加拿大自然資源有限公司

管理層的討論和分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

本文件或此處以引用方式納入的文件中與加拿大自然資源有限公司（“公司”）相關的某些陳述構成適用證券立法所指的前瞻性陳述或信息（以下統稱為 “前瞻性陳述”）。前瞻性陳述可以用 “相信”、“預測”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“目標”、“預測”、“目標”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求” 等詞語來識別, “日程安排”, “提議”, “願望” 或暗示未來結果或有關前景陳述的類似性質的表述.本管理層對公司財務狀況和經營業績的討論與分析（“MD&A”）中提供的與公司的資本預算、預期的未來大宗商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產費用、資本支出、放棄支出、所得税支出和其他目標相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有和未來開發相關的計劃和預期結果，包括但不限於以下方面的計劃和預期結果：公司在地平線油砂（“Horizon”）、阿薩巴斯卡油砂項目（“AOSP”）、報春花熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物洪水項目、柯比熱油砂項目、傑克菲什熱油砂項目和西北紅水瀝青的資產升級廠和煉油廠；由第三方建造新的管道容量或擴大現有的管道容量或其他方式公司可能依賴的瀝青、原油、天然氣、液化天然氣（“NGL”）或合成原油（“SCO”）的運輸；某些資產的放棄和退役及其時機；技術和技術創新的開發和部署；公司完成增長項目和長期負責任和可持續增長的財務能力；以及通路聯盟（“Pathways”）的倡議和活動，政府的支持實現油砂生產淨零排放的途徑和能力也構成前瞻性陳述。這些前瞻性陳述基於年度預算和多年期預測，並根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡在全年進行必要的審查和修訂。這些陳述不能保證未來的表現，並且存在一定的風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證它們所依據的計劃、舉措或預期會發生。此外，與 “儲備” 有關的陳述被視為前瞻性陳述，因為它們涉及基於某些估計和假設的隱含評估，即所述儲備金在未來可以盈利。在估算已探明和探明的數量以及可能的原油、天然氣和液化天然氣儲量以及預測未來的產量和開發支出時間方面，存在許多固有的不確定性。未來實際產量的總量或時間可能與儲量和產量估計值有很大差異。

前瞻性陳述基於當前對公司和公司經營所在行業的預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅代表此類陳述發表之日或載有這些陳述的報告或文件之日止，並且存在已知和未知的風險和不確定性，這些風險和不確定性可能導致公司的實際業績、業績或成就與此類陳述或暗示的任何未來業績、業績或成就存在重大差異向前看聲明。除其他外，此類風險和不確定性包括：總體經濟和商業狀況（包括石油輸出國組織+（“歐佩克+”）的行動所致、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、通貨膨脹加劇以及全球衰退導致經濟活動減少的風險），這些狀況可能影響公司產品的需求和供應以及市場價格等，以及所需資源的可用性和成本公司的運營；原油、天然氣和液化天然氣價格的波動和假設；貨幣和利率的波動；公司當前目標所依據的假設；公司開展業務的國家和地區的經濟狀況；政治不確定性，包括恐怖分子、叛亂團體的行動或其他衝突，包括國家間衝突；公司預防網絡攻擊、其他網絡相關犯罪和其他網絡相關事件並從中恢復的能力;行業能力；公司實施業務戰略（包括勘探和開發活動）的能力；公司實施戰略和利用技術在預期時間表內實現氣候變化舉措和排放目標的能力；競爭的影響；公司的訴訟辯護；地震、鑽探和其他設備的可用性和成本；公司完成資本計劃的能力；公司確保其產品充足運輸的能力；意外中斷或延誤在公司瀝青產品的開採、開採或升級方面；勘探或開發項目或資本支出計劃可能出現延誤或變化；公司吸引建造、維護和運營熱和油砂開採項目所需勞動力的能力；原油和天然氣勘探、生產和銷售以及公司瀝青產品開採、開採或升級所固有的運營風險和其他困難；和融資成本；公司在勘探和開發活動方面的成功及其替代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司達到其目標產量水平的能力；整合收購公司和資產業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估計不精確，對目前未歸類為已證原油、天然氣和液化天然氣的可開採量的估計；政府當局的行動；政府法規和遵守這些法規所需的支出（尤其是安全和環境法律法規以及氣候變化舉措對資本支出和生產支出的影響); 解釋

適用的税收法律法規；資產報廢義務；公司足夠的流動性以支持其增長戰略並在短期、中期和長期內維持其運營；公司資產負債表的實力；公司資本結構的靈活性；公司税收準備的充足性；公司所參與的法律訴訟的影響；以及其他影響收入和支出的情況。

該公司的運營已經並將來可能會受到政治事態發展以及國家、聯邦、省、州和地方法律法規的影響，例如生產限制、税收、特許權使用費和其他應付給政府或政府機構的款項的變化、價格或集資率控制以及環境保護法規。如果其中一項或多項風險或不確定性得以實現，或者如果公司的任何假設被證明不正確，則實際業績在重大方面可能與前瞻性陳述中的預測有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響都無法肯定地確定，因為這些因素取決於其他因素，而公司的行動方針將取決於其在考慮當時可用的所有信息後對未來的評估。

提醒讀者，上述因素清單並不詳盡。本MD&A中未討論的不可預測或未知因素也可能對前瞻性陳述產生不利影響。儘管根據發佈此類前瞻性陳述之日獲得的信息，公司認為前瞻性陳述所傳達的預期是合理的，但無法保證未來的業績、活動水平和成就。這些警示性陳述對隨後歸因於公司或代表公司行事的人的所有前瞻性陳述，無論是書面還是口頭陳述，均明確進行了全面限定。除非適用法律的要求，否則如果情況或公司的估計或意見發生變化，公司沒有義務更新本MD&A中的前瞻性陳述，無論是由於新信息、未來事件還是其他因素，還是影響該信息的上述因素造成的。

