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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條規定的登記聲明
[ X ]根據《1934年證券交易法》第13（a）或15（d）節提交的年度報告
截至本財政年度止12月31日, 2023
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)
 
加拿大阿爾伯塔
（省或其他法域法團或組織）
 
1311
（主要標準工業分類代碼）
 
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。
1,072,408,000截至2023年12月31日的流通股

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。
1
加拿大自然資源有限公司2023 40-F

是 [X]
不是[  ]
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。
是 [X]
*否[  ]
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。
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。
是[X]
不是[  ]
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和第333-273475號)，或作為表格F-10的證物(如適用)。
加拿大自然資源有限公司2023 40-F
2

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：

A.
年度信息表
加拿大自然資源有限公司(“加拿大自然”)截至2023年12月31日的年度資料表格。
B.
經審計年度財務報表
加拿大自然截至2023年12月31日和2022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.
C.
管理層的討論與分析
加拿大自然的管理層對截至2023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：
A.
補充油氣信息(未經審計)

有關加拿大天然氣公司截至2023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。
3
加拿大自然資源有限公司2023 40-F


Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然資源有限公司
年度信息表
截至2023年12月31日止的年度
2024年3月20日

主要文件 陳列品
年度信息表
目錄表
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. 環境事項
10
B. 監管事項
12
C. 競爭因素
14
D. 危險因素
14
表51—101F1儲量數據和其他信息表
21
精選財務信息
49
股息歷史
50
資本結構描述
50
證券市場
52
董事及行政人員
53
法律程序和監管行動
57
管理層和其他人在重大交易中的利益
57
過户代理人和註冊商
57
材料合同
57
專家的利益
57
審計委員會信息
57
附加信息
59
附表"A"表格51—101F2獨立合格儲量評估員或審計員的儲量數據報告
60
附表"B"表格51—101F3管理層及董事關於石油及天然氣披露的報告
63
附表"C"董事會審計委員會章程
65
1
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
定義和縮寫
adr廢棄、退役和回收費用
AOSP
阿薩巴斯卡油砂項目
API
美國石油協會比重表中以度為單位的比重
阿羅
資產報廢債務
Bbl
槍管
桶/天
每天的桶數
Bcf
十億立方英尺
瀝青
天然存在的固體或半固體烴類，主要由重質烴類組成，這些烴類在儲層條件下太重或太厚而不能流動，並且使用就地熱採法以經濟速率開採
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/日
MD&A
管理層的討論與分析
MMbbl
百萬桶
Mmboe
百萬桶油當量
加拿大自然2023年度信息表
2
主要文件 陳列品
MMBtu
百萬英熱單位
MMCF
百萬立方英尺
MMCF/d
百萬立方英尺/天
Mm$
萬加元
NGL
天然氣液體
淨英畝
總英畝數乘以本公司擁有的工作權益或費用所有權權益的百分比，
淨網井
總井數乘以本公司擁有的工作權益百分比，
淨零指油砂作業的排放（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》內關於減緩、適應氣候變化和融資的一項協議。
路徑聯盟 或途徑
前身為“淨零聯盟之路”，是由油砂生產商組成的聯盟，與聯邦政府和某些省政府共同合作，旨在到2050年實現油砂業務淨零温室氣體排放。 本文中所有淨零引用均適用於油砂作業的排放（定義為範圍1和範圍2排放）。
生產井
不幹的勘探、開發或延伸井
證明性質
指定儲備的財產或部分財產
PRT
石油收入税
quest
Quest碳捕集和封存（CCS）項目
SAGD
蒸汽輔助重力泄油
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
服務井
為支持現有油田生產而鑽探或完工的井，以及為注氣、注水、注蒸汽、注空氣、鹽水處理、注水、注油等特定用途而鑽探的井
地層測試井
地質指導的鑽探工作，以獲得與特定地質條件有關的信息，通常鑽探時不打算完成油氣生產
多倫多證券交易所
多倫多證券交易所
英國
英國
未經證明的性質
未指定儲備的財產或部分財產
我們
美國
工作權益
本公司在原油或天然氣財產中持有的權益，該權益通常按比例分攤勘探、開發和運營成本以及任何特許權使用費或其他生產負擔
3
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
諮詢
關於前瞻性陳述的特別説明
本年度信息表（“AIF”）中有關加拿大自然資源有限公司（“公司”或“加拿大自然”）的某些聲明或通過引用納入本年度信息表中的文件構成適用證券立法含義內的前瞻性聲明或信息（“前瞻性聲明”）。前瞻性陳述可以通過“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“將”、“目標”、“項目”、“預測”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求”、“計劃”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“應該”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“目標”、“將”、“目標”、“目標”、“計劃”、“應該”、“將”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“預計”、“將”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“"期望"或類似性質的表達，暗示未來結果或關於前景的陳述。本AIF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、所得税支出和其他目標相關的披露構成前瞻性聲明。披露與現有和未來開發相關的計劃和預期結果，包括但不限於與公司在地平線的資產，AOSP，櫻草熱油項目，鵜鶘湖水和聚合物驅油項目，Kirby，Jackfish和Pike熱油砂項目，西北紅水瀝青選礦廠和煉油廠的運營，第三方新建或擴建現有管道容量或公司可能依賴的瀝青、原油、天然氣液化石油氣或SCO的其他運輸方式，公司某些資產的退役和放棄及其時間，技術和技術創新的開發和部署、加工設施的運營假設、本AIF中關於2024年預算資本支出的“2024年活動”部分、路徑聯盟倡議和活動的影響，包括與此相關的任何項目，如碳幹線和存儲中心，政府對Pathways的支持以及實現石油生產淨零排放的能力；有針對性的國際退役活動及其時間，以及根據公司自由現金流分配政策的任何有針對性的支出，也構成前瞻性陳述。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進行審查和修訂。這些聲明並不保證未來的業績，並存在一定的風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證其所依據的計劃、舉措或期望將發生。
此外，與“儲備”有關的報表被視為前瞻性報表，因為其涉及基於若干估計和假設的隱含評估，即所述儲備可在未來盈利。在估計已探明和已探明原油、天然氣和天然氣液化石油儲量的數量以及預測未來生產率和開發支出的時間方面，存在許多固有的不確定性。未來實際生產的總量或時間可能與儲量和產量估計有很大差異。
這些前瞻性陳述是基於對公司和公司經營所在行業的當前預期、估計和預測，這些預期和預測僅在作出此類陳述之日或包含它們的報告或文件之日（以較早者為準），並受已知和未知風險和不確定性可能導致實際結果，本公司的業績或成就與該等前瞻性陳述所明示或暗示的任何未來業績、業績或成就有重大差異。這些風險和不確定性包括，除其他外：總體經濟和商業狀況（包括由於 最高年齡石油輸出國組織+的影響、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、全球經濟衰退導致的通脹上升和經濟活動減少、傳染性疾病的影響(包括新冠肺炎冠狀病毒變種)，這些影響可能會影響公司產品的供求、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；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；公司預防網絡攻擊和其他網絡相關犯罪和事件並從中恢復的能力；行業能力；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以在預期時限內實現氣候變化倡議和排放目標的能力；競爭的影響；公司對訴訟的辯護；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獲得足夠運輸的能力；公司瀝青產品開採、開採或升級過程中的意外中斷或延誤；勘探或開發項目或資本支出方面的計劃可能延遲或變化；公司吸引必要勞動力建設、維護和運營其熱砂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、開採或升級公司瀝青產品所固有的經營風險和其他困難；融資的可獲得性和成本；公司及其子公司的勘探和開發活動的成功及其替代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司實現其目標產量水平的能力，整合被收購公司和資產的業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估計和對目前未被歸類為已探明的原油、天然氣和天然氣的可採數量估計的不準確；政府當局的行動；政府法規和遵守這些法規所需的支出(特別是安全和環境法律法規以及氣候變化倡議對資本支出和生產費用的影響)；資產
加拿大自然2023年度信息表
4
主要文件 陳列品
這些因素包括公司的財務狀況；公司的退休債務；公司的流動資金是否足以支持其增長戰略並維持其短期、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；公司的税項撥備是否充足；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，如生產或排放限制、税收、特許權使用費和應支付給政府或政府機構的其他金額的變化、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。
請讀者注意，上述因素並非詳盡無遺。本AIF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。雖然本公司認為，前瞻性陳述傳達的期望是合理的，基於其在作出這些前瞻性陳述之日獲得的信息，它不能保證未來的結果，活動水平和成就。所有隨後的前瞻性聲明，無論是書面或口頭，歸屬於公司或代表其行事的人，均明確限定在其全部由這些警告性聲明。除適用法律要求外，本公司不承擔更新前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件或其他因素，或上述影響這些信息的因素，如果情況或本公司的估計或意見發生變化。
關於貨幣、財務資料、生產和儲備的特別説明
在本AIF中，除非另有説明，所有提及的美元均指加拿大元。儲量和生產數據按"特許權使用費前"或"公司毛額"列報，實際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，原油和天然氣也被稱為桶油當量或BOE的共同單位。英國央行是通過將六千立方英尺的天然氣轉化為一桶原油（6麥克夫：1桶）而得的。這種換算可能會產生誤導，特別是在單獨使用時，因為6 Mcf：1 bbl比率是基於主要適用於燃燒器尖端的能量當量換算方法，而不代表井口的價值當量。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6麥克f：1桶的換算比率可能會誤導價值的指示。
本公司截至2023年12月31日最近完成的財政年度的比較合併財務報表和MD & A均以引用方式納入本報告，本AIF中包含的某些信息已根據國際會計準則理事會發布的國際財務報告準則編制。
截至2023年12月31日止年度，本公司聘請了獨立合格儲量評估師（“IQRE”）、Sproule Associates Limited和Sproule International Limited（統稱“Sproule”）和GLJ Ltd.（“GLJ”），以評估和審查本公司所有已探明和已探明和已探明+可能儲量，生效日期為2023年12月31日，編制日期為2023年12月31日。2024年2月5日SPR該公司對北美和國際輕、中原油、原生重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）、天然氣和天然氣儲量進行了評估和審查。GLJ對油砂開採和升級SCO儲量進行了評估。評估和審查是根據《加拿大石油和天然氣評估手冊》（“COGE手冊”）所載標準進行和編制的，並根據國家文書51—101—石油和天然氣活動披露標準（“NI 51—101”）的要求披露。
該公司每年披露淨探明儲量和貼現未來淨現金流量的標準化措施，使用12個月平均價格和當期成本，根據美國財務會計準則委員會主題932“採掘活動—石油和天然氣”在公司提交給SEC的年度報告中以及在公司的“補充石油和天然氣信息”部分。s 2023 A年度報告，其通過引用併入本文。
關於非GAAP財務措施的特別説明
該AIF包括原油和天然氣行業常用的財務指標，如：調整後的運營淨利潤；調整後的資金流量；淨回報；和淨資本支出。《國際財務報告準則》沒有對這些財務措施作出定義，因此被稱為非公認會計原則財務措施，如《國家文書》第52—112號—非公認會計原則和其他財務措施披露（"NI 52—112"）所定義。非公認會計準則的指標被公司用來評估其財務業績，財務狀況或現金流量。關於本AIF中包含的公司非GAAP指標“調整後的經營淨利潤”、“調整後的資金流”、“淨回報”和“淨資本支出”的描述，見公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A的“非GAAP和其他財務指標”一節，日期為2024年2月28日。“自由現金流”是非GAAP財務指標。本公司認為，自由現金流是證明本公司有能力產生現金流以通過資本投資為未來增長提供資金、償還債務以及根據其自由現金流分配政策通過股息和股份回購向股東支付回報的關鍵指標。
5
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
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成立為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。加拿大自然公司於1982年1月6日根據《公司法》（艾伯塔省）繼續運作，並於1985年11月6日根據《商業公司法》（艾伯塔省）繼續運作。自那時以來，本公司已完成多項交易，導致合併、安排及對交付文件的修訂，但並無導致有關事項發生重大變動。
在過去的十年中，本公司根據《商業公司法》（艾伯塔省）以加拿大自然資源有限公司的名義合併了以下公司：
2014年1月1日—Barrick Energy Inc.
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—CNRL升級有限公司
2021年1月1日—彩小馬能源有限公司
2022年1月1日—Storm Resources Ltd.風暴氣體資源公司；CNR Montney Ltd.
2023年1月1日—Horizon Construction Management Ltd
本公司的負責人、主要負責人和註冊辦事處位於加拿大艾伯塔省卡爾加里市，地址為2100，855—2nd Street S.W.，T2P 4J8.
本公司之主要營運附屬公司及合夥企業、直接或間接擁有之投票權證券之百分比及其註冊成立司法權區如下：
法團的司法管轄權
%所有權
子公司
加拿大天然升級有限公司
艾伯塔省
100
CanNat Energy Inc.
特拉華州
100
CNR International（英國）developments limited
英國
100
CNR International（英國）有限
英國
100
CNR International（科特迪瓦）SARL
科特迪瓦-科特迪瓦
100
北車國際（南非）有限公司
艾伯塔省
100
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
北車蒙尼合夥公司艾伯塔省100
加拿大天然公司作為管理合夥人，和CNR Petro Resources Limited是普通合夥公司CNR Montney Partnership的合夥人。
在日常業務過程中，Canadian Natural重組其子公司和合作夥伴關係，以保持高效運營。2023年，加拿大自然公司結束了其子公司CNR（Echo）Resources Inc.，以及其兩個運營夥伴關係，即加拿大自然資源和加拿大自然資源北阿爾伯塔合作伙伴關係。
Canadian Natural的綜合財務報表包括以下科目：本公司及其所有附屬公司和全資合夥企業的業務，以及本公司通過合營安排進行的若干活動。
加拿大自然2023年度信息表
6
主要文件 陳列品
業務的總體發展
2021
COVID—19疫苗的推出，加上OPEC+繼續達成維持大部分減產協議，對二零二一年全球原油及本公司產品的需求及基準定價產生整體正面影響。
2021年1月，於2019年就Keystone XL管道授予的總統許可在新當選美國總統就職後被撤銷。本公司於2020年第四季度計提與Keystone XL管道項目有關的費用1.43億美元。
二零二一年，本公司對債務融資計劃進行了多項調整。這包括償還及註銷為2022年6月到期於2019年收購Devon Canada Corporation絕大部分資產而設立的32. 50億美元承諾定期融資的餘額。第三季度，公司償還了原到期日為2021年11月15日的5億美元3. 45%票據。本公司亦償還原於2023年2月到期的26. 50億美元定期信貸融資15億美元，於2021年11月3日，融資餘額減少至11. 50億美元。在第四季度，該公司償還了其10億美元信貸融資項下的未償還名義餘額，該信貸融資在償還時沒有被取消，並在2022年3月31日之前仍可提取。在第四季度，該公司還將原到期於2022年6月和2023年6月的24.25億美元循環銀團信貸額度分別延長至2024年6月和2025年6月，並將各項融資額度增加7000萬美元至24.95億美元。根據延期條款及經雙方協議，每份原循環信貸融資的7，000萬元未分別於原到期日2022年6月及2023年6月延長或到期。此外，在第三季度，該公司提交了基礎貨架招股説明書，允許在加拿大發行最多30億美元的中期票據和在美國發行30億美元的債務證券，並於2023年8月到期，取代了該公司先前於2021年8月到期的基礎貨架招股説明書。
2021年6月9日，本公司與Cenovus Energy、Imperial Oil、MEG Energy及Suncor Energy共同宣佈“油砂路徑實現淨零倡議”（現稱為“路徑聯盟”），這是一個與聯邦及艾伯塔省政府共同合作的獨特聯盟，旨在到2050年實現油砂業務淨零温室氣體排放。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的氣候目標的實現，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。
於二零二一年，本公司完成收購Storm Resources Limited（“Storm”）所有已發行及發行在外普通股，總現金代價約為7. 71億元。在完成時，收購還包括約1.83億美元的長期債務。Storm及CNR Montney Ltd.於2022年1月1日與本公司合併。Storm參與了不列顛哥倫比亞省蒙特尼地區天然氣和天然氣液化天然氣的勘探和開發。
於二零二一年，本公司亦完成多項其他機會性收購。兩項收購包括位於不列顛哥倫比亞省蒙尼地區的天然氣資產，總產量約為11，100桶油當量/日。第三項收購包括本公司持有的現有油砂租賃的附帶權益淨額。為該等收購支付的現金代價總額約為4.5億美元。
2022
於二零二二年一月，本公司透過收購鄰近Jackfish的未開發Pike土地的剩餘50%權益，鞏固其於Jackfish及Kirby的發展機會。
本公司於二零二二年對其債務融資計劃作出多項調整。其中包括償還及註銷原到期於二零二三年二月的11. 5億元定期信貸融資。該公司還修訂了10億美元的信貸融資，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融資。於二月，本公司於到期日償還10億美元的3. 31%中期票據，於十二月，本公司償還10億美元的原於二零二三年一月到期的2. 95%票據。2022年全年，本公司還回購了4. 98億美元的中期票據，利率介乎1. 45%—3. 55%，原到期日期為2023年至2028年。
2023
公司批准了最終投資決定，繼續進行Pike 1原位熱項目，作為其2023年資本預算的一部分。 支持Pike 1項目的鑽探和管道開發計劃於2024年底開始，預計將於2027年完成。 完成後，Pike 1項目的目標是增加約25，000桶/D的能力。 於2023年12月，本公司批准繼續在Horizon進行石腦油回收裝置尾礦處理項目的決定，總資本投資約為3. 57億美元，該項目目標於2024年開工，目標於2027年第三季度機械完工。該項目旨在減少温室氣體排放，相當於Horizon第一範圍總排放量的約6%，同時在Horizon項目的整個生命週期內增加產量並降低預期的回收成本。
7
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
該公司在2023年對其債務融資計劃進行了多次調整。2023年6月，本公司將其24.25億美元的循環銀團信貸安排延長三年，至2027年6月到期。2023年7月，本公司提交了基準招股説明書，允許不時在加拿大出售高達30億美元的中期票據和在美國出售高達30億美元的債務證券，兩者都將於2025年8月到期，取代了本應於2023年8月到期的本應於2023年8月到期的基準招股説明書。2023年9月，本公司將其5億美元循環信貸安排延長至2025年2月到期。2023年11月，公司還償還了4.05億美元1.45%的中期票據。
2023年11月，公司宣佈多項高級管理層提拔，定位公司在未來繼續其長壽命、低遞減資產和低資本敞口資產的戰略發展，為股東創造價值。
加拿大自然2023年度信息表
8
主要文件 陳列品
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2023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
5,108
北美油砂開採與升級
4,867
北海和非洲近海
297
公司總數
10,272
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2023年年產量的34%。天然氣主要生產在艾伯塔省、不列顛哥倫比亞省和薩斯喀徹温省，佔27佔2023年年產量的1%。輕、中型原油和液化天然氣佔2023年年產量的10%，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生產的還有瀝青(熱油)，佔 20佔2023年年產量的6%的初級重質原油，以及佔2023年年產量3%的鵜鶘湖重質原油。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。
作為公司持續專注於技術和創新以及減少其環境足跡的一部分，公司之前已經實施並將繼續實施以下項目：碳捕獲、封存、儲存和利用項目，以及公司設施的甲烷減排計劃。此外，該公司還在適當情況下安裝由可再生能源提供動力的設備。
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2024年1月12日，TMX的建設大約完成了98%。跨山公司已經宣佈，它正在努力爭取第二個月的預期服務日期2024年的第四季度。
9
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
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。該委員會的任務還包括監督公司與氣候變化和温室氣體排放、社會/社區事務以及利益相關者關係有關的政策和計劃。
該公司定期與各政府監管機構接觸並接受其檢查在公司經營的各個地區。公司的相關環境風險管理戰略包括與立法者和監管機構建設性合作，以確保任何新的或修訂的政策、立法或法規適當反映可持續發展的平衡方法。為應對現有或新立法而採取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，以儘量減少幹擾影響。本公司已制定程序，並致力遵守所有現行環境標準及法規，並已在資本開支預算中納入適當金額，以繼續符合現行環境保護要求。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；但是，不能保證未來的環境法律和法規不會對公司的業務、財務狀況和經營業績產生重大影響。
本公司設有內部程序，旨在確保在進行新收購和開發之前考慮到環境方面的因素。本公司的環境管理計劃（以下簡稱“計劃”）以及本公司的經營方針和戰略，重點是儘量減少經營對環境的影響，同時滿足：監管要求；生物多樣性、空氣質量和排放、地下水和地表水的區域管理框架；行業經營標準和指南；以及公司內部標準。對運營商和承包商的培訓和盡職調查是公司環境管理計劃有效性和預防事故以保護環境的關鍵。
加拿大
本公司繼續投資於人員、設施和基礎設施以及新的和成熟的技術，以有效地回收和加工原油和天然氣資源，並以對環境負責的方式。作為該計劃的一部分，公司實施了多項減少環境足跡的計劃，包括：環境規劃，以評估影響並實施避免和緩解計劃，以維持陸生和水生系統以及高價值生態系統的生物多樣性；持續評估新技術，以減少環境影響；通過實施各種減排計劃和碳捕獲項目（包括CO），緩解公司的氣候變化影響2EOR注射液，CO2該項目包括：尾礦中的封存和Quest碳捕集和儲存設施）；甲烷排放減少計劃，包括節約溶液氣體以減少甲烷排放和減少氣動設備排放的設備改造計劃；以及優化公司設施的效率。
2023年，本公司作為Pathways Alliance的創始成員及貢獻者，繼續推進工作，支持實現2050年油砂業務淨零温室氣體排放的目標，以幫助加拿大實現其氣候目標，包括其《巴黎協定》承諾。
本公司將繼續監測和評估旨在促進温室氣體脱碳項目行業投資的政府計劃。 2023年11月30日，聯邦政府向下議院提交C—59法案，為投資於合資格碳捕集、利用和儲存（“CCUS”）項目的資本提供投資税收抵免（“ITC”）。 如果獲得通過，這項立法將在2022年至2030年期間為碳捕獲設備提供高達50%的可退還ITC，在合格的碳運輸、儲存或使用設備方面提供高達37.5%的可退還ITC，這些費率從2031年至2040年期間減半，並在2040年之後完全取消。 2023年11月，艾伯塔省政府宣佈將為與建設新CCUS項目相關的合資格資本成本提供12%的税收抵免。
由於Pathways Alliance倡議的進展以及本公司温室氣體減排項目的持續進展，本公司於2022年11月宣佈了新的企業温室氣體減排目標。目標是到2035年將企業範圍1和範圍2温室氣體絕對排放總量從2020年的基線減少40%。該目標是除該公司的北美勘探和生產甲烷排放量從2016年基線減少50%的目標之外，以及其油砂開採和熱業務淨零排放的理想目標。
本公司有一個綜合的温室氣體減排戰略，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；投資於研究和開發，包括與行業、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；在碳捕集、封存和封存方面處於領先地位；參與政策
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和監管發展(包括交易能力和抵消排放)；以及審查和開發新的商機和趨勢，為減少公司的環境足跡提供進一步的機會。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2023年第三季度向利益相關者發佈了2022年管理報告。這份報告包括對其2022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2023年，本公司還聘請了獨立的第三方，對其2023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被政府用來制定管理計劃和框架。
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。2023年，公司在其主要的稠油作業中完成了207個溶液氣體保護項目，減少了約107萬噸/年的CO2E.從2019年至2023年，該公司在其主要重質原油和原地油砂業務上花費了超過2360萬美元，以節省相當於910萬噸的CO2E.作為公司優化和提高燃氣效率的舉措的一部分，公司監測壓縮機機隊的性能，並有針對氣動設備的持續甲烷減排計劃。從2018年到2022年，公司完成了一項氣動儀器計劃，對氣動儀器進行了超過8,000次的改裝和拆除，累計產生了CO2E從其約815,000噸/年的運營中減少。2022年和2023年，該公司安裝了1,399台太陽能化學噴射泵，作為正在進行的多年氣動化學噴射泵更換計劃的一部分，該計劃產生了約19萬噸/年的CO2一旦完成，就會減少。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900萬噸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。作為鑽井作業的一部分，該公司還採用了加拿大石油生產商協會為支持負責任的水力壓裂和水管理方法而制定的水力壓裂作業規程。
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2023年繼續其減少環境責任的計劃，廢棄了2,068口不活躍的油井，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。於2023年，該公司共收到1,311份填海證書，涉及2,358公頃土地。2019年至2023年，公司廢棄了11,368口停用井，並收到了4,712張填海證書，相當於10,014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
2023年，該公司繼續在Banff和Kyle油田開展海底退役規劃活動，拆除海底管道和基礎設施的目標為2024.尼尼安、科倫巴、萊爾和斯特拉斯佩伊油田的退役和廢棄計劃正在進行中，尼尼安油井堵塞和廢棄工作已於2023年第四季度開始。此外，已開始規劃尼尼安樞紐地區的退役，包括制定退役計劃所需的調查和研究(S)，以及啟動監管和關鍵利益攸關方的參與。
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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”。
艾伯塔省油砂初級租賃期為15年。被指定為“生產”的原生油砂租賃將在維持最低產量水平的前提下繼續存在，而被指定為“非生產”且未達到所需最低產量水平的原生油砂租賃則可通過支付不斷上升的租金而繼續存在。
省政府監管原油和天然氣的生產以及從各自省移除天然氣和天然氣。由該省擁有的租賃生產的原油、天然氣和天然氣液化天然氣應支付政府特許權使用費。特許權使用費由條例確定，一般按產量的百分比計算，並經若干不同因素調整，包括銷售價格、生產水平、回收方法、運輸和加工成本、地點和發現日期。
艾伯塔省油砂項目的特許權使用費按總收入基礎上的1%至9%的浮動比例計算，按淨收入基礎上的25%至40%的浮動比例計算，視乎基準原油定價而定。
自2017年1月1日起，艾伯塔省政府採納了常規原油、天然氣和天然氣特許權使用費的現代化特許權框架（“MRF”）。因此，艾伯塔省目前有一個平行的特許權使用權制度制度，之前的艾伯塔省特許權框架（“ARF”）繼續適用於2026年12月31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。在2016年7月13日至2016年12月31日期間鑽探的油井，如果符合某些標準，可以選擇加入MRF。根據MRF，天然氣和天然氣液化石油氣的常規使用費率為5%至36%，原油的常規使用費率為5%至40%。
於二零二三年，本公司須繳納加拿大聯邦及省級所得税，合併税率約為23. 3%。艾伯塔省政府於2019年7月1日至2020年1月1日期間將省企業所得税税率從12%降至10%。 現行省所得税税率為8%，於2020年7月1日生效。
2022年5月19日，不列顛哥倫比亞省政府宣佈了一項新的版税框架，該框架將於2024年9月1日生效。新的框架將取代以前的鑽井獎勵計劃，採用類似於加拿大其他司法管轄區的收入減成本模式。新油井將支付5%的固定特許權使用費，直到鑽探和完井所花費的資本被收回，然後將適用5%至40%的價格敏感特許權使用費，並根據商品類型而有所不同。若干成本津貼及參考價格的詳情仍有待不列顛哥倫比亞省政府與持份者磋商後最後確定。
於二零二一年，阿爾伯塔省能源監管機構（“AER”）宣佈新的責任管理框架（“框架”），作為其油氣井、設施及管道生命週期管理的一部分，該框架規定公司關閉閒置油井及相關基礎設施的年度強制性開支目標。根據該框架，AER為許可證持有人指定了其放棄和開墾活動的強制性年度支出目標，該目標是根據許可證持有人在省級閒置油井庫存和相關基礎設施中所佔的比例以及其他因素確定的。 強制性支出目標於2022年1月1日生效，並於2023年業績年度有所增加。2022年，薩斯喀徹温省政府亦推出了“非活躍責任減少計劃”，不列顛哥倫比亞省政府更新了其休眠及恢復該等省份的非活躍油井及設施的強制性目標。
▪聯邦碳合規成本
本公司經營所在司法管轄區的政府已制定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。本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。本公司持續監察其經營所在司法管轄區的温室氣體法規的發展，以評估未來法規發展對本公司經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從2005年的水平減少40—45%。加拿大政府還承諾限制和削減石油和天然氣行業的排放，並於2023年12月宣佈了監管框架。
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為建立國家上限和交易體系，計劃在2024年年中之前公佈法規草案。 該框架草案目前提議將2030年排放量限制在比2019年水平低35—38%（根據加拿大環境與氣候變化局的估計），同時提供一些遵約靈活性，使排放量比2019年閾值低20—23%。我2020年12月，聯邦政府宣佈打算在2030年之前將碳價格提高至170美元/噸，2022年後每年增加15美元/噸。聯邦政府也正在開發一個全面的空氣污染物管理系統，並已發佈有關該公司運營的某些鍋爐、加熱器和壓縮機發動機的法規。此外，2022年，聯邦政府發佈了《清潔燃料條例》，該條例於2023年7月1日生效，適用於汽油和柴油燃料的生產商或進口商，並要求降低與加拿大生產和供應的汽油和柴油燃料相關的碳強度。
▪省碳合規成本
所有省份的碳定價監管制度均須接受聯邦政府的定期審查，以評估省級制度是否符合聯邦《温室氣體污染定價法》。此類未來審查可能會影響碳價格和/或省級系統的嚴格程度。
自2020年1月1日起，艾伯塔省以《技術創新和減排法規》（“TIER”）取代了温室氣體法規（“碳競爭力激勵法規”）。TIER適用於公司在艾伯塔省的所有資產（作為聯邦燃料費的替代品）。2022年12月，艾伯塔省政府公佈了對TIER的修改，並於2023年1月1日生效，減少了受監管設施的排放分配量。TIER的排放覆蓋範圍也擴大到包括所有TIER監管設施的燃燒。2023年，艾伯塔省排放量超過TIER監管限額的碳價格為65美元/噸，並每年以15美元/噸的增量增加至2030年的170美元/噸，這與聯邦碳定價時間表一致。未運營的Scotford Upgrade和NorthWest Redwater瀝青粉碎機和煉油廠也須遵守TIER的規定。
在不列顛哥倫比亞省，目前對該省消耗的燃料和燃燒和排放的天然氣徵收的碳税為65美元/噸CO2e，預計將繼續上漲15美元/噸CO2e每年一次，直到達到170美元/噸CO22030年，如2023年省級預算所述，與聯邦碳定價時間表保持一致。 此外，不列顛哥倫比亞省政府在其2023年預算中宣佈，將以產出為基礎的定價系統取代對大型工業排放者徵收的碳税，該系統將於2024年4月1日生效。 2023年3月，不列顛哥倫比亞省宣佈有意為石油和天然氣行業實施排放上限，以確保該省實現該行業的2030年減排目標。該目標旨在到2030年將石油和天然氣行業排放量比2007年水平減少33—38%。不列顛哥倫比亞省政府還宣佈打算實施淨零新產業政策。
作為其草原復原計劃的一部分，薩斯喀徹温省政府制定了一項條例（《温室氣體管理和減少（標準和合規）條例》），適用於排放超過25千噸CO的設施，2每年一次，並要求North Tangleflags原位重質原油設施和Senlac原位重質原油設施達到自2020年起的温室氣體排放減少目標。該條例還使低於門檻值的設施能夠彙總並選擇加入薩斯喀徹温省的監管系統，作為聯邦燃料收費的替代辦法。 該法規還採用了聯邦碳定價時間表至2030年。
在馬尼託巴省，聯邦基於產出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。二氧化碳排放量等於或大於10千噸的設施2e每年可以自願選擇加入該系統。
▪聯邦和省甲烷減排條例：
到2025年，聯邦政府承諾將石油和天然氣行業的甲烷排放量比2012年水平減少40—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等同協議，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實施省級甲烷法規，並與聯邦政府達成了同等協議。因此，適用的省級甲烷法規適用於西部三省，而聯邦甲烷法規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年至少低於2012年水平的75%，法規框架草案於2022年11月發佈，修訂案於2023年12月發佈。 對法規草案的反饋將持續到2024年。
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。
自二零一六年一月一日起，石油所得税（“PRT”）税率（即對若干原油及天然氣利潤徵收）已減至0%。可撥備棄開支合資格結轉至二零一五年及過往課税年度，就PRT而言，仍按50%的比率收回。此外，石油和天然氣利潤的附加費也降低至10%，也於2016年生效。合資格資本開支的投資免税額可用作補充費用，但須受若干限制。對於公司税和附加費，允許的損失有資格結轉到以前的
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納税年。英國政府於2022年5月以25%的税率推出能源利潤徵費。其後於2022年11月提高至35%，並將適用至2028年3月31日。合資格資本開支的投資備抵為29%。由於該等變動，石油及天然氣活動應課税收入的適用税率為75%，惟須扣除可用投資備抵。
於二零一三年，英國政府引入一項退役救濟契約（“退役救濟契約”），該契約為一項監管及合約機制，據此，英國政府透過收回退役救濟契約及企業所得税，保證其參與未來的油田棄置。
自2005年以來，英國一直在實施温室氣體法規。在英國國家分配計劃的第一階段（2005—2007年），該公司按照其CO運營，2配置中在第二階段（2008—2012年），公司的CO2分配低於公司的運營排放量。在第三階段（2013—2020年），公司的CO2撥款進一步減少。繼英國於二零二零年一月三十一日退出歐盟（“歐盟”）後，新的英國排放交易計劃（“ETS”）於二零二一年一月一日推出。新計劃符合歐盟排放交易體系的規則，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CO，2在其設施和貿易機制方面減少排放機會，以確保遵守現行要求。
離岸非洲
許可證的條件，包括特許權使用費和生產或利潤分享安排應付的税款，視情況而定，因國家而異，在某些情況下，每個國家的特許權也各不相同。
科特迪瓦近海CI—26區塊Espoir油田和CI—40區塊Baobab油田的開發受生產分成合同（“PSC”）的約束，該合同認為向政府支付的税款或特許權使用費由政府的利潤份額支付。CDI現行企業所得税税率為25%，適用於非PSC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法規。本公司繼續與相關當局討論一種機制，以滿足這些法規，同時允許本公司在國家不需要使用的外幣外派。
2023年，CDI政府修訂了當地內容法規，增加了使用當地人員、企業和服務的要求。 本公司正與有關當局及其承包商討論遵守這些經加強的規例。
C.競爭因素
能源行業在業務各方面均極具競爭力，包括勘探及開發新供應來源、建造及營運原油及天然氣管道及相關設施、收購原油及天然氣權益、原油、天然氣及天然氣液化氣及電力的運輸及營銷，以及吸引及挽留技術人才。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，本公司採用多學科企業風險管理（“企業風險管理”）框架，識別、評估及制定可能影響本公司及其營運的風險緩解計劃。企業風險管理框架採用了風險評估矩陣方法，對跨運營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。這使管理層能夠監控潛在風險敞口，以及為解決已識別風險而採取的步驟，或通過在公司管理委員會中確定負責每項已識別風險的人員來緩解這些敞口。報告整個公司的風險及相關緩解活動亦為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取決於原油和天然氣的現行價格，並高度敏感。原油或天然氣價格的大幅下跌可能會對公司的經營和財務狀況及其儲量的價值和數額產生重大不利影響。這可包括：延遲或取消現有或未來的鑽探、開發、建設或擴建計劃；部分物業的減產；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。
原油和天然氣的價格波動，以應對原油和天然氣的供應和需求的變化，市場不確定性以及公司無法控制的各種額外因素。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。（如俄羅斯入侵烏克蘭和中東衝突），原油的國外供應，外國進口的價格，為可能受管道限制、第三方新建或擴建現有管道能力、政府授權的削減、替代燃料來源的可用性、天氣條件和其他因素影響的產品確保充分運輸的能力。天然氣價格實現
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該公司在北美主要受供需、天氣條件、工業需求和確保產品充分運輸能力的影響，這些因素也可能受到管道限制、政府強制削減和替代能源價格的影響。加拿大的原油和天然氣生產商的生產價格相對於國際價格可能會得到折扣，部分原因是向國際市場運輸和銷售產品的能力受到限制。持續未能解決這些制約因素可能會延長原油和天然氣生產商（包括本公司）實現的商品價格折扣或降低的持續時間。
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、建設或擴建計劃的延遲或取消，包括但不限於Horizon、AOSP、PrimRose、Pelica Lake、Kirby、Jack Fish、Pike和國際項目，或某些資產的減產，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。
約西馬特爾y 29% of公司的2023年生產的京東方為主要重質原油，鵜鶘湖重質原油和瀝青（熱油）。該等產品目前的市價與輕、中品位原油的既定市場指數不同，主要是由於品質差異所致。因此，這些產品目前收到的價格與它們定價的基準不同。未來的質量差異是不確定的，差異的顯著增加可能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定期評估其資產的賬面值。倘原油及天然氣預測價格下跌，相關物業、廠房及設備之賬面值可能會下調，淨盈利可能會受到不利影響。
環境風險
原油及天然氣業務的所有階段均須遵守多項加拿大、美國、英國、歐盟、非洲及其他國家、聯邦、省、州及市法律法規以及國際公約（統稱“環境法例”）的環境法規。
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，以及與各種物質向環境的溢出、釋放和排放有關的限制、責任和義務。環境立法還要求油井、礦山、設施場地和與公司業務相關的其他財產的運營、維護、廢棄和回收，以符合適用監管機構的要求。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。遵守環境立法可能需要大量開支，不遵守環境立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業務、財務狀況和經營業績產生重大不利影響。
原油和天然氣行業正經歷與遵守環境法規有關的成本逐步增加，特別是在北美和北海。在其離岸業務方面，公司還與監管機構和行業合作伙伴一起參與解決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。油砂環境監測與聯邦和省政府、原住民社區和行業合作進行，以加強對油砂開發累積影響的瞭解。現有及預期的法例及法規可能要求本公司處理及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業務、財務狀況和經營業績造成重大不利影響。主要環境風險概要載列如下：
▪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，該公司審查了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年全球石油和天然氣需求水平。該等外部情景分析乃本公司用以支持業務規劃、識別風險及機遇的工具，幷包括考慮多項與市場（例如經濟及社會事件）、商品價格、碳價格、政策、監管、技術開發及採用、能源效益及聲譽有關的變數及假設。 雖然本公司認為，此類獨立外部情景分析是合理的，但如果不準確，可能會對本公司的業務、財務狀況和經營業績產生重大不利影響。由於本公司計劃和評估機會部分基於氣候相關的估計，實際結果和預期之間的差異可能會對本公司的業務、財務狀況、經營業績和現金流量產生重大不利影響。最有可能影響公司業務策略的氣候變化風險方面包括：未來的監管變化，包括政府施加的排放上限、相關的合規成本和減排目標、市場準入和資本准入、社會偏好和聲譽風險以及技術開發，下文將詳細介紹。
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▪未來法規變更/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開支和生產開支，包括與公司現有和計劃中的油砂項目有關的開支。這可能會對公司的財務狀況產生不利影響。因此，在做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。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，聯邦政府宣佈有意超越加拿大此前在《巴黎協定》下提出的減排目標，到2030年將碳價格提高至170美元/噸，並制定2030年和2035年的甲烷減排目標。此外，《清潔燃料條例》於2023年7月生效。清潔燃料法規的一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貸。 2023年，聯邦政府發佈了《清潔電力條例》草案，如果按建議採納，該條例可能會增加公司產生或購買電力的成本。
除Pathways倡議外，本公司繼續在其運營中推行其他温室氣體減排倡議，包括：解決方案氣體節約、壓縮機優化以提高燃氣效率、減少/改造氣動設備、減少/改造二氧化碳排放，2油砂尾礦捕集與注入2與EOR、CO相關的捕獲和儲存2通過參與各種研究和創新團體進行技術開發。
不同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的市場準入。加拿大政府和一些省政府已公佈法規，以減少石油和天然氣行業的甲烷排放，以支持美國和加拿大政府作出的在2025年之前降低該行業排放的聯合承諾。為滿足環境空氣質量目標而進行的空氣污染物監管（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的資金來改造特定地區的設備。
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(例如交通偏好的改變或政府促進使用電動汽車或替代能源的政策變化)可能會影響對原油和公司產品的需求。同樣，擬議中的清潔電力法規可能會影響天然氣的需求。
▪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)。
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▪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，以及限制較高碳能源的市場準入，包括管道項目監管審批的延遲、撤銷或附加條件。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。
本公司繼續執行並遵守已批准的Horizon礦、AOSP的Muskeg River礦和Jackpine礦尾礦管理計劃中規定的條件，從而滿足艾伯塔省尾礦管理框架（2015年）和指令85的要求。此外，本公司已獲馬斯凱格河及Jackpine礦山之更新尾礦管理計劃（二零二三年）批准。 尾礦管理計劃概述了逐步變化，改善了礦山整個壽命期的尾礦管理績效，以及擬議的尾礦處理技術。 然而，未來存在超過核定特定場址尾礦概況的潛在風險，導致需要根據採礦財務安全計劃提供額外的安全，以及可能適用合規徵税。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礦山尾礦目標的確定性。通過加拿大油砂創新聯盟（Pathways的創新部門），所有油砂礦運營商共同開展技術開發，以加速此類項目的商業化。
該公司的油砂開採業務繼續規劃和執行其尾礦設施的邊坡漸進式開墾活動。Muskeg River礦繼續推進其外部尾礦設施（南部擴展區）的退役進程，並在等待最終施工完工報告獲得批准，然後與AER最終確定其作為大壩結構的註銷監管要求，進一步降低礦山的環境風險和責任。南擴展區於2023年全面重新植被和填海。Muskeg River Mine亦於2022年獲得拆除沉澱池的退役授權。
▪土地使用、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區域對空氣排放、用水、土地擾動、開墾和生物多樣性作業標準的限制而影響開發和作業風險。土地利用規劃可能會留出保護區、公園，或建立操作限制，以保護生物多樣性和野生動物，這可能會限制原油和天然氣的開發。阿薩巴斯卡下游油砂區的管理框架為地表水和地下水的質量和數量以及空氣排放確定了限制和觸發因素，這可能會提高設施運營標準。關於生物多樣性的框架草案可能會對發展作出進一步限制，從而限制設施的運作和擴大。區域准入管理計劃可能通過限制基礎設施而對資源開發造成限制。 2023年12月，聯邦政府宣佈有意於2024年引入《自然責任法案》，以立法保護生物多樣性作為實現加拿大30%土地保護的方法，包括要求大型公司和金融機構監測、評估和披露其對生物多樣性的風險、依賴性和影響。
在獲取水和有效管理水的過程中，水的許可證、使用和排放標準正變得越來越嚴格。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。有關油砂項目水的處理和排放到環境中的聯邦和省級標準目前正在考慮到管理加拿大其他採礦作業的適用法規的制定中。 於二零二三年十一月，艾伯塔省政府宣佈二零二四年節水計劃，以應對潛在乾旱狀況，本公司正評估該計劃的潛在營運影響及緩解策略。
《瀕危物種法》（加拿大）要求維持各種物種的棲息地。例如，在林地馴鹿的情況下，除了最低畜羣數量外，有關未受幹擾生境的監管要求可能影響原油和天然氣擴張計劃。石油和天然氣以及林業都在採取緩解措施，通過限制捕食者進入地震線、通過加速開墾恢復森林和完成項目發展規劃以儘量減少馴鹿的幹擾，恢復生境的功能。此外，該公司還支持使用母欄飼養幼馴鹿等緩解活動，以改善牛羣數量。由於鳥類或兩棲動物等其他物種的存在，需要對作業進行管理，以避免或減輕可能導致作業效率低下和延誤的影響。
操作風險
原油、天然氣和天然氣液化液的勘探、生產、開採、開採、升級和運輸涉及許多風險，即使是經驗、知識和仔細評估相結合也未必能夠克服這些風險。這些活動受到許多危害和風險的影響，可能導致火災、爆炸、溢漏、井噴或其他原因。
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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、自然或其他原因造成的。除上文所述者外，油砂開採及提質業務亦因開採、提取、加工及提質瀝青所需各組成部分的複雜性及整合性而遭受生產損失、潛在停工及生產開支增加。
公司的業務還存在與環境和安全績效相關的風險，這些風險受到政府、公眾和媒體的密切關注，並可能導致暫停或無法獲得監管批准和許可，或者在發生重大事故的情況下，公司面臨罰款、民事訴訟和/或刑事指控。
極端天氣事件可能對公司的運營構成風險，並對供應鏈和客户/供應商運營或本公司或第三方擁有和運營的關鍵基礎設施造成潛在影響。一個全面的企業應急管理計劃已經到位，以協調公司對潛在事故和事件（包括極端天氣事件）的反應。該方案包括緊急反應計劃，旨在確保迅速作出初步反應並在出現情況時有效管理。
本公司經營所在司法權區須遵守勞工法例及法規，如有變動，可能會影響營運。此外，與工作中斷有關的勞工風險以及獲得必要人力的能力可能會影響項目完成的及時和成本效益。
儲量替代
該公司未來的原油和天然氣生產，因此其現金流和經營業績，高度依賴於開發其現有儲量基礎和獲得或發現額外儲量的成功。如果沒有通過勘探、收購或開發活動增加儲量，公司的產量將隨着時間的推移而下降，因為儲量耗盡。勘探、開發或獲取儲量的業務屬於資本密集型業務。如果本公司的現金流不足以為資本支出提供資金，且外部資金來源有限或不可用，則本公司進行必要資本投資以維持和擴大其原油和天然氣儲量的能力將受到損害。此外，該公司可能無法以可接受的成本尋找和開發或獲取額外的儲量，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，包括許多超出公司控制範圍的內部和外部因素。由於新獲得的技術數據、技術改進或歷史性能、生產成本、開發成本、產品定價、經濟條件、市場可用性或監管要求的變化，經常需要修訂。一般而言，經濟上可開採的原油、天然氣及天然氣液化石油儲量及其未來淨收益的估計乃基於多項因素及於儲量估計釐定日期作出的假設，例如地質及工程估計（具有固有不確定性）、特許權使用費制度的假設影響、政府機構環境及其他監管導致的較高成本，對未來商品價格、生產成本以及未來開發支出的時間和數額的估計，所有這些都可能與實際結果相差很大。所有這些估計在某種程度上都是不確定的，儲量分類只是試圖界定所涉及的不確定程度。因此，由不同工程師或同一工程師於不同時間編制的任何特定物業組別應佔的經濟可開採原油、天然氣及天然氣液化石油儲量的估計、根據回收風險分類的該等儲量以及預期由此產生的未來淨收益的估計，可能會有很大差異。本公司的實際生產、收入、特許權使用費、税收和開發、廢棄和運營支出與其儲量可能會有所不同，而且這些差異可能是重大的。對未來可能開發的儲量的估計通常基於體積計算、遞減曲線分析以及類似儲層和油井的實際生產歷史的類比。根據生產歷史對相同儲量的後續評估將導致先前估計儲量的變動。
項目風險
本公司有各種勘探、開發和建設項目，包括環境緩解和温室氣體減排項目，隨時進行。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控制以外的其他因素，包括熟練勞動力和人力的可用性、材料的可用性和接近性、管道容量、天氣、火災、乾旱、法律和監管事宜（包括環境立法和政府規定的排放上限）、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。公眾和利益相關者對該公司聲明的環境、可持續發展和氣候相關目標的審查正在加強。在實現公司所述目標方面的任何失敗或被認為是失敗，或認為這些目標不足的看法，都可能影響公司獲取成本的能力-
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有效資本。此外，信用評級的變化可能會影響按可接受的條款與客户及供應商訂立及維持普通課程合約，以及訂立普通課程衍生工具或對衝交易的成本。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
該公司越來越依賴信息技術系統來有效地運營和開展業務。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，包括基於雲的系統)、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業務、財務狀況、聲譽和運營結果產生重大不利影響。公司網絡安全風險計劃的監測和管理屬於董事會審計委員會的任務範圍，該委員會每年收到兩次關於網絡安全的報告，或在威脅較高的情況下或在情況需要時更頻繁地接收報告。
儘管公司積極應對網絡安全威脅，但此類威脅經常發生變化，需要不斷髮展的監測、檢測和應對努力。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)和森科爾能源公司在2023年遭受的網絡攻擊。這些類型的攻擊可能會擾亂對系統的訪問，公佈私人數據，如果贖金得不到滿足，可能會摧毀系統；通過社會工程獲得對系統的未經授權訪問，為盜竊、冒充、欺詐和中斷運營提供便利；以及安裝惡意軟件，可能會導致無法訪問、數據破壞、數據外泄或整個系統故障。這些威脅中的任何一種都可能幹擾或損壞公司財產或導致與公司自有業務活動有關的機密信息、員工個人檔案以及土地所有者、供應商、客户和與公司有業務往來的其他第三方的個人信息丟失、泄露或被盜。
成功的網絡犯罪事件可能導致資產損失和公司財務損失、運營中斷、補救和恢復成本、法律索賠或訴訟、監管處罰、對人員或環境的人身傷害，以及供應商、客户、利益相關者和商業合作伙伴的聲譽問題，這些人也可能受到該計劃的影響。為應對這些風險，公司維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，包括加速安全補丁、所有系統的漏洞掃描、對關鍵第三方的定期網絡評估、外部系統的持續滲透測試、內部流程和系統的年度定向滲透測試、基於風險的漏洞補救、24小時受控安全監控和響應、事件響應準備演練、多因素身份驗證和常規教育/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)。數據恢復和恢復程序已到位，以使公司的運營恢復到正常狀態，並將數據丟失和由此對業務造成的中斷的風險降至最低。雖然本公司迄今尚未因網絡安全事件而蒙受任何重大損失，但不能保證本公司未來不會因網絡安全漏洞而蒙受重大損失。
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，公司可能會產生鉅額成本來補救重大網絡安全中斷的影響。公司將保險作為其風險管理計劃的一部分，但此類保險可能不足以或不足以覆蓋公司因網絡事件而遭受的所有損害，在某些情況下，可能根本不會做出迴應。
外國投資
該公司的對外投資包括降低與在發展中國家投資有關的風險，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e.除其他外，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害而造成的收入、財產和設備損失，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重新談判合同，有關外國公司業務的法律和政策的變化，包括遵守現有和新出現的反腐敗法律，以及外國政府對公司國際業務的主權所產生的其他不確定性。此外，如果在其海外業務中發生爭議，公司可能受外國法院的專屬管轄權，或者可能無法成功地將外國人置於加拿大或美國法院的管轄權。
本公司在加拿大和英國北海地區勘探和開發原油和天然氣資產的安排與其在其他外國司法管轄區勘探和開發原油和天然氣資產的安排明顯不同。在本公司經營及將來可能經營業務的部分外國國家，國家一般保留礦產的所有權，因此保留對儲量勘探及生產的控制權，並在許多情況下參與勘探及生產。因此，東道國政府可能會對業務產生重大影響，
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特許權使用費、出口税和法規、附加費、增值税、生產獎金和其他費用。此外，價格和運營成本、生產時間和其他因素的變化，可能會影響原油和天然氣儲量的估計以及未來歸屬於外國財產的淨收入，其方式與這些變化會影響加拿大財產的估計有重大不同。涵蓋外國原油和天然氣業務的協議也經常包含條款，規定公司有義務花費指定金額進行勘探和開發，或進行某些業務或沒收合同所規定的全部或部分面積。
風險管理活動
為應對商品價格、外匯和利率的波動，本公司可定期利用各種衍生金融工具和實物銷售合同，根據界定的對衝計劃管理其風險。該等安排的條款可能限制本公司從該等因素的有利變化中獲得的利益，亦可能導致特許權使用費按高於對衝價格的參考價格支付。交易對手信貸風險亦有所增加。
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，除其他事項外，其財務狀況和董事會認為相關的其他業務因素，包括當前的經濟狀況、公司對運營和項目的資金需求、償債義務以及遵守適用的監管和證券交易要求。股息政策和自由現金流 (1)分配政策（通過股份回購向公司股東分配回報，在資本要求之後，（d）支付股息），每項均須由董事會定期審閲，並可予更改。
其他業務風險
可能對公司財務狀況產生負面影響的其他業務風險包括監管問題、政府税收增加和特許權使用費制度變化的風險、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、與獲取必要人力以及時和具成本效益的方式完成基本建設項目有關的勞工風險，惡劣的天氣條件，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，流行病或大流行病有可能通過破壞當地或全球供應鏈和運輸服務，或因影響公司在當地社區、勞動力營地或運營場所的勞動力池或當地衞生當局作為預防措施而造成的人力損失，其中任何一項可能要求公司暫時減少或關閉其業務，具體取決於潛在爆發的程度和嚴重性以及受影響的地區或業務。然而，在疫情或大流行期間，本公司的營運可能被適用政府機關指定為“必要服務”（如2019冠狀病毒病疫情），允許在可能受到政府實施封鎖措施影響的地區繼續營運。視乎疫情的嚴重程度、疫苗的時間和供應情況以及疫苗的分發速度，大規模疫情或大流行可能影響國際商品需求，並對本公司產品實現的價格產生相應影響，從而可能對本公司的財務狀況造成重大不利影響。
本公司的部分資產由一個或多個公司子公司持有，或夥伴關係。倘任何法人附屬公司清盤，附屬公司之資產將首先用於償還附屬公司之債務（包括應付貿易賬款或任何擔保項下之責任），然後用於償還本公司之債務。
有關公司風險和不確定性的更多詳細信息，請參閲公司截至2023年12月31日的年度MD&A。
《現代奴隸法》
2024年1月1日，《打擊供應鏈中的強迫勞動和童工法》（Fighting Against Forced Labour and Child Labour in Supply Chains Act）現代奴役法案”，在加拿大生效。的 現代奴役法案該公司有義務發佈年度現代奴隸制報告，詳細説明上一年為降低其供應鏈任何環節使用強迫勞動風險所採取的措施，包括在加拿大或其他地方生產貨物或進口到加拿大的貨物。本公司的供應鏈可能實際使用或被指控使用強迫勞動或童工，並且可能難以從供應商收集足夠的信息。需要進行額外的工作來評估和了解這種風險，並確定可以採取哪些措施來減輕任何已識別的風險，這可能會影響公司的運營效率、運營結果、財務狀況或聲譽。
(1)“自由現金流”是一個非GAAP的衡量標準。有關非公認會計原則財務措施的更多細節，請參閲本AIF的“諮詢”部分。
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表51—101F1儲量數據和其他信息表
截至2023年12月31日止年度，本公司聘請了獨立合格儲量評估師（“IQRE”）、Sproule Associates Limited和Sproule International Limited（統稱“Sproule”）和GLJ Ltd.（“GLJ”），以評估和審查本公司所有已探明和已探明及可探明儲量，生效日期為2023年12月31日，編制日期為2023年12月31日。 2024年2月5日S研究人員對北美和國際輕、中原油、原生重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）、天然氣和天然氣儲量進行了評價和評述。GLJ對油砂開採和升級SCO儲量進行了評估。評估和審查是根據《加拿大石油和天然氣評估手冊》（“COGE手冊”）所載的標準進行和編制的，並根據國家文書51—101—石油和天然氣活動披露標準（“NI 51—101”）的要求披露。
本公司董事會的儲備委員會已與本公司各IQRE會面並進行獨立盡職審查程序，以審查各IQRE在確定本公司數量估計和剩餘儲備未來淨收入的相關淨現值時所使用的資格和程序。
該公司每年披露淨探明儲量和貼現未來淨現金流量的標準化措施，使用12個月平均價格和當期成本，根據美國財務會計準則委員會主題932“採掘活動—石油和天然氣”，在公司提交給SEC的表格40—F年度報告中的“補充石油和天然氣信息”部分。2023年年度報告，該報告以引用方式併入本文。
由於四捨五入，儲量數據表中的信息可能不會增加。京東方價值和原油和天然氣指標可能無法計算由於四捨五入。
下表呈列之未來收益淨額估計並不代表儲備之公平市值。
無法保證預測案例中所載的價格及成本假設將會達到，且差異可能是重大的。本報告提供的原油、天然氣及天然氣液化石油儲量的採收率及儲量估計僅為估計，並不保證估計儲量將被收回。實際原油、天然氣和天然氣液化石油儲量可能大於或小於本文提供的估計值。請參閲“諮詢”中的“關於前瞻性報表的特別説明”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。
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石油和天然氣儲量表和註釋
公司總儲備彙總表
截至2023年12月31日
預測價格和成本
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMbbl）
鵜鶘湖
重
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76 106 203 653 6,827 4,720 138 8,790 
發達的非生產國5 7 — 38 — 229 7 95 
未開發68 80 55 2,596 83 10,027 398 4,952 
已證明的總數149 193 258 3,287 6,910 14,976 543 13,836 
很有可能62 95 107 1,903 550 9,259 305 4,566 
已證實加可能總數211 288 365 5,191 7,460 24,236 848 18,402 
北海
證明瞭
發達的生產5 1 5 
發達的非生產國— — — 
未開發3 2 4 
已證明的總數8 3 9 
很有可能4 2 5 
已證實加可能總數12 5 13 
離岸非洲
證明瞭
發達的生產33 10 34 
發達的非生產國— — — 
未開發28 16 31 
已證明的總數61 26 65 
很有可能21 18 24 
已證實加可能總數81 44 89 
公司總數
證明瞭
發達的生產114 106 203 653 6,827 4,730 138 8,829 
發達的非生產國5 7 — 38 — 229 7 95 
未開發100 80 55 2,596 83 10,045 398 4,986 
已證明的總數218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
很有可能87 95 107 1,903 550 9,279 305 4,594 
已證實加可能總數305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
加拿大自然2023年度信息表
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公司淨儲備彙總表
截至2023年12月31日
預測價格和成本
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鵜鶘湖
重
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64 86 154 485 5,607 4,220 108 7,208 
發達的非生產國4 6 — 29 — 206 5 78 
未開發54 66 42 1,934 29 8,526 302 3,849 
已證明的總數123 158 196 2,448 5,636 12,952 416 11,136 
很有可能48 76 74 1,411 438 7,644 217 3,537 
已證實加可能總數171 234 270 3,859 6,073 20,596 634 14,673 
北海
證明瞭
發達的生產5 1 5 
發達的非生產國— — — 
未開發3 2 4 
已證明的總數8 3 9 
很有可能4 2 5 
已證實加可能總數12 5 13 
離岸非洲
證明瞭
發達的生產30 9 31 
發達的非生產國— — — 
未開發23 13 25 
已證明的總數53 22 56 
很有可能16 14 19 
已證實加可能總數69 36 75 
公司總數
證明瞭
發達的生產99 86 154 485 5,607 4,229 108 7,244 
發達的非生產國4 6 — 29 — 206 5 79 
未開發81 66 42 1,934 29 8,542 302 3,878 
已證明的總數184 158 196 2,448 5,636 12,977 416 11,201 
很有可能69 76 74 1,411 438 7,660 217 3,561 
已證實加可能總數252 234 270 3,859 6,073 20,637 634 14,761 
23
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
公司總準備金對賬
截至2023年12月31日
預測價格和成本
總探明
北美
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鵜鶘湖
重
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)
2022年12月31日150 179 262 3,284 6,873 13,589 486 13,501 
新發現— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密鑽井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢復能力— — 1 6 34 — — 40 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技術修訂(10)13 12 24 (23)367 3 80 
生產(18)(28)(17)(96)(165)(781)(22)(476)
2023年12月31日149 193 258 3,287 6,910 14,976 543 13,836 
北海
2022年12月31日11 4 11 
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2 (1)2 
生產(5)(1)(5)
2023年12月31日8 3 9 
離岸非洲
2022年12月31日70 34 75 
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(4)(4)(5)
生產(5)(4)(6)
2023年12月31日61 26 65 
公司總數
2022年12月31日231 179 262 3,284 6,873 13,627 486 13,587 
新發現— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密鑽井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢復能力— — 1 6 34 — — 40 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技術修訂(12)13 12 24 (23)362 3 77 
生產(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
加拿大自然2023年度信息表
24
主要文件 陳列品
總概率
北美
光和
5~6成熟
原油
（MMBBL）
主要
重
原油
（MMBBL）
鵜鶘湖
重
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)
2022年12月31日60 93 114 1,901 535 8,619 285 4,425 
新發現— — — — — 1 — — 
延拓10 15 — 29 18 764 31 231 
加密鑽井3 2 — — — 324 13 72 
提高了恢復能力— — — 1 17 — — 19 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (2)— — 
經濟因素— — — — — (7)— — 
技術修訂(12)(15)(7)(28)(20)(441)(24)(180)
生產— — — — — — — — 
2023年12月31日62 95 107 1,903 550 9,259 305 4,566 
北海
2022年12月31日4 3 5 
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— (1)— 
生產— — — 
2023年12月31日4 2 5 
離岸非洲
2022年12月31日25 21 29 
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(4)(3)(5)
生產— — — 
2023年12月31日21 18 24 
公司總數
2022年12月31日89 93 114 1,901 535 8,643 285 4,458 
新發現— — — — — 1 — — 
延拓10 15 — 29 18 764 31 231 
加密鑽井3 2 — — — 324 13 72 
提高了恢復能力— — — 1 17 — — 19 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (2)— — 
經濟因素— — — — — (7)— — 
技術修訂(16)(15)(7)(28)(20)(445)(24)(185)
生產— — — — — — — — 
2023年12月31日87 95 107 1,903 550 9,279 305 4,594 
25
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
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
原油
（MMBBL）
鵜鶘湖
重
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)
2022年12月31日210 272 376 5,186 7,408 22,209 772 17,926 
新發現— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密鑽井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢復能力— — 1 7 51 — — 58 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技術修訂(22)(2)4 (4)(43)(74)(21)(100)
生產(18)(28)(17)(96)(165)(781)(22)(476)
2023年12月31日211 288 365 5,191 7,460 24,236 848 18,402 
北海
2022年12月31日15 7 16 
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2 (2)2 
生產(5)(1)(5)
2023年12月31日12 5 13 
離岸非洲
2022年12月31日95 55 104 
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(9)(7)(10)
生產(5)(4)(6)
2023年12月31日81 44 89 
公司總數
2022年12月31日320 272 376 5,186 7,408 22,270 772 18,046 
新發現— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密鑽井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢復能力— — 1 7 51 — — 58 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技術修訂(28)(2)4 (4)(43)(83)(21)(108)
生產(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
加拿大自然2023年度信息表
26
主要文件 陳列品
儲備表註釋
1.“公司總儲備”是公司在扣除特許權使用費前的工作權益份額，不包括公司的任何特許權使用費權益。
2.“公司淨儲備”是指公司總儲備減去應付給他人的所有特許權使用費加上應收他人的特許權使用費。
3."輕質原油和中質原油"是指"輕質原油和中質原油合併"。
4.“儲量”是指根據鑽探、地質、地球物理和工程數據的分析，在公認合理的特定經濟條件下，在給定日期，預計可從已知堆積物中開採的石油和天然氣及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”指可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探明儲量。
▪"可能儲量"是指比已探明儲量更不確定地開採的額外儲量。同樣有可能的是，實際剩餘開採量將大於或小於估計的探明儲量加可能儲量之和。
每種儲量類別（探明儲量和可能儲量）可分為已開發儲量和未開發儲量類別：
▪"已開發儲量"是指預期從（i）現有油井和已安裝的設施中開採的儲量，或如果尚未安裝這些設施，將涉及低開支的儲量（與鑽井成本相比）將儲量投入生產，及（ii）通過在儲量估算時已安裝的開採設備和基礎設施運行，如果開採不涉及一口井。發達的類別可以細分為生產性和非生產性。
▪“未開發儲量”是指預期從已知的未鑽面積上有新井的儲量，或從現有井中開採的儲量，這些井的完工或在開採這些儲量之前安裝加工和收集設施需要大量開支。未鑽探面積上的儲量僅限於那些直接抵消在鑽探時合理確定產量的開發間隔區域的鑽探單元，除非存在可靠的技術，在更遠的距離上確定了經濟產量的合理確定性。
5.儲量評估涉及本公司提供的有關地質及工程數據、產品質量、熱值及運輸的產品價格調整、擁有權益、應付特許權使用費、生產成本、資本成本及合同承擔的數據。IQRE認為這一數據是合理的。
6.準備金對賬變動類別定義：
▪“發現”是指以前沒有登記儲量的水庫增加儲量。
▪“擴大”是指因逐步鑽井或完井而增加的儲量。
▪“加密鑽井”是指在已知的儲層邊界內通過鑽井或完井而增加的儲量。
▪"改善的恢復"是指因實施改善的恢復計劃而增加的儲備金。
▪“經濟因素”是指主要由於價格預測引起的變化。
▪“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。
7.2023年儲備對賬亮點：
已探明原油、瀝青(熱油)和NGL總儲量增加93Mbbl：
▪擴展：增加341Mbbl，主要是由於油砂開採和升級(SCO)的坑道擴展以及各種瀝青(熱油)、天然氣(NGL)、初級重質原油和輕質原油屬性的擴展鑽井/未來抵銷增加。
▪加密鑽井：增加50 Mbbl，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。
▪提高採收率：增加40Mbbl，主要是由於油砂開採和升級(SCO)的採收率增加，以及各種瀝青(熱油)和主要重質原油的性質。
▪處置：減少1 Mbbl，主要是由於艾伯塔省各種天然氣(NGL)資產的處置。
▪經濟因素：由於產品定價的變化，增加了1Mbbl。
27
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
▪技術修訂：增加17Mbbl，主要是由於各種瀝青(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，但被各種輕質原油性能的下降和油砂開採和升級(SCO)的採礦計劃變化部分抵消。
▪產量：減少355Mbbl。
天然氣總探明儲量增加1377bcf：
▪發現：由於艾伯塔省各種天然氣資產的活動，增加了5 bcf。
▪擴展：增加1,246bcf，主要是由於在艾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638 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。
▪處置：減少7bcf，主要是由於艾伯塔省各種天然氣資產的處置。
▪經濟因素：由於產品定價較低，減少了81bcf。
▪技術修訂：增加362Bcf，主要原因是類別從可能轉移到已證實，以及由於業績改善，北美各核心領域進行了積極修訂。
▪產量：減少785 Bcf。
已探明原油、瀝青和天然氣液化石油總儲量增加1.23億桶：
▪發現：由於艾伯塔省各種天然氣（NGL）性質的活動，增加了1百萬桶。
▪擴展：增加4.45億桶，主要是由於油砂開採和升級（SCO）以及各種瀝青（熱油）、天然氣（NGL）、初級重質原油和輕質原油屬性的擴展鑽井/未來補償增加。
▪填充鑽孔：增加6700萬桶，主要是由於各種天然氣（NGL）、輕質原油和初級重質原油屬性的填充鑽井/未來抵消增加。
▪改善恢復：增加5800萬桶，主要由於油砂開採和升級（SCO）以及各種瀝青（熱油）和鵜鶘湖重質原油屬性的採收率增加。
▪處置：減少1百萬桶，主要是由於艾伯塔省各種天然氣（NGL）屬性的處置。
▪經濟因素：由於產品價格的變化，增加了200萬桶。
▪技術修訂：減少9400萬桶，主要由於油砂開採和升級的採礦計劃變化，以及各種輕質原油、天然氣（NGL）、瀝青（熱油）和初級重質原油屬性的表現，部分被Pelican Lake重質原油屬性的改善所抵消。
▪產量：減少355Mbbl。
探明天然氣儲量加可能儲量增加2，013 Bcf：
▪發現：由於艾伯塔省天然氣屬性的活動，增加了7 Bcf。
▪擴展：增加2，009 Bcf，主要是由於在蒙特尼地區和艾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的其他非常規地層進行了擴展鑽井/未來的偏移增加。
▪填充鑽孔：增加962 Bcf，主要是由於在蒙特尼和艾伯塔省西北部和不列顛哥倫比亞省東北部的其他非常規地層進行加密鑽井/未來的偏移增加。
▪處置：減少8 Bcf，主要是由於艾伯塔省各種天然氣屬性的財產處置。
▪經濟因素：由於產品價格降低，減少了88 Bcf。
▪技術修訂：減少83 Bcf，主要是由於各種天然氣性質的性能下降。
▪產量：減少785 Bcf。
8.IQRE關於儲量數據的報告見本AIF的附表"A"。公司管理層和董事關於原油、天然氣和天然氣儲量披露的報告載於本AIF的附表“B”。
加拿大自然2023年度信息表
28
主要文件 陳列品
未來淨收入表和附註
下表使用預測價格和成本彙總截至2023年12月31日的未來淨收入。計算未來淨收入時所包括的廢棄、退役和開墾（“ADR”）成本包括截至2023年12月31日的本公司開發項目的總資產報廢義務（“ARO”）（扣除通貨膨脹和貼現）以及未來開發活動應佔ADR成本的預測估計。
所得税前未來淨收入淨現值彙總表
截至2023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
折扣率為10%/年
(美元/京東方)
北美
證明瞭
發達的生產
479,029 186,621 106,649 75,062 58,825 14.80 
發達的非生產國
3,410 1,182 756 588 486 9.65 
未開發
173,853 85,135 46,155 27,588 17,748 11.99 
已證明的總數
656,292 272,938 153,560 103,238 77,059 13.79 
很有可能
209,525 68,651 31,952 18,752 12,706 9.03 
已證實加可能總數
865,817 341,588 185,512 121,990 89,765 12.64 
北海
證明瞭
發達的生產
(1,851)(1,444)(1,167)(971)(827)(239.98)
發達的非生產國
12 11 10 9 8 87.81 
未開發
158 134 116 101 88 32.19 
已證明的總數
(1,681)(1,299)(1,042)(862)(731)(121.55)
很有可能
219 175 143 120 101 30.98 
已證實加可能總數
(1,462)(1,124)(898)(742)(630)(68.07)
離岸非洲
證明瞭
發達的生產
674 579 464 359 272 14.92 
發達的非生產國
6 6 5 4 4 78.50 
未開發
1,565 1,033 700 482 334 27.81 
已證明的總數
2,245 1,618 1,169 845 610 20.75 
很有可能
1,431 960 672 487 364 35.90 
已證實加可能總數
3,676 2,579 1,841 1,333 974 24.53 
公司總數
證明瞭
發達的生產
477,852 185,756 105,945 74,450 58,269 14.62 
發達的非生產國
3,429 1,198 771 601 498 9.82 
未開發
175,576 86,303 46,971 28,170 18,170 12.11 
已證明的總數
656,857 273,257 153,687 103,221 76,938 13.72 
很有可能
211,174 69,786 32,767 19,359 13,171 9.20 
已證實加可能總數
868,031 343,043 186,454 122,580 90,109 12.63 
29
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
所得税後未來淨收入淨現值彙總表
截至2023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
369,022 144,276 82,796 58,476 45,947 
發達的非生產國
2,917 930 573 441 362 
未開發
133,196 64,445 34,422 20,192 12,692 
已證明的總數
505,135 209,651 117,792 79,109 59,001 
很有可能
160,081 52,229 24,188 14,126 9,530 
已證實加可能總數
665,216 261,880 141,980 93,234 68,531 
北海
證明瞭
發達的生產
(1,252)(942)(739)(600)(501)
發達的非生產國
12 11 10 9 8 
未開發
158 134 116 101 88 
已證明的總數
(1,082)(797)(614)(491)(405)
很有可能
219 175 143 120 101 
已證實加可能總數
(864)(622)(470)(371)(304)
離岸非洲
證明瞭
發達的生產
451 420 344 265 195 
發達的非生產國
6 5 5 4 4 
未開發
1,187 780 523 355 240 
已證明的總數
1,644 1,205 872 624 439 
很有可能
1,110 751 529 386 290 
已證實加可能總數
2,754 1,956 1,401 1,010 728 
公司總數
證明瞭
發達的生產
368,220 143,753 82,401 58,141 45,641 
發達的非生產國
2,935 946 588 454 374 
未開發
134,541 65,359 35,061 20,647 13,019 
已證明的總數
505,696 210,059 118,051 79,242 59,035 
很有可能
161,410 53,155 24,861 14,631 9,921 
已證實加可能總數
667,106 263,214 142,912 93,873 68,955 
加拿大自然2023年度信息表
30
主要文件 陳列品
未來淨收入總額（未貼現）
截至2023年12月31日
預測價格和成本
北美北海離岸非洲公司總數
(百萬美元)
已證明的總數
已證實加可能總數
已證明的總數
已證實加可能總數
已證明的總數
已證實加可能總數
已證明的總數
已證實加可能總數
收入
1,493,129 1,919,471 933 1,465 6,250 8,350 1,500,312 1,929,286 
版税
290,898 385,844 — — 210 283 291,108 386,127 
生產成本
428,384 525,653 577 875 1,792 2,126 430,752 528,655 
開發成本
95,791 119,151 105 119 1,486 1,731 97,382 121,001 
未來發展的ADR成本
1,314 1,941 — — 34 51 1,348 1,992 
未來所得税前淨收入 不包括現有開發的ADR成本（相當於財務報表ARO）
676,742 886,881 252 471 2,728 4,158 679,722 891,510 
現有開發的ADR成本（相當於財務報表ARO）
20,450 21,064 1,933 1,933 482 482 22,865 23,480 
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)
656,292 865,817 (1,681)(1,462)2,245 3,676 656,857 868,031 
所得税151,158 200,601 (598)(598)602 922 151,161 200,925 
未來淨收入
所得税後
505,135 665,216 (1,082)(864)1,644 2,754 505,696 667,106 

