加拿大自然资源有限公司

管理层的讨论与分析

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关于前瞻性陈述的特别说明

本文档中有关加拿大自然资源有限公司(“公司”)的某些表述或通过引用纳入本文的文件构成前瞻性表述或信息(本文统称为“前瞻性表述”)，符合适用证券法规的含义。前瞻性陈述可用“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“估计”、“目标”、“继续”、“可能”、“打算”、“可能”、“可能”、“预测”、“应该”、“将”、“目标”、“项目”、“预测”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求”、“日程安排”、“建议”等词语加以识别。“期望”或类似性质的表达，暗示未来的结果或关于前景的陈述。在本管理层对公司财务状况和经营结果的讨论和分析(“MD&A”)中提供的与预期未来商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、所得税费用和其他目标有关的披露，均为前瞻性表述。披露有关现有及未来发展的计划及预期结果，包括但不限于公司在Horizon油砂(“Horizon”)、Athabasca油砂项目(“AOSP”)的资产、PrimRose热油项目、鹈鹕湖水及聚合物驱项目、Kirby热力油砂项目、杰克鱼热力油砂项目及西北红水沥青提升机和炼油厂；第三方建造或扩建现有的管道能力或其他沥青、原油、天然气运输方式, 前瞻性表述中包含的前瞻性表述包括公司可能依赖的液化天然气(“NGL”)或合成原油(“SCO”)将其产品运往市场的情况；技术及技术创新的开发和部署；公司完成增长项目并实现负责任、可持续的长期增长的财务能力；以及路径联盟(“路径”)倡议和活动的影响、政府对路径的支持以及实现石油生产净零排放的能力等，均属前瞻性表述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年预测，并在全年根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡情况下进行必要的审查和修订。这些陈述不是对未来业绩的保证，可能存在一定的风险。读者不应过度依赖这些前瞻性陈述，因为不能保证它们所依据的计划、倡议或期望一定会发生。

此外，与“储备”有关的陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所述储备在未来能够有利可图地产生。在估计已探明和已探明的储量以及可能的原油、天然气和天然气气藏储量，以及预测未来的产量和开发支出的时间方面，存在许多固有的不确定性。未来实际产量的总量或时间可能与储量和产量估计值有很大差异。

前瞻性陈述是基于对公司和公司所在行业的当前预期、估计和预测，这些预期、估计和预测仅在作出这些陈述之日或其所在的报告或文件日期较早时发表，受已知和未知风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素可能导致公司的实际结果、业绩或成就与此类前瞻性陈述明示或暗示的未来结果、业绩或成就大不相同。此类风险和不确定性除其他外包括：一般经济和商业状况(包括新型冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的影响、石油输出国组织(“欧佩克+”)的行动和通胀)，这些情况可能影响公司产品的供求和市场价格，以及公司运营所需的资源的可用性和成本；原油、天然气和NGL价格的波动和假设，包括欧佩克+针对新冠肺炎或其他原因采取的行动；货币和利率的波动；公司当前目标所依据的假设；公司开展业务所在国家和地区的经济状况；政治不确定性，包括恐怖分子、叛乱团体的行动或其他冲突，包括国家之间的冲突；行业能力；公司实施其业务战略的能力，包括勘探和开发活动；竞争的影响；公司对诉讼的抗辩；地震的可用性和成本, 钻井和其他设备；公司及其子公司完成资本计划的能力；公司及其子公司确保其产品获得足够运输的能力；公司沥青产品开采、提取或升级过程中的意外中断或延误；勘探或开发项目或资本支出方面计划可能的延误或变化；公司吸引必要劳动力建设、维护和运营其热力和油砂开采项目的能力；在勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、提取或升级公司的沥青产品时固有的经营风险和其他困难；融资的可获得性和成本；公司及其子公司勘探和开发活动的成功及其取代和扩大原油和天然气储量的能力；公司实现其目标产量水平的能力；整合被收购公司和资产的业务和运营的时机和成功；产量水平；储量估计和可采数量估计的不准确，目前未归类为已证实的原油、天然气和NGL；政府当局采取的行动；政府法规和遵守法规所需的支出(特别是安全和环境法律法规以及气候变化倡议对资本支出和生产费用的影响)；资产报废义务；公司有足够的流动资金支持其增长战略并维持其在短期、中期的运营, 这些因素包括：公司资产负债表的强健程度；公司资本结构的灵活性；公司税项拨备的充分性；以及影响收入和费用的其他情况。

本公司的运营一直受到，未来也可能受到政治发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，如生产限制、税收、特许权使用费和其他应付给政府或政府机构的金额、价格或采集率控制以及环境保护法规。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者公司的任何假设被证明是不正确的，实际结果可能与前瞻性陈述中预测的结果在重大方面有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响不能确定，因为这些因素取决于其他因素，公司的行动将取决于它对未来的评估，考虑到当时可获得的所有信息。

提醒读者，前面列出的因素并不是详尽的。本MD&A中未讨论的不可预测或未知因素也可能对前瞻性陈述产生不利影响。尽管公司认为前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但不能对未来的结果、活动水平和成就作出保证。可归因于公司或代表公司行事的所有后续前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，都明确地受到这些警告性声明的全部限制。除非适用法律另有要求，否则如果情况或公司的估计或意见发生变化，公司不承担更新本MD&A中的前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，还是由于前述影响这些信息的因素。

关于非公认会计原则和其他财务措施的特别说明

本MD&A包括对非GAAP措施的引用，包括非GAAP和国家文书52-112-非GAAP和其他财务措施披露(“NI 52-112”)中定义的其他财务措施。公司使用非公认会计准则来评估其财务业绩、财务状况或现金流。本MD&A中包括的公司非GAAP和其他财务指标的描述，以及与最直接可比的GAAP指标的对账，如适用，请参见本MD&A的“非GAAP和其他财务指标”部分。

关于货币、金融信息和生产的特别说明

本MD&A应与本公司截至2022年12月31日的三个月和年度的未经审计的中期综合财务报表(“财务报表”)以及本公司截至2021年12月31日的未经审计的中期综合财务报表和经审计的综合财务报表一并阅读。除另有说明外，所有美元金额均以百万加元为单位。本公司截至2022年12月31日止三个月及年度的财务报表及本MD&A乃根据国际会计准则委员会(“IASB”)发布的国际财务报告准则(“IFRS”)编制。