關於非公認會計準則和其他財務指標的特別説明

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

關於貨幣、財務信息和生產的特別説明

本MD&A應與公司截至2024年3月31日的三個月未經審計的中期合併財務報表（“財務報表”）以及公司截至2023年12月31日止年度的MD&A和經審計的合併財務報表一起閲讀。除非另有説明，否則所有美元金額均以百萬加元為單位。公司截至2024年3月31日的三個月的財務報表以及本MD&A是根據國際會計準則理事會（“IASB”）發佈的《國際財務報告準則》（“IFRS”）編制的。

在本MD&A中，產量和單位統計數據以 “特許權使用費前” 或 “公司總收入” 為基準，已實現價格扣除混合和原料成本，不包括風險管理活動的影響。此外，還提到了以稱為桶油當量（“BOE”）的常用單位表示的原油和天然氣。英國央行是通過將六千立方英尺（“Mcf”）的天然氣轉換為一桶（“bbl”）的原油（6 Mcf：1 bbl）來得出的。這種轉換可能會產生誤導，特別是在單獨使用時，因為6 Mcf: 1 bbl的比率基於一種主要適用於燃燒器尖端的能量等效轉換方法，並不代表井口的等效值。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6 Mcf: 1 bbl的換算率作為價值指標可能會產生誤導性。此外，就本MD&A而言，原油被定義為包括以下大宗商品：輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）和SCO。以 “扣除特許權使用費” 或 “公司淨額” 為基礎的產量也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及公司截至2024年3月31日的三個月中與2023年第一季度和2023年第四季度相關的財務業績。隨附表格是本管理層與分析報告不可分割的一部分。與公司有關的其他信息，包括截至2023年12月31日的年度信息表，可在SEDAR+的www.sedarplus.ca和EDGAR的www.sedarplus.ca上查閲，網址為www.sedarplus.ca。公司網站上的信息不構成本MD&A的一部分，也未以引用方式納入本MD＆A。本MD&A的日期為2024年5月1日。

財務要聞

(1) 與產品銷售有關的更多細節在財務報表附註17中披露。

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

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

(4) 非公認會計準則財務指標。該衡量標準的構成已於2023年第四季度更新，並已對所有報告期進行了更新。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

財務亮點摘要

合併淨收益和調整後的運營淨收益

2024年第一季度的淨收益為9.87億美元，而2023年第一季度為17.99億美元，2023年第四季度為26.27億美元。2024年第一季度的淨收益包括扣除税後的非營業虧損4.87億美元，而2023年第一季度的非營業虧損為8200萬美元，2023年第四季度的非營業收入為8,100萬美元，這些收入與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、投資（收益）損失以及2023年第四季度與估計值增加相關的可收回費用的影響計劃退役的未來廢棄成本在北海尼尼安油田的活動。不包括這些項目，2024年第一季度調整後的運營淨收益為14.74億美元，而2023年第一季度為18.81億美元，2023年第四季度為25.46億美元。

與2023年第一季度相比，2024年第一季度的淨收益和調整後的運營淨收益下降主要反映了：

▪ 降低上合組織在油砂開採和升級領域的已實現銷售定價 (1)；以及

▪ 降低北美勘探和生產領域的已實現天然氣價格；

部分抵消了：

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量和淨回報增加（1）。

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

與2023年第四季度相比，2024年第一季度的淨收益和調整後的運營淨收益下降主要反映了：

▪ SCO在油砂開採和升級領域的銷量下降；

▪ 降低油砂開採和升級板塊已實現的SCO銷售定價；

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量和淨回值下降；以及

▪ 北美勘探和生產領域的天然氣淨回值降低。

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

來自經營活動的現金流和調整後的資金流

2024年第一季度來自經營活動的現金流為28.68億美元，而2023年第一季度為12.95億美元，2023年第四季度為48.15億美元。同期經營活動現金流的波動主要是由於先前指出的與調整後運營淨收益的波動以及非現金營運資金淨變動的影響有關的因素。

2024年第一季度調整後的資金流為31.38億美元，而2023年第一季度為34.29億美元，2023年第四季度為44.19億美元。可比期調整後資金流的波動主要是由上述與經營活動現金流波動相關的因素造成的，不包括非現金營運資金淨變動、放棄支出和其他長期資產變動的影響，包括股票獎勵計劃的未攤銷成本、遞延石油收入税（“PRT”）回收的應計利息以及預付的服務通行費。

產量

2024年第一季度不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量為975,668桶/日，與2023年第一季度的962,908桶/日相當，較2023年第四季度的1,047,541桶/日下降了7％。2024年第一季度不計特許權使用費的天然氣產量為2,147百萬立方英尺/日，與2023年第一季度的2,139百萬立方英尺/日相當，較2023年第四季度的2,231百萬立方英尺/日下降了4％。2024年第一季度不計特許權使用費的總產量為1,333,502英國央行/日，與2023年第一季度的1,319,391英國央行/日相當，較2023年第四季度的1,419,313英國央行/日下降了6％。本MD&A的 “每日產量，不計特許權使用費” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣的產量。

產品價格

在該公司的勘探和生產領域，2024年第一季度的已實現原油和液化天然氣價格（1）平均為每桶70.01美元，較2023年第一季度的每桶58.85美元增長了19％，與2023年第四季度的每桶69.39美元相當。已實現天然氣價格從2023年第一季度的每立方英尺4.27美元下降了40％，至2024年第一季度的平均每立方英尺2.55美元，從2023年第四季度的每立方英尺2.80美元下降了9％。在油砂開採和升級領域，該公司的SCO已實現銷售價格從2023年第一季度的每桶96.07美元下降了8％，至2024年第一季度的平均每桶88.84美元，較2023年第四季度的每桶98.73美元下降了10％。該公司的已實現定價反映了現行的基準定價。本MD&A的 “商業環境”、“已實現產品價格——勘探和生產” 以及 “油砂開採和升級” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣價格。

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

製作費用

在該公司的勘探和生產領域，2024年第一季度原油和液化天然氣的生產費用（1）平均為每桶16.66美元，與2023年第一季度的每桶16.93美元相當，較2023年第四季度的每桶15.05美元增長了11％。2024年第一季度的天然氣生產費用（1）平均為每立方英尺1.30美元，較2023年第一季度的每立方英尺1.47美元下降了12％，較2023年第四季度的每立方英尺1.13美元增長了15％。在油砂開採和升級領域，2024年第一季度的平均生產費用（1）為每桶24.85美元，與2023年第一季度的每桶25.06美元相當，較2023年第四季度的每桶20.96美元增長了19％。本MD&A的 “生產費用——勘探和生產” 和 “油砂開採和升級” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣生產費用。