31
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
按產品類型劃分的未來淨收入
截至2023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)
6,291 16.85 
原生重質原油
(包括溶解氣體)
3,281 20.10 
鵜鶘湖重質原油
(包括溶解氣體)
3,956 20.18 
瀝青(熱油)
39,447 16.11 
合成原油
89,300 15.84 
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)
16,787 7.04 
總計
不包括現有開發項目的ADR成本
(相當於財務報表ARO)
159,063 14.20 
現有開發的ADR成本（相當於財務報表ARO）
(5,376)
總計
包括現有開發的ADR成本
(相當於財務報表ARO)
153,687 13.72 
已證實加可能總數
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)
9,230 17.95 
原生重質原油
(包括溶解氣體)
4,985 20.72 
鵜鶘湖重質原油
(包括溶解氣體)
5,091 18.82 
瀝青(熱油)
50,608 13.12 
合成原油
96,225 15.84 
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)
25,726 6.76 
總計
不包括現有開發項目的ADR成本
(相當於財務報表ARO)
191,866 13.00 
現有開發的ADR成本
(相當於財務報表ARO)		(5,412)
總計
包括現有開發的ADR成本
(相當於財務報表ARO)
186,454 12.63 
加拿大自然2023年度信息表
32
主要文件 陳列品
未來淨收入表附註
1.計算未來淨收入時所包含的廢棄、退役和開墾（“ADR”）成本包括截至2023年12月31日的本公司開發項目的總資產報廢義務（“ARO”）（扣除通貨膨脹和貼現）以及未來開發活動應佔ADR成本的預測估計。本公司的總ARO包括在準備金未來淨收入中，按本AIF“定價假設”一節所述的通貨膨脹率遞增。
2.對於加拿大的儲備，未來淨收入包括根據擬議的聯邦温室氣體污染定價法案的碳成本合規性，到2030年達到170美元/噸。就北海儲量而言，未來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）是基於公司淨儲備。
4.税後淨現值考慮了公司現有的税池餘額和現行税務法規，並不代表合併實體層面的價值估計，這可能會有顯著差異。有關綜合實體層面的信息，請參閲本公司截至2023年12月31日止年度的綜合財務報表和截至2023年12月31日止年度的年度MD & A。TED February 28，2024.
5.未來淨收益乃未計入利息、一般及行政開支以及任何風險管理活動之影響撥備。
定價假設
原油、天然氣和天然氣液化石油油參考定價以及用於編制儲備和相關未來淨收入估計的通貨膨脹率和匯率是根據Sproule、GLJ和McDaniel & Associates Consultants Ltd.（“McDaniel”）於2023年12月31日製定的價格預測的3個諮詢平均值。以下是3個諮詢人平均價格預測摘要。所有的價格都以2028年後每年2%。
20242025202620272028
原油和液化石油氣
WTI美元/桶73.67 74.98 76.14 77.66 79.22 
WCSC $/桶76.74 79.77 81.12 82.88 85.04 
加拿大淡甜C $/桶92.91 95.04 96.07 97.99 99.95 
克羅默LSBC $/桶93.57 95.86 96.46 98.39 100.36 
埃德蒙頓C5+C $/桶96.79 98.75 100.71 102.72 104.78 
布倫特原油美元/桶78.00 79.18 80.36 81.79 83.41 
天然氣
AECOC $/MMBtu2.20 3.37 4.05 4.13 4.21 
BC Westcoast Station 2C $/MMBtu2.06 3.25 3.93 4.01 4.09 
亨利·哈勃美元/百萬噸熱2.75 3.64 4.02 4.10 4.18 
定價假設表註釋
1.參考定價定義：
▪“WTI”指的是俄克拉荷馬州庫欣市西德克薩斯中質原油的價格。
▪"WCS"是指加拿大西部精選，一種重質原油和瀝青與低硫合成和凝析稀釋劑的混合物，在阿爾伯塔省Hardisty；用於製備初級重質原油、Pelican Lake重質原油和瀝青（熱油）儲備的參考價格。
▪"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（MSW）原油；用於製備輕質和中質原油和SCO儲量的參考價格。
▪"克羅默LSB"指的是輕質酸混合物的價格（35oAPI）在馬尼託巴省克羅默的物理原油；在薩斯喀徹温省東南部和馬尼託巴省西南部儲備中用於製備輕質和中質原油的參考價格。
▪"埃德蒙頓C5 +"是指艾伯塔省埃德蒙頓的戊烷+；用於製備NGL儲量的參考價格；也用於確定與初級重質原油和瀝青（熱油）儲量相關的稀釋劑成本。
▪“布倫特”是指歐洲、非洲和中東原油的基準價格；用於編制北海和非洲近海輕質原油儲備的參考價格。
33
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
▪“AECO”是指艾伯塔省東南部的AECO—C樞紐的艾伯塔省天然氣交易價格；用於準備北美（不包括不列顛哥倫比亞省）天然氣儲備的參考價格。
▪“BC西海岸站2”是指Enbridge公司的天然氣輸送點。不列顛哥倫比亞省Chetwynd的系統；在不列顛哥倫比亞省天然氣儲備準備中使用的參考價格。
▪“Henry Hub”指的是路易斯安那州Erath天然氣管道系統上的一個分銷樞紐，是紐約商品交易所天然氣期貨的定價點。
2.自2021年4月1日起，COGE手冊包括價格預測指南，用於編制用於儲量評估的商品價格預測。於二零二三年底，Sproule、GLJ及McDaniel釐定價格預測所採用的方法與COGE手冊指引一致。
3.預測價格和成本假設現行法律和法規的持續性，井口銷售價格的任何上漲也考慮到通貨膨脹。銷售價格乃按上文詳述之參考價格計算，並按個別物業基準就品質及運輸作出調整。
4.指南針紐約2023年平均定價（扣除混合成本並不包括風險管理活動）為輕質和中型原油98.49美元/桶，初級重質原油75.67美元/桶，鵜鶘湖重質原油77.69美元/桶，瀝青67.62美元/桶。（熱油），SCO 100.06美元/桶，NGL 53.04美元/桶，天然氣3.10美元/Mcf艾爾瓦斯。
5.所有產品的生產及資本成本於二零二四年按三名顧問平均成本通脹率每年0%及二零二五年及以後每年2%遞增。
6.在2023年評估中使用的3個領事平均外匯匯率2024年和2025年為0.7517美元/加元，2026年及以後為0.7550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)
2021
第一個歸屬		2 5 — 119 — 2,068 69 541 
總計115 74 56 2,012 37 7,413 283 3,812 
2022
第一個歸屬		7 9 — 693 37 870 54 945 
總計93 73 55 2,604 37 8,332 337 4,587 
2023
第一個歸屬		26 24 — 68 35 2,063 82 579 
總計100 80 55 2,596 83 10,045 398 4,986 
加拿大自然2023年度信息表
34
主要文件 陳列品
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)
2021
第一個歸屬		2 3 — 39 — 2,037 60 443 
總計58 57 27 1,467 106 6,711 183 3,017 
2022
第一個歸屬		3 10 — 195 13 953 72 451 
總計39 64 28 1,632 13 7,073 239 3,193 
2023
第一個歸屬		13 15 — 30 18 1,076 43 299 
總計48 64 27 1,635 18 7,717 257 3,335 
部分已證實未開發和可能未開發儲量的分配超過2年是基於公司的資本開發計劃，以優化運營，並將資本投資與估計未來淨收入保持一致。延長開發時間對各類別儲量估計相關的置信水平並無影響。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。本公司對儲量開發時間超過2年的理由按產品類型總結如下：
1.輕質和中型原油和初級重質原油未開發儲量分佈在該公司在加拿大西部、北海和非洲近海的核心地區。開發時間安排合理，以適應以下情況：
▪有設施限制的資本項目和旨在優化運營和在設施壽命期內交付生產的發展計劃；
▪資源發揮着廣泛的持續發展；
▪EOR或注水項目具有持續的、廣泛的發展機會；
▪嚴格的ESG或監管開發限制限制了開發鑽探，否則開發鑽探將以更快的速度進行；以及
▪離岸項目的籌備時間長，設施有限。
2.Pelican Lake重質原油是在一個大型重質原油聚合物EOR驅油項目中生產的，該項目具有化學和設施的限制。開發計劃旨在優化化學品的採購和使用，並在設施的使用壽命內交付生產。
3.瀝青（熱油）開發計劃旨在優化操作並在未來50年的設備壽命內交付生產。
4.合成原油儲量與兩個大型油砂開採和提質項目有關，這些項目的準備時間長，設施受到限制。開發計劃旨在優化運營並在設施的使用壽命內交付生產。
5.天然氣未開發儲量遍佈加拿大西部公司的核心地區。開發時間安排合理，以適應以下情況：
▪有設施限制的資本項目和旨在優化運營和在設施壽命期內交付生產的發展計劃；
▪資源發揮廣泛的持續發展；以及
▪嚴格的ESG或監管開發限制限制了開發鑽探，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
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價格提前或推遲。
儲量評估是一個可能受到若干內部和外部因素的重大影響的過程。修訂往往是必要的，導致所獲得的技術數據、歷史性能、生產成本、開發成本和產品定價的波動、經濟條件、特許權使用費制度和環境條例的變化以及未來的技術改進等方面的變化。 有關進一步信息，請參閲本AIF“風險因素”一節中的“儲量估計的不確定性”。
35
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
日後開發成本
下表概述了使用截至2023年12月31日的3名顧問平均通貨膨脹率和外匯匯率計算的未貼現未來開發成本。未來開發成本不包括所有廢棄、退役及填海（“ADR”）成本。ADR成本包括在未來淨收入的計算中，包括公司截至2023年12月31日存在的開發項目總資產報廢義務（“ARO”）（未計入通貨膨脹和貼現）以及未來開發活動應佔ADR成本的預測估計。
未來開發成本（未貼現）
(百萬美元)
20242025202620272028此後總計總折扣10%
已證明的總數
北美
3,848 4,004 5,268 4,844 4,397 73,430 95,791 34,879 
北海
44 21 19 15 2 2 105 90 
離岸非洲
249 488 379 78 52 239 1,486 1,167 
公司總數
4,141 4,514 5,667 4,937 4,452 73,672 97,382 36,136 
已證實加可能總數
北美
4,005 4,385 5,517 5,231 4,860 95,154 119,151 40,281 
北海
44 21 19 15 7 12 119 98 
離岸非洲
255 539 429 78 52 377 1,731 1,317 
公司總數
4,305 4,945 5,965 5,324 4,919 95,543 121,001 41,696 
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。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陳列品
其他石油和天然氣信息
日產量
以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日的財政年度原油、天然氣和NGL資產在特許權使用費前的產量摘要。
2023年日均
生產率
2022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21,585 889 24,187 880 
西北艾伯塔省63,654 869 59,712 808 
北原394,527 180 378,374 173 
南部平原12,507 198 13,446 210 
薩斯喀徹温省東南3,827 3 4,252 3 
油砂開採與升級451,339 — 425,945 — 
北美合計947,439 2,139 905,916 2,075 
國際
北海英國區12,639 2 12,890 2 
離岸非洲13,452 11 14,343 13 
國際合計26,091 12 27,233 15 
公司合計973,530 2,151 933,149 2,090 
不列顛哥倫比亞省東北部
NWBC 2023 AIF.jpg
不列顛哥倫比亞省東北部地區擁有蒙尼地層的重要一部分，並結合重要的受控基礎設施提供勘探和開發機會。勘探戰略的重點是通過二維地震、三維地震進行綜合評價，並以接近現有基礎設施的經濟前景為目標。
該地區還包括Septimus、Umbach/Nig和Townsend Montney天然氣資產，擁有自有天然氣處理能力以及專門的第三方天然氣處理能力。
該地區的南部部分包括該公司的BC山麓資產，天然氣是從深密西西比和三疊紀的儲層在這個高度結構的地區生產的。
37
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
西北艾伯塔省
NWAB 2023 AIF.jpg
該地區位於艾伯塔省埃德蒙頓西部，沿着不列顛哥倫比亞省和艾伯塔省的邊界，在深盆地，多區，富含液體的天然氣和輕質原油航道提供了優質的土地基礎。艾伯塔省西北部有一個重要的蒙尼和精神河土地基地，並提供勘探和開發機會，結合廣泛的擁有和運營的基礎設施組合。在該地區，該公司從多個通常技術複雜的層位生產富含液體的天然氣，地層深度從700米到4500米不等。利用二維和三維地震識別位置，預測航道和濱面航道。該地區的西南部還包含重要的山麓資產，天然氣產自密西西比和三疊紀深層儲層。
北原
Northern Plains 2023 AIF.jpg
該地區開始於艾伯塔省埃德蒙頓南部，向北延伸至艾伯塔省麥克默裏堡，從艾伯塔省西北部進入薩斯喀徹温省西部。在該地區的大部分地區，含硫和含硫天然氣儲量都來自於深度達1500米的多個生產層位。在該區域的西南部，輕質原油和天然氣液化石油也在稍大的深度處遇到。本公司瞄準該地區的低風險勘探和開發機會。
在阿爾伯塔省的阿爾伯塔省附近，主要重質原油（平均API為10 °—14 °）和天然氣的儲量是通過傳統的垂直、傾斜和水平井眼從多個生產層位開採，深度可達1000米。在這種類型的重質原油儲層中，使重質原油流動到井眼所需的能量來自溶解氣。原油粘度和儲層質量將決定從儲層生產的原油量。在重質原油生產中保持盈利能力的一個關鍵因素是成為一個有效和高效的生產商。本公司繼續通過持有優勢地位來控制成本，包括重要的土地基礎設施以及廣泛的電池和處置設施。
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陳列品
在該地區，公司持有的初級重質原油生產是由於購買和收購皇家土地。該公司100%擁有的ECHO管道系統也位於該地區。ECHO管道的產能高達78，000桶/日，使公司能夠以較低的生產成本運輸自己的產量。該管道加強了公司控制與開發和銷售其重質原油相關的全方位成本的能力。
包括在該地區的北部，約200英里埃德蒙頓，艾伯塔省是該公司在鵜鶘湖的控股。這些資產從Wabasca地層生產Pelican Lake重質原油，重力為12 °—17 ° API。由於不存在砂生產及其相關處置要求，以及現有的集油和管道設施，生產費用較低。本公司在必要的基礎設施、道路、鑽井平臺、集輸管道、電池、天然氣廠和壓縮機方面擁有主要所有權，以確保位於該土地上的大型原油池的經濟發展，包括100%擁有和運營的Pelican Lake管道和容量為85，000桶/日的三個主要石油電池。該公司正在使用聚合物驅提高採收率方案，以提高油田的最終採收率。
100%擁有的Primrose和Wolf Lake油田位於艾伯塔省邦尼維爾附近，生產瀝青（熱油）涉及利用蒸汽提高瀝青回收率的工藝。公司採用的工藝為CSS、SAGD和蒸汽驅。這些開採工藝注入蒸汽以加熱瀝青沉積物，降低粘度，從而改善其流動特性。在Wolf Lake還有一個收集系統的基礎設施和一個加工廠，生產能力為140，000桶/天。本公司持有一個可產生84兆瓦電力的熱電聯產設施的50%權益。該公司繼續優化CSS和蒸汽驅工藝，從而顯著提高油井生產率和最終瀝青回收率。
該公司在阿爾伯塔省Lac La Biche附近的Kirby地區擁有兩個100%擁有的熱SAGD設施，基礎設施和總工廠處理能力為80，000桶/天。
該公司擁有100%的權益經營熱SAGD資產在Jackfish和位於Jackfish附近的未開發Pike土地。Jackfish的基礎設施包括三個加工廠和收集系統，總容量為120，000桶/天。 本公司批准繼續發展Pike 1項目的決定。 支持Pike 1項目的鑽探和管道開發計劃於2024年底開始。 Pike 1項目預計在2027年完工後增加約25，000桶/日。
南部平原和薩斯喀徹温省東南部
Southern Plains_SESK 2023 AIF.jpg
南部平原地區主要位於北部平原地區以南至美國邊境，並延伸至薩斯喀徹温省西部。
天然氣、天然氣液化石油和輕、中原油的儲量藴藏在2，300米深的多個生產層中。該地區是加拿大西部沉積盆地較成熟的地區之一，需要通過有效利用現有設施、靈活的基礎設施設計和酌情合併利益來持續控制業務成本。
薩斯喀徹温省東南部地區位於該省東南部，延伸至馬尼託巴省，主要生產輕質含硫原油，產自深度達2700米的多個生產層。
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油砂開採和提質
OSM 2023 AIF.jpg
地平線： 公司擁有1個其Horizon油砂租賃的00%工作權益位於艾伯塔省麥克默裏堡以北約70公里處。於二零二一年，本公司完成收購本公司現有油砂租賃之5%附帶權益淨額。
Horizon O的油砂資源伊爾砂層發現於白堊紀麥克默裏組，該組進一步細分為三個非正式段：下部，中部和上部。Horizon公司的大部分油砂資源都在地表以下50米至100米深處的下部和中部麥克默裏組發現。
地平線油砂可通過私人道路和私人飛機跑道進入，包括地表油砂開採、瀝青提取、瀝青升級和相關基礎設施。油砂的開採是使用傳統的卡車和鏟技術進行的。礦石然後通過提取和泡沫處理設施加工，生產瀝青，並在現場升級為SCO。SCO通過管道從現場運輸到埃德蒙頓地區進行分配。兩個現場熱電聯產廠的總設計容量為180兆瓦，為運營提供電力和蒸汽。
本公司於2005年2月獲得董事會批准，授權管理層繼續進行設計產能為110，000桶/日的Horizon第一期項目。2009年首次生產SCO。
2014年，本公司完成了2A期焦化廠的對接，2B期於2016年擴建。於二零一七年，本公司完成第三期擴建，總產能達約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租賃（現在的Horizon South）納入採礦計劃，允許採礦繼續在以前現有的Horizon租賃以南，並有機會進一步優化成本。
AOSP： 於二零一七年，本公司收購AOSP之直接及間接合並70%權益，AOSP為一間位於加拿大阿爾伯塔省之油砂開採及提質合營企業。該公司經營AOSP的採礦和採掘資產，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，包括馬斯基格河和Jackpine礦。殼牌經營Scotford Upgrader，包括Quest項目，該項目位於艾伯塔省埃德蒙頓東北部薩斯喀徹温堡附近，並利用LC FINING技術有效地將渣油加氫裂化為高質量燃料油和運輸燃料。
瀝青是使用傳統的卡車和鏟技術從油砂礦牀中生產的。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Jackpine礦場的稀釋瀝青混合物通過第三方擁有的走廊管道運輸至Scotford升級機，在那裏將瀝青升級為優質Albian合成原油、Albian重合成原油和真空瓦斯油，以及在某些情況下，其他重質混合物。稀釋劑從Scotford Upgrader通過聯合走廊管道運輸系統運回Muskeg河礦。與殼牌簽訂了一項長期承購協議，以市場價格購買真空瓦斯油，以及以市場價格出售大量優質阿爾比安合成和阿爾比安重合成產品的協議。
合併的AOSP礦山的總生產能力 約為320，000桶/天的瀝青。殼牌在2013年獲得了聯合審查小組的批准以及其他相關的批准，2019年，本集團已獲得Jackpine Mine的批准，其餘主要申請已獲批准。
加拿大自然2023年度信息表
40
主要文件 陳列品
英國北海
CNN-NNS 2023.jpg
通過其全資子公司CNR International（UK）Limited，前身為Ranger Oil（英國）有限公司，該公司已在北海運營超過40年，並已開發了一個重要的數據庫，豐富的運營經驗和經驗，nced工作人員2023年，公司生產8個原油油田。
北部油田以Ninian油田為中心，公司擁有100%的運營權益。中央處理設施連接到其他油田，包括Strathspey，Columba BD，Columba E和Lyell油田，公司的工作權益為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）的100%營運權益。
本公司就通過若干加工設施加工原油及天然氣而向第三方收取關税收入。
Banff及Kyle油田的退役活動於二零二零年第二季度開始，並於二零二零年六月停止生產。退役活動的目標是於2024年大致完成。
本公司於二零一七年開始放棄Ninian North Platform。平臺上部的拆卸及處置已於二零二一年完成，而導管架拆除及拆除已於二零二二年完成。該等退役活動已於二零二三年大致完成，預期於二零二四年完成監管工作。
於二零二二年，英國現行監管及經濟狀況及日益具挑戰性的商業前景導致本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Ninian、Columba、Lyell和Strathspey油田不再具有經濟效益，並減少了截至Dece的相關原油和天然氣儲量，2022年5月31日。 該等油田的退役及棄用計劃正在進行中，Ninian油井封堵及棄用已於二零二三年第四季度開始。
41
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
離岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
CDI 2023.jpg
該公司擁有科特迪瓦境外兩個許可證的權益。第一個是CI—26區塊Espoir油田58.7%的已作業權益，該油田位於水深100至700米之間。2002年開始生產東埃斯珀瓦，2006年開始生產西埃斯珀瓦。 來自東部和西部Espoir油田的原油被生產到專用的FPSO，相關天然氣通過海底管道輸送到陸上用於當地發電。
第二個是Baobab油田57.6%的運營權益，位於CI—40區塊，位於Espoir設施以南8公里處，水深1000至1400米。2005年，猴麪包樹油田開始生產。 來自Baobab油田的原油被生產到一個專用的FPSO，相關天然氣通過連接到Espoir基礎設施的海底管道向岸上輸送。
南非
SA 2023.jpg
於二零一二年，本公司完成將南非東南海岸11B/12B區塊（“區塊”）之100%擁有之石油分租轉換為該地區之石油勘探權。本公司目前於該區塊擁有20%非經營性工作權益，並於二零一三年出售一項農場外交易之勘探權之50%權益及於二零一八年出售兩項獨立農場外交易之額外30%權益。2018年，運營商重新進入該區塊暫停的Brulpada勘探井，隨後宣佈從該前景發現天然氣和凝析油。.於二零二零年，該運營商完成了該區塊Luiperd勘探井的鑽探及測試，並隨後宣佈在該前景發現天然氣及凝析油。於二零二二年，經營者代表勘探權持有人向政府提交申請，將到期勘探權轉換為生產權，目前正在編制該區塊的開發計劃（見上圖中的生產權013PR）。申請審查正在進行中，預計2024年最終部長級批准。部分合作夥伴的額外現金付款將於授予生產權和建立商業關係後支付給本公司。
加拿大自然2023年度信息表
42
主要文件 陳列品
生產和不生產原油和天然氣井
下表概述了截至2023年12月31日，本公司擁有工作權益且正在生產或機械能夠生產的油井數量。
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
22,741 18,319.8 10,717 9,864.0 33,458 28,183.8 
不列顛哥倫比亞省
2,047 1,899.3 171 159.0 2,218 2,058.3 
薩斯喀徹温省
9,202 8,451.4 2,125 1,201.3 11,327 9,652.7 
馬尼託巴省— — 144 125.1 144 125.1 
加拿大總和33,990 28,670.5 13,157 11,349.4 47,147 40,019.9 
北海英國區
1 1.0 45 44.5 46 45.5 
離岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
— — 22 12.8 22 12.8 
公司總數
33,991 28,671.5 13,224 11,406.7 47,215 40,078.2 
下表彙總了截至2023年12月31日，該公司擁有工作權益的不生產或不具備機械能力生產的油井數量。
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9,166 7,672.5 12,758 11,607.5 21,924 19,280.0 
不列顛哥倫比亞省
2,345 2,096.5 412 363.5 2,757 2,460.0 
薩斯喀徹温省
1,142 1,069.7 3,366 2,739.4 4,508 3,809.1 
馬尼託巴省
— — 156 104.7 156 104.7 
西北地區
86 13.3 — — 86 13.3 
加拿大總和
12,739 10,852.0 16,692 14,815.1 29,431 25,667.1 
美國
路易斯安那州
— — 2 0.4 2 0.4 
北海英國區
2 2.0 22 22.0 24 24.0 
離岸非洲
科特迪瓦-科特迪瓦
— — 18 10.4 18 10.4 
公司總數
12,741 10,854.0 16,734 14,847.9 29,475 25,701.9 
43
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
沒有屬性儲量的物業
下表概述了截至2023年12月31日公司未經證實的財產。
國家(上千英畝)
毛收入網絡
加拿大
23,056 18,805 
我們
1 1 
北海英國區
105 103 
科特迪瓦-科特迪瓦
61 34 
南非
2,933 587 
公司總數
26,156 19,530 
倘本公司根據獨立租約持有同一面積之不同形式之權益，則每份租約之面積計入毛額及淨額。
Canadian Natural擁有約37萬英畝淨英畝的北美物業，目前預計將於2024年12月31日到期。
與無歸屬儲備物業有關的重大因素或不確定因素
該公司的未經證實的財產持有是多樣化的，並位於北美和國際地區。土地資產範圍由擁有權的發現區至油氣測試結果或生產無限期持有的物業，至評估早期階段的勘探區。本公司根據產品定價、資本可用性和分配以及任何特定地區的基礎設施發展水平，不斷審查這些未經證實的物業的經濟可行性和排名。從這一過程中，一些財產被安排用於經濟發展活動，而其他財產則暫時不活動、出售、交換或允許到期並交還給採礦權所有人。
遠期合約
於日常業務過程中，本公司根據現有合約及協議有多項交付承諾提供原油及天然氣。本公司擁有充足的原油和天然氣儲備，以滿足這些承諾。
2023年原油、天然氣和天然氣液化天然氣活動發生的費用
(百萬美元)北美
北海
離岸非洲
總計
物業收購
證明瞭0 — — 0 
未經證實— — — — 
探索
43 — 3 46 
發展
5,039 558 187 5,784 
5,082 558 190 5,830 
加：非現金和其他費用淨額 (1)
(418)(525)(18)(961)
已招致的費用
4,664 33 172 4,869 
(1)非現金及其他成本主要包括資產收益變動及其他公平值調整。
加拿大自然2023年度信息表
44
主要文件 陳列品
勘探和開發活動
下表概述本公司截至2023年12月31日止年度完成的原油及天然氣鑽探活動。2023年的總成功率（不包括服務井和地層測試井）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
1 0.8 227 220.6 
天然氣
1 0.7 77 60.5 
乾的
— — 2 1.6 
服務
— — 51 50.0 
地層
— — 24 24.0 
總計
2 1.5 381 356.7 
加拿大—油砂開採和升級
服務
— — 12 10.5 
地層
— — 394 334.3 
總計
— — 406 344.8 
加拿大總和
2 1.5 787 701.5 
國際合計— — — — 
公司合計
2 1.5 787 701.5 
2024活動
安全、可靠、有效及高效的營運將繼續是本公司二零二四年的重點。2023年12月，公司發佈了2024年度資本預算(1)約54.2億美元。 此外，該公司預計在2024年將花費約6.35億美元用於廢棄和回收義務。年度預算是全年編制和審查的，必要時可以修改，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。到2024年，年產量目標在1，330，000 BOE/d和1，380，000 BOE/d之間。 2024年的鑽探預算將在今年上半年側重於更長週期的項目，主要是就地熱，預計這將推動2024年後的產量增長。 下半年，該計劃將轉向更短週期的發展機會，以配合增量市場出口。
2024年資本預算和生產目標構成前瞻性信息。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細信息，請參閲本公司截至2023年12月31日的年度MD&A(日期為2024年2月28日)的“非GAAP和其他財務措施”部分。
45
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
生產估計數
下表使用預測價格和成本彙總了截至2023年12月31日的已探明儲量和可能儲量估計中包括的2024年公司總探明和可能日產量。
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)
總探明
北美
39,515 69,565 44,280 264,085 438,065 1,847 62,886 1,226,219 
北海
4,377 2 4,749 
離岸非洲
13,382 11 15,134 
公司總數
57,274 69,565 44,280 264,085 438,065 1,860 62,886 1,246,103 
總概率
北美
5,176 6,544 1,541 — 22,990 229 8,613 83,054 
北海
253 — 325 
離岸非洲
635 1 769 
公司總數
6,063 6,544 1,541 — 22,990 230 8,613 84,147 
加拿大自然2023年度信息表
46
主要文件 陳列品
生產歷史和淨收益
2023
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)
48,954 47,494 47,544 48,116 48,024 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
48,965.9 47,491 47,565 48,145 48,038 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
90.52 90.22 100.87 91.58 93.30 
交通運輸(4)
3.37 4.22 4.45 4.16 4.05 
版税(5)
17.81 15.57 16.98 16.01 16.60 
生產費用(6)
29.57 27.16 24.47 21.89 25.76 
淨額回扣
39.77 43.27 54.97 49.52 46.89 
原生重質原油(2)
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
77,690 76,498 76,377 80,095 77,668 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
78,779 75,673 75,460 81,330 77,811 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
60.31 76.20 93.80 72.90 75.67 
交通運輸(4)
4.36 5.08 4.82 4.77 4.75 
版税(5)
8.70 10.96 18.23 12.89 12.68 
生產費用(6)
21.47 20.07 19.68 18.28 19.85 
淨額回扣
25.78 40.09 51.07 36.96 38.39 
鵜鶘湖重質原油(2)
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
48,244 47,151 46,897 46,046 47,078 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
48,307 46,297 46,544 46,609 46,934 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
67.57 76.66 93.19 73.47 77.69 
交通運輸(4)
4.56 4.69 4.04 4.11 4.35 
版税(5)
18.35 18.63 27.63 17.93 20.63 
生產費用(6)
9.63 8.55 8.02 8.11 8.58 
淨額回扣
35.03 44.79 53.50 43.32 44.13 
瀝青（熱油） (2)
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
242,884 238,941 287,085 278,422 262,000 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
245,416 241,764 284,791 281,366 263,491 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
48.60 66.51 89.50 62.64 67.62 
交通運輸(4)
5.47 5.41 4.35 4.13 4.79 
版税(5)
7.70 10.67 18.67 11.16 12.30 
生產費用(6)
15.94 14.59 11.47 11.31 13.17 
淨額回扣
19.49 35.84 55.01 36.04 37.36 
天然氣
日平均產量（不計特許權使用費）（MMcf/d） (7)
2,127 2,072 2,139 2,218 2,139 
淨背（$/Mcf）
銷售價格(3)
4.22 2.47 2.76 2.75 3.04 
交通運輸(4)
0.57 0.58 0.56 0.54 0.56 
版税(5)
0.27 0.07 0.09 0.09 0.13 
生產費用(6)
1.43 1.35 1.22 1.09 1.27 
淨額回扣1.95 0.47 0.89 1.03 1.08 
天然氣液體(2)
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
59,577 55,059 61,678 68,900 61,330 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
59,577 55,059 61,678 68,900 61,330 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
59.08 49.05 49.87 53.93 53.04 
交通運輸(4)
2.52 2.70 2.73 2.74 2.67 
版税(5)
8.84 6.92 6.36 5.45 6.82 
生產費用(6)
9.62 10.16 8.56 7.42 8.85 
淨額回扣
38.10 29.27 32.22 38.32 34.70 
47
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
2023
Q1Q2Q3Q4截至的年度
北海生產和淨回產品 (1)
輕質和中質原油
平均日產量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
13,240 12,699 12,016 12,616 12,639 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)
0 19,991 7,839 15,032 10,749 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
— 106.39 108.22 118.50 110.99 
交通運輸(4)
— 2.35 1.96 1.17 1.86 
版税(5)
— 0.36 0.42 0.24 0.33 
生產費用(6)
— 81.32 83.44 92.28 85.57 
淨額回扣
— 22.36 22.40 24.81 23.23 
天然氣
日平均產量（不計特許權使用費）（MMcf/d） (7)
3 2 1 2 2 
淨背（$/Mcf）
銷售價格(3)
11.81 9.48 9.99 9.66 10.45 
交通運輸(4)
— — — — — 
版税(5)
— — — — — 
生產費用(6)
10.80 9.17 9.19 9.52 9.85 
淨額回扣
1.01 0.31 0.80 0.14 0.60 
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)
14,091 13,821 12,703 13,213 13,452 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)10,393 18,603 12,769 17,705 14,882 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3)
98.60 100.68 118.09 107.88 106.25 
交通運輸(4)
— — — — — 
版税(5)
9.46 10.77 8.90 10.58 10.08 
生產費用(6)
21.90 19.44 20.04 23.25 21.14 
淨額回扣
67.24 70.47 89.15 74.05 75.03 
天然氣
平均日產量(未扣除特許權使用費)(MMcf/d) (7)
9 11 11 11 10 
淨背（$/Mcf）
銷售價格(3)
14.28 13.71 12.44 12.51 13.19 
交通運輸(4)
0.18 0.17 0.17 0.18 0.19 
版税(5)
0.69 0.65 0.59 0.59 0.62 
生產費用(6)
7.35 4.17 7.21 8.65 6.83 
淨額回扣
6.06 8.72 4.47 3.09 5.55 
總勘探和生產
石油當量桶（BOE） (8)
日平均產量（不計特許權使用費）（BOE/d）
861,163 839,080 902,761 919,180 880,766 
日平均銷售量（不計特許權使用費）（BOD/d）
847,922 852,295 895,107 930,859 881,810 
淨背（$/京東方） (1)
銷售價格(3)
44.98 48.94 59.40 48.41 50.54 
交通運輸(4)
4.03 4.11 3.78 3.61 3.88 
版税(5)
6.56 6.75 10.61 7.05 7.77 
生產費用(6)
13.51 14.24 11.64 11.75 12.74 
淨額回扣20.88 23.84 33.37 26.00 26.15 
油砂開採與提質生產與淨回 (1)
上海合作組織
日平均產量（不計特許權使用費）（桶/日） (9)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 
平均日銷售量(未扣除特許權使用費)(桶/天)462,021 350,041 492,926 491,339 449,282 
淨收益(美元/桶)
銷售價格(3) (10)
96.07 95.08 108.55 98.73 100.06 
交通運輸(4)
1.52 2.03 2.18 1.85 1.89 
版税(5) (11)
10.04 13.58 21.90 11.57 14.43 
生產費用 (6)
25.06 31.28 22.12 20.96 24.32 
淨額回扣59.45 48.19 62.35 64.35 59.42 
加拿大自然2023年度信息表
48
主要文件 陳列品
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。參考本公司截至2023年12月31日的年度MD&A中“非GAAP及其他財務措施”一節中有關淨回款的討論日期為2024年2月28日，進行額外的非公認會計準則披露。
(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)
20232022
產品銷售(1)
$40,835 $49,530 
原油和天然氣液化石油氣
$37,300 $43,009 
天然氣
$2,575 $5,236 
淨收益
$8,233 $10,937 
每股普通股
-基本
$7.54 $9.64 
                                       
