CNQ-2022123100010174132022财年错误A0P5Y00010174132022-01-012022-12-310001017413Dei：商业联系人成员2022-01-012022-12-3100010174132022-12-31Xbrli：共享ISO 4217：CAD00010174132021-12-3100010174132021-01-012021-12-3100010174132020-01-012020-12-31ISO 4217：CADXbrli：共享0001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2019-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2019-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：RetainedEarningsMembers2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-3100010174132020-12-3100010174132019-12-310001017413Ifrs-full:OtherPropertyPlantAndEquipmentMemberIFRS-FULL：底部范围成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:OtherPropertyPlantAndEquipmentMemberIFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员2022-12-31Xbrli：纯0001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2020-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2021-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIfrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberIFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMemberCNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-12-310001017413Ifrs-full:AccumulatedDepreciationAndAmortisationMember2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员2022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员2021-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentCrudeOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-12-310001017413Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentCrudeOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-12-170001017413Cnq:BritishColumbiaGasProducingAssetsAndProcessingInfrastructureSegmentMember2021-01-012021-12-31CNQ：房地产0001017413Cnq:BritishColumbiaGasProducingAssetsAndProcessingInfrastructureSegmentMember2021-12-310001017413Cnq：PaintedPony EnergyLtd.成员2020-10-060001017413Cnq：PaintedPony EnergyLtd.成员2020-10-062020-10-060001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2020-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2020-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2020-12-310001017413CNQ：写字楼租赁和其他成员2020-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：写字楼租赁和其他成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2021-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2021-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2021-12-310001017413CNQ：写字楼租赁和其他成员2021-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：写字楼租赁和其他成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ProductTransportationAndStorageMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：写字楼租赁和其他成员2022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2021-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2020-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：PrairieSkyRoyaltyLtd.成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成员2021-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：InterPipelineLtd.成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-01-012022-12-31Utr：bbl0001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：AlbertaPetroleumMarketingCommission成员2021-06-302021-06-300001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：下属债务成员CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：老年人安全债券成员2021-12-310001017413Cnq:SeriesLSeniorSecuredBondsDueDecember2023MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413Cnq:SeriesMSeniorSecuredBondsDueDecember2026MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413Cnq:SeriesNSeniorSecuredBondsDueJune2031MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员Cnq:SeriesOSeniorSecuredBondsDueJune2051Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：RevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001017413Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingInJune2023MemberCNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingInJune2025Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：非RevolvingCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员Cnq:NonRevolvingCreditFacilityMaturingJune2023Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员Cnq:NonRevolvingCreditFacilityMaturingJune2025Member2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：LetterOfCreditMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员CNQ：SyndicatedCreditFacilityMember2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：NorthWestRedwater合作伙伴成员2020-01-012020-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentDebenturesDueFebruaryTwoThousandTwentyTwoMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovemberTwoThousandTwentyThreeMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsFourPointEightFivePercentDebenturesDueMay2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：加拿大美元贬值债务成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：加拿大美元贬值债务成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembers2022-12-31ISO 4217：美元0001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembers2021-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembersIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413CNQ：USCreditFacilitiesMembersIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJanuary2023MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightZeroPercentDueApril2024MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointNineZeroPercentDueFebruary2025MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointZeroFivePercentDueJulyTwoThousandTwentyFiveMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsThreePointEightFivePercentDueJune2027MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsTwoPointNineFivePercentDueJulyTwoThousandThirtyMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSevenPointTwoZeroPercentDueJanuary2032MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberCnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2022-12-310001017413IFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberCnq:LongTermBorrowingsSixPointFourFivePercentDueJune2033Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFivePointEightFivePercentDueFebruary2035MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointFiveZeroPercentDueFebruary2037MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointTwoFivePercentDueMarch2038MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsSixPointSevenFivePercentDueFebruary2039MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsFourPointNineFivePercentDueJune2047MemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2021-12-310001017413CNQ：OriginalIssuePremiumsDisCountsNetMember2022-12-310001017413CNQ：OriginalIssuePremiumsDisCountsNetMember2021-12-310001017413CNQ：延期财务成本成员2022-12-310001017413CNQ：延期财务成本成员2021-12-310001017413CreditFacilitiesMembers2022-12-310001017413CNQ：DemandCreditFacilityMember2022-12-310001017413Cnq:RevolvingCreditFacilityMaturingFebruary2024Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2024Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023AndJune2025Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023Member2022-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2025Member2022-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2023Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberCNQ：DemandCreditFacilityMember2022-01-012022-12-31ISO4217：英镑0001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2024Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2025Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2023Member2021-12-310001017413Cnq:RevolvingSyndicatedCreditFacilityMaturingJune2022Member2021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2022-03-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingMarch2022Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:RevolvingTermCreditFacilityMaturingFebruary2024Member2022-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingJune2022Member2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NonRevolvingTermCreditFacilityMaturingJune2022Member2020-12-310001017413CNQ：商业报纸1月1日2022-12-310001017413IFRS-Full：权重平均成员CNQ：CreditFacilitiesand商业用纸成员2022-12-310001017413IFRS-Full：权重平均成员CNQ：CreditFacilitiesand商业用纸成员2021-12-310001017413IFRS-Full：权重平均成员IFRS-Full：长期借款成员2022-12-310001017413IFRS-Full：权重平均成员IFRS-Full：长期借款成员2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsExpiringAugustTwoThousandTwentyThreeMember2021-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointThreeOnePercentMember2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovember2023Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsOnePointFourFivePercentDebenturesDueNovember2023Member2022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFiveFivePercentDebenturesDueJune2024Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsThreePointFourTwoPercentDebenturesDueDecember2026Member2022-01-012022-12-310001017413Cnq:MediumTermBorrowingsTwoPointFiveZeroPercentDebenturesDueJanuaryTwoThousandTwentyEightMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2021-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2022-12-310001017413CNQ：LongTermNotesMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员IFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2021-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2020-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:ProvisionForDecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMember2021-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2022-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2021-12-310001017413CNQ：CertainExecutivesMembersCnq：PerformanceShareUnitsPSUMember2020-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2022-01-012022-12-31Utr：是0001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2022-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2021-12-310001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员2020-12-310001017413SRT：北美成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：北海成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：北海成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：北海成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2020-01-012020-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413CNQ：租赁资产会员2022-12-310001017413CNQ：租赁资产会员2021-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2022-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2021-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：其他临时差异成员2022-12-310001017413IFRS-Full：其他临时差异成员2021-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2022-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2021-12-310001017413CNQ：基于共享的薪酬成员2022-12-310001017413CNQ：基于共享的薪酬成员2021-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收损失成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收损失成员2021-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:PropertyPlantAndEquipmentAndExplorationAndEvaluationAssetsRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：租赁资产会员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：租赁资产会员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：租赁资产会员2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:UnrealisedForeignExchangeGainsLossesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:UnrealisedRiskManagementActivitiesRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:DecommissioningRestorationAndRehabilitationCostsRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：基于共享的薪酬成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：基于共享的薪酬成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：基于共享的薪酬成员2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收损失成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收损失成员2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收损失成员2020-01-012020-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:InvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:InvestmentsAccountedForUsingEquityMethodRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:DeferredPetroleumRevenueTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:TaxablePetroleumRevenueTaxForCorporateIncomeTaxRelatedTemporaryDifferencesMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：其他临时差异成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：其他临时差异成员2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：其他临时差异成员2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未使用的税收信用成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2021-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2020-12-310001017413IFRS-FULL：普通共享成员IFRS-Full：IssuedCapitalMembers2022-12-3100010174132023-03-012023-03-0100010174132022-11-022022-11-0200010174132022-08-032022-08-0300010174132022-08-312022-08-3100010174132022-03-022022-03-0200010174132021-11-032021-11-0300010174132021-03-032021-03-0300010174132021-03-022021-03-020001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-03-0800010174132022-03-112023-03-1000010174132023-01-012023-02-2800010174132023-03-010001017413CNQ：EmployeeStockOption1成员IFRS-FULL：底部范围成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：EmployeeStockOption1成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMemberIFRS-FULL：底部范围成员2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMemberIFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeOneMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeTwoMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeThreeMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFourMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：底部范围成员CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMemberCNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeFiveMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMemberIFRS-FULL：底部范围成员2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMemberIFRS-Full：TopOfRangeMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMember2022-12-310001017413CNQ：ExercisePriceRangeSixMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：TopOfRangeMember2022-01-012022-12-310001017413CashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：应收贸易账款成员2022-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成员2022-12-310001017413CNQ：其他非当前资产成员2022-12-310001017413CNQ：CurrentTradePayablesMember2022-12-310001017413CNQ：应计分类为CurrentMember2022-12-310001017413Cnq:OtherNonCurrentLiabilitiesIncludingLiabilitiesIncurredMember2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMember2022-12-310001017413CashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001017413IFRS-Full：应收贸易账款成员2021-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成员2021-12-310001017413CNQ：其他非当前资产成员2021-12-310001017413CNQ：CurrentTradePayablesMember2021-12-310001017413CNQ：应计分类为CurrentMember2021-12-310001017413Cnq:OtherNonCurrentLiabilitiesIncludingLiabilitiesIncurredMember2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMember2021-12-310001017413IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员CNQ：CurrentInvestments成员2022-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：CurrentInvestments成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员CNQ：其他非当前资产成员2022-12-310001017413CNQ：其他非当前资产成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非当前资产成员2022-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员2022-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员2022-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非当前责任成员2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成员2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：第1级公允价值层次成员IFRS-FULL：固定利率成员2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2022-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersIFRS-FULL：固定利率成员2022-12-310001017413IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员CNQ：CurrentInvestments成员2021-12-310001017413CNQ：CurrentInvestments成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：CurrentInvestments成员2021-12-310001017413IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员CNQ：其他非当前资产成员2021-12-310001017413CNQ：其他非当前资产成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非当前资产成员2021-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员2021-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员IFRS-FULL：第1级公允价值层次成员2021-12-310001017413CNQ：其他非当前责任成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersCNQ：其他非当前责任成员2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成员2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：第1级公允价值层次成员IFRS-FULL：固定利率成员2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-FULL：固定利率成员IFRS-Full：Level 2OfFairValueHierarchyMembers2021-12-310001017413Cnq:LongTermBorrowingsIncludingCurrentPortionMemberIFRS-Full：Level 3 of FairValueHierarchyMembersIFRS-FULL：固定利率成员2021-12-310001017413SRT：天然气储备成员2022-12-310001017413SRT：天然气储备成员2021-12-310001017413SRT：克鲁德石油和NGLPerBarrelMembers2022-12-310001017413SRT：克鲁德石油和NGLPerBarrelMembers2021-12-310001017413IFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：ForwardContractMember2021-12-310001017413IFRS-Full：现金流量对冲成员IFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：现金流量对冲成员IFRS-Full：ForwardContractMember2021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：现金流量对冲成员2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：现金流量对冲成员2021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：现金流量对冲成员Cnq:CurrencySwapContractTermThroughMarch2038MemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：现金流量对冲成员Cnq:CurrencySwapContractTermThroughMarch2038MemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：现金流量对冲成员IFRS-Full：CurrencySwapContractMemberIFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMemberIFRS-Full：ForwardContractMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMemberIFRS-Full：ForwardContractMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：InterestRateRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：InterestRateRiskMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：CurrencyRiskMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：CreditRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：CreditRiskMember2021-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMember2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount MemberIfrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员IFRS-Full：LiquidityRiskMemberIFRS-Full：Gross CarryingAmount Member2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberCNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberCNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMemberIfrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员CNQ：Offshore VesselsAndEquipmentMember2022-12-310001017413IFRS-Full：不晚于一年成员CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMemberIfrs-full:LaterThanOneYearAndNotLaterThanTwoYearsMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanTwoYearsAndNotLaterThanThreeYearsMemberCNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413Ifrs-full:LaterThanThreeYearsAndNotLaterThanFourYearsMemberCNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413CNQ：FieldEquipmentAndPowerMemberIfrs-full:LaterThanFourYearsAndNotLaterThanFiveYearsMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员CNQ：FieldEquipmentAndPowerMember2022-12-310001017413IFRS-Full：晚于五年成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员2020-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2020-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2020-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.MembersIFRS-Full：长期借款成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员2021-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2021-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2021-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：长期借款成员2022-12-310001017413Ifrs-full:AssetsHeldToHedgeLiabilitiesArisingFromFinancingActivitiesMember2022-12-310001017413IFRS-Full：租赁责任成员2022-12-31CNQ：细分市场0001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberSRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:NorthAmericaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413Cnq:NorthSeaExplorationAndProductionSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:OffshoreAfricaExplorationAndProductionSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油储备成员2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberSRT：天然气储备成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：其他收入和收入成员Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMemberCnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:CrudeOilNaturalGasLiquidsNaturalGasOtherIncomeAndRevenueMemberCnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2022-01-012022-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2021-01-012021-12-310001017413IFRS-Full：运营部门成员CNQ：OilSandsMiningAndUpgradingSegmentMember2020-01-012020-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：Midstream AndRefiningSegmentMemberIFRS-Full：运营部门成员2020-01-012020-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2022-01-012022-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2021-01-012021-12-310001017413Ifrs-full:EliminationOfIntersegmentAmountsMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:TotalSegmentsAfterIntersegmentEliminationsMember2020-01-012020-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员2022-01-012022-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员2021-01-012021-12-310001017413IFRS-FULL：未分配金额成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：探索和生产成员IFRS-Full：运营部门成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：探索和生产成员IFRS-Full：运营部门成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：STORMResources Ltd.Members2021-12-310001017413CNQ：OtherExplorationandProductionMemberIFRS-Full：运营部门成员2022-12-310001017413CNQ：OtherExplorationandProductionMemberIFRS-Full：运营部门成员2021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentNonManagementDirectorMember2020-01-012020-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2022-01-012022-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2021-01-012021-12-310001017413Cnq:KeyManagementPersonnelOfEntityOrParentSeniorManagementMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员Cnq:WestTexasIntermediateCushingOklahomaMember2022-01-012022-12-31ISO 4217：美元Utr：bbl0001017413SRT：石油储备成员CNQ：西部加拿大人选择成员2022-01-012022-12-31ISO 4217：CADUtr：bbl0001017413CNQ：加拿大LightSweetMemberSRT：石油储备成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：CromerLightSourBlendMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海布伦特成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：Edmonton C5PlusConducateMembers2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：HenryHubLouisiana成员2022-01-012022-12-31ISO 4217：美元Utr：MMBtu0001017413CNQ：AlbertaNaturalGasReferenceLocationMemberSRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-31ISO 