季度財務業績摘要

以下是公司最近完成的八個季度的季度財務業績摘要：

(1) 與截至2024年3月31日和2023年3月31日的三個月產品銷售相關的更多細節在財務報表附註17中披露。

在最近完成的八個季度中，季度淨收益的波動主要是由於：

▪ 原油定價 — 全球供需波動，包括歐佩克+的原油產量水平及其對世界供應的影響、地緣政治和市場不確定性（包括俄羅斯入侵烏克蘭和中東衝突引起的不確定性）對全球基準定價的影響、北美頁巖油產量的影響、加拿大西部精選（“WCS”）與俄克拉荷馬州庫欣西德克薩斯中質參考位置的重大差異北美的（“WTI”）以及差異的影響介於國際板塊的WTI和即期布倫特原油（“布倫特原油”）基準定價之間。

▪ 天然氣定價 — 天然氣需求和庫存儲存水平的波動、第三方管道維護和中斷、地緣政治和市場不確定性的影響、季節性條件的影響以及美國頁巖氣生產的影響。

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

(1) 計算方法為各自的生產費用除以相應的銷售量。

▪ 天然氣銷量——由於公司在北美勘探和生產領域的鑽探計劃、自然下降率、季節性條件、野火和2023年北美勘探與生產領域的第三方管道中斷的影響，產量波動。

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

▪ 損耗、折舊和攤銷費用 — 銷售量、探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的勘探和開發成本、開發公司已探明未開發儲量的未來估計成本、耗盡率較高的國際銷售量波動、油砂開採和升級板塊週轉和進站的影響、2023年12月31日與石油和天然氣開採增加有關的可回收費用對未來的估計北海尼尼安油田計劃退役活動的放棄費用，以及截至2022年12月31日與北海尼尼安油田儲量退訂有關的可回收費用。

▪ 基於股份的薪酬 — 因衡量公司基於股份的薪酬負債的公允市場價值而產生的波動。

▪ 風險管理 — 由於確認按市值計價的收益和虧損以及隨後對公司風險管理活動進行結算而產生的波動。

▪ 利息支出——長期債務水平變化引起的波動，以及基準利率變動對未償浮動利率長期債務和應計利息對延期PRT復甦的影響。

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

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

商業環境

風險和不確定性

與2023年相比，2024年第一季度的全球原油基準價格保持相對平穩，原因是疲軟的需求增長前景被中東地緣政治緊張局勢加劇以及歐佩克+持續的供應配額管理所抵消。儘管通貨膨脹壓力正在緩解，但除了大宗商品價格和利率的波動高於正常水平外，公司的運營和資本支出已經經歷了並將繼續面臨通貨膨脹壓力。

流動性

截至2024年3月31日，該公司尚未提取的循環銀行信貸額度為54.5億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資，該公司的流動性約為68.17億美元（1）。該公司還有其他一些支持信用證的專用信貸額度。

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

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

基準大宗商品價格

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

北美的原油銷售合同通常基於WTI的基準定價。WTI在2024年第一季度的平均價格為每桶76.97美元，與2023年第一季度的每桶76.11美元和2023年第四季度的每桶78.33美元相當。

公司國際板塊的原油銷售合同通常以布倫特原油定價為基礎，布倫特原油價格代表了國際市場和全球整體供需。布倫特原油2024年第一季度的平均價格為每桶83.23美元，與2023年第一季度的每桶81.24美元和2023年第四季度的每桶84.06美元相當。

由於歐佩克+繼續管理其供應配額，2024年第一季度的WTI和布倫特原油基準價格與2023年同期相比相對持平。2024年第一季度需求增長前景疲軟，被紅海航運中斷和中東地緣政治緊張局勢所抵消。

WCS重型差價合約在2024年第一季度平均為每桶19.34美元，而2023年第一季度為每桶24.74美元，2023年第四季度為每桶21.90美元。與2023年第一季度相比，2024年第一季度WCS重質油差價的縮小主要反映了墨西哥進口減少導致美國墨西哥灣沿岸重油價格走強，但加拿大西部沉積盆地（“WCSB”）的出口限制部分抵消了這一點。2024年第一季度WCS重型差速比2023年第四季度有所縮小，這主要反映了跨山擴建管道（“TMX”）管道的預期啟動，但部分被美國中西部煉油廠計劃外停電所抵消。

2024年第一季度的上海合作組織價格平均為每桶69.43美元，較2023年第一季度的每桶78.18美元下降了11％，較2023年第四季度的每桶78.64美元下降了12％。與2023年同期相比，2024年第一季度上海合作組織定價的下降主要反映了上合組織與WTI的差異減弱，反映了WCSB的強勁生產水平和出口限制。

紐約商品交易所天然氣價格在2024年第一季度平均為每百萬英熱單位2.24美元，較2023年第一季度的每百萬英熱單位3.43美元下降了35％，較2023年第四季度的每百萬英熱單位2.87美元下降了22％。紐約商品交易所2024年第一季度天然氣價格與2023年同期相比下跌主要反映了温和的冬季天氣，這減少了供暖需求，使北美和歐洲的庫存水平超過五年平均水平。此外，由於維護，美國墨西哥灣沿岸的液化天然氣（“LNG”）出口減少也加劇了價格的下行壓力。

AECO天然氣價格在2024年第一季度平均為每吉焦1.94美元，較2023年第一季度的每吉焦耳4.12美元下降了53％，較2023年第四季度的每吉焦耳2.52美元下降了23％。2024年第一季度AECO天然氣價格與2023年同期相比下降主要反映了紐約商品交易所基準定價的下降、WCSB產量的增加以及2024年冬季温和天氣導致的儲存庫存增加。