-稀釋
$7.47 $9.52 
調整後的運營淨收益(2)
$8,533 $12,863 
每股普通股
-基本(3)
$7.82 $11.33 
                                       
-稀釋(3)
$7.74 $11.19 
經營活動的現金流
$12,353 $19,391 
調整後的資金流動 (2)
$15,274 $19,791 
每股普通股
-基本 (3)
$14.00 $17.44 
                                       
-稀釋(3)
$13.86 $17.22 
總資產
$75,955 $76,142 
長期債務，淨額(4)
$9,922 $10,525 
用於投資活動的現金流
$4,858 $4,987 
資本支出淨額(5)
$4,909 $5,136 
放棄支出，淨額 (2)
$509 $335 
精選財務信息備註
(1)有關產品銷售的進一步詳情於本報告附註22披露。本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的經審核綜合財務報表，日期為2024年2月28日。
(2)非GAAP財務指標。請參閲本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期為2024年2月28日）的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。
(3)非GAAP比率。請參閲本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期為2024年2月28日）的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。
(4)資本管理措施。請參閲本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度之經審核綜合財務報表附註16（日期為2024年2月28日）。
(5)非GAAP財務指標。本指標的構成已在列報的所有期間更新。請參閲本公司截至2023年12月31日止年度的年度MD & A（日期為2024年2月28日）的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。

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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
股息歷史
2001年1月17日，董事會批准了定期支付季度股息的股息政策。自2001年4月以來，股息已於每年1月、4月、7月及10月支付。本公司之股息政策經董事會定期檢討，並視乎本公司之盈利、其財務需要及當時存在之其他因素而隨時作出變動。
下表列示本公司截至12月31日止的過去三個年度各年派發的每股普通股現金股息總額。
2023
2022(1)
2021
宣佈的每股普通股現金股息
$3.70 $4.60 $2.00 
（1） 包括每股普通股1.50美元的特別現金股息，如下所述。
2024年2月28日，董事會將每股普通股宣派的常規季度現金股息從1.00美元增加至1.05美元，從2024年4月5日開始支付股息。
2023年，董事會批准兩次增加定期季度現金股息。 第一次上調於2023年3月1日獲得批准，並將每股普通股宣佈的季度現金股息從0.85美元增加至0.90美元，從2023年4月5日開始支付股息。第二次上調於2023年11月1日宣佈，並將每股普通股宣佈的常規季度現金股息增加至1.00美元，從2024年1月5日開始支付股息。
2022年，董事會批准兩次增加定期季度現金股息和特別現金股息每股普通股1. 50美元（於2022年8月23日支付），股息總額為每股普通股4. 60美元。於2022年3月2日批准首次增加定期季度現金股息，並將季度現金股息增加至每股普通股0.75美元，從2022年4月5日開始支付股息開始。第二次上調於2022年11月3日獲得批准，並將季度現金股息增加至每股普通股0.85美元，從2023年1月5日開始支付股息開始。
2021年，董事會批准兩次增加季度現金股息。2021年的首次上調將季度現金股息提高至每股普通股0. 47美元，從2021年4月5日的應付股息開始。二零二一年的第二次上調將季度現金股息增加至0. 5875美元，自二零二二年一月五日支付股息開始。
資本結構描述
普通股
本公司有權發行無限量的普通股，無面值或面值。普通股持有人有權在加拿大天然公司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收取公司剩餘財產和資產，但須遵守優先於普通股的任何權利。
2024年2月28日，公司董事會批准了一項決議，將公司普通股按兩換一的基礎進行細分，但須經股東批准，且公司已獲得所有監管部門批准，包括多倫多證券交易所批准。該提案將在2024年5月2日舉行的公司年度股東特別大會上進行表決。
優先股
本公司並無發行在外的優先股。本公司獲授權發行無限數量的優先股，可在一個或多個系列中發行。本公司董事有權在發行前決定各系列的股份數目，並決定各系列優先股所附的名稱、權利、特權、限制及條件。
信用評級
提供以下與本公司信用評級有關的信息，因為它與本公司的融資成本、流動性和運營有關。具體而言，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。評級機構降低對公司債務的當前評級或對公司評級前景的負面變化可能會對公司的融資成本及其獲得流動性和資本來源產生不利影響。此外，信用評級的變動可能影響本公司訂立普通課程衍生工具或對衝交易以及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。
給予本公司債務證券的信貸評級並非建議購買、持有或出售債務證券，因為該等評級並不評論當前市價或對特定投資者的適合性。任何評級不得在任何給定時間內保持有效，或在未來評級機構的判斷情況下可能完全修改或撤回，如果任何該等評級被修改或撤回，公司沒有義務更新本AIF。
加拿大自然2023年度信息表
50
主要文件 陳列品
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
S & P全球評級（S & P）
BBB-
A-3
穩定
DBRS Limited(“DBRS”)
A(低)
—
穩定
(1)穆迪和S將評級展望定為加拿大自然，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。
S的信用評級是從AAA到D的長期債務評級，這代表了這類證券從最高質量到最低質量的評級。根據S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。S評級展望評估的是中期(通常為6個月至兩年)長期信用評級的潛在方向。“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。S對商業票據的信用評級是從A-1到D的短期債務評級，代表了此類證券從最高質量到最低質量的評級範圍。S的評級為A-3，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。
本公司已就本公司長期及短期債務評級事宜向穆迪、S及DBRS支付款項，並將不時就此類評級的確認向穆迪、S及DBRS支付款項。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。
51
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
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。以下為本公司普通股於#年在多倫多證券交易所的交易活動2023.
2023年多倫多證交所月度歷史交易
月份高低關卷
一月$82.89 $69.92 $81.67 92,974,226
二月$82.00 $73.52 $77.11 82,835,413
三月$82.16 $67.13 $74.79 208,969,240
四月$83.18 $77.72 $82.56 105,316,828
可能$82.95 $72.83 $73.13 84,167,020
六月$76.90 $69.83 $74.48 183,548,362
七月$81.25 $71.61 $80.19 109,144,199
八月$87.97 $77.81 $87.42 128,410,137
九月$90.70 $82.33 $87.84 237,808,299
十月$92.40 $81.68 $88.06 110,582,812
十一月$93.44 $85.14 $90.61 143,093,466
十二月$92.76 $82.34 $86.81 210,205,281
2023年3月1日，董事會通過一項決議，授權公司向多倫多證券交易所提交意向通知，以正常過程發行人投標（“NCIB”）的方式購買最多92，298，006股普通股，佔公眾持股量的10.0%。（根據多倫多證券交易所的規則確定）於2023年2月28日（“2023 NCIB”）。
截至2023年12月31日止年度，本公司按加權平均值購買了40，050，000股普通股， 每股普通股價格為82.86美元，其中包括2023年1月1日至2023年， 3月10日，2023是根據其先前的NCIB執行的，該到期，2023年3月10日。S截至年底，包括3月12日， 2024年，本公司根據2023年NCIB以每股普通股87.95美元的加權平均價格購買了5，175，000股股份。
2024年2月28日，董事會通過決議授權，g公司向多倫多證券交易所提交意向通知，以購買最多90，231，429股普通股（根據多倫多證券交易所規則確定的截至2024年2月29日的公司公眾持股量的10.0%），自2024年3月13日起至2025年3月12日止。任何購買將通過多倫多證券交易所、加拿大其他交易平臺和紐約證券交易所的設施進行。
加拿大自然2023年度信息表
52
主要文件 陳列品
董事及行政人員
本公司董事及行政人員在過去五年的姓名、居住地、在本公司擔任的職務及主要職業載列如下。有關董事及指定行政人員的進一步詳情載於本公司日期為2024年3月13日的資料通函，該通函以引用方式納入本報告。
名字現任職位過去5年主要職業
Catherine M.最佳、FCPA、ICD. D
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
董事 (1)(2)
(age 70）
公司主管。彼自二零零三年十一月起連續擔任本公司董事，現為Superior Plus Corporation董事會成員。她也是Wawanesa Mutual Insurance Company和卡爾加里踩踏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(4)(5)
(age 61）
公司主管。她目前是卡爾加里大學的榮譽校長，此前曾在卡爾加里大學擔任工程學院院長，2006—2010年，然後擔任校長和副校長從2010—2018年。彼於二零一九年十一月五日獲委任為本公司董事。
n.默裏·愛德華茲，O.C.
瑞士聖莫里茨
執行主席兼主任
(age 64）
公司董事兼投資人。彼自一九八八年九月起連續擔任本公司董事。目前，他是Ensign Energy Services Inc.的主席和董事會成員。和麥哲倫航空公司。

Christopher L. Fong
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
董事(3)(5)
(age 74）
公司主管。彼自二零一零年十一月起連續擔任本公司董事。彼現為Computer Modeling Group Ltd.之董事會成員。
戈登大使吉芬
佛羅裏達州薩拉索塔
美國。
董事 (1)(4)
(age 74）
Dentons US LLP（律師事務所）合夥人和全球名譽副主席；此前自2001年5月起擔任McKenna Long & Aldridge LLP（律師事務所）高級合夥人，直至2015年與Dentons合併。彼自二零零二年五月起連續擔任本公司董事。他目前還在卡特總統中心的董事會任職。
威爾弗雷德A.戈貝爾
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
董事 (1)(2)(4)
(age 76）
獨立商人。彼自二零一零年十一月起連續擔任董事。彼現為派拉蒙資源有限公司之董事會成員。
克里斯汀M.希利
魁北克省蒙特利爾
加拿大
董事(1)(4)
(age第52章
AtkinsRealis（EPC公司）的公司董事兼AMEA（亞洲、中東和澳大利亞）總裁。 在此之前，2021年至2023年擔任TotalEnergies碳中和和歐洲大陸高級副總裁。 2018年至2020年，加拿大道達爾E & P的國家主席、總裁兼首席執行官。 在任職於TotalEnergies之前，Hily女士曾擔任馬士基石油天然氣公司的首席戰略官兼總法律顧問。彼自二零二四年二月二十七日起獲委任為本公司董事。
53
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
名字現任職位過去5年主要職業
史蒂夫·W. laut
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
董事(3)(5)
(age 66）
公司主管。彼為本公司高級職員，直至二零二零年五月五日。彼自二零零六年八月起連續擔任本公司董事。
尊敬的Frank J. McKenna
P.C. OC O.N.B.，K.C.
卡普貝利
加拿大
董事(2)(4)
(age 76）
TD銀行集團副主席。彼自二零零六年八月起連續擔任本公司董事。目前在布魯克菲爾德資產管理公司董事會任職。
David a.徙爾
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
董事(1)(5)
(age 74）
公司主管。在此之前，Optiom Inc.彼自2015年起擔任私人保險公司；此前，自2010年至2015年，彼曾擔任Teine Energy Ltd.（私營石油及天然氣勘探公司）副主席兼首席執行官，並曾擔任Marble Point Energy Ltd.副主席兼首席執行官，2008年至2010年是Teine Energy Ltd.的前身。彼自二零零二年五月起連續擔任本公司董事。
斯科特G.施陶特
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
總裁與董事(3)(6)(7)
(現年58歲)
公司的高級職員。他於2024年2月27日被任命為董事會成員。
Annette M.Verschuren，O.C.
多倫多，安大略省
加拿大
董事(2)(3)
(67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。
蒂姆·S·麥凱
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大

副主席 (6)
(62歲)
公司的高級職員。2018年2月至2024年2月，連續擔任總裁、公司董事。
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
(age 45）
公司的官員。
布蘭達·G巴洛格
Heritage Point
加拿大		副庭長，法律和
總法律顧問
(age 55）		自二零二三年四月起擔任本公司高級職員。 在此之前，自2011年以來，擔任公司運營部法律部經理。
卡爾文·巴斯特
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
高級副總裁，生產
(age 49）		公司的官員。
加拿大自然2023年度信息表
54
主要文件 陳列品
名字現任職位過去5年主要職業
維克多·C.達雷爾
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
高級副總裁-總裁，財務
首席會計幹事
(age 42）
自二零二一年五月起擔任本公司高級職員。在此之前，彼於二零一七年四月至二零一九年十月擔任財務報告經理，於二零一九年十一月至二零二一年五月擔任企業報告總監，及於二零二一年五月至二零二三年六月擔任財務副總裁兼首席會計官。
傑·E. froc
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		首席運營官，
油砂開採和提質
(現年58歲)		公司的官員。
德韋恩F.吉格斯
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		高級副總裁，勘探
(age 47）		自二零二一年四月起擔任本公司高級職員。在此之前，擔任勘探經理，自二零一七年一月至二零二一年四月，最近擔任副總裁—勘探西部，自二零二一年四月至二零二一年十一月。
迪恩·W.哈萊維奇
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		高級副總裁，安全，
風險管理與創新
(age 56）		公司的官員。
Ronald K. Laing
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		高級副總裁，
企業發展與土地
(age 54）		公司的官員。
德文角Lowe
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		高級副總裁，
開發
(age 50）		公司的官員。
艾琳湖Lunn
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		土地副總裁
(age 49）		自二零二二年二月起擔任本公司高級職員。在此之前，土地管理人，於二零一六年七月至二零二二年二月進行談判。
mark a. 水上 阿爾伯塔省卡爾加里 加拿大副總統，
營銷
(age 56）		自2023年2月起擔任本公司高級職員。此前，自2017年5月起擔任原油營銷總監。
凱爾·G.皮西奧
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大
副總統，
鑽井、完井和
資產報廢
(age 42）		自二零二一年六月起擔任本公司高級職員。在此之前，2016年7月至2021年6月擔任完工工程經理。
Warren P. Raczynski
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		高級副總裁，熱
(age 51）		自二零一九年六月起擔任本公司高級職員。在此之前，經理，開發，直到2019年6月，最近的副總裁，開發，Jackfish，從2019年6月至2022年4月。
55
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
名字現任職位過去5年主要職業
羅伊·D Roth
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		副總統，
設施和管線
(age 50）		公司的官員。
卡拉湖斯萊姆科
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		公司發展和商業運營副總裁
(age 54）		公司的官員。
mark a.斯滕索普
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		首席財務官
(age 46）		公司的官員。
特雷弗·T瓦吉爾
斯特金縣
加拿大
總裁副高級，
油砂開採
(age 39）
自2020年起擔任本公司高級管理人員。在此之前，2018年1月至2020年1月擔任Horizon瀝青生產總監，最近，2020年1月至2024年1月擔任Horizon瀝青生產副總裁。
羅賓S.扎貝克
阿爾伯塔省卡爾加里
加拿大		首席運營官，
勘探和生產
(age第52章		公司的官員。
(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)預備委員會成員。
(6)Tim S.麥凱於2024年2月28日辭去總裁一職，並擔任副主席，以支持管理層過渡，直至退休。 麥凱先生於2024年2月27日辭任本公司董事。
(7)斯科特·G先生Stauth先生於2024年2月28日獲委任為本公司總裁。
阿爾l董事代表選舉在公司股東周年大會上。除了克里斯汀·M。希利和Scott G.於2023年5月4日舉行的上一屆股東周年大會上，所有現任董事均當選為董事會成員。Stauth先生和Hily女士於2024年2月27日被任命為公司董事會成員。
截至本報告日期，12名董事中有10名為獨立人士。兩位管理主任是N先生。Murray Edwards和Scott G.史陶斯
於2023年12月31日，本公司董事及行政人員（作為一個集團）直接或間接實益擁有或控制或指示合共約24萬 普通股（約2%）， 1,072,408,000（根據本公司的購股權計劃行使其持有的購股權後約為3%）。
本公司董事及高級職員可能因本公司之營運而面臨潛在利益衝突。部分董事及高級職員已及將繼續從事識別及評估業務及資產，以期代表彼等本身及代表其他法團收購潛在權益。董事及高級管理人員可能會與本公司直接競爭。如有任何衝突，將適用《公約》規定的程序和補救辦法。 《商業公司法》(艾伯塔省)。
加拿大自然2023年度信息表
56
主要文件 陳列品
法律程序和監管行動
本公司不時因本公司的正常經營過程而受到訴訟。根據該等訴訟要求的損害賠償可能是重大的，而該等訴訟的結果可能對本公司的財務狀況或經營業績產生重大影響。雖然本公司會評估每宗訴訟的是非曲直並相應地為自己辯護，但本公司可能須承擔重大開支或投入重大資源以在該等訴訟中為自己辯護。本公司現時並無參與或曾參與任何法律訴訟，或其任何財產現時或曾參與，預期會對本公司的財務狀況產生重大影響，本公司並不知悉任何擬進行的法律訴訟。
截至2023年12月31日止年度，本公司概無獲具司法管轄權的法院或有關證券法例的其他監管機構或證券監管機構施加任何處罰或制裁，且本公司並無向具司法管轄權的法院或有關證券法例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
本公司董事、行政人員或主要股東，或該等人士的聯繫人或聯屬人士，概無於最近三個財政年度內或本財政年度內於任何已對本公司造成重大影響或合理預期將對本公司造成重大影響的交易中直接或間接擁有任何重大權益。
轉讓代理人及登記人
本公司普通股的轉讓代理人和登記處是位於卡爾加里和多倫多市的加拿大Computershare Trust Company以及位於紐約市的Computershare Investor Services LLC。本公司普通股轉讓登記冊由加拿大計算機股份信託公司管理。
材料合同
於最近完成的財政年度，除在日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屬重大的合約，亦無任何仍屬有效的合約。
專家的利益
本公司的獨立核數師為特許專業會計師羅兵鹹永道會計師事務所（特殊合夥），彼等已就本公司於2023年12月31日及2022年12月31日以及截至12月31日止期間三個年度各年的綜合財務報表出具日期為2024年2月28日的獨立核數師報告，2023年12月31日的財務報告內部控制。羅兵鹹永道會計師事務所（特殊合夥）表示，彼等在《專業行為準則》（附有阿爾伯塔省特許專業會計師指引）及美國證券交易委員會（SEC）規則所界定的範圍內，就本公司而言，彼等為獨立人士。
根據有關人士或公司提供的資料，Sproule Associates Limited、Sproule International Limited或GLJ Ltd.持有的本公司證券或財產或我們的聯營公司或聯屬公司的證券或財產中，直接或間接擁有少於1%的實益權益，或參與並能夠直接影響有關報告編制的該等獨立儲備評估師的任何合夥人、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人士。
審計委員會信息
審計委員會成員
董事會審核委員會由C女士組成。M.最好，主席，G先生。D.吉芬，W.A. Gobert和D. a.圖爾，還有C. M女士希利，各其中h獨立且精通財務知識，因為這些術語的定義是加拿大證券法規、National Instrument 52—110和紐約證券交易所上市準則，因為它們與上市發行人的審計委員會有關。審核委員會各成員與彼等作為審核委員會成員之職責有關之教育及經驗載述如下。
C女士M. Best為特許會計師，擁有超過20年的工作人員及國際會計師事務所合夥人經驗。在她任職期間，她負責直接監督和監督大量審計人員，對重大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女士。M.最好保持對公認會計原則的當前理解，並能夠評估其在每個客户中的應用。它還要求瞭解內部控制和財務報告過程和程序。C女士M.根據SEC根據2002年《薩班斯—奧克斯利法案》的要求發佈的規則，貝斯特是審計委員會主席，他有資格成為"審計委員會財務專家"。