生产量和单位单位统计数据在整个MD&A中以“未支付特许权使用费”或“公司毛收入”为基础，实现价格是扣除混合和原料成本的净值，不包括风险管理活动的影响。此外，还提到了原油和天然气的常用单位，称为桶油当量(“BOE”)。京东方是将6000立方英尺(“Mcf”)的天然气换算成一桶(“bbl”)原油(6mcf：1 bbl)得出的。这种转换可能具有误导性，特别是如果单独使用的话，因为6Mcf：1bbl的比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，而不代表井口的等值。在比较使用当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6mcf：1桶的换算比率作为价值指标可能具有误导性。此外，就本MD&A而言，原油的定义包括以下商品：轻质和中质原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)和上海合作组织。以“特许权使用费后”或“公司净值”为基础的制作也仅供参考。

以下讨论及分析主要涉及本公司截至2022年12月31日止三个月及年度与2021年同期及2022年第三季度的财务业绩。此外，本MD&A详细说明了公司2023年的目标资本计划。有关公司的其他信息，包括其截至2021年12月31日的年度信息表，可在SEDAR网站www.sedar.com和Edgar网站www.sec.gov上查阅。公司网站上的信息不构成本MD&A的一部分，也不作为参考并入本MD&A。本MD&A日期为2023年3月1日。

金融亮点

(1)有关产品销售的进一步详情于财务报表附注18披露。

(2)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(3)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

财务亮点摘要

合并净收益和调整后的运营净收益

截至2022年12月31日的年度净收益为109.37亿美元，而截至2021年12月31日的年度净收益为76.64亿美元。截至2022年12月31日的年度的净收益包括19.26亿美元的非营业项目，而截至2021年12月31日的年度的净收益为2.44亿美元，涉及基于股票的薪酬、风险管理活动、汇率波动、已实现外汇对交叉货币掉期结算和偿还美元债务证券的影响、收购收益、投资收益、与北海尼尼安油田储量注销有关的可回收费用，以及省级井场修复计划下的政府赠款收入。不包括这些项目，截至2022年12月31日的年度的调整后运营净收益为128.63亿美元，而截至2021年12月31日的年度为74.2亿美元。

2022年第四季度的净收益为15.2亿美元，而2021年第四季度的净收益为25.34亿美元，2022年第三季度的净收益为28.14亿美元。2022年第四季度的净收益包括税后非营业项目6.74亿美元，而2021年第四季度和2022年第三季度的净收益分别为9200万美元和6.79亿美元，涉及基于股票的薪酬、风险管理活动、汇率波动、已实现外汇对偿还美元债务证券的影响、投资收益、与北海尼尼安油田储量注销有关的可回收费用，以及省级井场修复计划下的政府赠款收入。不包括这些项目，2022年第四季度调整后的运营净收益为21.94亿美元，而2021年第四季度为26.26亿美元，2022年第三季度为34.93亿美元。

截至2022年12月31日的年度的净收益和调整后的运营净收益与截至2021年12月31日的年度相比有所增加，主要反映在：

▪较高的原油和NGL净额(1)以及北美地区的原油和NGL销售量；

▪增加勘探和生产部门的天然气净额和天然气销售量；以及

▪在油砂开采和升级领域实现了更高的上海合作组织销售价格(1)；

部分偏移量：

▪降低了上合组织在油砂开采和升级领域的销售量。

2022年第四季度的净收益和调整后的运营净收益比2021年第四季度有所下降，主要反映在：

▪降低北美地区的原油和NGL净额；以及

▪降低了上海合作组织在油砂开采和升级领域的销售量；

部分偏移量：

▪勘探和生产部门的天然气净额和天然气销售量较高。

2022年第四季度净收益和调整后的运营净收益比2022年第三季度有所下降，主要反映在：

▪降低了北美地区的原油和NGL净额；

▪降低勘探和生产部门的天然气净收益；以及

▪降低了上海合作组织在油砂开采和升级领域的实现销售价格和销售额；

部分偏移量：

▪在勘探和生产领域增加了原油和NGL的销售量。

以股份为基础的薪酬、风险管理活动、汇率波动、收购收益、西北红水合伙企业(“西北红水合伙”)的收入以及投资收益的影响也是净收益变动的原因。这些事项将在本MD&A的相关章节中详细讨论。

2022年普遍的监管和经济状况以及英国日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上升的影响，促使该公司评估其北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定尼尼安油田不再具有经济价值，于2022年12月31日注销了相关原油储量，并正在加速废弃。因此，该公司完成了对其在北海的资产的可回收性评估，并确认了与尼尼安油田物业、厂房和设备相关的6.51亿美元的非现金费用(税后)，其中包括在递延税项回收9.69亿美元之后确认的16.2亿美元的折旧和摊销可回收性费用。

经营活动现金流量和调整后的资金流

截至2022年12月31日的年度来自经营活动的现金流为193亿9100万美元，而截至2021年12月31日的年度为144.78亿美元。2022年第四季度来自经营活动的现金流为45.44亿美元，而2021年第四季度为47.12亿美元，2022年第三季度为60.98亿美元。来自经营活动的现金流量较可比期间的波动主要是由于先前提到的与经调整的经营净收益波动有关的因素，以及非现金营运资本净变化的影响。

截至2022年12月31日的年度，调整后的资金流为1979.1亿美元，而截至2021年12月31日的年度，调整后的资金流为137.33亿美元。2022年第四季度调整后的资金流为41.76亿美元，而2021年第四季度为43.38亿美元，2022年第三季度为52.08亿美元。调整后资金流量在可比期间的波动主要是由于上述与经营活动现金流量波动有关的因素，不包括非现金营运资金净变化、放弃支出、省级井场修复计划下的政府赠款收入以及其他长期资产的变动，包括股票红利计划的未摊销成本的影响。

(1)非公认会计原则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

生产量

2022年第四季度未扣除特许权使用费的原油和NGL产量为942,258桶/日，较2021年第四季度的1,004,425桶/日下降6%，较2022年第三季度的983,678桶/日下降4%。未扣除特许权使用费的天然气产量从2021年第四季度的1,857 MMcf/d增加到2022年第四季度的2,115 MMcf/d，与2022年第三季度的2,132 MMcf/d相当。2022年第四季度未扣除特许权使用费的总产量为1,294,679 BOE/d，与2021年第四季度的1,313,900 BOE/d相当，较2022年第三季度的1,338,940 BOE/d下降了3%。原油、NGL和天然气产量在本MD&A的“未缴纳特许权使用费前的日产量”一节中有详细讨论。