每日產量，不含特許權使用費

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

(2) 在本MD&A中使用的所有情況下，“國際” 均包括北海和近海非洲的勘探和生產部分。

(3) 天然氣產量近似銷售量。

(4) 扣除混合和原料成本，不包括風險管理活動。

(5) 不包括中游和煉油收入。

每日產量，扣除特許權使用費

(1) 扣除特許權使用費後的SCO產量不包括內部作為柴油消費的SCO。

該公司的業務方針是維持其生產的每種大宗商品的大型項目庫存和生產多樣化，即輕質和中質原油和液化天然氣、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）、SCO和天然氣。

2024年第一季度的原油和液化天然氣產量平均為975,668桶/日，與2023年第一季度的962,908桶/日相當，較2023年第四季度的1,047,541桶/日下降了7％。2024年第一季度未計特許權使用費的原油和液化天然氣產量比2023年第四季度有所下降，這主要反映了油砂開採和升級板塊產量下降，這是由於2024年第一季度的計劃和計劃外維護，包括非運營的斯科特福德升級公司（“斯科特福德”）的週轉活動從4月推遲到3月。2024年第一季度與2023年第四季度相比有所下降，這也反映了由於北美勘探和生產領域報春花蒸汽的週期性，原地熱產量降低。

2024年的原油和液化天然氣年產量目標為平均97.7萬桶/日至1,008,000桶/日。產量目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

2024年第一季度的天然氣產量平均為2,147百萬立方英尺/日，與2023年第一季度的2,139毫米立方英尺/日相當，較2023年第四季度的2,231毫立方英尺/日下降了4％。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的天然氣產量下降主要反映了天然氣田的減少和季節性的影響，但部分被計劃鑽探計劃的執行所抵消。

2024年的天然氣年產量目標是平均在2,120百萬立方英尺/日至2,230百萬立方英尺/日之間。產量目標構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

北美——勘探和生產

2024年第一季度的北美原油和液化天然氣產量為505,636桶/日，較2023年第一季度的477,349桶/日增長了6％，較2023年第四季度的521,579桶/日下降了3％。與2023年第一季度相比，2024年第一季度北美原油和液化天然氣產量的增加主要反映了2023年下半年原地熱油田的增加，但部分被自然油田的減少所抵消。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的下降主要反映了由於Primrose蒸汽的週期性而導致的現場熱產量下降，以及傳統勘探和產量的自然油田下降，但計劃中的鑽探計劃的執行部分抵消了這一點。

該公司的散熱就地資產繼續表現出較長的使用壽命，扣除特許權使用費前的產量下降幅度較低，2024年第一季度平均為268,155桶/日，較2023年第一季度的242,884桶/日增長10％，較2023年第四季度的278,422桶/日下降4％。與2023年第一季度相比，2024年第一季度原位熱產量的增加主要反映了2023年下半年焊盤的增加。2024年第一季度原地熱產量較2023年第四季度有所下降，這主要反映了報春花蒸汽的週期性。

2024年第一季度不計特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量平均為45,145桶/日，較2023年第一季度的48,244桶/日下降了6％，與2023年第四季度的46,046桶/日相當，這表明鵜鶘湖的產量長期以來一直處於低位。

2024年第一季度的北美天然氣產量平均為2,135毫立方英尺/日，與2023年第一季度的2,127毫立方英尺/日相當，較2023年第四季度的2,218毫立方英尺/日下降了4％。2024年第一季度北美天然氣產量較2023年第四季度下降主要反映了天然氣田的減少和季節性的影響，但部分被計劃鑽探計劃的執行所抵消。

北美 — 油砂開採和升級

上海合作組織2024年第一季度的平均產量為445,209桶/日，與2023年第一季度的458,228桶/日相當，較2023年第四季度的500,133桶/日下降了11％。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的下降主要反映了2024年第一季度的計劃內和計劃外維護，包括斯科特福德的週轉活動從4月推遲到3月。

國際 — 勘探和生產

2024年第一季度的國際原油和液化天然氣產量平均為24,823桶/日，較2023年第一季度的27,331桶/日下降了9％，較2023年第四季度的25,829桶/日下降了4％。與2023年同期相比，2024年第一季度國際原油和液化天然氣產量的下降主要反映了自然油田的下降，以及所有報告期內維護活動的影響。

國際原油庫存量

當產品控制權移交給客户並已交付時，公司確認其原油生產的收入。國際分部尚未確認各種儲存設施或浮式生產儲存組織中持有的原油量的收入，如下所示：

運營亮點——勘探和生產

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

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

(3) 按特許權使用費除以相應的銷售量計算。

(4) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。

(5) 按天然氣銷售量除以天然氣銷量計算。

(6) 按天然氣運輸費用除以天然氣銷量計算。

已實現產品價格——勘探和生產

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

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

(3) 按原油和液化天然氣銷售量和天然氣銷售量除以各自的銷售量計算。

北美

北美2024年第一季度的已實現原油和液化天然氣價格平均為每桶68.14美元，較2023年第一季度的每桶57.99美元增長了18％，與2023年第四季度的每桶66.69美元相當。與2023年第一季度相比，2024年第一季度的增長主要反映了WCS重型差速器的縮小，以及向美國墨西哥灣沿岸的銷量增加，但受已實現定價上漲的影響。該公司繼續專注於其原油調和營銷戰略，並在2024年第一季度為WCS流貢獻了約23.3萬桶/日的重質原油混合物。

北美已實現的天然氣價格從2023年第一季度的每立方英尺4.22美元下降了41％，至2024年第一季度的平均每立方英尺2.50美元，從2023年第四季度的每立方英尺2.75美元下降了9％。北美2024年第一季度的已實現天然氣價格較2023年同期的下降主要反映了AECO基準和出口定價的下降。

按產品類型劃分的北美勘探與生產部門獲得的價格比較如下：

(1) 按單位計算的金額基於相應產品類型的銷售量。

國際

國際已實現的原油和液化天然氣價格從2023年第一季度的每桶98.60美元上漲了15％，至2024年第一季度的平均每桶112.94美元，與2023年第四季度的每桶112.22美元相當。任何特定時期的已實現原油和液化天然氣每桶價格都取決於各種銷售合同的條款、從每個油田提貨的頻率和時間以及解除合同時的現行原油價格和外匯匯率。2024年第一季度已實現原油和液化天然氣價格與可比時期相比的波動反映了提款時布倫特原油的現行基準價格，以及加元變動的影響。