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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
G. D. Giffin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，涉及複雜的會計和與複雜的商業交易和爭議相關的會計問題。彼於數家上市發行人之審核委員會任職，並持續從事相關課題之廣泛專業閲讀及研究，積累了豐富的實務經驗及對內部監控及財務報告程序之瞭解。
W.A.先生Gobert持有McMaster University的工商管理碩士（金融）學位以及温莎大學的理學士（榮譽）學位，並持有特許金融分析師（CFA）稱號。 Gobert先生曾擔任Peters & Co. Limited的副主席，Peters & Co. Limited是一家獨立的、完全整合的投資交易商，專門提供全面的投資研究，並擔任加拿大能源領域的積極承銷商和財務顧問。 在Peters & Co. Limited的27年職業生涯中，Gobert先生在審查、分析和評估財務報表方面積累了專業知識，這些財務報表提出了各種複雜的會計問題，並隨後監督和監督了直接參與審查、分析和評估類似複雜財務披露的個人。因此，Gobert先生對公認會計原則、財務報表、內部控制和財務報告有了瞭解。根據SEC根據2002年《薩班斯—奧克斯利法案》的要求發佈的規則，Gobert先生有資格成為“審計委員會財務專家”。
Mr. D. a. Tauer的教育和經驗與履行其作為審計委員會成員的職責有關，來自於專業培訓和擔任一家大型上市公司首席執行官的商業生涯，該公司提供了分析和評估財務報表的經驗，以及監督從事上市公司財務報表編制、分析和評估的人員。他通過監督財務報告的內部控制和程序，並通過其多年的首席執行官參與審計委員會的職能，瞭解這些職能。
C.M.希利擁有學士學位（榮譽），紀念大學經濟學和奧斯古德霍爾法學院法學博士。 希利女士在履行審計委員會成員職責方面的教育和經驗來自於她在公共和私營部門能源行業26年的法律/商業生涯，其中涉及： 與企業資產戰略發展、投資組合管理、兼併和收購有關的複雜會計和財務相關問題，以及與國內外資源管理和開發有關的複雜商業問題和交易.她通過對不同首席執行官和高級管理層職務的審計委員會職能和財務報告內部控制的行政監督，瞭解了這些職能。 Hily女士還曾擔任Lester B董事會副主席兼審計和風險委員會主席。皮爾遜太平洋聯合世界學院。
審計師服務費
董事會審核委員會於二零二三年批准羅兵鹹永道會計師事務所（特殊合夥）（“羅兵鹹永道”）將提供的特定審核及非審核服務。提供的服務包括：（i）對本公司綜合財務報表的年度審計和對財務報告的內部控制、對本公司季度未經審計綜合財務報表的審閲、對本公司若干附屬公司的年度財務報表的審計以及就法定和監管備案提供的其他審計服務，詳情見下表“審計費用”；（ii）審計相關服務，包括退休金資產、皇家特許權使用費報表和温室氣體排放；（iii）與外籍人士個人税務和合規有關的税務服務，以及下表“税務費用”中列出的其他企業税務申報事宜；及（iv）與外籍人士簽證申請協助及透過普華永道查閲資源資料有關的非審計服務下表“所有其他費用”所載的會計文獻庫。
審計員服務（000）
20232022
審計費
$2,465 $2,327 
審計相關費用(1)
1,421 698 
税費
400 402 
所有其他費用
6 9 
總計
$4,292 $3,436 
(1)二零二三年的審計相關費用包括由於二零二二年温室氣體排放量及二零二三財政年度進行的核查程序以及加快二零二三年程序的時間而增加70萬美元。
本公司審核委員會章程作為附表“C”附於本AIF。
加拿大自然2023年度信息表
58
主要文件 陳列品
附加信息
有關該公司的其他信息可在SEDAR+網站www.example.com和EDGAR www.sec.gov上找到。
其他資料包括董事及行政人員之酬金， 債務，董事被提名連任，公司證券的主要持有人，購買公司證券的選擇權和內部人士在重大交易中的利益，載於公司的年度會議通知和信息通函，日期為2024年3月13日，有關將於5月2日舉行的加拿大天然公司年度和特別股東大會，2024，該信息通過引用併入本文。補充財務資料及討論公司事務公司經營的商業環境分別在公司的MD & A、比較合併財務報表和補充石油和天然氣信息中提供，分別為截至2023年12月31日的最近完成的財政年度，如第e致股東的二零二三年年報，該等資料以引用方式納入本報告。
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
卡爾加里，阿爾伯塔省T2P 4J8

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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
附表“A”
表格51—101F2
關於保留數據的報告，
獨立的經確認的儲備金
儲量數據報告
致加拿大自然資源有限公司（“本公司”）董事會：
1.我們已評估和審查了該公司截至2023年12月31日的北美、英國和近海非洲石油和天然氣儲量數據。儲量數據為於2023年12月31日的探明儲量及可能儲量以及相關未來淨收益的估計，使用預測價格及成本估計。
2.儲備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）存置的《加拿大石油和天然氣評估手冊》（“COGE手冊”）所載的標準進行評估及審閲。
4.該等準則要求吾等規劃及進行評估及審閲，以合理確定儲量數據是否不存在重大錯誤陳述。評估和審查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.下表顯示未來淨收入的淨現值（扣除所得税前）歸屬於總探明儲量加可能儲量，使用預測價格和成本估計，並使用10%的貼現率計算，包括在本公司截至2023年12月31日止年度評估和審查的儲量數據中，並確定我們已評估和審查並向公司管理層和董事會報告的各自部分：
獨立合格儲備評估員或審計員
評價/審查報告生效日期
儲備地點 （國家或外國地理區域）
未來淨收入的淨現值 （扣除所得税前，10%折扣率） （百萬美元）
已審核已評估評議總計
Sproule Associates Limited
2023年12月31日
加拿大和美國
—80,17810,26790,445
斯普羅爾國際有限公司
2023年12月31日
英國和
離岸非洲
—942—942
總計
—81,12010,26791,387
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2023年12月31日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。
加拿大自然2023年度信息表
60
主要文件 陳列品
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，
2024年2月28日
斯普羅爾國際有限公司
加拿大阿爾伯塔省卡爾加里，
2024年2月28日
原始簽名人
簽名"加里·R.芬蘭" 「專業郵票」
Gary R. Finnis，P. Eng.
工程部高級經理
日期：2024年2月28日
APEGA ID 62965
原始簽名人
簽名"ILIA CHAIKINE"
伊利亞·柴金
石油工程師
日期：2024年2月28日
APEGA ID 138300

原始簽名人
簽名"Alexey Romanov"
阿列克謝·羅曼諾夫博士P.Geo
高級地球科學家
2024年2月28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
原始簽名人
署名“Steven Golko”
史蒂文·高爾科，P.Eng。
管理董事，水庫服務
日期：2024年2月28日
RM APEGA ID 80169
原始簽名人
署名“Meghan Klein”“專業郵票”
梅根·克萊因，P.Eng。
工程部高級經理
日期：2024年2月28日
RM APEGA ID 84981
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
表格51—101F2
關於保留數據的報告，
獨立的經確認的儲備金
儲量數據報告
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2023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2023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.下表顯示了公司截至2023年12月31日的年度評估儲量數據中歸因於總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，並確定了我們已評估並向公司管理層和董事會報告的各個部分：
獨立合格儲備評估員或審計員
評價/審查報告生效日期
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
2023年12月31日
加拿大
—95,067—95,067
總計
—95,067—95,067
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.由於儲量數據乃基於對未來事件之判斷，故實際結果將有所不同，且變動可能屬重大。執行我們上述報告。
GLJ Ltd.，加拿大阿爾伯塔省卡爾加里， 2024年2月28日
"原始簽名人"

Tracy Bellingham，P. Eng.
美國副總統

加拿大自然2023年度信息表
62
主要文件 陳列品
附表“B”
表格51—101F3
的報告
管理層及董事
關於油氣披露
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”）的管理層負責根據證券監管要求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人員已經評估和審查了公司的儲量數據。獨立合格儲備評估師的報告將與本報告同時報送證券監督管理機構。
本公司董事會儲備委員會已：
(a)審查公司向獨立合格儲量評估人員提供信息的程序；
(b)與獨立合資格儲量評估師會面，以確定是否有任何限制影響獨立合資格儲量評估師毫無保留地報告的能力；及
(c)與管理層和獨立的合資格儲量評估人員一起審查儲量數據。
董事會的儲備委員會已審查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，並已與管理層審查這些信息。董事會根據預備委員會的建議，批准了：
(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)提交表格51—101F2，該表格是獨立合格儲量評估人員對儲量數據的報告；以及
(c)這份報告的內容和歸檔。
63
加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品

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。

原始簽名人

簽名"斯科特G. STAUTH "
斯科特G.施陶特
總裁

原始簽名人

簽署"馬克A。斯坦索普"
mark a.斯滕索普
首席財務官

原始簽名人

簽名"大衞·A。TUER "
David a.徙爾
獨立董事兼預備委員會主席

原始簽名人

簽名"凱瑟琳M。最佳"
Catherine M.最好
獨立董事和審計委員會主席


日期：第28屆D2024年2月1日
加拿大自然2023年度信息表
64
主要文件 陳列品
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
一、審計委員會宗旨
審核委員會由董事會（“董事會”）委任，以協助董事會履行其管理本公司之職責，監督本公司之業務及事務。雖然審核委員會擁有本章程所載的權力及責任，但審核委員會的角色為監督。審核委員會之主要職責及職責為：
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.監察和監督公司的財務報表、財務報告程序和內部監控系統的完整性，包括財務、會計以及遵守與財務報表、税務事宜和重大事實披露有關的監管和法定要求；
3.與董事會的健康、安全、資產完整性和環境委員會一起考慮並向董事會推薦公司聘請的會計師事務所，以完成公司温室氣體排放報告的獨立保證審查，並確定就該報告支付的費用和其他補償；
4.選擇並推薦股東任命公司的獨立審計師，事先批准公司的獨立審計師根據所有適用法律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報酬；
5.監察公司獨立核數師的獨立性、資格和表現，並監督公司財務報表的審計和審閲；
6.監控公司內部審計職能、財務報告程序的內部控制、薩班斯—奧克斯利合規程序以及為響應公司網絡風險評估而實施的網絡安全措施的績效；
7.建立接收、保留、迴應和處理投訴的程序，包括公司僱員就會計、內部控制或審計事宜提交的保密、匿名意見；以及
8.為獨立核數師、管理層、內部核數職能及董事會提供溝通渠道。
二、審計委員會的組成、程序和組織
1.審核委員會應由董事會決定的最少三（3）名董事組成，每名董事均為獨立非執行董事，不存在任何會影響其獨立判斷的關係。審核委員會成員應符合本公司所受監管機構的獨立性和經驗要求。審核委員會全體成員於獲委任為審核委員會成員時，須對財務及會計有基本瞭解，並能閲讀及理解基本財務報表。審核委員會至少有一名成員應具備會計或相關財務管理專業知識，並符合本公司可能須遵守的監管機構的要求，成為“財務專家”或類似稱號。
2.董事會應在其與每屆股東周年大會同時舉行的組織會議上委任下一年度的審核委員會成員。董事會可隨時罷免或更換審核委員會任何成員，並可填補審核委員會的任何空缺。
3.董事會應委任審核委員會一名成員為審核委員會主席。倘董事會並無指定審核委員會主席，或並無出席審核委員會會議，審核委員會成員可以審核委員會成員過半數票指定一名主席。
4.公司祕書或助理祕書應為審核委員會祕書，除非審核委員會委任審核委員會祕書。
5.會議法定人數為二分之一（或審核委員會半數成員並非整數，最接近且小於一半的整數）審核委員會成員的人數，但最少有兩名審核委員會成員親自出席，或透過電話或其他電訊設備出席，以容許所有與會人士發言及聆聽每項會議其他.
6.審核委員會會議應按以下方式進行：
(a)審核委員會應每年至少舉行四（4）次會議，時間和地點按審核委員會主席的要求而定；
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
(b)審計委員會應在每次會議上與管理層、內部審計經理、獨立審計師舉行祕密會議，並作為一個委員會討論審計委員會或每個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；
加拿大自然2023年度信息表
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主要文件 陳列品
(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)公司僱員就可疑會計或審計事項提交的保密、匿名意見。
(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；
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加拿大自然2023年度信息表
主要文件 陳列品
(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2023年度信息表
68
主要文件 陳列品

Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然資源有限公司
合併財務報表
截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度
2024年2月28日

主要文件 陳列品
合併財務報表
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
合併損益表
7
綜合全面收益表
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
16
3.已發佈但尚未實施的會計準則
16
4.關鍵會計估計和判斷
16
5.庫存
18
6.勘探和評估資產
18
7.物業、廠房及設備
19
8.租契
21
9.投資
22
10.其他長期資產
22
11.長期債務
24
12.其他長期負債
26
13.所得税
27
14.股本
30
15.累積其他全面收益
31
16.資本披露
32
17.每股普通股淨收益
32
18.利息及其他融資
32
19.金融工具
33
20.承付款和或有事項
36
21.現金流量信息的補充披露
36
22.分類信息
37
23.董事及高級管理層薪酬
41
1
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
管理層的報告
加拿大自然資源有限公司（“本公司”）隨附之綜合財務報表及本年報其他部分所載之所有其他資料均由管理層負責。綜合財務報表乃由管理層根據隨附附註所述之會計政策編制。如有需要，管理層已就於結算日尚未完成之交易之會計處理作出知情判斷及估計。管理層認為，財務報表是根據國際會計準則理事會酌情頒佈的國際財務報告準則編制的。本年報其他部分呈列之財務資料已予審閲，以確保與綜合財務報表所載者一致。
管理層維持適當的內部監控系統。政策和程序的設計是為了合理地保證交易得到適當授權和記錄，資產得到保護，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資料。
普華永道會計師事務所（特殊合夥）（一家獨立的特許專業會計師事務所）已獲本公司最近一次股東周年大會上股東投票批准，就以下事項進行審計並提供其獨立審計意見：
▪本公司截至2023年12月31日止年度的綜合財務報表；及
▪本公司於2023年12月31日財務報告內部控制的有效性。
彼等之報告與綜合財務報表呈列。
董事會（“董事會”）負責確保管理層履行其財務申報及內部監控職責。董事會透過董事會轄下審核委員會行使此職責，審核委員會由獨立董事組成。審核委員會與管理層及獨立核數師會面，以信納管理層職責已妥為履行，並於綜合財務報表提呈董事會批准前審閲綜合財務報表。綜合財務報表已獲董事會根據審核委員會之建議批准。
簽名"斯科特G. STAUTH "簽署"馬克A。斯坦索普"簽名"勝利者C。DAREL "
斯科特G. STAUTHmark a. Stainthorpe，CFA維克多·C. DareL，CPA，CA
總裁首席財務官高級副總裁，財務和特等會計幹事
加拿大阿爾伯塔省卡爾加里
2024年2月28日
加拿大自然2023年度報告
2
主要文件 陳列品
管理層對內部控制的評估
財務報告
加拿大自然資源有限公司（“本公司”）的管理層負責根據1934年美國證券交易法（經修訂）的第13a—15（f）條和第15d—15（f）條的定義，為本公司建立和維持適當的財務報告內部控制。
管理層（包括公司總裁和公司首席財務官）根據Treadway委員會（“COSO”）贊助組織委員會發布的內部控制—綜合框架（2013）中確立的標準，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2023年12月31日有效。管理層認識到，所有內部控制制度都有其固有的侷限性。由於其固有的侷限性，對財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯報。此外，對今後各期的任何成效評價的預測，可能會面臨這樣的風險，即控制措施可能因條件的變化而變得不足，或遵守政策或程序的程度可能惡化。
獨立特許專業會計師事務所羅兵鹹永道會計師事務所（特殊合夥）已就本公司於2023年12月31日的財務報告內部控制發表意見，詳情載於隨附的獨立註冊會計師事務所報告。
簽名"斯科特G. STAUTH "簽署"馬克A。斯坦索普"
斯科特G. STAUTHmark a. Stainthorpe，CFA
總裁首席財務官
加拿大阿爾伯塔省卡爾加里
2024年2月28日
3
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
獨立註冊會計師事務所報告
致加拿大自然資源有限公司股東及董事會
關於財務報表與財務報告內部控制的幾點看法
我們已審計隨附加拿大自然資源有限公司及其附屬公司的綜合資產負債表，（統稱本公司）於2023年及2022年12月31日的綜合收益表，以及截至2023年12月31日止期間各年的相關綜合收益表、全面收益表、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）。我們還審計了截至2023年12月31日的公司財務報告內部控制，根據Treadway委員會（COSO）發起組織委員會發布的內部控制—綜合框架（2013）中確立的標準。
我們認為，上述綜合財務報表在所有重大方面公允列報了貴公司於2023年及2022年12月31日的財務狀況，以及貴公司截至12月31日止三個年度各年的財務表現及現金流量，根據國際會計準則理事會頒佈的國際財務報告準則，於2023年完成。我們亦認為，截至2023年12月31日，貴公司已根據COSO頒佈的內部監控—綜合框架（2013）所確立的標準，在所有重大方面維持對財務報告的有效內部監控。
意見基礎
本公司管理層負責對這些合併財務報表、維持對財務報告的有效內部控制以及對財務報告內部控制的有效性的評估，包括在隨附的管理層對財務報告內部控制的評估中。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。我們是一家在上市公司會計監督委員會（美國）（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（SEC）和PCAOB的適用規則和法規，我們必須對公司保持獨立性。
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。
加拿大自然2023年度報告
4
主要文件 陳列品
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。
原油和天然氣儲量對北美勘探和生產部門財產、廠房和設備資產的影響
如公司綜合財務報表附註1、4和7所述，截至2023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246億美元。截至2023年12月31日止年度，北美勘探和生產分部的消耗、折舊和攤銷（DD & A）費用為36億美元。根據本公司的會計政策，北美勘探和生產分部的原油和天然氣資產（不包括某些主要組成部分）使用基於探明儲量的生產單位法耗盡。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師，評估和審查其原油和天然氣儲量的估計。這些估計數用於計算DD & A費用。
吾等確定執行有關原油及天然氣儲量對北美勘探及生產分部PP & E資產影響的程序為關鍵審計事項的主要考慮因素為，管理層在制定估計時作出了大量判斷，包括使用專家，特別是與北美勘探和生產分部的原油和天然氣儲量估計有關。這導致核數師在執行程序及評估與編制估計所用假設有關的證據（包括估計未來價格及生產成本、預期未來生產率以及未來開發開支的時間及金額）時作出高度判斷、努力及主觀性。
處理該事項涉及就吾等對綜合財務報表形成整體意見執行程序及評估審核憑證。這些程序包括測試北美勘探和生產部門內部控制的有效性，涉及管理層對公司原油和天然氣儲量的估計以及DD & A費用的計算。管理層專家的工作被用於執行評估用於確定北美勘探和生產分部的DD & A費用的原油和天然氣儲量估計的合理性的程序。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評估專家使用的方法和假設，測試專家使用的數據，以及評估專家的調查結果。
所執行的程序還包括，除其他外，評估管理層專家使用的有關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的假設是否合理，考慮到公司當前和過去的表現，與行業定價預測的一致性，以及這些證據是否與在審計的其他方面取得的證據一致（如適用）。此外，這些程序還包括測試用於計算DD & A費用的單位生產率。



/s/ "普華永道會計師事務所
特許專業會計師


加拿大卡爾加里
2024年2月28日

我們自1973年以來一直擔任公司的審計師。
5
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
合併資產負債表
截至12月31日，
注意事項20232022
(百萬加元)
資產
   
流動資產
   
現金和現金等價物
 $877 

$920 
應收賬款
 3,189 

3,555 
庫存
5
2,034 

1,815 
預付費用和其他
 471 

215 
投資
9
525 

491 
其他長期資產的流動部分
10
71 

61 
 
 7,167 7,057 
勘探和評估資產
6
2,208 

2,226 
財產、廠房和設備
7
64,581 

64,859 
租賃資產
8
1,458 1,447 
其他長期資產
10
541 

553 
 
 $75,955 $76,142 

負債
   
流動負債
   
應付帳款
 $1,418 

$1,341 
應計負債
 3,534 

4,209 
應繳當期所得税
 — 

1,324 
長期債務的當期部分
11
980 

404 
其他長期負債的流動部分
12
1,503 

1,373 
 
 7,435 8,651 
長期債務
11
9,819 

11,041 
其他長期負債
12
8,686 

8,161 
遞延所得税
13
10,183 

10,114 
 
 36,123 37,967 
股東權益
   
股本
14
10,712 

10,294 
留存收益
28,948 

27,672 
累計其他綜合收益
15
172 

209 
 
 39,832 38,175 
 
 $75,955 $76,142 
承付款和或有事項（附註20）。
於2024年2月28日獲董事會批准。
簽名"凱瑟琳M。最佳"簽名"N。默裏·愛德華茲"
Catherine M.最好
n.默裏·愛德華茲
審計委員會主席
和董事
執行主席
董事會與董事
加拿大自然2023年度報告
6
主要文件 陳列品
合併損益表
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202320222021
產品銷售
22
$40,835 

$49,530 

$32,854 
減：版税
(4,867)

(7,232)

(2,797)
收入
35,968 42,298 30,057 
費用
生產
8,480 

8,712 

7,152 
運輸、混合和原料
9,302 

9,973 

6,604 
損耗、折舊和攤銷
7,8
6,413 

7,353 

5,724 
行政管理
452 

415 

366 
基於股份的薪酬
12
491 

804 

514 
資產報廢債務增加
12
366 

281 

185 
利息和其他融資費用
18
636 

549 

711 
風險管理活動(收益)損失
19
(2)

(35)

36 
匯兑(利)損
(279)

738 

(127)
從收購中獲利
— 

— 

(478)
西北紅水合作夥伴關係的收入
10
— — (400)
投資收益
9
(56)

(196)

(141)
 
 25,803 28,594 20,146 
税前收益
 10,165 13,704 9,911 
當期所得税支出
13
1,879 

2,906 

1,848 
遞延所得税支出(回收)
13
53 

(139)

399 
淨收益 $8,233 $10,937 $7,664 
每股普通股淨收益
 
基本信息
17
$7.54 

$9.64 

$6.49 
稀釋
17
$7.47 

$9.52 

$6.46 
綜合全面收益表
截至12月31日止年度，
(百萬加元)
2023

2022

2021
淨收益
$8,233 

$10,937 

$7,664 
可隨後重新分類為淨收益的項目
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#美元零 (2022 – $12021年1.2億美元-1.8億美元2(百萬美元)
2 

4 

15 
重新分類為淨利潤，扣除税款後，美元零 (2022 – $12000萬，2021年--美元1(百萬美元)
(5)

(6)

(7)
 
(3)(2)8 
外幣折算調整
淨投資折算
(34)

212 

(17)
其他綜合(虧損)收入，税後淨額(37)210 (9)
綜合收益
$8,196 $11,147 $7,655 
7
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
合併權益變動表
截至12月31日止年度，
(百萬加元)
注意事項2023

2022

2021
股本
14
  
餘額--年初
 $10,294 

$10,168 

$9,606 
行使股票期權時發行的股票
 372 

442 

707 
先前確認的行使普通股股票期權的負債
 435 

387 

139 
購買普通股根據正常過程發行人出價
(389)

(703)

(284)
餘額--年終
 10,712 10,294 10,168 
留存收益
   
餘額--年初
 27,672 

26,778 22,766 
淨收益 8,233 

10,937 7,664 
普通股股息
14
(4,028)(5,175)(2,355)
購買普通股根據正常過程發行人出價
14
(2,929)

(4,868)(1,297)
餘額--年終
28,948 27,672 26,778 
累計其他綜合收益(虧損)
15
  
餘額--年初
 209 (1)8 
其他綜合(虧損)收入，税後淨額 (37)210 (9)
餘額--年終
 172 209 (1)
股東權益
 $39,832 $38,175 $36,945 
加拿大自然2023年度報告
8
主要文件 陳列品
合併現金流量表
截至12月31日止年度，
(百萬加元)
注意事項2023

2022

2021
經營活動
 
淨收益 $8,233 

$10,937 

$7,664 
非現金項目
 
損耗、折舊和攤銷
7,8
6,413 

7,353 

5,724 
基於股份的薪酬 491 

804 

514 
資產報廢債務增加 366 

281 

185 
未實現風險管理損失（收益）
 12 

(28)

19 
未實現匯兑(利得)損失
 (260)

852 

(205)
從收購中獲利
— 

— 

(478)
投資收益
(34)

(182)

(132)
遞延所得税支出(回收)
 53 

(139)

399 
已實現外匯（收益）損失 (1)
— 

(62)

118 
交收跨貨幣掉期所得款項— 89 — 
放棄支出
12
(509)

(449)

(307)
其他
 5 

(144)

13 
非現金營運資金淨變動
21
(2,417)

79 

964 
經營活動的現金流 12,353 19,391 14,478 
融資活動 
償還銀行信貸和商業票據，淨額 
11,21
— 

(1,156)

(6,151)
償還中期票據
11,21
(416)

(1,498)

— 
償還美元債務證券
11,21
— 

(1,356)

(628)
清償所獲長期債務
— — (183)
交收跨貨幣掉期所得款項— 69 — 
支付租賃債務
8,21
(285)(232)(209)
行使股票期權發行普通股
14
372 

442 

707 
普通股股息
(3,891)(4,926)(2,170)
購買普通股根據正常過程發行人出價
14
(3,318)(5,571)

(1,581)
用於融資活動的現金流 (7,538)(14,228)(10,215)
投資活動
勘探和評估資產支出淨額
6,22
(44)

(33)

(1)
不動產、廠場和設備支出淨額
7,22
(4,865)

(5,103)

(4,492)
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 
非現金營運資金淨變動
21
51 

149 

107 
用於投資活動的現金流
 (4,858)(4,987)(3,703)
(減少)現金及現金等價物增加
 (43)176 560 
現金和現金等價物--年初
 920 

744 

184 
現金和現金等價物--年終
 $877 

$920 

$744 
長期債務利息淨額
 $602 

$613 $672 
已繳(已收)所得税 $3,317 

$3,057 

$(62)
(1)包括2022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。
9
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
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。
油砂開採及升級分部透過Horizon油砂(“Horizon”)的瀝青開採及升級業務，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煉油領域，該公司保持着某些活動，包括管道運營、一個熱電聯產系統以及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的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) 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。

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(C) 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，這些項目有待確定探明儲量。
E & E成本最初資本化，包括與獲取許可證、技術服務和研究、地震採集、勘探鑽探和評估、管理費用以及任何資產報廢成本的估計直接相關的成本。E & E費用不包括在獲得勘探某一區域的合法權利之前發生的一般勘探或評估費用。該等成本於淨收益中確認。
於釐定機電資產之技術可行性及商業可行性及管理層作出發展決定後，機電資產於重新分類至物業、廠房及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視為在評估已探明儲量時確定。機電資產於出售或預期不會產生未來經濟利益時終止確認。終止確認資產所產生的任何收益或虧損於淨收益中確認為損耗、折舊及攤銷。
當有事實及情況顯示機電資產的賬面值可能超過其可收回金額時，機電資產亦會透過將相關成本與相關現金產生單位（“現金產生單位”）公平值進行減值測試。減值跡象包括租賃接近到期、基準商品價格長期處於低位、估計可能儲量大幅下調、估計未來勘探或開發開支大幅增加，或適用法律或監管框架出現重大不利變化。
(D) 財產、廠房和設備
物業、廠房及設備按成本減累計損耗及折舊及可收回性開支計量。在建資產在可作擬定用途前不會耗盡或折舊。
勘探和生產
資產成本包括其收購成本、建設及開發成本、使資產投入營運直接應佔成本、任何資產報廢成本估計及適用借貸成本。物業收購成本包括已付總金額及就收購該資產而給予的任何其他代價的公平值。
倘物業、廠房及設備項目之重要組成部分（包括原油及天然氣權益）之可使用年期不同，則會分開入賬。
原油及天然氣資產按已探明儲量以產量單位法耗盡，惟若干主要部分則按其估計可使用年期以直線法折舊。產量單位消耗率考慮到迄今為止發生的支出，以及開發探明儲量所需的未來開發支出。
油砂開採和提質
油砂開採和升級分部的資本化成本與公司的北美勘探和生產分部分開報告。資本化成本包括收購成本、建設及開發成本、於Horizon及AOSP一座礦山初步開發期間產生的覆層清除成本、直接應佔資產投入運營的成本、估計任何資產報廢成本及適用借貸成本。
與地雷有關的費用是使用基於探明儲量的生產單位法來消除的。資本化的覆蓋層清除成本在直接受益於覆蓋層清除活動的採礦儲量的整個壽命內耗盡。位於Horizon及AOSP地盤之廠房及相關基礎設施之成本乃根據各廠房及相關基礎設施之估計生產能力按生產單位法折舊。其他設備按其估計可使用年期按直線法折舊， 2至20好幾年了。
中游、精煉和總部
本公司資本化所有增加產能或延長中游、煉油和總部資產使用壽命的成本。中游及煉油資產按直線法按其估計可使用年期折舊， 5至30年總部資產按餘額遞減法折舊。
有用的壽命
物業、廠房及設備之損耗率及預期可使用年期每年檢討，而損耗率及可使用年期之變動則按前瞻性入賬。
不再認識
物業、廠房及設備資產於出售或預期繼續使用該資產不會產生未來經濟利益時終止確認。終止確認資產所產生之任何收益或虧損（按出售所得款項淨額與資產賬面值之差額計算）於損益淨額確認為耗減、折舊及攤銷。
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主要維修支出
與重大週轉有關的檢驗費用於下一個重大週轉期間資本化並折舊。維修費用於產生時支銷。
減損
倘有事件或情況變動顯示資產或資產組別之賬面值可能無法收回，本公司會評估物業、廠房及設備之減值。減值跡象包括基準商品價格長期偏低、儲量估計數大幅下調、未來開發支出估計數大幅增加或適用立法或監管框架出現重大不利變化。倘存在減值跡象，本公司會進行有關資產的減值測試。就減值評估而言，個別資產乃分類為現金產生單位，現金產生單位為可識別現金流入的最低層級，而現金流入大致獨立於其他資產組別之現金流入。現金產生單位之可收回金額為其公平值減出售成本與其使用價值兩者之較高者。倘現金產生單位之賬面值超過其可收回金額，則該現金產生單位被視為減值，而可收回費用乃透過損耗、折舊及攤銷開支扣除。
於其後期間，本集團於各報告日期進行評估，以釐定是否有任何跡象顯示先前確認的可收回費用可能不再存在或可能有所減少。倘存在該等跡象，則重新估計可收回金額，並將資產賬面淨值增至其經修訂可收回金額。經修訂可收回金額不得超過倘資產於過往期間並無確認可收回費用而應釐定之賬面值（扣除損耗、折舊及攤銷）。可收回費用撥回於淨盈利中確認。撥回後，耗減、折舊及攤銷費用在未來期間予以調整，以在其剩餘可使用年期內分配該資產的經修訂賬面值。
(E) 企業合併
業務合併採用收購法入賬。於業務合併中所收購資產及所承擔負債按收購日期之公平值確認。已付代價超出所收購資產淨值公平值之任何差額確認為資產。所收購資產淨值之公平值超出已付代價之任何差額於淨收益確認。
(F) 租契
本公司於租賃合同開始日確認租賃資產和租賃負債。租賃資產初始按成本計量。租賃資產的成本包括租賃負債的初始計量金額、於開始日期前作出的租賃付款、初始直接成本及資產報廢責任的估計（如有）。於初步確認後，租賃資產於租賃資產可使用年期結束或租賃期（以較早者為準）內採用直線法折舊。
租賃負債初步按租賃中隱含的利率貼現的租賃付款現值計量，或如無法確定，則按本公司的增量借款利率貼現。倘租期有變動或倘本公司改變其是否合理確定其將行使購買、續租或終止選擇權之評估，則會重新計量租賃負債。倘租賃項下應付金額之估計因指數或利率變動或剩餘價值擔保變動而出現變動，則租賃負債亦會重新計量。
租賃資產於綜合資產負債表內以單獨標題呈報。租賃負債於綜合資產負債表的其他長期負債內呈報。
本公司作為合營經營者的，本公司確認相關租賃資產和租賃負債的100%。當本公司收回其合營夥伴應佔租賃合同成本時，該等收回於綜合收益表確認為其他收入。
(G) 資產報廢債務
本公司根據現行法例及營運慣例就其所有物業、廠房及設備以及若干勘探及評估資產作出資產報廢責任撥備。與不動產、廠場和設備有關的資產報廢債務準備金在其發生期間確認為負債。撥備乃按管理層於資產負債表日期清償債務所需開支之最佳估計現值計量。於初步計量後，該責任會作出調整，以反映時間的流逝、信貸調整利率的變動及該責任相關的估計未來現金流量的變動。因時間推移而增加的撥備確認為資產報廢責任增加開支，而因貼現率或估計未來現金流量而產生的變動則資本化至不動產、廠房及設備或自其終止確認。於結算資產報廢責任時產生的實際成本於撥備中扣除。

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(H) 外幣折算
本位幣和列報貨幣
本公司附屬公司及合夥企業之財務報表所列項目乃以附屬公司經營所在主要經濟環境之貨幣（“功能貨幣”）計量。
當本公司出售其在境外經營的全部權益時，累計在與境外經營有關的其他綜合收益中的外幣收益或虧損計入淨收益。
(I)收入確認及銷貨成本
銷售原油及天然氣產品之收入於銷售合約之履約責任獲履行及本公司可能收取其有權收取之代價時確認。履約責任一般於產品交付至合約指定地點及控制權轉移至客户之時間點達成。本公司於訂立合約前及整個收益確認過程中評估客户信譽。
本公司產品的銷售合同一般為期不到一年，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和天然氣。北海和非洲近海的合同一般規定在某個時間點交付原油。
向客户銷售本公司的原油和天然氣產品是根據合同根據交付時或接近交付時的現行商品價格和交付的產品數量進行的。收益通常於交付後一個月收回，因此，本公司已選擇應用可行權宜方法，不就融資部分的影響調整代價。為促進向客户或潛在客户銷售而與同一對手方進行的原油及天然氣的買賣，乃在彼此預期的情況下進行，合併並記錄為非貨幣交易，並按結算淨額計量。
綜合收益表中的收入指公司應佔的產品銷售額扣除向政府和其他礦產權益所有者支付的特許權使用費。本公司於附註22的分部資料中披露原油及天然氣銷售收入的分類。銷售貨品的相關成本包括生產、運輸、混合及原料，以及損耗、折舊及攤銷開支。該等金額已於綜合收益表內獨立呈列。
(J) 產品分成合同
科特迪瓦在非洲近海生產的產品根據各種產品分成合同的條款進行分享。產品銷售分為成本回收油和利潤油。成本回收石油使本公司得以收回其資本及生產成本以及本公司代表各政府國有石油公司（“政府”）承擔的成本。利潤油根據合資企業夥伴各自的股權分配給政府後，一部分利潤油分配給合資企業夥伴。政府應佔本公司股權的溢利油份額根據各自的私營公司條款分配至特許權使用費和當期所得税費用。
(K) 所得税
本公司採用負債法處理所得税。根據該方法，遞延所得税資產及負債乃根據綜合財務報表資產及負債賬面值之估計所得税影響及其各自税基確認。
遞延所得税資產及負債乃按預期於收回資產或負債時適用之實質上已頒佈之所得税率計算。倘遞延所得税資產或負債於初步確認交易（業務合併除外）中的資產或負債時產生，且於交易時不影響會計或應課税溢利，則不予確認。倘本公司可控制分派的時間，且很可能於可見將來不會作出分派，或倘分派可在無須產生所得税的情況下作出，則遞延所得税資產或負債亦不會就附屬公司保留盈利的未來可能分派確認。
可扣減暫時性差異及結轉税項虧損之遞延所得税資產乃於未來可能有應課税溢利以抵銷暫時性差異或結轉税項虧損時予以確認。遞延所得税資產之賬面值於各報告日期予以檢討，並於不再可能有足夠未來應課税溢利以抵銷暫時差額或結轉税項虧損時予以扣減。
即期所得税乃根據期內淨盈利計算，並就不應課税或於不同期間課税的項目作出調整，並採用於各報告日期實質上頒佈的所得税税率。
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(L) 基於股份的薪酬
本公司的股票期權計劃（“期權計劃”）為現任僱員提供了選擇接收普通股或現金支付以換取交出的股票期權的權利。授予僱員之獎勵負債初步按獎勵於授出日期之公平值及預期歸屬之獎勵數目計量。獎勵於各報告期間就負債公平值之其後變動重新計量。公平值乃採用柏力克—舒爾斯估值模式按分級歸屬法釐定。預期波幅乃根據過往業績估計。當股票期權以換取現金時，支付的現金結算減少了未償負債。當根據購股權計劃行使普通股購股權時，僱員支付的代價及任何先前確認的與購股權相關的負債均記錄為股本。
績效分享單位（“PSU”）計劃為本公司若干行政僱員提供收取現金付款的權利，現金付款的金額按個別僱員的表現及若干其他績效指標的達成程度而釐定。PSU背心 三年從最初的授權日期。購股權單位之負債初步參考本公司之股價及預期歸屬之獎勵數目計量，並於各報告期就負債之公平值變動重新計量。
僱主向本公司股票紅利計劃供款的未攤銷成本計入其他長期資產。
(M) 金融工具
本公司將其金融工具分類為以攤餘成本計量的金融資產、以攤餘成本計量的金融負債和以公允價值計量且其變動計入當期損益的金融工具。所有金融工具於初始確認時按公平值計量。其後期間之計量取決於各金融工具之分類。
按公平值計入損益之金融工具其後按公平值計量，而公平值變動於淨盈利確認。所有其他類別的金融工具均採用實際利率法按攤銷成本計量。
現金及現金等價物、應收賬款及若干其他長期資產分類為按攤餘成本計量的金融資產，因為本公司有意將這些資產持有至到期日，且相關現金流量僅包括支付本金及利息。於公開買賣股份之投資分類為按公平值計入損益。應付賬款、應計負債、若干其他長期負債及長期負債分類為攤餘成本金融負債。風險管理資產及負債分類為按公平值計入損益。
金融資產及負債亦採用三層架構分類，以反映就該等資產及負債作出公平值計量所用輸入數據的重要性。計入第一層之金融資產及負債之公平值乃參考相同資產及負債於活躍市場之報價釐定。第二級金融資產及負債之公平值乃根據該資產或負債可直接（作為價格）或間接（源自價格）觀察之輸入數據（第一級報價除外）計算。第三層金融資產及負債之公平值並非基於可觀察市場數據。公平值層級之披露不包括賬面值與公平值相若之金融資產及負債，乃由於資產或負債之流動性質所致。
按公平值計入損益的金融工具的交易成本於淨收益中確認。其他金融工具的交易成本計入金融工具的初始計量。
金融資產減值準備
於各報告日期，本公司按前瞻性基準評估與其按攤銷成本列賬的金融資產相關的預期信貸虧損。預期信貸虧損按應付本公司現金流量與本公司預期收取之現金流量之差額計量，並按初步確認時釐定之實際利率貼現。就應收貿易賬款而言，本公司應用國際財務報告準則第9號允許的簡化方法，該方法規定自應收款項初始確認時確認預期全期信貸虧損。為計量預期信貸虧損，應收賬款乃根據應收賬款未償還日數及客户內部信貸評估分組。長期應收款項之信貸風險乃根據交易對手之外部信貸評級評估。對於信用風險自確認日起未顯著增加的長期應收款項，本公司將預期信用損失計量為12個月預期信用損失。預期信貸虧損撥備之變動於淨收益確認。
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(N) 風險管理活動
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品價格、外幣及利率風險。該等金融工具僅為對衝目的訂立，並不用於投機目的。所有衍生金融工具均按其估計公平值於綜合資產負債表確認。衍生金融工具之估計公平值乃根據適當之內部估值方法及╱或第三方指示釐定。使用估值模式釐定之公平值須使用有關未來現金流量金額及時間、貼現率及信貸風險之假設。在釐定該等假設時，本公司主要依賴外部、易於觀察的市場輸入數據，包括報價的商品價格及波動性、利率收益曲線及外匯匯率。風險管理負債之賬面值乃根據本公司本身之信貸風險作出調整。
本公司根據本公司的風險管理政策，記錄所有在套期關係開始時正式指定為套期交易的衍生金融工具。於對衝開始時及持續基準評估對衝關係之有效性。
本公司定期訂立商品價格合約，管理原油及天然氣的預期銷售及採購，以保障其資本開支計劃的現金流。正式指定為現金流量對衝的衍生商品價格合約公允價值變動的有效部分初步於其他全面收益確認，並於出售或購買商品的同期或多個期間重新分類至風險管理活動淨收益。該等指定合約公平值變動的無效部分於風險管理活動中確認為淨收益。非指定原油及天然氣商品價格合約之所有公平值變動均於風險管理活動中確認為淨收益。
交叉貨幣掉期合約定期用於管理以美元計值的長期債務的貨幣風險。交叉貨幣掉期合約要求定期交換付款，並於到期時交換付款所依據的名義本金額。指定為現金流量對衝的跨貨幣掉期合約與名義本金額有關的外匯部分的公平值變動於淨盈利的外匯收益及虧損中確認。指定為現金流量對衝的跨貨幣掉期合約利率部分公允價值變動的有效部分初步於其他全面收益確認，並於對衝項目確認為淨收益時重新分類至利息開支，無效部分於風險管理活動確認為淨收益。非指定交叉貨幣掉期合約之公平值變動於風險管理活動中確認為淨收益。
終止被指定為現金流量對衝的金融工具的已實現收益或虧損在累計其他全面收益項下遞延，並在相關對衝項目確認期間攤銷為淨收益。倘指定對衝項目於相關衍生工具終止前出售、註銷或到期，則任何未實現衍生收益或虧損於淨收益中確認。終止未指定為對衝的金融工具所實現的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。外幣遠期合約涉及於指定未來日期按遠期匯率購買或出售協定金額之美元。指定為現金流量對衝的外幣遠期合約的公允價值變動初步計入其他全面收益，並於對衝項目確認為淨收益時重新分類至外匯收益及虧損。非指定外幣遠期合約之公平值變動於風險管理活動中確認為淨收益。
(O) 政府撥款
本公司收到或符合資格獲得政府補助，包括排放配額。政府補助於有合理保證本公司將遵守補助所附條件及將收到補助時，於淨盈利中確認。根據阿爾伯塔省技術創新及減排（“TIER”）法規產生的排放表現及抵銷抵免初步按確認抵免時有效的阿爾伯塔省TIER基金合規率規定的價值入賬。
(P) 每個共同份額
本公司計算每股普通股基本收益的方法是淨收益除以本期已發行普通股加權平均數。由於本公司的購股權計劃允許持有人選擇以現金或股份結算購股權，故每股普通股攤薄盈利採用庫存股法下的現金結算或股份結算中更具攤薄性者計算。
(Q) 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。
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2. 會計政策的變化
2023年5月，國際會計準則理事會發布了國際會計準則第12號“所得税”的修訂，內容涉及實施經濟合作與發展組織第二支柱示範規則（“第二支柱立法”）的司法管轄區產生的遞延税項的會計處理。該等修訂即時生效，並於二零二三年第二季度採納。第二支柱立法對公司2023年的財務業績沒有重大影響，根據公司目前經營所在司法管轄區迄今已頒佈的立法，預計不會對公司未來期間的業績產生重大影響。
於二零二一年五月，國際會計準則理事會頒佈國際會計準則第12號“所得税”之修訂，要求公司就於初步確認時產生相等金額應課税及可扣税暫時性差異的特定交易確認遞延税項。該等修訂於2023年1月1日採納，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
於二零二一年二月，國際會計準則理事會頒佈國際會計準則第1號“財務報表的呈列”之修訂，要求公司披露其重大會計政策資料，而非其重大會計政策。為支持這一修訂，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》"作出重大性判斷"。該等修訂於2023年1月1日採納，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
3. 已頒佈但尚未適用的會計準則
於二零二零年一月，國際會計準則理事會頒佈國際會計準則第1號之修訂本“財務報表的呈列”，以澄清負債分類為流動或非流動，視乎實體於報告期末是否有實質權利將負債結算延遲至報告期後至少十二個月。於二零二二年十月，國際會計準則理事會頒佈進一步修訂，指明於報告日期將債務分類為流動或非流動不受報告日期後須遵守的契諾影響，並增加有關該等契諾的披露規定。所有修訂均於二零二四年一月一日生效，並允許提早採納。該等修訂須追溯採納。該等修訂對本公司之綜合財務報表並無影響。
4. 關鍵會計估計和判斷
本公司於編制綜合財務報表時已就若干資產、負債、收入及開支作出估計、假設及判斷，主要與截至綜合財務報表日期的未結算交易及事件有關。因此，實際結果可能與估計金額不同。有重大風險導致下一個財政年度資產及負債賬面值作出重大調整之估計、假設及判斷載述如下。
(A)原油和天然氣儲量
購買價格分配、損耗、折舊和攤銷、資產報廢責任以及減值計算中使用的金額均基於原油和天然氣儲量的估計。儲量估計乃基於估計未來價格及生產成本、預期未來生產率以及未來開發開支的時間及金額，所有這些均受許多不確定因素、詮釋及判斷（包括氣候相關事宜的潛在影響）及根據相關政府法規而定。本公司預計，隨着時間的推移，其儲量估計將根據最新信息向上或向下修訂。
(B)資產報廢責任
本公司根據現行法例及營運慣例就其物業、廠房及設備計提資產報廢責任。估計未來費用包括對未來放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。實際成本可能與估計撥備有所不同，原因包括環境法例的變動、通貨膨脹的影響、技術的變動、經營慣例的變動、工作範圍的修訂、因儲備壽命的變動而導致的廢棄日期的變動、氣候相關事宜的潛在影響以及根據相關政府法規。該等差異可能對估計撥備造成重大影響。
(C)所得税
本公司須繳納多個司法管轄區的所得税。所得税會計處理要求本公司解釋經常變動的法律法規，包括變動的所得税率，並就税法的應用、估計暫時性差異轉回的時間以及估計税項資產的可變現性作出若干判斷。有許多交易及計算的最終税項釐定並不確定。本公司根據其對最終可能到期額外税款的可能性的評估，確認税務申報頭寸的負債。
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(D)衍生物和其他金融工具的公平價值
並無於活躍市場買賣之金融工具之公平值乃採用估值技術釐定。本公司運用其判斷選擇多種方法，並主要根據各報告期末的市況作出假設。本公司使用直接及間接可觀察輸入數據計量並非於活躍市場買賣之金融工具之價值，包括所報商品價格及波幅、利率收益曲線及外匯匯率。
(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)股份酬金
本公司於估計根據購股權計劃授出之購股權之公平值時已作出多項假設，包括預期波幅、預期行使時間及未來沒收率。於各期末，尚未行使之購股權會就負債之估計公平值變動重新計量。
(G)CGU的識別
現金產生單位定義為產生可識別現金流入而在很大程度上獨立於其他資產或資產組別現金流入的最低綜合資產組別。將資產分類為現金產生單位需要對資產之間的整合、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作出重大判斷和解釋。
(H)資產減值
現金產生單位或個別資產之可收回金額已按現金產生單位或資產之公平值減出售成本與其使用價值兩者之較高者釐定。這些計算需要使用估計和假設，並可能會隨着新的信息而改變，包括未來商品價格、預期產量、儲備數量、資產報廢責任、未來開發和運營成本、税後貼現率（目前範圍為 10%至12%），所得税。釐定可收回金額所用假設之變動可能影響相關資產及現金產生單位之賬面值。
(I)租賃
購買、延期和終止選擇權包括在本公司的某些租賃中，以提供運營靈活性。為計量租賃負債，本公司使用判斷評估行使該等選擇權的可能性。當重大事件或情況顯示行使該等選擇權的可能性可能已改變時，會檢討該等評估。倘租賃所隱含之利率難以釐定，則本公司亦會使用估計釐定其增量借貸成本。
(J)意外開支
或然事項之計量受計量不確定性影響，原因為相關財務影響僅會由未來事件之結果確認。評估或然事項需要應用判斷及估計，包括釐定是否存在現有責任，以及可靠估計清償或然事項所需現金流量的時間及金額。
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5. 庫存
 2023