4217：CADUtr：MMBtu0001017413CNQ：英国哥伦比亚西海岸站2月2日SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员Cnq:WestTexasIntermediateCushingOklahomaMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：西部加拿大人选择成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：加拿大LightSweetMemberSRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：CromerLightSourBlendMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海布伦特成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：Edmonton C5PlusConducateMembers2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：HenryHubLouisiana成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：AlbertaNaturalGasReferenceLocationMemberSRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：英国哥伦比亚西海岸站2月2日SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001017413货币：美元2022-01-012022-12-310001017413货币：美元2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2019-12-31Utr：mmbbls0001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2019-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2019-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2019-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2019-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2019-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2019-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2020-01-012020-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2020-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2020-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2020-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2020-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2020-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2020-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2021-01-012021-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2021-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2021-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2021-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2021-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2021-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2021-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2022-01-012022-12-310001017413SRT：北美成员SRT：合成油料成员2022-12-310001017413SRT：北美成员CNQ：BitumenMember2022-12-310001017413SRT：石油储备成员SRT：北美成员2022-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员SRT：北美成员2022-12-310001017413SRT：石油储备成员CNQ：北海成员2022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：石油储备成员2022-12-310001017413CNQ：石油和天然气液化会员2022-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2019-12-31Utr：bcf0001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2019-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2019-12-310001017413SRT：天然气储备成员2019-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员2020-01-012020-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2020-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2020-12-310001017413SRT：天然气储备成员2020-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2021-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2021-12-310001017413SRT：天然气储备成员2021-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001017413SRT：天然气储备成员SRT：北美成员2022-12-310001017413SRT：天然气储备成员CNQ：北海成员2022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员SRT：天然气储备成员2022-12-310001017413SRT：天然气储备成员2022-12-310001017413SRT：北美成员2022-12-310001017413CNQ：北海成员2022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2022-12-310001017413SRT：北美成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2022-12-310001017413CNQ：北海成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2022-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然气资产成员2022-12-310001017413SRT：北美成员2021-12-310001017413CNQ：北海成员2021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2021-12-310001017413SRT：北美成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2021-12-310001017413CNQ：北海成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2021-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然气资产成员2021-12-310001017413SRT：北美成员2020-12-310001017413CNQ：北海成员2020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员2020-12-310001017413SRT：北美成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2020-12-310001017413CNQ：北海成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员IFRS-Full：石油和天然气资产成员2020-12-310001017413IFRS-Full：石油和天然气资产成员2020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成员2022-01-012022-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员CNQ：OilAndGas1Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2022-01-012022-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成员2021-01-012021-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员CNQ：OilAndGas1Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2021-01-012021-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberSRT：北美成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1MemberCNQ：北海成员2020-01-012020-12-310001017413CNQ：离岸非洲成员CNQ：OilAndGas1Member2020-01-012020-12-310001017413CNQ：OilAndGas1Member2020-01-012020-12-31
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格40-F
[ ]根据1934年《证券交易法》第12条所作的注册声明
[ X ]根据1934年《证券交易法》第13(A)或15(D)条提交的年度报告
| | | | | |
截至本财政年度止12月31日, 2022 | 委托文件编号：001-12138 |
| | |
加拿大自然资源有限公司 (注册人的确切姓名载于其章程) |
| |
加拿大艾伯塔省 省(注册成立或组织的省或其他司法管辖区) |
1311 基本标准行业分类代码号 |
| |
不适用 (税务局雇主身分证号码(如适用)) |
| |
2100, 855号-西南第二街。, 卡尔加里, 艾伯塔省, 加拿大, T2P 4J8 电话：(403) 517-7345 *(注册人主要执行办公室的地址和电话) |
CT公司系统, 自由街28号, 纽约, 纽约 10005 (212) 894-8940 (姓名、地址(含邮政编码)、电话号码(含区号)) 在美国服务的代理的数量)
|
根据该法第12(B)条登记或将登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题：。 | 交易代码： | 在其注册的每个交易所的名称： |
| 普通股，无面值 | CNQ | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记或将登记的证券：无
根据该法第15(D)条负有报告义务的证券：一个也没有
如属年度报告，请勾选该表格所填报的资料：
| | | | | |
[ X ]年度信息表 | [ X ]经审计的年度财务报表 |
说明截至年度报告所涉期间结束时发行人的每一类资本或普通股的流通股数量。
1,102,636,000截至2022年12月31日的已发行普通股
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交该等报告的较短时间内)提交了交易所法案第13或15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合该等提交要求。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
用复选标记表示注册人是否是交易法第12b-2条所界定的新兴成长型公司。
如果一家新兴成长型公司按照美国公认会计原则编制其财务报表，用勾号表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。
†
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，用勾号表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。 †新的或修订的财务会计准则是指财务会计准则委员会在2012年4月5日之后发布的对其会计准则编纂的任何更新。
根据修订后的1933年证券法，这份表格40-F的年度报告应以引用的方式并入注册人的表格F-10的注册声明(文件编号333-258127)中，或作为适用的证据。
主要文件
以下文件已作为本年度报告的40-F表格的一部分提交，从下一页开始：
加拿大自然资源有限公司(“加拿大自然”)截至2022年12月31日的年度资料表格。
加拿大自然截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度经审计的综合财务报表，包括独立注册会计师事务所的报告 (PCAOB ID271)关于这一点.
加拿大自然管理层对截至2022年12月31日的年度的讨论和分析。
以下文件以表格40-F的形式作为本年度报告的证物存档，并在此引用作为参考：
有关加拿大天然气公司截至2022年12月31日的年度的补充石油和天然气信息(未经审计)报告，请参阅本年度报告的表格40-F附件99.1。
加拿大自然资源有限公司
| | |
年度信息表 截至2022年12月31日止的年度 |
2023年3月22日 |
| | | | | |
定义和缩写 | 2 |
咨询 | 4 |
公司结构 | 6 |
业务的总体发展 | 7 |
业务描述 | 9 |
A.环境问题 | 10 |
B.监管事项 | 12 |
C.竞争因素 | 14 |
D.风险因素 | 14 |
表51-101F1储量数据及其他资料报表 | 20 |
精选财务信息 | 48 |
红利历史 | 49 |
资本结构描述 | 49 |
证券市场 | 51 |
董事及行政人员 | 52 |
法律程序和监管行动 | 56 |
管理层和其他人在重大交易中的利益 | 56 |
转让代理和注册官 | 56 |
材料合同 | 56 |
专家的利益 | 56 |
审计委员会信息 | 56 |
附加信息 | 57 |
附表“A”表51-101F2独立合格储量评估员或审计师的储量数据报告 | 58 |
附表“B”表51-101F3管理层和董事关于油气披露的报告 | 61 |
附表“C”董事会审计委员会章程 | 63 |
定义和缩写
| | | | | |
| adr | 废弃、退役和填海费用 |
AOSP | 阿萨巴斯卡油砂项目 |
应用编程接口 | 美国石油学会标尺上测量的比重(度) |
阿罗 | 资产报废债务 |
Bbl | 枪管 |
Bbl/d | 每天的桶数 |
Bcf | 十亿立方英尺 |
沥青 | 天然形成的固体或半固体碳氢化合物，主要由较重的碳氢化合物组成，这些碳氢化合物太重或太厚，在储集层条件下无法流动，可以用热原地采油方法以经济的速度开采 |
教委会 | 桶油当量 |
BoE/d | 每天桶油当量 |
C$或$ | 加元 |
加拿大自然资源有限公司、加拿大自然公司、公司、公司 | 加拿大自然资源有限公司，并在适用的情况下包括对加拿大自然资源有限公司的子公司和由加拿大自然资源有限公司及其子公司持有的合伙权益的引用 |
公司2 | 二氧化碳 |
公司2e | 二氧化碳当量 |
原油 | 包括轻质和中质原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、合成原油和沥青(热油) |
CSS | 蒸汽吞吐周期 |
开发井 | 在石油或天然气储集层的既定界限内或在靠近储集层边缘、已知可生产的地层层位深度处钻井的井 |
干井 | 事实证明，这口井既不能生产足够数量的原油，也不能生产足够的天然气来证明完井是合理的 |
提高采收率 | 提高采收率 |
探井 | 这不是开发井、服务井或地层测试井 |
延伸井 | 钻井是为了测试已知的储集层是否延伸到以前认为的储集层外围范围之外 |
费用业权利息 | 对矿产土地合法所有权的绝对所有权，受所有权可能授予的有条件权益的制约，如石油和天然气租约 |
浮式生产储油船 | 浮式生产、储存和卸油船 |
温室气体 | 温室气体 |
总英亩 | 公司拥有营运权益或费用所有权权益的总英亩数 |
总油井 | 公司拥有工作权益的油井总数 |
地平线 | 地平线油砂 |
| 国际会计准则委员会 | 国际会计准则理事会 |
国际财务报告准则 | 国际财务报告准则 |
Mbbl | 千桶 |
麦克夫 | 千立方英尺 |
MCF/d | 千立方英尺/天 |
MD&A | 管理层的讨论与分析 |
MMbbl | 百万桶 |
| | | | | |
Mmboe | 百万桶油当量 |
MMBtu | 百万英热单位 |
MMCF | 百万立方英尺 |
MMCF/d | 百万立方英尺/天 |
Mm$ | 百万加元 |
NGL | 天然气液体 |
净英亩 | 总英亩乘以其中拥有的营运权益或费用所有权权益的百分比 |
净网井 | 总井数乘以公司在其中拥有的工作权益的百分比 |
| 净零 | 指油砂作业的排放量(范围1和范围2) |
纽交所 | 纽约证券交易所 |
| 欧佩克+ | 石油输出国组织加 |
| 《巴黎协定》 | 《巴黎协定》是2016年签署的《联合国气候变化框架公约》范围内关于气候变化缓解、适应和融资的协议。 |
路径联盟或路径 | 以前被称为“净零排放之路联盟”，是一个油砂生产商联盟，与联邦和某些省级政府共同努力，到2050年实现油砂作业的温室气体净零排放。本文中的所有净零参考适用于油砂作业的排放(定义为范围1和范围2的排放)。 |
高产井 | 未干的探井、开发井或延伸井 |
已证明的性质 | 储量明确归属的财产或财产的一部分 |
PRT | 石油所得税 |
探索 | Quest碳捕获和封存(“CCS”)项目 |
SAGD | 蒸汽辅助重力排水 |
上海合作组织 | 合成原油 |
美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
服务好 | 为支持现有油田的生产而钻探或完成的井，以及为注气、注水、注汽、注气、盐水处理、注入水、观察或注入燃烧而钻取的井 |
地层测试井 | 地质导向的钻探工作，以获取与特定地质条件有关的信息，通常在没有完成油气生产的意图的情况下进行钻探 |
多伦多证券交易所 | 多伦多证券交易所 |
英国 | 英国 |
未经证实的财产 | 未明确归于储量的财产或财产的一部分 |
我们 | 美国 |
工作利益 | 公司在原油或天然气资产中持有的权益，该权益通常承担勘探、开发和运营成本以及任何特许权使用费或其他生产负担的比例份额 |
咨询
关于前瞻性陈述的特别说明
本年度信息表格(“AIF”)中有关加拿大自然资源有限公司(“公司”或“加拿大自然”)的某些表述或通过引用纳入本文的文件构成适用证券法规定义的前瞻性表述或信息(本文统称为“前瞻性表述”)。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。与本AIF中提供的预期未来商品定价、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相关的披露构成前瞻性陈述。披露与现有和未来发展有关的计划和预期结果，包括但不限于与公司在Horizon、AOSP、PrimRose、Pelica Lake、Kirby、Jack Fish和Pike的资产有关的计划、西北红水沥青改良机和炼油厂的运营、第三方建造新的或扩建现有管道的能力或公司可能依赖的其他沥青、原油、天然气、NGL或SCO运输工具、技术和技术创新的开发和部署、加工设施的运营本AIF的“2023年活动”部分涉及2023年编入预算的资本支出、路径联盟倡议和活动的影响，包括与此相关的任何项目，如碳干线和储存枢纽、政府对路径的支持以及实现石油生产净零排放的能力；根据公司的自由现金流政策，任何有针对性的国际退役活动及其时间，以及任何有针对性的支付，都构成前瞻性陈述。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包括但不限于：总体经济和商业状况(包括冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的挥之不去的影响、欧佩克+的行动和通胀)，这些情况可能会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，包括由于欧佩克+针对新冠肺炎或其他原因采取的行动；货币和利率的波动；公司当前目标所基于的假设；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(包括俄罗斯入侵乌克兰)；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；公司的诉讼辩护；地震、钻井和其他设备的可用性和成本；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适当运输的能力；公司的沥青产品开采、提取或升级的意外中断或延误；与勘探或开发项目或资本支出有关的计划的可能延迟或变化；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；勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、提取或升级公司沥青产品所固有的经营危险和其他困难；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；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；存在以下不确定性：储量估计和对目前未被归类为已探明的原油、天然气和NGL可采数量的估计；政府当局的行动(包括政府强制减产)；政府法规和遵守这些法规所需的支出(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支出的影响)；资产报废义务；公司的税收拨备是否充足；以及其他影响收入和支出的情况。
本公司的运营一直受到政治发展以及国家、联邦、省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支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。有关更多信息，请参阅本AIF的“风险因素”部分。
提醒读者，前面列出的因素并不是详尽的。本AIF中没有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，公司不承担因新信息、未来事件或其他因素或前述影响这些信息的因素而更新前瞻性陈述的义务。
关于货币、财务信息、生产和储备的特别说明
在本AIF中，除非另有说明，否则所有对美元的引用均指加元。储量和产量数据是在“未计特许权使用费”或“公司毛利”的基础上列报的，实际价格是扣除混合和原料成本，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，称为桶油当量或BOE。京东方是通过将六千立方英尺的天然气换算成一桶原油(6立方英尺：1桶)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：1bbl换算比率作为价值指标可能具有误导性。
截至2022年12月31日的最近一个财政年度的比较综合财务报表和公司的MD&A仅供参考，本AIF中包含的某些信息是根据国际会计准则委员会发布的IFRS编制的。
于截至2022年12月31日止年度，本公司聘请独立合格储量评估师(“IQRE”)、Sproule Associates Limited及Sproule International Limited(合称“Sproule”)及GLJ Ltd.(“GLJ”)评估及审核本公司所有已探明及已探明及可能储量，生效日期为2022年12月31日，准备日期为2023年2月6日。Sproule评估和评估了北美和国际轻、中型原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)、天然气和NGL储量。GLJ评估了上海合作组织的油砂开采和升级储量。评估和审查是根据《加拿大石油和天然气评估手册》(“COGE手册”)中的标准进行和准备的，并按照国家文书51-101-石油和天然气活动披露标准(NI 51-101)的要求披露。
本公司每年根据美国财务会计准则委员会第932号专题“采掘活动-石油和天然气”，按照美国财务会计准则委员会在提交给美国美国证券交易委员会的Form 40-F年报和本公司2022年年报的“油气补充信息”部分披露探明净储量和使用12个月平均价格和当前成本折现的未来净现金流量的标准化计量，本文通过引用并入本文。
关于非公认会计准则财务计量的特别说明
本AIF包括参考原油和天然气行业常用的财务指标，例如：调整后的运营净收益；调整后的资金流；净收益；以及净资本支出。这些财务计量不是由《国际财务报告准则》定义的，因此称为非GAAP财务计量，如《国家文书52-112-非GAAP和其他财务计量披露》(“NI 52-112”)所定义。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AIF中包含的公司非GAAP计量“调整后的经营净收益”、“调整后的资金流”、“净回扣”和“净资本支出”的说明，在截至2022年3月1日的公司年度MD&A年度“非GAAP和其他财务指标”一节中提供。“自由现金流量”是一种非公认会计准则的财务计量，代表根据基本资本支出和普通股红利调整后的资金流量。该公司认为，自由现金流是展示公司通过资本投资产生现金流为未来增长提供资金、向股东支付回报和偿还债务的能力的关键指标。
公司结构
加拿大自然资源有限公司于1973年11月7日根据不列颠哥伦比亚省的法律注册为AEX Minerals Corporation(N.P.L.)1975年12月5日更名为加拿大自然资源有限公司。加拿大自然于1982年1月6日根据《公司法》(艾伯塔省)继续生效，并于1985年11月6日根据《商业公司法》(艾伯塔省)继续生效。自那时以来，本公司完成了多项交易，导致合并、安排和修订会计文件，但这些交易均未导致重大变化。
在过去的十年中，该公司根据《商业公司法》(艾伯塔省)，以加拿大自然资源有限公司的名义与下列公司合并：
| | |
2014年1月1日-巴里克能源公司。 |
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-中国北车升级有限公司 |
| 2021年1月1日-彩马能源有限公司。 |
| 2022年1月1日-Storm Resources Ltd.；Storm Gas Resources Corp.；CNR Montney Ltd. |
| 2023年1月1日-Horizon建筑管理有限公司。 |
公司总部、负责人及注册办事处位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，邮编：2100,855-Second Street S.W.，T2P 4J8。
本公司的主要运营子公司和合伙企业、直接或间接拥有的有表决权证券的百分比及其注册管辖范围如下：
| | | | | | | | |
| 法团的司法管辖权 | %所有权 |
子公司 | | |
加拿大自然升级有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
Cannat Energy Inc. | 特拉华州 | 100 |
中国北车(ECHO)资源公司 | 艾伯塔省 | 100 |
中国北车国际(英国)发展有限公司 | 英国 | 100 |
中国北车国际(英国)有限 | 英国 | 100 |
中国北车国际(科特迪瓦)SARL | 科特迪瓦-科特迪瓦 | 100 |
中国北车国际(南非)有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
中国北车(红水)有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
苏昆卡自然资源公司。 | 艾伯塔省 | 100 |
| 中国北车石油资源有限公司 | 艾伯塔省 | 100 |
伙伴关系 | | |
加拿大自然资源 | 艾伯塔省 | 100 |
加拿大自然资源北艾伯塔省伙伴关系 | 艾伯塔省 | 100 |
加拿大自然资源2005年伙伴关系 | 艾伯塔省 | 100 |
| 中国北车蒙特尼伙伴关系 | 艾伯塔省 | 100 |
作为执行合伙人的加拿大自然资源公司、中国北车(ECHO)资源公司和加拿大自然资源2005年合伙公司是加拿大自然资源公司的合伙人，这是一个普通的合伙企业。作为执行合伙人的加拿大自然资源公司、CNR(ECHO)Resources Inc.、加拿大自然资源公司和加拿大自然资源2005年伙伴关系是加拿大自然资源北艾伯塔省伙伴关系的合作伙伴，这是一个普通的合伙企业。作为管理合伙人的加拿大自然资源公司和中国北车(ECHO)资源公司是加拿大自然资源2005年伙伴关系的合作伙伴，这是一个普通的合伙企业。作为管理合伙人的加拿大自然公司和中国北车石油资源有限公司是普通合伙企业中国北车蒙特尼合伙公司的合伙人。
在正常的业务过程中，加拿大自然公司对其子公司和合作伙伴进行了重组，以保持高效的运营。加拿大自然公司的综合财务报表包括公司及其所有子公司和全资合伙企业的账目，以及公司通过联合安排进行的某些活动。
业务的总体发展
2020
由于管道开发的持续拖延，艾伯塔省政府最初于2018年实施的原油和沥青强制减产政策被延长至2021年12月31日。然而，由于新冠肺炎疫情和随之而来的经济低迷，艾伯塔省政府表示，只有在新兴市场条件下绝对必要的情况下，才会实施月度限产。自2020年12月1日起，不再实行月度限产。
由于新冠肺炎的蔓延导致全球石油需求下降，以及2020年春季欧佩克+国家之间旨在遏制原油价格波动和下跌的减产谈判破裂，经济状况在2020年3月恶化。
2020年，公司对债务融资计划进行了调整。在第二季度，该公司将7.5亿美元的非循环定期信贷额度增加到10亿美元，并将期限从2021年2月延长至2022年2月，该期限在年底后延长至2023年2月。本公司亦偿还了三年期32.5亿美元承诺定期信贷安排(“德文信贷安排”)中的1.625亿美元，该贷款是为2019年收购德文加拿大公司(“德文”)几乎全部资产而设立的，使其余额降至30.88亿美元。德文郡的信贷安排在完成对德文郡的收购后已全部动用。公司发行了6亿美元2025年7月到期的2.05%债券和5亿美元2030年7月到期的2.95%债券。第三季度，公司偿还了10亿美元2.89%的中期票据和9亿美元2.05%的中期票据。第四季度，公司发行了5亿美元2023年11月到期的1.45%中期票据和3亿美元2028年1月到期的2.50%中期票据。
Kirby North工厂于2019年竣工投产，2020年6月达到了4万桶/日的目标产能。
公司拥有50%工作权益的西北红水炼油厂于2020年6月1日成功实现商业运营。
2020年10月6日，公司完成了对彩马能源有限公司(“彩马”)全部已发行和流通股的收购，总收购价为1.11亿美元，并承担彩马约3.97亿美元的总债务。彩马于2021年1月1日与本公司合并。
2021
2020年12月开始在国际上推出新冠肺炎疫苗，加上欧佩克+继续达成保持大部分减产的协议，2021年对全球原油和公司产品的需求和基准定价产生了总体积极的影响。
2021年1月，在新当选的美国总统总裁就职后，2019年授予Keystone XL管道的总统许可证被撤销。该公司在2020年第四季度应计了与Keystone XL管道项目相关的1.43亿美元费用。
2021年，公司对债务融资计划进行了多次调整。这包括偿还和注销原定于2022年6月到期的30.88亿美元德文郡信贷安排的剩余余额。第三季度，公司偿还了原定于2021年11月15日到期的5亿美元3.45%票据。该公司还偿还了原定于2023年2月到期的26.5亿美元定期信贷安排的15亿美元，这使截至2021年11月3日的贷款余额减少到11.5亿美元。第四季度，本公司偿还了其10,000,000,000美元信贷安排下的未偿还名义余额，该信贷安排在偿还时并未被取消，直到2022年3月31日仍可提取。第四季度，本公司还将原定于2022年6月和2023年6月到期的24.25亿美元循环银团信贷安排分别延长至2024年6月和2025年6月，并将每项贷款增加7000万美元至24.95亿美元。根据延期条款并经双方同意，每个原有循环信贷安排的7,000万美元没有延期和到期，或将分别于2022年6月和2023年6月的原定到期日到期。此外，在第三季度，该公司提交了基准招股说明书，允许在加拿大发售最多30亿美元的中期票据，在美国发售30亿美元的债务证券，这些债券将于2023年8月到期，取代本公司之前于2021年8月到期的基准招股说明书。
2021年6月9日，该公司与Cenovus Energy、Imperial Oil、Meg Energy和Suncor Energy共同宣布了油砂净零排放计划(现称为“路径联盟”)，这是一个独特的联盟，与联邦政府和艾伯塔省政府共同努力，到2050年实现油砂作业的温室气体净零排放。这一开创性的行业和政府合作旨在通过并行开发和部署下一代减排技术、基础设施和运营项目来支持加拿大实现气候目标，这些项目旨在提高效率和减少温室气体排放，同时平衡可持续经济发展，并将加拿大的石油和天然气生产定位为ESG领先的桶，以满足全球能源需求。
于2021年，本公司完成收购Storm Resources Limited(“Storm”)所有已发行及已发行普通股，总现金代价约为7.71亿美元。在结束时，收购还包括承担约1.83亿美元的长期债务。Storm和中国北车蒙特尼有限公司于2022年1月1日与该公司合并。Storm参与了不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区天然气和NGL的勘探和开发。
2021年，该公司还完成了其他一些机会性收购。两项收购包括位于不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的天然气资产，总产量约为11,100 BOE/d。第三项收购包括公司持有的现有油砂租约的净附带权益，目前Horizon的所有产量都来自该租约。为这些收购支付的总现金对价约为4.5亿美元。
2022
一月，本公司通过收购邻近杰克鱼的未开发派克土地的剩余50%权益，巩固了其在杰克鱼和Kirby的开发机会。
该公司在2022年对其债务融资计划进行了多次调整。这包括偿还和取消原定于2023年2月到期的11.5亿美元定期信贷安排。该公司还修订了10亿美元的信贷安排，将到期日延长至2024年2月，并使其成为5亿美元的循环信贷安排。二月份，本公司偿还了到期的10亿美元3.31%的中期票据，12月份，本公司偿还了原定于2023年1月到期的10亿美元2.95%的票据。在整个2022年，该公司还回购了4.98亿美元的中期票据，利率在1.45%-3.55%之间，原定于2023年至2028年到期。
业务描述
加拿大自然能源公司是一家总部位于加拿大的资深独立能源公司，从事原油、天然气和天然气的收购、勘探、开发、生产、营销和销售。该公司的主要核心业务地区是加拿大西部、英国北海地区和非洲近海地区。
该公司在其参与的大多数前景中运营并保持着巨大的工作权益。该公司的目标是通过对现有原油和天然气资产的经济和可持续发展，以及通过发现和/或收购新的储量，在普通股基础上增加原油和天然气的产量、储量、现金流和资产净值。公司以可持续和负责任的方式努力实现这些目标，坚持环境管理和卓越安全的承诺。
公司拥有充足的管理、技术和支持人员来实现这些目标。截至2022年12月31日，公司拥有以下相当于全职的永久员工：
| | | | | |
北美勘探与生产 | 4,975 |
北美油砂开采与升级 | 4,751 |
北海和非洲近海 | 309 |
公司总数 | 10,035 |
运营纪律以及安全、有效和高效的运营和成本控制是公司的根本。通过在所有行业周期内始终如一地管理成本，公司相信将实现持续增长。该公司通过发展区域知识，并通过在其物业中保持较高的工作权益和运营商地位，实现有效和高效的安全运营并控制成本。该公司通过内部增长和战略收购的结合实现了增长。进行收购的目的是为了进入新的核心地区或增加公司在现有核心地区的存在。
该公司的业务方针是保持大量的项目库存，并使其每种产品的生产多样化：上海合作组织、天然气、轻中型原油和天然气、沥青(热油)、初级重质原油和鹈鹕湖重质原油。该公司的大型多元化项目组合能够有效地将资本分配给回报更高的机会，这些机会共同提供补充的基础设施，并在整个商业周期中实现平衡。上海合作组织在阿尔伯塔省北部的油砂开采和升级业务占2022年年产量的33%。天然气主要在艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省生产，占2022年年产量的27%。轻、中型原油和液化天然气占2022年年产量的11%，来自艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省，以及该公司的北海和离岸非洲业务。艾伯塔省和萨斯喀彻温省还生产沥青(热油)，占2022年年产量的20%，初级重质原油，占2022年年产量的5%，鹈鹕湖重质原油，占2022年年产量的4%。该公司的中游资产主要包括两个运营的管道系统(Echo和Pelcan Lake)，以及在PrimRose的84兆瓦热电厂50%的工作权益，为公司的重质原油和沥青业务提供了具有成本效益的基础设施。中游资产还包括西北红水伙伴关系50%的股权。
作为本公司持续关注技术和创新以及减少其环境足迹的一部分，本公司以前已经实施并将继续开展以下项目：碳捕获、封存、储存和利用项目，包括减少和捕获甲烷；2从氢气工厂捕获；以及研究从藻类中生产生物燃料。此外，该公司还在适当情况下在偏远地区安装可再生能源。
该公司拥有为期20年的运输协议，将在跨山管道扩建项目(TMX)上运输9.4万桶/日的原油，这将为国际市场提供水路通道。截至2023年3月10日，TMX的建设大约完成了80%。跨山公司宣布，TMX的目标是在2023年底之前完成机械连接，并在2024年第一季度投入使用。
A.环境问题
环境管理方法
公司有一份关于环境管理的公司声明，其中确认环境管理是公司的基本价值。这一承诺确保公司及其员工和承包商按照适用的地区、国家和国际法规和行业标准开展所有业务活动。该公司的油砂开采和英国分部也根据环境管理体系开展业务，这些体系由独立的第三方审计。作为公司公司治理任务的一部分，公司的环境专家跟踪其国内和国际业务的众多环境业绩指标，审查公司在全球范围内的运营情况，并定期向公司高级管理层报告，后者又直接向董事会健康、安全、资产完整性和环境委员会报告环境问题。
公司定期与公司运营的每个地区的政府监管机构会面并接受检查。该公司相关的环境风险管理战略包括与立法者和监管机构合作，以确保任何新的或修订的政策、立法或法规适当地反映可持续发展的平衡方法。为回应现有或新的法律而采取的具体措施包括重点关注公司的能源效率、空气排放管理、水管理和土地管理，以尽量减少干扰影响。该公司已制定流程，以满足所有现有的环境标准和法规，并已在其资本支出预算中计入适当金额，以继续满足当前的环境保护要求。在加拿大，这些要求适用于原油和天然气行业的所有运营商，预计公司在行业内的竞争地位不会因适用法律的变化而受到不利影响。
该公司制定了内部程序，以确保在进行新的收购和开发之前考虑到环境方面的问题。公司的环境管理计划(“计划”)以及公司的运营指导方针和战略侧重于在满足以下要求的同时将运营对环境的影响降至最低：法规要求；生物多样性、空气质量和排放以及地下水和地表水的区域管理框架；行业运营标准和指南；以及企业内部标准。对操作员和承包商的培训和尽职调查是公司环境管理计划的有效性和防止环境保护事故发生的关键。
加拿大
该公司继续投资于人员、设施和基础设施，以及新的和经过验证的技术，以高效和对环境负责的方式回收和加工原油和天然气资源。作为该计划的一部分，公司实施了一系列减少环境足迹的方案，包括：环境规划，以评估影响并实施规避和缓解方案，以维护陆地和水生系统以及高价值生态系统的生物多样性；继续评估减少环境影响的新技术；通过实施各种减排方案和碳捕获项目(包括CO)，缓解公司的气候变化影响2用于提高采收率、一氧化碳的注入2该项目包括：一项甲烷减排计划，包括用于减少甲烷排放的溶液气体保护计划；一项旨在减少气动设备排放的设备改造计划；以及一项优化公司设施效率的计划。
2022年，该公司作为路径联盟的创始成员和贡献者，继续推进工作，以支持实现到2050年油砂作业温室气体净零排放的目标，以帮助加拿大实现其气候目标，包括其在《巴黎协定》中的承诺。
2022年4月，联邦政府在联邦预算中纳入了针对碳捕获、利用和封存项目的投资税收抵免。由于路径联盟倡议的进展和公司温室气体减排项目的持续进展，公司于2022年11月宣布了新的企业温室气体减排目标。新的目标是到2035年将企业绝对范围1和范围2的温室气体排放总量在2020年基线的基础上减少40%。这一目标是该公司此前宣布的到2030年北美勘探和开采甲烷排放量在2016年基准基础上减少50%的目标以及油砂开采和热能作业净零排放的令人向往的目标之外的目标。
公司拥有一套综合的温室气体减排战略，其中包括：将减排纳入项目规划和运营；利用技术创造价值和提高绩效；投资研发，包括与工业界、企业家、学术界和政府合作；专注于持续改进，以推动长期减排；在碳捕获、封存和封存方面处于领先地位；参与政策和法规的制定(包括交易能力和抵消排放)；审查和开发新的商机和趋势，为减少公司的环境足迹提供更多机会。本公司参与联邦和省级监管的气候和温室气体排放报告计划，并继续量化年度温室气体排放量以供内部报告之用，以推动温室气体绝对排放量和强度的持续改善和减少。该公司于2022年第三季度向利益相关者发布了2021年管理报告。这份报告包括对其2021年范围1和范围2排放(包括甲烷排放)的第三方独立“合理保证”，以及对范围3排放的“有限保证”。对于2022年，本公司还聘请了独立的第三方对其2022年范围1和范围2的排放(包括甲烷排放)提供“合理保证”，并对其范围3的排放提供“有限保证”。
该公司正通过行业协会与加拿大立法者和监管机构合作，制定和实施新的温室气体排放法律和法规，以支持减排并适当反映可持续发展的平衡方法。
空气质量计划是公司环境工作计划的重要组成部分，并在所有行业和监管标准和指南内运行。在公司内部，本公司继续加强其综合减排战略，以确保其能够遵守现有和未来温室气体和空气污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的减排要求。该公司继续通过区域组织参与空气质量监测。通过区域风洞监测收集的数据用于制定管理方案和框架。
该公司继续实施燃烧、通风和溶解气体保护计划，这些计划影响和指导其未来的新项目和设施计划。2022年，该公司在其主要的稠油作业中完成了244个溶液气体保护项目，从而减少了约99万吨/年的CO2E.从2018年到2022年，公司在其主要的重质原油和原地油砂业务上花费了超过2760万美元，以节省相当于1040万吨的CO2E.该公司还监测压缩机机队的性能，作为其压缩机优化计划的一部分，以提高燃料气体效率，并有针对气动设备的持续甲烷减排计划。自2018年以来，该公司已完成超过8,000次气动改装和拆除，累积CO2E其业务减少约815,000吨/年，其中约1,250次改装/拆除相当于122,000吨/年CO2E于2022年完工。 油砂开采结合了技术上的进步，通过最大限度地提高热集成、使用热电联产来满足蒸汽和电力需求以及设计能够实现CO的氢气生产设施，进一步减少温室气体排放2捕获高达400,000吨/年的CO注入2在油砂尾矿中，以及从炼油厂燃料气中回收碳氢化合物液体。此外，在该公司非运营的Quest碳捕获和储存设施中，每年约有100万吨CO2被捕获并永久地隔离在地质存储中。自2015年以来，大约有700万吨CO2已经被抓获并安全地储存在Quest。
该公司有提高使用效率和循环率以及减少淡水使用的水计划，包括与其油砂开采作业的淡水使用强度和热力原地作业的淡水使用强度相关的新目标，这两项目标都于2021年宣布。作为其钻井实践的一部分，该公司还采用了由CAPP开发的水力压裂操作实践，以支持负责任的水力压裂和水管理方法。
该公司拥有有效的油井废弃和退役计划，允许逐步开垦大片毗连的土地，为加强生物多样性和功能性野生动物栖息地奠定了基础。该公司在2022年继续其环境责任减少计划，废弃了3,121口不活动的油井，并已在其中许多地点启动了填海，最终目标是获得填海认证。在2022年，该公司共收到765份填海证书，涉及1,787公顷土地。2018至2022年间，该公司废弃了11,133口停用井，并收到了4,118份填海证书，相当于9,039公顷的填海土地。此外，还对停用的设施进行了退役和对在役设施进行了清理，以处理作业地点的环境责任。此外，公司还在以下方面制定了全面的方案：油砂开采作业中的尾矿管理，以最大限度地减少细微尾矿并促进回收；监测方案，以评估生物多样性、野生动物和渔业的变化，以管理建设和运营效果，并评估复垦成功；参与和支持区域重要资源的油砂监测方案；所有热力现场和采矿作业的地下水监测；积极的泄漏预防和管理方案；以及用于运营设施合规性审计和检查方案的内部环境管理系统。
国际
作为其计划的一部分，该公司还为其国际业务实施了环境计划。该公司在北海实施了单涡轮机作业和天然气压缩强化，提高了温室气体排放强度。
2022年，公司在尼年北部的退役活动继续进行，拆除了在离岸设施加工的导管架，并实现了98%的回收目标。2022年，班夫和凯尔油田的退役活动也在继续，完成了油井堵塞和废弃，并移走了海底树木。班夫和凯尔油田的海底退役活动将持续到2023年和2024年。
B.监管事项
该公司的业务受通常通过政府立法和政府机构建立的法规的约束。以下各段概述了影响公司运营的若干关键监管制度。
加拿大
加拿大的原油和天然气行业在管理勘探、开发、生产、炼油、营销、运输、防止废物和其他活动的立法和法规下运作。
该公司在加拿大的物业主要位于艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省。这些财产中的大多数是根据从联邦政府或各自的省级政府获得的租约/许可证持有的，这赋予了持有者勘探和生产沥青、原油和天然气的权利。其余物业以永久保有(私有)租约形式持有。
艾伯塔省、萨斯喀彻温省和马尼托巴省颁发的常规石油和天然气租约的主要租期为2至5年，不列颠哥伦比亚省的租约/许可证目前的主要租期最长为10年。在主要租期结束时正在生产或能够生产的租约部分将在租约的生产期限内“继续”。
艾伯塔省的油砂初级租约为期15年。只要维持最低产量水平，被指定为“生产”的初级油砂租约将继续存在，而被指定为“不生产”且未达到所要求的最低产量水平的主要油砂租约，可以通过支付不断上升的租金来继续。
各省政府对原油和天然气的生产以及各自省份的天然气和天然气的开采进行管理。政府特许权使用费是为该省拥有的租约生产的原油、天然气和NGL支付的。特许权使用费由法规确定，通常计算为产量的百分比，经若干不同因素调整，包括销售价格、产量水平、回收方法、运输和加工成本、发现地点和日期。
艾伯塔省油砂项目的特许权使用费基于支付前毛收入1%至9%和支付后净收入25%至40%的浮动比例，具体取决于基准原油定价。
自2017年1月1日起，艾伯塔省政府通过了针对常规原油、天然气和NGL特许权使用费的现代化特许权使用费框架(MRF)。因此，艾伯塔省目前有一个平行的特许权使用费制度，以前的艾伯塔省特许权使用费框架(ARF)继续适用到2026年12月31日，适用于2016年7月13日之前钻探的油井，而MRF适用于2017年1月1日或之后钻探的油井。如果满足某些标准，在2016年7月13日至2016年12月31日期间钻探的富国银行可以选择加入MRF。根据MRF，天然气和天然气的传统特许权使用费税率将从5%到36%不等，原油的传统特许权使用费税率将从5%到40%不等。
2022年，该公司在加拿大须缴纳联邦和省级所得税，税率约为23.2%。艾伯塔省省政府自2019年7月1日起将省级企业所得税税率从12%降至11%，自2020年1月1日起降至10%，自2020年7月1日起降至8%。
2022年5月19日，不列颠哥伦比亚省政府宣布了新的特许权使用费框架，将于2024年9月1日生效。新框架将用类似于加拿大其他司法管辖区的收入减去成本的模式取代之前的钻探激励计划。新油井将支付5%的统一特许权使用费，直到收回用于钻井和完井的资本，然后将适用5%至40%之间的价格敏感型特许权使用费税率，并根据商品类型而有所不同。某些成本津贴和参考价格的细节仍有待不列颠哥伦比亚省政府与利益相关者协商敲定。
2021年，艾伯塔省能源监管机构(“AER”)宣布了一个新的责任管理框架，强制要求公司关闭不活跃的油井和设施。这些目标于2022年1月1日生效。在2022年期间，AER增加了强制性目标。同样在2022年，萨斯喀彻温省政府推出了非活动负债减少计划，不列颠哥伦比亚省政府更新了休眠和关闭条例，这些条例为这些省份的非活动油井和设施的退役和恢复提供了强制性目标。
▪联邦碳排放合规成本
该公司运营的司法管辖区的政府已经或正在制定温室气体法规，作为其国家和国际气候变化承诺的一部分。该公司使用现有的温室气体法规来确定合规成本对当前和未来项目的影响。该公司在其运营的司法管辖区内持续监测温室气体法规的发展，以评估未来法规发展对公司运营和计划项目的影响。在加拿大，联邦政府已经批准了《巴黎协定》，承诺到2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少40%-45%。加拿大政府还承诺限制和减少石油和天然气行业的排放，进一步的细节将在2023年制定。此外，加拿大承诺到2025年将上游石油和天然气部门的甲烷排放量减少40%-45%，并公布了一份框架草案，概述了拟议的措施，目标是到2030年将甲烷排放量在2012年的基础上至少减少75%。2020年12月，联邦政府宣布打算在2030年之前将碳价格提高到170美元/吨，2022年后以每年15美元/吨的速度递增。联邦政府还在开发空气污染物的综合管理系统，并发布了与该公司运营的某些锅炉、加热器和压缩机发动机有关的法规。此外，2022年，联邦政府发布了