特許權使用費——勘探和生產

(1) 按特許權使用費除以相應的銷售量計算。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

2024年第一季度及可比時期的北美原油、液化天然氣和天然氣特許權使用費反映了基準大宗商品價格的變動、WCS重度差異的波動以及滑動比例特許權使用費率的影響。

2024年第一季度原油和液化天然氣的特許權使用費率（1）平均約佔產品銷售額的18％，而2023年第一季度為17％，2023年第四季度為18％，這反映了當前的基準定價和WCS差異的波動。

2024年第一季度的天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的4％，而2023年第一季度為6％，2023年第四季度為3％。與2023年同期相比，2024年第一季度特許權使用費率的波動主要反映了基準價格的波動。

近海非洲

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

2024年第一季度的特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為5％，而2023年第一季度為9％，2023年第四季度為9％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了提款的時間和各個領域的支付狀況。

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

生產費用——勘探和生產

(1) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

2024年第一季度北美原油和液化天然氣的生產支出為每桶14.72美元，較2023年第一季度的每桶16.82美元下降了12％，較2023年第四季度的每桶12.56美元增長了17％。與2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶原油和液化天然氣的生產費用下降主要反映了較低的能源成本和更高的產量。與2023年第四季度相比，2024年第一季度每桶原油和液化天然氣的生產費用增加，主要反映了更高的能源和服務成本，以及產量的減少。

2024年第一季度的北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.27美元，較2023年第一季度的每立方英尺1.43美元下降了11％，較2023年第四季度的每立方英尺1.09美元增長了17％。與2023年第一季度相比，2024年第一季度每立方英尺的天然氣生產支出下降主要反映了能源和服務成本的降低。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的增長主要反映了更高的服務成本和季節性的影響。

國際

由於2023年第一季度北海沒有提煉原油，2024年第一季度的國際原油和液化天然氣生產費用為每桶61.32美元，高於2023年第一季度的每桶21.90美元。生產費用從2023年第四季度的每桶54.95美元增長了12％，這主要反映了各個領域的提貨時機。每桶生產費用的波動還包括外匯的影響。

調整後的損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

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

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

(3) 計算方法是調整後的損耗、折舊和攤銷費用除以銷售量。有關銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

2024年第一季度調整後的損耗、折舊和攤銷費用平均為每英國央行12.64美元，較2023年第一季度每英國央行的12.14美元增長了4％，與2023年第四季度每英國央行的12.46美元相當。與2023年第一季度相比，2024年第一季度調整後的損耗、折舊和攤銷費用的增加主要反映了2023年12月31日儲備金估計變動導致的北美枯竭率變化的影響。

按絕對值和每個英國央行計算的調整後的損耗、折舊和攤銷費用也反映了北海和非洲近海每個油田的採油時間的影響。

資產報廢義務增值——勘探和生產

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

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。

2024年第一季度的資產退休義務增值支出平均為每英國央行0.95美元，與2023年第一季度每英國央行的0.94美元相當，較2023年第四季度每英國央行的0.84美元增長了13％。與2023年第四季度相比，英國央行2024年第一季度的資產報廢義務增值支出有所增加，這反映了該公司對截至2023年12月31日北海尼尼安油田未來放棄成本的估計，以及銷量的減少。

運營亮點——油砂開採和升級

該公司繼續專注於安全、可靠和高效的運營，利用其在Horizon和AOSP基地的技術專長，2024年第一季度的SCO產量平均為445,209桶/日，這主要反映了2024年第一季度的計劃內和計劃外維護，包括斯科特福德從4月到3月的週轉活動的進展。

該公司的目標是在2024年剩餘時間內油砂開採和升級領域的強勁表現，包括目標縮短自2024年5月開始的Horizon計劃週轉時間，以及優化可靠性增強項目的調試活動。

該公司在2024年第一季度的生產支出為10.26億美元，相當於2023年第一季度的10.42億美元，較2023年第四季度的9.47億美元增長了8％。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的生產費用增加主要反映了2024年第一季度維護成本的增加。該公司繼續專注於成本控制和提高整個資產基礎的效率。

已實現的產品價格、特許權使用費和運輸 — 油砂開採和升級

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

(2) 按瀝青方法價格的季度平均值計算。

(3) 按特許權使用費除以銷售量計算。

上海合作組織2024年第一季度的已實現銷售價格平均為每桶88.84美元，較2023年第一季度的每桶96.07美元下降了8％，較2023年第四季度的每桶98.73美元下降了10％。與2023年同期相比，2024年第一季度的上合組織已實現銷售價格下降主要反映了由於強勁的生產水平和WCSB的出口限制，上合組織與WTI的差異減弱。

與2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶瀝青特許權使用費的增加主要反映了現行特許權使用費瀝青價格的上漲，以及滑動比例的特許權使用費率的影響。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的增長主要反映了滑動比例的特許權使用費率的影響。

2024年第一季度的運輸費用平均為每桶1.67美元，較2023年第一季度的每桶1.52美元增長了10％，較2023年第四季度的每桶1.85美元下降了10％。與2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶運輸費用的增加主要反映了2024年第一季度對美國墨西哥灣沿岸的銷量的增加。2024年第一季度較2023年第四季度下降主要反映了美國墨西哥灣沿岸的銷量下降。

生產費用——油砂開採和升級

(1) 按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷量。

(2) 按天然氣成本除以銷售量計算。

(3) 按生產費用除以銷售量計算。

2024年第一季度的生產支出平均為每桶24.85美元，與2023年第一季度的每桶25.06美元相當，較2023年第四季度的每桶20.96美元增長了19％。與2023年第四季度相比，2024年第一季度的每桶生產費用增加主要反映了2024年第一季度維護成本的增加，以及由於2024年第一季度的計劃和計劃外維護，包括斯科特福德的週轉活動從4月推遲到3月，產量減少。