2022
產品庫存$546 

$611 
材料、用品和其他1,488 

1,204 
 $2,034 $1,815 
在2023年期間，大約2910億美元的採購和生產庫存記錄為支出（2022年—約為美元33十億美元)。
6. 勘探和評估資產
 
勘探和生產
油砂
採礦和
升級
總計
 
北美
北海
離岸非洲
 
 
成本     
2021年12月31日$2,057 $— $91 $102 $2,250 
增加/購置41 — 5 — 46 
轉移至財產、廠房和設備(71)— — — (71)
剝奪自由和其他(1)— — — (1)
外匯調整— — 2 — 2 
2022年12月31日2,026 — 98 102 2,226 
增加/購置45 — 3 — 48 
轉移至財產、廠房和設備(38)— — (25)(63)
剝奪自由和其他(2)— — — (2)
外匯調整— — (1)— (1)
2023年12月31日$2,031 $— $100 $77 $2,208 
加拿大自然2023年度報告
18
主要文件 陳列品
7. 物業、廠房及設備
 
勘探和生產
油砂開採和提質
中游與煉油
頭
辦公室
總計
 
北美
北海
離岸非洲
    
成本
       
2021年12月31日$77,834 $7,438 $3,980 $46,856 $466 $508 $137,082 
增加/購置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 
增加/購置
2,951 558 187 2,088 10 30 5,824 
從勘探和評估資產轉賬
38 — — 25 — — 63 
不再認識(1)
(581)— — (470)— — (1,051)
外匯調整及其他
— (210)(110)— — — (320)
2023年12月31日$83,483 $8,606 $4,409 $49,375 $484 $566 $146,923 
累計損耗和折舊
     
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)
可回收電荷
— 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 
費用
3,592 40 177 1,856 15 24 5,704 
不再認識(1)
(581)— — (470)— — (1,051)
可回收電荷
— 436 — — — — 436 
外匯調整及其他
(6)(200)(96)7 — — (295)
2023年12月31日$58,840 $8,382 $3,358 $11,105 $213 $444 $82,342 
賬面淨值
2023年12月31日$24,643 $224 $1,051 $38,270 $271 $122 $64,581 
2022年12月31日$25,240 $152 $1,055 $38,020 $276 $116 $64,859 
(1)倘預期持續使用或出售資產不會產生未來經濟利益，則終止確認資產。

19
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主要文件 陳列品
英國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，導致本公司於2022年評估其北海業務的可行性。在詳細審查其開發計劃後，本公司確定Ninian油田不再具有經濟效益，於2022年12月31日減少了原油儲量，並正在加速放棄。因此，該公司完成了對北海資產的可收回性評估，並確認了一筆非現金費用，651 與Ninian油田不動產、廠房和設備有關的1000萬美元（税後），包括可收回費用1,620 在損耗、折舊和攤銷費用中確認的百萬美元，扣除遞延税項回收額9691000萬美元。
截至2023年12月31日，由於修訂的項目範圍和當前的成本環境，本公司確認了非現金費用，1132000萬美元（税後）是由於其對北海Ninian油田未來廢棄成本的估計增加。非現金費用包括可收回費用，436在損耗、折舊和攤銷費用中確認的百萬美元，扣除遞延税項回收額323萬該公司對其資產報廢義務負債的估計，包括Ninian油田可收回費用和相關的税收回收，在未來期間隨着放棄努力的進展而進行修訂。
於2023年12月31日，本公司完成其其他物業、廠房及設備以及勘探及評估資產的可收回性的正常過程評估，並釐定其所有現金產生單位的賬面值可收回。
於2023年12月31日，物業、廠房及設備包括項目成本（不受損耗及折舊影響）為美元，191 油砂開採和升級部分的100萬美元（2022年—美元162油砂開採和升級部門的100萬美元）。
2022年和2021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111000萬美元。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。
於2021年，本公司完成收購Storm Resources Ltd.(“Storm”)所有已發行及已發行普通股，總現金代價為$7711000萬美元。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)。
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。
於比較年度之收購已採用收購會計法列作業務合併。就收購所呈報之收益指所收購資產淨值之公平值較總購買代價之差額。
加拿大自然2023年度報告
20
主要文件 陳列品
8. 租契
租賃資產
產品運輸和儲存
現場設備和電力
海上船舶和設備
辦公室租賃和其他
總計
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 
加法27 218 49 23 317 
折舊(98)(111)(45)(19)(273)
外匯和其他(1)(2)(30)— (33)
2023年12月31日$840 $482 $71 $65 $1,458 
租賃資產，按部分劃分
於2023年及2022年12月31日，本公司按分部劃分的租賃資產如下：
 
20232022
勘探和生產
 
北美
$280 $277 
北海
18 1 
離岸非洲
119 98 
油砂開採和提質
1,001 1,015 
總辦事處
40 56 
 
$1,458 $1,447 
租賃負債
本公司於租賃期內按租賃付款的貼現值計量其租賃負債。 於二零二三年及二零二二年十二月三十一日的租賃負債如下：
 20232022
租賃負債$1,555 $1,540 
減：當前部分298 244 
 $1,257 $1,296 
除上文披露的租賃資產外，本公司持續訂立與勘探及生產以及油砂開採及提質活動有關的短期租賃。
於二零二三年及二零二二年計入淨盈利及現金流量之其他金額如下：

20232022
與短期租賃有關的費用 (1)
$403 $410 
租賃負債利息支出$64 $60 
不計入租賃負債計量的可變租賃付款$59 $49 
租賃現金流出總額(2)
$1,325 $1,204 
(1)於二零二三年，本公司資本化美元514百萬(2022年--美元)453百萬美元)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。
21
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主要文件 陳列品
9. 投資
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，公司有以下投資：
2023

2022
投資PrairieSky Royalty Ltd.$525 

$491 
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2023年12月31日，每股普通股市場價格為1美元。23.20(2022年12月31日--$21.70；2021年12月31日--美元13.63).
截至2023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的收益包括：
2023

2022

2021
投資收益$(34)

$(182)

$(81)
股息收入(22)

(14)

(7)
$(56)$(196)$(88)
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。2021年，公司還確認了一筆美元53從對Inter Pipeline的投資中獲得的收益包括51投資的公允價值收益為100萬美元，2股息收入為3.8億美元。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。
10. 其他長期資產
 2023

2022
長期預付款、合同和其他(1)
$279 $269 
預付服務費通行費179 

199 
長期庫存141 137 
風險管理(附註19)
13 

9 
 612 614 
減：當前部分71 

61 
 $541 $553 
(1)包括在前期收購中承擔的實物產品銷售合同、遞延PRT回收的應計利息以及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。
加拿大自然2023年度報告
22
主要文件 陳列品
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%，併發行成本較低的優先擔保債券，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1.20%系列L優先擔保債券，2023年12月到期，$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2.80%於2031年6月到期的N系列優先擔保債券，以及美元6001000萬美元3.75%系列O優先擔保債券到期日期為2051年6月。
2023年，新世界銀行償還美元500百萬美元1.20%系列L優先擔保債券。
於2023年12月31日，新世界地產的借款為美元。2,559 100萬美元的銀團信貸安排（2022年12月31日—$2,318 100萬美元），以及借款77 2022年12月31日—美元零).
2023年，新世界銀行的銀團信貸額度減少了美元，602000萬美元至2000萬美元3,1152000萬歐元(2022年--美元)3,175 於2023年6月到期之部分非循環信貸融資償還及註銷後，本集團將於2023年6月到期。NWRP的銀團信貸設施由美元組成，2,175 100萬美元的循環信貸安排，118 2024年6月到期，其餘2025年6月到期，以及美元940 2025年6月到期的非循環信貸融資。
2022年期間，新世界投資集團與新世界投資集團達成了一項1501,000,000英鎊用於支持信用證。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022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(虧損)收入如下：
20232022
流動資產$349 

$257 
非流動資產$10,508 

$10,729 
流動負債$1,054 

$849 
非流動負債$10,913 

$11,239 
合夥人權益$(1,110)

$(1,102)
合夥人在公司的股權50%利息
$(555)$(551)
收入(1)
$1,527 $1,267 
淨(虧損)收益(2)
$(8)

$22 
(1)包括在NWRP 2023年收入中的是$3352000萬歐元(2022年--美元)317百萬美元)與本公司的25%的煉油費用。
(2)2023年淨(虧損)收入包括折舊和攤銷費用#美元的影響。3872000萬歐元(2022年--美元)245百萬美元)以及利息和其他融資費用#美元500百萬(2022年--美元)422百萬)。
本公司於新世界RP權益的賬面值為美元。零截至2023年12月31日，NWRP的股權虧損和合夥分配的累計未確認份額為美元，555百萬(2022年--美元)551百萬）。2023年，本公司來自NWRP的未確認股權虧損為美元，4百萬元（二零二二年—收回未確認份額的股權虧損為美元112021年—未確認股權虧損為美元9100萬美元，合夥分配為美元400百萬)。
23
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主要文件 陳列品
11. 長期債務
 
2023

2022
加元計價債務，無擔保
 

 
中期票據



1.452023年11月16日到期的債券百分比
$— $404 
3.552024年6月3日到期的債券百分比
320 

332 
3.42% 2026年12月1日到期的債券
441 

441 
2.502028年1月17日到期的債券百分比
225 225 
4.852047年5月30日到期的債券百分比
300 

300 
 
1,286 1,702 
美元計價債務，無擔保
  
美元債務證券



3.802024年4月15日到期%（美元500百萬美元)
660 

677 
3.902025年2月1日到期%（美元600百萬美元)
792 

812 
2.052025年7月15日到期%（美元600百萬美元)
792 812 
3.852027年6月1日到期%（美元1,250百萬美元)
1,651 

1,692 
2.952030年7月15日到期%（美元500百萬美元)
660 677 
7.202032年1月15日到期的%（美元400百萬美元)
528 

541 
6.452033年6月30日到期%（美元350百萬美元)
462 

474 
5.852035年2月1日到期的%（美元350百萬美元)
462 

474 
6.502037年2月15日到期%（美元450百萬美元)
594 

609 
6.252038年3月15日到期%（美元1,100百萬美元)
1,453 

1,488 
6.752039年2月1日到期%（美元400百萬美元)
528 

541 
4.952047年6月1日到期的%（美元750百萬美元)
991 

1,015 
 
9,573 9,812 
扣除交易費用和原始發行折扣前的長期債務淨額
10,859 11,514 
減：原始發行折扣淨額 (1)
11 

13 
交易成本 (1) (2)
49 

56 
 
10,799 11,445 
減：長期債務的流動部分 (1) (2)
980 

404 
 
$9,819 $11,041 
(1)本公司已將未攤銷的原發行折價及溢價以及直接應佔交易成本計入未償債務的賬面值。
(2)交易成本主要指按相關債券發售之百分比收取之承銷佣金，以及法律、評級機構及其他專業費用。
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24
主要文件 陳列品
銀行信貸設施和商業文件
於2023年12月31日，本公司有未提取銀行信貸融資為美元。5,450萬這些設施的詳情如下。本公司亦有若干其他專用信貸額度支持信用證。
▪a $100百萬美元的即期信貸；
▪a $5002025年2月到期的循環信貸額度；
▪a $2,4252025年6月到期的百萬循環銀團信貸安排；以及
▪a $2,425百萬循環銀團信貸安排，2027年6月到期。
在2023年期間，該公司延長了其2,425百萬循環銀團信貸安排，原定於2024年6月到期，至2027年6月。
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。
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、SOFR、美國基本利率或加拿大最優惠利率的定價方式進行。
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。5001000萬美元的循環信貸安排，並將到期日從2023年2月延長至2024年2月。5002024年2月至2025年2月的百萬循環信貸安排。
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。
本公司截至2023年12月31日止年度的未償還長期債務加權平均利率為4.8%(2022年12月31日-4.3%).
截至2023年12月31日，信用證和擔保總額為$446百萬未償還(2022年12月31日-$637(億美元)。
中期票據
在2023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加拿大中期票據將於2025年8月到期，取代本應於2023年8月到期的本應於2023年8月到期的基礎架子招股説明書。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2023年，該公司償還了$4051000萬美元1.45%的中期票據。
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2023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 該公司將於2025年8月到期，取代該公司先前的基本貨架招股説明書，該招股説明書將於2023年8月到期。如已發行，該等證券的金額及價格（包括利率）可根據發行時的市況釐定。
於二零二二年，本公司提前償還美元。1,0001000萬美元2.95%債務證券，原到期日為2023年1月15日。
計劃債務償還
計劃償還債務如下：
年還款
2024$980 
2025$1,584 
2026$441 
2027$1,651 
2028$225 
此後$5,978 
25
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主要文件 陳列品
12. 其他長期負債
 2023

2022
資產報廢債務$7,690 

$6,908 
租賃負債(附註8)
1,555 1,540 
基於股份的薪酬780 832 
運輸和加工合同 (1)
87 

159 
風險管理(附註19)
4 

3 
其他73 

92 
 10,189 9,534 
減：當前部分1,503 

1,373 
 $8,686 $8,161 
(1)前幾年收購所承擔的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5.2% (2022 – 5.6%; 2021 – 4.0%)和高達1%的通貨膨脹率2%(2022年12月31日-截至2%). 已貼現的資產報廢債務的對賬如下：
 
202320222021
餘額--年初
$6,908 

$6,806 

$5,861 
已發生的負債
25 

20 

5 
已購得負債，淨額
— 

11 

76 
已結清的債務
(509)

(449)

(307)
資產報廢債務增加
366 281 185 
訂正費用、通貨膨脹和時間估計數(1)
621 897 

508 
監管改革的影響(2)
— 

982 1,208 
貼現率變動
314 

(1,698)

(723)
外匯調整
(35)

58 

(7)
餘額--年終
7,690 6,908 6,806 
減：當前部分
634 

495 

249 
 
$7,056 $6,413 $6,557 
(1)包括對費用、通貨膨脹和時間估計數的正常進程訂正，以及與2022年和2023年北海尼尼安油田未來放棄的加速和隨後費用估計數增加有關的訂正。
(2)反映由於2022年和2021年艾伯塔省、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。
分類資產報廢義務
 
2023

2022
勘探和生產
 

 
北美
$4,471 

$4,326 
北海
1,441 

1,011 
離岸非洲
165 

143 
油砂開採和提質
1,612 

1,427 
中游與煉油
1 

1 
 
$7,690 $6,908 
加拿大自然2023年度報告
26
主要文件 陳列品
基於股份的薪酬
以股份為基礎的補償責任包括根據本公司的期權和PSU計劃產生的成本。公司的期權計劃為現任員工提供了選擇接收普通股或現金支付以換取交出的股票期權的權利。PSU計劃為本公司若干行政僱員提供收取現金付款的權利，現金付款的金額乃參考本公司股份的價值、個別僱員的表現及達到若干其他表現指標的程度而釐定。
本公司根據該等計劃確認潛在現金結算的負債。 負債之流動部分指倘所有歸屬購股權及購股權單位以現金結算，則於未來十二個月期間應付負債之最高金額。
 
202320222021
餘額--年初
$832 $489 $160 
基於股份的薪酬費用
491 804 514 
退還的股票期權和歸屬的PSU的現金支付
(110)(79)(48)
轉入普通股
(435)(387)(139)
其他
2 5 2 
餘額--年終
780 832 489 
減：當前部分
538 559 329 
 
$242 $273 $160 
於2023年12月31日，包括在股份報酬負債內的是美元，96百萬(2022年--美元)1272021年-2021年，100萬美元90100萬元）與授予若干行政僱員的PSU有關。
尚未行使購股權之公平值乃採用柏力克—舒爾斯估值模式及以下加權平均假設估計：
 202320222021
公允價值$35.93 $32.96 $16.98 
股價$86.81 $75.19 $53.45 
預期波動率30.9%35.8%35.5%
預期股息收益率4.6%4.5%4.4%
無風險利率3.6%3.8%1.1%
預期罰沒率5.4%5.0%4.7%
預期股票期權壽命 (1)
4.2年份
4.2年份
4.2年份
(1)在最初的授權時間。
於2023年12月31日，已歸屬股票期權的內在價值為美元。164百萬(2022年--美元)208百萬; 2021年-美元112百萬)。
13. 所得税
所得税撥備如下：
恢復（恢復）2023

2022

2021
現行企業所得税—北美 (1)
$1,853 

$2,789 $1,841 
當前企業所得税—北海(6)69 7 
當前企業所得税—離岸非洲73 

74 21 
當前PRT (2)—北海
(58)

(42)(34)
其他税種17 

16 13 
當期所得税1,879 2,906 1,848 
遞延企業所得税267 

302 399 
延期PRT (2)—北海
(214)

(441)— 
遞延所得税53 (139)399 
所得税$1,932 $2,767 $2,247 
(1)包括北美勘探和生產，油砂開採和升級，以及中游和煉油部門。
(2)石油收入税。
於2022年12月31日，本公司確認遞延税項回收，包括遞延企業所得税回收，5281000萬美元和遞延的PRT回收美元441本公司於2010年10月10日宣佈，本公司因取消其原油儲備及加快棄用北海Ninian油田而損失1000萬美元（附註7）。
27
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
於2023年12月31日，本公司確認遞延税項回收，包括遞延企業所得税回收，118 1000萬美元和遞延的PRT回收美元205 由於本公司增加了北海Ninian油田計劃退役活動的未來廢棄成本（附註7）。
所得税準備金不同於對税前收入適用加拿大聯邦和省級法定所得税率計算的數額。差異的原因如下：
 
2023

2022

2021
加拿大法定所得税税率
23.3%

23.2%

23.2%
按法定税率計提所得税準備金
$2,364 

$3,180 

$2,298 
對所得税的影響：

 

 
英國PRT及其他税
(255)

(467)

(21)
英國PRT和其他税收對企業所得税的影響
105 

190 

11 
國外和國內税率差別
(104)

(203)

(11)
資本收益的不徵税部分
(35)

65 

(26)
行使普通股的股票期權
91 

159 

98 
公司收購的非課税收益
— 

— 

(110)
上年度税務申報產生的修訂
(174)

(186)

16 
未確認資本損失結轉資產的變動
(35)

65 

(26)
其他
(25)

(36)

18 
所得税
$1,932 

$2,767 

$2,247 
下表概述導致遞延所得税負債淨額的暫時差異：
 
2023

2022
遞延所得税負債
 

 
不動產、廠場和設備以及勘探和評估資產
$12,172 

$11,985 
租賃資產
336 

336 
投資
54 

56 
投資西北紅水夥伴關係
904 

903 
企業所得税應納税PRT
256 176 
其他
41 

25 
 
13,763 13,481 
遞延所得税資產
  
資產報廢債務
(2,098)

(1,822)
租賃負債
(356)(354)
基於股份的薪酬
(31)(33)
虧損結轉
(417)

(652)
長期債務未實現外匯損失
(39)

(67)
延期PRT
(639)

(439)
 
(3,580)(3,367)
遞延所得税淨負債
$10,183 $10,114 
加拿大自然2023年度報告
28
主要文件 陳列品
年內於淨盈利確認之遞延税項資產及負債變動如下：
 2023

2022

2021
不動產、廠場和設備以及勘探和評估資產$196 

$(334)

$184 
租賃資產1 

(15)

(30)
長期債務未實現外匯28 

(81)

34 
未實現的風險管理活動— 

(12)

19 
資產報廢債務(292)

(74)

(213)
租賃負債(3)11 25 
基於股份的薪酬2 (11)(10)
虧損結轉235 

618 

202 
投資(2)

21 

21 
投資西北紅水夥伴關係1 

53 

83 
延期PRT86 

(441)

— 
企業所得税應納税PRT(214)

176 

— 
其他15 

(50)

84 
 $53 $(139)$399 
下表概述年內遞延所得税負債淨額的變動：
 
2023

2022

2021
餘額--年初
$10,114 

$10,220 

$10,144 
遞延所得税支出(回收)
53 

(139)

399 
遞延所得税開支計入其他全面（虧損）收益
— 

— 

1 
外匯調整
16 

33 

(2)
企業合併
— 

— 

(322)
餘額--年終
$10,183 $10,114 $10,220 
於各經營分部確認之即期所得税將視乎與任何特定年度所產生之資本開支之性質、時間及金額有關之所得税扣減而有所不同。
本公司在其經營所在的各個司法權區提交所得税申報表。該等納税申報表須由適用税務機關在正常過程中進行定期審查。所編制的納税申報表可能包括申報職位，這些職位可能會受到適用税法及法規的不同詮釋，可能需要數年時間才能解決。本公司不認為該等事項的最終決議案將對本公司報告的經營業績、財務狀況或流動性產生重大影響。
遞延所得税資產於可能透過未來應課税溢利變現相關税務利益時，乃就暫時差額確認。遞延PRT資產將直接或透過其他第三方向英國政府收回，因為作出相關放棄開支。本公司尚未就應課税資本虧損結轉超過美元確認遞延所得税資產，1,000 在北美，可無限期結轉，且僅用於未來應課税資本收益。此外，本公司尚未確認與北美税池有關的遞延所得税資產約為美元，950 100萬美元，只能就某些石油和天然氣財產的收入提出索賠。
遞延所得税負債並未就全資附屬公司的未匯出盈利淨額確認。本公司可控制分派之時間及金額，且毋須就來自該等附屬公司的分派支付税項，惟分派須在若干限額內。
29
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
14. 股本
已授權
可連續發行的優先股。
無限數量的無面值普通股。
2023

2022
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
1,102,636 

$10,294 1,168,369 $10,168 
行使股票期權時發行的股票
9,822 

372 11,605 442 
先前確認的行使普通股股票期權的負債
— 

435 — 387 
購買普通股根據正常過程發行人出價
(40,050)

(389)(77,338)(703)
餘額--年終
1,072,408 $10,712 1,102,636 $10,294 
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。
分紅
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。
2024年2月28日，董事會批准了一項5季度股息增加%，至美元1.05每股普通股，從2024年4月5日支付的股息開始。
2023年11月1日，董事會批准了一項11季度股息增加%，至美元1.00每股普通股。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。
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。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。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，從$0.5875每股普通股。
正常路線發行人投標
2023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92,296,006普通股，超過一年12個月自2023年3月13日起至2024年3月12日止。
截至2023年12月31日止年度，本公司購買40,050,000加權平均價為$$的普通股82.86每股普通股，總成本為$3,318百萬美元。留存收益減少了1美元。2,929百萬，代表普通股購買價格超過其平均賬面價值的部分。自2023年12月31日至2024年2月27日(包括該日)，本公司購買4,000,000加權平均價為$$的普通股85.54每股普通股，總成本為$3421000萬美元。
2024年2月28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購買意向通知書，通過正常過程發行人出價， 10其已發行和流通普通股的公眾持股量（根據多倫多證券交易所的規則確定）的百分比。在多倫多證券交易所接受意向通知後，收購將通過多倫多證券交易所、其他加拿大交易平臺和紐約證券交易所的設施進行。
份額拆分
2024年2月28日，公司董事會批准了一項決議，將公司的普通股按 二首先，須經股東批准，且公司已獲得所有監管部門批准，包括多倫多證券交易所批准。該提案將在2024年5月2日舉行的公司年度股東特別大會上進行表決。
加拿大自然2023年度報告
30
主要文件 陳列品
基於股份的補償—股票期權
公司的期權計劃規定向僱員授予股票期權。根據購股權計劃授出的購股權的年期為： 五至六年到期並歸屬於 五年制期授出的每份購股權的行使價按授出前一日多倫多證交所普通股的收市價釐定。授出的每份股票期權提供持有人選擇以所述行使價購買本公司一股普通股或收取現金支付，金額相等於所述行使價與股票期權放棄日期本公司普通股的市價之間的差額。
期權計劃是一個“滾動 7股份有限公司的股份總數不得超過 7%的流通普通股。
下表概述有關於二零二三年及二零二二年十二月三十一日尚未行使購股權的資料：
 
20232022
 
股票期權(數千人)
加權平均行權價
股票期權(千人)
加權平均行權價
未繳款項—年初
31,150 $42.37 38,327 $35.88 
授與
7,024 $80.17 7,547 $68.15 
行使普通股
(9,822)$37.84 (11,605)$38.06 
上繳現金結算
(218)$38.77 (441)$38.43 
被沒收
(1,929)$50.86 (2,678)$41.43 
未繳款項—年底26,205 $53.60 31,150 $42.37 
可撤銷—年底
3,672 $42.14 5,522 $37.60 
於2023年12月31日尚未行使及可行使購股權之行使價範圍如下：
未償還股票期權可行使的股票期權
行權價格區間
未償還股票期權(千人)
加權平均剩餘期限 (年)
加權平均行權價
可行使的股票期權 (千人)
加權平均行權價
$20.76–$29.99 5,441 2.01$27.42 969 $24.84 
$30.00–$39.99 5,411 1.03$36.67 1,227 $36.56 
$40.00–$49.99 2,381 2.41$40.52 630 $40.50 
$50.00–$59.99 433 3.86$54.24 30 $54.24 
$60.00–$69.99 3,837 3.49$64.90 301 $64.21 
$70.00–$79.99 7,787 4.18$78.48 515 $76.35 
$80.00–$86.06 915 5.72$84.12 — $— 
 26,205 2.87$53.60 3,672 $42.14 
15. 累計其他綜合收益
累計其他全面收益（扣除税項）之組成如下：
 2023

2022
指定為現金流量對衝的衍生金融工具$72 

$75 
外幣折算調整100 

134 
 $172 $209 
31
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
16. 資本披露
本公司已將其資本定義為其長期債務及綜合股東權益，按各報告日期釐定。
本公司管理其資本結構的目標是保持財務靈活性和平衡，使本公司能夠進入資本市場，以維持其持續運營並支持其增長戰略。本公司主要根據內部衍生財務計量（稱為“債務與賬面資本化比率”）監控資本，即流動及長期債務減現金及現金等價物除以股東權益賬面值加流動及長期債務減現金及現金等價物之和的比率。本公司的債務賬面資本化比率的內部目標範圍為 25%至45%.該比率可能低於或超過目標範圍，具體取決於收購的時機、公司資本計劃的執行情況以及商品價格和外匯波動。於2023年12月31日，該比率低於目標範圍， 20%.
請讀者注意，國際財務報告準則並未界定債務與賬面資本化比率，且此財務計量可能無法與其他公司所列的類似計量相比較。此外，概不保證本公司將繼續使用該計量以監察資本或不會於日後改變該計量的計算方法。
 20232022
長期債務$10,799 $11,445 
減去：現金和現金等價物877 920 
長期債務，淨額$9,922 $10,525 
股東權益總額$39,832 $38,175 
債務賬面資本化20%22%
本公司受一項財務契約的約束，該契約要求債務以賬面資本化的定義在其信貸融資協議中不得超過， 65%.於2023年12月31日，本公司已遵守該契諾。
17. 每股普通股淨收益
  2023

2022

2021
加權平均已發行普通股
—基本（千股）
1,091,312 

1,134,960 

1,181,250 
稀釋性股票期權的影響（千股）10,812 

14,222 

5,307 
加權平均已發行普通股
—稀釋（千股）
1,102,124 1,149,182 1,186,557 
淨收益$8,233 

$10,937 

$7,664 
每股普通股淨收益-基本$7.54 

$9.64 

$6.49 
 -稀釋$7.47 

$9.52 

$6.46 
2023年，本公司排除 3,230,000從計算每股普通股攤薄收益（2022年— 2,039,000; 2021 – 3,496,000).
18. 利息及其他融資
 2023

2022

2021
利息和其他融資費用 

 

 
長期債務
$627 

$610 

$681 
租賃負債
64 

60 

62 
利息和其他融資費用共計691 670 743 
利息收入和其他共計(55)

(121)

(32)
淨利息和其他融資費用$636 $549 $711 
加拿大自然2023年度報告
32
主要文件 陳列品
19. 金融工具
本公司的金融工具包括現金及現金等價物、應收賬款、投資、風險管理資產和負債、應付賬款、應計負債、租賃負債和長期債務。該等金融工具（投資及風險管理資產及負債除外）分類為按攤餘成本計量的金融資產及負債。投資分類為按公平值計入損益之金融資產，並按市場報價計算。風險管理資產及負債分類為持作買賣之衍生工具或現金流量對衝。
於各計量日期，第二級衍生金融工具之估計公平值乃根據適當之內部估值方法及╱或第三方跡象釐定，包括商品之遠期報價、外匯匯率、利息收益曲線及其他波動因素。
包括在風險管理資產（負債）中的衍生金融工具的估計公平值變動於財務報表中確認如下：
資產(負債)2023

2022
餘額--年初$6 

$55 
未償還衍生金融工具之公平值變動淨額於： 

 
風險管理活動 (1)
3 

70 
外匯
— 

(119)
餘額--年終9 6 
減：當前部分8 

— 
 $1 $6 
(1)風險管理資產及負債分別於附註10及附註12披露。
截至十二月三十一日止年度，風險管理活動之（收益）虧損淨額如下：
 2023

20222021
已實現風險管理（收益）淨損失$(14)

$(7)$17 
未實現風險管理淨損失（收益）12 

(28)19 
 $(2)$(35)$36 
本公司金融工具的賬面值與其公允價值相若，固定利率長期債務除外。本公司的金融工具被分類為第一級，但風險管理資產和負債被分類為第二級。第1、2及第3級金融工具之間並無轉撥。 本公司固定利率長期債務的公允價值概述如下：
 20232022
 賬面金額1級
公允價值		賬面金額1級
公允價值
固定利率長期債務 (1) (2)
$(10,799)

$(10,795)$(11,445)$(10,796)
(1)固定利率長期債務之公平值乃根據市場報價釐定。
(2)包括固定利率長期債務的流動部分。
33
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
風險管理
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品價格、利率及外幣風險。該等金融工具僅為對衝目的訂立，並不用於投機目的。
以下提供所持有衍生金融工具的賬面值概要以及與本公司綜合資產負債表的對賬。
資產(負債)
2023

2022
持有衍生品以供交易
 

 
天然氣(1)
$(3)$3 
外幣遠期合約
12 3 
 
$9 $6 

包括在：
  
其他長期資產的流動部分
$12 

$3 
其他長期負債的流動部分
(4)

(3)
其他長期資產
1 6 
 
$9 $6 
(1)2023年，本公司簽訂了50,000MMBtu/d美元1.822024年1月至12月期間的AECO固定價格金融對衝合約。
金融風險因素
本公司的財務風險與附註1和附註4中披露的一致。
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2023年12月31日，本公司並無未平倉利率掉期合約。
外匯匯率風險管理
本公司在加拿大面臨外匯匯率風險，主要與美元計價的長期債務、商業票據及營運資金有關。本公司亦就以其他貨幣進行之交易及其海外附屬公司之賬面值承受外幣匯率風險。本公司定期訂立跨貨幣掉期合約及外幣遠期合約，以管理以美元計值的長期債務、商業票據及營運資金的已知貨幣風險。交叉貨幣掉期合約要求定期交換付款，並於到期時交換付款所依據的名義本金額。
於二零二二年，本公司結算美元550 1000萬美元交叉貨幣互換，用於對衝部分美元的現金流1,100萬6.25%美元債務證券於二零三八年三月到期。本公司實現現金收益為美元158 百萬結雅
於2023年12月31日，本公司擁有美元。1,003100萬美元的外匯遠期合約（2022年12月31日—美元1,017 百萬），原始條款最高為 90日，全部被指定為持作買賣的衍生工具。

加拿大自然2023年度報告
34
主要文件 陳列品
金融工具敏感性
下表概述了本公司2023年淨盈利及其他全面收益對截至2023年12月31日尚未行使金融工具公允價值變動的年化敏感度，該變動是由於指定變量變動而導致的，其他所有變量保持不變。該等敏感度乃按與本公司其他持續披露文件所披露者不同的基準編制，僅限於應用於金融工具的特定變量變動的影響，並不代表該變量變動對本公司整體經營業績的影響。此外，這些靈敏度是理論上的，因為一個變量的變化可能導致另一個變量的變化，這可能放大或抵消靈敏度。此外，由於假設變動與公平值變動之關係可能並非線性，故公平值變動一般不能推斷。
20232022
 
 
淨收益增加（減少）其他全面收益增加（減少）淨收益增加（減少）其他全面收益增加（減少）
利率風險
加大利率 1%
$(5)$— $(4)$— 
降低利率 1%
$5 $— $4 $— 
外幣匯率風險
加拿大元因美元貶值0.01
$(128)$— $(135)$— 
加拿大元因美元升值0.01
$125 $— $131 $— 
b）信用風險
信貸風險指金融工具之一方因未能履行責任而對本公司造成財務損失之風險。
交易對手信貸風險管理
本公司的應收賬款主要是原油和天然氣行業的客户，面臨正常的行業信用風險。本公司透過定期檢討其對個別公司的風險，並在適當情況下確保有母公司擔保或信用證，以儘量減低違約時的影響。於2023年12月31日，本公司絕大部分應收賬款均在正常貿易條款內到期，平均預期信貸損失約為 1佔公司應收賬款餘額的%（2022年12月31日— 1%).
倘衍生金融工具的交易對手方不履約，本公司亦可能面臨虧損；然而，本公司透過與交易對手方（其交易對手方均為投資級金融機構）訂立協議管理此信貸風險。於2023年12月31日，本公司的淨風險為美元。11與衍生金融工具相關的特定交易對手，百萬美元（2022年12月31日—美元7百萬）。金融資產之賬面值與最大信貸風險相若。
（c）流動性風險
流動性風險指本公司在履行與金融負債相關的責任時遇到困難的風險。
流動資金風險管理要求本公司維持充足現金及現金等價物，以及其他資本來源（主要包括經營活動現金流量、可用信貸融資、商業票據及進入債務資本市場），以履行到期債務。本公司相信其擁有充足的銀行信貸額度，以提供流動資金，以管理經營現金流量收取及╱或支付時間的波動。
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主要文件 陳列品
本公司金融負債的到期日如下：
 
少於
1年
1至小於
2年
2至小於
5年
此後
應付帳款$1,418 $— $— $— 
應計負債$3,534 $— $— $— 
長期債務(1)
$980 $1,584 $2,317 $5,978 
其他長期負債(2)
$302 $184 $428 $645 
利息和其他融資費用 (3)
$582 $518 $1,257 $3,362 
(1)長期債務僅指本金償還，並不反映利息、原始發行折扣及溢價或交易成本。
(2)計入其他長期負債的租賃付款僅反映本金付款，如下：不足一年，298百萬美元；一年至兩年以下，美元184百萬美元；兩年至五年以下，美元428百萬元；其後，645百萬美元。
(3)包括長期債務及其他長期負債的利息及其他融資開支。付款乃根據二零二三年十二月三十一日的適用利率及外匯匯率估計。
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2023年12月31日的承諾：
 
