸費用平均為每桶1.89美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶1.71美元增長了11％。2023年第四季度的運輸費用平均為每桶1.85美元，較2022年第四季度的每桶1.80美元增長了3％，較2023年第三季度的每桶2.18美元下降了15％。截至2023年12月31日的三個月和年度，每桶運輸費用與2022年同期相比有所增加，這主要反映了2023年美國墨西哥灣沿岸銷售額的增加。2023年第四季度與2023年第三季度相比下降主要反映了對美國墨西哥灣沿岸的銷售下降。

生產費用——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對賬。

(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售量計算。

(3) 按生產費用除以銷售量計算。

截至2023年12月31日止年度的生產支出平均為每桶24.32美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶26.04美元下降了7％。2023年第四季度的生產支出平均為每桶20.96美元，較2022年第四季度的每桶25.48美元下降了18％，較2023年第三季度的每桶22.12美元下降了5％。截至2023年12月31日的三個月和年度，每桶生產費用與2022年同期相比有所下降，這主要反映了產量的增加和能源成本的降低。與2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶生產費用下降主要反映了能源成本的降低。

損耗、折舊和攤銷——油砂開採和升級

(1) 計算方法為損耗、折舊和攤銷除以銷售量。

截至2023年12月31日止年度的每桶耗盡、折舊和攤銷費用為12.26美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶11.64美元增長了5％。2023年第四季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶12.25美元，與2022年第四季度的每桶12.07美元相當，較2023年第三季度的每桶11.62美元增長了5％。截至2023年12月31日的年度每桶損耗、折舊和攤銷費用與2022年同期相比的增加，主要反映了資產增加導致的可消耗基礎增加的影響，但2023年銷量的增加部分抵消了這一影響。與2023年第三季度相比，2023年第四季度按每桶計算的枯竭、折舊和攤銷支出的增加，主要反映了資產增加導致的可消耗基礎增加。

資產報廢義務增值——油砂開採和升級

(1) 按資產報廢義務增量除以銷售量計算。

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。

截至2023年12月31日止年度的資產退休義務增值支出為每桶0.48美元，較截至2022年12月31日止年度的每桶0.45美元增長了7％。2023年第四季度的資產退休義務增值支出為每桶0.43美元，較2022年第四季度的每桶0.49美元下降了12％，與2023年第三季度的每桶0.43美元相當。截至2023年12月31日止年度的資產報廢義務增值支出與2022年同期相比有所增加，這主要反映了成本、通貨膨脹和時機估計以及2022年對資產報廢義務的貼現率修訂的影響，但部分被2023年銷售量的增加所抵消。2023年第四季度按每桶計算的資產報廢義務增值支出較2022年第四季度有所減少，這主要反映了2023年第四季度銷售量增加的影響。

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

NWRP運營着一座5萬桶/日的瀝青升級廠和煉油廠，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銷售委員會（“APMC”）處理37,500桶/日（75％的通行費支付者）的瀝青原料。公司有義務在截至2058年的40年通行費期內無條件地按比例支付月度服務費債務部分的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年第四季度，超低硫柴油和其他精煉產品的平均產量為83,294桶桶/日（公司產量為20,824桶桶/日），（截至2023年9月30日的三個月——78,376英國央行/日；公司19,594英國央行/日；截至2022年12月31日的三個月——54,593英國央行/日；公司13,648英國央行/日），反映了25％的通行費支付者承諾。

截至2023年12月31日，公司在NWRP的股權損失和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.55億美元（2022年12月31日為5.51億美元）。在截至2023年12月31日的三個月中，公司未確認的權益虧損份額為500萬美元（截至2023年12月31日的年度——未確認的權益虧損400萬美元；截至2022年12月31日的三個月，收回3,700萬美元的未確認權益損失；截至2022年12月31日的年度——收回未確認的權益虧損1,100萬美元）。

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12月31日止年度的管理費用為每英國央行0.93美元，較截至2022年12月31日止年度的每位英國央行0.88美元增長了6％。2023年第四季度的管理支出為每英國央行0.91美元，與2022年第四季度的每位英國央行0.90美元相當，較2023年第三季度的每位英國央行0.84美元增長了8％。截至2023年12月31日的三個月和年度，英國央行的管理費用與同期相比有所增加，這主要反映了人員和公司成本的增加，但部分被銷售量的增加和管理費用回收的增加所抵消。