損耗、折舊和攤銷——油砂開採和升級

(1) 計算方法為損耗、折舊和攤銷除以銷售量。

2024年第一季度的每桶枯竭、折舊和攤銷費用為12.70美元，較2023年第一季度的每桶11.74美元增長了8％，較2023年第四季度的每桶12.25美元增長了4％。與2023年同期相比，2024年第一季度每桶枯竭、折舊和攤銷支出的增加，主要反映了資產增加（包括受直線折舊影響的資產）導致的可消耗基礎增加的影響。2024年第一季度與2023年第四季度相比的增長也反映了2024年第一季度的銷量下降。

資產報廢義務增值——油砂開採和升級

(1) 按資產報廢義務增量除以銷售量計算。

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。

2024年第一季度的資產退休義務增值支出為每桶0.51美元，較2023年第一季度的每桶0.47美元增長了9％，較2023年第四季度的每桶0.43美元增長了19％。與2023年同期相比，2024年第一季度每桶資產報廢義務增值支出的增加主要反映了成本和時機估計變化的影響，但部分被2023年12月31日貼現率估計值的修訂所抵消。與2023年第四季度相比，2024年第一季度每桶資產退休義務增值支出的增加也反映了2024年第一季度銷售量下降的影響。

中游和煉油

該公司的中游和煉油資產包括兩個原油管道系統、位於Primrose的84兆瓦熱電聯產廠的50％營運權益以及該公司對西北紅水合夥企業（“NWRP”）的50％股權投資。

NWRP運營着一座5萬桶/日的瀝青升級廠和煉油廠，為公司處理約12,500桶/日（25％的通行費支付者）的瀝青原料，為艾伯塔省政府的代理機構艾伯塔石油銷售委員會（“APMC”）處理37,500桶/日（75％的通行費支付者）的瀝青原料。公司有義務在截至2058年的40年通行費期內無條件地按比例支付月度服務費債務部分的25％。柴油和成品油的銷售以及相關的煉油費在中游和煉油領域得到認可。2024年第一季度，超低硫柴油和其他精煉產品的平均產量為78,569英國央行/日（截至2023年12月31日的三個月，英國央行/日產量為83,294英鎊；公司產量20,824英國央行/日；截至2023年3月31日的三個月——85,376英國央行/日；公司21,344英國央行/日），反映了25％的通行費支付者承諾。

截至2024年3月31日，公司在NWRP的股權損失和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.51億美元（2023年12月31日為5.55億美元）。在截至2024年3月31日的三個月中，公司收回的未確認權益虧損份額為400萬美元（截至2023年3月31日的三個月，未確認的股權損失為1,600萬美元）。

管理費用

(1) 按管理費用除以銷售量計算。

(2) 公司總銷售量。

英國央行2024年第一季度的管理費用為1.04美元，較2023年第一季度的每位英國央行0.90美元增長了16％，較2023年第四季度的每英國央行0.91美元增長了14％。與2023年第一季度相比，英國央行2024年第一季度的管理費用增加主要反映了人員和企業成本的增加。與2023年第四季度相比，英國央行2024年第一季度的管理費用增加主要反映了較高的人員成本和較低的銷售量，但部分被管理費用回收的增加所抵消。

基於股份的薪酬

公司的股票期權計劃賦予員工獲得普通股或現金付款以換取交出的股票期權的權利。績效份額單位（“PSU”）計劃為公司的某些高管員工提供了獲得現金付款的權利；現金金額根據公司股票的價值、員工個人業績以及某些其他績效指標的滿足程度來確定。

在截至2024年3月31日的三個月中，公司確認了2.94億美元的股票薪酬支出，這主要是衡量了未償還股票期權的公允價值，這與前期授予的股票期權的正常分級歸屬的影響、在此期間行使或交出的既得股票期權的影響以及公司股價的變動有關。

利息和其他融資費用

(1) 項目是利息和其他融資費用的一部分。

(2) 相應期間未償還的流動和長期債務和租賃負債的平均值。

(3) 這是非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相提並論，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

(4) 計算方法為長期債務和租賃負債的平均利息支出除以長期債務和租賃負債的平均餘額。公司向財務報表用户提供其平均有效利率，以評估公司的平均債務借款成本。

(5) 按利息和其他融資費用除以銷售量計算。

(6) 公司總銷售量。

英國央行2024年第一季度的利息和其他融資支出從2023年第一季度的每位英國央行的1.30美元下降了12％，至每位英國央行的1.15美元，從2023年第四季度的每位英國央行的0.90美元增長了28％。英國央行2024年第一季度的利息和其他融資支出較2023年第一季度有所減少，這反映了2024年平均債務水平的降低，以及2024年第一季度的利息收入增加。與2023年第四季度相比，英國央行2024年第一季度的利息和其他融資支出增加，主要反映了應計利息對2023年第四季度PRT復甦的影響，以及2024年第一季度銷量的減少。

該公司2024年第一季度的平均實際利率為4.8％，高於2023年第一季度的4.6％，這主要反映了2024年第一季度持有的浮動利率長期債務的現行利率上升。

風險管理活動

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

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

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

在2024年第一季度，已實現的風險管理淨虧損與外幣合約的結算有關。截至2024年3月31日的三個月（截至2023年12月31日的三個月，未實現收益為700萬美元，未實現收益為700萬美元，税後為200萬美元）；截至2023年3月31日的三個月，未實現虧損為2,000萬美元（税後900萬美元為200萬美元）；截至2023年3月31日的三個月，未實現虧損2,000萬美元（税後1,600萬美元，400萬美元））。

財務報表附註15中披露了截至2024年3月31日的未償還衍生金融工具的更多細節。

外匯

(1) 報告的金額扣除交叉貨幣互換的套期保值效應。

2024年第一季度的已實現淨外匯收益主要是由於以美元或英鎊計價的營運資本項目結算時的匯率波動。2024年第一季度的未實現外匯淨虧損主要與未償美元債務的折算有關。截至2024年3月31日，美元/加元匯率為0.7390美元（2023年12月31日——0.7573美元，2023年3月31日——0.7392美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探和生產、油砂開採和升級以及中游和煉油板塊。