20242025202620272028
此後
產品運輸和加工(1)
$1,572 $1,595 $1,408 $1,358 $1,242 $13,380 
西北紅水合作夥伴服務通行費(2)
$158 $157 $139 $126 $130 $4,985 
海上船舶和設備
$36 $— $— $— $— $— 
現場設備和電力
$38 $25 $23 $22 $22 $193 
其他
$145 $111 $112 $25 $26 $355 
(1)本公司對20跨山管道擴建的一年期產品運輸協議反映了加拿大能源監管機構2023年批准的臨時通行費，在最終通行費批准之前可能會發生變化。
(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$3,011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
 
2023

2022

2021
非現金營運資金變動：
 

 

 
應收賬款
$368 

$(441)

$(850)
庫存
(219)

(266)

(487)
預付費用和其他
(23)

(20)

39 
應付帳款
78 

537 

80 
應計負債
(812)

896 

525 
當期所得税（負債）資產(1,558)

(282)

1,918 
其他長期負債
(200)

(196)

(154)
非現金營運資金淨變動
$(2,366)$228 $1,071 
與以下內容有關：
 
 
 
經營活動
$(2,417)

$79 

$964 
投資活動
51 

149 

107 
 
$(2,366)$228 $1,071 
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主要文件 陳列品
下表概述本公司截至2023年及2022年12月31日止年度融資活動產生的負債變動：
長期債務
美元債務證券的現金流量對衝
租賃負債
融資活動產生的負債
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)
交收跨貨幣掉期所得款項
— 69 — 69 
支付租賃債務
— — (232)(232)
非現金變動：
租賃增加
— — 182 182 
外匯及公允價值變動 (2)
761 50 6 817 
2022年12月31日
11,445 — 1,540 12,985 
融資現金流的變化：
償還長期債務淨額 (1)
(416)— — (416)
支付租賃債務
— — (285)(285)
非現金變動：
租賃增加
— — 317 317 
外匯及公允價值變動 (2)
(230)— (17)(247)
2023年12月31日
$10,799 $— $1,555 $12,354 
(1)包括原始發行折扣和溢價，以及直接應佔交易成本。
(2)包括外匯（收益）虧損、美元債務證券現金流量對衝公平值變動、原發行折扣及溢價攤銷及直接應佔交易成本，以及終止確認租賃負債。
22. 分段信息
公司的勘探和生產活動在 三地理區域：北美，北海和非洲近海。這些活動包括原油、液化天然氣和天然氣的勘探、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。中游和煉油業務包括公司的管道業務，電力聯產系統和NWRP。
分部收益及分部業績包括業務分部之間的交易。分部間之銷售乃按與市價相若之價格進行，並計及所涉及之數量。該等交易及任何未變現損益於綜合賬目時對銷，除非未變現虧損提供所轉讓資產減值證據。對外部客户之銷售乃根據賣方所在地而定。分部間抵銷及其他包括內部及公司運輸及電費。不包括在上述分部內的生產、加工及其他採購及銷售活動亦於分部資料內呈報為分部間抵銷及其他。
經營分部乃根據本公司業務的性質及本公司經營的地理位置而釐定，並與本公司主要經營決策者定期提供及審閲的資料水平一致。
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主要文件 陳列品
北美北海離岸非洲
(百萬加元)202320222021202320222021202320222021
細分產品銷售
原油和NGL (1)
$17,375 $20,755 $14,478 $435 $623 $607 $577 $694 $420 
天然氣2,375 4,931 2,484 7 13 5 51 55 31 
其他收入和收入 (2)
10 217 119 — — (1)9 8 7 
細分產品銷售總額19,760 25,903 17,081 442 636 611 637 757 458 
減：版税(2,443)(3,918)(1,694)(1)(1)(1)(57)(71)(21)
分類收入17,317 21,985 15,387 441 635 610 580 686 437 
分類費用
生產
3,617 3,754 2,963 342 437 383 141 114 91 
運輸、混合和給料 (1)
5,808 6,394 4,772 7 6 7 1 1 1 
損耗、折舊和攤銷(3)
3,679 3,595 3,569 494 1,747 160 213 173 142 
資產報廢債務增加234 171 101 46 33 21 8 7 6 
風險管理活動（商品衍生品）
24 18 29 — — — — — — 
從收購中獲利— — (478)— — — — — — 
來自NWRP的收入— — — — — — — — — 
分段支出共計13,362 13,932 10,956 889 2,223 571 363 295 240 
分類收益（虧損） $3,955 $8,053 $4,431 $(448)$(1,588)$39 $217 $391 $197 
非分段支出
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(利)損
投資收益
未分類支出共計
税前收益
當期所得税
遞延所得税
淨收益
(1)包括油砂開採和提質分部與第三方瀝青和其他採購原料加工相關的摻合和原料成本。
(2)包括銷售柴油及其他精煉產品及其他收入，包括政府補助及與合營企業應佔租賃合約成本有關的收回。
(3)包括消耗、折舊和攤銷中的可回收性費用，與北海的Ninian油田有關，截至2023年12月31日，436 百萬（2022年12月31日- $1,620 百萬）（注7）。
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38
主要文件 陳列品
油砂開採
升級
中游與煉油
分部間
消殺等
總計
202320222021202320222021202320222021202320222021
$18,661 $20,804 $14,033 $76 $80 $78 $176 $53 $(360)$37,300 $43,009 $29,256 
— — — — — — 142 237 196 2,575 5,236 2,716 
5 149 73 926 906 681 10 5 3 960 1,285 882 
18,666 20,953 14,106 1,002 986 759 328 295 (161)40,835 49,530 32,854 
(2,366)(3,242)(1,081)— — — — — — (4,867)(7,232)(2,797)
16,300 17,711 13,025 1,002 986 759 328 295 (161)35,968 42,298 30,057 
3,989 4,076 3,414 332 271 234 59 60 67 8,480 8,712 7,152 
2,563 2,652 1,505 664 691 550 259 229 (231)9,302 9,973 6,604 
2,011 1,822 1,838 16 16 15 — — — 6,413 7,353 5,724 
78 70 57 — — — — — — 366 281 185 
— — — — — — — — — 24 18 29 
— — — — — — — — — — — (478)
— — — — — (400)— — — — — (400)
8,641 8,620 6,814 1,012 978 399 318 289 (164)24,585 26,337 18,816 
$7,659 $9,091 $6,211 $(10)$8 $360 $10 $6 $3 $11,383 $15,961 $11,241 
452 415 366 
491 804 514 
636 549 711 
(26)(53)7 
(279)738 (127)
(56)(196)(141)
1,218 2,257 1,330 
10,165 13,704 9,911 
1,879 2,906 1,848 
53 (139)399 
$8,233 $10,937 $7,664 
39
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
資本支出 (1)
 
20232022
 
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
勘探和評估資產
      
探索和
生產
      
北美
$41 $(36)$5 $28 $(59)$(31)
離岸非洲
3 — 3 5 — 5 
油砂開採和提質
— (25)(25)— — — 
 
44 (61)(17)33 (59)(26)

財產、廠房和設備
      
探索和
生產
      
北美
2,729 (321)2,408 3,105 136 3,241 
北海
33 525 558 126 177 303 
離岸非洲
169 18 187 119 (44)75 
 
2,931 222 3,153 3,350 269 3,619 
油砂開採和提質
1,894 (251)1,643 1,719 (843)876 
中游與煉油
10 — 10 9 (1)8 
總辦事處
30 — 30 25 — 25 

4,865 (29)4,836 5,103 (575)4,528 
 
$4,909 $(90)$4,819 $5,136 $(634)$4,502 
(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。
細分資產
 
20232022
勘探和生產
 
 
北美
$30,058 $31,135 
北海
602 378 
離岸非洲
1,380 1,322 
其他
32 54 
油砂開採和提質
42,865 42,102 
中游與煉油
856 979 
總辦事處
162 172 
 
$75,955 $76,142 
加拿大自然2023年度報告
40
主要文件 陳列品
23. 董事及高級管理人員的薪酬
非管理董事的薪酬
 
202320222021
賺取的費用
$3 $2 $2 
高管薪酬 (1)
 
202320222021
薪金
$2 $2 $2 
普通股期權獎勵
13 12 10 
年度獎勵計劃
5 5 6 
長期激勵計劃
19 18 19 
 
$39 $37 $37 
(1)上述高級管理層與本公司於有關年度發給股東的資料通函中所提供的指定行政人員的披露一致。
41
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品

Canadian Natural_Color.jpg
加拿大自然資源有限公司
管理層的討論與分析
截至2023年12月31日止的年度
2024年2月28日

主要文件 陳列品
管理層的討論與分析
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
油砂開採和提質
19
中游與煉油
20
公司和其他
21
資本支出淨額
24
流動性與資本資源
26
承付款和或有事項
28
儲量
29
風險和不確定性
30
環境
31
會計政策和準則
34
控制環境
37
非公認會計準則和其他財務指標
38
展望
44
其他
44
1
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
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
API
美國石油協會比重表中以度為單位的比重
阿羅
資產報廢債務
Bbl
槍管
桶/天
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烴，主要由重質烴組成，這些重質烴太重或太厚而不能在儲層條件下流動，並且使用熱就地開採方法以經濟速率開採
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
年複合增長率
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、原生重質原油、Pelican Lake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
液化天然氣液化天然氣
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
石油收入税
SAGD
蒸汽輔助重力泄油
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
美元
美元
美國公認會計原則
美國公認會計原則
WCS
加拿大西部精選
WCS重型差速器
WCS與WTI的重差分
WTI
西得克薩斯中級參考位置在庫欣，俄克拉荷馬州
加拿大自然2023年度報告
2
主要文件 陳列品
諮詢
關於前瞻性陳述的特別説明
本文件或通過引用併入本文的文件中與加拿大自然資源有限公司（“公司”）有關的某些陳述構成適用證券立法含義內的前瞻性陳述或信息（本文統稱為“前瞻性陳述”）。前瞻性陳述可以通過“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“將”、“目標”、“項目”、“預測”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求”、“計劃”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“應該”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“目標”、“將”、“目標”、“目標”、“計劃”、“應該”、“將”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“預計”、“將”、“將”、“目標”、“將”、“目標”、“"期望"或類似性質的表達，暗示未來結果或關於前景的陳述。本管理層對本公司財務狀況和經營成果的討論與分析（“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、所得税支出以及其他目標相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有及未來發展有關的計劃及預期結果，包括但不限於與下列各項有關的計劃：公司在地平線油砂的資產（"地平線"）、阿薩巴斯卡油砂項目（"AOSP"）、櫻草熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物驅油項目、Kirby熱油砂項目，Jackfish熱油砂項目和西北紅水瀝青選礦廠和煉油廠；第三方新建或擴大現有管道容量或瀝青、原油、天然氣的其他運輸方式，公司可能依賴的液化天然氣（“NGL”）或合成原油（“SCO”）運輸其產品到市場；放棄某些資產及其時間；技術和技術創新的開發和部署；公司完成其增長項目的財務能力，以及負責任和可持續的長期增長；以及路徑聯盟的影響（"途徑"）倡議和活動、政府對途徑的支持以及實現石油生產淨零排放的能力，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進行審查和修訂。這些聲明並不保證未來的業績，並存在一定的風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證其所依據的計劃、舉措或期望將發生。
此外，與“儲備”有關的報表被視為前瞻性報表，因為其涉及基於若干估計和假設的隱含評估，即所述儲備可在未來盈利。在估計已探明和已探明原油、天然氣和天然氣液化石油儲量的數量以及預測未來生產率和開發支出的時間方面，存在許多固有的不確定性。未來實際生產的總量或時間可能與儲量和產量估計有很大差異。
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。這些風險和不確定性除其他外包括：總體經濟和商業狀況(包括石油輸出國組織(OPEC+)行動的結果)、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、通貨膨脹上升以及全球經濟衰退導致經濟活動減少的風險)，這些風險和不確定因素可能影響公司產品的供求和市場價格，以及公司運營所需資源的可獲得性和成本；原油、天然氣和NGL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、叛亂團體或其他衝突(包括國家之間的衝突)的行動；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以在預期時限內實現氣候變化倡議和排放目標的能力；競爭的影響；公司對訴訟的抗辯；地震、鑽井和其他設備的可獲得性和成本；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獲得足夠運輸的能力；公司瀝青產品開採、提取或升級過程中的意外中斷或延誤；勘探或開發項目或資本支出方面計劃可能的延誤或變化；公司吸引必要勞動力建設、維護和運營其熱力和油砂開採項目的能力；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風險和其他困難；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替代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司實現其目標產量水平的能力；整合被收購公司和資產的業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估計和估計可採數量的不準確，目前未歸類為已證實的原油、天然氣和NGL；政府當局採取的行動；政府規章及其所需支出(特別是安全和環境法律法規以及氣候變化倡議對資本支出和生產費用的影響)；
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主要文件 陳列品
這些因素包括：資產報廢義務；公司的流動資金是否足以支持其增長戰略並維持其在短期、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；公司的税務撥備是否充足；以及其他影響收入和支出的情況。
本公司的經營已經並且在未來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政府或政府機構的金額的變化、價格或收集率控制以及環境保護法規。如果一個或多個這些風險或不確定性成為現實，或者如果公司的任何假設被證明是不正確的，實際結果可能在重大方面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是無法確定的，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對未來的評估，考慮到當時可用的所有信息。
請讀者注意，上述因素並非詳盡無遺。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。雖然本公司認為，前瞻性陳述傳達的期望是合理的，基於其在作出這些前瞻性陳述之日獲得的信息，它不能保證未來的結果，活動水平和成就。所有隨後的前瞻性聲明，無論是書面或口頭，歸屬於公司或代表其行事的人，均明確限定在其全部由這些警告性聲明。除適用法律要求外，本公司不承擔更新本MD & A中前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件或其他因素，還是由於上述影響本信息的因素，如果情況或本公司的估計或意見發生變化。
關於非公認會計原則和其他財務措施的特別説明
本MD & A包括對非GAAP措施的引用，其中包括非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。非公認會計準則的指標被公司用來評估其財務業績，財務狀況或現金流量。本MD & A中包含的公司非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），在本MD & A的“非GAAP和其他財務指標”一節中提供。
關於貨幣、財務資料、生產和儲備的特別説明
本財務報告及分析應與截至二零二三年十二月三十一日止年度之經審核綜合財務報表一併閲讀。該報告亦應與本公司截至2023年12月31日止三個月及年度的MD & A一併閲讀。除另有説明外，所有美元數額均以百萬加元為單位。本公司截至2023年12月31日止年度的經審核合併財務報表及本MD & A乃根據國際會計準則理事會（“IASB”）頒佈的國際財務報告準則（“IFRS”）編制。
在本MD & A中，產量、單位統計數據和儲量數據均以“特許權使用費前”或“公司毛額”為基礎，實現價格為扣除混合和原料成本的淨額，不包括風險管理活動的影響。此外，原油和天然氣以稱為桶油當量（“BOE”）的共同單位表示。BOE是通過將六千立方英尺（“Mcf”）天然氣轉換成一桶（“bbl”）原油（6 Mcf：1 bbl）而得出的。這種換算可能會產生誤導，特別是在單獨使用時，因為6 Mcf：1 bbl比率是基於主要適用於燃燒器尖端的能量當量換算方法，而不代表井口的價值當量。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6麥克f：1桶的換算比率可能會誤導價值的指示。此外，就本MD & A而言，原油定義為包括以下商品：輕質和中質原油、初級重質原油、Pelican Lake重質原油、瀝青（熱油）和SCO。按"扣除特許權使用費"或"公司淨額"編制的產量也僅供參考。
以下討論和分析主要指本公司2023年財務業績與2022年和2021年的比較，除非另有説明。此外，該MD & A詳細介紹了公司2024年的目標資本計劃。隨附表格構成本MD & A的組成部分。有關本公司的其他信息，包括截至2023年12月31日止三個月及年度的季度MD & A、截至2023年12月31日止年度的年度信息表以及截至2023年12月31日止年度的經審計合併財務報表，可在SEDAR+網站www.example.com和EDGAR網站www.sec.gov上查閲。本MD & A日期為2024年2月28日。
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主要文件 陳列品
目標和戰略
公司的目標是通過產生現金流和淨資產價值來創造價值 (1)通過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，以每股普通股為基礎。本公司致力於以可持續及負責任的方式實現這些目標，並維持對環境管理及卓越安全的承諾。
本公司致力於通過為其每個產品和分部制定明確的增長和價值提升計劃來實現這些目標。本公司採取平衡的增長和投資方法，並專注於創造長期股東價值，包括根據其資本分配政策通過股息和股份回購計劃。本公司透過維持以下方式分配其資本：
▪其產品平衡，即輕、中原油和天然氣液化石油，初級重質原油，Pelican Lake重質原油 (2)瀝青（熱油）、SCO和天然氣；
▪一個規模龐大、均衡、多元化、優質、壽命長的低跌幅資產基；
▪取得、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；
▪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。本公司相信，已建立必要的財務能力，以開發其儲備、執行增長項目並利用有利的收購機會。此外，該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以及相應現金流波動的風險。
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。
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主要文件 陳列品
財務和運營亮點
(百萬美元，不包括每股普通股金額)
202320222021
產品銷售(1)
$40,835 $49,530 $32,854 
原油和天然氣液化石油氣
$37,300 $43,009 $29,256 
天然氣
$2,575 $5,236 $2,716 
淨收益$8,233 $10,937 $7,664 
每股普通股
-基本$7.54 $9.64 $6.49 
-稀釋$7.47 $9.52 $6.46 
調整後的經營淨收益 (2)
$8,533 $12,863 $7,420 
每股普通股
-基本 (3)
$7.82 $11.33 $6.28 
-稀釋 (3)
$7.74 $11.19 $6.25 
經營活動的現金流
$12,353 $19,391 $14,478 
調整後的資金流動(2)
$15,274 $19,791 $13,733 
每股普通股
-基本 (3)
$14.00 $17.44 $11.63 

-稀釋 (3)
$13.86 $17.22 $11.57 
每股普通股宣派股息 (4)
$3.70 $4.60 $2.00 
總資產
$75,955 $76,142 $76,665 
長期債務，淨額(5)
$9,922 $10,525 $13,950 
用於投資活動的現金流
$4,858 $4,987 $3,703 
資本支出淨額(6)
$4,909 $5,136 $4,676 
放棄支出淨額 (2)
$509 $335 $232 
平均實現價格



原油和天然氣液化石油—勘探和生產（美元/桶） (3)
$72.36 $90.64 $63.71 
天然氣—勘探和生產（$/Mcf） (7)
$3.10 $6.55 $4.07 
上海合作組織-油砂開採和升級(美元/桶)(3)
$100.06 $117.69 $77.95 
未扣除特許權使用費的日產量(BOE/d)
1,332,105 1,281,434 1,234,906 
原油和NGL(桶/天)
973,530 933,149 952,404 
天然氣(MMcf/d)(8)
2,151 2,090 1,695 
(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)2023年11月1日，董事會批准從2024年1月5日支付的股息開始，將季度股息增加11%，至每股普通股1.00美元。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。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0.425美元增加到每股0.47美元，增幅為11%。
(5)資本管理措施。見本公司經審計綜合財務報表附註16。
(6)非公認會計準則財務衡量標準。這項措施的構成在所述所有期間都已更新。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(7)計算方法為天然氣銷售額除以銷售量。
(8)天然氣產量接近銷售量。
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主要文件 陳列品
合併淨收益和調整後淨收益
2023年，該公司報告的淨收益為82.33億美元，而2022年為10.37億美元(2021年至76.64億美元)。2023年淨收益包括税後營業外虧損3億美元，而2022年營業外虧損19.26億美元(2021年--營業外收入2.44億美元)，涉及基於股份的薪酬、風險管理活動、匯率波動、交叉貨幣互換結算實現的外匯和償還美元債務證券、收購收益、投資收益、與2023年北海尼尼安油田計劃退役活動未來廢棄成本估計增加有關的可收回費用，與2022年北海尼尼安油田儲量註銷有關的可採費用，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，2023年調整後的運營淨收益為85.33億美元，而2022年為128.63億美元(2021年-74.2億美元)。
與2022年相比，2023年淨收益和調整後的業務淨收益減少的主要原因是：
▪較低的已實現原油和NGL定價(1)在北美勘探和生產部門；
▪降低已實現的SCO銷售價格(1)在油砂開採和升級領域；以及
▪勘探和生產部門的已實現天然氣價格較低；
部分偏移量：
▪上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量增加；以及
▪北美勘探和生產部門的原油和NGL銷售量增加。
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。
股票薪酬、風險管理活動、匯率波動和投資收益的影響也是2022年以來2023年淨收益變動的原因。這些事項將在本MD&A的相關章節中詳細討論。
英國目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升的影響，促使該公司評估其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不再具有經濟價值，於2022年12月31日取消了原油儲量，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在損耗、折舊和攤銷費用中確認的16.2億美元的可回收性費用。
截至2023年12月31日，由於修訂項目範圍和當前成本環境，公司確認了一筆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4.36億美元的可回收費用，扣除3.23億美元的遞延税款回收淨額。本公司對其資產報廢債務負債的估計，包括尼年油田可收回費用和相關税款回收，可能會在未來期間隨着放棄努力的進展而進行修訂。
(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。
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主要文件 陳列品
經營活動的現金流量和調整後的資金流
2023年來自運營活動的現金流為123.53億美元，而2022年為1939.1億美元(2021年-144.78億美元)。2023年業務活動現金流較2022年減少的主要原因是先前提到的與業務調整後淨收益減少有關的因素，以及非現金週轉金淨變化的影響。
2023年調整後的資金流為152.74億美元(每股普通股14.00美元)，而2022年為1979.1億美元(每股普通股17.44美元)(2021年-137.33億美元；每股普通股11.63美元)。2023年調整後資金流較2022年減少主要是由於上述與經營活動現金流減少有關的因素，不包括非現金營運資金淨變化、遺棄支出、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的影響，包括股票紅利計劃的未攤銷成本、遞延PRT回收的應計利息和預付服務費用。
生產量
2023年創紀錄的原油和NGL在特許權使用費前的產量為973,530桶/天，比2022年的933,149桶/天(2021-952,404桶/天)增長了4%。2023年創紀錄的未計入特許權使用費的天然氣產量從2022年的2,090 MMcf/d(2021-1,695 MMcf/d)增加了3%，平均為2,151 MMcf/d。2023年未扣除特許權使用費的總產量為1,332,105 BOE/d，比2022年的1,281,434 BOE/d(2021-1,234,906 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
在該公司的勘探和生產部門，2023年實現的原油和天然氣液化油價格從2022年的每桶90.64美元下降20%至平均每桶72.36美元。（2021年—每桶63.71美元），2023年實現天然氣價格從2022年的6.55美元/MCf（2021年—4.07美元/MCf）下跌53%至平均3.10美元。在油砂開採和升級業務，該公司2023年實現的SCO銷售價格從2022年的117.69美元/桶下降15%至平均每桶100.06美元（2021年—每桶77.95美元）。公司的實現定價反映了現行基準定價。原油和天然氣價格在本MD & A的“商業環境”、“實際產品價格—勘探和生產”和“油砂開採和升級”部分中有詳細討論。
生產費用
在公司的勘探和生產部門，2023年原油和NGL生產費用， (1)天然氣生產費用由2022年的18.17美元/桶下降11%至平均每桶16.12美元（2021年為每桶14.71美元）， (1)2023年平均每MCf 1.30美元，較2022年的每MCf 1.22美元增加7%（2021年：每MCf 1.18美元）。在油砂開採和升級業務，公司2023年的生產費用， (1)平均每桶24.32美元，較2022年的每桶26.04美元下跌7%（2021年：每桶20.91美元）。原油和天然氣生產費用在本MD & A的“勘探和生產”和“油砂開採和提質”部分中詳細討論。
(1)按各自生產開支除以各自銷售量計算。
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季度財務業績概要
以下是公司最近完成的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)
 
 
 
 
2023
總計
12月31日
9月30日
6月30日
3月31日
產品銷售(1)
$40,835 $10,679 $11,762 $8,846 $9,548 
原油和天然氣液化石油氣
$37,300 $9,829 $10,944 $8,115 $8,412 
天然氣
$2,575 $603 $599 $522 $851 
淨收益
$8,233 $2,627 $2,344 $1,463 $1,799 
每股普通股淨收益
-基本
$7.54 $2.43 $2.15 $1.34 $1.63 
-稀釋
$7.47 $2.41 $2.13 $1.32 $1.62 
(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 
(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。
最近八個季度的季度淨收益波動主要是由於：
▪原油定價--全球供應/需求的波動，包括OPEC+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的影響，包括俄羅斯入侵烏克蘭對全球基準定價的影響；北美頁巖油生產的影響；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WTI和布倫特原油基準定價在國際細分市場上存在差異的影響。
▪天然氣定價--天然氣需求和庫存存儲水平的波動、第三方管道維護和停運、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：Kirby和Jack Fish熱油砂項目的產量波動、PrimRose熱油項目週期性導致的產量波動、公司北美勘探和生產部門鑽探計劃的波動、自然下降率、油砂開採和升級部門扭虧為盈和停產的影響、以及北美勘探和生產部門2023年的野火和第三方管道中斷。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-由於公司在北美勘探和生產部門的鑽探計劃、自然遞減率、收購的影響和時機以及2023年北美勘探和生產部門的野火和第三方管道中斷而導致的產量波動。
▪製作費用-這主要是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、碳税增加、能源成本波動、通脹成本壓力、所有部門的成本優化、油砂開採和升級部門的週轉和中轉站以及國際部門的維護活動的影響造成的。
▪損耗、折舊和攤銷費用-由於銷售量、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、開發本公司已探明未開發儲量的估計未來成本、由於更高的損耗率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、與2023年北海尼尼安油田計劃退役活動的未來廢棄成本估計增加相關的可開採性費用、以及與2022年12月31日北海尼尼尼油田的儲量取消登記相關的可採性費用。
▪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。
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加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
▪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-因長期債務水平變動而產生的波動，以及基準利率變動對未償還浮息長期債務的影響，以及應計利息對遞延重估收益的影響。
▪外匯—加拿大元相對於美元的波動影響了公司原油和天然氣銷售的實現價格，因為銷售價格主要基於美元計價的基準。以美元計值的債務亦錄得已實現及未實現的外匯損益，但部分因任何未完成的跨貨幣掉期對衝的影響而抵銷。
▪投資收益—由於投資PrairieSky Royalty Ltd.股份之收益而產生波動。
營商環境
持續通脹及全球經濟衰退擔憂導致利率上升，二零二三年全球原油基準定價面臨下行壓力，地緣政治緊張局勢加劇導致2023年全年定價波動。2023年第四季度非歐佩克供應增加和創紀錄的美國產量減少了此前宣佈的歐佩克+減產的影響。雖然通脹壓力正在緩解，但除了商品價格和利率高於正常波動外，本公司的經營和資本支出已經經歷並可能繼續經歷通脹壓力。
流動性
於2023年12月31日，本公司擁有未提取循環銀行信貸額度54. 50億元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，公司的流動資金約為68.52億美元， (1).本公司亦有若干其他專用信貸額度支持信用證。
本公司繼續致力維持穩健的資產負債表、充足的可用流動資金及靈活的資本結構。有關進一步詳情，請參閲本MD & A的“流動性和資本資源”一節。
資本支出
2023年12月14日，公司公佈了2024年度資本預算 (2)目標為約54.20億美元，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年的產量目標為1，330，000 BOE/d至1，380，000 BOE/d。此外，該公司的目標是在2024年放棄支出6.35億美元。年度預算是全年編制和審查的，必要時可根據價格波動、項目回報以及平衡項目風險和時間範圍等情況進行修改。2024年資本預算和目標放棄支出構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳情，請參閲本MD & A的“諮詢”部分。
(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GAAP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措施”部分。
加拿大自然2023年度報告
10
主要文件 陳列品
基準商品價格
(年平均)
2023

20222021
WTI基準價(美元/桶)$77.61 

$94.23 $67.96 
註明日期的布倫特基準價格(美元/桶)$82.61 

$99.80 $70.49 
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)$18.62 

$18.26 $13.04 
上海合作組織基準價格(美元/桶)$79.64 

$98.66 $66.36 
凝析油基準價格(美元/桶)$76.55 

$93.69 $68.24 
凝析油與西德克薩斯中質原油的差額(美元/桶)$1.06 $0.54 $(0.28)
紐約商品交易所基準價格(美元/MMBtu)$2.74 

$6.64 $3.85 
AECO基準價(加元/GJ)$2.77 

$5.28 $3.38 
美元/加元平均匯率(美元)$0.7409 

$0.7686 $0.7979 
美元/加元年終匯率(美元)$0.7573 $0.7389 $0.7901 
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變化的影響，因為該公司的原油和天然氣銷售所獲得的加元銷售價格是基於美元計價的基準。
北美的原油銷售合約通常基於WTI基準定價。2023年WTI平均為每桶77.61美元，比2022年的每桶94.23美元下降了18%(2021年-每桶67.96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。2023年布倫特原油平均價格為每桶82.61美元，比2022年的99.80美元下降了17%(2021年-每桶70.49美元)。
2023年西德克薩斯中質原油和布倫特原油價格較2022年有所下降，主要反映了對非歐佩克國家供應增加和全球原油需求低於預期的擔憂，這是持續的通脹和由此導致的利率上升的結果。
WCS的巨大差異在2023年平均為每桶18.62美元，而2022年為每桶18.26美元(2021年-每桶13.04美元)。
上海合作組織2023年的平均價格為每桶79.64美元，比2022年的每桶98.66美元(2021年至每桶66.36美元)下降了19%。上海合作組織2023年的定價較2022年有所下降，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。
2023年紐約商品交易所天然氣平均價格為2.74美元/MMBtu，比2022年的6.64美元/MMBtu(2021-3.85美元/MMBtu)下降了59%。紐約商品交易所2023年天然氣價格較2022年有所下降，主要原因是由於2023年冬季天氣温和，產量增加，儲氣量減少。此外，在供應充足的情況下，全球液化天然氣價格下跌給NYMEX基準價格帶來了下行壓力。
2023年AECO天然氣平均價格為每GJ 2.77美元，比2022年的每GJ 5.28美元(2021-3.38美元)下降了48%。2023年AECO天然氣價格較2022年有所下降，主要反映了NYMEX基準定價、WCSB產量增加以及2023年温和冬季天氣導致需求下降導致的存儲提取減少。
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加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
產品銷售的變化分析
 
 
引起的變化
 
引起的變化
 
(百萬美元)
2021卷數價格其他2022卷數價格其他2023 
北美
         
原油和天然氣液化石油氣
$14,478 $286 $5,991 $— $20,755 $730 $(4,110)$— $17,375 
天然氣
2,484 584 1,863 — 4,931 153 (2,709)— 2,375 
其他(1)
119 — — 98 217 — — (207)10 
 
17,081 870 7,854 98 25,903 883 (6,819)(207)19,760 
北海
         
原油和天然氣液化石油氣
607 (183)199 — 623 (117)(71)— 435 
天然氣
5 (2)10 — 13 (3)(3)— 7 
其他(1)
(1)— — 1 — — — — — 
 611 (185)209 1 636 (120)(74)— 442 
離岸非洲
         
原油和天然氣液化石油氣
420 45 229 — 694 1 (118)— 577 
天然氣
31 2 22 — 55 (8)4 — 51 
其他(1)
7 — — 1 8 — — 1 9 
 
458 47 251 1 757 (7)(114)1 637 
油砂開採和提質
原油和天然氣液化石油氣
14,033 (592)7,363 — 20,804 1,012 (3,155)— 18,661 
其他(1)
73 — — 76 149 — — (144)5 

14,106 (592)7,363 76 20,953 1,012 (3,155)(144)18,666 
中游與煉油
中游活動
78 — — 2 80 — — (4)76 
精製產品銷售及其他 (1)
681 — — 225 906 — — 20 926 
759 — — 227 986 — — 16 1,002 
部門間沖銷和其他 (2)



產品銷售
(164)— — 454 290 — — 28 318 
其他(1)
3 — — 2 5 — — 5 10 

(161)— — 456 295 — — 33 328 
總計
$32,854 $140 $15,677 $859 $49,530 $1,768 $(10,162)$(301)$40,835 
(1)包括銷售柴油及其他精煉產品及其他收入，包括政府補助及與合營企業應佔租賃合約成本有關的收回。
(2)對銷內部運輸及電費，幷包括不包括在上述分部內的生產、加工及其他採購及銷售活動。
產品銷售額由二零二二年的495. 30億元（二零二一年：328. 54億元）減少18%至二零二三年的408. 35億元。產品銷售額下降主要是由於2023年公司各部門實現商品價格整體下降所致。原油和天然氣定價在本MD & A的“商業環境”、“勘探和生產”和“油砂開採和升級”部分中詳細討論。原油和NGL以及天然氣產量在本MD & A的“日產量”一節中詳細討論。
2023年，該公司3%的原油和天然氣產品銷售來自北美以外地區（2022年—3%；2021年—3%）。北海佔2023年原油和天然氣產品銷售額的1%（2022年—1%；2021年—2%），而非洲近海佔2023年原油和天然氣產品銷售額的2%（2022年—2%；2021年—1%）。
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12
主要文件 陳列品
日產量
每日生產，未計入特許權使用費
 
202320222021
原油和NGL (bbl（d）


北美-勘探和生產
496,100 479,971 472,621 
北美--油砂開採和升級(1)
451,339 425,945 448,133 
國際-勘探和生產
北海
12,639 12,890 17,633 
離岸非洲
13,452 14,343 14,017 
國際合計(2)
26,091 27,233 31,650 
原油總量和天然氣負荷量
973,530 933,149 952,404 
天然氣(MMcf/d)(3)



北美
2,139 2,075 1,680 
國際



北海
2 2 3 
離岸非洲
10 13 12 
國際合計
12 15 15 
天然氣總量
2,151 2,090 1,695 
總桶油當量（BOE/d）
1,332,105 1,281,434 1,234,906 
產品組合



輕質和中質原油和天然氣液化石油
10%11%10%
Pelican Lake重質原油
3%4%5%
原生重質原油
6%5%5%
瀝青（熱油）
20%20%21%
合成原油(1)
34%33%36%
天然氣
27%27%23%
產品銷售百分比 (1) (4) (5)



原油和天然氣液化石油氣
93%88%91%
天然氣
7%12%9%
(1)除特許權使用費前的SCO產量不包括內部作為柴油消耗的SCO。
(2)"國際"包括北海和近海非洲勘探和生產部門在所有情況下使用。
(3)天然氣產量接近銷售量。
(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。
13
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
每日生產，版税淨額
 
202320222021
原油和NGL (bbl（d）


北美-勘探和生產
406,534 374,089 404,637 
北美--油砂開採和升級
385,996 351,740 410,385 
國際-勘探和生產
北海
12,609 12,849 17,588 
離岸非洲
12,183 12,972 13,354 
國際合計
24,792 25,821 30,942 
原油總量和天然氣負荷量
817,322 751,650 845,964 
天然氣(MMcf/d)



北美
2,055 1,885 1,593 
國際



北海
2 2 3 
離岸非洲
10 11 11 
國際合計
12 13 14 
天然氣總量
2,067 1,898 1,607 
總桶油當量(BOE/d)
1,161,852 1,068,063 1,113,878 
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2023年總產量平均為1,332,105 BOE/d，比2022年的1,281,434 BOE/d(2021-1,234,906 BOE/d)增長了4%。
2023年原油及天然氣液化石油（未計特許權使用費）產量創紀錄，平均為973，530桶/日，較2022年的933，149桶/日（2021年—952，404桶/日）增加4%。二零二三年原油及天然氣液化石油產量較二零二二年有所增加，主要反映二零二三年油砂開採及升級以及北美勘探及生產分部的產量增加，原因是二零二二年第四季度增加了熱油墊、鑽探活動以及極端寒冷天氣條件的影響。
2023年的原油和天然氣液化油年產量在公司先前發佈的969，000桶/日至1，001，000桶/日的產量目標範圍內。2024年的原油和天然氣液化石油產量目標為平均977，000桶/日至1，008，000桶/日。生產目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳情，請參閲本MD & A的“諮詢”部分。
以京東方為基準，不計使用費的天然氣產量佔公司2023年總產量的27%。2023年創紀錄的天然氣產量為2，151 MMcf/d，較2022年的2，090 MMcf/d增加3%（2021年—1，695 MMcf/d）。二零二三年天然氣產量較二零二二年增加主要反映二零二三年鑽探活動，部分被野火及二零二三年第三方管道停運的影響以及天然氣田的減少所抵銷。
2023年的天然氣年產量略低於公司此前發佈的2，170 MMcf/d至2，242 MMcf/d的產量目標。2024年的天然氣年產量目標為平均2，120 MMcf/d至2，230 MMcf/d。生產目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳情，請參閲本MD & A的“諮詢”部分。
北美-勘探和生產
2023年北美原油及天然氣液化石油產量（未計特許權使用費）平均為496，100桶/日，較2022年的479，971桶/日增加3%（2021年—472，621桶/日）。二零二三年北美原油及天然氣液化石油產量較二零二二年增加，主要反映二零二三年熱油及常規鑽探活動增加的墊盤，部分被二零二三年野火及第三方管道停運的影響以及天然油田的減少所抵銷。
二零二三年的熱油開採費前平均產量為262，000桶/日，較二零二二年的252，018桶/日增加4%（二零二一年為259，284桶/日）。二零二三年的熱油產量較二零二二年增加，主要反映二零二三年櫻草和Kirby的墊增加，部分被天然油田減少所抵銷。
Pelican Lake重質原油於二零二三年的平均產量為47，078桶/日，較二零二二年的50，333桶/日下降6%（二零二一年為54，390桶/日），主要反映天然油田產量下降。
二零二三年的天然氣開採費前平均產量為2，139 MMcf/d，較二零二二年的2，075 MMcf/d（二零二一年—1，680 MMcf/d）增加3%。二零二三年天然氣產量較二零二二年增加主要反映二零二三年鑽探活動，部分被野火及二零二三年第三方管道停運的影響以及天然氣田的減少所抵銷。
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14
主要文件 陳列品
北美--油砂開採和升級
2023年創紀錄的上合組織特許權使用費前產量為451，339桶/日，較2022年的425，945桶/日增加6%（2021年—448，133桶/日）。2023年SCO產量較2022年有所增加，主要反映2023年產量有所增加，原因是2022年上半年未營運的Scotford Upgrader延長週轉期，以及Horizon的計劃外停機以及2022年第四季度的極端寒冷天氣條件影響採礦業務。
國際-勘探和生產
2023年國際原油及天然氣液化石油（未計特許權使用費）產量平均為26，091桶╱日，較2022年的27，233桶╱日下降4%（2021年：31，650桶╱日）。 二零二三年產量較二零二二年減少主要反映自然產量下降。
國際原油庫存量
本公司於產品控制權轉移至客户並交付時確認其原油生產收入。國際分部並未就多個儲存設施或浮式生產儲油儲油系統所持有的原油量確認收入，詳情如下：
（bbl）
202320222021
國際
515,543 390,959 727,439 
勘探和生產
運營亮點
 
2023

20222021
原油和NGL ($/bbl) (1)



已實現價格(2)
$72.36 

$90.64 $63.71 
交通運輸(2)
4.23 

4.13 3.86 
已實現價格，運輸淨額(2)
68.13 

86.51 59.85 
版税(3)
12.55 

18.91 8.59 
生產費用(4)
16.12 

18.17 14.71 
互惠 (2)
$39.46 

$49.43 $36.55 
天然氣($/mcf) (1)
已實現價格(5)
$3.10 

$6.55 $4.07 
交通運輸(6)
0.56 

0.51 0.45 
已實現價格，運輸淨額
2.54 

6.04 3.62 
版税(3)
0.13 

0.61 0.22 
生產費用(4)
1.30 

1.22 1.18 
淨額回扣
$1.11 

$4.21 $2.22 
桶油當量(美元/京東方) (1)


已實現價格(2)
$50.54 

$70.07 $49.67 
交通運輸(2)
3.88 

3.72 3.44 
已實現價格，運輸淨額(2)
46.66 

66.35 46.23 
版税(3)
7.77 

12.75 5.98 
生產費用(4)
12.74 

13.76 11.98 
互惠 (2)
$26.15 

$39.84 $28.27 
(1)對於原油和天然氣液化石油和京東方的銷售量，請參閲本MD & A的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD & A的“日產量，特許權使用費前”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)按天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。
(6)按天然氣運輸費用除以天然氣銷售量計算。
15
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
實現的產品價格—勘探和生產
 
2023

20222021
原油和NGL ($/bbl) (1)



北美(2)
$70.51 

$88.43 $62.10 
國際平均水平 (3)
$107.46 $128.41 $87.04 
北海 (3)
$110.99 

$129.04 $87.98 
離岸非洲 (3)
$106.25 

$127.85 $85.71 
原油和NGL平均值(2)
$72.36 

$90.64 $63.71 
天然氣($/mcf)(1) (3)



北美
$3.04 $6.51 $4.05 
國際平均水平
$12.81 $12.78 $6.21 
北海
$10.45 $15.75 $2.94 
離岸非洲
$13.19 $12.23 $7.17 
天然氣平均水平
$3.10 $6.55 $4.07 
平均值(美元/BOE)(1) (2)
$50.54 $70.07 $49.67 
(1)對於原油和天然氣液化石油和京東方的銷售量，請參閲本MD & A的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD & A的“日產量，特許權使用費前”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價格下降20%，2023年平均為每桶70.51美元，2022年為每桶88.43美元(2021年-每桶62.10美元)，主要是由於WTI基準定價較低。
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。2023年期間，該公司向WCS溪流輸送了約217,000桶/日的重質原油混合物。
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。擴建工程已接近完成，跨山公司的目標是在2024年第二季度投入運營。
北美實現天然氣價格下降53%，從2022年的每立方米6.51美元(2021-4.05美元)下降到2023年的平均每立方米3.04美元。2023年已實現天然氣價格比2022年有所下降，主要反映了AECO基準和出口價格的下降。
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)
2023

2022

2021
井口價 (1)
 

 