产品价格

在公司的勘探和生产部门，2022年第四季度实现的原油和NGL价格(1)平均为每桶69.34美元，比2021年第四季度的每桶72.81美元下降了5%，比2022年第三季度的每桶84.91美元下降了18%。已实现的天然气价格从2021年第四季度的每立方米5.35美元上涨到2022年第四季度的平均每立方米6.39美元，上涨19%，与2022年第三季度的每立方米6.57美元相比下降了3%。在油砂开采及升级业务方面，本公司于2022年第四季度实现的SCO销售价格较2021年第四季的每桶88.48美元上升17%至平均每桶103.79美元，较2022年第三季的每桶120.91美元下降14%。该公司的已实现定价反映了当时的基准定价。在本MD&A的“商业环境”、“已实现产品价格--勘探和生产”以及“油砂开采和升级”部分详细讨论了原油、NGL和天然气价格。

生产费用

在公司的勘探和生产部门，2022年第四季度原油和NGL生产费用(2)平均为每桶20.37美元，比2021年第四季度的15.70美元增长了30%，比2022年第三季度的16.86美元增长了21%。天然气生产费用(2)2022年第四季度平均为每立方米1.25美元，比2021年第四季度的1.12美元增加了12%，比2022年第三季度的1.16美元增加了8%。在油砂开采和升级领域，2022年第四季度的生产费用(2)平均为每桶25.48美元，比2021年第四季度的19.55美元增长了30%，比2022年第三季度的22.35美元增长了14%。在本MD&A的“生产费用-勘探和生产”和“油砂开采和升级”部分详细讨论了原油、天然气和天然气的生产费用。

(1)非公认会计原则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(二)按各自的生产费用除以各自的销售量计算。

季度财务业绩摘要

以下是该公司最近八个季度的季度财务业绩摘要：

(1)与截至2022年、2022年和2021年12月31日的三个月的产品销售有关的进一步细节在财务报表附注18中披露。

最近八个季度的季度净收益波动主要是由于：

▪原油定价-全球供需波动，包括欧佩克+的原油产量水平及其对全球供应的影响；地缘政治和市场不确定性，包括由于“新冠肺炎”倡议以及与政府对“新冠肺炎”的反应和俄罗斯入侵乌克兰的影响有关的不确定性对全球基准定价的影响；北美页岩油生产的影响；加拿大西部精选原油与北美俄克拉何马州库欣的西德克萨斯中质原油参考位置(“西德克萨斯中质原油”)在北美的巨大差异的影响；以及西德克萨斯中质原油与过时的布伦特原油(“布伦特”)基准定价在国际细分市场中存在差异的影响。

▪天然气定价-天然气需求和库存存储水平波动的影响，第三方管道维护和停运的影响，地缘政治和市场不确定性的影响，季节性条件的影响，以及美国页岩气生产的影响。

▪原油和NGL销售量-柯比和杰克鱼热油砂项目产量的波动，由于报春花热油项目的周期性而导致的产量波动，公司在北美和国际地区钻探计划的波动，自然下降率，油砂开采和升级部门的周转和停产的影响，以及新冠肺炎期间需求下降导致关闭生产的影响。销售量还反映了由于国际部门的吊装和维护活动的时间安排而产生的波动。

▪天然气销售量-由于公司在北美和国际市场的钻探计划导致的产量波动、自然衰退率、2021年期间松江天然气厂的临时关闭和随后的恢复，以及收购的影响和时机。

▪生产费用-主要受服务需求和成本、产品组合和生产量的波动、季节性条件、碳税和能源成本增加、通胀成本压力、所有部门的成本优化、收购的影响和时机、油砂开采和升级部门的扭亏为盈和中转站以及国际部门的维护活动的影响。

▪损耗、折旧和摊销费用-由于销售量变化而引起的波动，包括收购和处置的影响和时间、已探明储量、资产报废义务、与原油和天然气勘探相关的发现和开发成本、开发公司已探明的未开发储量的估计未来成本、由于更高的消耗率而导致的国际销售量的波动、油砂开采和升级部门的扭亏为盈和停顿的影响，以及与北海尼尼安油田储量注销有关的可回收费用。

▪基于股份的薪酬-由于公司基于股份的薪酬责任的公允市值计量而引起的波动。

▪风险管理-由于确认按市值计价和随后结算公司风险管理活动的损益而引起的波动。

▪利息支出-由于长期债务水平变化而引起的波动，以及未偿还浮动利率长期债务和应计利息的基准利率变动对递延石油收入税(“PRT”)回收的影响。

▪外汇-加元相对于美元的波动，这影响了公司原油和天然气销售的实现价格，因为销售价格主要基于美元计价的基准。美元计价债务的已实现和未实现汇兑损益的波动也有所记录，但部分被任何未完成的交叉货币掉期对冲的影响所抵消。

▪的收购收益、投资收益和由于确认收购收益而产生的西北地区收入波动、投资PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票的收益以及2021年第二季度来自西北地区的分配。

营商环境

2022年上半年，全球基准原油价格大幅上涨，主要是为了应对俄罗斯入侵乌克兰的影响，以及欧佩克+决定遵守之前达成的减产协议，以及由于新冠肺炎限制的放松，全球经济状况和前景有所改善。2022年下半年，全球基准原油价格较2022年上半年的水平有所下降，原因是与中国暂时恢复新冠肺炎限购相关的需求担忧、利率上升的影响以及对全球经济衰退的担忧。

流动性

截至2022年12月31日，本公司有55.2亿美元的未提取循环银行信贷安排。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司拥有约69.31亿美元的流动资金(1)。本公司还有其他一些专用信贷安排来支持信用证。

公司将继续致力于保持强劲的资产负债表、充足的可用流动资金和灵活的资本结构。有关详情，请参阅本MD&A的“流动资金和资本资源”一节。

资本支出

安全、可靠、有效和高效的运营仍然是公司的重点。2022年11月30日，该公司宣布了2023年基本资本预算(2)，目标约为41.9亿美元。预算还包括大约10.2亿美元的增量战略增长资本，目标是在2023年之后在公司的勘探和生产部门增加额外的产量和产能增长，以及长期使用寿命低下降的原地热能和油砂开采和升级资产。2023年的产量目标在1,330,000京东方/日至1,374,000京东方/日之间。全年制定和审查年度预算，如有必要，可根据价格波动、项目回报以及平衡项目风险和时间范围而改变预算。2023年资本预算构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参考本MD&A的“咨询”部分。