适用于液体燃料(包括汽油、柴油、煤油以及轻质和重质燃料油)的生产商或进口商的《清洁燃料规例》。
▪省级碳合规成本
联邦政府定期审查所有省份的碳定价监管制度，以评估各省制度是否符合联邦《温室气体污染价格法》。这种未来的审查可能会影响碳价格和/或省级系统的严格性。
自2020年1月1日起，艾伯塔省将温室气体法规(碳竞争力激励法规)改为技术创新和减排法规(TIER)。Tier适用于公司在艾伯塔省的所有资产(作为联邦燃油费的替代方案)。2022年12月，艾伯塔省政府公布了2023年1月1日生效的TECH变化，减少了受监管设施的排放分配量。等级内的排放覆盖范围也扩大到包括所有等级监管设施的燃烧。2022年，艾伯塔省排放超过一级监管限制的碳价格从50美元/吨开始，并以15美元/吨的增量每年上涨，从2023年的65美元/吨增加到2030年的170美元/吨，这与联邦碳定价时间表一致。艾伯塔省政府已经公布了2030年的碳定价时间表，该时间表与该时期的联邦碳定价时间表保持一致。未运营的Scotford Upgrader和North West Redwater沥青升级机和炼油厂也必须遵守Under Tier。
在不列颠哥伦比亚省，该省消耗的燃料和燃烧和排放的天然气的碳税目前被评估为50美元/吨二氧化碳，2023年4月1日提高到65美元/吨，并继续每年增加15美元/吨二氧化碳，直到2030年达到170美元/吨二氧化碳。不列颠哥伦比亚省宣布，将用基于产出的定价体系取代对大型工业排放国征收的碳税，具体细节将于2023年晚些时候公布。从2023年4月1日起，大型排放者将免征“零售”碳税，并将为超过基于绩效的排放限制的温室气体排放买单。不列颠哥伦比亚省政府实施了一项计划(CleanBC计划)，以部分缓解碳税增加对排放密集型贸易敞口(EITE)行业的影响。2023年3月14日，不列颠哥伦比亚省宣布打算为石油和天然气行业设定排放上限，以确保该省实现该行业2030年的减排目标。这一目标旨在到2030年将石油和天然气行业的排放量在2007年的基础上减少33%-38%。不列颠哥伦比亚省政府的目标是在2023年底之前完成关于排放上限最终设计的利益相关者协商。
作为其草原复原力计划的一部分，萨斯喀彻温省政府有一项法规(《管理和减少温室气体(标准和合规)法规》)适用于排放超过25千吨CO的设施2E每年，并要求北唐格尔旗原地重质原油设施和Senlac原地重质原油设施达到2020年起温室气体排放的削减目标。这一规定还使低于门槛的设施能够聚合并选择加入萨斯喀彻温省的监管系统，作为联邦燃料费的替代方案。
不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省政府已经宣布，他们打算遵循联邦碳定价时间表，预计2023年这些司法管辖区将出台相关的省级法规。
在马尼托巴省，联邦基于产量的定价系统和碳定价时间表适用于排放量大于或等于50千吨CO的设施2E每年。排放量等于或大于10千吨CO的设施2E每年都可以自愿选择加入该系统。
▪联邦和省甲烷减排法规：
到2025年，联邦政府承诺将石油和天然气行业的甲烷排放量在2012年的基础上减少40%-45%。联邦政府的甲烷法规于2020年1月1日生效，适用于全国，除非各省与联邦政府达成同等协议，在这种情况下，联邦法规不适用。不列颠哥伦比亚省、艾伯塔省和萨斯喀彻温省已经实施了省级甲烷法规，并与联邦政府达成了对等协议。因此，适用的省级甲烷条例适用于西部三省，而联邦甲烷条例适用于马尼托巴省的甲烷排放。
2022年，联邦政府宣布了一个扩大甲烷法规的框架，以实现到2030年至少在2012年的基础上减少75%。法规草案预计将于2023年起草。
英国
根据现行法律，英国政府拥有广泛的权力来监管石油行业，包括勘探、开发、保护和生产率。
自2016年1月1日起，对某些原油和天然气利润征收的PRT税率降至0%。有资格结转至2015年和以前纳税年度的可允许放弃支出仍可按50%收回。此外，油气利润附加费降至10%。符合资格的资本开支的投资免税额可在附加费用时扣除，但须受某些限制。英国政府于2022年5月开始征收能源利润税，税率为25%。这一比例随后在2022年11月提高到35%，并将一直适用到2028年3月31日。符合资格的资本开支有29%的投资免税额。由于这些变化，适用于石油和天然气活动的应纳税所得额的总体税率为75%。
2013年，英国政府推出了退役救济契约(DRD)，这是一种监管和合同机制，英国政府通过收回PRT和企业所得税来保证其参与未来的油田废弃。
温室气体法规自2005年以来一直在英国生效。在英国国家分配计划的第一阶段(2005-2007)，该公司的运营低于其首席运营官2分配。在第二阶段(2008-2012)，公司的CO2分配减少到低于公司的运营排放量。第三阶段(2013-2020)公司的CO2拨款进一步减少。随着英国于2020年1月31日退出欧盟，新的英国排放交易计划(ETS)于2021年1月1日启动。新计划与欧盟ETS规则保持一致，适用于能源密集型行业、发电行业和航空业。公司继续专注于实施CO2在其设施和交易机制上提供减排机会，以确保遵守目前生效的要求。
非洲近海
许可证的条款，包括酌情就生产或利润分享安排支付的特许权使用费和税款，因国家而异，在某些情况下，还因每个国家的特许权而不同。
科特迪瓦近海CI-26区块的Espir油田和CI-40区块的Baobab油田(“CDI”)的开发必须遵守产量分享协议(“PSA”)，该协议认为向政府支付的税款或特许权使用费由政府从石油利润中分得的份额来支付。CDI现行的企业所得税税率为25%，适用于非PSA收入。
2019年，CDI政府传达了其意图，要求在其管辖范围内运营的石油和天然气行业遵守西非经济和货币联盟的货币管制规定。本公司正在与有关当局讨论，以寻找一种机制，既能遵守这些规定，同时又允许本公司在该国使用不需要的外币出境。
2018年，加蓬共和国批准了公司Olowi油田的停产和相关的退役义务，以及终止Olowi产量分享合同(“PSC”)的条款，并将许可证区域交还给政府。自那以后，退役活动已经完成，该公司在2022年满足了PSC规定的所有剩余政府要求。
C.竞争因素
能源行业在业务的各个方面都竞争激烈，包括勘探和开发新的供应来源、建设和运营原油和天然气管道及相关设施、收购原油和天然气权益、原油、天然气和天然气的运输和营销以及电力，以及吸引和留住技术人员。该公司的竞争对手包括综合和非综合原油和天然气公司以及其他石油产品和能源。
D.风险因素
鉴于风险的动态性质，公司使用多学科企业风险管理(“ERM”)框架来识别、评估和制定可能影响公司及其运营的风险的缓解计划。企业风险管理框架采用矩阵方法进行风险评估，对跨业务领域的风险进行分类和调整，使团队能够更好地了解已识别的风险、其对公司运营的影响以及为应对这些风险而采取的缓解措施。这使管理层能够通过确定公司管理委员会中负责每一项已识别风险的个人，来监控潜在的风险敞口以及为应对已识别的风险或以其他方式减轻这些风险而采取的步骤。报告整个公司的风险和相关的缓解活动也是企业风险管理框架的一部分。
原油和天然气价格的波动
该公司的财务状况在很大程度上依赖于原油和天然气的现行价格，并对其高度敏感。原油或天然气价格的大幅下跌可能会对公司的运营和财务状况及其储量的价值和数量产生重大不利影响。这可能包括：推迟或取消现有或未来的钻井、开发、建设或扩建计划；削减某些物业的产量；或导致未使用的长期运输承诺，所有这些都可能对公司的财务状况产生重大不利影响。
原油和天然气的价格随着原油和天然气的供求变化、市场不确定性以及公司无法控制的各种额外因素而波动。原油价格主要由国际供求决定。影响原油价格的因素包括欧佩克+的行动、加拿大、美国、欧盟和亚洲的经济状况、政府监管、中东和其他地区的政治稳定、地缘政治冲突(即俄罗斯入侵乌克兰)、外国原油供应、外国进口价格、可能受到管道限制影响的产品获得足够运输的能力、第三方建设新的或扩建现有管道的能力、政府强制削减、替代燃料来源的可用性、天气条件和其他因素。该公司实现的天然气价格主要受到北美供需、天气状况、工业需求和确保产品足够运输的能力的影响，这也可能受到管道限制、政府强制削减以及替代能源价格的影响。加拿大的原油和天然气生产商可能获得相对于国际价格的折扣价，部分原因是向国际市场运输和销售产品的能力受到限制。如果持续未能解决这些限制，可能会延长原油和天然气生产商(包括本公司)实现商品折扣或降价的持续时间。
原油或天然气价格的任何大幅或持续下跌都可能导致现有或未来钻探、开发、建设或扩建计划的推迟或取消，包括但不限于Horizon、AOSP、PrimRose、
鹈鹕湖、柯比、杰克鱼、梭鱼和国际项目，或某些物业的减产，或导致未使用的长期运输承诺，所有这些都可能对公司的财务状况产生重大不利影响。
以京东方为基准，该公司2022年产量中约有29%是初级重质原油、鹈鹕湖重质原油和沥青(热油)。目前，这些产品的市场价格与轻质和中级原油的既定市场指数不同，主要原因是质量不同。因此，这些产品目前收到的价格与它们定价所依据的基准价格不同。未来的质量差异是不确定的，差异的显著增加可能会对公司的财务状况产生重大不利影响。
本公司根据国际财务报告准则对其资产的账面价值进行定期评估。如果原油和天然气预测价格下降，相关物业、厂房和设备的账面价值可能会被下调，净收益可能会受到不利影响。
环境风险
原油和天然气业务的所有阶段都受到加拿大、美国、英国、欧盟、非洲和其他国家、联邦、省、州和市政法律和法规以及国际公约(统称为“环境立法”)的环境监管。
环境立法除其他外，规定了与危险物质和废物的产生、处理、储存、运输、处理和处置有关的限制、责任和义务，以及与向环境泄漏、释放和排放各种物质有关的限制、责任和义务。环境法规还要求与公司运营相关的油井、矿山、设施场地和其他财产的运营、维护、废弃和回收达到适用监管机构的满意程度。此外，某些类型的作业，包括勘探和开发项目以及对某些现有项目的重大变更，可能需要提交和批准环境影响评估或许可证申请。遵守环境法可能需要大量支出，不遵守环境法可能导致罚款和处罚。未来遵守环境法规的成本可能会对公司的财务状况产生重大不利影响。
原油和天然气行业正在经历与环境监管合规相关的成本递增，特别是在北美和北海。关于其离岸业务，公司还与监管机构和行业合作伙伴一起处理适用于公司在这些司法管辖区的业务的环境监测和应急响应协议。油砂环境监测是与联邦和省级政府、土著社区和工业界合作进行的，目的是加强对油砂开发累积影响的了解。现有和预期的法律和法规可能要求公司解决和减轻其活动对环境的影响。日益严格的法律法规可能会对公司的财务状况产生实质性的不利影响。主要环境风险摘要如下：
▪碳/温室气体排放管理风险
作为气候变化风险评估的一部分，该公司审查由能源公司和机构开发的独立外部情景分析，这些分析代表了到2050年的一系列全球石油和天然气需求水平。这些外部情景分析是公司用于支持业务规划、识别风险和机会的工具，其中包括考虑与市场(例如，经济和社会事件)、大宗商品价格、碳价格、政策、法规、技术开发和采用、能源效率和声誉相关的一些变量和假设。气候变化风险最有可能影响公司业务战略的方面包括：未来的法规变化、相关的合规成本和削减目标、进入市场和资本的机会、社会偏好和声誉风险以及技术发展，如下所述。
▪未来监管变更/合规成本/削减目标
已颁布或拟议的温室气体法规对公司运营的额外要求可能会增加资本支出和生产费用，包括与公司现有和计划中的油砂项目有关的支出。这可能会对公司的财务状况产生不利影响。因此，在作出推进公司业务战略的决策时，会考虑现有和拟议的气候变化政策和法规。该公司跟踪国际、国家、联邦和省级政策和法规的发展。2020年12月，联邦政府宣布打算超过加拿大之前根据《巴黎协定》规定的减排目标，到2030年将碳价格提高到170美元，并建立2030年和2035年的甲烷减排目标。此外，《清洁燃料条例》于2022年发布。清洁燃料法规的某些方面将增加公司运营中消耗的液体燃料的成本，同时也提供了一个潜在的机制来产生抵消信用。
除路径倡议外，该公司还继续在其运营中推行其他温室气体减排倡议，包括：解决方案气体保护、优化压缩机以提高燃料气体效率、减少/改造气动设备、CO2油砂尾矿中的捕获和注入2与EoR、CO关联的捕获和存储2Quest的捕获和存储，以及通过参与各种研究和创新小组进行技术开发。
各司法管辖区已经颁布或正在评估低碳燃料标准，这可能会影响排放强度较高的原油进入市场。加拿大政府和某些省级政府发布了减少石油和天然气行业甲烷排放的法规，以支持美国和加拿大政府做出的到2025年减少该行业排放的联合承诺。空气污染物的管制以适应环境
空气质量目标(通常作为区域空气区管理的一部分)可能会导致公司花费额外资本在特定地区改造设备。
该公司实现政府、道路和企业减排或环境减排目标的能力可能需要开发新技术，其成功与否尚不清楚，以及大量的资本和资源，实现目标和目标所需的成本可能与最初的估计和预期大不相同。虽然其目的是提高效率和增加低碳能源的供应，但资源和重点转向减排可能会对运营结果产生负面影响。
▪社会偏好/声誉风险
公众对气候行动的支持，特别是对油砂的支持的变化，再加上旨在改变消费习惯以加速减少全球碳基能源消耗的化石燃料的激进主义和反对者的增加，可能会影响公司产品和证券的市场，并影响其获得新项目批准的能力。向低碳经济转变的时间和速度是不确定的，如果金融机构、投资者、保险公司、评级机构和/或贷款人采取更严格的去碳化政策，获得保险和资本的能力可能会受到不利影响。此外，公众行为的改变，如交通偏好的改变或使用替代能源，可能会影响对原油和该公司产品的需求。
▪技术发展
应对气候变化的法规和政策变化可能要求该公司开发或采用新的可持续技术，以减少其环境足迹，并支持以高昂的成本过渡到更低的碳排放/能效经济。此外，可再生能源的开发、出现和使用可能会影响对本公司产品的需求，从而影响其竞争力和盈利能力。实现减排和改善环境所需的新技术的开发和商业化(包括可获得性、成本和有效性)是不确定的。
▪监管和政策的有效性
该公司在原油和天然气行业的政府法规和政策下运营，包括土地保有权、特许权使用费、税收、生产率、环境管理和安全表现。在进行重大项目之前，该公司必须遵循各种监管程序，以获得项目批准和许可。这些程序可包括土著和其他利益攸关方协商、环境影响评估和公开听证。该公司的项目执行和时间表可能会受到监管过程中遇到的延误或通过许可证审批对其运营施加的条件的影响。政府政策的变化有可能影响大型能源项目监管进程的确定性和时间表，包括增加对土著协商的要求。一些例子包括加拿大联邦《净零排放责任法案》、实施《联合国土著人民权利宣言》的联邦立法和联邦《影响评估法案》、支持驯鹿恢复的艾伯塔省次区域计划、不列颠哥伦比亚省《土著人民权利宣言法》(DRIPA)以及由不列颠哥伦比亚省政府谈判达成的蓝莓河原住民执行协议，该协议旨在解决最近的土著诉讼中提出的问题(即呀呀v.v.不列颠哥伦比亚省2021年(B.C.S.C.，1287)，关于发展对条约8权利的累积影响的案例)。
▪市场准入
由于未来转向低碳排放，该公司的产品可能面临更大的市场风险。这些风险可能包括对可再生能源的需求增加，可能无法在产品价格中收回的合规成本增加，这可能会推迟某些资产的开发，以及限制更高碳能源的市场准入，包括由于对跨山管道扩建等管道项目的监管批准被推迟、撤销或施加条件。这一风险体现在TC Energy的Keystone XL管道扩建总统许可被取消，该许可于2021年1月被撤销。如果其他司法管辖区的生产商不受类似监管负担的影响，这些风险可能导致竞争劣势。
▪尾矿治理
艾伯塔省能源监管机构(“AER”)于2017年10月更新了第85号指令--油砂开采项目的流体尾矿管理(“第85号指令”)。第85号指令确立了尾矿作业的绩效标准，并规定了尾矿库和尾矿管理计划的审批、监测和报告要求。
公司将继续执行和遵守Horizon矿、AOSP的Muskeg River和Jackine矿的已批准尾矿管理计划中规定的条件，从而满足艾伯塔省政府的尾矿管理框架(2015)和第85号指令的要求。然而，未来存在超过批准的特定地点的尾矿概况的潜在风险，导致需要根据采矿财务安全计划张贴额外的安全措施，以及可能适用合规征费。正在开发研究和缓解技术，以减少流体尾矿，并增加实现Horizon和AOSP矿尾矿目标的确定性。通过COSIA，所有油砂矿运营商共同进行技术开发，以加速此类项目的商业化。
该公司的油砂开采业务继续在其尾矿设施的边坡上规划和实施渐进的复垦活动。穆斯凯格河矿山继续推进其外部尾矿设施(南部扩展区)的退役进程，并正在等待最终的建设完成报告获得批准，然后再最终敲定
AER的监管要求取消了作为大坝结构的注册，进一步降低了矿山的环境风险和责任。南区扩张区将于2023年全面恢复植被和填海造地。马斯凯格河矿场还在2022年第二季度获得了拆除沉淀池的退役授权。
▪土地利用、水和野生动物管理
与土地管理有关的立法和政策可能会通过改变对空气排放、水使用、土地干扰和填海的操作标准的区域限制来影响开发和运营风险。土地利用规划可能会划出保护区、公园，或建立运营限制，以保护可能限制原油和天然气开发的生物多样性和野生动物。下阿萨巴斯卡油砂区的管理框架规定了地表水和地下水的质量和数量以及空气排放的限制和触发因素，从而可以提高设施运行的标准。关于生物多样性的框架草案可能会进一步限制发展，从而限制设施的运作和扩展。区域准入管理计划可能会通过对基础设施的限制来限制资源开发。
在获取水和有效管理水的过程中，水的许可证、使用和排放标准都变得越来越严格。艾伯塔省湿地政策的变化可能会增加新项目开发的要求和付款。目前正在制定关于油砂项目的水处理和排放到环境中的联邦和省级标准，同时考虑到管理加拿大其他采矿作业的适用条例。
这个濒危物种法案(加拿大)要求维持各种物种的栖息地。例如，在Woodland Cariou的情况下，除了最低畜群数量之外，与不受干扰的栖息地有关的监管要求可能会影响原油和天然气扩张的计划。石油、天然气和林业行业正在采取缓解措施，通过限制捕食者进入地震线，通过加速开垦恢复森林，并完成项目发展规划，以最大限度地减少驯鹿干扰，以恢复栖息地的功能。此外，该公司正在支持一些缓解活动，如用围栏饲养驯鹿幼崽，以改善驯鹿群的数量。鸟类或两栖动物等其他濒危物种的存在，要求对业务进行管理，以避免或减轻可能造成业务效率低下和延误的影响。
操作风险
勘探、生产、开采、提取、升级和运输原油、天然气和天然气涉及许多风险，即使是经验、知识和仔细评估的结合也可能无法克服这些风险。这些活动面临许多危险，可能导致火灾、爆炸、泄漏、井喷或其他意外或危险情况，造成人身伤害、财产损失、环境破坏、作业中断和生产损失，无论是人为错误、自然原因还是其他原因造成的。除上述事项外，油砂开采及改良业务亦因开采、提炼、加工及改良沥青所需的各种组成部分的复杂性及整合而蒙受生产损失、可能停产及生产开支增加的影响。
该公司的业务还存在与环境和安全表现相关的风险，这些风险受到政府、公众和媒体的密切关注，可能导致暂停或无法获得监管部门的批准和许可，或者在发生重大事件时，对公司处以罚款、民事诉讼和/或刑事指控。
极端天气事件可能会对公司的运营构成风险，可能会对供应链和客户/供应商运营或公司或第三方拥有和运营的关键基础设施造成影响。制定了全面的企业应急管理计划，以协调公司对潜在事故和事件(包括极端天气事件)的反应。该计划包括应急计划，旨在确保在出现情况时迅速作出初步反应和有效管理。
本公司所在司法管辖区须遵守劳工法例及法规，如有更改，可能会影响营运。此外，与工作中断有关的劳动力风险和获得必要人力的能力可能会影响项目的及时完成和成本效益。
储量置换
该公司未来的原油和天然气产量，以及其现金流和经营结果，高度依赖于能否成功开发其现有的储量基础并获得或发现额外的储量。如果不通过勘探、收购或开发活动增加储量，随着储量的耗尽，公司的产量将随着时间的推移而下降。勘探、开发或获取储量的业务是资本密集型业务。如果公司的现金流不足以为资本支出提供资金，外部资本来源变得有限或不可用，公司进行必要资本投资以维持和扩大其原油和天然气储备的能力将受到损害。此外，该公司可能无法以可接受的成本寻找和开发或获得额外储量，以取代其原油和天然气生产。
储量估计的不确定性
在估计储量数量时存在许多固有的不确定性，包括公司无法控制的许多内部和外部因素。由于新获得的技术数据、技术改进或历史业绩、生产成本、开发成本、产品定价、经济状况、市场供应或监管要求的变化，经常需要进行修订。一般而言，对经济上可开采的原油、天然气和天然气储量及其未来净收入的估计是基于以下几个因素和假设的：
储量估计的确定日期，例如具有内在不确定性的地质和工程估计、特许权使用费制度的假设影响、政府机构的环境和其他监管导致的成本上升、对未来大宗商品价格、生产成本以及未来开发支出的时间和金额的估计，所有这些都可能与实际结果大不相同。所有这些估计在某种程度上都是不确定的，对储量的分类只是试图确定所涉及的不确定性程度。由于这些原因，由不同工程师或同一工程师在不同时间编制的对任何特定资产组的经济可开采原油、天然气和NGL储量的估计、基于开采风险对此类储量的分类以及对未来预期净收入的估计可能会有很大差异。该公司与其储量有关的实际产量、收入、特许权使用费、税收和开发、废弃和运营支出可能与这些估计值不同，这种差异可能是实质性的。对未来可能开发的储量的估计往往基于体积计算，并与类似储油层和油井的实际生产历史进行类比。随后根据生产历史对相同储量进行评估，将导致先前估计的储量发生变化。
项目风险
该公司在任何时候都有各种勘探、开发和建设项目，包括环境缓解和温室气体减排项目。项目延误可能导致收入延迟和/或成本超支可能导致项目不经济。公司完成项目的能力取决于一般业务和市场条件以及公司无法控制的其他因素，包括熟练劳动力和人力的可用性、材料的可用性和接近性、管道能力、天气、火灾、法律和监管事项(包括环境)、获得土地的能力、钻井和其他设备的可用性、温室气体减排技术的可用性以及处理能力的可用性。
流动资金来源
为当前和未来的资本项目提供资金以及执行业务计划的能力取决于公司在有利的条款和条件下及时产生现金流和筹集资本的能力，并受到公司信用评级以及资本和信贷市场状况的影响。此外，信贷评级的变动可能会影响按可接受条款与客户及供应商订立及维持普通课程合约的能力及相关成本，以进行普通课程衍生工具或对冲交易。本公司还与交易对手进行各种交易，并面临与销售合同不付款或合同交易对手不履行有关的信用风险。流动性风险的管理要求公司保持足够的现金和现金等价物，以及其他资本来源，包括经营活动的现金流量、可用的信贷安排、商业票据和债务资本市场的准入，以在债务到期时履行债务。
信息安全
可能对本公司产生负面影响的信息安全风险的性质和复杂性不断演变，因为网络犯罪分子开发了针对业务的新计划，并实施了针对本公司信息技术(“IT”)和业务系统的网络相关犯罪。公司的IT系统(或主要供应商和第三方的IT系统)、控制系统、敏感数据或重大安全漏洞的重大中断或故障可能对公司的资产和运营造成不利影响。
尽管该公司积极应对网络安全威胁，但此类威胁经常发生变化，需要不断变化的监测、检测和响应努力。这类威胁的例子包括：安装勒索软件(如殖民地管道在2021年经历的情况)，这可能扰乱对系统的访问，公布私人数据，如果赎金得不到满足，可能会摧毁系统；利用社会工程未经授权进入为盗窃、冒充、欺诈和中断业务提供便利的系统；以及安装恶意软件，可能导致无法访问、数据破坏、数据外泄或整个系统故障。任何这些威胁都可能干扰公司财产的运营或造成损害，或导致与公司专有业务活动有关的机密信息、公司员工的个人档案以及与公司有业务往来的土地所有者、供应商、客户和其他第三方的个人信息丢失、披露或被盗。
成功的网络犯罪事件可能导致资产损失和公司财务损失、补救和追回成本，以及供应商、客户和业务合作伙伴的声誉问题，这些人也可能受到该计划的影响。为了应对这些风险，该公司保持了强大的网络安全协议，并采用并不断改进行业标准的网络安全框架，包括所有系统的漏洞扫描、外部系统的持续渗透测试、基于风险的补救、24小时受控安全监控和响应、事件响应准备演练、多因素身份验证和教育/测试计划，这些计划培训人员在内部会计和流程控制之外识别潜在威胁(即网络钓鱼)。如果此类程序不足以防止或缓解此类威胁，公司将依靠其数据还原和恢复流程将公司运营恢复到正常状态。
虽然公司已经实施了网络安全协议和程序来应对这一风险，但这些协议和程序可能不足以预防或减轻信息安全风险。
外商投资
该公司的海外投资涉及的风险通常与在发展中国家的投资有关，例如不确定的政治、经济、法律和税收环境。这些风险可能包括但不限于货币限制和汇率波动，由于征用、国有化、战争、叛乱和其他政治风险等危险造成的收入、财产和设备的损失，税收和政府特许权使用费增加的风险，与政府实体和准政府机构合同的重新谈判，管理外国公司运营的法律和政策的变化，包括遵守现有的和正在出现的反腐败法律，以及外国政府对公司国际业务的主权产生的其他不确定因素。此外，如果在其海外业务中出现争议，该公司可能会受到外国法院的专属管辖权，或者可能无法将外国人员置于加拿大或美国法院的管辖权之下。
本公司于加拿大及英国北海地区勘探及开发原油及天然气资产的安排，与其于其他海外司法管辖区勘探及开发原油及天然气资产的安排截然不同。在本公司从事或未来可能开展业务的一些外国国家，国家一般保留矿产的所有权，因此保留对储量的控制，并在许多情况下参与储量的勘探和生产。因此，东道国政府可能通过支付特许权使用费、出口税和条例、附加费、增值税、生产奖金和其他费用，对业务产生重大影响。此外，价格和运营成本、生产时间和其他因素的变化可能会影响对原油和天然气储量的估计，以及未来可归因于外国资产的净收入，而这种变化可能会影响加拿大资产的估计。涵盖外国原油和天然气业务的协议还经常包含条款，规定该公司有义务在勘探和开发上花费特定金额，或执行某些业务，或根据合同没收全部或部分土地。
风险管理活动
为了应对大宗商品价格、外汇和利率的波动，公司可能会定期利用各种衍生金融工具和实物销售合同，根据既定的对冲计划管理其风险敞口。这些安排的条款可能限制这些因素的有利变化对公司的好处，并可能导致以高于对冲价格的参考价格支付特许权使用费。此外，交易对手信用风险的敞口也在增加。
股息和股份回购
未来股息的支付和公司普通股的回购取决于(其中包括)公司的财务状况和董事会认为相关的其他业务因素，包括当时的经济状况、公司为运营和项目提供资金的预期需求、偿债义务以及遵守适用的监管和证券交易所要求。股利政策与自由现金流(1) 分配政策(在资本要求和支付股息后通过股票回购将回报分配给公司股东)，每项政策都要经过董事会的定期审查，并可能发生变化。
其他业务风险
其他可能对公司财务状况产生负面影响的业务风险包括监管问题、政府税收增加和专利权使用费制度改变的风险、诉讼风险、可能导致人身伤害、财产损失或环境破坏的经营活动对公司声誉造成的风险、与确保以及时且具有成本效益的方式完成资本项目所需的人力相关的劳动力风险、恶劣天气条件、整合被收购公司和业务的业务和运营的时机和成功，以及公司某些资产对第三方运营商的依赖。
此外，流行病或流行病有可能扰乱公司的运营、项目和财务状况，因为当地或全球供应链和运输服务中断，或因影响公司在当地社区、劳动力营地或运营地点的劳动力池的隔离而造成的人力损失，或由当地卫生当局作为预防措施实施的隔离，其中任何一项都可能要求公司根据潜在疫情的程度和严重程度以及受影响的地区或业务而暂时减少或关闭其业务。然而，在最近的新冠肺炎疫情期间，公司的业务被有关政府部门指定为“基本服务”，允许在可能受到政府强制封锁措施影响的地区继续运营。根据疫情的严重程度、疫苗的时间和可获得性以及疫苗分发的速度，大规模疫情或大流行(包括新冠肺炎的潜在死灰复燃)可能会影响国际大宗商品需求，并对本公司产品的实现价格产生相应影响，这可能对本公司的财务状况产生重大不利影响。
该公司的大部分资产由一家或多家公司子公司或合伙企业持有。如任何公司附属公司清盘，附属公司的资产将首先用来偿还附属公司的债务，包括贸易应付款项或任何担保项下的债务，然后才用来偿还公司的债务。
欲了解有关公司风险和不确定性的更多详情，请参阅公司截至2022年12月31日的年度MD&A。
(1)术语“自由现金流”是一个非公认会计准则的衡量标准。有关非公认会计准则财务指标的详细信息，请参阅本AIF的“建议”部分。
表51-101F1储量数据及其他资料报表
于截至2022年12月31日止年度，本公司聘请独立合格储量评估师(“IQRE”)、Sproule Associates Limited及Sproule International Limited(合称“Sproule”)及GLJ Ltd.(“GLJ”)评估及审核本公司所有已探明及已探明及可能储量，生效日期为2022年12月31日，准备日期为2023年2月6日。Sproule评估和评估了北美和国际轻、中型原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)、天然气和NGL储量。GLJ评估了上海合作组织的油砂开采和升级储量。评估和审查是根据《加拿大石油和天然气评估手册》(“COGE手册”)中的标准进行和准备的，并按照国家文书51-101-石油和天然气活动披露标准(NI 51-101)的要求披露。
本公司董事会储备委员会已与本公司每一位IQRE会面并进行独立尽职调查程序，以审查每一IQRE在确定公司剩余储备未来净收入的估计数量和相关净现值时所使用的资格和程序。
本公司每年根据美国财务会计准则委员会第932号主题“采掘活动-石油和天然气”披露探明净储量和使用12个月平均价格和当前成本对贴现未来净现金流的标准化计量，该主题在本公司向美国证券交易委员会提交的Form 40-F年报中的本公司2022年年报“油气补充信息”一节中披露，本文通过引用并入本文。
由于四舍五入的原因，储量数据表中的信息可能无法添加。由于四舍五入的原因，英国央行的价值和油气指标可能无法计算。
下表所列的未来净收入估计数并不代表准备金的公平市场价值。
不能保证预测案例中包含的价格和成本假设将得到实现，差异可能是实质性的。本文提供的原油、天然气和天然气储量的采收率和储量估计仅为估计，不能保证估计的储量将被回收。实际原油、天然气和天然气气藏储量可能大于或低于本文提供的估计值。请参阅“咨询”中的“关于前瞻性陈述的特别说明”和“关于货币、财务信息、生产和储备的特别说明”；以及本AIF的“风险因素”部分。
石油和天然气储量表和附注
公司总储备汇总表
截至2022年12月31日
预测价格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鹈鹕湖 重的 原油 (MMbbl) | 沥青 (热油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃气 (Bcf) | 天然 燃气 液体 (MMbbl) | 桶 关于石油的 等价物 (Mmboe) |
| 北美 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 87 | | 96 | | 207 | | 540 | | 6,836 | | 4,970 | | 143 | | 8,737 | |
| 发达的非生产国 | 9 | | 11 | | — | | 140 | | — | | 303 | | 6 | | 217 | |
| 未开发 | 54 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,316 | | 337 | | 4,547 | |
| 已证明的总数 | 150 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,589 | | 486 | | 13,501 | |
| 很有可能 | 60 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,619 | | 285 | | 4,425 | |
| 已证实的总数加可能性 | 210 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,209 | | 772 | | 17,926 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 4 | | | | | | 1 | | | 4 | |
| 发达的非生产国 | — | | | | | | — | | | — | |
| 未开发 | 7 | | | | | | 4 | | | 7 | |
| 已证明的总数 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| 很有可能 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| 已证实的总数加可能性 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 32 | | | | | | 18 | | | 35 | |
| 发达的非生产国 | 7 | | | | | | 3 | | | 8 | |
| 未开发 | 31 | | | | | | 12 | | | 33 | |
| 已证明的总数 | 70 | | | | | | 34 | | | 75 | |
| 很有可能 | 25 | | | | | | 21 | | | 29 | |
| 已证实的总数加可能性 | 95 | | | | | | 55 | | | 104 | |
| | | | | | | | |
| 公司总数 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 122 | | 96 | | 207 | | 540 | | 6,836 | | 4,989 | | 143 | | 8,775 | |
| 发达的非生产国 | 16 | | 11 | | — | | 140 | | — | | 306 | | 6 | | 225 | |
| 未开发 | 93 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,332 | | 337 | | 4,587 | |
| 已证明的总数 | 231 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,627 | | 486 | | 13,587 | |
| 很有可能 | 89 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,643 | | 285 | | 4,458 | |
| 已证实的总数加可能性 | 320 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,270 | | 772 | | 18,046 | |
公司净准备金汇总表
截至2022年12月31日
预测价格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鹈鹕湖 重的 原油 (MMbbl) | 沥青 (热油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃气 (Bcf) | 天然 燃气 液体 (MMbbl) | 桶 关于石油的 等价物 (Mmboe) |
| 北美 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 74 | | 78 | | 156 | | 408 | | 5,637 | | 4,396 | | 111 | | 7,198 | |
| 发达的非生产国 | 7 | | 9 | | — | | 107 | | — | | 265 | | 5 | | 173 | |
未开发(1) | 44 | | 60 | | 43 | | 1,950 | | (1) | | 6,952 | | 252 | | 3,506 | |
| 已证明的总数 | 126 | | 148 | | 199 | | 2,464 | | 5,636 | | 11,614 | | 368 | | 10,876 | |
| 很有可能 | 48 | | 74 | | 79 | | 1,414 | | 425 | | 7,003 | | 201 | | 3,408 | |
| 已证实的总数加可能性 | 174 | | 222 | | 278 | | 3,878 | | 6,061 | | 18,617 | | 569 | | 14,284 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 4 | | | | | | 1 | | | 4 | |
| 发达的非生产国 | — | | | | | | — | | | — | |
| 未开发 | 7 | | | | | | 4 | | | 7 | |
| 已证明的总数 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| 很有可能 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| 已证实的总数加可能性 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 29 | | | | | | 16 | | | 31 | |
| 发达的非生产国 | 5 | | | | | | 2 | | | 6 | |
| 未开发 | 25 | | | | | | 8 | | | 27 | |
| 已证明的总数 | 59 | | | | | | 27 | | | 64 | |
| 很有可能 | 18 | | | | | | 14 | | | 21 | |
| 已证实的总数加可能性 | 77 | | | | | | 40 | | | 84 | |
| | | | | | | | |
| 公司总数 | | | | | | | | |
| 证明了 | | | | | | | | |
| 发达的生产 | 107 | | 78 | | 156 | | 408 | | 5,637 | | 4,413 | | 111 | | 7,233 | |
| 发达的非生产国 | 13 | | 9 | | — | | 107 | | — | | 268 | | 5 | | 178 | |
未开发(1) | 76 | | 60 | | 43 | | 1,950 | | (1) | | 6,964 | | 252 | | 3,540 | |
| 已证明的总数 | 195 | | 148 | | 199 | | 2,464 | | 5,636 | | 11,645 | | 368 | | 10,951 | |
| 很有可能 | 71 | | 74 | | 79 | | 1,414 | | 425 | | 7,019 | | 201 | | 3,433 | |
| 已证实的总数加可能性 | 266 | | 222 | | 278 | | 3,878 | | 6,061 | | 18,664 | | 569 | | 14,384 | |
(1)合成原油已探明未开发储量(SCO)用数学方法确定为已探明和已探明已开发生产储量之差。截至2022年12月31日，与总探明储量相比，上海合作组织的已探明未开发储量净值为负值是微不足道的。
公司总准备金的对账
截至2022年12月31日
预测价格和成本
已证明的总数
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鹈鹕湖 重的 原油 (MMbbl) | 沥青 (热油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃气 (Bcf) | 天然 燃气 液体 (MMbbl) | 桶 关于石油的 等价物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 145 | | 169 | | 270 | | 2,631 | | 6,998 | | 12,129 | | 418 | | 12,652 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 3 | | 14 | | — | | 262 | | — | | 290 | | 13 | | 339 | |
| 加密钻井 | 7 | | 5 | | — | | — | | — | | 218 | | 19 | | 68 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | 2 | | 37 | | — | | — | | 40 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 431 | | — | | 249 | | 25 | | 498 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | 8 | | 6 | | 4 | | — | | — | | 446 | | 9 | | 102 | |
| 技术修订 | 6 | | 11 | | 6 | | 50 | | (6) | | 1,015 | | 23 | | 259 | |
| 生产 | (18) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (757) | | (22) | | (457) | |
| 2022年12月31日 | 150 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,589 | | 486 | | 13,501 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 79 | | | | | | 8 | | | 80 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | 1 | | | | | | — | | | 1 | |
| 技术修订 | (65) | | | | | | (3) | | | (65) | |
| 生产 | (5) | | | | | | (1) | | | (5) | |
| 2022年12月31日 | 11 | | | | | | 4 | | | 11 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 76 | | | | | | 32 | | | 81 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | 1 | | | | | | — | | | 1 | |
| 技术修订 | (2) | | | | | | 7 | | | (1) | |
| 生产 | (5) | | | | | | (5) | | | (6) | |
| 2022年12月31日 | 70 | | | | | | 34 | | | 75 | |
| | | | | | | | |
公司总数 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 300 | | 169 | | 270 | | 2,631 | | 6,998 | | 12,168 | | 418 | | 12,813 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 3 | | 14 | | — | | 262 | | — | | 290 | | 13 | | 339 | |
| 加密钻井 | 7 | | 5 | | — | | — | | — | | 218 | | 19 | | 68 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | 2 | | 37 | | — | | — | | 40 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 431 | | — | | 249 | | 25 | | 498 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | 10 | | 6 | | 4 | | — | | — | | 446 | | 9 | | 103 | |
| 技术修订 | (61) | | 11 | | 6 | | 50 | | (6) | | 1,019 | | 23 | | 194 | |
| 生产 | (28) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (763) | | (22) | | (468) | |
| 2022年12月31日 | 231 | | 179 | | 262 | | 3,284 | | 6,873 | | 13,627 | | 486 | | 13,587 | |
合计可能性
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鹈鹕湖 重的 原油 (MMbbl) | 沥青 (热油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃气 (Bcf) | 天然 燃气 液体 (MMbbl) | 桶 关于石油的 等价物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 57 | | 80 | | 118 | | 1,706 | | 537 | | 8,056 | | 224 | | 4,066 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 1 | | 12 | | — | | 75 | | — | | 539 | | 22 | | 200 | |
| 加密钻井 | 3 | | 3 | | — | | — | | — | | 126 | | 7 | | 33 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | 13 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 120 | | — | | 340 | | 46 | | 223 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | 2 | | 1 | | — | | — | | — | | 83 | | 1 | | 19 | |
| 技术修订 | (4) | | (3) | | (4) | | — | | (14) | | (524) | | (15) | | (129) | |
| 生产 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 2022年12月31日 | 60 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,619 | | 285 | | 4,425 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 38 | | | | | | 3 | | | 39 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | (1) | | | | | | — | | | (1) | |
| 技术修订 | (33) | | | | | | (1) | | | (34) | |
| 生产 | — | | | | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | 4 | | | | | | 3 | | | 5 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 29 | | | | | | 21 | | | 32 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | (2) | | | | | | — | | | (2) | |
| 技术修订 | (2) | | | | | | — | | | (2) | |
| 生产 | — | | | | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | 25 | | | | | | 21 | | | 29 | |
| | | | | | | | |
公司总数 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 125 | | 80 | | 118 | | 1,706 | | 537 | | 8,080 | | 224 | | 4,137 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 1 | | 12 | | — | | 75 | | — | | 539 | | 22 | | 200 | |
| 加密钻井 | 3 | | 3 | | — | | — | | — | | 126 | | 7 | | 33 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | 13 | | — | | — | | 13 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 120 | | — | | 340 | | 46 | | 223 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | — | | 1 | | — | | — | | — | | 83 | | 1 | | 16 | |
| 技术修订 | (39) | | (3) | | (4) | | — | | (14) | | (525) | | (15) | | (164) | |
| 生产 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 2022年12月31日 | 89 | | 93 | | 114 | | 1,901 | | 535 | | 8,643 | | 285 | | 4,458 | |
已证实的总数加上可能的
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | 光和 5~6成熟 原油 (MMbbl) | 主要 重的 原油 (MMbbl) | 鹈鹕湖 重的 原油 (MMbbl) | 沥青 (热油) (MMbbl) | 合成的 原油 (MMbbl) | 天然 燃气 (Bcf) | 天然 燃气 液体 (MMbbl) | 桶 关于石油的 等价物 (Mmboe) |
| 2021年12月31日 | 202 | | 249 | | 388 | | 4,337 | | 7,535 | | 20,185 | | 643 | | 16,717 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 4 | | 26 | | — | | 337 | | — | | 829 | | 35 | | 539 | |
| 加密钻井 | 10 | | 8 | | — | | — | | — | | 344 | | 26 | | 100 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | 1 | | 2 | | 50 | | — | | — | | 52 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 551 | | — | | 588 | | 72 | | 722 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | 11 | | 7 | | 3 | | — | | — | | 529 | | 11 | | 120 | |