基於股份的薪酬

公司的股票期權計劃賦予員工獲得普通股或現金付款以換取交出的股票期權的權利。績效份額單位（“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，現金支付金額根據公司股票的價值、員工個人業績和某些其他績效指標的滿足程度來確定。

公司確認截至2023年12月31日止年度的4.91億美元股票薪酬支出，這主要是衡量了未償還股票期權的公允價值，這與前期授予的股票期權的正常分級歸屬的影響、在此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動有關。

利息和其他融資費用

(1) 項目是利息和其他融資費用的一部分。

(2) 相應期間未償還的流動和長期債務和租賃負債的平均值。

(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，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

(4) 計算方法為長期債務和租賃負債的平均利息支出除以長期債務和租賃負債的平均餘額。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12月31日的財年，英國央行的利息和其他融資支出為每位英國央行1.31美元，較截至2022年12月31日的年度每位英國央行的1.17美元增長了12％。英國央行2023年第四季度的利息和其他融資支出從2022年第四季度的每英國央行的0.63美元增長了43％，至每英國央行的0.90美元，從2023年第三季度的每英國央行的1.46美元下降了38％。截至2023年12月31日的三個月和年度，英國央行的利息和其他融資支出與2022年同期相比有所增加，主要反映了更高的利率對浮動利率長期債務的影響，以及應計利息收入增加對2022年延期PRT復甦的影響，但2023年較低的平均債務水平部分抵消了這一影響。與2023年第三季度相比，2023年第四季度的下降反映了延期PRT的應計利息，以及第四季度平均債務水平的降低和銷售量的增加。

公司截至2023年12月31日的三個月和年度的平均實際利率較2022年同期有所增加，這主要是由於2023年持有的浮動利率長期債務的現行利率上升。

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、利率和外幣風險敞口。這些衍生金融工具不用於交易或投機目的。

(1) 在2021年第四季度和2020年第四季度收購Storm Resources Ltd.和Painted Pony Energy Ltd時分別假定了某些大宗商品金融工具。

(2) 在2023年第四季度，公司簽訂了2024年1月至12月期間5萬英熱單位的1.82美元的AECO固定價格金融對衝合約。

在截至2023年12月31日的年度中，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結算的已實現虧損所抵消。截至2023年12月31日的財年，公司的風險管理活動未實現淨虧損為1200萬美元（税後500萬美元），其中包括2023年第四季度（截至2023年9月30日的三個月）700萬美元的淨未實現收益700萬美元（截至2023年9月30日的三個月）——未實現虧損300萬美元，税後200萬美元；截至2022年12月31日的三個月 — 未實現已實現虧損1,500萬美元，税後虧損1,100萬美元；截至2022年12月31日的年度——未實現收益為2,800萬美元，25美元税後300萬美元）。

截至2023年12月31日與未償還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) 報告的金額扣除交叉貨幣互換的套期保值效應。

截至2023年12月31日止年度的已實現淨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時的匯率波動。截至2023年12月31日止年度的未實現外匯淨收益主要與未償美元債務的折算有關。截至2023年12月31日，美元/加元匯率為0.7573美元（2023年9月30日——0.7387美元，2022年12月31日——0.7389美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探和生產、油砂開採和升級以及中游和煉油板塊。

(2) 計算方法為當期和遞延所得税總額除以税前收益。

(3) 包括淨所得税對PSU的影響、未實現的風險管理和與2022年放棄支出相關的政府補助收入，以及與2023年和2022年確認的可收回費用相關的遞延PRT和所得税退款。

(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，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

(6) 計算方法為調整後淨收益的有效税除以税前調整後的淨經營收益。公司為財務報表用户提供了調整後的淨經營收益的有效税率，以評估公司對其核心業務活動的有效税率。

截至2023年12月31日的三個月和年度及可比期間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家的司法管轄區所得和税率差異對淨收益的影響。

截至2023年12月31日的三個月和年度及可比期間的本期和遞延的企業所得税以及北海當前和遞延的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。適用的税務機關在正常程序中定期審查這些納税申報表。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，這可能需要幾年時間才能解決。公司認為，這些問題的最終解決不會對公司報告的經營業績、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，包括因用途變化而向庫存轉移的不動產、廠房和設備的非現金轉移。

(2) 非公認會計準則財務指標。該措施的構成已在所有報告期內進行了更新。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。