风险和不确定性

新冠肺炎，包括令人担忧的变种，仍然有可能通过当地或全球供应链和运输服务中断或人力流失，进一步扰乱公司的运营、项目和财务状况，其中任何一种情况都可能要求公司根据其程度和严重程度暂时减少或关闭业务。包括加拿大在内的全球经济正在经历更高、更持久的通胀，部分原因是俄罗斯入侵乌克兰，以及新冠肺炎影响导致的持续供应限制。由于这些情况，本公司已经并可能继续经历商品价格高于正常水平的波动，并可能在运营和资本支出方面面临通胀压力。

大宗商品基准价格

(1)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(2)前瞻性非公认会计准则财务指标。资本预算以净资本支出(非公认会计准则财务指标)为基础，不包括净购置成本。有关净资本支出的更多详细信息，请参阅本MD&A的“非公认会计准则和其他财务指标”一节。

该公司几乎所有的产品都是根据美元基准定价销售的。具体地说，原油是根据西德克萨斯中质原油和布伦特原油指数进行销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考定价，AECO参考定价源于NYMEX参考定价，并根据其与NYMEX位于Henry Hub的交货点的基础或位置差异进行调整。公司的已实现价格直接受到外汇汇率波动的影响。产品收入继续受到加元波动的影响，因为公司的原油和天然气销售所获得的加元销售价格是基于美元计价的基准。

北美地区的原油销售合同通常基于西德克萨斯中质原油基准定价。截至2022年12月31日的年度，WTI平均为每桶94.23美元，较截至2021年12月31日的年度的每桶67.96美元增长39%。2022年第四季度WTI平均为每桶82.62美元，较2021年第四季度的每桶77.17美元增长7%，较2022年第三季度的每桶91.64美元下降10%。

该公司国际部门的原油销售合同通常以布伦特原油定价为基础，布伦特原油价格代表了国际市场和全球总体供需情况。截至2022年12月31日的一年，布伦特原油的平均价格为每桶99.80美元，比截至2021年12月31日的年度的每桶70.49美元增长了42%。2022年第四季度，布伦特原油的平均价格为每桶88.15美元，比2021年第四季度的79.55美元增长了11%，比2022年第三季度的99.34美元下降了11%。

截至2022年12月31日的三个月和年度，西德克萨斯中质原油和布伦特原油定价较2021年同期上涨，主要反映了俄罗斯入侵乌克兰、欧佩克+决定遵守先前商定的减产协议的影响，以及由于经济状况改善而导致全球对原油的需求增加，原因是早先的新冠肺炎限制有所减少。西德克萨斯中质原油和布伦特原油2022年第四季度定价较2022年第三季度下降，主要反映了与中国暂时恢复新冠肺炎限制有关的需求担忧、利率上升以及对全球经济衰退的担忧。

在截至2022年12月31日的一年中，WCS的巨大差额平均为每桶18.26美元，而截至2021年12月31日的一年，平均为每桶13.04美元。2022年第四季度，WCS的巨大差额平均为每桶25.65美元，而2021年第四季度为每桶14.65美元，2022年第三季度为每桶19.87美元。与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月和一年的WCS大幅差价扩大，主要反映出美国墨西哥湾沿岸的定价疲软，原因是美国战略石油储备的含硫供应增加，以及乌克兰入侵导致俄罗斯定价下降。2022年第四季度WCS与2022年第三季度的巨大价差扩大，主要反映了季节性需求下降、美国中西部炼油厂计划外维护以及美国墨西哥湾沿岸燃料油定价下降。

截至2022年12月31日，上合组织油价平均为每桶98.66美元，较截至2021年12月31日的每桶66.36美元上涨49%。上合组织202年第四季度的平均油价为每桶86.78美元，较2021年第四季度的每桶75.39美元上涨15%，较2022年第三季度的每桶100.51美元下跌14%。截至2022年12月31日的三个月和年度，上海合作组织定价较2021年同期有所上涨，主要反映出WTI基准定价的上涨。上海合作组织2022年第四季度的定价较2022年第三季度有所下降，主要反映了WTI基准定价的下降。

截至2022年12月31日的一年，纽约商品交易所天然气的平均价格为每MMBtu 6.64美元，较截至2021年12月31日的年度的每MMBtu 3.85美元上涨了72%。2022年第四季度，纽约商品交易所天然气的平均价格为每MMBtu 6.27美元，比2021年第四季度的5.83美元上涨了8%，比2022年第三季度的8.18美元下降了23%。截至2022年12月31日的三个月和年度，NYMEX天然气价格较2021年同期上涨，主要反映了由于欧洲库存减少和俄罗斯入侵乌克兰而导致的全球大宗商品价格上涨。纽约商品交易所2022年第四季度天然气价格较2022年第三季度下降，主要反映出由于季节性天气转暖和产量强劲的影响，需求低于预期，加上自由港液化天然气设施的重启进一步推迟。

截至2022年12月31日的一年，AECO天然气的平均价格为每GJ 5.28美元，较截至2021年12月31日的年度的每GJ 3.38美元上涨了56%。AECO天然气价格在2022年第四季度平均为每GJ 5.29美元，比2021年第四季度的4.67美元上涨了13%，比2022年第三季度的每GJ 5.51美元下降了4%。截至2022年12月31日的三个月和年度，AECO天然气价格较2021年同期上涨，主要反映了存储水平的下降和NYMEX基准定价的提高。2022年第四季度AECO天然气价格较2022年第三季度的下降主要反映了产量水平的提高和NYMEX基准价格的下降。

每日生产，未计入特许权使用费

(1)未扣除特许权使用费的上合组织产量不包括上合组织内部作为柴油消费的产品。

(2)“国际”包括所有使用的北海和非洲近海勘探和生产部门。

(3)天然气产量接近销售量。

(4)扣除混合成本和不包括风险管理活动的净额。

日产量，扣除特许权使用费

该公司的业务方针是在其生产的每一种商品中保持大量的项目库存和生产多样化，即轻、中原油和天然气、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)、上海合作组织和天然气。

截至2022年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的原油和NGL产量平均为933,149桶/日，与截至2021年12月31日的年度的952,404桶/日相当。2022年第四季度原油和NGL的平均日产量为942,258桶，比2021年第四季度的1,004,425桶/日下降了6%，比2022年第三季度的983,678桶/日下降了4%。2022年第四季度原油和NGL产量较可比期间减少，主要反映Horizon 10月份计划外停产，以及2022年第四季度末极端寒冷天气条件对油砂开采和升级以及北美勘探和生产部门的影响。