| 技术修订 | 2 | | 8 | | 2 | | 50 | | (20) | | 491 | | 8 | | 131 | |
| 生产 | (18) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (757) | | (22) | | (457) | |
| 2022年12月31日 | 210 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,209 | | 772 | | 17,926 | |
| | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 117 | | | | | | 11 | | | 119 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | — | | | | | | — | | | — | |
| 技术修订 | (98) | | | | | | (3) | | | (99) | |
| 生产 | (5) | | | | | | (1) | | | (5) | |
| 2022年12月31日 | 15 | | | | | | 7 | | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 非洲近海 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 105 | | | | | | 53 | | | 114 | |
| 新发现 | — | | | | | | — | | | — | |
| 延拓 | — | | | | | | — | | | — | |
| 加密钻井 | — | | | | | | — | | | — | |
| 提高了恢复能力 | — | | | | | | — | | | — | |
| 收购 | — | | | | | | — | | | — | |
| 性情 | — | | | | | | — | | | — | |
| 经济因素 | (1) | | | | | | — | | | (1) | |
| 技术修订 | (4) | | | | | | 7 | | | (3) | |
| 生产 | (5) | | | | | | (5) | | | (6) | |
| 2022年12月31日 | 95 | | | | | | 55 | | | 104 | |
| | | | | | | | |
公司总数 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 424 | | 249 | | 388 | | 4,337 | | 7,535 | | 20,249 | | 643 | | 16,950 | |
| 新发现 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 延拓 | 4 | | 26 | | — | | 337 | | — | | 829 | | 35 | | 539 | |
| 加密钻井 | 10 | | 8 | | — | | — | | — | | 344 | | 26 | | 100 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | 1 | | 2 | | 50 | | — | | — | | 52 | |
| 收购 | — | | — | | — | | 551 | | — | | 588 | | 72 | | 722 | |
| 性情 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 经济因素 | 10 | | 7 | | 3 | | — | | — | | 528 | | 11 | | 120 | |
| 技术修订 | (100) | | 8 | | 2 | | 50 | | (20) | | 495 | | 8 | | 29 | |
| 生产 | (28) | | (25) | | (18) | | (92) | | (155) | | (763) | | (22) | | (468) | |
| 2022年12月31日 | 320 | | 272 | | 376 | | 5,186 | | 7,408 | | 22,270 | | 772 | | 18,046 | |
储备表附注
1.“公司总储备”是指在扣除特许权使用费之前，公司在储备中的营运利益份额，不包括公司的任何特许权使用费权益。
2.“公司净准备金”是指公司的总准备金减去应付给他人的所有特许权使用费加上从他人那里应收的特许权使用费。
3.“轻质和中质原油”是指“轻质原油和中质原油的总和”。
4.“储量”是指根据对钻井、地质、地球物理和工程数据的分析，利用既定的技术，在普遍认为合理的特定经济条件下，预计到某一特定日期可从已知储量中开采的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。
储量根据与估计有关的确定程度进行分类：
▪“探明储量”是指那些可以高度确定地估计为可开采的储量。实际回收的剩余数量很可能超过估计的已探明储量。
▪“可能储量”是指那些比已探明储量更难被开采的额外储量。同样有可能的是，实际回收的剩余储量将大于或小于估计的已探明储量和可能储量的总和。
每种储量类别(已探明的和可能的)可分为已开发和未开发的类别：
▪“已开发储量”是指预期可从(I)现有油井及已安装设施，或如该等设施尚未安装，将涉及较低开支(与钻探一口井的成本相比)使储量投入生产的储量，及(Ii)透过已安装的开采设备及于储量估计时运作的基础设施(如开采方式不涉及油井)收回的储量。发达的范畴可以细分为生产型和非生产型。
▪“未开发储量”是指预计将从已知储量中回收的储量，这些储量可通过未钻井面积上的新油井或现有油井回收，而现有油井在生产这些储量之前完成这些油井或安装加工和收集设施需要大量支出。未钻探面积的储量仅限于那些直接抵消开发间隔区的钻探单位，这些开发间隔区在钻探时可以合理确定产量，除非存在可靠的技术，可以在更远的距离内确定经济产量的合理确定性。
5.储量评估涉及公司提供的有关地质和工程数据、产品质量的产品价格调整、热值和运输、所拥有的权益、应付特许权使用费、生产成本、资本成本和合同承诺的数据。IQRE发现这一数据是合理的。
6.保留对账变更类别定义：
▪“发现”是指在以前没有发现储量的水库中增加储量。
▪“延长”是指因逐步退出钻井或重新完井而增加的储量。
▪“加密钻井”是指在油藏的已知边界内钻探或重新完井而增加的储量。
▪“提高采收率”是指因实施改进的采油计划而增加的储备金。
▪“经济因素”指的是主要由于价格预测而发生的变化。
▪“技术修订”包括因新的技术数据或修订的解释而导致的先前估计的变化，以及经营成本、资本成本和对产品参考定价的抵消的变化。
7.2022年储备对账亮点：
已探明原油、沥青(热油)和NGL总储量增加531Mbbl：
▪延长：增加291 Mbbl，主要是由于延长钻井/未来增加各种沥青(热油)、初级重质原油、天然气(NGL)和轻质原油性质的抵消。
▪加密钻井：增加31Mbbl，主要是由于加密钻井/未来在各种天然气(NGL)、轻质原油和初级重质原油性质上的抵消增加。
▪采收率提高：主要由于油砂开采和升级(SCO)和杰克鱼油田的沥青(热油)采收率增加，采收率增加40Mbbl。
▪收购：增加457Mbbl，主要是由于收购了艾伯塔省的沥青(热油)。
▪经济因素：增加29Mbbl，主要是由于产品价格上涨。
▪技术修订：增加24Mbbl，主要是由于各种沥青(热油)、天然气(NGL)和主要重质原油性能的改善，但被北海未来未开发储量的移除所抵消。
▪产量：减少341Mbbl。
天然气总探明储量增加1459bcf：
▪扩展：增加290bcf，主要是由于在阿尔伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层增加了扩展钻探/未来的偏移。
▪加密钻井：增加218 bcf，主要是由于在阿尔伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层的加密钻井/未来的偏移增加。
▪收购：增加249bcf，主要是由于北美核心地区的房地产收购。
▪经济因素：由于更高的产品价格，增加了446bcf。
▪技术修订：增加1,019 bcf，主要是由于几个北美核心区的整体积极修订，这是由于复苏增加和类别从可能转移到已证实。
▪产量：减少763bcf。
已探明的原油、沥青和NGL总储量增加了758Mbbl：
▪延长：增加401 Mbbl，主要是由于延长钻井/未来增加各种沥青(热油)、初级重质原油和轻质原油性质的抵消。
▪加密钻井：增加43Mbbl，主要是由于加密钻井/未来在各种天然气(NGL)、轻质原油和初级重质原油性质上的抵消增加。
▪采收率提高：主要由于油砂开采和升级(SCO)和杰克鱼油田的沥青(热油)采收率增加，采收率增加52Mbbl。
▪收购：增加624 Mbbl，主要是由于收购了艾伯塔省的沥青(热油)。
▪经济因素：增加32Mbbl，主要是由于产品价格上涨。
▪技术修订：减少53Mbbl主要是由于北海未来未开发储量的移除以及油砂开采和升级(SCO)的业绩修订，但因各种沥青(热油)、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油和天然气(NGL)性能的改善而部分抵消。
▪产量：减少341Mbbl。
天然气总探明储量加可能储量增加2,022 bcf：
▪扩展：增加829 bcf，主要是由于在阿尔伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层增加了扩展钻探/未来的偏移。
▪加密钻井：增加344bcf，主要是由于在阿尔伯塔省西北部和不列颠哥伦比亚省东北部的蒙特尼和其他非常规地层的加密钻井/未来的偏移增加。
▪收购：增加588Bcf，主要是由于北美核心地区的房地产收购。
▪经济因素：由于更高的产品价格，增加了528 bcf。
▪技术修订：增加495bcf，主要是由于各种天然气(NGL)性能的改善。
▪产量：减少763bcf。
8.IQRE关于储备数据的报告载于本AIF的附表“A”。公司管理层和董事关于原油、天然气和天然气气藏储量披露的报告载于本AIF附表“B”。
未来净收入表和附注
下表使用预测价格和成本汇总了截至2022年12月31日的未来净收入。在计算未来净收入时包括的废弃、退役和填海(“ADR”)成本包括公司截至2022年12月31日现有开发项目的通胀和贴现前的总资产报废债务(“ARO”)，以及可归因于未来开发活动的ADR成本的预测估计。
未来所得税前净收入净现值汇总
截至2022年12月31日
预测价格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | 折扣@0% | 折扣@5% | 折扣@10% | 折扣@15% | 折扣@20% | 单位价值 折扣为10%/年
(美元/京东方) |
北美 | | | | | | |
证明了 | | | | | | |
发达的生产 | 441,151 | | 175,097 | | 102,466 | | 73,628 | | 58,666 | | 14.24 | |
发达的非生产国 | 7,780 | | 4,311 | | 3,219 | | 2,657 | | 2,290 | | 18.66 | |
未开发 | 159,117 | | 80,407 | | 44,042 | | 26,499 | | 17,160 | | 12.56 | |
已证明的总数 | 608,048 | | 259,814 | | 149,727 | | 102,785 | | 78,116 | | 13.77 | |
很有可能 | 196,958 | | 66,442 | | 31,641 | | 18,902 | | 12,995 | | 9.29 | |
已证实的总数加可能性 | 805,006 | | 326,256 | | 181,368 | | 121,687 | | 91,111 | | 12.70 | |
| | | | | | |
北海 | | | | | | |
证明了 | | | | | | |
发达的生产 | (1,247) | | (893) | | (662) | | (505) | | (394) | | (173.42) | |
发达的非生产国 | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
未开发 | 313 | | 265 | | 227 | | 197 | | 172 | | 30.36 | |
已证明的总数 | (934) | | (628) | | (434) | | (308) | | (222) | | (38.42) | |
很有可能 | 328 | | 255 | | 204 | | 167 | | 140 | | 43.72 | |
已证实的总数加可能性 | (607) | | (373) | | (230) | | (141) | | (82) | | (14.42) | |
| | | | | | |
非洲近海 | | | | | | |
证明了 | | | | | | |
发达的生产 | 478 | | 533 | | 497 | | 438 | | 379 | | 15.87 | |
发达的非生产国 | 527 | | 353 | | 248 | | 181 | | 136 | | 43.46 | |
未开发 | 1,893 | | 1,260 | | 872 | | 622 | | 455 | | 32.87 | |
已证明的总数 | 2,897 | | 2,146 | | 1,617 | | 1,242 | | 970 | | 25.44 | |
很有可能 | 2,005 | | 1,311 | | 901 | | 647 | | 482 | | 43.69 | |
已证实的总数加可能性 | 4,903 | | 3,457 | | 2,518 | | 1,889 | | 1,452 | | 29.91 | |
| | | | | | |
公司总数 | | | | | | |
证明了 | | | | | | |
发达的生产 | 440,382 | | 174,736 | | 102,302 | | 73,562 | | 58,650 | | 14.14 | |
发达的非生产国 | 8,306 | | 4,664 | | 3,467 | | 2,839 | | 2,426 | | 19.45 | |
未开发 | 161,323 | | 81,932 | | 45,141 | | 27,318 | | 17,788 | | 12.75 | |
已证明的总数 | 610,011 | | 261,332 | | 150,910 | | 103,719 | | 78,864 | | 13.78 | |
很有可能 | 199,290 | | 68,008 | | 32,746 | | 19,716 | | 13,617 | | 9.54 | |
已证实的总数加可能性 | 809,302 | | 329,340 | | 183,655 | | 123,435 | | 92,481 | | 12.77 | |
未来所得税后净收入净现值汇总
截至2022年12月31日
预测价格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | 折扣@0% | 折扣@5% | 折扣@10% | 折扣@15% | 折扣@20% |
北美 | | | | | |
证明了 | | | | | |
发达的生产 | 340,183 | | 135,550 | | 79,694 | | 57,480 | | 45,926 | |
发达的非生产国 | 5,988 | | 3,292 | | 2,451 | | 2,020 | | 1,737 | |
未开发 | 121,951 | | 60,832 | | 32,845 | | 19,415 | | 12,303 | |
已证明的总数 | 468,122 | | 199,674 | | 114,990 | | 78,914 | | 59,966 | |
很有可能 | 150,420 | | 50,506 | | 23,926 | | 14,223 | | 9,738 | |
已证实的总数加可能性 | 618,541 | | 250,180 | | 138,916 | | 93,138 | | 69,704 | |
| | | | | |
北海 | | | | | |
证明了 | | | | | |
发达的生产 | (851) | | (590) | | (425) | | (316) | | (242) | |
发达的非生产国 | — | | — | | — | | — | | — | |
未开发 | 314 | | 264 | | 224 | | 192 | | 167 | |
已证明的总数 | (537) | | (326) | | (201) | | (124) | | (75) | |
很有可能 | 322 | | 246 | | 193 | | 155 | | 127 | |
已证实的总数加可能性 | (215) | | (80) | | (8) | | 31 | | 52 | |
| | | | | |
非洲近海 | | | | | |
证明了 | | | | | |
发达的生产 | 273 | | 369 | | 361 | | 321 | | 276 | |
发达的非生产国 | 398 | | 267 | | 188 | | 137 | | 103 | |
未开发 | 1,457 | | 975 | | 678 | | 486 | | 356 | |
已证明的总数 | 2,129 | | 1,611 | | 1,226 | | 944 | | 736 | |
很有可能 | 1,502 | | 983 | | 677 | | 486 | | 362 | |
已证实的总数加可能性 | 3,631 | | 2,594 | | 1,903 | | 1,430 | | 1,098 | |
| | | | | |
公司总数 | | | | | |
证明了 | | | | | |
发达的生产 | 339,605 | | 135,329 | | 79,630 | | 57,485 | | 45,960 | |
发达的非生产国 | 6,386 | | 3,559 | | 2,638 | | 2,157 | | 1,841 | |
未开发 | 123,722 | | 62,071 | | 33,747 | | 20,093 | | 12,826 | |
已证明的总数 | 469,714 | | 200,958 | | 116,015 | | 79,734 | | 60,627 | |
很有可能 | 152,243 | | 51,735 | | 24,796 | | 14,865 | | 10,227 | |
已证实的总数加可能性 | 621,957 | | 252,694 | | 140,811 | | 94,599 | | 70,854 | |
未来净收入合计(未贴现)
截至2022年12月31日
预测价格和成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| 北美 | 北海 | 非洲近海 | 公司总数 |
(百万美元) | 已证明的总数 | 已证实的总数加可能性 | 已证明的总数 | 已证实的总数加可能性 | 已证明的总数 | 已证实的总数加可能性 | 已证明的总数 | 已证实的总数加可能性 |
收入 | 1,423,309 | | 1,829,073 | | 1,257 | | 1,784 | | 6,976 | | 9,203 | | 1,431,542 | | 1,840,060 | |
版税 | 273,188 | | 363,469 | | — | | — | | 235 | | 325 | | 273,423 | | 363,794 | |
生产成本 | 428,493 | | 522,547 | | 720 | | 911 | | 2,195 | | 2,206 | | 431,408 | | 525,665 | |
开发成本 | 93,391 | | 116,559 | | 110 | | 118 | | 1,141 | | 1,248 | | 94,642 | | 117,925 | |
未来发展的ADR成本 | 1,059 | | 1,651 | | — | | — | | 29 | | 44 | | 1,089 | | 1,695 | |
未来所得税前净收入不包括现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO) | 627,178 | | 824,847 | | 427 | | 755 | | 3,375 | | 5,380 | | 630,981 | | 830,982 | |
现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO) | 19,130 | | 19,841 | | 1,362 | | 1,362 | | 478 | | 478 | | 20,969 | | 21,680 | |
未来所得税前净收入包括现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO) | 608,048 | | 805,006 | | (934) | | (607) | | 2,897 | | 4,903 | | 610,011 | | 809,302 | |
所得税 | 139,926 | | 186,464 | | (397) | | (391) | | 769 | | 1,272 | | 140,297 | | 187,344 | |
未来净收入
所得税后 | 468,122 | | 618,541 | | (537) | | (215) | | 2,129 | | 3,631 | | 469,714 | | 621,957 | |
按产品类型划分的未来净收入
截至2022年12月31日
预测价格和成本
已证明的总数
| | | | | | | | |
产品类型 | 未来净收入 所得税前 (折扣率为9折/年) (百万美元) | 单位价值 (美元/京东方) |
轻质和中质原油
(包括溶解气体和其他副产品) | 7,485 | | 21.10 | |
原生重质原油
(包括溶解气体) | 3,250 | | 21.32 | |
鹈鹕湖重质原油
(包括溶解气体) | 3,957 | | 19.90 | |
沥青(热油) | 39,090 | | 15.86 | |
合成原油 | 83,454 | | 14.81 | |
天然气
(包括副产品，但不包括
原油油井的溶解气体和副产品) | 18,604 | | 8.68 | |
总计 不包括现有开发项目的ADR成本 (相当于财务报表ARO) | 155,840 | | 14.23 | |
现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO) | (4,930) | | |
总计 包括现有开发的ADR成本 (相当于财务报表ARO) | 150,910 | | 13.78 | |
已证实的总数加可能性 | | |
| 产品类型 | 未来净收入
所得税前
(折扣率为9折/年)
(百万美元) | 单位价值
(美元/京东方) |
轻质和中质原油
(包括溶解气体和其他副产品) | 10,543 | | 21.77 | |
原生重质原油
(包括溶解气体) | 5,023 | | 22.05 | |
鹈鹕湖重质原油
(包括溶解气体) | 5,158 | | 18.56 | |
沥青(热油) | 49,877 | | 12.86 | |
合成原油 | 90,105 | | 14.87 | |
天然气
(包括副产品，但不包括
原油油井的溶解气体和副产品) | 27,927 | | 8.08 | |
总计
不包括现有开发项目的ADR成本 (相当于财务报表ARO) | 188,633 | | 13.11 | |
现有开发项目的ADR成本(相当于财务报表ARO) | (4,978) | | |
总计
包括现有开发的ADR成本 (相当于财务报表ARO) | 183,655 | | 12.77 | |
关于未来净收益表的说明
1.在计算未来净收入时包括的废弃、退役和填海(“ADR”)成本包括公司截至2022年12月31日现有开发项目的通胀和贴现前的总资产报废债务(“ARO”)，以及可归因于未来开发活动的ADR成本的预测估计。本公司计入储备的ARO总额未来净收入按本AIF“定价假设”部分所述的通货膨胀率递增。
2.对于加拿大的储量，根据拟议的联邦温室气体污染定价法案，未来的净收入包括碳成本合规，该法案将在2030年达到170美元/吨。对于北海的储量，未来的净收入包括与英国排放交易计划相关的碳成本。
3.单位价值(美元/BOE)以公司净储备为基础。
4.税后净现值考虑了本公司现有的税池余额和当前的税收法规，并不代表对合并实体层面的价值的估计，这可能会有很大不同。有关合并实体层面的信息，请参阅公司截至2022年12月31日的年度综合财务报表和截至2022年12月31日的年度MD&A，日期为2023年3月1日。
5.未来净收入优先于利息、一般和行政费用拨备以及任何风险管理活动的影响。
定价假设
用于准备储量和相关未来净收入估计的原油、天然气和NGL参考定价以及通货膨胀和汇率是根据Sproule、GLJ和McDaniel&Associates Consulters Ltd.(以下简称McDaniel)于2022年12月31日制定的3-Consulting-Average价格预测平均值。以下为3家咨询公司平均价格预测摘要。2027年后，所有价格都以每年2%的速度增长。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 |
| 原油和液化石油气 | | | | | | |
| WTI | 美元/桶 | 80.33 | | 78.50 | | 76.95 | | 77.61 | | 79.16 | |
| WCS | C美元/bbl | 76.54 | | 77.75 | | 77.55 | | 80.07 | | 81.89 | |
| 加拿大清淡甜酒 | C美元/bbl | 103.76 | | 97.74 | | 95.27 | | 95.58 | | 97.07 | |
| Cromer LSB | C美元/bbl | 104.55 | | 98.50 | | 95.55 | | 96.83 | | 98.13 | |
| 埃德蒙顿C5+ | C美元/bbl | 106.22 | | 101.35 | | 98.94 | | 100.19 | | 101.74 | |
| 布伦特原油 | 美元/桶 | 84.67 | | 82.69 | | 81.03 | | 81.39 | | 82.65 | |
天然气 | | | | | | |
| AECO | C元/MMBtu | 4.23 | | 4.40 | | 4.21 | | 4.27 | | 4.34 | |
| 卑诗省西海岸站2 | C元/MMBtu | 4.08 | | 4.28 | | 4.11 | | 4.16 | | 4.23 | |
| 亨利·哈勃 | 美元/MMBtu | 4.74 | | 4.50 | | 4.31 | | 4.40 | | 4.49 | |
定价假设表附注
1.参考定价定义：
▪“WTI”指的是美国西德克萨斯中质油在俄克拉荷马州库欣的价格。
▪“WCS”指的是加拿大西部精选，在艾伯塔省哈迪斯蒂，将重质原油和沥青与低硫合成稀释剂和凝析油稀释剂混合在一起；用于制备初级重质原油、鹈鹕湖重质原油和沥青(热油)储备的参考价。
▪“加拿大轻甜”指的是轻重力的价格(40oAPI)，艾伯塔省埃德蒙顿的低硫混合甜混合(MSW)原油；用于制备轻质和中型原油和上海合作组织储备的参考价。
▪“Cromer LSB”指的是淡酸味混合物的价格(35oAPI)马尼托巴省克罗默的现货原油；萨斯喀彻温省东南部和马尼托巴省西南部储备用于制备轻质和中型原油的参考价。
▪“埃德蒙顿C5+”是指艾伯塔省埃德蒙顿的戊烷加成；用于准备NGL储备的参考价格；也用于确定与初级重质原油和沥青(热油)储备相关的稀释剂成本。
▪“布伦特原油”指的是欧洲、非洲和中东原油的基准价格；北海和近海非洲轻质原油储备准备中使用的参考价格。
▪“AECO”是指艾伯塔省东南部AECO-C枢纽的天然气交易价格；北美(不包括不列颠哥伦比亚省)天然气储备准备中使用的参考价格。
▪“不列颠哥伦比亚省西海岸站2”指的是不列颠哥伦比亚省切特温德市Enbridge Inc.系统上的天然气输气点；不列颠哥伦比亚省天然气储量准备中使用的参考价格。
▪“Henry Hub”指的是位于路易斯安那州Erath的天然气管道系统上的配送枢纽，是纽约商品交易所天然气期货的定价点。
2.从2021年4月1日起，COGE手册包括了为编制用于储量评估的商品价格预测而制定的价格预测指南。对于2022年年底，Sproule、GLJ和McDaniel用来确定其价格预测的方法与COGE手册指南一致。
3.预测的价格和成本假设现行法律和法规继续存在，井口销售价格的任何上涨也考虑了通胀。销售价格以上文详述的参考价格为基础，并根据个别物业的质量和交通进行调整。
4.该公司2022年的平均定价，扣除混合成本和不包括风险管理活动，轻质和中型原油为118.44美元/桶，初级重质原油为93.8美元/桶，鹈鹕湖重质原油为96.18美元/桶，沥青(热油)为85.51美元/桶，上海合作组织为117.69美元/桶，天然气为67.25美元/桶，天然气为6.55美元/立方米。
5.生产和资本成本以3家咨询公司的平均成本通货膨胀率上升，2023年为0%，2024年为2.33%，2024年之后为2%。
6.2022年评估中使用的3家咨询公司的平均汇率为2023年0.7450美元/加元、2024年0.7650美元/加元、2025年0.7683美元/加元、2026年0.7717美元/加元和2027年及以后的0.7750美元/加元。
与储备数据有关的其他信息
未开发储量
未开发储量是指预计可从已知储量中回收的储量，需要大量支出才能开发和生产。未开发储量的增加来自以下一项或多项：收购、加密和延伸钻探，或在事件首次发生的当年提高采收率。已探明和可能的未开发储量由IQRE根据COGE手册中所载的程序和标准进行评估。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
事实证明是未开发的 |
年 | 轻质和中等
原油
(MMbbl) | 主要
重的
原油
(MMbbl) | 重鹈鹕湖
原油
(MMbbl) | 沥青
(热油)
(MMbbl) | 合成的
原油
(MMbbl) | 天然气
(Bcf) | 天然气
液体
(MMbbl) | 石油桶
等价物
(Mmboe) |
2020
第一个属性 | 4 | | 1 | | — | | 17 | | 8 | | 2,561 | | 48 | | 506 | |
| 总计 | 149 | | 84 | | 49 | | 1,876 | | 92 | | 5,476 | | 225 | | 3,388 | |
2021
第一个属性 | 2 | | 5 | | — | | 119 | | — | | 2,068 | | 69 | | 541 | |
| 总计 | 115 | | 74 | | 56 | | 2,012 | | 37 | | 7,413 | | 283 | | 3,812 | |
2022
第一个属性 | 7 | | 9 | | — | | 693 | | 37 | | 870 | | 54 | | 945 | |
| 总计 | 93 | | 73 | | 55 | | 2,604 | | 37 | | 8,332 | | 337 | | 4,587 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 可能未开发 |
| 年 | 轻质和中等 原油 (MMbbl) | 主要
重的
原油
(MMbbl) | 重鹈鹕湖
原油
(MMbbl) | 沥青
(热油)
(MMbbl) | 合成的
原油
(MMbbl) | 天然气
(Bcf) | 天然气
液体
(MMbbl) | 石油桶
等价物
(Mmboe) |
2020
第一个属性 | 2 | | 2 | | — | | 4 | | — | | 3,285 | | 41 | | 597 | |
| 总计 | 74 | | 60 | | 36 | | 1,427 | | 153 | | 5,244 | | 141 | | 2,764 | |
2021
第一个属性 | 2 | | 3 | | — | | 39 | | — | | 2,037 | | 60 | | 443 | |
| 总计 | 58 | | 57 | | 27 | | 1,467 | | 106 | | 6,711 | | 183 | | 3,017 | |
2022
第一个属性 | 3 | | 10 | | — | | 195 | | 13 | | 953 | | 72 | | 451 | |
| 总计 | 39 | | 64 | | 28 | | 1,632 | | 13 | | 7,073 | | 239 | | 3,193 | |
一些已探明的未开发和可能的未开发储量的分配是基于公司的资本发展计划，以优化运营并使资本投资与预计未来净收入保持一致。延长的开发时间对与每一类别储量估计相关的置信度没有相应影响。IQRE储量评估报告记录了超出NI 51-101开发时间指南的未开发储量的评估、分配和理由。公司对超过2年的储量开发时间的理由按产品类型汇总如下：
1.轻质和中质原油和初级重质原油未开发储量遍布公司位于加拿大西部、北海和非洲近海的核心区。开发的时间安排是合理的，以适应以下情况：
▪具有设施限制的资本项目和旨在优化运营并在设施寿命内提供生产的发展计划；
▪资源发挥着广泛的持续发展；
▪三次采油或具有持续、广泛发展机会的注水项目；
▪严格的ESG或监管开发限制限制了开发钻探，否则将以更快的速度进行；以及
▪交货期长、设施受限的离岸项目。
2.鹈鹕湖稠油是在一个大型稠油聚合物驱油项目中生产的，该项目受到化学和设施的限制。开发计划旨在优化化学品的购买和使用，并在设施的生命周期内提供生产。
3.沥青(热油)开发计划旨在优化运营，并在未来50年内为设施的寿命提供生产。
4.合成原油储量与两个大型油砂开采和升级项目有关，这些项目的交货期长，设施限制。开发计划旨在优化运营并在设施的整个生命周期内交付生产。
5.天然气未开发储量位于公司位于加拿大西部的整个核心区。开发的时间安排是合理的，以适应以下情况：
▪具有设施限制的资本项目和旨在优化运营并在设施寿命内提供生产的发展计划；
▪资源发挥着广泛的持续发展作用；以及
▪严格的ESG或监管开发限制了开发钻探，否则开发钻探将以更快的速度进行。
影响储量数据的重大因素或不确定性
该公司未开发储量的开发计划是基于预测价格和成本假设。项目可能会根据实际发生的价格提前或推迟。
储量的评估是一个会受到许多内部和外部因素重大影响的过程。修订往往是必要的，从而导致所获得的技术数据、历史业绩、生产成本、开发成本和产品定价、经济状况、特许权使用费制度和环境法规的变化以及未来技术改进的波动。有关更多信息，请参阅本AIF“风险因素”部分的“储量估计的不确定性”。
未来开发成本
下表汇总了使用截至2022年12月31日的3家咨询公司的平均通货膨胀率和汇率计算的未贴现的未来开发成本。未来开发成本不包括所有废弃、退役和填海(“ADR”)成本。ADR成本包括在未来净收入的计算中，包括公司截至2022年12月31日现有开发项目的通胀和贴现前的总资产报废债务(“ARO”)，以及可归因于未来开发活动的ADR成本的预测估计。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
未来开发成本(未贴现) |
(百万美元) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此后 | 总计 | 总折扣为10% |
已证明的总数 | | | | | | | | |
北美 | 3,662 | | 4,391 | | 4,356 | | 4,426 | | 4,795 | | 71,761 | | 93,391 | | 33,396 | |
北海 | 36 | | 27 | | 22 | | 9 | | 4 | | 13 | | 110 | | 91 | |
非洲近海 | 156 | | 251 | | 370 | | 140 | | 31 | | 194 | | 1,141 | | 864 | |
公司总数 | 3,854 | | 4,669 | | 4,748 | | 4,574 | | 4,829 | | 71,967 | | 94,642 | | 34,351 | |
已证实的总数加可能性 | | | | | | | | |
北美 | 3,854 | | 4,710 | | 4,717 | | 4,843 | | 5,352 | | 93,084 | | 116,559 | | 38,854 | |
北海 | 36 | | 27 | | 22 | | 9 | | 4 | | 20 | | 118 | | 94 | |
非洲近海 | 161 | | 272 | | 434 | | 157 | | 31 | | 194 | | 1,248 | | 949 | |
公司总数 | 4,051 | | 5,008 | | 5,173 | | 5,008 | | 5,387 | | 93,298 | | 117,925 | | 39,897 | |
管理层认为，内部产生的现金流、现有的信贷安排和进入债务资本市场的机会足以为未来的开发成本提供资金。本公司预计融资成本不会使任何物业的开发变得不经济。
其他石油和天然气信息
日产量
以下是截至2022年12月31日和2021年12月31日的财政年度原油、天然气和NGL资产未计特许权使用费前的产量摘要。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年日均 生产率 | 2021年日均
生产率 |
区域 | 原油与天然气液化天然气 (Bbl) | 天然气
(MMcf) | 原油与天然气液化天然气 (Bbl) | 天然气
(MMcf) |
北美 | | | | |
| 不列颠哥伦比亚省东北部 | 24,187 | | 880 | | 17,456 | | 640 | |
| 艾伯塔省西北部 | 59,712 | | 808 | | 49,900 | | 656 | |
| 北部平原 | 378,374 | | 173 | | 386,460 | | 156 | |
| 南部平原 | 13,446 | | 210 | | 14,179 | | 225 | |
| 萨斯喀彻温省东南部 | 4,252 | | 3 | | 4,626 | | 3 | |
| 油砂开采与升级 | 425,945 | | — | | 448,133 | | — | |
| 北美合计 | 905,916 | | 2,075 | | 920,754 | | 1,680 | |
| 国际 | | | | |
| 北海英国部门 | 12,890 | | 2 | | 17,633 | | 3 | |
| 非洲近海 | 14,343 | | 13 | | 14,017 | | 12 | |
| 国际合计 | 27,233 | | 15 | | 31,650 | | 15 | |
| 公司合计 | 933,149 | | 2,090 | | 952,404 | | 1,695 | |
不列颠哥伦比亚省东北部
不列颠哥伦比亚省东北部地区拥有蒙特尼组的很大一部分，并提供勘探和开发机会，以及重要的受控基础设施。勘探战略侧重于通过二维地震、三维地震和瞄准现有基础设施附近的经济前景进行综合评估。
该地区还包括Septimus、Umbach/Nig和Townsen Montney天然气资产，这些资产拥有天然气加工能力以及专用第三方天然气加工能力。
该地区的南部包括该公司的BC Foothills资产，天然气是从这一高度构造区域的密西西比和三叠纪深层储层中生产出来的。
艾伯塔省西北部
该地区位于艾伯塔省埃德蒙顿以西，位于不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省交界处，是深盆地、多区域、富含液体的天然气和轻质石油航道的优质陆地基地。艾伯塔省西北部拥有重要的蒙特尼河和精神河土地基础，并结合拥有和运营的广泛基础设施组合提供勘探和开发机会。在该地区，该公司从多个技术复杂的层位生产富含天然气的液体，地层深度从700米到4500米不等。用二维和三维地震识别位置，预测航道和岸面航道。该地区的西南部还拥有重要的山麓地带资产，天然气产自密西西比深层和三叠系的古老储集层。
北部平原
这一地区从艾伯塔省埃德蒙顿以南开始，向北延伸到艾伯塔省的麦克默里堡，从艾伯塔省西北部延伸到萨斯喀彻温省西部。在该地区的大部分地区，甜味和酸味的天然气储量都是从深度约为1500米的众多生产层位生产出来的。在该地区的西南部，轻质原油和天然气气藏也出现在略深一些的地方。该公司瞄准这一地区的低风险勘探和开发机会。
在艾伯塔省劳埃德明斯特附近，原生重质原油(平均API为10°-14°API)和天然气储量是通过常规垂直、斜井和水平井从深达1,000米的多个生产层位开采的。在这种类型的稠油油藏中，将稠油流入井筒所需的能量来自溶解气体。原油粘度和储集层质量将决定储集层的原油产量。维持重质原油生产的盈利能力的一个关键因素是成为一个有成效和高效率的生产商。该公司继续通过占据主导地位来控制成本，包括重要的土地基础和广泛的电池和处置设施基础设施。
在该地区，该公司持有的主要重质原油生产是皇室购买和收购土地的结果。该公司100%拥有的ECHO管道系统也位于该地区。ECHO管道的日输油量高达78,000桶，这使公司能够以更低的生产成本运输自己的产量。这条管道增强了该公司控制与其重质原油开发和营销相关的全部成本的能力。
包括在该地区北部，艾伯塔省埃德蒙顿以北约200英里处的是该公司在鹈鹕湖的资产。这些资产从瓦巴斯卡组生产鹈鹕湖重质原油，重力为12°-17°API。由于没有沙子生产及其相关的处置要求，以及收集和管道设施到位，生产费用较低。公司在必要的基础设施、道路、钻井平台、收集和销售管道、电池、天然气厂和压缩机方面拥有主要所有权，以确保位于土地上的大型原油储藏的经济发展，包括100%拥有和运营的鹈鹕湖管道和三个主要石油电池，产能为85,000桶/天。公司正在通过聚合物驱提高油田的最终采收率。
在艾伯塔省邦尼维尔附近拥有100%股权的PrimRose和Wolf Lake油田生产沥青(热油)，涉及到利用蒸汽提高沥青回收率的工艺。该公司采用的工艺有：CS工艺、SAGD工艺和汽驱工艺。这些回收过程注入蒸汽来加热沥青沉积物，降低粘度，从而改善其流动特性。沃尔夫湖还有一个收集系统的基础设施和一个日处理能力为140,000桶/天的加工厂。该公司在一个能够生产84兆瓦电力的热电联产设施中拥有50%的权益。该公司继续优化CS和蒸汽驱工艺，显著提高了油井生产率和最终沥青回收率。
该公司在艾伯塔省Lac La Biche附近的Kirby地区拥有两个100%拥有的热力SAGD设施，基础设施和工厂总处理能力为80,000桶/日。
本公司于杰克鱼拥有营运热能SAGD资产的100%权益。于2022年，本公司收购邻近杰克鱼的未开发Pike土地的剩余50%权益，进一步巩固杰克鱼及Kirby资产的发展机会。杰克鱼的基础设施由三个加工厂和收集系统组成，这些加工厂和收集系统的总生产能力为每天12万桶。
南部平原和萨斯喀彻温省东南部
南部平原地区主要位于北部平原地区南部至美国边界，并延伸到萨斯喀彻温省西部。
天然气、天然气和轻中型原油储量蕴藏在深度达2300米的众多生产层位中。该地区是加拿大西部沉积盆地较为成熟的地区之一，需要通过有效利用现有设施、灵活的基础设施设计和适当的利益整合来持续控制运营成本。
萨斯喀彻温省东南部地区位于该省东南部，延伸到马尼托巴省，主要从深度达2700米的多个生产层位生产轻质含硫原油。
油砂开采与升级
地平线：该公司在位于艾伯塔省麦克默里堡以北约70公里处的Horizon油砂租约中拥有100%的营运权益。2021年，本公司完成了对现有公司油砂租约5%净附带权益的收购，Horizon产量目前来自该租约。
Horizon油砂资源赋存于白垩系McMurray组，并进一步细分为下、中、上三个非正式段。Horizon的大部分油砂资源发现于麦克默里组下部和中部，深度在地表以下50至100米。
Horizon油砂可通过私家路和私人飞机跑道到达，包括地面油砂开采、沥青开采、沥青升级和相关基础设施。开采油砂是使用传统的卡车和铲子技术完成的。然后，矿石通过提取和泡沫处理设施进行加工，生产沥青，沥青在现场升级为SCO。上海合作组织通过管道从现场运输到埃德蒙顿地区进行分发。两个现场热电厂，设计总装机容量为180兆瓦，为运营提供电力和蒸汽。
该公司于2005年2月获得董事会的项目批准，授权管理层进行Horizon一期项目，设计产能为11万桶/日。2009年实现了上海合作组织的第一批生产。
2014年，该公司完成了焦化厂第2A期的配套工作，随后于2016年完成了2B期的扩建。2017年，公司完成了第三期扩建，使总生产能力达到约250,000桶/日。
2018年，公司收购了Joslyn油砂项目，增加了公司的油砂开采和升级总储量。将Joslyn租约(现为Horizon South)纳入采矿计划，将使采矿能够在先前现有的Horizon租约以南继续进行，并有机会进一步优化成本。
AOSP：2017年，本公司收购了位于加拿大艾伯塔省的油砂开采和升级合资企业AOSP的直接和间接合计70%的权益。该公司经营AOSP的采矿和开采资产，这些资产位于艾伯塔省麦克默里堡附近的阿萨巴斯卡地区，包括马斯凯格河和杰克平矿。壳牌运营着Scotford Upgrader项目，包括位于艾伯塔省埃德蒙顿东北部萨斯喀彻温堡附近的Quest项目，该项目利用LC精炼技术高效地将渣油加氢裂化为高质量燃料油和运输燃料。
使用传统的卡车和铲子技术从油砂矿藏中生产沥青。然后，矿石通过提取和泡沫处理设施进行加工，以生产沥青。来自Muskeg River和Jackine矿的稀释沥青混合物被运输到第三方拥有的Corridor管道上的Scotford Upgrader，在那里沥青被升级为优质阿尔比安合成原油、阿尔比安重质合成原油和减压瓦斯油，在某些情况下，还可以升级为其他重质混合物。稀释剂通过联合走廊管道运输系统从Scotford Upgrader运回Muskeg River矿。与壳牌签订了一项长期承购协议，以市场价格购买减压汽油，并以市场价格从Scotford Upgrader销售大量优质Albian合成和Albian重型合成产品。
合并后的AOSP矿的总生产能力约为320,000桶/天的沥青。壳牌于二零一三年取得联合审查小组批准及其他相关批准，扩建JackPinin矿每日100,000桶，并于二零一九年取得余下的主要申请批准。
英国北海
通过其全资子公司中国北车国际(英国)Limited，前身为Ranger Oil(英国)公司在北海已有40多年的经营历史，拥有丰富的数据库、丰富的运营经验和经验丰富的员工队伍。2022年，该公司生产了8个原油油田。
北部油田以尼尼安油田为中心，公司在该油田拥有100%的营运权益。中央处理设施连接到其他油田，包括公司运营的Strathspey、Columba和Lyell油田，工作权益为91.6%至100%。
在北海中部，本公司持有T区块(包括Tiffany、Toni和Thelma油田)100%运营的工作权益。
该公司通过某些加工设施从第三方获得加工原油和天然气的关税收入。
班夫和凯尔油田的退役活动于2020年第二季度开始，2020年6月停产。退役活动的目标是到2024年基本完成。
该公司于2017年开始放弃尼年北平台。2021年完成平台顶部拆解和处置，2022年完成导管架拆卸。这些退役活动的目标是在2023年基本完成。
2022年，英国现行的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景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、哥伦巴、莱尔和Strathspey油田不再具有经济价值，并于2022年12月31日注销了相关原油和天然气储量，并正在加快这些油田的退役和废弃。
非洲近海
科特迪瓦-科特迪瓦
该公司拥有科特迪瓦两个离岸许可证的权益。第一个是CI-26区块Espir油田58.7%的作业权益，该油田位于100至700米的水深范围内。East Epoir于2002年开始生产，West Epoir于2006年开始生产。东部和西部埃斯波尔油田的原油被生产到专用的浮式生产储油罐，相关的天然气被输送到陆地上，通过海底管道用于当地发电。
第二个是位于CI-40区块的Baobab油田57.6%的作业权益，该区块位于Espir设施以南8公里处，水深从1,000米到1,400米不等。Baobab油田的生产于2005年开始。Baobab油田的原油被生产到专用的FPSO，相关的天然气通过连接到Espoir基础设施的海底管道输送到陆地上。
南非
于二零一二年，本公司完成将南非东南海岸11B/12B区块(下称“区块”)100%拥有的石油分租租约转换为该地区的石油探矿权。本公司目前于该区块拥有20%的非营运营运权益，并于二零一三年在一宗分包交易中剥离探矿权的50%权益，并于二零一八年在两宗独立的分包交易中再出售30%权益。2018年，运营商重新进入区块上暂停的Brudpadda探井，随后宣布在该勘探区块发现天然气和凝析油。2020年，运营商完成了对该区块Luiperd探井的钻探和测试，随后宣布在该区块发现了天然气和凝析油。2022年，该运营商代表探矿权持有人向国家提交了将探矿权转换为生产权的申请，目前正在编制该区块的开发计划。在授予生产权和建立商业性之后，将向公司支付额外的现金。
生产和非生产原油和天然气井
下表汇总了截至2022年12月31日，该公司拥有工作权益的正在生产或在机械上能够生产的油井数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 生产 | 几口天然气井 | 原油井 | 总井数 | |
| 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | |
加拿大 | | | | | | | |
艾伯塔省 | 23,368 | | 18,916.5 | | 9,874 | | 9,044.9 | | 33,242 | | 27,961.4 | | |
不列颠哥伦比亚省 | 2,082 | | 1,936.7 | | 166 | | 153.9 | | 2,248 | | 2,090.6 | | |
萨斯喀彻温省 | 9,322 | | 8,513.8 | | 2,157 | | 1,219.9 | | 11,479 | | 9,733.7 | | |
| 马尼托巴省 | — | | — | | 143 | | 124.8 | | 143 | | 124.8 | | |
| | | | | | | |
| 加拿大总和 | 34,772 | | 29,367.0 | | 12,340 | | 10,543.5 | | 47,112 | | 39,910.5 | | |
| | | | | | | |
北海英国部门 | 1 | | 1.0 | | 46 | | 45.5 | | 47 | | 46.5 | | |
非洲近海 | | | | | | | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | — | | — | | 24 | | 14.0 | | 24 | | 14.0 | | |