輕質和中質原油和天然氣液化石油（美元/桶）
$70.72 

$88.24 

$61.29 
鵜鶘湖重質原油（美元/桶）
$77.69 

$96.18 

$68.05 
初級重質原油（美元/桶）
$75.67 

$93.80 

$65.88 
瀝青（熱油）（美元/桶）
$67.62 

$85.51 

$60.20 
天然氣(美元/mcf)
$3.04 

$6.51 

$4.05 
(1)按單位計算之金額乃根據各產品類別之銷售量計算。
國際
國際已實現原油及天然氣液化石油價格由二零二二年的每桶128. 41美元下跌16%至二零二三年的平均每桶107. 46美元（二零二一年：每桶87. 04美元）。於任何特定年度，每桶原油及天然氣液化石油油的實際價格取決於各銷售合同的條款、各油田的開採頻率及時間，以及開採時的現行原油價格及外匯匯率。二零二三年的已實現原油及天然氣液化石油產品價格較二零二二年下跌，反映出在提油時的現行布倫特原油基準定價，以及加元走勢的影響。
加拿大自然2023年度報告
16
主要文件 陳列品
使用權—勘探和生產
 
2023

20222021
原油和NGL （美元/桶） (1)



北美
$12.89 

$19.64 $9.06 
國際平均水平
$5.99 $6.38 $1.75 
北海
$0.33 

$0.30 $0.19 
離岸非洲
$10.08 

$11.79 $3.94 
原油和NGL平均值
$12.55 

$18.91 $8.59 
天然氣($/mcf)(1)



北美
$0.13 

$0.61 $0.22 
離岸非洲
$0.62 

$1.50 $0.33 
天然氣平均水平
$0.13 

$0.61 $0.22 
平均數（美元/京東方） (1)
$7.77 

$12.75 $5.98 
(1)按特許權使用費除以各自的銷售量計算。對於原油和天然氣液化石油和京東方的銷售量，請參閲本MD & A的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD & A的“日產量，特許權使用費前”一節。
北美
大部分北美原油及天然氣液化石油生產的政府特許權使用費屬於油砂特許權使用費制度，並按個別項目基準計算，按總收益減所產生的經營、資本及廢棄成本的百分比計算。
二零二三年及可比期間的北美原油及天然氣特許權使用費反映基準商品價格的變動、WCS重差波動以及浮動比例使用費率的影響。
原油和天然氣液化石油油使用費率 (1)二零二三年平均約佔產品銷售額的18%，而二零二二年則佔產品銷售額的22%（二零二一年：15%）。二零二三年特許權使用費率較二零二二年減少主要由於基準價格下降所致。
於二零二三年，天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的4%，而二零二二年則佔產品銷售額的9%（二零二一年：5%）。二零二三年特許權使用費率較二零二二年減少主要由於基準價格下降所致。
離岸非洲
根據多項產品分成合約的條款，特許權使用費率根據已實現商品定價、資本開支及生產開支、付款狀況及各油田開採時間而波動。
於二零二三年，專利費率佔產品銷售額的百分比平均約為9%，與二零二二年產品銷售額的9%相若（二零二一年：5%）。特許權使用費率佔產品銷售額的百分比反映了不同領域的提取時間和支付狀況。
生產費用—勘探和生產
 
2023

20222021
原油和NGL （美元/桶） (1)



北美
$14.46 

$16.25 $13.12 
國際平均水平
$48.16 $51.01 $37.77 
北海
$85.57 

$88.99 $54.13 
離岸非洲
$21.14 

$17.25 $14.73 
原油和NGL平均值
$16.12 

$18.17 $14.71 
天然氣($/mcf)(1)



北美
$1.27 

$1.19 $1.15 
國際平均水平
$7.26 $5.16 $5.07 
北海
$9.85 

$9.27 $7.31 
離岸非洲
$6.83 

$4.40 $4.41 
天然氣平均水平
$1.30 

$1.22 $1.18 
平均數（美元/京東方） (1)
$12.74 

$13.76 $11.98 
(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。
(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。
17
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
北美
2023年北美原油和NGL生產費用平均為每桶14.46美元，比2022年的每桶16.25美元(2021-13.12美元)下降了11%。與2022年相比，2023年每桶原油和NGL生產費用的下降主要反映了能源成本的下降，但部分被更高的服務成本所抵消。
二零二三年的北美天然氣生產費用平均為每百萬立方米1. 27美元，較二零二二年的每百萬立方米1. 19美元增加7%（二零二一年：每百萬立方米1. 15美元）。二零二三年每百萬立方米天然氣生產費用較二零二二年增加，主要反映服務成本上升。
國際
二零二三年的國際原油及天然氣液化石油生產費用平均為每桶48. 16美元，較二零二二年的每桶51. 01美元下降6%（二零二一年：每桶37. 77美元）。二零二三年每桶原油生產費用較二零二二年減少，主要反映能源成本降低及不同成本結構油田的採油時間。
調整後的消耗、減貧和增貧—勘探和生產
（百萬美元，每個BOE金額除外）
2023

20222021
北美
$3,679 

$3,595 $3,569 
北海
494 

1,747 160 
離岸非洲
213 

173 142 
損耗、折舊和攤銷
$4,386 $5,515 $3,871 
減：回收費 (1) (2)
436 1,620 — 
調整後的損耗、折舊和攤銷 (3)
$3,950 $3,895 $3,871 
$/BOE (4)
$12.27 

$12.45 $13.49 
(1)於2023年12月31日，由於修訂的項目範圍和當前成本環境，公司確認了與北海Ninian油田未來廢棄成本估計增加有關的消耗、折舊和攤銷費用4.36億美元的可收回費用。
(2)英國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，導致本公司於2022年評估其北海業務的可行性。於2022年12月31日，本公司完成其北海資產的可收回性評估，並在詳細評估後確認消耗、折舊和攤銷費用16. 20億美元的可收回性費用，確定Ninian油田不再具有經濟效益。
(3)這是一種非公認會計準則的方法，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的影響，如與本期生產無關的資產可回收性費用。它可能無法與其他公司所列的類似計量相比較，不應被視為財務報表中所列的最直接可比較的財務計量（損耗、折舊和攤銷費用）的替代或更有意義，以反映公司業績。
(4)非公認會計準則比率計算為調整後的損耗、折舊和攤銷費用除以銷售量。關於銷量，請參閲本MD & A的“非GAAP和其他財務指標”部分。
2023年調整後的損耗、折舊及攤銷費用為每京東方12. 27美元，與2022年的每京東方12. 45美元相若（2021年—每京東方13. 49美元）。
調整後的損耗，折舊和攤銷費用的絕對和每京東方的基礎上也反映了提升時間的影響，從每個油田在北海和近海非洲.
資產退休義務的增加—勘探和生產
（百萬美元，每個BOE金額除外）
2023

20222021
北美
$234 

$171 $101 
北海
46 

33 21 
離岸非洲
8 

7 6 
資產報廢義務
$288 $211 $128 
$/BOE (1)
$0.89 

$0.67 $0.44 
(1)計算方法為資產報廢責任增加除以銷售量。關於銷量，請參閲本MD & A的“非GAAP和其他財務指標”部分。
資產報廢責任增加開支指資產報廢責任賬面值因時間推移而增加。
2023年的資產報廢責任增加費用為每京東方0. 89美元，較2022年的每京東方0. 67美元增加33%（2021年—每京東方0. 44美元）。二零二三年每京東方的資產報廢責任增加開支較二零二二年增加，主要反映成本、通脹及時間估計、監管變動及二零二二年對資產報廢責任作出的貼現率修訂的影響，部分被二零二三年銷售量增加所抵銷。
加拿大自然2023年度報告
18
主要文件 陳列品
油砂開採和提質
運營亮點
本公司繼續專注於安全、可靠和高效的運營，並利用其在Horizon和AOSP場地的技術專長，2023年的SCO產量創紀錄，平均每天451，339桶。
2023年，本公司產生的生產費用為39.89億美元，與2022年的40.76億美元相比較（2021年：34.14億美元），反映本公司持續關注整個資產基礎的成本控制和效率。
實際產品價格、使用權和運輸—油砂開採和升級
($/bbl)
2023

20222021
實現SCO銷售價格 (1)
$100.06 

$117.69 $77.95 
用於使用費目的的瀝青價值 (2)
$65.43 

$83.07 $58.39 
瀝青使用費 (3)
$14.43 

$20.71 $6.62 
交通運輸(1)
$1.89 

$1.71 $1.21 
(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)按瀝青方法價格的季度平均值計算。
(3)按版税除以銷售量計算。
二零二三年的實際銷售價格平均為每桶100. 06美元，較二零二二年的每桶117. 69美元下降15%（二零二一年：每桶77. 95美元）。二零二三年的已實現SCO銷售價格較二零二二年下降主要反映WTI基準定價下降。
二零二三年每桶瀝青特許權使用費較二零二二年減少，主要反映當前瀝青定價較低的影響，加上特許權使用費率的浮動影響。
2023年的運輸費用平均為每桶1. 89美元，較2022年的每桶1. 71美元（2021年：每桶1. 21美元）增加11%。二零二三年的運輸開支較二零二二年增加，主要反映二零二三年往美國墨西哥灣沿岸地區的銷售額增加，部分被總銷售額增加所抵銷。
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提質生產費用對賬。
(百萬美元)
2023

20222021
生產費用，不包括天然氣費用
$3,794 

$3,743 $3,176 
天然氣成本
195 

333 238 
生產費用
$3,989 $4,076 $3,414 
($/bbl)
2023

20222021
生產費用，不包括天然氣費用 (1)
$23.13 

$23.91 $19.45 
天然氣成本 (2)
1.19 

2.13 1.46 
生產費用(3)
$24.32 $26.04 $20.91 
銷售量（桶/日）
449,282 

428,820 447,230 
(1)按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷售量。
(2)按天然氣成本除以銷售量計算。
(3)計算方法為生產費用除以銷售量。
2023年的生產費用為每桶24.32美元，比2022年的每桶26.04美元(2021-20.91美元)下降了7%。與2022年相比，2023年每桶的生產費用下降主要反映了產量的增加和能源成本的降低。
19
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
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)
2023

20222021
損耗、折舊和攤銷
$2,011 

$1,822 $1,838 
$/bbl(1)
$12.26 

$11.64 $11.26 
(1)折舊、折舊和攤銷除以銷售量計算。
2023年的損耗、折舊和攤銷費用為每桶12.26美元，比2022年的每桶11.64美元(2021年-每桶11.26美元)增長了5%，反映了資產增加導致的可消耗基數增加的影響，但2023年銷售額的增加部分抵消了這一影響。
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)
2023

20222021
資產報廢債務增加
$78 

$70 $57 
$/bbl(1)
$0.48 

$0.45 $0.35 
(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。
2023年的資產報廢債務增加費用為每桶0.48美元，比2022年的每桶0.45美元增加了7%(2021-每桶0.35美元)。自2022年起，2023年每桶資產報廢債務增加費用的增加主要反映了2022年期間對資產報廢債務進行的成本、通脹和時間估計以及貼現率修訂的影響，但2023年的銷售量增加部分抵消了這一影響。
中游與煉油
(百萬美元)
2023

20222021
產品銷售
中游活動
$76 

$80 $78 
NWRP、精煉產品銷售及其他
926 906 681 
分類收入
1,002 986 759 
更少：



NWRP，煉油費
303 247 213 
中游活動
29 

24 21 
生產費用
332 271 234 
NWRP、運輸和原料成本
664 691 550 
折舊
16 

16 15 
來自NWRP的收入
— — (400)
分類（虧損）收益
$(10)$8 $360 
該公司的中游和煉油資產包括兩個原油管道系統，在Primrose的84兆瓦熱電聯產廠的50%工作權益和該公司在NWRP的50%股權投資。該公司約25%的原油產量通過100%擁有和運營的ECHO和Pelican Lake管道輸送至國際幹線液體管道。中游管道資產所有權使本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經營一個50，000桶/日瀝青精煉廠及煉油廠，為本公司處理約12，500桶/日（25%收費支付人）瀝青原料，為艾伯塔省政府代理人艾伯塔省石油營銷委員會（“APMC”）處理約37，500桶/日（75%收費支付人）瀝青原料。本公司有義務無條件於40年收費期內，按比例支付每月服務費的25%債務部分，直至2058年。柴油及精煉產品銷售額及相關精煉費於中游及精煉分部確認。二零二三年超低硫柴油及其他精煉產品的產量平均為81，525桶油當量╱日（本公司為20，381桶油當量╱日）（二零二二年—58，351桶油當量╱日；本公司為14，588桶油當量╱日；二零二一年—69，713桶油當量╱日；本公司為17，428桶油當量╱日）。
於2021年6月30日，股權合夥人與通行費支付人同意優化新世界RP的結構，以更好地協調股權合夥人與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NWRP的全部50%合夥股權轉讓給APMC。公司50%的股權保持不變。
加拿大自然2023年度報告
20
主要文件 陳列品
根據優化交易，加工協議的原期限由2048年延長10年至2058年。新世界物業已收回成本較高的後償債務（其利率為最優惠加6%），並按平均利率約2. 55%發行成本較低的優先有抵押債券，減少新世界物業物業的利息成本及收費人的相關通行費。因此，NWRP償還了該公司和APMC的次級債務墊款各5.55億美元。此外，本公司於二零二一年收到新世界RP的4億美元分派。
為促進優化交易，NWRP發行了5億美元的1.20%系列L高級擔保債券，2023年12月到期的5億美元系列M高級擔保債券，2031年6月到期的10億美元系列N高級擔保債券，以及2051年6月到期的6億美元3.75% O系列優先擔保債券。
於2023年，新世界資產償還了5億美元的1. 20%系列L優先有抵押債券。
於2023年，新世界銀行的銀團信貸融資因償還及註銷部分於2023年6月到期的非循環信貸融資而減少6，000萬元至31. 15億元（2022年：31. 75億元）。NWRP的銀團信貸融資包括一筆21.75億美元的循環信貸融資，其中1.18億美元於2024年6月到期，其餘於2025年6月到期，以及一筆9.4億美元於2025年6月到期的非循環信貸融資。
於2023年12月31日，新世界銀行根據銀團信貸融資之借貸為25. 59億元（2022年12月31日：23. 18億元），以及根據短期需求經營融資之借貸為7，700萬元（2022年12月31日：零元）。
於2022年，新世界銀行訂立了一筆1. 5億美元的融資以支持信用證。
截至2023年12月31日，NWRP的股權虧損及合夥分配累計未確認份額為5.55億美元（2022年：5.51億美元）。2023年，新世界資產的未確認股權虧損為400萬美元（2022年—收回未確認股權虧損1，100萬美元；2021年—未確認股權虧損9，000萬美元及合夥分配4億美元）。
公司和其他
管理費用
（百萬美元，每個BOE金額除外）
2023

20222021
費用
$452 

$415 $366 
$/BOE (1)
$0.93 

$0.88 $0.81 
銷售量（BOE/d） (2)
1,331,092 1,285,877 1,233,457 
(1)按管理費用除以銷售量計算。
(2)公司總銷售量。
2023年的行政費用為每京東方0. 93美元，較2022年的每京東方0. 88美元增加6%（2021年—每京東方0. 81美元）。每京東方的行政開支較2022年增加，主要由於人員及企業成本增加，部分被銷售量增加及管理費用回收增加所抵銷。
基於股份的薪酬
(百萬美元)
2023

20222021
基於股份的薪酬費用$491 

$804 $514 
公司的股票期權計劃為員工提供了收取普通股或現金支付的權利，以換取交出的股票期權。績效股份單位（“PSU”）計劃為本公司若干行政僱員提供收取現金付款的權利，其金額乃參考本公司股份的價值、個別僱員的表現及達到若干其他績效指標的程度而釐定。
本公司於2023年確認了4.91億美元的股份報酬支出，主要是由於計量與過往期間授出的股票期權正常分級歸屬的影響有關的未行使股票期權的公允價值、期內行使或交還的已歸屬股票期權的影響以及本公司股價的變動。與授予若干行政僱員的永久股份單位有關的7，000萬元開支已計入二零二三年的股份薪酬開支（二零二二年：1. 01億元開支；二零二一年：7，900萬元開支）。
21
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
利息和其他融資費用
（百萬美元，實際利率除外）
202320222021
利息和其他融資費用
$636 

$549 $711 
減：利息收入和其他 (1)
(55)(121)(32)
長期債務和租賃負債的利息 (1)
$691 $670 $743 

平均流動和長期債務 (2)
$12,749 $13,986 $18,935 
平均租賃負債 (2)
1,500 1,531 1,619 
平均長期債務和租賃負債 (2)
$14,249 

$15,517 $20,554 
平均有效利率 (3) (4)
4.8%4.3%3.5%

每美元/BOE利息和其他融資費用 (5)
$1.31 $1.17 $1.58 
銷售量（BOE/d） (6)
1,331,092 1,285,877 1,233,457 
(1)項目為利息及其他融資費用的組成部分。
(2)於各年度內未償還流動及長期債務及租賃負債之平均數。
(3)這是一個非GAAP比率，可能無法與其他公司提出的類似措施進行比較，不應被視為替代或更有意義的最直接可比財務措施在公司的審計合併財務報表中提出，作為公司業績的指示（如適用）。
(4)按長期債務及租賃負債之平均利息除以各年度之平均長期債務及租賃負債結餘計算。本公司向財務報表使用者呈列其平均實際利率，以評估本公司的平均債務借貸成本。
(5)按利息及其他融資開支除以銷售量計算。
(6)公司總銷售量。
二零二三年的利息及其他融資開支由二零二二年的1. 17美元增加12%至1. 31美元（二零二一年：1. 58美元）。二零二三年每京東方的利息及其他融資費用較二零二二年增加，主要反映浮動利率長期債務利率上升的影響，以及應計利息收入上升對二零二二年遞延還款額的影響，部分被二零二三年平均債務水平下降所抵銷。
本公司於二零二三年的平均實際利率為4. 8%，較二零二二年的4. 3%上升，主要由於二零二三年持有的浮息債務的現行利率上升所致。
風險管理活動
本公司利用各種衍生金融工具管理其商品價格、利率及外匯風險。該等衍生金融工具並非擬作買賣或投機用途。
(百萬美元)
202320222021
外幣合同
$(17)$(37)$1 
天然氣金融工具 (1) (2)
3 13 17 
原油和NGL金融工具 (1)
— 17 (1)
已實現(收益)損失淨額(14)(7)17 
外幣合同
(9)(16)6 
天然氣金融工具 (1) (2)
21 (10)11 
原油和NGL金融工具 (1)
— (2)2 
未實現淨虧損（收益）
12 (28)19 
淨(得)損
$(2)$(35)$36 
(1)於二零二一年收購Storm Resources Ltd.（“Storm”）及於二零二零年收購Painted Pony Energy Ltd.（“Painted Pony”）時，均假設商品金融工具。
(2)於2023年第四季度，本公司訂立了50，000萬噸/日價值1. 82美元的AECO固定價格金融對衝合約，期限為2024年1月至12月。
於二零二三年，已變現風險管理收益淨額與外幣合約結算有關，部分被天然氣金融工具虧損所抵銷。本公司於2023年的風險管理活動錄得未實現淨虧損1200萬美元（700萬美元税後500萬美元）（2022年—2800萬美元未實現收益，2500萬美元税後300萬美元2 500萬美元；2021年—1900萬美元未實現虧損，1600萬美元税後300萬美元）。
有關於2023年12月31日尚未行使的衍生金融工具的進一步詳情於本公司經審核綜合財務報表附註19披露。
加拿大自然2023年度報告
22
主要文件 陳列品
外匯
(百萬美元)
202320222021
已實現(收益)損失淨額$(19)$(114)$78 
未實現（收益）損失淨額
(260)852 (205)
淨（收益）損失 (1)
$(279)$738 $(127)
(1)金額乃經扣除交叉貨幣掉期之對衝影響後呈報。
二零二三年之已變現外匯收益淨額主要由於結算以美元或英鎊計值之營運資金項目時之匯率波動所致。二零二三年未實現外匯收益淨額主要與加元走強對未償還美元債務的影響有關。於二零二三年十二月三十一日，美元兑加元匯率為0. 7573美元（二零二二年十二月三十一日：0. 7389美元，二零二一年十二月三十一日：0. 7901美元）。
所得税
（百萬美元，實際税率除外）
202320222021
北美 (1)
$1,853 $2,789 $1,841 
北海
(6)69 7 
離岸非洲
73 74 21 
當前PRT—北海
(58)(42)(34)
其他税種
17 16 13 
當期所得税
1,879 

2,906 1,848 
遞延企業所得税
267 302 399 
遞延PRT—北海
(214)(441)— 
遞延所得税
53 (139)399 
所得税
$1,932 $2,767 $2,247 
税前收益$10,165 $13,704 $9,911 
淨收益實際税率(2)
19%20%23%

（百萬美元，實際税率除外）
202320222021
所得税
$1,932 $2,767 $2,247 
非經營性項目的税收效應(3)
345 964 5 
當前PRT—北海
58 42 34 
遞延PRT—北海
9 — — 
其他税種
(17)(16)(13)
調整後淨收益的有效税$2,327 $3,757 $2,273 
調整後的經營淨收益 (4)
$8,533 $12,863 $7,420 
調整後的營業淨收益，税前$10,860 $16,620 $9,693 
調整後的營業淨收益的實際税率(5) (6)
21%23%23%
(1)包括北美勘探和生產，油砂開採和升級，以及中游和煉油部門。
(2)計算方法為當期所得税和遞延所得税之和除以税前收益。
(3)包括對PSU的淨所得税影響、未實現的風險管理和與2022年放棄支出有關的政府贈款收入，以及與2023年和2022年確認的可收回費用相關的遞延PRT和所得税回收。
(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，並且不應被視為財務報表中最直接可比的財務指標(如適用)的替代或更有意義的指標，以此作為公司業績的指標。
(6)計算方法為調整後淨收益的有效税除以調整後的税前運營淨收益。本公司為財務報表使用者提供調整後的經營淨收益的有效税率，以評估公司核心業務活動的有效税率。
2023年和可比年度的淨收益和調整後淨收益的實際税率包括北美和北海地區非應税項目的影響，以及公司運營所在國家的司法收入和税率與淨收益的差異的影響。
2023年和2022年在北海的當期和遞延公司所得税以及當期和遞延的PRT包括PRT虧損的結轉影響，包括與公司在北海的平臺退役活動相關的支出。遞延的PRT和所得税還反映了在2023年和2022年的損耗、折舊和攤銷費用中確認的可回收費用的影響。
23
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
本公司在其經營所在的各個司法權區提交所得税申報表。該等納税申報表須由適用税務機關在正常過程中進行定期審查。所編制的納税申報表可能包括申報職位，這些職位可能會受到適用税法及法規的不同詮釋，可能需要數年時間才能解決。本公司不認為該等事項的最終決議案將對本公司報告的經營業績、財務狀況或流動性產生重大影響。
2023年，公司提交了約3.8億加元（2022年為2.83億加元；2021年為2.29億加元）的科學研究和實驗開發索賠，涉及加拿大所得税目的的合資格研發支出。
資本支出淨額 (1) (2)
(百萬美元)
2023

20222021
勘探和生產
勘探和評估資產



淨支出
$47 

$36 $12 
財產處置淨額(3)(3)(11)
勘探和評估資產總額
44 33 1 
物業、廠房及設備
財產購置淨額 (3)
24 

513 1,112 
鑽井、完井和裝備
1,579 

1,545 918 
生產和相關設施
1,267 

1,233 802 
其他
61 

59 64 
財產、廠房和設備合計
2,931 3,350 2,896 
總勘探和生產
2,975 3,383 2,897 
油砂開採與升級
項目成本
348 

294 236 
可持續資本
1,347 

1,171 1,035 
週轉成本
189 

287 145 
財產購置淨額（處置）
5 

(40)— 
其他(4)
5 

7 331 
總油砂開採和提質
1,894 1,719 1,747 
中游與煉油
10 

9 9 
總公司
30 

25 23 
資本支出淨額
$4,909 $5,136 $4,676 
遺棄支出淨額 (5)
$509 $335 $232 
按細分市場
北美(3)
$2,770 

$3,133 $2,662 
北海
33 

126 173 
離岸非洲
172 

124 62 
油砂開採和提質
1,894 

1,719 1,747 
中游與煉油
10 

9 9 
總公司
30 

25 23 
資本支出淨額
$4,909 $5,136 $4,676 
(1)資本開支淨額不包括租賃資產及公平值及重估調整的影響，幷包括因用途改變而將物業、廠房及設備非現金轉移至存貨。
(2)非公認會計準則財務衡量標準。這項措施的構成在所述所有期間都已更新。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。
(3)包括現金代價7.71億美元，以及於二零二一年收購Storm所假設的1.83億美元長期債務的清償。
(4)包括於二零二一年收購現有油砂租賃之5%附帶權益淨額。
(5)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。
加拿大自然2023年度報告
24
主要文件 陳列品
公司的戰略重點是建立一個多元化的資產基礎，在各種產品之間保持平衡。為促進有效營運，本公司將業務集中於核心領域。本公司專注於維持其土地庫存，以持續開發區塊類型和地質趨勢，大大降低整體勘探風險。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，從而提高對生產費用的控制。
二零二三年的資本支出淨額為49. 09億美元，而二零二二年則為51. 36億美元。二零二三年資本支出淨額包括基本資本支出 (1)39.58億美元和戰略增長資本支出 (1)9.25億美元，根據公司的資本預算。此外，該公司報告了放棄支出 (2)截至2023年12月31日止年度為5.09億美元，而截至2022年12月31日止年度為3.35億美元。
2024年資本預算
2023年12月14日，公司宣佈其2024年資本預算目標為約54.20億美元，目標是在2024年實現短期產量增長，並在2025年及以後實現中長期產量和產能增長。2024年的產量目標為1，330，000 BOE/d至1，380，000 BOE/d。此外，該公司的目標是在2024年放棄支出6.35億美元。
2024年資本預算構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳情，請參閲本MD & A的“諮詢”部分。
鑽井活動 (1) (2)
（淨井數）
2023

20222021
淨成功的原油油井 (3)
221 

317 149 
淨成功天然氣井
61 

72 49 
枯井
2 

1 1 
總計
284 390 199 
成功率
99%

99%99%
(1)包括北美和國際部分的鑽探活動。
(2)此外，於2023年，本公司在油砂開採及提質板塊淨鑽334口地層井和11口服務井，在本公司的熱油項目淨鑽24口地層井和48口服務井，在北部平原地區淨鑽2口服務井。
(3)包括瀝青井。
北美
2023年，本公司淨鑽天然氣井61口、原生重質原油淨鑽132口、Pelican Lake重質原油淨鑽2口、瀝青（熱油）淨鑽50口、輕質原油淨鑽39口。
(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細節，請參閲本MD & A的“非公認會計準則和其他財務措施”部分。
(2)放棄支出和放棄支出淨額的對賬在本MD & A的“非公認會計原則和其他財務措施”一節中呈列。
25
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
流動性與資本資源
（百萬美元，比率除外）
2023

20222021
調整後的營運資本(1)
$712 

$(1,190)$(480)
長期債務，淨額 (2)
$9,922 $10,525 $13,950 
股東權益
$39,832 $38,175 $36,945 

債務賬面資本化 (2)
20%

22%27%
税後平均使用資本申報表 (3)
17%

22%16%
(1)按流動資產減流動負債計算，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GAAP和其他財務措施”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。
於2023年12月31日，本公司的資本資源主要包括經營活動產生的現金流量、可用的銀行信貸額度和進入債務資本市場的渠道。經營活動產生的現金流量和公司更新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”一節和“風險和不確定性”一節中討論的因素。此外，該公司更新現有銀行信貸設施和籌集新債務的能力反映了由獨立評級機構確定的當前信用評級和市場狀況。本公司繼續相信，其內部產生的經營活動現金流，得到實施其持續對衝政策的支持，其資本支出計劃和多年財務計劃的靈活性，其現有的銀行信貸額度，以及其以商業上可接受的條款籌集新債務的能力，將提供足夠的流動性，以維持其業務在短期內，中期和長期，並支持其增長戰略。
本公司持續透過以下方式繼續專注於其資產負債表實力及可用流動資金：
▪監測業務活動產生的現金流量，這是資金的主要來源；
▪定期監控個人客户、承包商、供應商和合資夥伴的風險，並在適當情況下確保母公司擔保或信用證到位，並在適用情況下采取其他緩解措施，以儘量減少違約情況下的影響；
▪積極管理維護及增長資本的分配，以確保其以審慎及適當的方式使用，並靈活地適應市場狀況。本公司繼續行使其資本靈活性，以應對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價格及時變現資產的能力；
▪審查銀行信貸設施和公共債務契約，以確保它們符合適用的契約包；
▪審查公司的借款能力：
◦於2022年，本公司償還及註銷10億美元定期信貸融資中的5億美元非循環部分，將剩餘融資減至2023年2月到期的5億美元循環信貸融資，並將該融資由2023年2月延長至2024年2月。於2023年，本公司將其5億美元循環信貸額度由2024年2月延長至2025年2月。
◦於2023年，本公司將原於2024年6月到期的24. 25億美元循環銀團信貸融資延長至2027年6月。
◦循環銀團信貸融資每年可經本公司與貸款人共同同意延長。倘融資不獲延長，則未償還本金額須於到期日償還。本公司循環期信貸融資項下的借貸可參考加元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、SOFR、美國基本利率或加拿大最優惠利率定價。
◦於二零二二年，本公司終止其北海業務相關的500萬英鎊即期信貸融資。
◦本公司根據其美國商業票據計劃的借款最高授權為25億美元。
◦2023年，本公司償還了4. 05億美元的1. 45%中期票據。
◦於二零二二年，本公司透過市場購買償還4. 98億元中期票據，利率介乎1. 45%至3. 55%，原於二零二三年至二零二八年到期。
◦2022年，本公司償還了10億美元的3. 31%中期票據。
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26
主要文件 陳列品
◦2023年，該公司提交了一份基本貨架招股説明書，允許不時在加拿大出售最多30億美元的中期票據，該中期票據將於2025年8月到期，取代該公司先前的基本貨架招股説明書，該招股説明書將於2023年8月到期。如已發行，該等證券的金額及價格（包括利率）可根據發行時的市況釐定。
◦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。
◦於2023年期間，本公司提交了一份基礎架子招股説明書，允許不時在美國出售高達3,000億美元的債務證券，該要約將於2025年8月到期，取代本公司先前將於2023年8月到期的基礎架子招股説明書。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2023年12月31日，本公司有54.5億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68.52億美元的流動資金。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。截至2023年12月31日，本公司在其商業票據計劃下沒有提取商業票據，並在循環銀行信貸安排下為該計劃下的未償還金額儲備了能力。
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2023年12月31日，該公司沒有未償還的交叉貨幣掉期合同。截至2023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2023年12月31日的淨額為99.22億美元，導致債務與賬面資本之比(1)20%(2022年12月31日-22%，2021年12月31日-27%)；這一比率低於管理層使用的25%至45%的內部範圍。這一比率可能會低於或超過目標範圍，這取決於收購的時機、公司資本計劃的執行情況以及大宗商品價格和外匯波動。
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。有關本公司於2023年12月31日的長期債務的進一步詳情，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2023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2023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2023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至小於
2年		2至小於
5年		此後
長期債務(1)
$980 $1,584 $2,317 $5,978 
其他長期負債(2)
$302 $184 $428 $645 
利息和其他融資費用 (3)
$582 $518 $1,257 $3,362 
(1)長期債務僅指本金償還，並不反映利息、原始發行折扣及溢價或交易成本。
(2)其他長期負債中包括的租賃付款僅反映本金付款，具體情況如下：一年以下，2.98億美元；一年以下，1.84億美元；二年以下，4.28億美元；其後為6.45億美元。
(3)包括長期債務及其他長期負債的利息及其他融資開支。付款乃根據於二零二三年十二月三十一日的適用利率及外匯匯率估計。
(1)資本管理措施。請參閲本MD & A的“非GAAP和其他財務措施”部分。
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主要文件 陳列品
股本
於2023年12月31日，共有1，072，408，000股未行使普通股（2022年12月31日：1，102，636，000股普通股）及26，205，000股未行使購股權（2022年12月31日：31，150，000股普通股）。於2024年2月27日，本公司有1，070，845，000股已發行普通股及28，296，000股未發行購股權。
2024年2月28日，董事會批准將季度股息增加5%至每股普通股1.05美元，從2024年4月5日支付的股息開始。
2023年11月1日，董事會批准將季度股息增加11%至每股普通股1.00美元。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。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，董事會批准派發每股普通股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11%至每股普通股0. 47美元。股息政策經董事會定期檢討，並可予變動。
2023年3月8日，公司的申請獲得批准，通過多倫多證券交易所的設施，替代加拿大交易平臺和紐約證券交易所，購買最多92，296，006普通股，佔公眾持股量的10%，在12個月期間內，從2023年3月13日至3月12日，2024.
2023年，本公司以每股普通股82. 86美元的加權平均價格購買了40，050，000股普通股，總成本為33. 18億美元。留存收益減少了29.29億美元，即普通股購買價超過其平均賬面價值的部分。2023年12月31日之後，截至2024年2月27日，本公司以每股普通股85.54美元的加權平均價格購買了4，000，000股普通股，總成本為3.42億美元。
2024年2月28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，以正常過程發行人出價的方式購買其已發行和流通普通股的最高公眾持股量（根據多倫多證券交易所的規則確定）的10%。在多倫多證券交易所接受意向通知後，收購將通過多倫多證券交易所、其他加拿大交易平臺和紐約證券交易所的設施進行。
股份拆分
2024年2月28日，公司董事會批准了一項決議，將公司普通股按兩換一的基礎進行細分，但須經股東批准，且公司已獲得所有監管部門批准，包括多倫多證券交易所批准。該提案將在2024年5月2日舉行的公司年度股東特別大會上進行表決。
承付款和或有事項
於正常業務過程中，本公司已承諾支付若干款項。下表概述本公司於2023年12月31日的承諾：
(百萬美元)
20242025202620272028此後
產品運輸和加工(1)
$1,572 $1,595 $1,408 $1,358 $1,242 $13,380 
西北紅水合作夥伴服務通行費(2)
$158 $157 $139 $126 $130 $4,985 
海上船舶和設備
$36 $— $— $— $— $— 
現場設備和電力
$38 $25 $23 $22 $22 $193 
其他
$145 $111 $112 $25 $26 $355 
(1)該公司對跨山管道擴建20年產品運輸協議的承諾反映了加拿大能源監管機構於2023年第四季度批准的臨時收費，並在最終收費批准之前可能會有所變化。
(2)根據加工協議，本公司按比例支付每月服務費債務部分的25%份額。包括在2058年結束的40年收費期內應付的利息30.11億美元。
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。
法律程序和其他連續性
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。
加拿大自然2023年度報告
28
主要文件 陳列品
儲量
截至2023年及2022年12月31日止年度，本公司聘請了獨立合格儲量評估師，以評估和審查本公司所有的總探明儲量和總探明儲量加可能儲量。評估及審查乃根據加拿大石油及天然氣評估手冊（“COGE手冊”）所載標準進行及編制，並根據國家儀器51—101—石油及天然氣活動披露標準（“NI 51—101”）的要求披露。
以下為本公司於生效日期二零二三年十二月三十一日採用預測價格及成本計算的總探明儲量及總探明儲量加可能儲量的對賬表：
已證明的總數輕質和中質原油初級重油鵜鶘湖重質原油瀝青(熱油)合成原油天然氣天然氣液體桶油當量
 （MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）(Bcf)（MMBBL）(Mmboe)
2022年12月31日(1)
231 179 262 3,284 6,873 13,627 486 13,587 
新發現— — — — — 5 — 1 
延拓18 22 — 68 191 1,246 43 548 
加密鑽井8 6 — — — 638 35 156 
提高了恢復能力— — 1 6 34 — — 40 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (7)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (81)(2)(12)
技術修訂(12)13 12 24 (23)362 3 77 
生產(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日(1)
218 193 258 3,287 6,910 15,005 543 13,910 
已證明的總加價
很有可能		輕質和中質原油初級重油鵜鶘湖重質原油瀝青(熱油)合成原油天然氣天然氣液體
 
桶 油當量
 （MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）（MMBBL）(Bcf)（MMBBL）(Mmboe)
2022年12月31日(1)
320 272 376 5,186 7,408 22,270 772 18,046 
新發現— — — — — 7 1 2 
延拓28 37 — 97 209 2,009 74 780 
加密鑽井12 8 — — — 962 48 227 
提高了恢復能力— — 1 7 51 — — 58 
收購— — — — — — — — 
性情— — — — — (8)(1)(2)
經濟因素1 1 1 1 — (88)(2)(12)
技術修訂(28)(2)4 (4)(43)(83)(21)(108)
生產(27)(28)(17)(96)(165)(785)(22)(486)
2023年12月31日(1)
305 288 365 5,191 7,460 24,284 848 18,504 
(1)由於四捨五入，儲量數據表中的信息可能不會增加。由於四捨五入可能無法計算呈列的BOE值。
於2023年12月31日，已探明原油、瀝青（熱油）及天然氣液化石油總儲量為11，409百萬桶，而已探明加可能原油、瀝青（熱油）及天然氣液化石油總儲量為14，457百萬桶。總探明儲量增加和修訂取代了2023年產量的126%。勘探及開發活動、收購、出售及未來抵銷增加所導致的總探明儲量增加為430百萬桶，而總探明加可能儲量增加為570百萬桶。總探明儲量的淨正修訂為1800萬桶，總探明儲量加可能儲量的淨負修訂為9200萬桶，主要是由於技術修訂。
截至2023年12月31日，總探明天然氣儲量為15，005 Bcf，總探明加可能天然氣儲量為24，284 Bcf。總探明儲量增加和修訂取代了2023年產量的275%。由於勘探和開發活動、收購、處置和未來抵消增加而增加的總探明儲量為1，882 Bcf，總探明儲量加可能儲量的增加為2，970 Bcf。
總探明儲量的淨正修正為280億立方英尺，主要是由於技術修正。淨負修訂為171億立方英尺，主要是由於經濟因素和技術修訂。
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本公司董事會的儲備委員會已與本公司的每一位獨立合格儲備評估員會面並進行獨立盡職調查程序，以審查每一位評估員在確定本公司數量估計和剩餘儲備未來淨收入的相關淨現值時所使用的程序。其他儲量信息每年在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；
▪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；
▪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；
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主要文件 陳列品
▪流行病或流行病有可能通過以下方式擾亂公司的運營、項目和財務狀況：擾亂本地或全球供應鏈和運輸服務；或因隔離影響公司在當地社區、勞動力營地或運營地點的人才庫而損失人力；或由當地衞生當局作為預防措施實施隔離；任何一種情況都可能要求公司根據潛在爆發的程度和嚴重程度以及受影響的地區或業務(新冠肺炎大流行就是這種情況)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；
▪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和液化石油氣。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2023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、成熟的新技術、設施和基礎設施，以高效、對環境負責和可持續的方式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。在與當地社區合作時，公司會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經歷與遵守環境法規有關的成本逐步增加，特別是在北美和北海。現有及預期的法例及法規可能要求本公司處理及減輕其活動對環境的影響。本公司已制定程序，並承諾遵守所有現有的環境標準和法規，並已在其資本預算中納入適當數額，以繼續滿足當前的環境保護要求；但無法保證未來環境法律和法規的影響不會對本公司的業務、財務狀況和經營業績造成重大影響。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。
公司的相關環境風險管理策略包括與立法者和監管機構就任何新的或修訂的政策、立法或法規進行建設性的合作，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，以儘量減少幹擾影響。本公司的環境風險管理策略採用環境管理計劃（以下簡稱“計劃”）。
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作為風險管理的一部分，公司通常通過與行業夥伴、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最大限度地減少運營的影響，同時滿足監管要求、區域空氣質量和排放、地下水和生物多樣性管理框架、行業運營標準和指南以及內部公司標準。對運營商和承包商的培訓和盡職調查是公司環境管理計劃有效性和預防事故以保護環境的關鍵。作為本計劃的一部分，公司已實施了積極主動的計劃，包括：
▪環境規劃，以評估潛在影響並實施避免和緩解方案，以維持陸地和水生系統以及高價值生態系統的生物多樣性；
▪繼續評估新技術，以減少環境影響，包括支持加拿大油砂創新聯盟（"COSIA"）、Pathways的創新部門、加拿大石油技術聯盟（"PTAC"）和其他研究機構；
▪通過實施各種CO緩解公司氣候變化的影響2 減排和碳捕獲項目包括：CO2EOR注射液，CO2注入尾礦和Quest碳捕集和儲存設施；甲烷排放減少計劃，包括溶液氣體保護以減少甲烷排放，以及設備改造計劃以減少氣動設備的甲烷排放；以及優化公司設施的效率；
▪提高使用效率和回收率以及減少淡水使用的水方案；
▪對所有地熱就地和採礦作業進行地下水監測；
▪有效的回收和退役計劃整個公司的業務。在北美洲，棄井和逐漸開墾大片毗連土地，為加強生物多樣性和功能性野生動物生境奠定了基礎。在該公司的國際業務中，Banff和Kyle油田的退役活動繼續進行，Ninian Hub地區的退役規劃也開始了；
▪油砂開採中的尾礦管理，以儘量減少細粒尾礦並促進逐步回收；
▪監測方案，以評估生物多樣性、野生動物和漁業的變化，以管理建設和運營的影響，並評估填海成功率；
▪參與和支持區域重要資源油砂監測方案；
▪積極的溢漏預防和管理計劃；
▪支持對排放及其沉積的區域氣棚監測；以及
▪內部環境管理體系，用於操作設施的合規性審核和檢查計劃。
本公司的資產報廢責任預計將在約60年的期間內持續結算，並已使用加權平均貼現率5.2%（2022年—5.6%；2021年—4.0%）貼現。2023年，公司的資本支出包括5.09億美元的廢棄支出（2022年為4.49億美元；2021年為3.07億美元）。請參閲本MD & A的“非公認會計準則和其他財務措施”一節，以瞭解有關放棄支出淨額的進一步詳情。本公司於2023年12月31日的估計貼現ARO如下：
(百萬美元)
20232022
勘探和生產
  