2022年原油和天然气液化石油气年产量略低于公司先前发布的943,000桶/天的产量预测。2023年原油和天然气液化石油气年产量的目标是平均在969,000桶/天到1,001,000桶/天之间。生产目标是前瞻性表述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参考本MD&A的“咨询”部分。

在截至2022年12月31日的一年中，未扣除特许权使用费的天然气产量为2,090 MMcf/d，比截至2021年12月31日的1,695 MMcf/d增长了23%。2022年第四季度的天然气产量为2,115 MMcf/d，比2021年第四季度的1,857 MMcf/d增长了14%，与2022年第三季度的2,132 MMcf/d相当。截至2022年12月31日止三个月及年度的天然气产量较2021年同期的增长主要反映强劲的钻探结果及于2021年第四季度完成的收购，但因天然气田减少及2022年第四季度后期极端寒冷天气情况的影响而部分抵销。

2022年天然气年产量略低于该公司之前发布的2,112 MMcf/d的产量预测。2023年天然气年产量的目标是平均在2,170 MMcf/d至2,242 MMcf/d之间。生产目标是前瞻性表述。有关前瞻性陈述的更多细节，请参考本MD&A的“咨询”部分。

北美-勘探和生产

截至2022年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的北美原油和NGL产量平均为479,971桶/日，与截至2021年12月31日的年度的472,621桶/日相当。2022年第四季度北美原油和NGL产量为486,559桶/日，与2021年第四季度的478,738桶/日相当，较2022年第三季度的471,632桶/日增长3%。2022年第四季度原油和NGL产量较2022年第三季度有所增加，主要反映了热油产量增加和常规钻井计划的产量增加，但这部分被天然油田产量下降和2022年第四季度末极端寒冷天气条件的影响所抵消。

本公司的热能就地资产继续表现出未计特许权使用费前的长寿命生产，2022年第四季度的平均产量为253,188桶/日，较2021年第四季度的263,110桶/日减少4%，较2022年第三季度的243,393桶/天增加4%，主要反映在2022年第三季度完成计划维护活动后，杰克鱼的强劲产量，部分被天然油田的下降所抵消。

未计特许权使用费的鹈鹕湖重质原油产量2022年第四季度平均为48,221桶/日，较2021年第四季度的52,963桶/日下降9%，较2022年第三季度的50,051桶/日下降4%，主要反映了2022年第四季度的临时减注以及天然油田的下降。

截至2022年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的天然气产量平均为2,075 MMcf/d，比截至2021年12月31日的1,680 MMcf/d增长了24%。2022年第四季度的天然气产量平均为2,105 MMcf/d，比2021年第四季度的1,841 MMcf/d增长了14%，与2022年第三季度的2,117 MMcf/d相当。截至2022年12月31日止三个月及年度的天然气产量较2021年同期的增长主要反映强劲的钻探结果及于2021年第四季度完成的收购，但因天然气田减少及2022年第四季度后期极端寒冷天气情况的影响而部分抵销。

北美--油砂开采和升级

上海合作组织截至2022年12月31日的未扣除特许权使用费的日产量为425,945桶/日，较截至2021年12月31日的448,133桶/日下降了5%。上海合作组织2022年第四季度的日产量为428,784桶，比2021年第四季度的493,406桶/日下降了13%，比2022年第三季度的487,553桶/日下降了12%。上合组织截至2022年12月31日止年度的产量较截至2021年12月31日止年度的减产，主要反映了2022年上半年Scotford Upgrader(“Scotford”)的长期扭亏为盈、Horizon在10月的计划外停产，以及两个矿场第四季度末极端寒冷天气条件的影响。上海合作组织2022年第四季度的产量较可比时期有所下降，主要反映了10月份Horizon的计划外停产，以及第四季度末两个矿场极端寒冷天气条件的影响。

国际-勘探和生产

截至2022年12月31日的一年，未扣除特许权使用费的国际原油和NGL产量平均为27,233桶/日，较截至2021年12月31日的31,650桶/日下降了14%。2022年第四季度国际原油和NGL的平均产量为26,915桶/日，比2021年第四季度的32,281桶/日减少了17%，比2022年第三季度的24,493桶/天增加了10%。截至2022年12月31日的三个月和年度的原油和NGL产量较2021年同期的下降主要反映了天然气田产量的下降，以及2022年北海维护活动的影响。2022年第四季度原油和液化天然气产量较2022年第三季度有所增加，主要是因为北海和非洲近海的维护活动于2022年第三季度完成。

国际原油库存量

当产品控制权移交给客户且已交付时，该公司确认其原油生产的收入。关于储存在各种储存设施或浮式储油站的原油数量的国际分部尚未确认收入，具体如下：

经营亮点-勘探和生产

(1)有关原油、NGL和京东方销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP及其他财务措施”一节。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未计特许权使用费的日产量”一节。

(2)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(三)特许权使用费除以各自的销售量。

(四)按生产费用除以各自的销售量计算。

(五)天然气销售量除以天然气销售量。

(六)天然气运输费用除以天然气销售量。

已实现的产品价格-勘探和生产

(1)有关原油、NGL和京东方销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP及其他财务措施”一节。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未计特许权使用费的日产量”一节。

(2)非GAAP比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(3)按原油和天然气销售量除以天然气销售量计算。

北美

在截至2022年12月31日的一年中，北美实现了原油和NGL价格上涨42%，平均为每桶88.43美元，而截至2021年12月31日的一年为每桶62.10美元。北美实现的原油和NGL价格从2021年第四季度的每桶71.57美元下降到2022年第四季度的平均每桶65.79美元，降幅为8%，比2022年第三季度的每桶83.62美元下降了21%。截至2022年12月31日的年度较截至2021年12月31日的年度增加，主要反映WTI基准定价较高。2022年第四季度与2021年第四季度相比有所下降，主要反映了WCS严重差异的扩大。2022年第四季度较2022年第三季度的下降主要反映了WTI基准定价的下降和WCS巨大差价的扩大。该公司继续专注于其原油混合营销战略，并在2022年第四季度为WCS物流贡献了约173,000桶/日的重质原油混合油。

截至2022年12月31日的一年，北美天然气价格上涨了61%，平均为每立方米6.51美元，而截至2021年12月31日的一年为每立方米4.05美元。北美天然气价格从2021年第四季度的5.33美元上涨至2022年第四季度的平均6.36美元，涨幅为19%，与2022年第三季度的6.51美元持平。截至2022年12月31日的三个月和年度与2021年同期相比有所增加，主要反映了AECO基准定价的增加。