| | | | | | | |
公司总数 | 34,773 | | 29,368.0 | | 12,410 | | 10,603.0 | | 47,183 | | 39,971.0 | | |
下表汇总了截至2022年12月31日，该公司拥有工作权益但没有生产或不具备生产机械能力的油井数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 不生产 | 天然气井 | 原油井 | 总井数 |
| 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 |
加拿大 | | | | | | |
| 艾伯塔省 | 9,626 | | 7,977.6 | | 13,206 | | 12,001.4 | | 22,832 | | 19,979.0 | |
不列颠哥伦比亚省 | 2,412 | | 2,123.2 | | 497 | | 439.7 | | 2,909 | | 2,562.9 | |
萨斯喀彻温省 | 1,361 | | 1,291.2 | | 3,255 | | 2,686.7 | | 4,616 | | 3,977.9 | |
马尼托巴省 | — | | — | | 158 | | 105.9 | | 158 | | 105.9 | |
西北地区 | 95 | | 22.3 | | — | | — | | 95 | | 22.3 | |
加拿大总和 | 13,494 | | 11,414.3 | | 17,116 | | 15,233.7 | | 30,610 | | 26,648.0 | |
美国 路易斯安那州 | — | | — | | 2 | | 0.4 | | 2 | | 0.4 | |
北海英国部门 | 2 | | 2.0 | | 22 | | 22.0 | | 24 | | 24.0 | |
非洲近海 | | | | | | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | — | | — | | 16 | | 9.2 | | 16 | | 9.2 | |
| | | | | | |
公司总数 | 13,496 | | 11,416.3 | | 17,156 | | 15,265.3 | | 30,652 | | 26,681.6 | |
没有属性储量的物业
下表汇总了该公司截至2022年12月31日的未探明财产。
| | | | | | | | |
国家(上千英亩) | 毛收入 | 网络 |
加拿大 | 22,006 | | 17,828 | |
我们 | 9 | | 3 | |
北海英国部门 | 106 | | 105 | |
科特迪瓦-科特迪瓦 | 61 | | 34 | |
| | |
南非 | 4,002 | | 800 | |
公司总数 | 26,184 | | 18,770 | |
如本公司根据独立租约持有同一地面面积下不同地层的权益，则每份租约的面积计入毛额及净额。
加拿大自然公司约有53万英亩的净地归因于北美的物业，目前预计这些物业将于2023年12月31日到期。
与无归属储量的物业相关的重大因素或不确定性
该公司持有的未经证实的物业种类繁多，分布在北美和国际地区。土地资产的范围从保有权由碳氢化合物测试结果或生产无限期持有的发现区到评估早期阶段的勘探区。该公司不断根据产品定价、资本供应以及任何特定地区的基础设施发展分配和水平，审查这些未经证实的物业的经济可行性和排名。在这一过程中，一些财产被安排用于经济发展活动，而另一些财产被暂时搁置、出售、互换或到期，并交还给矿业权所有者。
远期合约
在正常业务过程中，根据现有的合同和协议，该公司有多项提供原油和天然气的交付承诺。该公司有足够的原油和天然气储备来履行这些承诺。
2022年原油、天然气和天然气开采活动的成本
| | | | | | | | | | | | | | |
| (百万美元) | 北美 | 北海 | 非洲近海 | 总计 |
| 物业收购 | | | | |
| 证明了 | 524 | | — | | — | | 524 | |
| 未经证实 | — | | — | | — | | — | |
探索 | 40 | | — | | 5 | | 45 | |
发展 | 4,387 | | 304 | | 75 | | 4,766 | |
| 4,951 | | 304 | | 80 | | 5,335 | |
增加：非现金和其他费用净额(1) | (99) | | (178) | | 44 | | (233) | |
已招致的费用 | 4,852 | | 126 | | 124 | | 5,102 | |
(1)非现金和其他成本主要包括ARO和其他公允价值调整的变化。
勘探和开发活动
下表总结了该公司在截至2022年12月31日的年度内完成的原油和天然气钻探活动。2022年，不包括服务和地层测试井，总成功率为99%。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 探井 | 开发井 |
| 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 |
加拿大-勘探和生产 | | | | |
原油 | — | | — | | 332 | | 317.2 | |
天然气 | — | | — | | 100 | | 72.0 | |
干的 | — | | — | | 1 | | 1.0 | |
服务 | — | | — | | 56 | | 56.0 | |
地层学 | — | | — | | 18 | | 18.0 | |
总计 | — | | — | | 507 | | 464.2 | |
加拿大-油砂开采与升级 | | | | |
服务 | — | | — | | 5 | | 4.7 | |
地层学 | — | | — | | 451 | | 373.0 | |
总计 | — | | — | | 456 | | 377.7 | |
加拿大总和 | — | | — | | 963 | | 841.9 | |
| | | | |
| | | | |
| 国际合计 | — | | — | | — | | — | |
公司合计 | — | | — | | 963 | | 841.9 | |
2023年活动
2023年，安全、可靠、有效和高效的运营将继续是公司的重点。2022年11月，公司发布了2023年资本预算 (1)约52.1亿美元。年度预算是在全年制定和审查的，如有必要可以改变，以应对价格波动、项目回报的变化以及项目风险和时间范围的平衡。2023年的生产指导目标是每天1330,000 BOE到1,374,000 BOE。
2023年的资本预算和生产目标构成了前瞻性信息。有关前瞻性信息的更多详细信息，请参阅本AIF的“咨询”部分。
(1)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情，请参阅公司截至2022年12月31日的年度MD&A中的“非公认会计准则和其他财务措施”一节。
产量预估
下表汇总了使用预测价格和成本估计的2023年公司总探明和可能日产量，这些估计包括在截至2022年12月31日的探明储量和可能储量估计中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 轻质和中等
原油
(bbl/d) | 初级重物
原油
(bbl/d) | 重鹈鹕湖
原油
(bbl/d) | 沥青
(热油)
(bbl/d) | 合成的
原油
(bbl/d) | 天然气
(MMcf/d) | 天然气
液体
(bbl/d) | 石油桶
等价物
(英国央行/日) |
已证明的总数 | | | | | | | | |
北美 | 41,320 | | 67,066 | | 46,940 | | 252,244 | | 433,815 | | 1,949 | | 65,935 | | 1,232,205 | |
北海 | 4,463 | | | | | | 2 | | | 4,842 | |
非洲近海 | 13,717 | | | | | | 13 | | | 15,901 | |
公司总数 | 59,501 | | 67,066 | | 46,940 | | 252,244 | | 433,815 | | 1,965 | | 65,935 | | 1,252,948 | |
合计可能性 | | | | | | | | |
北美 | 4,118 | | 7,908 | | 1,657 | | 2,245 | | 22,940 | | 249 | | 9,766 | | 90,140 | |
北海 | 324 | | | | | | 1 | | | 411 | |
非洲近海 | 1,316 | | | | | | 1 | | | 1,496 | |
公司总数 | 5,758 | | 7,908 | | 1,657 | | 2,245 | | 22,940 | | 251 | | 9,766 | | 92,046 | |
生产历史和净收益 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 截至的年度 |
按产品划分的北美生产和净收益(1) |
轻质和中质原油(2) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 50,759 | | 50,944 | | 49,862 | | 50,152 | | 50,426 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 50,793 | | 51,614 | | 49,916 | | 50,194 | | 50,625 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 111.04 | | 132.79 | | 108.35 | | 99.06 | | 112.91 | |
交通运输(4) | 2.65 | | 3.44 | | 4.32 | | 3.55 | | 3.49 | |
版税(5) | 15.77 | | 26.60 | | 23.83 | | 19.20 | | 21.38 | |
生产费用(6) | 23.20 | | 23.13 | | 26.34 | | 26.42 | | 24.77 | |
净额回扣 | 69.42 | | 79.62 | | 53.86 | | 49.89 | | 63.27 | |
原生重质原油(2) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 63,068 | | 66,521 | | 68,933 | | 72,161 | | 67,699 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 64,306 | | 65,369 | | 68,492 | | 72,124 | | 67,597 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 97.21 | | 122.14 | | 89.80 | | 69.20 | | 93.80 | |
交通运输(4) | 4.98 | | 4.78 | | 4.45 | | 4.72 | | 4.73 | |
版税(5) | 19.57 | | 25.37 | | 18.72 | | 12.86 | | 18.95 | |
生产费用(6) | 22.00 | | 22.86 | | 21.30 | | 21.28 | | 21.84 | |
净额回扣 | 50.66 | | 69.13 | | 45.33 | | 30.34 | | 48.28 | |
鹈鹕湖重质原油(2) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 51,991 | | 51,112 | | 50,051 | | 48,221 | | 50,333 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 53,686 | | 50,202 | | 50,160 | | 50,084 | | 51,021 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 97.73 | | 121.88 | | 91.98 | | 73.25 | | 96.18 | |
交通运输(4) | 5.22 | | 5.22 | | 5.16 | | 4.78 | | 5.10 | |
版税(5) | 30.27 | | 40.26 | | 29.16 | | 23.44 | | 30.76 | |
生产费用(6) | 7.48 | | 7.99 | | 8.89 | | 9.14 | | 8.36 | |
净额回扣 | 54.76 | | 68.41 | | 48.77 | | 35.89 | | 51.96 | |
沥青(热油)(2) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 261,743 | | 249,938 | | 243,393 | | 253,188 | | 252,018 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 269,306 | | 249,596 | | 241,571 | | 247,692 | | 251,953 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 89.93 | | 112.92 | | 80.74 | | 58.13 | | 85.51 | |
交通运输(4) | 4.91 | | 4.77 | | 4.42 | | 4.88 | | 4.75 | |
版税(5) | 18.21 | | 26.07 | | 19.10 | | 12.42 | | 18.93 | |
生产费用(6) | 14.35 | | 18.93 | | 15.63 | | 17.20 | | 16.50 | |
净额回扣 | 52.46 | | 63.15 | | 41.59 | | 23.63 | | 45.33 | |
天然气 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(MMcf/d)(7) | 1,988 | | 2,089 | | 2,117 | | 2,105 | | 2,075 | |
净收益(美元/mCf) | | | | | |
销售价格(3) | 5.20 | | 7.90 | | 6.51 | | 6.36 | | 6.51 | |
交通运输(4) | 0.50 | | 0.51 | | 0.50 | | 0.56 | | 0.52 | |
版税(5) | 0.41 | | 0.89 | | 0.61 | | 0.51 | | 0.61 | |
生产费用(6) | 1.28 | | 1.15 | | 1.13 | | 1.22 | | 1.19 | |
| 净额回扣 | 3.01 | | 5.35 | | 4.27 | | 4.07 | | 4.19 | |
天然气液体(2) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 56,719 | | 58,963 | | 59,393 | | 62,837 | | 59,495 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 56,719 | | 58,963 | | 59,393 | | 62,837 | | 59,495 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 68.56 | | 81.35 | | 60.34 | | 59.53 | | 67.25 | |
交通运输(4) | 2.02 | | 2.24 | | 2.28 | | 2.37 | | 2.23 | |
版税(5) | 11.15 | | 15.69 | | 12.45 | | 10.39 | | 12.40 | |
生产费用(6) | 8.11 | | 8.25 | | 8.56 | | 8.52 | | 8.37 | |
净额回扣 | 47.28 | | 55.17 | | 37.05 | | 38.25 | | 44.25 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 截至的年度 |
北海产量和按产品分列的净收益(1) |
轻质和中质原油 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 15,961 | | 10,788 | | 10,855 | | 14,006 | | 12,890 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 11,245 | | 16,530 | | 4,229 | | 20,854 | | 13,215 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 125.20 | | 146.06 | | 123.18 | | 118.91 | | 129.04 | |
交通运输(4) | 2.00 | | 0.99 | | 3.27 | | 0.67 | | 1.26 | |
版税(5) | 0.41 | | 0.24 | | 0.86 | | 0.18 | | 0.30 | |
生产费用(6) | 64.24 | | 84.38 | | 115.41 | | 100.30 | | 88.99 | |
净额回扣 | 58.55 | | 60.45 | | 3.64 | | 17.76 | | 38.49 | |
天然气 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(MMcf/d)(7) | 3 | | 2 | | 1 | | 3 | | 2 | |
净收益(美元/mCf) | | | | | |
销售价格(3) | 20.68 | | 8.54 | | 20.88 | | 13.51 | | 15.75 | |
交通运输(4) | — | | — | | — | | — | | — | |
版税(5) | — | | — | | — | | — | | — | |
生产费用(6) | 8.21 | | 6.60 | | 12.67 | | 10.38 | | 9.27 | |
净额回扣 | 12.47 | | 1.94 | | 8.21 | | 3.13 | | 6.48 | |
非洲离岸生产和按产品分列的净收益(1) |
轻质和中质原油 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 15,742 | | 15,119 | | 13,638 | | 12,909 | | 14,343 | |
| 平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 18,550 | | 13,902 | | 13,020 | | 14,059 | | 14,866 | |
净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) | 130.25 | | 143.33 | | 119.08 | | 117.74 | | 127.85 | |
交通运输(4) | — | | — | | — | | — | | — | |
版税(5) | 6.06 | | 12.36 | | 14.61 | | 16.02 | | 11.79 | |
生产费用(6) | 13.38 | | 15.73 | | 16.64 | | 24.30 | | 17.25 | |
净额回扣 | 110.81 | | 115.24 | | 87.83 | | 77.42 | | 98.81 | |
天然气 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(MMcf/d) (7) | 15 | | 14 | | 14 | | 7 | | 13 | |
净收益(美元/mCf) | | | | | |
销售价格(3) | 9.57 | | 12.31 | | 14.27 | | 13.80 | | 12.23 | |
交通运输(4) | 0.18 | | 0.18 | | 0.18 | | 0.19 | | 0.17 | |
版税(5) | 0.98 | | 2.20 | | 1.73 | | 0.71 | | 1.50 | |
生产费用(6) | 3.93 | | 3.78 | | 4.27 | | 6.98 | | 4.40 | |
净额回扣 | 4.48 | | 6.15 | | 8.09 | | 5.92 | | 6.16 | |
| 总勘探和生产 | | | | | |
桶油当量(BOE)(8) | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(BOE/d) | 850,354 | | 854,194 | | 851,387 | | 865,895 | | 855,489 | |
平均日销售量(未扣除特许权使用费)(BOD/d) | 858,976 | | 856,986 | | 842,043 | | 870,265 | | 857,057 | |
净收益(美元/BOE)(1) | | | | | |
销售价格(3) | 69.66 | | 88.07 | | 66.04 | | 56.83 | | 70.07 | |
交通运输(4) | 3.72 | | 3.70 | | 3.64 | | 3.80 | | 3.72 | |
版税(5) | 11.88 | | 17.03 | | 12.88 | | 9.31 | | 12.75 | |
生产费用(6) | 12.70 | | 14.44 | | 12.68 | | 15.17 | | 13.76 | |
| 净额回扣 | 41.36 | | 52.90 | | 36.84 | | 28.55 | | 39.84 | |
油砂开采与提产增收(1) |
| 上海合作组织 | | | | | |
平均日产量(未扣除特许权使用费)(桶/天)(9) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | |
| 平均日销售量(未扣除特许权使用费)(桶/天) | 441,324 | | 350,500 | | 489,146 | | 433,731 | | 428,820 | |
| 净收益(美元/桶) | | | | | |
销售价格(3) (10) | 112.05 | | 137.60 | | 120.91 | | 103.79 | | 117.69 | |
交通运输(4) | 1.55 | | 2.05 | | 1.55 | | 1.80 | | 1.71 | |
版税(5) (11) | 13.51 | | 31.63 | | 24.87 | | 14.48 | | 20.71 | |
生产费用 (6) | 24.60 | | 33.76 | | 22.35 | | 25.48 | | 26.04 | |
| 净额回扣 | 72.39 | | 70.16 | | 72.14 | | 62.03 | | 69.23 | |
关于生产历史和净额回收表的说明
(1)净回扣是一种非公认会计准则财务计量，表示在扣除与将产品推向市场相关的所有成本的影响后，以单位为单位的核心活动提供的净现金流量。本公司认为净收益是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司活动的效率和盈利能力。净回款计算包括非公认会计准则财务指标：实现价格和运输。关于非公认会计准则的额外披露，请参阅公司截至2022年12月31日的年度MD&A中“非公认会计原则和其他财务措施”一节中关于净值的讨论。
(2)北美勘探和生产的组成部分原油和天然气液化石油气的生产和销售。
(3)计算方法为产品销售额减去调合费用，除以各自的销售量。
(4)计算方法为运输费用除以各自的销售量。
(5)计算方法是版税除以各自的销售量。
(6)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(7)天然气产量接近销售量。
(8)石油当量销售包括总勘探和生产原油、NGL和天然气销售。
(9)油砂开采和升级生产是Horizon生产和消费的开采柴油的净值。
(10)上海合作组织的销售价格是扣除原料和混合成本后的净价。
(11)油砂开采及升级业务的特许权使用费开支按期内支出的沥青特许权使用费计算。
精选财务信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每股普通股金额) | | 2022 | | 2021 |
产品销售(1) | | $ | 49,530 | | | $ | 32,854 | |
原油和天然气液化石油气 | | $ | 43,009 | | | $ | 29,256 | |
天然气 | | | | $ | 5,236 | | | $ | 2,716 | |
净收益 | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | |
每股普通股 | | -基本 | | $ | 9.64 | | | $ | 6.49 | |
| | -稀释 | | $ | 9.52 | | | $ | 6.46 | |
调整后的运营净收益(2) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 11.33 | | | $ | 6.28 | |
| | -稀释(3) | | $ | 11.19 | | | $ | 6.25 | |
经营活动的现金流 | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | |
调整后的资金流动 (2) | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | |
每股普通股 | | -基本 (3) | | $ | 17.44 | | | $ | 11.63 | |
| | -稀释(3) | | $ | 17.22 | | | $ | 11.57 | |
总资产 | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
长期负债总额 | | $ | 29,316 | | | $ | 32,298 | |
用于投资活动的现金流 | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | |
资本支出净额(2) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | |
精选财务信息备注
(1)与产品销售有关的更多细节在公司截至2022年12月31日的经审计综合财务报表的附注22中披露。
(2)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本公司截至2022年12月31日、日期为2023年3月1日的年度MD&A中的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
(3)非公认会计准则比率。请参阅本公司截至2022年12月31日、日期为2023年3月1日的年度MD&A中的“非公认会计准则和其他财务措施”部分。
红利历史
2001年1月17日，董事会批准了一项定期支付季度股息的股息政策。自2001年4月以来，股息在每年的1月、4月、7月和10月支付。本公司的股息政策由董事会定期审议，并可能根据本公司当时的收益、财务要求和其他因素而随时发生变化。
下表显示了该公司在截至12月31日的最后三年中每年宣布的普通股每股现金股利总额。
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
宣布的每股普通股现金股息 | $ | 4.60 | | $ | 2.00 | | $ | 1.70 | |
2023年3月1日，公司将宣布的每股普通股季度现金股息增加到0.90美元，从2023年4月5日支付的股息开始。
2022年，公司宣布的每股普通股现金股息包括每股普通股3.10美元的常规现金股息和每股1.50美元的特别现金股息(2022年8月23日支付)。董事会宣布的2022年定期季度现金股息包括两次增加。第一次上调于2022年3月2日获得批准，并将季度现金股息提高至每股普通股0.75美元，从2022年4月5日支付的股息开始。第二次上调于2022年11月3日获得批准，并将季度现金股息提高至每股普通股0.85美元，从2023年1月5日支付的股息开始。
2021年，董事会批准两次增加季度现金股息。2021年的第一次增加将季度现金股息增加到每股普通股0.47美元，从2021年4月5日支付的股息开始。2021年的第二次增加将季度现金股息增加到0.5875美元，从2022年1月5日开始支付股息。
2020年，董事会批准将季度现金股息增加到每股0.425美元，从2020年4月1日开始支付股息。
资本结构描述
普通股
该公司被授权发行不限数量的普通股，没有面值或面值。普通股持有人有权在加拿大自然公司的股东大会上每股一票，收取董事会就普通股宣布的股息，并在公司解散或清盘时按比例获得公司剩余财产和资产，但须受任何优先于普通股的权利所规限。
优先股
该公司并无已发行的优先股。本公司获授权发行一个或多个系列的不限数量的优先股。本公司董事获授权于发行前厘定每个系列的股份数目，以及厘定每个系列优先股的指定、权利、特权、限制及条件。
信用评级
以下资料与本公司的融资成本、流动资金及营运有关，并与本公司的信用评级有关。具体地说，信用评级影响公司获得短期和长期融资的能力以及此类融资的成本。评级机构下调对公司债务的当前评级或对公司评级展望的负面改变可能对公司的融资成本及其获得流动资金和资本来源产生不利影响。此外，信用评级的变化可能会影响本公司按可接受的条款与客户和供应商进行普通课程衍生品或对冲交易以及与客户和供应商签订和维持普通课程合同的能力和相关成本。
给予本公司债务证券的信用评级不是购买、持有或出售债务证券的建议，因为该等评级不评论当前市场价格或对特定投资者的适宜性。任何评级在任何给定的一段时间内不得继续有效，或在未来评级机构在其判断情况下有必要时完全修订或撤回，并且如果任何此类评级被如此修订或撤回，本公司没有义务更新本AIF。
| | | | | | | | | | | |
| 高级无担保
债务证券 | 商业广告
纸 | 展望/趋势(1) |
穆迪投资者服务公司(Moody‘s) | Baa1 | P-2 | 稳定 |
标普全球评级(S&P) | BBB- | A-3 | 稳定 |
DBRS Limited(“DBRS”) | A(低) | — | 稳定 |
(1)穆迪和标普将评级展望给予加拿大自然，而不是个别长期债务工具。
信用评级旨在为投资者提供对公司履行到期财务义务的能力的独立意见。
穆迪的信用评级属于长期债务评级，范围从AAA到C，这代表了这类评级证券的最高质量到最低质量。穆迪对Baa的评级被分配给被判断为中等评级并受到中等信用风险影响的债务。这类证券可能具有一定的投机性。穆迪在其公司债券评级系统中，将数字修饰符1、2和3添加到从AA到CAA的每个通用评级类别。修饰符1表示债务排名在其通用评级类别的较高端；修饰符2表示中端评级；修饰符3表示债务排名在其通用评级类别的较低端。穆迪的评级展望是对中期内可能的评级方向的看法。“负面”、“正面”或“发展中”的展望表明，中期内评级发生变化的可能性更大。“稳定”的前景表明，中期内评级发生变化的可能性很低。穆迪对商业票据的信用评级处于从P-1到NP的短期债务评级范围内，代表着此类证券从最高质量到最低质量的评级范围。穆迪的评级为P-2，表明其偿还短期债务的能力很强。
标普的信用评级属于长期债务评级，范围从AAA到D，代表了这类评级证券的最高质量到最低质量。根据标普评级体系，评级为BBB的债务证券具有足够的保护参数。然而，不利的经济条件或不断变化的情况更有可能导致债务人履行其对债务的财政承诺的能力减弱。从AA到CCC的评级可以通过添加加号(+)或减号(-)来修改，以显示在评级类别中的相对地位。标普评级展望评估的是中期内长期信用评级的潜在方向，通常是6个月至两年。“负面”、“正面”或“发展中”的展望表明，评级在这段时间内发生变化的可能性更大。“稳定”的前景表明在这段时间内评级发生变化的可能性很小。在确定评级展望时，会考虑经济和/或基本业务状况的任何变化，但展望不一定是评级变化或未来CreditWatch行动的先兆。标普对商业票据的信用评级是从A-1到D的短期债务评级，代表着从最高质量到最低质量的这类证券的评级范围。标普的A-3评级表明债务人表现出足够的保护参数；然而，不利的经济状况或不断变化的情况更有可能削弱债务人履行其债务财务条件的能力。
DBRS的信用评级处于从AAA到D的长期债务评级范围内，这代表了此类评级证券从最高质量到最低质量的范围。根据DBRS评级系统，评级为A的债务证券具有良好的信用质量。偿还财政债务的能力很强，尽管可能容易受到未来事件的影响，但合格的负面因素被认为是可控的。除AAA和D之外的所有评级类别也包含子类别“(高)”和“(低)”，这表明了在该评级类别中的相对地位。如果没有“(高)”或“(低)”标志，则表示评级处于中等水平。评级趋势是DBRS对有问题的评级前景的看法，评级趋势分为三类：“正面”、“稳定”或“负面”。评级趋势表明，如果目前的情况持续下去，或者在某些情况下，除非挑战得到解决，DBRS认为评级可能会朝着什么方向发展。
评级机构给予本公司债务证券及商业票据的信贷评级，并非建议购买、持有或出售该等债务证券或商业票据，因为该等评级并不评论当前市场价格或对某一特定投资者的适合性。任何评级在任何给定的一段时间内不得继续有效，或可在未来完全由评级机构修订或撤回，前提是评级机构认为情况需要，并且如果任何此类评级被如此修订或撤回，本公司没有义务更新本AIF。
该公司已向穆迪、标准普尔和DBRS支付与我们的长期和短期债务评级分配有关的款项，并将不时向穆迪、标准普尔和DBRS支付与确认此类评级有关的款项。本公司于过去两年并无向上市信用评级机构支付任何其他款项。
证券市场
该公司的普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所挂牌交易，代码为CNQ。以下是公司普通股2022年在多伦多证券交易所的交易活动。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年多伦多证交所月度历史交易 |
| 月份 | 高 | 低 | 关 | 卷 |
| 一月 | $ | 67.77 | | $ | 54.20 | | $ | 64.66 | | 103,509,880 |
| 二月 | $ | 71.00 | | $ | 63.74 | | $ | 70.81 | | 90,031,784 |
| 三月 | $ | 80.13 | | $ | 70.25 | | $ | 77.41 | | 214,564,489 |
| 四月 | $ | 88.18 | | $ | 76.16 | | $ | 79.51 | | 103,491,510 |
| 可能 | $ | 87.92 | | $ | 73.49 | | $ | 83.71 | | 89,785,169 |
| 六月 | $ | 86.64 | | $ | 64.20 | | $ | 69.17 | | 185,156,432 |
| 七月 | $ | 72.87 | | $ | 58.75 | | $ | 70.71 | | 106,274,032 |
| 八月 | $ | 75.95 | | $ | 64.94 | | $ | 72.00 | | 130,125,576 |
| 九月 | $ | 74.75 | | $ | 61.23 | | $ | 64.30 | | 164,712,071 |
| 十月 | $ | 83.27 | | $ | 66.42 | | $ | 81.71 | | 102,978,445 |
| 十一月 | $ | 84.25 | | $ | 76.76 | | $ | 80.31 | | 86,198,389 |
| 十二月 | $ | 82.32 | | $ | 71.51 | | $ | 75.19 | | 156,894,529 |
董事会于2022年3月2日通过决议案，授权本公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以正常程序发行人投标(“NCIB”)方式购买至多101,574,207股普通股，占截至2022年2月28日公众流通股(根据多伦多证券交易所规则厘定)的10.0%(“2022年NCIB”)。
在截至2022年12月31日的一年中，该公司以每股普通股72.03美元的加权平均价购买了77,338,200股普通股，其中包括根据其先前的NCIB执行的2022年1月1日至2022年3月10日期间的股票回购，该NCIB于2022年3月10日到期。在年底之后，截至2023年3月10日(包括2023年3月10日)，公司根据2022年NCIB以加权平均价每股普通股78.11美元购买了7,200,000股股票。
董事会于2023年3月1日通过决议案，授权本公司于2023年3月13日起至2024年3月12日止，以NCIB方式向多伦多证券交易所提交意向通知，购买最多92,296,006股普通股(根据多伦多证券交易所规则厘定，占本公司于2023年2月28日公众流通股的10.0%)。任何购买都将通过多伦多证交所、加拿大另类交易平台和纽约证交所的设施进行。
董事及行政人员
本公司前五年的名称、居住城市、在本公司担任的职务以及董事和高级管理人员的主要职业如下。有关董事及获提名的行政人员的进一步详情见本公司日期为2023年3月15日的资料通函，该通函以参考方式并入本公司。
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前担任的职位 | 过去5年的主要职业 |
| | |
凯瑟琳·M·贝斯特，FCPA，ICD.D 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 董事(1)(2) (69岁) | 企业董事。自2003年11月以来，她一直担任该公司的董事公司董事，目前担任Superior Plus Corporation和獾基础设施解决方案有限公司的董事会成员，也是瓦瓦内萨相互保险公司和卡尔加里Stampede基金会的董事会成员。
|
M.伊丽莎白·坎农，博士，O.C. 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 董事(3)(4)(5) (60岁) | 企业董事。她目前是卡尔加里大学的总裁·埃默里塔，曾于2006年至2010年在卡尔加里大学担任舒利赫工程学院院长，然后在2010年至2018年担任总裁和副校长。于2019年11月5日获委任为本公司董事董事。
|
N.Murray Edwards，O.C. 瑞士圣莫里茨 | 执行主席和
董事 (63岁) | 企业董事和投资者。自1988年9月以来，他一直担任本公司的董事。目前，他是Ensign能源服务公司和麦哲伦航空航天公司的董事长和董事会成员。
|
Christopher L.Fong 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 董事(3)(5) (73岁) | 企业董事。自2010年11月以来，他一直担任本公司的董事。他目前是计算机建模集团有限公司的董事会成员。
|
戈登·D·吉芬大使 佛罗里达州萨拉索塔 美国。 | 董事(1)(4) (73岁) | Dentons US LLP(律师事务所)合伙人兼全球荣誉副主席；在此之前，McKenna Long&Aldridge LLP(律师事务所)高级合伙人，2001年5月至2015年与Dentons合并。自2002年5月以来，他一直担任本公司的董事。他目前还在卡特总统中心的董事会任职。 |
威尔弗雷德·A·戈伯特 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大
| 董事(1)(2)(4) (75岁) | 独立的商人。自2010年11月以来，他一直担任董事的职务。他目前是派拉蒙资源有限公司的董事会成员。
|
史蒂夫·W·劳特 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大
| 董事(5)(6) (65岁) | 企业董事。他在2020年5月5日之前一直是公司的一名高级管理人员。自2006年8月以来，他一直担任本公司的董事。 |
蒂姆·S·麦凯 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大
| 总裁与董事(3) (61岁) | 公司的高级职员。自2018年2月起连续担任本公司董事。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前担任的职位 | 过去5年的主要职业 |
| | |
尊敬的弗兰克·J·麦肯纳 P.C.，O.C.，O.N.B.，Q.C. 卡普·贝利，新不伦瑞克 加拿大
| 董事(2)(4) (75岁) | 道明银行集团(银行)副董事长。自2006年8月以来，他一直担任本公司的董事。现任布鲁克菲尔德资产管理董事会成员。 |
David·阿图尔 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 董事(1)(5) (73岁) | 企业董事。在此之前，自2015年起担任Optiom Inc.(私营保险公司)董事长；在此之前，于2010年至2015年担任Teine Energy Ltd.(私营油气勘探公司)副董事长兼首席执行官，并于2008年至2010年担任Marble Point Energy Ltd.(Tine Energy Ltd.的前身)副董事长兼首席执行官。自2002年5月以来，他一直担任本公司的董事。 |
Annette M.Verschuren，O.C. 多伦多，安大略省 加拿大
| 董事(2)(3) (66岁) | NRStor Inc.的董事长兼首席执行官，NRStor Inc.是一家能源储存技术的能源储存项目开发商。自2014年11月起，她一直担任本公司的董事。她目前担任布雷顿角大学校长，自由互助保险集团董事成员，以及许多非营利组织的董事会成员。目前在加拿大航空公司和萨普托公司的董事会任职。
|
特洛伊·J·P·安德森 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副高级， 加拿大常规野战行动 (44岁) | 公司的高级职员。 |
卡尔文·J·巴斯特 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 高级副总裁-总裁，制片人
(48岁) | 公司的高级职员。 |
特雷弗·J·卡西迪 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 勘探和生产首席运营官 (49岁) | 公司的高级职员。 |
维克多·C.达雷尔 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 副-总裁，金融部 及首席会计主任 (41岁) | 自2021年5月起担任本公司高级职员。在此之前，2017年4月至2019年10月担任财务报告经理，2019年11月至2021年5月担任企业报告财务总监，最近担任副财务兼首席会计官总裁，2021年5月至今。 |
杰伊·E·弗罗克 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副高级， 油砂开采与升级 (57岁) | 公司的高级职员。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前担任的职位 | 过去5年的主要职业 |
| | |
德韦恩·F·吉格斯
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 总裁高级副总裁，勘探部
(46岁) | 自2021年4月起担任本公司高级职员。在此之前，勘探经理的任期为2017年1月至2021年4月，最近的职务是副总裁-勘探西部，任期为2021年4月至2021年11月。 |
迪恩·W·哈勒维奇
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 总裁高级副总裁，安全部，
风险管理与创新
(55岁) | 公司的高级职员。 |
罗纳德·K·莱恩
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 总裁副高级， 企业发展与土地 (53岁) | 公司的高级职员。 |
艾琳·L·伦恩
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 副-总裁，土地
(48岁) | 自2022年2月起担任本公司高级职员。在此之前，土地经理的谈判从2016年7月到2022年2月。 |
保罗·M·门德斯 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副总理，
法律、总法律顾问和公司秘书 (57岁) | 公司的高级职员。 |
马克·A·卡尔加里，加拿大艾伯塔省 | 总裁副总理，
营销 (55岁) | 自2023年2月起担任本公司高级职员。在此之前，董事自2017年5月以来一直在原油营销。 |
凯尔·G·皮西奥 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副总理， 钻井、完井和 资产报废 (41岁) | 自2021年6月起担任本公司高级职员。在此之前，2016年7月至2021年6月担任完井工程经理。 |
沃伦·P·拉钦斯基
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 热工高级副总裁总裁
(50岁) | 自2019年6月起担任本公司高级职员。在此之前，经理负责开发，直至2019年6月；最近担任副经理，总裁，负责开发，从2019年6月至2022年4月。 |
罗伊·D·罗斯 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副总理， 设施和管道 (49岁) | 公司的高级职员。 |
卡拉·L·斯莱姆科
阿尔伯塔省卡尔加里
加拿大 | 总裁副局长，企业发展与商业运营
(53岁) | 公司的高级职员。 |
| | | | | | | | |
| 名字 | 目前担任的职位 | 过去5年的主要职业 |
| | |
马克·A·斯坦索普 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 首席财务官和 高级副总裁-总裁，财务 (45岁) | 公司的高级职员。 |
斯科特·G·史陶思 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 首席运营官， 油砂 (57岁) | 公司的高级职员。 |
罗宾·S·扎贝克 阿尔伯塔省卡尔加里 加拿大 | 总裁副高级， 开发 (现年51岁) | 公司的高级职员。 |
(1)审计委员会委员。
(2)薪酬委员会成员。
(3)健康、安全、资产完整性和环境委员会成员。
(4)提名、治理和风险委员会成员。
(5)储备委员会委员。
(6)史蒂夫·劳特先生于2020年5月5日从公司执行副董事长的职位上退休，并将于2023年5月5日被视为独立的董事。
所有董事在本公司每届股东周年大会上进行选举。所有现任董事都是在2022年5月5日举行的公司股东年度特别大会上当选为董事会成员的。2022年下半年，道恩·L·法雷尔女士接受了总裁的职位，担任跨山公司首席执行官。双方认定，该职位可能导致与本公司业务活动有关的潜在利益冲突。这种潜在的利益冲突迫使法雷尔女士辞去公司董事的职务，女性董事的数量也因此减少。自法雷尔女士辞职以来，提名、治理和风险委员会开展了一项严格的程序，以确定能够将法雷尔女士提供的技能带给董事会的潜在候选人，同时考虑到每个候选人的经验和多样性以及他们对董事会治理责任的潜在贡献。董事会预计将在2023年完成这一进程。
截至2023年5月5日，11名董事中有9名(包括Steve W.Laut先生)是独立的。两位管理总监是N·默里·爱德华兹先生和蒂姆·S·麦凯先生。
截至2022年12月31日，公司董事和高管作为一个整体，直接或间接实益拥有或控制或指示的普通股总数约为2600万股(约2%)，占11亿股已发行普通股(根据公司的股票期权计划行使其持有的期权后约3%)。
本公司的董事及高级管理人员在本公司的运作上可能会有潜在的利益冲突。一些董事和管理人员一直并将继续从事企业和资产的识别和评估，以期代表他们自己和代表其他公司获得潜在的利益。可能会出现董事和高级管理人员与公司直接竞争的情况。如果有任何冲突，将遵守《商业公司法》(艾伯塔省)规定的程序和补救措施。
法律程序和监管行动
本公司不时成为本公司正常运作过程中所引起的诉讼标的。根据这类诉讼要求的损害赔偿可能是实质性的，这类诉讼的结果可能会对公司的财务状况或经营结果产生重大影响。虽然公司会评估每宗诉讼的案情，并相应地为自己辩护，但公司可能会被要求在此类诉讼中招致巨额费用或投入大量资源进行辩护。本公司目前并无参与或曾参与任何法律诉讼，或其任何财产现正或曾经成为诉讼标的，预期会对本公司的财务状况产生重大影响，而本公司并不知悉有任何该等法律诉讼正在考虑进行。
于截至2022年12月31日止年度，本公司并无被具司法管辖权的法院或与证券法例有关的其他监管机构或证券监管当局对本公司施加任何惩罚或制裁，本公司亦无在具司法管辖权的法院或与证券法例有关的其他监管机构或与证券监管机构订立任何和解协议。
管理层和其他人在重大交易中的利益
董事、本公司高管或主要股东、或该等人士的联营公司或联营公司，于最近完成的三个财政年度或本财政年度内的任何交易中，并无直接或间接拥有任何重大影响或合理预期会对本公司产生重大影响的任何交易利益。
转让代理和登记员
该公司普通股的转让代理和登记机构是位于卡尔加里和多伦多的加拿大计算机股份信托公司和位于纽约市的计算机股份投资者服务公司。公司普通股的转让登记簿由加拿大计算机股份信托公司保存。
材料合同
于最近完成的财政年度内，除在正常业务过程中订立的合约外，本公司并无订立任何对本公司业务有重大影响的合约，亦无任何仍然有效的合约。
专家的利益
该公司的独立审计师是普华永道会计师事务所，他们发布了一份日期为2023年3月1日的独立审计师报告，内容涉及公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合财务报表以及截至2022年12月31日的三个年度中的每一个年度，以及公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制。普华永道有限责任公司表示，在艾伯塔省特许专业会计师协会和美国证券交易委员会规则的指导下，根据专业行为规则的含义，他们对公司是独立的。