北美
$4,471 $4,326 
北海
1,441 1,011 
離岸非洲
165 143 
油砂開採和提質
1,612 1,427 
中游與煉油
1 1 
 
$7,690 $6,908 
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。估計的未來費用是根據現行立法、行業運作慣例以及預期的工作範圍和放棄的時間對當前費用進行估計的。
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2021年，艾伯塔省能源監管機構(“AER”)宣佈了一個新的負債管理框架，作為其油氣井、設施和管道生命週期管理的一部分，該框架為關閉不活動的油井和相關基礎設施的公司設定了年度強制性支出目標。在該框架下，AER向持牌人分配了其廢棄和填海活動的強制性年度支出目標，該目標是根據持牌人在省級不活躍油井和相關基礎設施庫存中的比例確定的，以及其他因素。強制性支出目標於2022年1月1日生效，並在2023年業績年度增加。在2022年期間，薩斯喀徹温省政府還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法規，這些法規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。
該公司是路徑聯盟的創始成員和貢獻者，路徑聯盟是油砂生產商與聯邦和省級政府共同努力的聯盟，旨在實現到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。在公司內部，該公司正在推行綜合減排戰略，並致力於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%。2022年，聯邦政府發佈了2023年7月1日生效的《清潔燃料條例》，該條例適用於汽油和柴油的生產商或進口商，並要求降低與加拿大生產和供應的汽油和柴油相關的碳強度。加拿大政府還承諾限制和減少石油和天然氣行業的排放，並在2023年12月宣佈了一個全國性的總量管制和交易制度的監管框架，並計劃在2024年年中之前公佈法規草案。框架草案目前提議將2030年的排放量限制在比2018年水平(加拿大環境和氣候變化估計)低35%-38%的水平，同時提供一些合規靈活性，使排放量最多比2019年的門檻低20%-23%。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。
聯邦政府宣佈，打算到2030年將碳價格提高到170美元/噸，2022年後每年增加15美元/噸。所有省份的碳定價監管制度均須接受聯邦政府的定期審查，以評估省級制度是否符合聯邦《温室氣體污染定價法》。此類未來審查可能會影響碳價格和/或省級系統的嚴格程度。
在艾伯塔省，自2020年1月1日起，温室氣體法規（碳競爭力激勵法規）被技術創新和減排法規（“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TIER變更，減少了該法規下設施的排放分配額。此外，TIER的排放覆蓋範圍擴大到包括所有TIER監管設施的燃燒。2023年，艾伯塔省的碳價格為65美元/噸，超過TIER監管限額的排放量，並每年以15美元/噸的增量增加至2030年的170美元/噸，這與聯邦碳定價時間表一致。未運營的Scotford升級廠和西北紅水瀝青混合廠和煉油廠也須遵守TIER規定。
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在不列顛哥倫比亞省，碳税目前被評估為每噸CO 65美元2E關於該省的燃料消耗和天然氣燃燒和排放，預計將繼續增加15美元/噸CO2E每年，直到達到170美元/噸的CO2E如2023年省級預算所述，2030年將與聯邦碳定價時間表保持一致。此外，不列顛哥倫比亞省政府在2023年省級預算中宣佈，將用2024年4月1日生效的基於產出的定價體系取代對大型工業排放國徵收的碳税。
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油設施和Senlac原地重油設施達到自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。該法規還採用了2030年前的聯邦碳定價時間表。
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年在2012年的基礎上至少減少75%，監管框架草案於2022年11月發佈，修正案於2023年12月發佈。對條例草案的反饋將持續到2024年。
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
2023年5月，國際會計準則理事會發布了國際會計準則第12號“所得税”的修訂，內容涉及實施經濟合作與發展組織第二支柱示範規則（“第二支柱立法”）的司法管轄區產生的遞延税項的會計處理。第二支柱立法對公司2023年的財務業績沒有重大影響，根據公司目前經營所在司法管轄區迄今已頒佈的立法，預計不會對公司未來期間的業績產生重大影響。
於二零二一年五月，國際會計準則理事會頒佈國際會計準則第12號“所得税”之修訂，要求公司就於初步確認時產生相等金額應課税及可扣税暫時性差異的特定交易確認遞延税項。該等修訂於2023年1月1日採納，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
於二零二一年二月，國際會計準則理事會頒佈國際會計準則第1號“財務報表的呈列”之修訂，要求公司披露其重大會計政策資料，而非其重大會計政策。為支持這一修訂，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》"作出重大性判斷"。該等修訂於2023年1月1日採納，對本公司的綜合財務報表並無重大影響。
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關鍵會計政策和估算
編制財務報表要求本公司在應用國際財務報告準則時作出對本公司財務業績有重大影響的估計、假設及判斷。實際結果可能與估計金額不同，且該等差異可能屬重大。本公司重大會計估計的全面討論載於本MD & A及截至2023年12月31日止年度的經審核綜合財務報表。
A）消耗、折舊、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（“勘探及評估”）成本初步資本化，幷包括與收購許可證、技術服務及研究、地震收購、勘探鑽探及評估、間接及行政開支以及任何資產報廢成本的估計直接相關的成本。機電資產結轉至確定開採礦產資源的技術可行性及商業可行性為止。開採礦產資源的技術可行性及商業可行性在評估已探明儲量時被視為確定。有關估計已探明儲量之判斷載於下文“原油及天然氣儲量”。
根據國際財務報告準則第6號“礦產資源勘探及評估”，有關機電成本的另一種可接受會計方法為將勘探乾井以及在取得勘探某區域的合法權利後產生的地質及地球物理勘探成本計入產生期間的淨盈利，而非資本化至機電資產。
當有事實及情況顯示機電資產的賬面值可能超過其可收回金額時，機電資產會透過將相關成本與相關現金產生單位（“現金產生單位”）公平值進行減值測試，並於分部層面合計。減值跡象包括租賃接近到期、基準商品價格長期處於低位、估計可能儲量大幅下調、估計未來勘探或開發開支大幅增加，或適用法律或監管框架出現重大不利變化。釐定現金產生單位之公平值需要使用假設及估計，包括未來商品價格、預期產量、儲備數量、資產報廢責任、未來開發及生產成本、貼現率、所得税及氣候相關事宜之潛在影響，並根據相關政府法規。釐定可收回金額所用假設之變動可能影響相關資產及現金產生單位之賬面值。
物業、廠房及設備按成本減累計損耗及折舊及減值撥備計量。勘探及生產分部之原油及天然氣物業乃按已探明儲量以產量單位法耗盡，惟主要組成部分則按其估計可使用年期以直線法折舊。產量單位消耗率考慮到迄今為止發生的支出，以及開發探明儲量所需的未來估計開發支出。探明儲量的估計對淨收益有重大影響，因為它們是計算耗減費用的關鍵輸入數據。
倘有事件或情況變動顯示資產或資產組別之賬面值可能無法收回，本公司會按現時介乎10%至12%之貼現率評估物業、廠房及設備減值。減值跡象包括商品價格長期低迷、儲量估計數大幅下調、未來開發支出估計數大幅增加或適用立法或監管框架出現重大不利變化。倘出現減值跡象，本公司就現金產生單位層面的特定資產進行可收回性評估。
B.原油和天然氣儲量
儲量估計乃基於估計未來價格及生產成本、預期未來生產率以及未來開發開支的時間及金額，所有這些均受許多不確定因素、詮釋及判斷（包括氣候相關事宜的潛在影響）及根據相關政府法規而定。本公司預計，隨着時間的推移，其儲量估計將根據最新信息向上或向下修訂。儲備估計可能對淨收益產生重大影響，因為儲備估計是計算損耗、折舊和攤銷以及確定潛在資產減值的關鍵組成部分。例如，修訂已探明儲量估計數將導致淨收益中的耗減、折舊和攤銷費用增加或減少。對儲量估計的向下修訂亦可能導致機電及物業、廠房及設備賬面值減值。
C）資產報廢義務
本公司須確認與其物業、廠房及設備相關的ARO負債，包括相關儲備已註銷且資產賬面值已悉數耗盡的物業、廠房及設備。與有形長期資產報廢相關的ARO負債，在現有或頒佈的法律、法規、條例或書面或口頭合同所產生的法律義務的範圍內予以確認，或在允諾禁止反言原則下對合同的法律解釋所產生的法律義務。《重建計劃》是根據估計費用計算的，並考慮到預期的修復方法和程度，符合法律規定、技術進步和場地的可能用途。由於這些估計是特定於所涉及的場地，因此公司的ARO總金額有許多單獨的假設，包括氣候相關事項的潛在影響，並根據相關政府法規。這些個別假設可能會有所變動。
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與長期資產有關的應收賬款的估計現值在其發生期間確認為負債。有關應收賬款的撥備是按本公司加權平均信貸調整無風險利率（目前為5. 2%）貼現預期未來現金流量以結清應收賬款的方式估計的。於初步計量後，ARO會作出調整，以反映時間的流逝、信貸調整利率的變動及有關責任的估計未來現金流量的變動。因時間推移而增加的撥備確認為資產報廢責任增加開支，而貼現率或估計未來現金流量的變動則資本化至物業、廠房及設備或自物業、廠房及設備終止確認。估計變動將影響增減開支。此外，清償應收賬款的實際成本與估計成本、清償債務的現金流量時間及未來通脹率之間的差異可能導致最終清償應收賬款的收益或虧損。
D）所得税
本公司採用負債法處理所得税。根據該方法，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之估計所得税影響及其各自税基，採用實際頒佈並預期於資產或負債收回時適用之所得税税率確認。所得税會計處理要求本公司解釋經常變動的法律法規，包括變動的所得税率，並就税法的應用、估計暫時性差異轉回的時間以及估計税項資產的可變現性作出若干判斷。有許多交易及計算的最終税項釐定並不確定。本公司根據其對最終可能到期額外税款的可能性的評估，確認税務申報頭寸的負債。
E）風險管理活動
本公司定期使用衍生金融工具管理其商品價格、外幣及利率風險。該等金融工具僅為對衝目的訂立，並不用於投機目的。所有衍生金融工具均按其估計公平值於綜合資產負債表確認。衍生金融工具之估計公平值乃根據適當之內部估值方法及╱或第三方指示釐定。使用估值模式釐定之公平值須使用有關未來現金流量金額及時間、貼現率及信貸風險之假設。於釐定該等假設時，本公司主要依賴外部、易於觀察的報價市場輸入數據，包括原油及天然氣遠期基準商品價格及波動率、加拿大及美國遠期利率收益率曲線以及加拿大及美國外匯匯率（如適用）貼現至現值。風險管理負債之賬面值乃根據本公司本身之信貸風險作出調整。所產生之公平值估計未必能指示於當前市場交易中可變現或結算之金額，且該等差異可能屬重大。
F）採購價格分配
與業務合併有關之購買價乃根據收購時之估計公平值分配至相關已收購資產及負債。釐定公平值要求本公司就未來事件作出估計、假設及判斷。分配過程固有主觀性，影響分配至個別可識別資產及負債的金額，包括原油及天然氣物業的公平值，連同遞延所得税影響。因此，購買價格分配影響公司報告的資產和負債以及未來淨利潤，由於對未來損耗，折舊和攤銷費用和減值測試的影響。
本公司於釐定所收購資產及負債之公平值時已作出多項假設。最重要的假設及判斷與原油及天然氣物業的公平值估計有關。為釐定該等物業之公平值，本公司估計原油及天然氣儲量。儲量估計數是根據公司內部工程師和外部顧問所做的工作得出的。與該等估計儲量有關的判斷已於上文“原油及天然氣儲量”一節描述。未來價格的估計乃根據行業分析師的價格預測及內部評估得出的價格計算。本公司將估計未來價格應用於所收購的估計儲量數量，並估計未來經營和開發成本，以得出所收購物業的估計未來淨收入。
（三）以股份為基礎的薪酬
本公司於估計授出購股權之公平值時已作出多項假設，包括預期波幅、預期行使時間及未來沒收率。於各期末，尚未行使之購股權會就負債之估計公平值變動重新計量。
H）租賃
購買、延期和終止選擇權包括在本公司的某些租賃中，以提供運營靈活性。為計量租賃負債，本公司使用判斷評估行使該等選擇權的可能性。當重大事件或情況顯示行使該等選擇權的可能性可能已改變時，會檢討該等評估。倘租賃所隱含之利率難以釐定，則本公司亦會使用估計釐定其增量借貸成本。
加拿大自然2023年度報告
36
主要文件 陳列品
I）政府補助金
本公司收到或符合資格獲得政府補貼，包括排放配額。政府補助於有合理保證本公司將遵守補助所附條件及將收到補助時，於淨盈利中確認。根據Alberta TIER法規產生的排放表現及抵銷抵免初步按公平值入賬，公平值乃根據確認抵免時生效的Alberta TIER基金合規率釐定。
控制環境
公司管理層，包括總裁，首席財務官和高級副總裁，財務和首席會計官，評估了截至2023年12月31日的披露控制和程序的有效性，並得出結論，披露控制和程序有效，以確保公司在其年度文件和其他與證券一起提交的報告中披露的信息，在指定的時間內記錄、處理、彙總和報告加拿大和美國監管機構的信息，並將這些信息累積並傳達給公司管理層，以便及時決定所需的披露。
本公司管理層，包括總裁、首席財務官、高級副總裁、財務及首席會計官，亦評估了截至2023年12月31日財務報告內部控制的有效性，並得出結論認為財務報告內部控制有效。此外，於二零二三年，本公司財務報告內部控制並無重大影響或合理可能重大影響財務報告內部控制之變動。
雖然公司管理層認為，公司的披露控制和程序以及財務報告的內部控制提供了合理水平的保證，它們是有效的，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，公司的控制系統可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對今後各期的任何成效評價的預測，可能會面臨這樣的風險，即控制措施可能因條件的變化而變得不足，或遵守政策或程序的程度可能惡化。
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加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
非公認會計準則和其他財務指標
本MD & A包括參考非GAAP和NI 52—112中定義的其他財務措施。該等財務指標用於評估其財務業績、財務狀況和現金流量，包括非公認會計準則財務指標、非公認會計準則比率、分部總計量、資本管理措施和補充財務措施。這些財務措施沒有被IFRS定義，因此被稱為非公認會計原則和其他財務措施。本公司使用的非GAAP和其他財務指標可能無法與其他公司提出的類似指標進行比較，並且不應被視為替代或更有意義的比本公司經審計的合併財務報表中提出的最直接可比較的財務指標，如適用，作為本公司業績的指示。本MD & A中包含的本公司非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，如下所示。
經調整的業務淨收入
調整後的經營淨利潤是一種非公認會計準則財務措施，調整淨利潤，如在公司的合併利潤表中所列，為非經營項目，扣除税收影響。公司認為調整後的經營淨利潤是評估其業績的關鍵指標，因為它表明公司有能力從其核心業務領域產生税後經營利潤。經調整經營淨利潤對賬如下。
(百萬美元)
202320222021
淨收益$8,233 

$10,937 $7,664 
以股份為基礎的薪酬，扣除税項 (1)
474 

780 495 
未實現風險管理虧損（收益），扣除税項 (2)
7 

(25)16 
未實現外匯（收益）損失，扣除税項 (3)
(260)

852 (205)
已實現外匯（收益）損失，扣除税項 (4)
— (62)118 
收購收益，扣除税項 (5)
— 

— (478)
投資收益，扣除税後淨額 (6)
(34)(182)(132)
收回費用，扣除税款 (7) (8)
113 651 — 
其他，扣除税收後的淨額 (9)
— (88)(58)
非經營項目，扣除税
300 1,926 (244)
調整後的經營淨收益
$8,533 $12,863 $7,420 
(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。以股份為基礎的薪酬的公允價值在公司的資產負債表上確認為負債，公允價值的定期變化在淨收益中確認。2023年基於股份的税前薪酬為4.91億美元(2022年-8.04億美元；2021年-5.14億美元)。
(2)衍生金融工具在公司資產負債表上按公允價值確認，非指定對衝的公允價值變動在淨收益中確認。由於被套期保值的標的項目(主要是原油、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。2023年税前未實現風險管理虧損為1200萬美元(2022年-2800萬美元收益；2021年-1900萬美元虧損)。
(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轉換為期末匯率，但被2022年交叉貨幣互換的影響部分抵消，並在淨收益中確認。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。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。
(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)該公司確認了4.36億美元的税前可回收費用，該費用與修訂後的項目範圍和北海尼尼安油田2023年計劃退役和廢棄活動的當前成本環境有關。這些成本被認為是資本性質的，與本公司非公認會計準則措施中對所有與放棄有關的支出的處理方式一致。
(8)該公司於2022年12月31日確認了16.2億美元的税前可回收費用，包括損耗、折舊和攤銷費用，這與北海尼尼安油田的儲量註銷有關。英國目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升的影響，促使該公司評估其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。
(9)2022年，該公司確認了省級井場修復計劃下1.14億美元(2021年至7500萬美元)政府贈款收入的影響。
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38
主要文件 陳列品
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)
202320222021
經營活動的現金流
$12,353 

$19,391 $14,478 
非現金營運資金淨變動
2,417 

(79)(964)
放棄支出淨額 (1)
509 

335 232 
其他長期資產的變動(2)
(5)

144 (13)
調整資金流
$15,274 $19,791 $13,733 
(1)非GAAP財務指標。放棄支出淨額的對賬載於下文"放棄支出淨額"一節。
(2)包括股份紅利計劃的未攤銷成本、遞延回收PRT的應計利息、向新世界地產墊款的應計次級債務的應計利息及預付服務費成本。
經調整的營運淨收益及經調整的資金流量，每股（基本及經稀釋）
調整後的運營淨利潤和調整後的資金流量，每股普通股（基本和攤薄），是非公認會計準則比率，代表這些非公認會計準則措施除以加權平均數已發行的基本和攤薄普通股在該期間，分別，如附註17所示，公司的審計合併財務報表.這些非公認會計準則的措施，以每股為基礎披露，使得能夠與本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財務指標，代表了放棄支出，以解決資產報廢義務反映在公司的歷史年度資本預算。廢棄支出淨額計算為廢棄支出，如公司經審計的合併現金流量表所示，並根據省級井場修復計劃下的政府補助收入的影響進行調整。廢棄支出淨額對賬如下。
(百萬美元)202320222021
放棄支出$509 

$449 $307 
政府對遺棄支出的補助金— 

(114)(75)
放棄支出，淨額$509 $335 $232 
互惠
淨返率是一種非公認會計原則比率，代表核心活動提供的淨現金流量，扣除與將產品推向市場相關的所有成本的影響後，按單位計算。本公司認為淨回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。有關原油和天然氣以及石油當量總桶的淨收益計算，請參閲本MD & A的“運營要點—勘探和生產”、“單位結果—勘探和生產”和“單位結果—油砂開採和升級”章節。
淨回計算包括非公認會計準則財務指標：實現價格和運輸，與本公司經審計合併財務報表附註22中各自的項目對賬如下。
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加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
實際價格（美元/BBL和美元/京東方）—勘探和生產
實現價格（美元/桶和美元/京東方）是一個非GAAP比率計算為實現原油和天然氣液化石油氣銷售和總實現京東方銷售（非GAAP財務措施）除以各自的銷售量.已實現原油和天然氣液化油銷售額和已實現京東方總銷售額包括摻合和原料成本以及其他副產品銷售額的影響。本公司認為實現價格是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了本公司在市場上獲得的原油和天然氣液化油銷售量以及京東方銷售量的每單位實現價格。
勘探及生產已實現原油及天然氣液化石油油銷售及京東方銷售的確認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)
202320222021
原油和NGL (bbl（d）
北美
497,604 480,691 471,331 
國際
北海
10,749 13,215 18,942 
離岸非洲
14,882 14,866 13,452 
國際合計
25,631 28,081 32,394 
總銷售量523,235 

508,772 503,725 
原油和液化石油氣銷售(1) (2)
$18,387 

$22,072 $15,505 
減去：混合和原料成本(3)
4,568 5,239 3,792 
已實現的原油和NGL銷售$13,819 $16,833 $11,713 
已實現價格(美元/桶)$72.36 $90.64 $63.71 
(1)原油和液化石油氣銷售在公司經審計的綜合財務報表附註22中。
(2)包括該分部的其他雜項收入。
(3)混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，如下文“運輸--勘探和生產”一節所述。
(百萬美元，不包括BOE/d和$/BOE)
202320222021
桶油當量(英國央行/日)
北美
854,138 826,526 751,330 
國際
北海
11,034 13,598 19,512 
離岸非洲
16,638 16,933 15,385 
國際合計
27,672 30,531 34,897 
總銷售量
881,810 

857,057 786,227 

桶油當量銷售(1) (2)
$20,820 

$27,071 $18,025 
減去：混合和原料成本(3)
4,568 5,239 3,792 
減去：硫磺收入
(14)

(88)(21)
已實現的桶油當量銷售
$16,266 $21,920 $14,254 
實現價格(美元/BOE)
$50.54 $70.07 $49.67 
(1)在公司經審計的綜合財務報表附註22中，石油當量銷售包括原油和液化石油氣銷售以及天然氣銷售。
(2)包括該分部的其他雜項收入。
(3)混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的一個組成部分，如下文“運輸--勘探和生產”一節所述。
加拿大自然2023年度報告
40
主要文件 陳列品
運輸-勘探和生產
運輸($/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。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$)
202320222021
運輸、混合和給料 (1)
$5,816 $6,401 $4,780 
減：混合和原料費用4,568 

5,239 3,792 
交通運輸$1,248 $1,162 $988 
運輸（美元/京東方）$3.88 

$3.72 $3.44 
屬於原油和天然氣液化石油的數額$807 $767 $710 
運輸（美元/桶）$4.23 $4.13 $3.86 
歸屬於天然氣的數額$441 

$395 $278 
運輸（美元/麥克法郎）$0.56 $0.51 $0.45 
(1)運輸、混合和原料在本公司經審計的綜合財務報表附註22中。
北美—實現的產品價格和版税
實現原油和天然氣液化石油價格（美元/桶）是一個非GAAP比率，計算為實現原油和天然氣液化石油銷售（非GAAP財務指標）除以銷售量。已實現的原油和天然氣液化油銷售包括混合和原料成本的影響。本公司認為，已實現原油和天然氣液化石油產品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為其原油和天然氣液化石油產品銷售量獲得的每單位已實現定價。
原油和NGL特許權使用費率是一個非公認會計原則比率，計算為原油和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特許權使用費率是評估其業績的關鍵指標，因為它描述了公司的原油和NGL銷售量的特許權使用費。
北美洲已實現原油及天然氣液化石油產品銷售的對賬以及已實現原油及天然氣液化石油產品價格及特許權使用費率的計算如下。
（百萬美元，不包括美元/桶和版税率）
202320222021
原油和液化石油氣銷售(1)
$17,375 

$20,755 $14,478 
減去：混合和原料成本(2)
4,568 5,239 3,792 
已實現的原油和NGL銷售$12,807 $15,516 $10,686 
原油和天然氣液化石油的實際價格（美元/桶）$70.51 $88.43 $62.10 
原油和天然氣液化石油使用費 (3)
$2,340 

$3,445 $1,558 
原油和天然氣液化石油油使用費率18%22%15%
(1)原油和液化石油氣銷售在公司經審計的綜合財務報表附註22中。
(2)混合和原料成本是運輸、混合和原料費用的組成部分，如上文"運輸—勘探和生產"一節所述。
(3)該項目是本公司經審計合併財務報表附註22中特許權使用費的一部分。
41
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
實際產品價格和運輸—油砂開採和升級
實現的SCO銷售價格（美元/桶）是一個非GAAP比率，計算方法是實現的SCO銷售（非GAAP財務指標），包括混合和原料成本的影響，除以SCO銷售量。本公司認為實現的SCO銷售價格是評估其業績的關鍵指標，因為它表明了本公司在市場上獲得的SCO銷售量的每單位的實現價格。
運輸（美元/桶）是一個非GAAP比率，計算為運輸（非GAAP財務指標）除以上海合作組織銷售量。本公司計算運輸，以證明其向市場交付產品的成本，不包括混合和原料成本的影響。
油砂開採及提質已實現SCO銷售及運輸之確認，以及按單位基準計算之已實現SCO銷售價格及運輸之計算如下。
（百萬美元，不包括bBL/d和$/bBL）
202320222021
銷售量（桶/天）449,282 

428,820 447,230 
原油和液化石油氣銷售(1) (2)
$18,661 

$20,804 $14,033 
減：混合和原料費用2,253 2,384 1,309 
實現SCO銷售$16,408 $18,420 $12,724 
已實現的SCO銷售價格（美元/桶）$100.06 $117.69 $77.95 
運輸、混合和給料 (3)
$2,563 $2,652 $1,505 
減：混合和原料費用2,253 

2,384 1,309 
交通運輸$310 $268 $196 
運輸（美元/桶）$1.89 $1.71 $1.21 
(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)不包括與原油和天然氣液化石油銷售無關的其他雜項收入。
(3)運輸、混合和原料在本公司經審計的綜合財務報表附註22中。
非GAAP財務指標組成的變化
在2023年第四季度，公司修改了其淨資本支出非GAAP財務指標的組成，以排除與公司放棄計劃相關的支出。該修訂是在管理層評估其年度資本預算過程期間進行的，並將為用户提供更好的代表公司資本預算的組成，並在評估業績。本指標的構成已在列報的所有期間更新。
淨資本支出
淨資本支出是一種非公認會計準則財務指標，代表投資活動中使用的現金流量，如在公司的經審計的綜合現金流量表中所列，調整為非現金營運資本的淨變化，投資所得款項，NWRP次級債務預付款的償還，收購中承擔的長期債務的結算，以及不包括在公司資本預算中的投資活動產生的現金流量。本公司將收購及出售資本計入淨資本支出。本公司認為淨資本支出是評估其業績的關鍵指標，因為它提供了對本公司資本支出活動的瞭解，與本公司的年度資本預算相比。資本支出淨額對賬如下。
(百萬美元)
202320222021
用於投資活動的現金流$4,858 

$4,987 $3,703 
非現金營運資金淨變動51 149 107 
投資收益— — 128 
償還NWRP次級債務墊款— — 555 
清償所獲長期債務 (1)
— 

— 183 
資本支出淨額(2)
4,909 5,136 4,676 
放棄支出淨額 (3)
509 335 232 
資本和廢棄支出$5,418 $5,471 $4,908 
(1)有關於二零二一年收購Storm時承擔的長期債務的清償。
(2)2023年，包括基礎資本支出39.58億美元和戰略增長資本支出9.25億美元。戰略增長資本支出是指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，目標是在未來時期增加產量，並超過公司本財政年度的基本資本支出，如公司資本預算所述。
(3)非GAAP財務指標。放棄支出淨額的對賬載於上文"放棄支出淨額"一節。
加拿大自然2023年度報告
42
主要文件 陳列品
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)
202320222021
未提取的銀行信貸安排$5,450 

$5,520 $6,098 
現金和現金等價物877 920 744 
投資525 

491 309 
流動性$6,852 $6,931 $7,151 
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。本公司長期債務的對賬淨額如下所示。
(百萬美元)
202320222021
長期債務$10,799 

$11,445 $14,694 
減去：現金和現金等價物877 920 744 
長期債務，淨額$9,922 $10,525 $13,950 
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加税後利息及其他融資開支計算；以12個月往績期間的平均已動用資本(定義為流動及長期債務加股東權益)的百分比計算。本公司認為這一比率是評估本公司創造利潤的能力和資本使用效率的關鍵指標。本公司平均已動用資本的税後回報對賬如下。
（百萬美元，比率除外）
202320222021
利息調整後税後回報：
淨收益(虧損)，往績12個月$8,233 $10,937 $7,664 
利息和其他融資費用，扣除税後，12個月順差 (1)
490 424 547 
利息調整後税後回報$8,723 $11,361 $8,211 
12個月平均流動部分長期債務 (2)
$1,259 $1,359 $1,483 
12個月平均長期債務(2)
10,354 11,761 16,769 
12個月平均普通股股東權益 (2)
38,974 38,218 34,458 
12個月平均使用資本$50,587 $51,338 $52,710 
税後平均使用資本申報表17%22%16%
(1)2023年12月31日的混合利息税率為23%，2022年12月31日的利率為23%，2021年12月31日的利率為23%。
(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。
43
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
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。
2024年資本預算
2023年12月14日，公司公佈了2024年資本預算，目標約為54.2億美元，目標是在2024年實現近期產量增長，並在2025年及以後實現中長期產量和產能增長。2024年的產量目標是1,330,000京東方/日至1,380,000京東方/日。此外，該公司的目標是2024年的廢棄支出為6.35億美元。年度預算是在全年制定和審查的，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的情況進行修改。2024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2023年第四季度的業務狀況和銷售量，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。
 
經營活動產生的現金流量
(百萬美元)
經營活動的現金流
(per共同
分享，基本）
 
網絡
收益
(百萬美元)
網絡
收益
(per共同
分享，基本）
價格變動
    
原油—WTI 1.00美元/桶
不包括金融衍生產品$334 $0.31 $334 $0.31 
天然氣—AECO C$0.10/Mcf (1)
不包括金融衍生產品$42 $0.04 $42 $0.04 
包括金融衍生品$40 $0.04 $40 $0.04 
體積變化
原油—10，000桶/日$174 $0.16 $149 $0.14 
天然氣—10 MMcf/d$3 $— $— $— 
外幣匯率變動
0.01美元變動 (1)
包括金融衍生品$270 $0.25 $150 $0.14 
利率變動—1%
$5 $— $5 $— 
(1)有關已動用金融工具的詳情，請參閲本公司於二零二三年十二月三十一日的經審核綜合財務報表附註19。
加拿大自然2023年度報告
44
主要文件 陳列品
按部門劃分的日產量
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和天然氣液化石油氣 (bbl（d）
       
北美-勘探和生產477,349 465,143 519,581 521,579 496,100 479,971 472,621 
北美--油砂開採和升級 (1)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 425,945 448,133 
國際
北海13,240 12,699 12,016 12,616 12,639 12,890 17,633 
離岸非洲14,091 13,821 12,703 13,213 13,452 14,343 14,017 
國際合計
27,331 26,520 24,719 25,829 26,091 27,233 31,650 
原油總量和天然氣負荷量
962,908 846,909 1,035,153 1,047,541 973,530 933,149 952,404 
天然氣 (MMcf/d) (2)
       
北美2,127 2,072 2,139 2,218 2,139 2,075 1,680 
國際
北海3 2 1 2 2 2 3 
離岸非洲9 11 11 11 10 13 12 
國際合計
12 13 12 13 12 15 15 
天然氣總量
2,139 2,085 2,151 2,231 2,151 2,090 1,695 
桶油當量 (英國央行/日)
       
北美-勘探和生產831,846 810,451 876,099 891,225 852,633 825,806 752,620 
北美--油砂開採和升級(1)
458,228 355,246 490,853 500,133 451,339 425,945 448,133 
國際
北海13,659 12,976 12,199 12,880 12,925 13,273 18,203 
離岸非洲15,658 15,653 14,463 15,075 15,208 16,410 15,950 
國際合計29,317 28,629 26,662 27,955 28,133 29,683 34,153 
總桶油當量1,319,391 1,194,326 1,393,614 1,419,313 1,332,105 1,281,434 1,234,906 
(1)除特許權使用費前的SCO產量不包括內部作為柴油消耗的SCO。
(2)天然氣產量接近銷售量。
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加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
每單位結果—勘探和生產
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和NGL ($/bbl) (1)
       
已實現價格(2)
$58.85 $72.06 $87.83 $69.39 $72.36 $90.64 $63.71 
交通運輸(2)
4.52 4.57 4.07 3.83 4.23 4.13 3.86 
已實現價格，運輸淨額 (2)
54.33 67.49 83.76 65.56 68.13 86.51 59.85 
版税 (3)
10.09 11.09 17.32 11.38 12.55 18.91 8.59 
生產費用 (4)
16.93 18.38 14.40 15.05 16.12 18.17 14.71 
互惠 (2)
$27.31 $38.02 $52.04 $39.13 $39.46 $49.43 $36.55 
天然氣($/mcf) (1)






已實現價格 (5)
$4.27 $2.53 $2.81 $2.80 $3.10 $6.55 $4.07 
交通運輸 (6)
0.55 0.58 0.56 0.54 0.56 0.51 0.45 
已實現價格，運輸淨額
3.72 1.95 2.25 2.26 2.54 6.04 3.62 
版税 (3)
0.28 0.07 0.09 0.09 0.13 0.61 0.22 
生產費用 (4)
1.47 1.37 1.25 1.13 1.30 1.22 1.18 
淨額回扣
$1.97 $0.51 $0.91 $1.04 $1.11 $4.21 $2.22 
桶油當量(美元/京東方) (1)






已實現價格(2)
$44.98 $48.94 $59.40 $48.41 $50.54 $70.07 $49.67 
交通運輸(2)
4.03 4.11 3.78 3.61 3.88 3.72 3.44 
已實現價格，運輸淨額 (2)
40.95 44.83 55.62 44.80 46.66 66.35 46.23 
版税 (3)
6.56 6.75 10.61 7.05 7.77 12.75 5.98 
生產費用 (4)
13.51 14.24 11.64 11.75 12.74 13.76 11.98 
淨額回扣 (2)
$20.88 $23.84 $33.37 $26.00 $26.15 $39.84 $28.27 
(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)按天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。
(6)按天然氣運輸費用除以天然氣銷售量計算。
單位業績--油砂開採和升級
 
Q1Q2Q3Q4202320222021
原油和NGL ($/bbl) (1)
       
實現SCO銷售價格 (2)
$96.07 $95.08 $108.55 $98.73 $100.06 $117.69 $77.95 
瀝青使用費 (3)
10.04 13.58 21.90 11.57 14.43 20.71 6.62 
交通運輸(2)
1.52 2.03 2.18 1.85 1.89 1.71 1.21 
生產費用 (4)
25.06 31.28 22.12 20.96 24.32 26.04 20.91 
淨額回扣 (2)
$59.45 $48.19 $62.35 $64.35 $59.42 $69.23 $49.21 
(1)關於SCO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。
(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)按版税除以銷售量計算。
(4)按生產成本除以銷售量計算。
加拿大自然2023年度報告
46
主要文件 陳列品
交易及股份統計
 
Q1Q2Q3Q420232022
TSX—C $
      
交易量（千）384,779 373,032 475,363 463,881 1,697,055 1,533,722 
股票價格（美元/股）    
高$82.89 $83.18 $90.70 $93.44 $93.44 $88.18 
低$67.13 $69.83 $71.61 $81.68 $67.13 $54.20 
關$74.79 $74.48 $87.84 $86.81 $86.81 $75.19 
截至12月31日的市值 （百萬美元）    $93,096 $82,907 
流通股
(千人)
    1,072,408 1,102,636 
紐約證券交易所—美元
      
交易量（千）137,402 126,047 132,453 206,964 602,866 755,722 
股票價格（美元/股）     
高$62.29 $62.33 $67.23 $68.74 $68.74 $70.60 
低$48.81 $52.66 $53.62 $59.39 $48.81 $42.32 
關$55.35 $56.26 $64.67 $65.52 $65.52 $55.53 
截至12月31日的市值 （百萬美元）    $70,264 $61,229 
流通股
人(千人)
    1,072,408 1,102,636 
47
加拿大自然2023年度報告
主要文件 陳列品
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、32.2和97。
披露控制和程序
在註冊人截至2023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主要執行人員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(下稱“交易法”)第13a-15(E)和15d-15(E)條中定義)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2023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。
註冊會計師事務所的鑑證報告
所要求的披露包括在加拿大自然公司截至2023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2023年12月31日的財政年度，加拿大天然氣對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理可能對加拿大天然氣對財務報告的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
加拿大天然公司董事會決定C.M.貝斯特和W.A. Gobert先生，各自有資格為其審計委員會服務的“審計委員會財務專家”（定義見表格40—F的一般指示B第8（b）段）。C.M.貝斯特，還有瓦先生Gobert和Canadian Natural董事會審計委員會的所有成員一樣，均為紐約證券交易所規則所定義的“獨立”。
道德準則
Canadian Natural有長期的誠信、商業道德和行為守則（“道德守則”），涵蓋僱用標準、利益衝突、機密信息的處理和Canadian Natural股份交易等主題，旨在確保Canadian Natural的業務始終以合法和道德的方式進行。每名董事及所有僱員，包括每名高級管理層成員，更具體地説，主要行政總裁、主要財務總裁、主要會計主任或控權人以及履行類似職能的人士，均須遵守道德守則。董事會提名、管治及風險委員會每年檢討道德守則，以確保其涉及適當議題及符合監管規定，並向董事會提出任何適當修訂建議以供批准。
對道德守則的任何豁免或修訂均須經董事會批准，並予以適當披露。在上一個財政年度，沒有任何豁免，包括默示豁免，不遵守《道德守則》的任何條款。
《道德守則》可通過電子文件和分析和檢索系統（現稱為SEDAR+）查閲，網址為www.sedarplus.ca。
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加拿大自然資源有限公司2023 40-F
主要文件 陳列品
加拿大天然公司特此承諾免費向任何人提供其道德守則的副本。索取副本也可以通過聯繫：Stephanie A. Graham，加拿大公司祕書兼協理總法律顧問，加拿大，加拿大自然資源有限公司，2100—855 2nd Street，S.W.，加拿大阿爾伯塔省卡爾加里T2P 4J8.
首席會計師費用及服務
PricewaterhouseCoopers LLP（"PwC"），加拿大阿爾伯塔省卡爾加里市（PCAOB ID 271），自1973年以來一直擔任Canadian Natural的審計員。羅兵鹹永道於過去兩個財政年度每年就審計費、審計相關費用、税項費用及所有其他費用（不包括開支）開具的總金額如下。
審計費
截至2023年12月31日和2022年12月31日止的加拿大天然最後兩個財政年度每年的費用總額，包括普華永道為審計其內部控制和年度綜合財務報表而提供的專業服務，與這些財政年度的法定和監管備案或聘用有關，對第一個財政年度的未經審計審查，其第二季度和第三季度的中期合併財務報表以及對加拿大天然氣某些子公司年度財務報表的審計，2023年為2，465，000美元，2022年為2，327，000美元。
審計相關費用
截至2023年12月31日及2022年12月31日止的加拿大自然公司過去兩個財政年度，每年就普華永道的養老金相關服務（包括養老金資產、皇家特許權使用費報表及温室氣體排放及核查）收取的總費用2023年為1，421，000美元，2022年為698，000美元。加拿大自然公司的審計委員會批准了所有這些與財務有關的服務。二零二三年的審計相關費用包括增加700，000美元，原因是於二零二三財政年度執行二零二二年温室氣體排放及驗證程序，以及加快二零二三年程序的時間。
税費
截至2023年12月31日及2022年12月31日止的加拿大天然最後兩個財政年度，就普華永道就企業報税事宜提供的税務服務所收取的專業服務收取的費用總額，2023年為400，000美元，2022年為402，000美元。加拿大自然公司的審計委員會批准了所有這些與税務有關的服務。
所有其他費用
截至2023年12月31日和2022年12月31日止的過去兩個財政年度，加拿大自然公司其他服務的總費用為2023年6，000美元，2022年9，000美元，與通過普華永道會計文獻庫訪問資源材料有關。加拿大自然公司的審計委員會批准了所有提到的服務。
審計委員會預先批准的政策和程序
審核委員會之職責及責任包括審閲及批准向獨立核數師支付之費用、審核範圍及時間以及獨立核數師提供之其他相關服務。審核委員會亦於審核開始前審閲及批准獨立核數師的年度審核計劃，包括範圍、人手、地點及對管理層及內部審核部門的依賴，並審閲及批准獨立核數師擬提供的非審核服務，惟法例禁止提供的非審核服務除外。2020年，加拿大天然氣公司沒有依賴第S—X條第2.01條第（c）（7）（i）（c）款規定的最低限度豁免。
資產負債表外安排
本公司並無任何資產負債表外安排，對本公司的財務狀況、財務狀況、收入或開支、經營業績、流動資金、資本開支或資本資源構成或合理可能構成當前或未來影響，而對投資者而言屬重大。
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主要文件 陳列品
審計委員會的身份
加拿大自然公司根據《外匯法》第3（a）（58）（A）節單獨設立了一個常設審計委員會。 審核委員會現任成員為C. M女士。彼為審核委員會主席，W.A. Gobert，G. D. Giffin，D. a.圖爾和C. M女士希利
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
加拿大天然公司承諾親自或通過電話提供代表，以迴應委員會工作人員提出的查詢，並在委員會工作人員要求時，迅速提供與以下方面有關的信息：根據表格40—F登記的證券；與表格40—F提交年度報告有關的證券；或上述證券的交易。
同意送達法律程序文件
Canadian Natural先前已就提交本報告的義務所涉及的證券類別提交了表格F—X。
加拿大天然公司法律程序送達代理人的姓名或地址的任何變更，應通過修改F—X表格，並參考註冊人的檔案號，及時通知歐盟委員會。
簽名
根據《交易法》的要求，加拿大天然公司證明其符合以表格40—F提交的所有要求，並已正式授權以下籤署人代表其簽署本年度報告。

日期：第20天年3月，2024年。
加拿大自然資源有限公司
發信人：簽名"斯科特G. STAUTH "
Name：jiang施陶特
頭銜：總裁
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加拿大自然資源有限公司2023 40-F
主要文件 陳列品
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的同意書。
   
23.3
獨立石油工程顧問公司Sproule International Limited的同意書。
   
23.4
GLJ Ltd.的同意， 獨立石油工程顧問公司。
   
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》第18編第63章第1350條（18 U.S.C. 1350）。
   
32.2
根據《美國法典》第18編第63章第1350條（18 U.S.C. 1350）。
   
97.1
高管薪酬追回政策
99.1
截至2023年12月31日止財政年度的補充石油和天然氣信息（未經審計）。
101截至2023年12月31日止財政年度的合併財務報表的交互式數據文件。
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