北美勘探和生产公司收到的按产品类型划分的价格比较如下：

(1)按单位计算的金额是根据不同产品类别的销售量计算的。

国际

在截至2022年12月31日的一年中，国际已实现原油和NGL的价格上涨了48%，平均为每桶128.41美元，而截至2021年12月31日的一年为每桶87.04美元。2022年第四季度，国际已实现原油和液化天然气价格从2021年第四季度的每桶95.23美元上涨至平均每桶118.44美元，涨幅为24%，与2022年第三季度的每桶120.09美元相当。任何特定期间的已实现原油价格和每桶NGL价格取决于各种销售合同的条款、每个油田提油的频率和时间、以及提油时的现行原油价格和汇率。截至2022年12月31日的三个月和年度的已实现原油和NGL价格比2021年同期有所上升，反映了上调时的布伦特基准定价以及加元走势的影响。

特许权使用费-勘探和生产

(1)按照使用费除以各自的销售量计算。对于原油、NGL和BOE销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未支付特许权使用费前的日产量”一节。

北美

截至2022年12月31日的三个月和年度以及可比期间的北美原油、NGL和天然气特许权使用费反映了基准大宗商品价格的变动、WCS重大差价的波动以及浮动比例尺特许权使用费费率的影响。

在截至2022年12月31日的一年中，原油和NGL特许权使用费(1)平均约占产品销售额的22%，而截至2021年12月31日的一年，这一比例为15%。2022年第四季度，原油和NGL特许权使用费平均约占产品销售额的21%，而2021年第四季度和2022年第三季度分别为16%和24%。与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月和年度的特许权使用费费率上升，主要是由于基准价格上升以及WCS大幅差异的波动。2022年第四季度的特许权使用费与2022年第三季度相比有所下降，主要是因为基准价格较低。

在截至2022年12月31日的一年中，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的9%，而截至2021年12月31日的一年，天然气特许权使用费占产品销售额的5%。2022年第四季度，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的8%，而2021年第四季度和2022年第三季度分别为7%和9%。与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月和年度的特许权使用费费率上升，主要是由于基准价格上涨。

(1)非公认会计原则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

非洲近海

根据各种生产分享合同的条款，特许权使用费费率根据已实现的商品定价、资本支出和生产费用、支付情况以及从每个油田提货的时间而浮动。

截至2022年12月31日的一年，版税占产品销售额的比例平均约为9%，而截至2021年12月31日的一年，版税占产品销售额的比例为5%。2022年第四季度，版税占产品销售额的百分比平均约为13%，而2021年第四季度和2022年第三季度分别为5%和12%。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了不同领域的提薪时机和支付情况。

生产费用--勘探和生产

(一)按生产费用除以各自的销售量计算。对于原油、NGL和BOE销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务措施”部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A中的“未支付特许权使用费前的日产量”一节。

北美

截至2022年12月31日的一年，北美原油和NGL生产费用平均为每桶16.25美元，比截至2021年12月31日的一年的每桶13.12美元增长了24%。2022年第四季度北美原油和NGL生产费用为每桶16.80美元，比2021年第四季度的13.55美元增长了24%，比2022年第三季度的15.98美元增长了5%。截至2022年12月31日的三个月和年度，每桶原油和NGL生产费用比2021年同期增加，主要反映了能源和服务成本的上升。2022年第四季度每桶原油和NGL生产费用比2022年第三季度有所增加，主要反映了2022年第四季度能源成本的上升。

截至2022年12月31日的一年，北美天然气生产费用平均为每立方米1.19美元，比截至2021年12月31日的一年的每立方米1.15美元增加了3%。2022年第四季度北美天然气生产费用平均为每立方米1.22美元，比2021年第四季度的1.08美元增加了13%，比2022年第三季度的1.13美元增加了8%。截至2022年12月31日的三个月和年度，单位MCF的天然气生产费用比报告的所有可比时期都有所增加，主要反映了能源成本的上升。

国际

截至2022年12月31日的一年，国际原油和NGL生产费用平均为每桶51.01美元，比截至2021年12月31日的一年的每桶37.77美元增长了35%。2022年第四季度国际原油和NGL生产费用为每桶69.70美元，比2021年第四季度的54.91美元增长了27%，比2022年第三季度的40.86美元增长了71%。原油和原油价格的上涨

截至2022年12月31日止三个月及年度的每桶天然气液化石油气生产开支主要反映成本结构不同的不同油田的提产时间、产量下降、能源成本上升及外汇波动的影响。

损耗、折旧和摊销--勘探和生产

(1)2022年普遍的监管和经济状况以及英国日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上升的影响，促使该公司评估其北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定尼尼安油田不再具有经济价值，于2022年12月31日注销了相关原油储量，并正在加速废弃。因此，该公司完成了对其在北海的资产的可回收性评估，并确认了16.2亿美元的可回收性费用的损耗、折旧和摊销。

(2)这是用于计算损耗、折旧和摊销的非GAAP计量，不包括非经常性费用的影响，这些非经常性费用不反映公司的正常过程损耗、折旧和摊销成本。它可能无法与其他公司提出的类似措施相比较，也不应被视为财务报表中最直接可比的财务措施(如适用)的替代或更有意义，以此作为公司业绩的指标。它的计算方式为损耗、折旧和摊销费用，减去非经常性费用的影响。

(3)非公认会计原则比率，计算方法为调整后的损耗、折旧和摊销除以销售量。有关销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

截至2022年12月31日的年度，调整后的损耗、折旧和摊销费用为每京东方12.45美元，比截至2021年12月31日的年度的每京东方13.49美元下降了8%。2022年第四季度调整后的损耗、折旧和摊销费用为每京东方12.78美元，与2021年第四季度的每京东方13.03美元相当，与2022年第三季度的每京东方12.48美元相当。与截至2021年12月31日的年度相比，截至2022年12月31日的年度中每京东方调整后的损耗、折旧和摊销费用减少，主要反映了由于公司增加了对2021年12月31日北美勘探和生产储量的估计，包括上一年完成的收购的影响，损耗率降低。