(2) 計算方法為當期和遞延所得税總額除以税前收益。

(3) 包括淨所得税對PSU、某些股票期權、未實現風險管理以及與2023年確認的可收回費用相關的遞延PRT和所得税回收的影響。

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

(5) 這是非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相提並論，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

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

2024年第一季度及同期淨收益和調整後運營淨收益的有效税率包括北美和北海非應納税項目的影響，以及公司運營所在國家的司法管轄區所得和税率差異對淨收益的影響。

2024年第一季度及同期北海的本期和遞延企業所得税以及當前和遞延的PRT包括與公司北海平臺退役活動相關的廢棄支出結轉的影響。

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

淨資本支出 (1) (2)

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

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

該公司的戰略側重於建立多元化的資產基礎，在各種產品之間保持平衡。為了促進高效運營，公司將其活動集中在核心領域。該公司專注於維持其土地庫存，以便能夠持續開發礦區類型和地質趨勢，從而大大降低整體勘探風險。通過擁有相關的基礎設施，公司能夠最大限度地利用其生產設施，從而加強對生產費用的控制。

2024年第一季度的淨資本支出為11.13億美元，而2023年第一季度為12.57億美元，2023年第四季度為9.75億美元。

此外，該公司報告稱，2024年第一季度的放棄支出為1.62億美元，而2023年第一季度為1.37億美元，2023年第四季度為1.49億美元。

2024 年資本預算

2023年12月14日，該公司宣佈了其2024年的資本預算，目標為約54.2億美元，目標是在2024年實現短期產量增長，在2025年及以後實現中長期產量和產能增長。2024年的產量目標在133萬英國央行/日至138萬英國央行/日之間。此外，該公司的目標是2024年的放棄支出為6.35億美元。

2024年的資本預算構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

鑽探活動 (1) (2)

(1) 包括北美和國際航段的鑽探活動。

(2) 不包括地層井和服務井。

(3) 包括瀝青井。

北美

在2024年第一季度，該公司淨鑽了16口天然氣井、26口淨重質原油井、23口淨瀝青（熱油）井和12口淨輕質原油井。

流動性和資本資源

(1) 按流動資產減去流動負債計算，不包括長期債務的流動部分。

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

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

截至2024年3月31日，公司的資本資源主要包括經營活動產生的現金流、可用的銀行信貸額度和債務資本市場準入。經營活動產生的現金流以及公司續訂現有銀行信貸額度和籌集新債務的能力取決於本管理報告的 “商業環境” 部分以及公司截至2023年12月31日止年度的年度管理與分析的 “風險和不確定性” 部分中討論的因素。此外，公司續訂現有銀行信貸額度和籌集新債務的能力反映了獨立評級機構確定的當前信用評級和市場狀況。該公司仍然認為，其持續的對衝政策、資本支出計劃和多年財務計劃的靈活性、現有的銀行信貸額度以及以商業上可接受的條件籌集新債務的能力所支持的經營活動產生的內部現金流將提供足夠的流動性，以維持其短期、中期和長期的運營並支持其增長戰略。

公司通過以下方式持續關注其資產負債表實力和可用流動性：

▪ 監控來自經營活動的現金流，這是資金的主要來源；

▪ 定期監測個人客户、承包商、供應商和合資夥伴的風險，並在適當時確保父母擔保或信用證到位，並在適用的情況下采取其他緩解措施，將違約情況下的影響降至最低；

▪ 積極管理資本配置，確保以審慎和適當的方式進行支出，並靈活地適應市場狀況。公司繼續行使資本靈活性，以應對大宗商品價格波動及其對運營支出、資本承諾和長期債務的影響；

▪ 監控公司履行到期財務義務的能力或以合理的價格及時將資產貨幣化的能力；

▪ 審查銀行信貸額度和公共債務契約，確保它們符合適用的契約一攬子計劃；以及

▪ 審查公司的借貸能力：

◦公司的循環信貸額度下的借款可以通過參考加元銀行承兑匯票、美元銀行承兑匯票、SOFR、美國基準利率或加拿大最優惠利率的定價方式進行。

◦公司在美國商業票據計劃下的借款最高可達25億美元。

◦2023年7月，該公司提交了基本貨架招股説明書，允許不時在加拿大出售高達30億加元的中期票據，該中期票據將於2025年8月到期。如果發行，這些證券可以按金額和價格發行，包括利率，將根據發行時的市場狀況確定。

◦2024年3月31日之後，公司償還了2024年4月15日到期的3.80％的美元債務證券中的5億美元。

◦2023年7月，該公司提交了基本架構招股説明書，允許不時在美國出售高達30億美元的債務證券，該要約將於2025年8月到期。如果發行，這些證券可以按金額和價格發行，包括利率，將根據發行時的市場狀況確定。

截至2024年3月31日，該公司尚未提取的循環銀行信貸額度為54.5億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資，該公司的流動性約為68.17億美元。該公司還有其他一些支持信用證的專用信貸額度。截至2024年3月31日，該公司沒有根據其商業票據計劃提取的商業票據，其循環銀行信貸額度下也沒有為該計劃下的未償金額提供儲備能力。

截至2024年3月31日，長期債務淨額為102.73億美元，因此債務與賬面資本的比率為20.6％（2023年12月31日為19.9％）；該比率低於管理層使用的25％至45％的內部區間。該比率可能會低於或超過目標區間，具體取決於公司資本計劃的執行、大宗商品價格和外幣波動以及收購時機。公司仍然致力於維持強勁的資產負債表、充足的可用流動性和靈活的資本結構。財務報表附註8討論了與公司截至2024年3月31日的長期債務有關的更多細節。

公司受財務契約的約束，該契約要求其信貸額度協議中定義的債務賬面資本不超過65％。截至2024年3月31日，公司遵守了該契約。

公司根據其大宗商品對衝政策定期使用大宗商品衍生金融工具，以降低大宗商品價格波動的風險，併為公司的資本支出計劃提供現金流支持。該政策目前允許對近12個月預算產量的60％進行套期保值，以及隨後13至24個月預計產量的40％進行套期保值。就本政策而言，購買看跌期權是對上述參數的補充。