根据相关人士或公司提供的资料，在本公司不到1%的证券或财产或由Sproule Associates Limited、Sproule International Limited或GLJ Ltd.持有的联营公司或联营公司、或参与并能够直接影响相关报告编制的该等独立储量评估员的任何合作伙伴、雇员或顾问，或在编制报告时能够直接影响报告编制结果的任何此等人士中，有直接或间接的实益权益。
审计委员会信息
审计委员会成员
董事会审计委员会由主席C.M.Best女士、G.D.Giffin先生、W.A.Gobert先生和D.A.Tuer先生组成，他们每个人都是独立的，具有财务知识，因为这些术语是根据加拿大证券法规、National Instrument 52-110和纽约证券交易所上市标准定义的，因为它们与上市发行人的审计委员会有关。审计委员会每名成员作为审计委员会成员的职责相关的教育和经验如下。
C·M·贝斯特女士是一名注册会计师，在一家国际会计师事务所担任工作人员和合伙人超过20年。在她任职期间，她负责直接监督和监督一大批审计人员，这些审计人员对重要上市实体的财务报告进行审计，其中许多是石油和天然气公司。这种监督和监督要求C.M.贝斯特女士保持对公认会计原则的最新了解，并能够评估这些原则在她的每个客户中的应用情况。它还需要了解内部控制和财务报告流程和程序。C·M·贝斯特女士是审计委员会主席，根据美国证券交易委员会根据2002年萨班斯-奥克斯利法案的要求发布的规则，她有资格成为“审计委员会财务专家”。
吉芬大使在履行审计委员会成员职责方面的教育和经验来自三十多年的法律实践，涉及与复杂的商业交易和争端有关的复杂会计和审计问题。在为数家上市发行人服务的审计委员会工作期间，他积累了丰富的实践经验，并对财务报告的内部控制程序和程序有了深入的了解，并不断追求对相关主题的广泛专业阅读和研究。
W.A.Gobert先生拥有麦克马斯特大学的MBA(金融)学位和温莎大学的理学学士(荣誉)学位，并拥有特许金融分析师(CFA)称号。Gobert先生曾担任Peters&Co.Limited的副主席，该公司是一家独立的、全面整合的投资交易商，专门提供全面的投资研究，并担任加拿大能源行业的活跃承销商和财务顾问。在他在Peters&Co.Limited的27年职业生涯中，Gobert先生积累了与评估相关的专业知识。分析和评价财务报表，提出各种复杂的会计问题，随后监督和监督直接参与审查、分析和评价同样复杂的财务披露的个人。因此，戈伯特先生对公认的会计原则、财务报表、内部控制和财务报告有了了解。根据美国证券交易委员会根据2002年萨班斯-奥克斯利法案的要求发布的规则，戈伯特先生有资格成为“审计委员会财务专家”。
杜尔先生作为审计委员会成员所受的教育和与履行其职责相关的经验来自于在一家大型上市公司担任首席执行官的专业培训和商业生涯，该公司在分析和评估财务报表方面提供了经验，并监督从事上市公司财务报表编制、分析和评估的人员。他还通过监督财务报告的内部控制程序和程序，以及通过多年来首席执行官的参与，对审计委员会的职能有了了解。
审计师服务费
董事会审计委员会于2022年批准了由普华永道会计师事务所(“普华永道”)提供的特定审计和非审计服务。提供的服务包括：(I)对本公司的综合财务报表和财务报告的内部控制进行年度审计，对本公司未经审计的季度综合财务报表进行审查，对本公司的某些附属公司的年度财务报表进行审计，以及提供与下表“审计费用”中“审计费用”所列的法定和监管文件相关的其他审计服务；(Ii)审计相关服务，包括养老金资产、皇室使用费报表和温室气体排放；(Iii)下表“税费”中所列的与外籍人士个人税收和合规以及其他公司纳税申报事项有关的税务服务；以及(4)与外籍人员签证申请援助和通过普华永道会计文献资料库获取资料有关的非审计服务，如下表“所有其他费用”所述。
| | | | | | | | |
审计师服务(000) | 2022 | 2021 |
审计费 | $ | 2,327 | | $ | 2,310 | |
审计相关费用 | 698 | | 463 | |
税费 | 402 | | 305 | |
所有其他费用 | 9 | | 17 | |
总计 | $ | 3,436 | | $ | 3,095 | |
公司审计委员会章程作为附表“C”附在本AIF之后。
附加信息
欲了解有关该公司的更多信息，请访问SEDAR网站www.sedar.com和埃德加公司网站www.sec.gov。
其他信息，包括董事和高管的薪酬和债务、董事的连任被提名人、公司证券的主要持有人、购买公司证券的期权以及内部人士在重大交易中的利益，载于公司日期为2023年3月15日的年度会议通知和与将于2023年5月4日举行的加拿大自然公司股东年会相关的资料通告，这些资料并入本文以供参考。其他财务信息以及对公司事务和公司经营环境的讨论分别载于公司截至2022年12月31日的最近一个财政年度的MD&A、比较综合财务报表和补充油气信息，如提交给股东的2022年年度报告中所述，这些信息在此并入作为参考。
有关本AIF的其他副本，请联系：
公司秘书地址：
2100,855-第二街西南。
阿尔伯塔省卡尔加里T2P 4J8
附表“A”
表格51-101F2
关于储备数据的报告
独立合格储量评估员或审计师
关于储量数据的报告
致加拿大自然资源有限公司(“本公司”)董事会：
1.我们评估和审查了该公司截至2022年12月31日的北美、英国和非洲近海石油和天然气储量数据。储量数据是对截至2022年12月31日的探明储量和可能储量以及相关未来净收入的估计，使用预测价格和成本进行估计。
2.储量数据由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的评估和审查对储量数据发表意见。
3.我们根据石油评估工程师协会(卡尔加里分会)不时修订的《加拿大石油和天然气评估手册》(《COGE手册》)中规定的标准进行评估和审查。
4.这些标准要求我们计划并进行评价和审查，以获得关于储量数据是否没有重大错报的合理保证。评价和审查还包括评估储量数据是否符合《专家小组手册》中提出的原则和定义。
5.下表显示了未来净收入(扣除所得税前)的净现值，该净现值归因于总探明储量加上可能储量，使用预测价格和成本估计，并使用10%的贴现率计算，包括在公司评估和审查的截至2022年12月31日的年度储量数据中，并确定了我们评估和审查并向公司管理层和董事会报告的各个部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 独立合格储量评估员或审计师 | 评审报告生效日期 | 保护区所在地(国家或外国地理区域) | 未来净收入的净现值(所得税前，10%的贴现率)(百万美元) |
| 已审核 | 已评估 | 评议 | 总计 |
| Sproule Associates Limited | 2022年12月31日 | 加拿大和美国 | — | 74,531 | 17,818 | 92,349 |
斯普罗尔国际有限公司 | 2022年12月31日 | 英国和
非洲近海 | — | 2,288 | — | 2,288 |
总计 | | | — | 76,819 | 17,818 | 94,637 |
6.我们认为，我们各自评估的储量数据在所有重大方面都已确定，并符合COGE手册的规定，并一贯适用。我们对我们审查但没有审计或评估的储量数据没有发表任何意见。
7.对于截至2022年12月31日我们的报告生效日期之后发生的事件和情况，我们没有责任更新第5段所述的报告。
8.由于储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果将有所不同，变化可能是实质性的。
就上文所述的本公司报告签立：
| | | | | |
Sproule Associates Limited 加拿大阿尔伯塔省卡尔加里， 2023年3月1日 | 斯普罗尔国际有限公司 加拿大阿尔伯塔省卡尔加里， 2023年3月1日 |
原件签名者 署名“加里·R·芬尼斯”“专业邮票” 加里·R·芬尼斯，P.Eng。 工程部高级经理 日期：2023年3月1日 APEGA ID 62965 | 原件签名者 署名“Ilia CHAIKINE” 伊利亚·柴肯 石油工程师 日期：2023年3月1日 RM APEGA ID 138300 |
| 原件签名者 署名“Alexey Romanov” 阿列克谢·罗曼诺夫，博士，P.Geo 高级地质学家 2023年3月1日 RM APEGA ID 112313 |
Sproule Associates Limited
亚太经合组织许可证#00417 | 斯普罗尔国际有限公司
亚太经合组织许可证#06151 |
原件签名者 署名“Steven Golko” 史蒂文·高尔科，P.Eng。 水库服务部高级副总裁 日期：2023年3月1日 RM APEGA ID 80169 | 原件签名者 署名“Meghan Klein”“专业邮票” 梅根·克莱因，P.Eng。 工程部高级经理 日期：2023年3月1日 APEGA ID 84981 |
| |
表格51-101F2
关于储备数据的报告
独立合格储量评估员或审计师
关于储量数据的报告
致加拿大自然资源有限公司(“本公司”)董事会：
1.我们评估了该公司截至2022年12月31日的加拿大油砂开采和升级储量数据。储量数据是对截至2022年12月31日的探明储量和可能储量以及相关未来净收入的估计，使用预测价格和成本进行估计。
2.储量数据由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的评估对储量数据发表意见。
3.我们根据石油评估工程师协会(卡尔加里分会)不时修订的《加拿大石油和天然气评估手册》(《COGE手册》)中规定的标准进行评估。
4.这些标准要求我们计划和进行评价，以获得关于储量数据是否没有重大错报的合理保证。评估还包括评估储量数据是否符合COGE手册中提出的原则和定义。
5.下表显示了在公司截至2022年12月31日的年度评估的储量数据中，归因于总的已探明储量加上可能储量的未来净收入(扣除所得税前)的净现值，使用预测价格和成本估计，并使用10%的贴现率计算，并确定了我们评估并向公司管理层和董事会报告的各个部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
独立合格储量评估员或审计师 | 评审报告生效日期 | 保护区所在地(国家或外国地理区域) | 未来净收入的净现值(所得税前，10%的贴现率)(百万美元) |
| 已审核 | 已评估 | 评议 | 总计 |
GLJ有限公司 | 2022年12月31日 | 加拿大 | — | 89,019 | — | 89,019 |
总计 | | | — | 89,019 | — | 89,019 |
6.我们认为，我们各自评估的储量数据在所有重大方面都已确定，并符合COGE手册的规定，并一贯适用。我们对我们审查但没有审计或评估的储量数据没有发表任何意见。
7.对于报告生效日期之后发生的事件和情况，我们没有责任更新第5段所述的报告。
8.由于储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果将有所不同，变化可能是实质性的。按上述我们的报告签立。
| | | | | |
GLJ有限公司，加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，2023年3月1日 | |
"原件签名者"
蒂姆·R·弗里伯恩，P.Eng 总裁副总兼首席财务官
| |
附表“B”
表格51-101F3
的报告
管理层和董事
浅谈石油天然气信息披露
管理层和董事关于储备数据和其他信息的报告
加拿大自然资源有限公司(“本公司”)管理层负责根据证券监管规定准备和披露有关本公司石油和天然气活动的信息。这些信息包括储量数据。
独立的合格储量评估员已经评估和审查了公司的储量数据。独立合格储量评估员的报告将与本报告同时提交证券监管机构。
公司董事会储备委员会有：
(a)审查了该公司向独立合格储量评估员提供信息的程序；
(b)与独立合格储量评估员会面，以确定任何限制是否影响独立合格储量评估员无保留地报告的能力；以及
(c)与管理层和独立的合格储量评估员一起审查储量数据。
董事会储备委员会审查了公司收集和报告与石油和天然气活动有关的其他信息的程序，并与管理层一起审查了这些信息。董事会根据准备金委员会的建议，核准：
(a)向证券监管机构提交的包含储量数据和其他油气信息的51-101F1表的内容和备案；
(b)提交表51-101F2，这是独立合格储量评估员关于储量数据的报告；以及
(c)这份报告的内容和归档。
由于储量数据是基于对未来事件的判断，实际结果将有所不同，变化可能是实质性的。
原件签名者
署名“蒂姆·S·麦凯”
蒂姆·S·麦凯
总裁
原件签名者
署名“Mark A.Stainthorpe”
马克·A·斯坦索普
首席财务官兼财务总监高级副总裁
原件签名者
署名“David·图尔”
David·阿图尔
独立董事和储备委员会主席
原件签名者
署名“凯瑟琳·M·贝斯特”
凯瑟琳·M·贝斯特
独立董事和审计委员会主席
日期：2023年3月1日
附表“C”
加拿大自然资源有限公司
(“公司”)
董事会审计委员会章程
I审计委员会的宗旨
审计委员会由董事会(“董事会”)委任，以协助董事会履行其管理本公司的职责，监督本公司的业务和事务。虽然审计委员会拥有本宪章规定的权力和责任，但审计委员会的作用是监督。审计委员会的主要职责是：
1.确保公司管理层对财务报告实施有效的内部控制制度；
2.监督和监督公司财务报表、财务报告程序和内部控制系统的完整性，涉及财务、会计以及遵守与财务报表、税务事项和重大事实披露有关的监管和法定要求；
3.审议并与董事会的健康、安全、资产完整性和环境委员会一起向董事会推荐公司聘请的会计师事务所，以完成对公司温室气体排放报告的独立保证审查，并确定就此支付的费用和其他补偿；
4.选择并推荐由股东、公司的独立审计师任命，根据所有适用法律预先批准公司的独立审计师向公司提供的所有审计和非审计服务，并确定支付给独立审计师的费用和其他补偿；
5.监督公司独立审计师的独立性、资格和业绩，并监督公司财务报表的审计和审查；
6.监督公司内部审计职能、财务报告计划的内部控制、萨班斯-奥克斯利合规计划以及为响应公司的网络风险评估而实施的网络安全措施的表现；
7.建立接收、保留、回应和处理投诉的程序，包括公司员工就会计、内部控制或审计事项提交的保密、匿名投诉；以及
8.提供独立审计员、管理层、内部审计职能和董事会之间的沟通渠道。
二、审计委员会的组成、程序和组织
1.审计委员会应由董事会决定的至少三(3)名董事组成，每一名董事应为独立、非执行董事，不存在任何可能干扰其独立判断的行使的关系。审计委员会成员应符合公司所属监管机构的独立性和经验要求。审计委员会所有成员应对财务和会计有基本了解，并在被任命为审计委员会成员时能够阅读和理解基本财务报表。审计委员会至少应有一名成员具有会计或相关的财务管理专业知识，并根据公司可能受其约束的监管机构的要求，有资格获得“财务专家”或类似称号。
2.董事会于每届股东周年大会同时举行的组织会议上，应委任下一年度的审计委员会成员。董事会可随时撤换审计委员会的任何成员，并可填补审计委员会的任何空缺。
3.董事会应委任一名审计委员会成员担任审计委员会主席。如审计委员会主席并非由董事会指定，或未出席审计委员会会议，则审计委员会成员可由审计委员会成员以过半数票指定一名主席。
4.除非审计委员会委任一名审计委员会秘书，否则公司秘书或助理秘书须担任审计委员会秘书。
5.会议的法定人数为审核委员会成员的一半(或如审核委员会成员的一半不是整数，则为最接近且少于一半的整数)，但最少须有两名审核委员会成员亲自出席或以电话或其他电讯设备出席，使所有参与会议的人士均可发言及互相聆听。
6.审计委员会的会议应按下列方式举行：
(a)审计委员会每年应在审计委员会主席要求的时间和地点至少举行四(4)次会议；
(b)审计委员会应在每次与管理层、内部审计经理、独立审计师举行的执行会议上举行非公开会议，并作为一个委员会讨论审计委员会或这些小组认为应讨论的任何事项。
7.独立审计员和内部审计员应通过审计委员会主席与审计委员会保持直接联系，并可在认为必要时绕过管理层。任何员工可直接向审计委员会提出，如认为有必要，可绕过管理层，处理任何涉及可疑、非法或不当财务行为或交易的事项。
审计委员会的职责和责任
1.审计委员会的总体职责如下：
(a)协助董事会履行与公司会计原则、报告做法和内部控制有关的职责，并批准公司的年度和季度综合财务报表；
(b)建立和保持与公司内部审计员和独立审计员的直接联系，并评估他们的业绩；
(c)确保公司管理层已经实施并保持有效的财务报告内部控制制度；
(d)定期向董事会报告其履行职责的情况；以及
(e)每年检讨审计委员会章程，并建议提名、管治及风险委员会的任何更改，以供董事会批准。
2.审计委员会与独立审计员有关的职责如下：
(a)遴选及推荐董事会委任本公司的独立核数师，审查独立核数师的独立性及监察其表现，并在情况许可下批准任何核数师的解聘；
(b)批准支付给独立审计师的费用和其他重大补偿、审计的范围和时间以及独立审计师提供的其他相关服务；
(c)在年度审计之前，与管理层和独立审计师审查和讨论独立审计师的年度审计计划，包括范围、人员配备、地点和对管理层和内部审计部门的依赖，并监督对公司财务报表的审计；
(d)预先核准所有拟由独立审计师提供的非审计服务，立法禁止的非审计服务除外；
(e)每年获取和审查独立审计师的报告，说明(I)独立审计师的内部质量控制程序；(Ii)公司最近的质量控制审查或同行审查提出的任何重大问题，或政府或专业当局在过去五年内对公司进行的一项或多项独立审计提出的任何重大问题；以及(Iii)为解决因审查、询问或调查而产生的任何此类问题而采取的任何步骤，并收到独立审计师的书面声明，概述他们与公司之间可能损害审计师独立性的所有重要关系。公司的独立审计师不得从事公司所属的2002年《萨班斯-奥克斯利法案》或上市公司会计监督委员会或其他监管机构的规则所禁止的活动；
(f)在独立审计员完成审计后，在提交或发布年度财务报表之前，与其审查和讨论：
(i)他们的报告内容包括：
A.使用的所有关键会计政策和做法；
B.与管理层讨论过的关于GAAP内财务信息的所有替代处理方法、使用这种处理方法的后果以及独立审计师喜欢的处理方法；
C.独立审计师与管理层之间的其他书面材料；
(Ii)审计工作的范围和质量；
(Iii)该公司的财务和审计人员是否充足；
(Iv)在审计期间得到公司工作人员的合作；
(v)使用的内部资源；
(Vi)公司正常业务以外的重大交易；
(Vii)关于改进内部会计控制、会计原则或管理制度的重大拟议调整和建议；
(Viii)独立审计师提供的非审计服务；以及
(Ix)考虑独立审计师对公司财务报告中应用的会计原则和关键会计估计的质量和适当性的判断。
(g)按要求审核和批准一份提交给股东的报告，该报告将包括在公司的信息通函和委托书中，披露任何经审计委员会批准的非审计服务。
(h)审查和批准公司关于合伙人、雇员和前合伙人以及现任和前任独立审计师雇员的招聘政策。
3.审计委员会与内部审计员有关的职责如下：
(a)就公司内部审计部门的组织结构、人员配置、有效性和资格审查预算、内部审计职能；
(b)审查内部审计计划；以及
(c)审查重要的内部审计结果和建议，以及管理层对此的回应和跟进。
4.审计委员会与公司内部控制程序有关的职责如下：
(a)审查影响公司财务健全的公司政策和业务做法的适当性和有效性，包括与内部审计、保险、会计、信息服务和系统以及财务控制、管理报告(包括财务报告)和相关风险管理有关的政策和做法；
(b)审查管理层与独立核数师之间任何可能影响公司财务报告或内部控制的悬而未决的问题；以及
(c)定期审查内部审计工作人员或独立审计员提出的建议得到执行的程度。
5.审计委员会的其他职责如下：
(a)与管理层、内部审计组及独立核数师审阅及讨论本公司未经审核的季度综合财务报表及管理层的相关讨论及分析，包括不寻常项目的影响、会计原则及估计的变动、向公众披露前的盈利新闻稿及就此向董事会报告；
(b)与管理层、内部核数组及独立核数师审阅及讨论本公司经审核的年度综合财务报表及管理层的相关讨论及分析，包括不寻常项目的影响、会计原则及估计的变动、向公众披露前的盈利新闻稿及向董事会作出报告；
(c)确保制定适当的程序，审查公司公开披露除季度和年度收益新闻稿以外的公司财务报表摘录或衍生的财务信息，并定期评估这些程序的充分性；
(d)审查管理层关于编制公司综合财务报表和其他所需披露文件所使用的政策和程序的适当性的报告，并审议对这些政策进行任何实质性改变的建议；
(e)与管理层、独立核数师及(如有需要)与法律顾问一起审查任何可能对本公司的财务状况或经营业绩产生重大影响的诉讼、索赔或其他意外情况，包括税务评估，以及该等事项在综合财务报表中的披露方式；
(f)审查和审议管理层对公司网络风险的评估和报告，以及公司为应对这些风险而实施的网络安全措施；
(g)要建立以下程序，请执行以下操作：
(i)公司收到的有关会计、内部会计控制或审计事项的投诉的接收、保留和处理；以及
(Ii)公司员工就有问题的会计或审计事项提出的保密、匿名的意见。
(h)根据需要协调与公司储备委员会、公司高级工程管理人员、独立评估工程师和审计师的会议，并考虑批准综合财务报表所需的进一步查询；
(i)制定下一年度审计委员会将开展的活动的日历，并在每次股东周年大会后以适当的格式向董事会提交日历；
(j)执行审计委员会或董事会认为必要或适当的、符合本章程、公司章程和适用法律的任何其他活动；以及
(k)保存会议记录，并定期向理事会报告上述活动的重大成果。
审计委员会有权进行任何适当的调查，以履行其职责，并可直接接触公司的独立审计师以及高级管理人员和员工。审计委员会有权聘请其认为履行职责所需的特别法律、会计或其他顾问或专家，费用由公司承担。公司应随时为支付审计委员会批准的所有费用和其他补偿、向公司发布审计报告而向公司的独立审计师或向审计委员会雇用的任何顾问或专家支付足够的准备金。
加拿大自然资源有限公司
| | |
合并财务报表 截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度 |
2023年3月1日 |
目录表
| | | | | |
管理层的报告 | 2 |
管理层对财务报告内部控制的评价 | 3 |
独立注册会计师事务所报告 | 4 |
合并资产负债表 | 6 |
合并收益表(损益表) | 7 |
综合全面收益表(损益表) | 7 |
合并权益变动表 | 8 |
合并现金流量表 | 9 |
合并财务报表附注 | 10 |
1.会计政策 | 10 |
2.会计政策的变化 | 18 |
3.已发布但尚未实施的会计准则 | 18 |
4.关键会计估计和判断 | 18 |
5.库存 | 20 |
6.勘探和评估资产 | 20 |
7.物业、厂房及设备 | 21 |
8.租契 | 23 |
9.投资 | 24 |
10.其他长期资产 | 24 |
11.长期债务 | 26 |
12.其他长期负债 | 28 |
13.所得税 | 30 |
14.股本 | 32 |
15.累计其他综合收益(亏损) | 34 |
16.资本披露 | 34 |
17.普通股每股净收益 | 34 |
18.利息和其他融资费用 | 35 |
19.金融工具 | 35 |
20.承付款和或有事项 | 39 |
21.现金流量信息的补充披露 | 39 |
22.分段信息 | 40 |
23.董事及高级管理人员的薪酬 | 44 |
| |
随附的加拿大自然资源有限公司(“本公司”)综合财务报表及本年度报告内其他所有资料均由管理层负责。综合财务报表是管理层根据附注所述的会计政策编制的。如有需要，管理层已就资产负债表日尚未完成的交易作出明智的判断和估计。管理层认为，财务报表是按照国际会计准则理事会在适当情况下发布的国际财务报告准则编制的。对年度报告中其他地方列报的财务信息进行了审查，以确保与综合财务报表中的信息一致。
管理层维持适当的内部控制制度。政策和程序旨在提供合理保证，确保交易得到适当授权和记录，资产不受损失或未经授权使用，财务记录得到适当保存，为编制财务报表提供可靠信息。
普华永道会计师事务所是一家独立的特许专业会计师事务所，公司在最近一次年度股东大会上经股东投票批准，聘请普华永道会计师事务所对以下事项进行审计并提供独立审计意见：
▪本公司截至2022年12月31日及截至该年度的综合财务报表；及
▪截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。
他们的报告与合并财务报表一起列报。
董事会(“董事会”)负责确保管理层履行其财务报告和内部控制责任。董事会通过董事会的审计委员会行使这一职责，该委员会完全由独立董事组成。审核委员会与管理层及独立核数师会面，以确定管理责任已妥善履行，并在综合财务报表呈交董事会批准前审核该等财务报表。委员会已根据审计委员会的建议核准了合并财务报表。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 署名“蒂姆·S·麦凯” | | 署名“Mark A.Stainthorpe” | | 署名“维克多·C·达雷尔” |
蒂姆·S·麦凯 | | 马克·A·斯坦索普, CFA | | 维克多·C·达雷尔，加州注册会计师 |
总裁
| | 首席财务官和 高级副总裁-总裁，财务 | | 总裁副-财务兼首席会计官 |
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里
2023年3月1日
加拿大自然资源有限公司(“本公司”)管理层负责根据1934年美国证券交易法(经修订)第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，为本公司建立和维持对财务报告的充分内部控制。
公司管理层总裁、财务总监总裁、财务高级副总裁总裁根据特雷德威委员会发起组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年)》中确定的标准对公司财务报告的内部控制进行了评估。
根据评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制于2022年12月31日生效。管理层认识到，所有的内部控制系统都有固有的局限性。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
普华永道会计师事务所是一家独立的特许专业会计师事务所，该公司已就本公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制提供了意见，这一点载于其所附的独立注册会计师事务所报告中。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 署名“蒂姆·S·麦凯” | | 署名“Mark A.Stainthorpe” | | |
蒂姆·S·麦凯 | | 马克·A·斯坦索普，CFA | | |
总裁
| | 首席财务官和 高级副总裁-总裁，财务 | | |
加拿大阿尔伯塔省卡尔加里
2023年3月1日
致加拿大自然资源有限公司股东和董事会
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
本核数师已审核所附加拿大自然资源有限公司及其附属公司(统称“贵公司”)于二零二二年十二月三十一日及二零二一年十二月三十一日之综合资产负债表，以及截至二零二二年十二月三十一日止三个年度各年度之相关综合收益(亏损)、全面收益(亏损)、权益变动表及现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还根据特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的“内部控制-综合框架(2013)”中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。
我们认为，上述综合财务报表按照国际会计准则委员会发布的国际财务报告准则，在所有重要方面公平地反映了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的财务业绩和现金流量。此外，我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2022年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告保持了有效的内部控制。
意见基础
本公司管理层负责编制这些综合财务报表，维护对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的《管理层财务报告内部控制评估》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
北美勘探和生产部门原油和天然气储量对财产、厂房和设备资产的影响
如公司合并财务报表附注1、4和7所述，截至2022年12月31日，北美勘探和生产部门的物业、厂房和设备(“PP&E”)余额为252亿美元。在截至2022年12月31日的一年中，北美勘探和生产部门的损耗、折旧和摊销(“DD&A”)费用为35亿美元。根据该公司的会计政策，北美勘探和生产部门的原油和天然气资产(不包括某些主要成分)采用基于已探明储量的生产单位法进行耗尽。对该公司原油和天然气储量的估计是基于估计的未来价格和生产成本、预期的未来生产率以及未来开发支出的时间和金额。管理层利用第三方专家，特别是独立的合格储量评估员，评估和审查其对原油和天然气储量的估计。这些估计数用于计算DD&A费用。
我们认定执行与北美勘探和生产部门原油和天然气储量对PP&E资产的影响有关的程序是一项重要审计事项的主要考虑因素是，管理层在编制估计时存在大量判断，包括使用专家，特别是与北美勘探和生产部门的原油和天然气储量估计相关的判断。这导致审计师在执行程序和评估与制定估计时使用的假设有关的证据时具有高度的判断力、努力和主观性，这些假设包括估计的未来价格和生产成本、预期的未来生产率以及未来开发支出的时间和金额。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试北美勘探和生产部门与管理层对公司原油和天然气储量的估计以及DD&A费用计算有关的内部控制的有效性。管理层专家的工作被用于执行程序，以评估用于确定北美勘探和生产部门的DD&A费用的原油和天然气储量估计的合理性。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对专家使用的方法和假设进行评价、对专家使用的数据进行测试以及对专家的结论进行评价。执行的程序还包括评估管理层专家使用的与估计未来价格和生产成本、预期未来生产率以及未来开发支出的时间和金额有关的假设是否合理，考虑到公司当前和过去的业绩，与行业定价预测的一致性，以及它们是否与审计其他领域获得的证据(如适用)一致。此外，这些程序还包括测试用于计算DD&A费用的单位产量。
已签署“普华永道会计师事务所"
特许专业会计师
加拿大卡尔加里
2023年3月1日
自1973年以来，我们一直担任该公司的审计师。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日， | 注意事项 | | 2022 | | 2021 |
(百万加元) | |
资产 | | | | | |
流动资产 | | | | | |
现金和现金等价物 | | | $ | 920 | |
| $ | 744 | |
| 应收账款 | | | 3,555 | |
| 3,111 | |
| | | | | |
| 库存 | 5 | | 1,815 | |
| 1,548 | |
| 预付费用和其他 | | | 215 | |
| 195 | |
| 投资 | 9 | | 491 | |
| 309 | |
其他长期资产的流动部分 | 10 | | 61 | |
| 35 | |
| | | 7,057 | | | 5,942 | |
勘探和评估资产 | 6 | | 2,226 | |
| 2,250 | |
财产、厂房和设备 | 7 | | 64,859 | |
| 66,400 | |
租赁资产 | 8 | | 1,447 | | | 1,508 | |
其他长期资产 | 10 | | 553 | |
| 565 | |
| | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
| | | | | |
负债 | | | | | |
流动负债 | | | | | |
| 应付帐款 | | | $ | 1,341 | |
| $ | 803 | |
| 应计负债 | | | 4,209 | |
| 3,064 | |
| 应缴当期所得税 | | | 1,324 | |
| 1,607 | |
| 长期债务的当期部分 | 11 | | 404 | |
| 1,000 | |
| 其他长期负债的流动部分 | 8,12 | | 1,373 | |
| 948 | |
| | | 8,651 | | | 7,422 | |
长期债务 | 11 | | 11,041 | |
| 13,694 | |
其他长期负债 | 8,12 | | 8,161 | |
| 8,384 | |
递延所得税 | 13 | | 10,114 | |
| 10,220 | |
| | | 37,967 | | | 39,720 | |
股东权益 | | | | | |
股本 | 14 | | 10,294 | |
| 10,168 | |
留存收益 | | | 27,672 | |
| 26,778 | |
累计其他综合收益(亏损) | 15 | | 209 | |
| (1) | |
| | | 38,175 | | | 36,945 | |
| | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
承付款和或有事项(附注20)。
董事会于2023年3月1日批准。
| | | | | | | | |
| 署名“凯瑟琳·M·贝斯特” | | 署名“N.Murray Edwards” |
凯瑟琳·M·贝斯特 | | N·默里·爱德华兹 |
审计委员会主席 | | 董事会执行主席 |
和董事 | | 董事与董事 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
(百万加元，每股普通股金额除外) | 注意事项 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
产品销售 | 22 | | $ | 49,530 | |
| $ | 32,854 | |
| $ | 17,491 | |
减去：版税 | | | (7,232) | |
| (2,797) | |
| (598) | |
收入 | | | 42,298 | | | 30,057 | | | 16,893 | |
费用 | | | | | | | |
生产 | | | 8,712 | |
| 7,152 | |
| 6,280 | |
运输、混合和原料 | | | 9,973 | |
| 6,604 | |
| 4,498 | |
损耗、折旧和摊销 | 7,8 | | 7,353 | |
| 5,724 | |
| 6,046 | |
行政管理 | | | 415 | |
| 366 | |
| 391 | |
基于股份的薪酬 | 12 | | 804 | |
| 514 | |
| (82) | |
资产报废债务增加 | 12 | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
利息和其他融资费用 | 18 | | 549 | |
| 711 | |
| 756 | |
风险管理活动 | 19 | | (35) | |
| 36 | |
| (7) | |
汇兑损失(收益) | | | 738 | |
| (127) | |
| (275) | |
从收购中获利 | 7 | | — | |
| (478) | |
| (217) | |
| 西北红水合作伙伴关系的收入 | 10 | | — | | | (400) | | | — | |
投资(收益)损失 | 9,10 | | (196) | |
| (141) | |
| 171 | |
| | | 28,594 | | | 20,146 | | | 17,766 | |
税前收益(亏损) | | | 13,704 | | | 9,911 | | | (873) | |
当期所得税支出(回收) | 13 | | 2,906 | |
| 1,848 | |
| (257) | |
递延所得税(回收)费用 | 13 | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
净收益(亏损) | | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
每股普通股净收益(亏损) | | | | | | | |
基本信息 | 17 | | $ | 9.64 | |
| $ | 6.49 | |
| $ | (0.37) | |
稀释 | 17 | | $ | 9.52 | |
| $ | 6.46 | |
| $ | (0.37) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | |
(百万加元) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
净收益(亏损) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
可随后重新分类为净收益(亏损)的项目 | | | | | | |
被指定为现金流量对冲的衍生金融工具的净变化 | | | | | | |
未实现收入，税后净额为#美元1百万(2021年--美元)2百万，2020--美元2(百万美元) | | 4 | |
| 15 | |
| 13 | |
重新分类为净收益(亏损)，税后净额为#美元1百万(2021年--美元)1百万，2020--美元2(百万美元) | | (6) | |
| (7) | |
| (15) | |
| | (2) | | | 8 | | | (2) | |
外币折算调整 | | | | | | |
净投资折算 | | 212 | |
| (17) | |
| (24) | |
其他综合收益(亏损)，税后净额 | | 210 | | | (9) | | | (26) | |
综合收益(亏损) | | $ | 11,147 | | | $ | 7,655 | | | $ | (461) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
| (百万加元) | 注意事项 | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
股本 | 14 | | | | | | |
余额--年初 | | | $ | 10,168 | |
| $ | 9,606 | |
| $ | 9,533 | |
行使股票期权时发行的股票 | | | 442 | |
| 707 | |
| 108 | |
对普通股行使的股票期权以前已确认的负债 | | | 387 | |
| 139 | |
| 21 | |
按正常程序发行人出价购买普通股 | | | (703) | |
| (284) | |
| (56) | |
余额--年终 | | | 10,294 | | | 10,168 | | | 9,606 | |
留存收益 | | | | | | | |
余额--年初 | | | 26,778 | |
| 22,766 | | | 25,424 | |
净收益(亏损) | | | 10,937 | |
| 7,664 | | | (435) | |
| 普通股股息 | 14 | | (5,175) | | | (2,355) | | | (2,008) | |
按正常程序发行人出价购买普通股 | 14 | | (4,868) | |
| (1,297) | | | (215) | |
| 余额--年终 | | | 27,672 | | | 26,778 | | | 22,766 | |
| 累计其他综合收益(亏损) | 15 | | | | | | |
| 余额--年初 | | | (1) | | | 8 | | | 34 | |
其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | 210 | | | (9) | | | (26) | |
余额--年终 | | | 209 | | | (1) | | | 8 | |
股东权益 | | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | | | $ | 32,380 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至12月31日止年度， | | | | | | | |
(百万加元) | 注意事项 | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
经营活动 | | | | | | | |
净收益(亏损) | | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
非现金项目 | | | | | | | |
| 损耗、折旧和摊销 | 7 | | 7,353 | |
| 5,724 | |
| 6,046 | |
基于股份的薪酬 | | | 804 | |
| 514 | |
| (82) | |
资产报废债务增加 | | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
| 未实现风险管理(收益)损失 | | | (28) | |
| 19 | |
| (39) | |
| 未实现汇兑损失(收益) | | | 852 | |
| (205) | |
| (116) | |
| | | | | | | |
| 从收购中获利 | | | — | |
| (478) | |
| (217) | |
| 投资(收益)损失 | | | (182) | |
| (132) | |
| 185 | |
| 递延所得税(回收)费用 | | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
| | | | | | | |
已实现汇兑(利)损(1) | | | (62) | |
| 118 | |
| (166) | |
| 结算交叉货币互换所得款项 | | | 89 | | | — | | | — | |
其他 | | | (144) | |
| 13 | |
| (71) | |
遗弃支出 | 12 | | (449) | |
| (307) | |
| (249) | |
非现金营运资金净变动 | 21 | | 79 | |
| 964 | |
| (166) | |
经营活动的现金流 | | | 19,391 | | | 14,478 | | | 4,714 | |
融资活动 | | | | | | | |
(偿还)发行银行信贷和商业票据，净额 | 11,21 | | (1,156) | |
| (6,151) | |
| 338 | |
偿还中期票据 | 11,21 | | (1,498) | |
| — | |
| (1,100) | |
(偿还)发行美元债务证券 | 11,21 | | (1,356) | |
| (628) | |
| 1,481 | |
| 结清所获得的长期债务 | 7 | | — | | | (183) | | | (397) | |
| 结算交叉货币掉期所得款项 | | | 69 | | | — | | | 166 | |
支付租赁债务 | 8 | | (232) | | | (209) | | | (225) | |
行使股票期权时发行普通股 | 14 | | 442 | |
| 707 | |
| 108 | |
普通股股息 | | | (4,926) | | | (2,170) | | | (1,950) | |
按正常程序发行人出价购买普通股 | 14 | | (5,571) | | | (1,581) | |
| (271) | |
| | | | | | | |
用于融资活动的现金流 | | | (14,228) | | | (10,215) | | | (1,850) | |
投资活动 | | | | | | | |
勘探和评价资产的净支出 | 6,22 | | (33) | |
| (1) | |
| (5) | |
不动产、厂房和设备的净支出 | 7,22 | | (5,103) | |
| (4,492) | |
| (2,555) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
投资收益 | 9 | | — | |
| 128 | |
| — | |
| 偿还西北红水合伙公司次级债务预付款 | 10 | | — | | | 555 | | | 124 | |
非现金营运资金净变动 | 21 | | 149 | |
| 107 | |
| (383) | |
用于投资活动的现金流 | | | (4,987) | | | (3,703) | | | (2,819) | |
现金和现金等价物增加 | | | 176 | | | 560 | | | 45 | |
现金和现金等价物--年初 | | | 744 | |
| 184 | |
| 139 | |
现金和现金等价物--年终 | | | $ | 920 | |
| $ | 744 | |
| $ | 184 | |
对长期债务支付的利息，净额 | | | $ | 613 | |
| $ | 672 | | | $ | 745 | |
已缴(已收)所得税 | | | $ | 3,057 | |
| $ | (62) | |
| $ | (29) | |
| | | | | | | |
(1)包括2022年和2020年交叉货币互换结算的实现汇兑收益，以及2022年和2021年偿还美元债务证券的实现汇兑损失。
| | | | | | | | | | | | | | |
合并财务报表附注 |
| (表格金额以百万加元为单位，除非另有说明) |
1. 会计政策
加拿大自然资源有限公司(“本公司”)是一家资深的独立原油和天然气勘探、开发和生产公司。该公司的勘探和生产业务主要集中在北美，主要在加拿大西部；北海的英国(“英国”)部分；以及科特迪瓦和南非在非洲近海。
油砂开采及改良“分部透过Horizon油砂(”Horizon“)的沥青开采及改良业务，以及本公司于Athabasca油砂项目(”AOSP“)的直接及间接权益，生产合成原油。
在加拿大西部的“中游和精炼”部分，该公司维持着某些活动，包括管道运营、一个热电联产系统和对西北红水伙伴关系(“NWRP”)的投资，该伙伴关系是为升级和提炼艾伯塔省沥青而成立的一般合作伙伴关系。
该公司在加拿大艾伯塔省注册成立。其注册办事处的地址是加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南大街2100,855-2号。
本公司的综合财务报表及相关附注乃根据国际会计准则委员会(“IASB”)颁布的国际财务报告准则(“IFRS”)编制。本公司根据国际财务报告准则采纳的会计政策如下。除国际财务报告准则允许未来采用新会计准则的情况外，公司在列报的所有期间一直采用相同的会计政策。附注2讨论了公司会计政策的变化。
(A) 合并原则
除非另有要求，合并财务报表均按历史成本基础编制。
综合财务报表包括本公司及其所有附属公司和全资合伙企业的账目。子公司包括本公司控制的所有实体。子公司自公司获得控制权之日起合并。它们从控制权停止之日起解除合并。
本公司的某些活动是通过双方或更多方共同控制的联合安排进行的。如本公司已确定其在共同控制的资产及负债中拥有直接所有权权益(“联合经营”)，则与该联合经营有关的资产、负债、收入及开支按本公司的权益比例计入综合财务报表。如本公司已确定其在共同控制实体(“合营企业”)中拥有权益，则采用权益会计方法。根据权益法，公司的初始和后续投资按成本确认，随后根据公司在合资企业收入或亏损中的份额减去收到的分配进行调整。如果本公司在合资企业中的亏损份额等于或超过其在合资企业中的权益，本公司将停止确认其应承担的进一步亏损。当公司的利润份额超过未确认的累计亏损份额时，公司恢复确认利润。
当客观证据显示投资的账面金额可能无法收回时，采用权益会计方法入账的合资企业就会进行减值测试。减值迹象包括历史上的亏损、重大的资本支出超支、流动性问题、被投资方的财务重组或技术、经济或法律环境的重大不利变化。减值金额按投资的账面价值与其公允价值中较高者减去处置成本及其使用价值之间的差额计量。如果减值损失金额减少，且该减少客观上与确认减值后发生的事件有关，则减值损失将在随后的期间转回。
(B) 分段信息
经营部门是根据公司活动的性质和公司经营的地理位置确定的，并与定期提供给公司首席运营决策者并由公司首席运营决策者审查的信息水平一致。
(C) 现金和现金等价物
现金包括手头现金和活期存款。其他投资(定期存款和定期存单)在购买时的原始期限为三个月或以下的，在综合资产负债表中作为现金等价物报告。
(D) 盘存
库存主要包括产品库存、材料和用品以及包括排放信用在内的其他库存，并以成本和可变现净值中较低者入账。产品库存包括持有以供出售的原油，包括管道填充物和储存在浮式生产、储存和卸货船(“浮式生产、储存和卸油船”)上的原油。产品库存成本由采购成本、直接生产成本、直接应占间接费用和损耗、折旧和摊销组成，按先进先出原则确定。产品存货的可变现净值是根据远期价格确定的。材料和用品成本由采购成本组成，并以先进先出或平均成本为基础。材料和用品及其他存货的可变现净值是参照当前市场价格确定的。在正常业务过程中产生的排放信用库存最初是根据公司关于政府拨款的会计政策进行计量的。
(E) 勘探和评估资产
勘探和评估(“E&E”)资产包括公司的原油和天然气勘探项目，这些项目正在等待已探明储量的确定。
E&E成本最初被资本化，包括与获得许可证、技术服务和研究、地震采集、勘探钻探和评估、间接费用和管理费用以及任何资产报废成本估计直接相关的成本。勘探和评估成本不包括在获得勘探区域的合法权利之前发生的一般勘探或评估成本。这些成本在净收益中确认。
一旦确定E&E资产的技术可行性和商业可行性，并由管理层作出开发决定，E&E资产将在重新分类为物业、厂房和设备时进行减值测试。开采矿产资源的技术可行性和商业可行性被认为是在评估已探明储量时确定的。E&E资产在出售时或当其使用预计不会产生未来经济利益时被取消确认。因终止确认资产而产生的任何收益或损失在净收益中确认，计入损耗、折旧和摊销。
当事实及情况显示E&E资产的账面值可能超过其可收回金额时，亦会将有关成本与按分类水平汇总的相关现金产生单位(“CGU”)的公允价值作比较，以测试E&E资产的减值情况。减值迹象包括租约即将到期、基准商品价格长期处于低位、估计可能储量数量大幅下调、估计未来勘探或开发支出大幅增加或适用的立法或法规框架发生重大不利变化。
(F) 财产、厂房和设备
物业、厂房及设备按成本减去累计损耗及折旧及减值准备计量。在建资产在达到预期用途之前不会耗尽或折旧。
勘探和生产
一项资产的成本包括其购置成本、建造及发展成本、资产投入运作的直接应占成本、任何资产报废成本的估计，以及适用的借款成本。财产收购成本由支付的总金额和为收购资产而给予的任何其他代价的公允价值组成。
当一项财产、厂房和设备的重要组成部分，包括原油和天然气权益具有不同的使用寿命时，它们应单独入账。
除某些主要成分在估计使用年限内以直线方式折旧外，原油及天然气的性质均按已探明储量的产量单位法减值。单位产量损耗率考虑了迄今发生的支出，以及开发已探明储量所需的未来开发支出。
油砂开采与升级
油砂开采和升级部门的资本化成本与公司的北美勘探和生产部门分开报告。资本化成本包括收购成本、建设和开发成本、资产投入运营的直接可归因性成本、任何资产报废成本的估计以及适用的借款成本。