按绝对成本和按京东方计算的调整损耗、折旧和摊销费用也反映了北海和非洲近海每个油田的提油时机的影响。

资产报废债务增加--勘探和生产

(1)按资产报废债务增加额除以销售量计算。有关销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。

资产报废债务增值费用是指资产报废债务因时间推移而增加的账面金额。

截至2022年12月31日的年度的资产报废债务增值费用为每京东方0.67美元，比截至2021年12月31日的年度的每京东方0.44美元增加了52%。2022年第四季度的资产报废债务增值费用为每京东方0.78美元，比2021年第四季度的每京东方0.42美元增长了86%，比2022年第三季度的每京东方0.80美元下降了3%。截至2022年12月31日的三个月和年度，每京东方的资产报废债务增值费用较2021年同期增加，主要反映了2021年第四季度和2022年第二季度对资产报废债务进行的成本估计和贴现率修订。2022年第四季度每京东方的资产报废债务增值费用较2022年第三季度的下降主要反映了不同基础业务的销售额波动。

经营亮点-油砂开采和升级

该公司继续专注于安全、可靠和高效的运营，并利用其在Horizon和AOSP站点的技术专长。上海合作组织2022年第四季度的平均日产量为428,784桶，反映出Horizon在10月份发生了计划外停产，以及2022年第四季度末这两个煤矿受到极端寒冷天气条件的影响。

该公司于2022年第四季度的生产支出为10.17亿美元，较2021年第四季度的8.71亿美元增长17%，与2022年第三季度的10.05亿美元相当。与2021年第四季度相比增加的主要原因是能源和维护服务费用增加。

已实现的产品价格、特许权使用费和运输--油砂开采和升级

(1)非公认会计原则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(2)按沥青法价格的季度平均值计算。

(三)特许权使用费除以销售额。

截至2022年12月31日的一年，上海合作组织实现的销售价格平均为每桶117.69美元，比截至2021年12月31日的一年每桶77.95美元上涨了51%。上合组织2022年第四季度实现销售均价为每桶103.79美元，较2021年第四季度的每桶88.48美元上涨17%，较2022年第三季度的每桶120.91美元下跌14%。截至2022年12月31日的三个月和年度，上海合作组织已实现销售价格较2021年同期上涨，主要反映WTI基准价格上涨。2022年第四季度较2022年第三季度的下降主要反映了WTI基准定价的下降。

截至2022年12月31日止三个月及年度的每桶沥青特许权使用费较2021年同期增加，主要反映Horizon于2022年第二季度达致全额支付的影响，以及按比例计算的特许权使用费税率上升。2022年第四季度较2022年第三季度的下降主要反映了当前沥青价格下降的影响。

截至2022年12月31日的一年，运输费用平均为每桶1.71美元，比截至2021年12月31日的一年的每桶1.21美元增长了41%。2022年第四季度，运输费用平均为每桶1.80美元，比2021年第四季度的1.33美元增长了35%，比2022年第三季度的1.55美元增长了16%。截至2022年12月31日的三个月和年度，每桶的运输费用较可比期间增加，主要反映了管道通行费上涨的影响，但被较低的销售量部分抵消。

生产费用--油砂开采和升级

下表与财务报表附注18中披露的油砂开采和升级生产费用进行了核对。

(一)按生产费用计算，不包括天然气成本除以销售量。

(2)以天然气成本除以销售量计算。

(三)按生产费用除以销售量计算。

截至2022年12月31日的年度的生产费用为每桶26.04美元，比截至2021年12月31日的年度的每桶20.91美元增加了25%。2022年第四季度的平均生产费用为每桶25.48美元，比2021年第四季度的19.55美元增长了30%，比2022年第三季度的22.35美元增长了14%。与2021年同期相比，截至2022年12月31日的三个月和年度每桶的生产费用增加，主要反映了能源和维护服务成本的增加以及生产量的下降。2022年第四季度每桶的生产费用较2022年第三季度的增加主要反映了2022年第四季度的产量下降。

损耗、折旧和摊销--油砂开采和升级

(一)折旧、折旧、摊销除以销售量。

截至2022年12月31日的年度的损耗、折旧和摊销费用为每桶11.64美元，比截至2021年12月31日的年度的每桶11.26美元增加了3%。2022年第四季度的损耗、折旧和摊销费用为每桶12.07美元，比2021年第四季度的每桶10.73美元增长了12%，比2022年第三季度的每桶10.75美元增长了12%。截至2022年12月31日的三个月和年度的每桶消耗、折旧和摊销费用较可比期间增加，主要反映了2022年第四季度产量下降的影响。

资产报废债务增加-油砂开采和升级

(1)按资产报废债务增加额除以销售量计算。

资产报废债务增值费用是指资产报废债务因时间推移而增加的账面金额。

截至2022年12月31日的年度的资产报废债务增加费用为每桶0.45美元，比截至2021年12月31日的年度的每桶0.35美元增加了29%。2022年第四季度的资产报废债务增加费用为每桶0.49美元，比2021年第四季度的每桶0.32美元增长了53%，比2022年第三季度的每桶0.43美元增长了14%。按桶计的资产报废债务增值费用较2021年同期增加，主要反映了2022年第二季度对资产报废债务进行的成本估计和贴现率修订的影响。2022年第四季度每桶计的资产报废债务增值费用较2022年第三季度有所增加，主要反映了2022年第四季度产量下降的影响。

中游和炼油

该公司的中游和炼油资产包括两个原油管道系统，在PrimRose的一个84兆瓦热电厂50%的工作权益，以及该公司在NWRP的50%股权投资。

NWRP经营着一座50,000桶/日的沥青改良机和炼油厂，为公司加工约12,500桶/日(25%过路费)的沥青原料，为艾伯塔省政府的代理机构艾伯塔省石油营销委员会(“APMC”)加工37,500桶/天(75%过路费)的沥青原料。在直至2058年的40年收费期内，该公司无条件有责任按比例支付每月收费收费中债务部分的25%。柴油和精炼产品的销售以及相关的炼油通行费在中游和炼油部门确认。2022年第四季度，超低硫柴油和其他精炼产品的产量平均为54,593 BOE/d(公司为13,648 BOE/d)(截至2021年12月31日的三个月-71,433 BOE/d；17,858 BOE/d)，反映出本季度扭亏为盈的活动已经完成。

在2022年第三季度，NWRP延长了其30亿美元的银团信贷安排，并将其增加到31.75亿美元。信贷安排的循环部分增加到21.75亿美元，其中1.18亿美元将于2023年6月到期，20.57亿美元将于2025年6月到期。延长了10亿美元的非循环信贷安排部分，其中6000万美元将于2023年6月到期，9.4亿美元将于2025年6月到期。在2022年第三季度，NWRP还签订了一项1.5亿美元的贷款，以支持信用证。截至2022年12月31日，新世界银行在银团信贷安排下的借款为23.18亿美元(2021年12月31日至19.81亿美元)。