截至2024年3月31日，某些金融負債的到期日如下，包括長期債務和其他長期負債以及相關的利息支付：

(1) 長期債務僅代表本金還款，不反映利息、原始發行折扣和溢價或交易成本。

(2) 其他長期負債中包含的租賃付款僅反映本金支付，具體如下：不到一年，2.85億美元；一年至不到兩年，1.98億美元；兩年至五年以下，4.25億美元；其後為6.27億美元。

(3) 包括長期債務和其他長期負債的利息和其他融資費用。付款是根據截至2024年3月31日的適用利息和外匯匯率估算的。

股本

截至2024年3月31日，共有1,069,988,000股已發行普通股（2023年12月31日——1,072,408,000股普通股）和28,286,000股已發行股票期權（2023年12月31日為26,205,000股）。截至2024年4月30日，該公司的已發行普通股為1,067,354,000股，已發行股票期權為27,36.5萬股。

2024 年 2 月 28 日，董事會批准從 2024 年 4 月 5 日支付的股息開始，將季度股息增加 5%，至每股普通股 1.05 美元。

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。

2024年3月8日，該公司的普通股發行人競標申請獲得批准，該競標將在自2024年3月13日起至2025年3月12日止的12個月內通過多倫多證券交易所（“TSX”）、加拿大另類交易平臺和紐約證券交易所的設施購買最多90,231,429股普通股，佔公眾持股量的10％。

在截至2024年3月31日的三個月中，公司以每股普通股90.78美元的加權平均價格購買了6,67.5萬股普通股，總成本為6.06億美元。留存收益減少了5.38億美元，相當於普通股的購買價格超過其平均賬面價值。2024年3月31日之後，截至2024年4月30日，公司以每股普通股107.16美元的加權平均價格購買了275萬股普通股，總成本為2.95億美元。

共享拆分

2024 年 2 月 28 日，公司董事會批准了一項以二比一方式細分公司普通股的決議，但須經股東批准，並且公司已獲得所有監管部門的批准，包括多倫多證券交易所的批准。該提案將在2024年5月2日舉行的公司年度和特別股東大會上進行表決。

承付款和意外開支

在正常業務過程中，公司已承諾支付某些款項。下表彙總了公司截至2024年3月31日的承諾：

(1) 公司對跨山擴建管道為期20年的產品運輸協議的承諾反映了加拿大能源監管機構在2023年第四季度批准的臨時通行費，在最終通行費批准之前可能會發生變化。

(2) 根據處理協議，公司按比例支付每月收費服務費債務部分的25％。通行費中包括截至2058年的40年通行費期內29.22億美元的應付利息。

除了上述承諾外，該公司還簽訂了與其各種開發項目的工程、採購和施工有關的各種協議。公司可以在發出通知後取消這些合同而不收取罰金，但須支付取消前和取消合同所產生的費用。

法律訴訟和其他突發事件

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

關鍵會計政策和估計

財務報表的編制要求公司在適用國際財務報告準則時做出估計、假設和判斷，這些估計、假設和判斷會對公司的財務業績產生重大影響。實際結果可能與估計金額不同，這些差異可能是重大的。對公司重要會計估計的全面討論載於公司截至2023年12月31日止年度的年度管理報告和經審計的合併財務報表。

控制環境

在截至2024年3月31日的三個月中，財務報告內部控制（“ICFR”）沒有發生任何對公司財務報告的內部控制產生重大影響或合理可能產生重大影響的變化。由於固有的侷限性，披露控制和程序以及對財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯報，即使那些被確定有效的控制措施也只能為財務報表的編制和列報提供合理的保證。

非公認會計準則和其他財務指標

本MD&A包括對NI 52-112中定義的非公認會計準則和其他財務指標的提及。公司使用這些財務指標來評估其財務業績、財務狀況和現金流，包括非公認會計準則財務指標、非公認會計準則比率、分部指標總額、資本管理指標和補充財務指標。這些財務指標不是由國際財務報告準則定義的，因此被稱為非公認會計準則和其他財務指標。公司使用的非公認會計準則和其他財務指標可能無法與其他公司提出的類似指標進行比較，不應被視為財務報表中作為公司業績指標的最直接可比財務指標的替代方案或比其更有意義。下文提供了本MD&A中包含的公司非公認會計準則和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標（如適用）的對賬。

調整後的運營淨收益

調整後的運營淨收益是一項非公認會計準則財務指標，用於調整公司合併收益表中列報的非經營項目的淨收益，扣除税收影響。該公司將調整後的運營淨收益視為評估其業績的關鍵指標，因為這表明公司有能力從其核心業務領域產生税後營業收益。調整後的運營淨收益對賬情況如下所示。

(1) 基於股份的薪酬包括在公司的股票期權計劃和PSU計劃下產生的成本。基於股份的薪酬的公允價值在公司資產負債表上被確認為負債，公允價值的定期變化在淨收益中確認。截至2024年3月31日的三個月，税前基於股份的薪酬為2.94億美元的支出（截至2023年12月31日的三個月——5700萬美元的支出，截至2023年3月31日的三個月——6600萬美元的支出）。

(2) 衍生金融工具在公司資產負債表上按公允價值確認，非指定套期保值的公允價值變動計入淨收益。由於套期保值的標的項目，主要是原油、天然氣和外匯，最終實現的金額可能與財務報表中反映的金額有重大差異。截至2024年3月31日的三個月，税前未實現風險管理虧損為1,300萬美元（截至2023年12月31日的三個月——700萬美元的收益，截至2023年3月31日的三個月——2,000萬美元的虧損）。

(3) 未實現的外匯損益主要來自以美元計價的長期債務折算成期末匯率，並在淨收益中確認。這些未實現的外匯損益的税前和税後金額相同。

(4) 公司的投資按公允價值計入損益，並按期計量，收益和虧損在淨收益中確認。對這些投資收益和損失的淨税收影響為零。

(5) 公司確認了2023年4.36億美元的税前可收回費用，用於損耗、折舊和攤銷費用，該費用與修訂後的項目範圍和北海尼尼安油田計劃退役和放棄活動的當前成本環境有關。這些成本本質上被認為是非運營性的。