使用以探明储量为基础的生产单位法来消耗与采矿有关的成本。位于Horizon和AOSP场地的升级机和相关基础设施的费用根据各自升级机和相关基础设施的估计生产能力按生产单位法折旧。其他设备在其估计使用年限内按直线折旧，折旧范围为2至20好几年了。
中游、炼油和总部
该公司将扩大中游、炼油和总部资产产能或延长其使用寿命的所有成本资本化。中游和炼油资产在其估计使用年限内按直线折旧，折旧范围为5至30好几年了。总部资产在余额递减的基础上进行折旧。
有用的寿命
物业、厂房及设备的损耗率及预期使用年限按年检讨，并预期会计入损耗率及预期使用年限的变动。
不再认识
物业、厂房及设备资产于出售时或预期资产继续使用不会带来未来经济利益时，将不再确认。因终止确认资产而产生的任何损益(按出售所得款项净额与资产账面金额之间的差额计算)在折旧、折旧及摊销内的净收益中确认。
主要维修支出
与重大维护周转相关的检查成本将在下一次重大维护周转之前的一段时间内资本化并折旧。维护费在发生时计入费用。
减损
当事件或情况变化显示一项资产或一组资产的账面价值可能无法收回时，本公司会评估物业、厂房及设备的减值。减值迹象包括大宗商品基准价格长期处于低位、估计储备量大幅下调、估计未来发展支出大幅增加或适用的立法或监管框架发生重大不利变化。如果存在减值迹象，本公司将进行与资产相关的减值测试。为进行减值评估，个别资产被归入可识别现金流入的最低水平，即基本独立于其他资产组别的现金流入的CGU。CGU的可收回金额为其公允价值减去处置成本和使用价值后的较高者。当一个CGU的账面金额超过其可收回金额时，该CGU被视为减值，并通过损耗、折旧和摊销费用计入可回收费用。
在随后的期间，在每个报告日期进行评估，以确定是否有任何迹象表明以前确认的可回收费用可能不再存在或可能已经减少。如有此表示，则重新估计可收回金额，并将资产的账面净值增加至其经修订的可收回金额。经修订的可收回金额不能超过在扣除损耗、折旧及摊销后本应厘定的账面金额，若该资产在以往期间并无确认可收回费用的话。可收回费用的冲销在净收益中确认。冲销后，损耗、折旧和摊销费用将在未来期间进行调整，以在剩余使用年限内分配资产的修订账面金额。
(G) 企业合并
企业合并使用收购方法进行核算。在企业合并中收购的资产和承担的负债按其在收购之日的公允价值确认。支付的对价超过所取得净资产公允价值的任何部分均确认为资产。收购的净资产的公允价值超过支付的对价的任何部分都在净收益中确认。
(H) 清除覆盖层的成本
Horizon和AOSP矿初步开发期间产生的覆盖层清除成本计入物业、厂房和设备。矿山生产期间产生的覆岩清除成本计入库存成本，除非覆岩清除活动可能为本公司带来未来经济利益，在这种情况下，成本将资本化为物业、厂房和设备。资本化的覆盖层去除成本在直接受益于覆盖层去除活动的采矿储量的寿命内耗尽。
(I) 资本化借款成本
可归因于收购、建造或生产合资格资产的借款成本计入该等资产的成本，直至该等资产实质上可供其预期用途为止。符合条件的资产包括那些需要超过一年的时间才能达到预期用途的重要资产。所有其他借款成本都在净收益中确认。
(J) 租契
在合同开始时，公司评估合同是否为租约或包含租约。如果合同转让了在一段时间内控制已确定资产的使用权以换取对价，则合同是租赁或包含租赁。为了评估合同是否传达了对已确定资产的使用控制权，本公司评估：合同是否涉及对已确定资产的使用；公司是否有权在整个使用期内从使用资产中获得几乎所有的经济利益；以及公司是否有权指示使用资产。
本公司于租赁合同生效之日确认租赁资产及租赁负债，即租赁资产可供本公司使用之日。租赁资产最初按成本计量。租赁资产的成本包括租赁负债的初始计量金额、在生效日期之前支付的租赁付款、初始直接成本和资产报废负债的估计(如有)。在初步确认后，租赁资产按租赁资产使用年限或租赁期限的较早者采用直线法进行折旧。
租赁负债最初按租赁隐含利率贴现的租赁付款现值计量，或如无法轻易确定，则按公司的递增借款利率折现。租赁付款包括固定租赁付款、基于指数或费率的可变租赁付款、剩余价值担保以及预期将被行使的购买选择权。在初步确认后，租赁负债按实际利息法按摊销成本计量。如果租赁期限发生变化，或如果本公司改变其对其是否合理确定将行使购买、延期或终止选择权的评估，租赁负债将重新计量。如果租赁项下应付金额的估计因指数或费率或剩余价值担保的变化而发生变化，租赁负债也会重新计量。
租赁资产在综合资产负债表中单独列报。租赁负债在综合资产负债表的其他长期负债中列报。
用于建造物业、厂房和设备的租赁资产的折旧在其使用期内计入该等资产的成本，直至该物业、厂房和设备基本可供其预期用途为止。
如果本公司作为合资经营的经营者，本公司将100%确认相关租赁资产和租赁负债。由于本公司收回其合营业务伙伴在租赁合同成本中应占的份额，这些回收在综合收益表中确认为其他收入。
(K) 资产报废债务
该公司根据现行法律和行业运营惯例，对其所有财产、厂房和设备以及某些勘探和评估资产规定了资产报废义务。与财产、厂房和设备有关的资产报废债务准备金在发生期间确认为负债。拨备按截至资产负债表之日管理层为清偿债务所需支出的最佳估计现值计量。在初始计量之后，债务进行调整，以反映时间的推移、信贷调整利率的变化以及债务相关的估计未来现金流量的变化。由于时间推移而增加的拨备被确认为资产报废债务增值费用，而因贴现率或估计未来现金流量而产生的变化被资本化或从房地产、厂房和设备中取消确认。清偿资产报废债务所产生的实际费用计入拨备。
(L) 外币折算
本位币和列报货币
本公司附属公司和合伙企业的财务报表中包含的项目是使用子公司经营所处的主要经济环境的货币(“功能货币”)计量的。合并财务报表以加元表示，加元是公司的功能货币。
具有与公司不同的本位币的子公司的资产和负债按资产负债表日的收盘汇率换算为加元，收入和费用按该期间的平均汇率换算。累计外币换算调整在其他全面收益中确认。
当公司处置其在境外经营的全部权益，或失去对境外经营的控制权、共同控制权或对境外经营的重大影响时，与境外经营有关的其他全面收益中积累的外币收益或损失将在净收益中确认。
交易记录和余额
外币交易使用交易当日的汇率换算成公司及其子公司和合伙企业的本位币。结算外币交易所产生的汇兑损益，以及在资产负债表日折算以功能货币以外货币计价的货币资产和负债的汇率所产生的汇兑损益，在净收益中确认。
(M)销售货物的收入确认和成本
出售原油、天然气及天然气产品所得收入于履行销售合约中的责任时确认，而本公司很可能会收取其应得的代价。履约义务通常在产品交付到合同中指定的地点并将控制权移交给客户的时间点履行。该公司在签订合同之前和整个收入确认过程中都会评估客户的信誉。
该公司产品的销售合同的期限一般不到一年，某些合同的期限超过一年。北美的合同一般规定在整个合同期内交付原油、天然气和天然气。北海和非洲近海的合同一般规定了某个时间点的原油交割。
本公司向客户销售原油、天然气和天然气产品是根据交货时或接近交货时的现行商品价格和交付的产品数量签订的合同进行的。收入通常在交付后的下一个月收取，因此，本公司选择应用实际权宜之计，不调整对融资组成部分的影响的对价。为促进向客户或潜在客户销售而与同一交易对手进行的原油、天然气及天然气的买卖，经相互考虑而订立，合并入账为非货币交易，并按结算净额计量。
综合收益表中的收入代表该公司在扣除向政府和其他矿产权益所有者支付的特许权使用费后在产品销售中所占份额。本公司在附注22的分段信息中披露了销售原油、天然气和天然气的收入的分解。销售商品的相关成本包括生产、运输、混合和原料，以及损耗、折旧和摊销费用。这些金额已在综合收益表中单独列报。
(N) 生产分成合同
科特迪瓦在非洲近海生产的产品根据各种生产分享合同(“PSC”)进行分享。产品销售分为成本回收油和利润油。成本回收油使本公司能够收回其资本和生产成本以及由本公司代表各自的政府国有石油公司(“政府”)承担的成本。利润石油在部分分配给政府后，根据其各自的股权分配给合资伙伴。应占本公司股权的政府应占石油利润份额根据各自的PSC条款分配给特许权使用费支出和当期所得税支出。
(O) 所得税
本公司采用负债法核算所得税。根据这一方法，递延所得税资产和负债是根据合并财务报表中资产和负债账面价值的暂时性差异及其各自的计税基础的估计所得税影响来确认的。
递延所得税资产及负债按实质颁布的所得税税率计算，该等税率预期于收回资产或负债时适用。当递延所得税资产或负债在交易(业务合并除外)中首次确认时产生，且在交易时不影响会计或应课税利润，则不会确认递延所得税资产或负债。递延所得税资产或负债也不会在未来可能发生的子公司留存收益分配中确认，如果分配的时间可以由本公司控制，并且很可能不会在可预见的未来进行分配，或者当分配可以在不产生所得税的情况下进行时。
可抵扣暂时性差异及税项亏损结转的递延所得税资产，在有可能会有未来应课税利润的情况下予以确认，以抵销结转的暂时性差异或税项亏损。递延所得税资产的账面金额于每个报告日期进行审核，如不再可能有足够的未来应课税利润可用来抵销结转的临时差额或税项亏损，则减少递延所得税资产的账面金额。
本期所得税以当期净收益为基础计算，经不同期间的非应课税或应课税项目调整后，使用在每个报告日期实施的实际所得税税率。所得税在净收益或其他全面收益中确认，与它们相关的项目一致。
(P) 基于股份的薪酬
公司的股票期权计划(“期权计划”)为现有员工提供了选择接受普通股或现金支付以换取放弃的股票期权的权利。授予雇员的赔偿责任最初是根据授予日期、奖励的公允价值和预期授予的奖励数量来衡量的。每个报告期都会重新计量赔偿金额，以确定负债公允价值随后发生的变化。公允价值采用布莱克-斯科尔斯估值模型在分级归属方法下确定。预期波动率是根据历史结果估计的。当股票期权被放弃以换取现金时，支付的现金结算减少了未偿债务。当根据期权计划对普通股行使股票期权时，员工支付的对价和任何先前确认的与股票期权相关的负债被记录为股本。
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。PSU背心三年从最初的授予日期开始。PSU的负债最初是参考公司的股价和预期授予的奖励数量来计量的，并在每个报告期重新计量负债的公允价值变化。
雇主对公司股票红利计划供款的未摊销成本包括在其他长期资产中。
(Q) 金融工具
本公司将其金融工具分为以下类别之一：按摊余成本计的金融资产；按摊销成本计的金融负债；以及按损益计算的公允价值。所有金融工具均按首次确认时的公允价值计量。后续期间的计量取决于各自金融工具的分类。
按损益计算的公允价值金融工具随后按公允价值计量，公允价值变动在净收益中确认。所有其他类别的金融工具均按实际利息法按摊销成本计量。
现金及现金等价物、应收账款及若干其他长期资产按摊销成本分类为金融资产，因为本公司有意持有该等资产至到期日，而相关现金流仅包括本金及利息的支付。对上市股票的投资按损益计入公允价值。应付账款、应计负债、某些其他长期负债和长期债务按摊余成本归类为财务负债。风险管理资产和负债通过损益归类为公允价值。
金融资产和负债也使用三级层次结构进行分类，以反映在对这些资产和负债进行公允价值计量时所使用的投入的重要性。第1级所列金融资产及负债的公允价值乃参考活跃市场对相同资产及负债的报价而厘定。第2级金融资产及负债的公允价值是基于第1级报价以外的投入，该等价格可直接(作为价格)或间接(由价格衍生)就资产或负债而观察到。第三级金融资产和负债的公允价值不是基于可观察到的市场数据。公允价值层次的披露不包括账面价值因资产或负债的流动性质而接近公允价值的金融资产和负债。
按公允价值计入损益的金融工具的交易成本在净收益中确认。与其他金融工具有关的交易成本计入金融工具的初始计量。
金融资产减值准备
于每个报告日期，本公司以前瞻性方式评估与其按摊销成本列账的金融资产相关的预期信贷损失。预期信贷损失是指应付本公司的现金流量与本公司预期收到的现金流量之间的差额，按初步确认时厘定的实际利率贴现。对于应收贸易账款，本公司采用国际财务报告准则第9号允许的简化方法，要求预期终身信贷损失从应收账款的初始确认开始确认。为了衡量预期的信用损失，应收账款根据应收账款的未付天数和客户的内部信用评估进行分组。长期应收账款的信用风险根据交易对手的外部信用评级进行评估。对于自确认之日起信用风险没有显著增加的较长期应收账款，本公司将预期信用损失计量为12个月的预期信用损失。预期信贷损失准备金的变动在净收益中确认。
(R) 风险管理活动
该公司定期使用衍生金融工具来管理其商品价格、外币和利率风险。该等金融工具仅为对冲目的而订立，并不用于投机目的。所有衍生金融工具均按其估计公允价值于综合资产负债表确认。衍生金融工具的估计公允价值乃根据适当的内部估值方法及/或第三方指标厘定。使用估值模型确定的公允价值要求使用有关未来现金流的数量和时间、贴现率和信用风险的假设。在确定这些假设时，公司主要依赖于外部的、容易观察到的市场输入，包括报价的商品价格和波动性、利率收益率曲线和外汇汇率。风险管理负债的账面金额根据公司自身的信用风险进行调整。
本公司根据本公司的风险管理政策，记录在对冲关系开始时正式指定为对冲交易的所有衍生金融工具。套期保值关系的有效性在套期保值开始时和持续的基础上进行评估。
该公司定期签订商品价格合同，管理原油和天然气的预期销售和购买，以保护其资本支出计划的现金流。正式指定为现金流量对冲的衍生商品价格合约的公允价值变动的有效部分最初在其他全面收益中确认，并在商品销售或购买的同一或多个期间的净收益中重新分类为风险管理活动。这些指定合同的公允价值变动中的无效部分在净收益的风险管理活动中确认。非指定原油和天然气商品价格合同公允价值的所有变动均在净收益的风险管理活动中确认。
本公司定期订立利率互换合约，以管理其在某些长期债务工具上的固定利率至浮动利率组合。利率互换合同要求定期交换付款，而不交换付款所依据的名义本金金额。被指定为公允价值对冲的利率掉期合约的公允价值变动和被对冲的长期债务的公允价值的相应变动在净收益的利息支出中确认。非指定利率掉期合约的公允价值变动在净收益的风险管理活动中确认。
一旦被指定为公允价值对冲的利率互换终止，该利率互换将在综合资产负债表中取消确认，相关的长期债务对冲不再因利率变化而导致公允价值的后续变化而重新估值。于利率互换终止日因长期债务利率而作出的公允价值调整，摊销至长期债务剩余期限的利息支出。
交叉货币互换合约定期用于管理美元计价的长期债务的货币敞口。交叉货币互换合同要求在付款所依据的名义本金到期时与交易所定期交换付款。被指定为现金流量对冲的交叉货币掉期合约外汇部分的公允价值变动与名义本金金额相关，在净收益的汇兑损益中确认。被指定为现金流量对冲的交叉货币掉期合约的利率部分公允价值变动的有效部分最初在其他全面收益中确认，当被对冲项目在净收益中确认时重新分类为利息支出，无效部分在风险管理活动中在净收益中确认。非指定交叉货币掉期合约的公允价值变动在净收益的风险管理活动中确认。
被指定为现金流量对冲的金融工具终止的已实现收益或亏损在累计其他全面收益项下递延，并在确认相关对冲项目的期间摊销至净收益。如果指定对冲项目在相关衍生工具终止前出售、终止或到期，任何未实现的衍生收益或亏损将在净收益中确认。未被指定为套期保值的金融工具终止的已实现收益或亏损在净收益中确认。
外币远期合约定期用于管理外币现金需求。外币远期合约是指在未来某一特定日期以远期汇率买入或卖出约定金额的美元。被指定为现金流量对冲的外币远期合约的公允价值变动最初记录在其他全面收益中，并在对冲项目在净收益中确认时重新分类为汇兑损益。非指定外币远期合约的公允价值变动在净收益的风险管理活动中确认。
嵌入衍生品是包含在非衍生品托管合同中的衍生品。当嵌入衍生品的经济特征和风险与主合同没有明确和密切的关联时，嵌入衍生品按照与主合同分开的公允价值记录，除非主合同是一项资产。
(S) 政府拨款
该公司获得或有资格获得政府赠款，包括排放抵免和为应对新型冠状病毒(“新冠肺炎”)的影响而推出的赠款。当有合理保证公司将遵守赠款附带的条件，并且赠款将收到时，政府赠款将在净收益中确认。根据艾伯塔省技术创新和减排(“TIER”)法规产生的排放业绩和抵销信用最初按确认信用时生效的艾伯塔省TIER基金合规率所规定的价值记录。
(T) 综合收益(亏损)
综合收益(亏损)由公司的净收益(亏损)和其他综合收益(亏损)组成。其他全面收益(亏损)包括被指定为现金流量对冲的衍生金融工具的公允价值变动的有效部分，以及因对没有加元功能货币的外国业务进行净投资而产生的外币换算收益和亏损。其他综合收益(亏损)在扣除相关所得税后列示。
(U) 每股普通股金额
公司计算每股普通股的基本收益(亏损)的方法是用净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均数量。由于本公司的期权计划允许根据持有人的选择以现金或股票结算股票期权，因此普通股每股摊薄收益的计算采用现金结算或库存股方法下的股票结算中稀释程度较高的一种。
(V) 股本
普通股被归类为股权。发行新股或购股权的直接应占成本计入股本，扣除税项后的收益。当公司收购自己的普通股时，股本减去所购股份的平均账面价值。收购价格超过平均账面价值的部分被确认为留存收益的减少。股票在购买时被注销。
(W) 分红
普通股股利在董事会宣布股息期间在公司财务报表中确认。
2. 会计政策的变化
2020年5月，国际会计准则理事会发布了对“国际会计准则”第16号“财产、厂房和设备”的修正，要求在实体准备将资产用于其预期用途时出售所产生的物品所获得的收益在净收益中确认，而不是作为资产成本的减少确认。该等修订于2022年1月1日通过，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
3. 已发布但尚未实施的会计准则
2021年5月，国际会计准则委员会发布了对国际会计准则第12号“所得税”的修正案，要求公司确认某些交易的递延税金，这些交易在最初确认时会产生等额的应税和可抵扣临时差额。修正案将于2023年1月1日生效，允许提前通过。修正案将于2023年1月1日通过，公司正在评估对公司合并财务报表的影响。
2021年2月，国际会计准则理事会发布了对《国际会计准则1》的修正案，要求各实体披露其重要会计政策信息，而不是其重要会计政策。为了支持这一修正，国际会计准则理事会还修订了“国际财务报告准则”实务说明2“作出重大判断”。修正案将于2023年1月1日通过，公司正在评估对公司合并财务报表的影响。
2020年1月，国际会计准则理事会发布了对国际会计准则第1号“财务报表列报”的修正，以澄清负债分为流动负债和非流动负债，这取决于在报告期结束时实体是否有实质性权利将负债的清偿推迟到报告期后至少12个月。2022年10月，国际会计准则理事会发布了进一步的修正案，规定在报告日期将债务归类为流动债务或非流动债务不受报告日期后必须遵守的契约的影响，并增加了关于这些契约的披露要求。所有修正案都将于2024年1月1日生效，并允许提前通过。这些修正案需要追溯通过。该公司正在评估所有修订对其综合财务报表的影响。
4. 关键会计估计和判断
本公司在编制综合财务报表时对某些资产、负债、收入和支出作出了估计、假设和判断，主要涉及截至综合财务报表日期的未结算交易和事件。因此，实际结果可能与估计的数额不同。下一财政年度内有重大风险导致资产及负债账面值出现重大调整的估计、假设及判断如下。
(A)原油和天然气储量
收购价格分配、损耗、折旧和摊销、资产报废债务和减值计算中使用的金额是基于对原油和天然气储量的估计。储量估计基于估计未来价格和生产成本、预期未来生产率以及未来开发支出的时间和金额，所有这些都受到许多不确定性、解读和判断的影响，包括气候相关事项的潜在影响并符合相关政府法规。该公司预计，随着时间的推移，其储量估计将根据更新的信息向上或向下修正。
(B)资产报废债务
该公司根据现行法律和经营惯例，对其物业、厂房和设备规定了资产报废义务。估计的未来成本包括对未来废弃日期和技术进步的假设，以及对未来通货膨胀率和贴现率的估计。实际成本可能与由于环境法规变化、通货膨胀影响、技术变化、运营方式变化、储量寿命变化导致废弃日期变化以及气候相关事项的潜在影响以及根据相关政府法规而产生的估计拨备存在差异。这些差异可能会对估计数产生实质性影响。
(C)所得税
该公司在多个司法管辖区缴纳所得税。所得税会计要求公司解释经常变化的法律和法规，包括变化的所得税税率，并就税法的适用、估计暂时性差异逆转的时机和估计税收资产的变现做出某些判断。有许多交易和计算的最终税收决定是不确定的。本公司根据其对最终可能应缴额外税款的可能性的评估，确认对报税职位的负债。
(D)衍生工具和其他金融工具的公允价值
未在活跃市场交易的金融工具的公允价值是使用估值技术确定的。本公司根据其判断选择各种方法，并主要根据每个报告期结束时存在的市场状况作出假设。该公司使用直接和间接可观察的投入来衡量未在活跃市场交易的金融工具的价值，包括报价的商品价格和波动性、利率收益率曲线和汇率。
(E)采购价格分配
与业务合并有关的收购价格根据收购时的估计公允价值分配给基础收购资产和负债。公允价值的确定要求公司对未来事件作出估计、假设和判断。分配过程本质上是主观的，影响分配给单独可识别资产和负债的金额，包括原油和天然气资产的公允价值以及递延所得税影响。因此，由于对未来损耗、折旧、摊销费用和减值测试的影响，收购价格分配会影响公司报告的资产和负债以及未来的净收益。
(F)基于股份的薪酬
本公司在估计根据其期权计划授出的股票期权的公允价值时，已作出多项假设，包括预期波幅、预期行权时间及未来罚没率。在每个期末，已发行的股票期权将根据负债估计公允价值的变化重新计量。
(G)CGU的识别
CGU被定义为产生可识别的现金流入的最低综合资产组，这些现金流入在很大程度上独立于其他资产或资产组的现金流入。将资产分类为CGU需要在资产之间的整合、活跃市场的存在、共享基础设施以及管理层监控公司运营的方式方面做出重大判断和解释。
(H)资产减值
现金流转单位或个别资产的可收回金额已按现金流转单位或资产的公允价值减去出售成本及其使用价值两者中较高者厘定。这些计算需要使用估计数和假设，并可能随着新信息的出现而变化，包括关于未来商品价格、预期产量、储备量、资产报废债务、未来发展和业务成本、税后贴现率(目前范围为10%至12%)，以及所得税。厘定可收回金额时所用假设的改变，可能会影响相关资产及现金流转单位的账面价值。
(I)租契
购买、延期和终止选项包括在公司的某些租约中，以提供运营灵活性。为衡量租赁负债，本公司使用判断来评估行使该等选择权的可能性。当重大事件或情况表明行使这些选择的可能性可能发生变化时，将审查这些评估。如果租约中隐含的利率不能轻易确定，本公司还使用估计来确定其递增借款成本。
(J)或有事项
或有事项受到计量不确定性的影响，因为相关的财务影响只能由未来事件的结果来确认。对或有事项的评估需要适用判断和估计，包括确定是否存在现有债务，以及可靠地估计处理或有事项所需的现金流量的时间和数额。
(K)新冠肺炎的影响
在截至2022年12月31日的一年中，新冠肺炎继续对包括石油和天然气行业在内的全球经济产生影响。2022年的商业状况继续反映出与新冠肺炎相关的市场不确定性。本公司在编制该等综合财务报表时，已考虑新冠肺炎的影响及其所创造的独特情况，以作出估计、假设及判断，并继续密切留意营商环境及商品市场的发展。实际结果可能与估计的金额不同，这些差异可能是实质性的。
5. 库存
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
产品库存 | | $ | 611 | |
| $ | 535 | |
材料、用品和其他 | | 1,204 | |
| 1,013 | |
| | | | |
| | $ | 1,815 | | | $ | 1,548 | |
在2022年间，大约33购买和生产的库存中有10亿记为费用(2021年-约为#美元)221000亿美元).
6. 勘探和评估资产
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生产 | 油砂 *矿业和 升级 | 总计 |
| 北美 | 北海 | 非洲近海 | | |
成本 | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 2,101 | | $ | — | | $ | 83 | | $ | 252 | | $ | 2,436 | |
新增/收购(附注7) | 30 | | — | | 8 | | — | | 38 | |
| | | | | |
转移至财产、厂房和设备 | (73) | | — | | — | | (150) | | (223) | |
不再承认和其他 | (1) | | — | | — | | — | | (1) | |
| | | | | |
| 2021年12月31日 | 2,057 | | — | | 91 | | 102 | | 2,250 | |
增加/收购 | 41 | | — | | 5 | | — | | 46 | |
| | | | | |
转移至财产、厂房和设备 | (71) | | — | | — | | — | | (71) | |
| 不再承认和其他 | (1) | | — | | — | | — | | (1) | |
外汇调整 | — | | — | | 2 | | — | | 2 | |
| 2022年12月31日 | $ | 2,026 | | $ | — | | $ | 98 | | $ | 102 | | $ | 2,226 | |
7. 物业、厂房及设备
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生产 | 油砂 *挖掘和升级 | 中游与炼油 | 头 办公室 | 总计 |
| 北 美国 | 北海 | 离岸海域 非洲 | | | | |
成本 | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 73,997 | | $ | 7,283 | | $ | 3,963 | | $ | 45,710 | | $ | 457 | | $ | 485 | | $ | 131,895 | |
| 增加/收购 | 4,146 | | 208 | | 48 | | 1,526 | | 9 | | 23 | | 5,960 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
从勘探和评估资产转账 | 73 | | — | | — | | 150 | | — | | — | | 223 | |
不再认识(1) | (382) | | 3 | | — | | (530) | | — | | — | | (909) | |
| | | | | | | |
外汇调整及其他 | — | | (56) | | (31) | | — | | — | | — | | (87) | |
| 2021年12月31日 | 77,834 | | 7,438 | | 3,980 | | 46,856 | | 466 | | 508 | | 137,082 | |
增加/收购 | 3,564 | | 304 | | 75 | | 1,380 | | 8 | | 25 | | 5,356 | |
从勘探和评估资产转账 | 71 | | — | | — | | — | | — | | — | | 71 | |
不再认识(1) | (394) | | (1) | | — | | (469) | | — | | — | | (864) | |
| 处置 | — | | — | | — | | (35) | | — | | — | | (35) | |
外汇调整及其他 | — | | 517 | | 277 | | — | | — | | 3 | | 797 | |
| 2022年12月31日 | $ | 81,075 | | $ | 8,258 | | $ | 4,332 | | $ | 47,732 | | $ | 474 | | $ | 536 | | $ | 142,407 | |
| | | | | | | |
累计损耗和折旧 | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 49,641 | | $ | 5,853 | | $ | 2,822 | | $ | 7,289 | | $ | 168 | | $ | 370 | | $ | 66,143 | |
费用 | 3,468 | | 149 | | 118 | | 1,733 | | 15 | | 25 | | 5,508 | |
不再认识(1) | (382) | | 3 | | — | | (530) | | — | | — | | (909) | |
| | | | | | | |
外汇调整及其他 | 5 | | (54) | | (17) | | 7 | | — | | (1) | | (60) | |
| 2021年12月31日 | 52,732 | | 5,951 | | 2,923 | | 8,499 | | 183 | | 394 | | 70,682 | |
费用 | 3,502 | | 117 | | 148 | | 1,684 | | 15 | | 23 | | 5,489 | |
不再认识(1) | (394) | | (1) | | — | | (469) | | — | | — | | (864) | |
| 处置 | — | | — | | — | | (2) | | — | | — | | (2) | |
| 可回收费用 | — | | 1,620 | | — | | — | | — | | — | | 1,620 | |
外汇调整及其他 | (5) | | 419 | | 206 | | — | | — | | 3 | | 623 | |
| 2022年12月31日 | $ | 55,835 | | $ | 8,106 | | $ | 3,277 | | $ | 9,712 | | $ | 198 | | $ | 420 | | $ | 77,548 | |
| | | | | | | |
账面净值 | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | $ | 25,240 | | $ | 152 | | $ | 1,055 | | $ | 38,020 | | $ | 276 | | $ | 116 | | $ | 64,859 | |
| 2021年12月31日 | $ | 25,102 | | $ | 1,487 | | $ | 1,057 | | $ | 38,357 | | $ | 283 | | $ | 114 | | $ | 66,400 | |
(1)当一项资产的继续使用或处置预计不会产生未来的经济利益时，该资产被取消确认。
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#美元的非现金费用。651300万美元(税后)，涉及尼尼安油田财产、厂房和设备，包括#美元的可回收费用1,620在折旧、折旧和摊销中确认的百万美元，扣除递延税款回收净额#美元9691000万美元。
截至2022年12月31日，本公司完成了对其其他财产、厂房和设备以及勘探和评估资产的可回收性的正常过程评估，并确定其所有现金产生单元的账面金额为可收回。
该公司根据发生的成本和公司的借款成本，对符合条件的资产的建设期利息进行资本化。一旦符合条件的资产基本上可以用于其预期用途，对该资产的利息资本化就停止了。在2022年期间，不是利息资本化为房地产、厂房和设备(2021年--#美元零; 2020 – $24以加权平均资本化率3.5%).
截至2022年12月31日，不动产、厂房和设备包括不计损耗和折旧的项目费用#美元。162油砂开采和升级领域的2.5亿美元(2021-美元118在油砂开采和升级领域的收入为100万美元)。
本年度和比较年度的收购均采用收购会计方法，作为业务合并入账。收购所报告的收益是收购净资产的公允价值相对于购买对价总额的超额。
2022年的收购
2022年，公司以现金净对价$收购了北美勘探和生产部门的多处原油和天然气资产。513和承担的相关资产报废债务为11百万美元。不是已确认递延所得税净负债，并不是在这些交易中确认了税前收益。
2021年的收购
收购暴风资源有限公司(“暴风”)
2021年12月17日，公司完成了对Storm全部已发行和已发行普通股的收购，总现金对价为$7711000万美元。以下是与收购有关的所购入净资产的摘要：
| | | | | |
| 财产、厂房和设备 | $ | 1,114 | |
| 勘探和评估资产 | 13 | |
| 营运资本 | 20 | |
| 长期债务 | (183) | |
| 资产报废债务 | (18) | |
| 其他长期负债 | (35) | |
| 递延税项负债 | (140) | |
| 取得的净资产 | $ | 771 | |
| |
| |
关于此次收购，公司承担了某些产品运输和加工承诺(附注20)。
2021年的其他收购
在2021年，公司完成了二收购不列颠哥伦比亚省蒙特尼地区的天然气生产资产和相关加工基础设施，包括财产、厂房和设备资产#美元2572000万美元的勘探和评估资产131000万美元，现金代价为$1311000万美元。与收购有关，公司承担了#美元的资产报废债务。581000万美元，其他负债$652000万美元，并确认了一项递延税项资产#美元4621000万美元。一美元的收益4781,000,000美元被确认为收购的结果，即收购的净资产的公允价值高于总收购对价。
2020年的收购
收购彩马能源有限公司(“彩马”)
于2020年10月6日，本公司完成收购彩马全部已发行及已发行普通股，总现金代价为$1111000万美元。以下是收购收益的摘要：
| | | | | |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| 取得的净资产 | $ | 328 | |
| 减去：现金对价 | 111 | |
| 收购收益 | $ | 217 | |
关于此次收购，公司承担了某些产品运输和加工承诺(附注20)。
8. 租契
租赁资产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 产品运输 和存储 | | 野战装备 和权力 | | 近海船舶 和设备 | | 写字楼租赁 及其他 | | 总计 |
| 2020年12月31日 | $ | 1,038 | | | $ | 379 | | | $ | 128 | | | $ | 100 | | | $ | 1,645 | |
| 加法 | 48 | | | 36 | | | — | | | 4 | | | 88 | |
| 折旧 | (110) | | | (57) | | | (27) | | | (22) | | | (216) | |
| | | | | | | | | |
| 外汇和其他 | (2) | | | (4) | | | (2) | | | (1) | | | (9) | |
| 2021年12月31日 | 974 | | | 354 | | | 99 | | | 81 | | | 1,508 | |
加法 | 44 | | | 110 | | | 28 | | | — | | | 182 | |
折旧 | (106) | | | (86) | | | (31) | | | (21) | | | (244) | |
| | | | | | | | | |
外汇和其他 | — | | | (1) | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 2022年12月31日 | $ | 912 | | | $ | 377 | | | $ | 97 | | | $ | 61 | | | $ | 1,447 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
按细分市场划分的租赁资产
截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司按部门划分拥有以下租赁资产：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
勘探和生产 | | | | | | |
北美 | | $ | 277 | | | $ | 308 | | | |
| 北海 | | 1 | | | 1 | | | |
| 非洲近海 | | 98 | | | 101 | | | |
| | | | | | |
油砂开采与升级 | | 1,015 | | | 1,027 | | | |
| | | | | | |
总办事处 | | 56 | | | 71 | | | |
| | $ | 1,447 | | | $ | 1,508 | | | |
租赁负债
本公司按租赁期内其租赁付款的折现值计量其租赁负债。截至2022年12月31日和2021年12月31日的租赁负债如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
租赁负债 | | $ | 1,540 | | | $ | 1,584 | | | |
减：当前部分 | | 244 | | | 185 | | | |
| | $ | 1,296 | | | $ | 1,399 | | | |
除上文披露的租赁资产外，本公司还持续签订与其勘探和生产以及油砂开采和升级活动相关的短期租赁。
2022年和2021年期间净收益和现金流中包括的其他金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | |
与短期租约有关的开支 (1) | | $ | 410 | | | $ | 450 | | | |
租赁负债利息支出 | | $ | 60 | | | $ | 62 | | | |
不计入租赁负债计量的可变租赁付款 | | $ | 49 | | | $ | 65 | | | |
租赁现金流出总额(2) | | $ | 1,204 | | | $ | 1,089 | | | |
(1)在2022年间，公司资本化了$453百万(2021年--美元)303百万美元)的短期租赁，作为房地产、厂房和设备的补充。
(2)包括与租赁负债、短期租赁和可变租赁付款有关的现金流出。
9. 投资
截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司有以下投资：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
投资PrairieSky Royalty Ltd. | | $ | 491 | |
| $ | 309 | |
投资PrairieSky Royalty Ltd.
该公司的22.6PrairieSky Royalty Ltd.(“PrairieSky”)的100万股普通股投资不构成重大影响，并按公允价值通过损益计入，于每个报告日期计量。截至2022年12月31日，每股普通股市场价格为1美元。21.70(2021年12月31日--$13.63；2020年12月31日--美元10.09).
截至2022年12月31日，本公司对PrairieSky的投资被归类为流动资产。PrairieSky从事通过间接第三方石油和天然气开发获得和管理石油和天然气特许权使用费收入资产的业务。
投资PrairieSky的(收益)亏损如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
投资(收益)损失 | | $ | (182) | |
| $ | (81) | |
| $ | 117 | |
股息收入 | | (14) | |
| (7) | |
| (9) | |
| | $ | (196) | | | $ | (88) | | | $ | 108 | |
投资国际管道有限公司。
2021年，根据第三方收购要约，公司选择接受现金收益总额为#美元。1282000万美元，或美元20.00每股普通股，以换取其6.4在Inter Pipeline Ltd(“Inter Pipeline”)投资1.3亿股普通股。本公司的投资并不构成重大影响，并于每个报告日期按公允价值计入损益。
国际管道投资的(收益)损失如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
投资(收益)损失 | | $ | — | |
| $ | (51) | |
| $ | 68 | |
股息收入 | | — | |
| (2) | |
| (5) | |
| | $ | — | | | $ | (53) | | | $ | 63 | |
10. 其他长期资产
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
预付服务费通行费 | | $ | 199 | |
| $ | 157 | |
长期库存 | | 137 | | | 126 | |
风险管理(附注19) | | 9 | |
| 140 | |
长期合同、预付款和其他(1) | | 269 | | | 177 | |
| | 614 | | | 600 | |
减：当前部分 | | 61 |
| 35 | |
| | $ | 553 | | | $ | 565 | |
(1)包括2020年第四季度收购Paint Pony时承担的实物产品销售合同、递延PRT回收的应计利息以及本公司股票红利计划的未摊销部分。
投资西北红水合作伙伴关系
公司拥有一家50西北红水合伙公司(“西北红水合伙公司”)的股权投资百分比。NWRP运营着50,000日产量沥青改良机和炼油厂，加工约12,500每桶/日(25%通行费付款人)为公司提供沥青原料37,500每桶/日(75为艾伯塔省政府的代理机构艾伯塔省石油营销委员会(“APMC”)提供沥青原料。本公司无条件有义务支付其25按比例占每月收费通行费债务部分的百分比40-至2058年的收费期(附注20)。柴油及精炼产品销售及相关炼油通行费于中游及炼油分部确认(附注22)。
2021年6月30日，股权合作伙伴与通行费支付人同意优化西北铁路建设项目的结构，以更好地协调股权合作伙伴和通行费支付人的商业利益(“优化交易”)。因此，西北炼油公司将其全部50合伙企业在西北太平洋集团中的权益比例为APMC。该公司的50股权比例保持不变。
根据优化交易，加工协议的原始期限延长了10从2048年到2058年。NWRP偿还了成本较高的次级债务，这些债务的利率为最优惠加6%，成本较低的优先担保债券的平均利率约为2.55%，降低西北地区的利息成本和通行费支付人的相关通行费。因此，西北太平洋偿还了公司和APMC的次级债务预付款#美元。555每个人都有1000万。此外，公司还收到了一笔$4002021年期间来自NWRP的100万份分发。
为促进优化交易，新世界银行发行了$5001000万美元1.202023年12月到期的%L系列优先担保债券，$5001000万美元2.002026年12月到期的%M系列优先担保债券，$1,0001000万美元2.802031年6月到期的%N系列优先担保债券，以及$6001000万美元3.752051年6月到期的O系列优先担保债券。
在2022年期间，西北太平洋铁路公司延长并增加了其美元3,0002000万银团信贷安排至$3,1751000万美元。信贷安排的循环部分增至#美元。2,1752000万美元，1182023年6月到期的1.3亿美元，以及2,0572025年6月到期的1.8亿美元。这一美元1,000信贷安排的非循环部分得到延长，为#美元。602023年6月到期的1.3亿美元，以及9402025年6月到期的1.8亿美元。在2022年期间，西北地区还签订了一项1501,000,000英镑用于支持信用证。截至2022年12月31日，西北铁路公司的借款为#美元。2,318根据银团信贷安排(2021年12月31日-$1,981(亿美元)。
截至2022年、2022年和2021年12月31日与NWRP相关的资产、负债、合伙人权益、产品销售和权益收益(亏损)如下：
| | | | | | | | | | | |
| |
| 2022 | | 2021 |
| | | |
流动资产 | $ | 257 | |
| $ | 280 | |
非流动资产 | $ | 10,729 | |
| $ | 10,806 | |
流动负债 | $ | 849 | |
| $ | 798 | |
非流动负债 | $ | 11,239 | |
| $ | 11,412 | |
合伙人权益(1) | $ | (1,102) | |
| $ | (1,124) | |
| | | |
合伙人权益(1)在公司的50%利息 | $ | (551) | | | $ | (562) | |
收入(2) | $ | 1,267 | | | $ | 1,168 | |
净收益(亏损) (3) | $ | 22 | |
| $ | (18) | |
| | | |
(1)2021年，NWRP向合作伙伴分配支付了100利息为$%8001000万美元。
(2)包括在NWRP 2022年的收入中是$3172000万欧元(2021年--美元)294(百万)与本公司的25%的炼油费用。
(3)2022年净收益(亏损)包括折旧和摊销费用#美元的影响。2452000万欧元(2021年--美元)278(百万美元)以及利息和其他融资费用4222000万欧元(2021年--美元)412(亿美元)。
本公司于新世界自然资源中心的权益之账面值为$零，而截至2022年12月31日，西北铁路公司的权益损失和合伙企业分配的累计未确认份额为#美元。551百万(2021年--美元)562百万)。本公司于2022年从NWRP收回的未确认权益亏损份额为#美元11百万美元(2021年-未确认的股权损失$9百万美元和合作伙伴关系分配为$4002.5亿；2020--未确认的股权损失为$94(亿美元)。
11. 长期债务 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
加元计价债务，无担保 | | |
| |
| | | | |
中期票据 | |
|
|
|
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
3.312022年2月11日到期的债券百分比 | | $ | — | |
| $ | 1,000 | |
1.452023年11月16日到期的债券利率 | | 404 | | | 500 | |
3.552024年6月3日到期的债券百分比 | | 332 | |
| 500 | |
3.422026年12月1日到期的债券利率 | | 441 | |
| 600 | |
2.502028年1月17日到期的债券% | | 225 | | | 300 | |
4.852047年5月30日到期的债券百分比 | | 300 | |
| 300 | |
| | 1,702 | | | 3,200 | |
美元计价债务，无担保 | | | | |
银行信贷安排(2022年12月31日--美元零;
2021年12月31日--美元901百万美元) | | — | |
| 1,140 | |
| | | | |
美元债务证券 | |
|
|
|
| | | | |
2.952023年1月15日到期%(美元1,000百万美元) | | — | |
| 1,266 | |
3.802024年4月15日到期%(美元500百万美元) | | 677 | |
| 633 | |
3.902025年2月1日到期%(美元600百万美元) | | 812 | |
| 759 | |
2.052025年7月15日到期%(美元600百万美元) | | 812 | | | 759 | |
3.852027年6月1日到期%(美元1,250百万美元) | | 1,692 | |
| 1,582 | |
2.952030年7月15日到期%(美元500百万美元) | | 677 | | | 633 | |
7.202032年1月15日到期的%(美元400百万美元) | | 541 | |
| 506 | |
6.452033年6月30日到期%(美元350百万美元) | | 474 | |
| 443 | |
5.852035年2月1日到期%(美元350百万美元) | | 474 | |
| 443 | |
6.502037年2月15日到期%(美元450百万美元) | | 609 | |
| 570 | |
6.252038年3月15日到期的%(美元1,100百万美元) | | 1,488 | |
| 1,392 | |
6.752039年2月1日到期%(美元400百万美元) | | 541 | |
| 506 | |
4.952047年6月1日到期%(美元750百万美元) | | 1,015 | |
| 949 | |
| | 9,812 | | | 11,581 | |
未计交易成本和原始发行贴现的长期债务净额 | | 11,514 | | | 14,781 | |
减去：原始发行折扣，净额(1) | | 13 | |
| 15 | |
交易成本(1) (2) | | 56 | |
| 72 | |
| | 11,445 | | | 14,694 | |
| | | | |
减去：其他长期债务的当前部分(1) (2) | | 404 | |
| 1,000 | |
| | $ | 11,041 | | | $ | 13,694 | |
(1)本公司已将未摊销的原始发行折扣和溢价以及直接应占交易成本计入未偿债务的账面金额。
(2)交易成本主要是指按相关债券发行的百分比收取的承销佣金，以及法律、评级机构和其他专业费用。
银行信贷安排和商业票据
截至2022年12月31日，公司有未提取的银行信贷额度$5,520百万美元。这些设施的详细情况如下。本公司还有其他一些专用信贷安排来支持信用证。
▪a $100百万需求信贷安排；
▪a $5002024年2月到期的百万循环信贷安排；
▪a $2,4252024年6月到期的百万循环银团信贷安排；以及
▪a $2,495百万美元的循环银团信贷安排，702023年6月到期的1.3亿美元，以及2,4252025年6月到期的1.8亿美元。
在2021年期间，公司偿还了$1,500美元中的1000万美元2,6502023年2月到期的百万美元非循环定期信贷安排，使未偿还余额减少到#美元1,1501000万美元。于2022年期间，本公司偿还并注销了$1,1502023年2月到期的1.2亿非循环定期信贷安排。
在2022年间，该公司停止了其GB5700万美元要求与其北海业务相关的信贷安排。
在2021年间，该公司延长了其两项2,425原定2022年6月和2023年6月到期的循环信贷安排，分别到2024年6月和2025年6月到期，分别增加1,300万美元701000万美元。根据延期条款，并经双方同意，$70在原到期日分别为2022年6月和2023年6月时，有1.8亿欧元的原始循环信贷安排没有展期和到期。
本公司非循环及循环定期信贷安排下的借款，可参考加拿大元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、伦敦银行同业拆息、SOFR、美国基本利率或加拿大最优惠利率定价。
在2021年期间，公司偿还并修改了其美元1,000300万美元的非循环定期信贷安排，允许重新提取全额1,0002022年3月31日之前为1000万美元。在2022年期间，公司偿还和注销了$500定期信贷安排中的非循环部分，将剩余的贷款修订为#美元。5008亿美元循环信贷安排，并将到期日从2023年2月延长至2024年2月。
2021年期间，公司偿还并注销了剩余的美元3,088在其300万美元中3,250初始到期日为2022年6月的1百万美元非循环定期信贷安排，用于为本公司于2019年从德文郡收购资产提供资金。
公司在其美国商业票据计划下的借款额度最高可达美元2,5001000万美元。本公司根据其循环银行信贷安排为本计划下的未偿还金额预留能力。
本公司于2022年12月31日的银行信贷及未偿还商业票据加权平均利率为4.3%(2021年12月31日-0.8%)，截至2022年12月31日的年度未偿长期债务总额为4.3%(2021年12月31日-3.5%).