截至2022年12月31日，本公司在西云实业的权益损失和合伙分配中的累计未确认份额为5.51亿美元(2021年12月31日至5.62亿美元)。在截至2022年12月31日的三个月中，公司收回的未确认股本亏损份额为3700万美元(截至2022年12月31日的年度--收回未确认股本亏损1100万美元；截至2021年12月31日的三个月--未确认股本亏损1200万美元；截至2021年12月31日的年度--未确认股本亏损900万美元，以及合伙企业分配4亿美元)。

行政管理费用

(1)按管理费用除以销售量计算。

(2)公司销售总额。

截至2022年12月31日的年度，每个京东方的行政费用为0.88美元，比截至2021年12月31日的年度的每个京东方0.81美元增加了9%。2022年第四季度的管理费用为每京东方0.90美元，比2021年第四季度的每京东方0.81美元增长了11%，比2022年第三季度的每京东方0.76美元增长了18%。截至2022年12月31日的三个月和年度，每名京东方的行政费用较可比期间增加，主要是由于人员成本上升，但被间接费用回收增加的影响部分抵消。

基于股份的薪酬

公司的股票期权计划为员工提供了获得普通股或现金支付的权利，以换取放弃的股票期权。绩效分享单位(“PSU”)计划为公司的某些高管员工提供了获得现金付款的权利，现金支付的金额取决于员工个人的表现以及达到某些其他绩效衡量标准的程度。

公司在截至2022年12月31日的年度确认了8.04亿美元的基于股票的薪酬支出，这主要是由于对已发行股票期权的公允价值进行了计量，这些公允价值涉及以前时期授予的股票期权的正常过程分级归属的影响、在此期间行使或放弃的既有股票期权的影响，以及公司股价的变化。

利息和其他融资费用

(一)项目是利息和其他融资费用的组成部分。

(二)当期未偿还的流动债务、长期债务和租赁负债的平均数。

(3)这是一个非公认会计准则比率，可能无法与其他公司提出的类似指标相比较，并且不应被视为财务报表中最直接可比的财务指标(如适用)的替代或比其更有意义的指标，以显示公司的业绩。

(四)长期债务利息和租赁负债利息之和除以相应期间平均长期债务和租赁负债余额的总和。本公司为财务报表使用者提供其平均有效利率，以评估本公司的平均债务借款成本。

(五)按利息和其他融资费用除以销售量计算。

(6)公司销售总额。

截至2022年12月31日的年度，每京东方的利息和其他融资费用下降26%，从截至2021年12月31日的每京东方1.58美元降至每京东方1.17美元。2022年第四季度每京东方的利息和其他融资费用从2021年第四季度的每京东方1.42美元下降到每京东方0.63美元，下降了56%，从2022年第三季度的每京东方1.23美元下降了49%。截至2022年12月31日的三个月和年度，京东方的利息和其他融资费用较可比期间减少，主要是由于2022年债务水平下降和延期PRT恢复的应计利息。

本公司截至2022年12月31日止三个月及年度的平均实际利率较可比期间上升，主要是由于2022年期间持有的浮动利率债务的现行利率上升。

风险管理活动

该公司利用各种衍生金融工具来管理其商品价格、利率和外汇风险。这些衍生金融工具并非用于交易或投机目的。

(1)商品金融工具于2021年第四季度收购Storm Resources Ltd.(“Storm”)时承担。

在截至2022年12月31日的年度内，已实现的风险管理净收益与外币合同的结算有关，但被天然气金融工具、原油和NGL金融工具的亏损部分抵消。截至2022年12月31日的年度，公司的风险管理活动录得未实现净收益2,800万美元(税后2,500万美元为300万美元)，包括2022年第四季度的未实现亏损1,500万美元(税后1,100万美元为400万美元)；截至2022年9月30日的三个月-未实现收益4,800万美元，税后3,700万美元；截至2021年12月31日的三个月-未实现亏损800万美元，税后1,000万美元；截至2021年12月31日的年度-未实现亏损1,900万美元，税后1,600万美元)。

有关截至2022年12月31日的未偿还衍生金融工具的进一步详情，载于财务报表附注16。

外汇

(1)报告的金额是扣除交叉货币掉期的对冲效应后的净额。

截至2022年12月31日止年度的净已实现外汇收益主要是由于2022年第二季度以美元或英镑计价的营运资本项目结算的汇率波动以及5.5亿美元交叉货币互换的结算。截至2022年12月31日止年度的未实现净汇兑亏损主要是由于加元相对于未偿美元债务走软的影响，以及5.5亿美元交叉货币互换的收益因2022年第二季度结算而重新归类为已实现外汇。截至2022年12月31日，美元/加元汇率为0.7389美元(2022年9月30日-0.7300美元，2021年12月31日-0.7901美元)。

所得税

(1)包括北美勘探和生产、油砂开采和升级以及中游和炼油业务。

(2)计算方法为当期所得税和递延所得税之和除以税前收益。

(3)包括PSU的净税收影响、未实现的风险管理、放弃支出回收以及2022年第四季度在调整后的运营净收益中确认的可回收费用。

(4)非公认会计准则财务计量。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。

(5)这是一个非公认会计准则比率，可能无法与其他公司提出的类似指标相比较，并且不应被视为财务报表中最直接可比的财务指标(如适用)的替代或比其更有意义的指标，以显示公司的业绩。

(6)计算方法为调整后净收益除以调整后的税前营业净收益的实际税额。本公司为财务报表使用者提供调整后的经营净收益的有效税率，以评估公司核心业务活动的有效税率。

截至2022年12月31日的三个月和年度以及可比期间的净收益和调整后净收益的实际税率包括北美和北海地区非应税项目的影响，以及公司运营所在国家的司法收入和税率差异对净收益的影响。

截至2022年12月31日止三个月及年度的北海现行企业所得税及PRT包括PRT亏损结转的影响，包括与本公司北海平台退役活动有关的开支。截至2022年12月31日的三个月和年度的递延PRT和所得税也反映了在此期间在损耗、折旧和摊销中确认的可回收费用的影响。

该公司在其经营的各个司法管辖区提交所得税申报单。这些纳税申报单须由适用的税务机关在正常程序中进行定期审查。准备的纳税申报单可能包括可能受到适用税收法律和法规不同解释的申报头寸，这可能需要几年时间才能解决。本公司认为这些问题的最终解决不会对本公司报告的经营业绩、财务状况或流动资金产生重大影响。

资本支出净额(1)(2)