截至2022年12月31日，信用证和担保总额为$637百万未偿还(2021年12月31日-$513(亿美元)。
中期票据
在2021年期间，该公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时出售高达$3,000加拿大有1.5亿美元中期票据，将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
在2022年，该公司偿还了$1,0001000万美元3.31%的中期票据。
在2022年，公司通过市场购买偿还了$951000万美元1.452023年11月到期的中期票据%，$1691000万美元3.552024年6月到期的中期票据%，$1591000万美元3.422026年12月到期的中期票据的百分比和美元75百万美元2.502028年1月到期的中期票据百分比。
美元债务证券
在2021年期间，公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时出售最高可达美元的报价3,000美国有1.3亿美元的债务证券，将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
2022年期间，公司提前偿还了美元1,0001000万美元2.95%债务证券，原定于2023年1月15日到期。
在2021年，公司偿还了美元5001000万美元3.45%的债务证券。
按计划偿还债务
按计划偿还债务的情况如下：
| | | | | |
年 | 还款 |
| 2023 | $ | 404 | |
| 2024 | $ | 1,009 | |
| 2025 | $ | 1,624 | |
| 2026 | $ | 441 | |
| 2027 | $ | 1,692 | |
此后 | $ | 6,344 | |
12. 其他长期负债
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
资产报废债务 | | $ | 6,908 | |
| $ | 6,806 | |
租赁负债(附注8) | | 1,540 | | | 1,584 | |
基于股份的薪酬 | | 832 | | | 489 | |
运输和加工合同(1) | | 159 | |
| 241 | |
风险管理(附注19) | | 3 | |
| 85 | |
其他 | | 92 | |
| 127 | |
| | 9,534 | | | 9,332 | |
减：当前部分 | | 1,373 | |
| 948 | |
| | $ | 8,161 | | | $ | 8,384 | |
(1)2020年收购彩马包括产品运输和加工义务(附注7)。
资产报废债务
本公司的资产报废债务预计将在大约60年，并使用加权平均贴现率5.6% (2021 – 4.0%; 2020 – 3.7%)，通货膨胀率高达2%(2021年12月31日-截至2%). 已贴现的资产报废债务的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
余额--年初 | | $ | 6,806 | |
| $ | 5,861 | |
| $ | 5,771 | |
已发生的负债 | | 20 | |
| 5 | |
| 5 | |
| 已购得负债，净额 | | 11 | |
| 76 | |
| 13 | |
| 已结清的债务 | | (449) | |
| (307) | |
| (249) | |
| 资产报废债务增加 | | 281 | |
| 185 | |
| 205 | |
订正费用、通货膨胀和时间估计数(1) | | 897 | | | 508 | |
| (134) | |
监管改革的影响(2) | | 982 | |
| 1,208 | | | — | |
| 贴现率的变化 | | (1,698) | |
| (723) | |
| 253 | |
外汇调整 | | 58 | |
| (7) | |
| (3) | |
余额--年终 | | 6,908 | | | 6,806 | | | 5,861 | |
减：当前部分 | | 495 | |
| 249 | |
| 184 | |
| | $ | 6,413 | | | $ | 6,557 | | | $ | 5,677 | |
(1)包括对成本、通货膨胀和时间估计的正常路线修订，以及与2022年12月31日加速放弃北海尼尼安油田资产有关的修订。
(2)反映了由于艾伯塔省、不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省的省级监管变化而对公司资产报废债务的估计清偿时间的变化。
分段资产报废义务
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
勘探和生产 | | |
| |
北美 | | $ | 4,326 | |
| $ | 4,021 | |
| 北海 | | 1,011 | |
| 821 | |
| 非洲近海 | | 143 | |
| 170 | |
油砂开采与升级 | | 1,427 | |
| 1,793 | |
中游与炼油 | | 1 | |
| 1 | |
| | $ | 6,908 | | | $ | 6,806 | |
基于股份的薪酬
基于股份的补偿责任包括根据公司的期权计划和PSU计划产生的成本。该公司的期权计划为现有员工提供了选择接受普通股或现金支付以换取放弃的股票期权的权利。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业绩以及达到某些其他业绩指标的程度。
根据这些计划，该公司确认了潜在现金结算的负债。负债的当前部分是指如果所有已授予的股票期权和PSU都以现金结算的话，在未来12个月期间应支付的负债的最高金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
余额--年初 | | $ | 489 | | | $ | 160 | | | $ | 297 | |
基于股份的薪酬费用(回收) | | 804 | | | 514 | | | (82) | |
| 放弃股票期权和授予PSU的现金支付 | | (79) | | | (48) | | | (39) | |
| 转让给普通股 | | (387) | | | (139) | | | (21) | |
其他 | | 5 | | | 2 | | | 5 | |
余额--年终 | | 832 | | | 489 | | | 160 | |
减：当前部分 | | 559 | | | 329 | | | 119 | |
| | $ | 273 | | | $ | 160 | | | $ | 41 | |
截至2022年12月31日，计入基于股份的薪酬负债的金额为$127百万(2021年--美元)902000万美元；2020年--美元49(100万)与授予某些高管员工的PSU相关。
未偿还股票期权的公允价值是使用布莱克-斯科尔斯估值模型估算的，其加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
公允价值 | | $ | 32.96 | | | $ | 16.98 | | | $ | 3.47 | |
股价 | | $ | 75.19 | | | $ | 53.45 | | | $ | 30.59 | |
预期波动率 | | 35.8% | | 35.5% | | 39.8% |
预期股息收益率 | | 4.5% | | 4.4% | | 5.6% |
无风险利率 | | 3.8% | | 1.1% | | 0.3% |
预期罚没率 | | 5.0% | | 4.7% | | 4.3% |
预期股票期权年限(1) | | 4.2年份 | | 4.2年份 | | 4.3年份 |
(1)在授予的原定时间。
截至2022年12月31日，既得股票期权的内在价值为$208百万(2021年--美元)112百万美元；2020年--美元11百万)。
13. 所得税
所得税拨备如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
费用(回收) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
现行企业所得税-北美 | | $ | 2,789 | |
| $ | 1,841 | | | $ | (245) | |
现行企业所得税--北海 | | 69 | | | 7 | | | (4) | |
现行企业所得税--离岸非洲 | | 74 | |
| 21 | | | 17 | |
当前PRT(1)-北海 | | (42) | |
| (34) | | | (31) | |
其他税种 | | 16 | |
| 13 | | | 6 | |
当期所得税 | | 2,906 | | | 1,848 | | | (257) | |
递延企业所得税 | | 302 | |
| 399 | | | (181) | |
延期PRT (1)-北海 | | (441) | |
| — | | | — | |
递延所得税 | | (139) | | | 399 | | | (181) | |
所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
(1)石油所得税。
关于本公司注销其原油储备和加速北海尼尼安油田的废弃(附注7)，于2022年12月31日，本公司确认递延税款收回，包括递延企业所得税收回#美元。5282000万美元和延期的PRT回收美元4411000万美元。
所得税拨备不同于对税前收益适用加拿大联邦和省级法定综合所得税税率所计算的金额。造成这种差异的原因如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
加拿大法定所得税税率 | | 23.2% |
| 23.2% |
| 24.1% |
按法定税率计提所得税准备金 | | $ | 3,180 | |
| $ | 2,298 | |
| $ | (211) | |
对所得税的影响： | | |
| |
| |
英国PRT和其他税收 | | (467) | |
| (21) | |
| (25) | |
| 英国PRT等税种对企业所得税的影响 | | 190 | |
| 11 | |
| 11 | |
| 国外和国内税率差异 | | (203) | |
| (11) | |
| (52) | |
| 资本利得的免税部分 | | 65 | |
| (26) | |
| (10) | |
| 为普通股行使的股票期权 | | 159 | |
| 98 | |
| (25) | |
| | | | | | |
| 企业收购的免税收益 | | — | |
| (110) | |
| (52) | |
| 根据上一年的纳税申报进行的修订 | | (186) | |
| 16 | |
| (62) | |
| 未确认资本损失结转资产变动 | | 65 | |
| (26) | |
| (10) | |
其他 | | (36) | |
| 18 | |
| (2) | |
所得税 | | $ | 2,767 | |
| $ | 2,247 | |
| $ | (438) | |
下表汇总了导致递延所得税净负债的暂时性差异：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
递延所得税负债 | | |
| |
财产、厂房和设备以及勘探和评估资产 | | $ | 11,985 | |
| $ | 12,254 | |
| 租赁资产 | | 336 | |
| 349 | |
| | | | |
| | | | |
| 投资 | | 56 | |
| 35 | |
| 投资西北红水合伙公司 | | 903 | |
| 850 | |
| 未实现的风险管理活动 | | — | | | 12 | |
| 长期债务的未实现外汇收益 | | — | | | 14 | |
| 企业所得税应纳税所得额 | | 176 | | | — | |
其他 | | 25 | |
| 78 | |
| | 13,481 | | | 13,592 | |
递延所得税资产 | | | | |
资产报废债务 | | (1,822) | |
| (1,719) | |
| 租赁负债 | | (354) | | | (363) | |
| 基于股份的薪酬 | | (33) | | | (22) | |
| 亏损结转 | | (652) | |
| (1,268) | |
| 长期债务未实现汇兑损失 | | (67) | |
| — | |
延期PRT | | (439) | |
| — | |
| | | | |
| | | | |
| | (3,367) | | | (3,372) | |
递延所得税净负债 | | $ | 10,114 | | | $ | 10,220 | |
本年度在净收益中确认的递延税项资产和负债的变动情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
财产、厂房和设备以及勘探和评估资产 | | $ | (334) | |
| $ | 184 | |
| $ | (158) | |
租赁资产 | | (15) | |
| (30) | |
| (11) | |
长期债务未实现外汇 | | (81) | |
| 34 | |
| 29 | |
未实现的风险管理活动 | | (12) | |
| 19 | |
| (8) | |
资产报废债务 | | (74) | |
| (213) | |
| (13) | |
租赁负债 | | 11 | | | 25 | | | 6 | |
基于股份的薪酬 | | (11) | | | (10) | | | 4 | |
亏损结转 | | 618 | |
| 202 | |
| (182) | |
投资 | | 21 | |
| 21 | |
| (22) | |
投资西北红水合伙公司 | | 53 | |
| 83 | |
| 174 | |
延期PRT | | (441) | |
| — | |
| — | |
企业所得税应纳税所得额 | | 176 | |
| — | |
| — | |
其他 | | (50) | |
| 84 | |
| — | |
| | $ | (139) | | | $ | 399 | | | $ | (181) | |
下表汇总了本年度递延所得税净负债的变动情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
余额--年初 | | $ | 10,220 | |
| $ | 10,144 | |
| $ | 10,539 | |
| 递延所得税(回收)费用 | | (139) | |
| 399 | |
| (181) | |
列入其他综合收益(亏损)的递延所得税费用 | | — | |
| 1 | |
| — | |
外汇调整 | | 33 | |
| (2) | |
| (3) | |
业务合并(附注7) | | — | |
| (322) | |
| (211) | |
余额--年终 | | $ | 10,114 | | | $ | 10,220 | | | $ | 10,144 | |
在每个经营部门确认的当前所得税将根据与任何特定年度发生的资本支出的性质、时间和金额相关的可得所得税扣减而有所不同。
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。
递延所得税资产确认为暂时性差异，前提是有可能通过未来应课税利润实现相关的税收利益。在进行相关的放弃支出时，递延的PRT资产将直接或通过其他第三方从英国政府追回。本公司并未就超过$的应课税资本亏损确认递延所得税资产1,000在北美，这笔钱可以无限期结转，只适用于未来的应税资本利得。此外，公司尚未确认与北美税池相关的递延所得税资产约为#美元1,000300万美元，只能从某些石油和天然气资产的收入中索赔。
递延所得税负债尚未在全资控股子公司的未汇出净收益上确认。本公司能够控制分配的时间和金额，只要分配保持在一定的限制范围内，这些子公司的分配就不需要缴纳任何税款。
14. 股本
已授权
一系列可发行的优先股。
不限数量的没有面值的普通股。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 已发行普通股 | | 数 的股份 (千人) | | 金额 | | 数 的股份
(千人) | | 金额 |
余额--年初 | | 1,168,369 | |
| $ | 10,168 | | | 1,183,866 | | | $ | 9,606 | |
| 行使股票期权时发行的股票 | | 11,605 | |
| 442 | | | 18,147 | | | 707 | |
| 对普通股行使的股票期权以前已确认的负债 | | — | |
| 387 | | | — | | | 139 | |
| 按正常程序发行人出价购买普通股 | | (77,338) | |
| (703) | | | (33,644) | | | (284) | |
余额--年终 | | 1,102,636 | | | $ | 10,294 | | | 1,168,369 | | | $ | 10,168 | |
优先股
优先股可以分系列发行。如果发行，每个系列的股份数量以及股份的名称、权利、特权、限制和条件将由公司董事会决定。
股利政策
自2001年以来，该公司每年定期支付季度股息。股息政策由董事会定期审查，并可能发生变化。
2023年3月1日，董事会批准了一项6季度股息增加%，至美元0.90每股普通股，从2023年4月5日支付的股息开始。
2022年11月2日，董事会批准了一项13季度股息增加%，至美元0.85每股普通股，从2023年1月5日支付的股息开始。
2022年8月3日，董事会批准了一项特别股息$1.50每股普通股，于2022年8月31日支付。
2022年3月2日，董事会批准了一项28季度股息增加%，至美元0.75每股普通股。2021年11月3日，董事会批准了一项25季度股息增加%，至美元0.5875每股普通股。2021年3月3日，董事会批准了一项11季度股息增加%，至美元0.47每股普通股，从$0.425每股普通股。
正常路线发行人投标
2022年3月8日，公司通过多伦多证券交易所(多伦多证券交易所)、加拿大另类交易平台和纽约证券交易所(纽约证券交易所)的设施，批准了正常课程发行人投标(NCIB)的申请，最高可达101,574,207普通股，超过一年12个月自2022年3月11日起至2023年3月10日止。
截至2022年12月31日止年度，本公司购买77,338,200加权平均价为$$的普通股72.03每股普通股，总成本为$5,571百万美元。留存收益减少了1美元。4,868百万，代表普通股购买价格超过其平均账面价值的部分。自2022年12月31日至2023年2月28日(包括该日)，本公司购买6,000,000加权平均价为$$的普通股77.72每股普通股，总成本为$4661000万美元。
2023年3月1日，董事会批准了一项决议，授权公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以正常过程发行者出价的方式购买至多10其已发行和已发行普通股的公众流通股的百分比(根据多伦多证券交易所的规则确定)。如果多伦多证券交易所接受意向通知，购买将通过多伦多证券交易所、加拿大替代交易平台和纽约证券交易所的设施进行。
基于股票的薪酬--股票期权
公司的期权计划规定向员工授予股票期权。根据期权计划授予的股票期权的条款范围为五至六年使到期并授予…五年制句号。授予的每股股票期权的行使价是根据授予前一天在多伦多证券交易所普通股的收盘价确定的。授予的每一份股票期权使持有者可以选择以规定的行使价购买一股公司普通股，或获得相当于股票期权交出之日公司普通股的规定行权价与市场价格之间差额的现金支付。
选项计划是一个“滚动计划”7%“计划，根据该计划，可预留供发行的普通股总数不得超过7不时占已发行普通股的%。
下表汇总了与2022年12月31日和2021年12月31日未偿还股票期权相关的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | 股票期权 (数千人) | | 加权 平均水平 *行权价格 | | 股票期权 (千人) | | 加权 平均水平 *行权价格 |
未清偿-年初 | | 38,327 | | | $ | 35.88 | | | 48,656 | | | $ | 37.53 | |
| 授与 | | 7,547 | | | $ | 68.15 | | | 12,547 | | | $ | 34.39 | |
| 为普通股行使权力 | | (11,605) | | | $ | 38.06 | | | (18,147) | | | $ | 38.97 | |
| 交出以现金结算 | | (441) | | | $ | 38.43 | | | (1,324) | | | $ | 40.54 | |
| 被没收 | | (2,678) | | | $ | 41.43 | | | (3,405) | | | $ | 35.73 | |
未清偿-年终 | | 31,150 | | | $ | 42.37 | | | 38,327 | | | $ | 35.88 | |
可行使--年终 | | 5,522 | | | $ | 37.60 | | | 7,841 | | | $ | 39.19 | |
2022年12月31日已发行和可行使的股票期权行权价区间如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 未偿还股票期权 | | 可行使的股票期权 |
| 行权价格区间 | 股票期权 杰出的 1000(千人) | | 加权 平均水平 剩下的几个 第二个任期(年) | | 加权 平均水平 *行权价格 | | 股票期权 是可以行使的 1000(千人) | | 加权 平均水平 *行权价格 |
| $20.76 | – | $29.99 | | 7,821 | | | 2.98 | | $ | 27.14 | | | 982 | | | $ | 24.07 | |
| $30.00 | – | $39.99 | | 11,266 | | | 1.84 | | $ | 36.60 | | | 2,672 | | | $ | 36.83 | |
| $40.00 | – | $49.99 | | 4,503 | | | 2.62 | | $ | 41.50 | | | 1,682 | | | $ | 42.73 | |
| $50.00 | – | $59.99 | | 555 | | | 4.86 | | $ | 54.24 | | | 1 | | | $ | 54.24 | |
| $60.00 | – | $69.99 | | 4,718 | | | 4.49 | | $ | 64.84 | | | 1 | | | $ | 64.15 | |
| $70.00 | – | $79.71 | | 2,287 | | | 4.88 | | $ | 75.40 | | | 184 | | | $ | 73.83 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | 31,150 | | | 2.92 | | $ | 42.37 | | | 5,522 | | | $ | 37.60 | |
15. 累计其他综合收益(亏损)
累计其他综合收益(亏损)扣除税金后的构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
被指定为现金流对冲的衍生金融工具 | | $ | 75 | |
| $ | 77 | |
外币折算调整 | | 134 | |
| (78) | |
| | $ | 209 | | | $ | (1) | |
16. 资本披露
本公司将其资本定义为在每个报告日期确定的长期债务和合并股东权益。
公司在管理其资本结构时的目标是保持财务灵活性和平衡，使公司能够进入资本市场，以维持其持续运营和支持其增长战略。本公司主要根据内部衍生的财务指标监测资本，该指标被称为“债务与账面资本化比率”，即当前长期债务和长期债务减去现金和现金等价物的算术比率除以股东权益的账面价值加上当前长期债务和长期债务减去现金和现金等价物的总和。公司债务与账面资本比率的内部目标区间为25%至45%。在资本项目、收购或大宗商品价格下跌的组合时期，这一范围可能会被超过。当经营活动的现金流大于当前投资活动时，公司可能低于目标范围的低端。截至2022年12月31日，该比率低于目标区间22%.
请读者注意，《国际财务报告准则》没有定义债务与账面资本比率，这一财务指标可能无法与其他公司提出的类似指标相比较。此外，不能保证公司将继续使用这一措施来监控资本，或不会在未来改变这一措施的计算方法。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
长期债务 | | $ | 11,445 | | | $ | 14,694 | |
| 减去：现金和现金等价物 | | 920 | | | 744 | |
长期债务，净额 | | $ | 10,525 | | | $ | 13,950 | |
股东权益总额 | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | |
债务与账面资本之比 | | 22% | | 27% |
公司受制于一项金融契约，该契约要求债务与账面资本之比不得超过其信贷安排协议中定义的65%。截至2022年12月31日，公司遵守了本公约。
17. 每股普通股净收益
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
加权平均已发行普通股 -基本(千股) | | 1,134,960 | |
| 1,181,250 | |
| 1,181,768 | |
稀释性股票期权的作用(千股) | | 14,222 | |
| 5,307 | |
| — | |
加权平均已发行普通股 -稀释(千股) | | 1,149,182 | | | 1,186,557 | | | 1,181,768 | |
净收益(亏损) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | |
| $ | (435) | |
| | | | | | |
每股普通股净收益(亏损) | -基本 | | $ | 9.64 | |
| $ | 6.49 | |
| $ | (0.37) | |
| -稀释 | | $ | 9.52 | |
| $ | 6.46 | |
| $ | (0.37) | |
2022年，该公司不包括2,039,000通过计算稀释后每股普通股收益(2021年-3,496,000; 2020 – 44,117,000).
18. 利息和其他融资费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
利息和其他融资费用： | | |
| |
| |
长期债务 | | $ | 610 | |
| $ | 681 | |
| $ | 785 | |
| 租赁负债 | | 60 | |
| 62 | |
| 67 | |
| | | | | | |
减去：根据符合条件的资产资本化的金额 | | — | |
| — | |
| (24) | |
利息和其他融资费用总额 | | 670 | | | 743 | | | 828 | |
利息收入总额及其他 | | (121) | |
| (32) | |
| (72) | |
净利息和其他融资费用 | | $ | 549 | | | $ | 711 | | | $ | 756 | |
19. 金融工具
按类别划分的本公司金融工具的账面金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
资产(负债) | | 金融 *资产在 摊销成本 | | 公允价值 一直到现在 损益 | | 衍生品 用于以下用途 *套期保值 | | 金融 *负债金额为 摊销成本 | | 总计 |
| 现金和现金等价物 | | $ | 920 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 920 | |
应收账款 | | 3,555 | | | — | | | — | | | — | | | 3,555 | |
投资 | | — | | | 491 | | | — | | | — | | | 491 | |
| 其他长期资产 | | — | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
应付帐款 | | — | | | — | | | — | | | (1,341) | | | (1,341) | |
应计负债 | | — | | | — | | | — | | | (4,209) | | | (4,209) | |
其他长期负债(1) | | — | | | (3) | | | — | | | (1,540) | | | (1,543) | |
长期债务(2) | | — | | | — | | | — | | | (11,445) | | | (11,445) | |
| | $ | 4,475 | | | $ | 497 | | | $ | — | | | $ | (18,535) | | | $ | (13,563) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 |
资产(负债) | | 金融 *资产在 摊销成本 | | 公允价值 一直到现在 损益 | | 衍生品 用于以下用途 *套期保值 | | 金融 *负债金额为 摊销成本 | | 总计 |
| 现金和现金等价物 | | $ | 744 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 744 | |
应收账款 | | 3,111 | | | — | | | — | | | — | | | 3,111 | |
投资 | | — | | | 309 | | | — | | | — | | | 309 | |
其他长期资产 | | — | | | — | | | 140 | | | — | | | 140 | |
应付帐款 | | — | | | — | | | — | | | (803) | | | (803) | |
应计负债 | | — | | | — | | | — | | | (3,064) | | | (3,064) | |
其他长期负债(1) | | — | | | (64) | | | (21) | | | (1,632) | | | (1,717) | |
长期债务(2) | | — | | | — | | | — | | | (14,694) | | | (14,694) | |
| | $ | 3,855 | | | $ | 245 | | | $ | 119 | | | $ | (20,193) | | | $ | (15,974) | |
(1)包括$1,540百万美元的租赁负债(2021年12月31日-$1,584(亿美元)。
(2)包括长期债务的当前部分。
除固定利率长期债务外，本公司金融工具的账面价值接近其公允价值。公司投资、经常性其他长期资产(负债)和固定利率长期债务的公允价值概述如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022 |
| | 账面金额 | | *公允价值 |
资产(负债)(1) (2) | | | | | 1级 | | 2级 | | 3级 |
投资(3) | | | $ | 491 | | | $ | 491 | | | $ | — | | | $ | — | |
其他长期资产 | | | $ | 9 | | | $ | — | | | $ | 9 | | | $ | — | |
其他长期负债 | | | $ | (3) | | | $ | — | | | $ | (3) | | | $ | — | |
固定利率长期债务(4) (5) | | | $ | (11,445) | |
| $ | (10,796) | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 |
| | 账面金额 | | 公允价值 |
资产(负债)(1) (2) | | | | | 1级 | | 2级 | | 3级 |
投资(3) | | | $ | 309 | | | $ | 309 | | | $ | — | | | $ | — | |
其他长期资产 | | | $ | 140 | | | $ | — | | | $ | 140 | | | $ | — | |
其他长期负债 | | | $ | (133) | | | $ | — | | | $ | (85) | | | $ | (48) | |
固定利率长期债务(4) (5) | | | $ | (13,554) | |
| $ | (15,420) | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)不包括因资产或负债的短期性质(现金及现金等价物、应收账款、应付账款及应计负债)而账面金额接近公允价值的金融资产及负债。
(2)1级、2级和3级金融工具之间没有转移。
(3)投资的公允价值是基于所报的市场价格。
(4)固定利率长期债务的公允价值是根据市场报价确定的。
(5)包括固定利率长期债务的当前部分。
风险管理
该公司定期使用衍生金融工具来管理其商品价格、利率和外汇风险。该等金融工具仅为对冲目的而订立，并不用于投机目的。
以下是所持衍生金融工具的账面金额摘要，以及与本公司综合资产负债表的对账。
| | | | | | | | | | | | | | |
资产(负债) | | 2022 |
| 2021 |
持有衍生品以供交易 | | |
| |
天然气(1) | | $ | 3 | | | $ | (41) | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
原油和天然气液化石油气(1) | | — | | | (10) | |
| | | | |
| | | | |
| 外币远期合约 | | 3 | | | (13) | |
| | | | |
现金流对冲 | | |
| |
外币远期合约 | | — | |
| (21) | |
交叉货币互换 | | — | |
| 140 | |
| | $ | 6 | | | $ | 55 | |
| | | | |
包括在： | | | | |
其他长期资产的流动部分 | | $ | 3 | |
| $ | 5 | |
| 其他长期负债的流动部分 | | (3) | |
| (72) | |
| 其他长期资产 | | 6 | | | 135 | |
其他长期负债 | | — | |
| (13) | |
| | $ | 6 | | | $ | 55 | |
(1)分别于2021年及2020年收购Storm及Paint Pony时所承担的商品金融工具(附注7)。
第二级衍生金融工具于每个计量日期的估计公允价值乃根据适当的内部估值方法及/或第三方指标厘定。使用估值模型确定的第2级公允价值要求使用有关未来现金流量和贴现率的金额和时间的假设。在确定这些假设时，本公司主要依赖于适用的外部、容易观察到的报价市场输入，包括原油和天然气远期基准商品价格和波动性、加拿大和美国利率收益率曲线以及加拿大和美国远期外汇汇率(按适当折现至现值)。由此产生的公允价值估计不一定表明在当前市场交易中可以变现或结算的金额，这些差异可能是重大的。
列入风险管理资产(负债)的衍生金融工具的估计公允价值变动在财务报表中确认如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
资产(负债) | | 2022 |
| 2021 |
余额--年初 | | $ | 55 | |
| $ | (24) | |
| | | | |
确认的未偿还衍生金融工具的公允价值净变化： | | |
| |
风险管理活动(1) | | 70 | |
| (12) | |
外汇 | | (119) | |
| 82 | |
其他综合收益 | | — | |
| 9 | |
| | | | |
| | | | |
余额--年终 | | 6 | | | 55 | |
减：当前部分 | | — | |
| (67) | |
| | $ | 6 | | | $ | 122 | |
(1)包括收购所包括的商品金融工具的公允价值变动(附注7)。
截至12月31日的年度风险管理活动净亏损(收益)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
已实现风险管理(收益)损失净额 | | $ | (7) | |
| $ | 17 | | | $ | 32 | |
未实现风险管理(收益)损失净额 | | (28) | |
| 19 | | | (39) | |
| | $ | (35) | | | $ | 36 | | | $ | (7) | |
金融风险因素
A)市场风险
市场风险是指金融工具的公允价值或未来现金流因市场价格变化而波动的风险。本公司的市场风险包括商品价格风险、利率风险和外汇兑换风险。
商品价格风险管理
本公司定期使用商品衍生金融工具，以管理与出售其未来原油及天然气生产及购买天然气有关的商品价格风险。
公司的未偿还商品衍生金融工具预计将根据各自合同月的适用指数定价按月结算。
利率风险管理
本公司的固定利率长期债务面临利率价格风险，其浮动利率长期债务面临利率现金流风险。本公司定期订立利率互换合约，以管理其长期债务的固定利率至浮动利率组合。利率互换合同要求定期交换付款，而不交换付款所依据的名义本金金额。于2022年12月31日，本公司并无重大利率掉期合约未平仓。
外币汇率风险管理
本公司在加拿大面临外币汇率风险，主要与其美元计价的长期债务、商业票据和营运资本有关。本公司亦因以其他货币进行的交易及其海外附属公司的账面价值而承受外币汇率风险。本公司定期签订交叉货币互换合约和外币远期合约，以管理美元计价的长期债务、商业票据和营运资本的已知货币风险。交叉货币互换合同要求在付款所依据的名义本金到期时与交易所定期交换付款。
在2022年期间，公司结算了美元5501,000万交叉货币互换被指定为部分美元的现金流对冲1,100万6.252038年3月到期的美元债务证券百分比。该公司实现了现金收益#美元。1581000万美元用于和解。
截至2022年12月31日，公司拥有美元1,017未偿还的外币远期合约达百万份，原始条款最高可达90天，所有这些都被指定为持有以供交易的衍生品。
金融工具敏感性
下表汇总了在所有其他变量保持不变的情况下，公司2022年净收益和其他全面收益对2022年12月31日未偿还金融工具公允价值变化的年化敏感性，这些变化是由于指定变量的变化造成的。这些敏感性以不同于本公司其他持续披露文件中披露的基础编制，仅限于适用于金融工具的特定变量的变化的影响，并不代表该变量的变化对本公司整体经营业绩的影响。此外，这些敏感性是理论上的，因为一个变量的变化可能会导致另一个变量的变化，这可能会放大或抵消敏感性。此外，公允价值变动一般不能外推，因为假设的变动与公允价值变动之间的关系可能不是线性的。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 |
| 增加(减少)至
净收益 | 增加(减少) 到其他全面的 收入 | 增加(减少)至 净收益 | 增加(减少) 到其他全面的 收入 |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
利率风险 | | | | |
提高利率1% | $ | (4) | | $ | — | | $ | (13) | | $ | (29) | |
降低利率1% | $ | 4 | | $ | — | | $ | 13 | | $ | 39 | |
外币汇率风险 | | | | |
加元兑美元贬值1美元0.01 | $ | (135) | | $ | — | | $ | (116) | | $ | — | |
加元兑美元走强0.01 | $ | 131 | | $ | — | | $ | 114 | | $ | — | |
B)信用风险
信用风险是指金融工具的一方因不履行义务而给公司造成财务损失的风险。
交易对手信用风险管理
该公司的应收账款主要面向原油和天然气行业的客户，并受到正常行业信用风险的影响。本公司通过定期审查其对个别公司的风险敞口来管理这些风险，并在适当情况下确保父母担保或信用证到位，以将违约事件的影响降至最低。于2022年12月31日，本公司几乎所有应收账款均在正常贸易条件下到期，平均预期信贷损失约为1公司应收账款余额的百分比(2021年12月31日-1%).
如果衍生金融工具的交易对手不履行义务，本公司也可能遭受损失；然而，本公司通过与基本上都是投资级金融机构的交易对手签订协议来管理这种信用风险。于2022年12月31日，公司拥有净风险管理资产$7与衍生金融工具相关的特定交易对手(2021年12月31日-$140百万)。金融资产的账面金额接近最大信贷敞口。
C)流动性风险
流动资金风险是指公司在履行与金融负债相关的债务方面遇到困难的风险。
流动性风险的管理要求公司保持足够的现金和现金等价物以及其他资本来源，主要包括经营活动的现金流量、可用的信贷安排、商业票据和进入债务资本市场的机会，以在到期时履行债务。该公司相信，它有足够的银行信贷安排来提供流动资金，以管理营业现金流的接收和/或支付时间的波动。
本公司财务负债的到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 少于 1年 | | 1到小于 2年 | | 2到小于 5年 | | 此后 |
应付帐款 | | $ | 1,341 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
应计负债 | | $ | 4,209 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
长期债务(1) | | $ | 404 | | | $ | 1,009 | | | $ | 3,757 | | | $ | 6,344 | |
其他长期负债(2) | | $ | 247 | | | $ | 156 | | | $ | 416 | | | $ | 724 | |
利息和其他融资费用(3) | | $ | 584 | | | $ | 577 | | | $ | 1,410 | | | $ | 3,790 | |
(1)长期债务仅代表本金偿还，不反映利息、原始发行折扣和溢价或交易成本。
(2)包括在其他长期负债内的租赁付款仅反映本金付款，如下所示；不足一年，#美元244百万美元；一到两年以下，$156百万美元；两年至五年以下，$416百万元；其后为$724百万美元。
(3)包括长期债务和其他长期负债的利息和其他融资费用。付款是根据2022年12月31日的适用利息和外汇汇率估计的。
20. 承付款和或有事项
在正常的业务过程中，公司承诺支付某些款项。下表汇总了公司截至2022年12月31日的承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 此后 |
产品运输和加工(1) | $ | 1,171 | | | $ | 1,349 | | | $ | 1,168 | | | $ | 1,102 | | | $ | 1,052 | | | $ | 11,095 | |
西北红水合作伙伴服务通行费(2) | $ | 151 | | | $ | 152 | | | $ | 151 | | | $ | 133 | | | $ | 118 | | | $ | 4,884 | |
近海船舶和设备 | $ | 44 | | | $ | 35 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
现场设备和电力 | $ | 36 | | | $ | 27 | | | $ | 24 | | | $ | 23 | | | $ | 22 | | | $ | 215 | |
其他 | $ | 23 | | | $ | 24 | | | $ | 21 | | | $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)包括与以下内容有关的承诺20-关于跨山管道扩建的一年产品运输协议。
(2)根据加工协议，公司支付其25按比例分摊每月收费通行费的债务部分。通行费中包括$2,863以百万美元计的应付利息40-一年收费期，2058年结束(注10)。
除上述所披露的承诺外，本公司已就其各项发展项目的工程、采购及建造订立多项协议。这些合同可由公司在通知后取消，不受罚款，但须支付取消合同所产生的费用及相关费用。
本公司是在正常业务过程中发生的多起法律诉讼的被告和原告。此外，该公司还受到某些承包商施工索赔的约束。本公司相信，任何该等事项可能产生的任何负债不会对其综合财务状况产生重大影响。
21. 现金流量信息的补充披露
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
非现金营运资金变动： | | |
| |
| |
应收账款 | | $ | (441) | |
| $ | (850) | |
| $ | 284 | |
库存 | | (266) | |
| (487) | |
| 98 | |
预付费用和其他 | | (20) | |
| 39 | |
| (56) | |
其他长期资产 | | — | | | — | | | (117) | |
应付帐款 | | 537 | |
| 80 | |
| (147) | |
应计负债 | | 896 | |
| 525 | |
| (254) | |
流动所得税(负债)资产 | | (282) | |
| 1,918 | |
| (295) | |
其他长期负债 | | (196) | |
| (154) | |
| (62) | |
| | | | | | |
非现金营运资金净变动 | | $ | 228 | | | $ | 1,071 | | | $ | (549) | |
与以下内容有关： | | | | | | |
经营活动 | | $ | 79 | |
| $ | 964 | |
| $ | (166) | |
| | | | | | |
投资活动 | | 149 | |
| 107 | |
| (383) | |
| | $ | 228 | | | $ | 1,071 | | | $ | (549) | |
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，公司因融资活动而产生的负债变动情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 长期债务 | | 现金流对冲 美元债务证券 | | 租赁负债 | | 融资活动产生的负债 |
| 2020年12月31日 | | $ | 21,453 | | | $ | (28) | | | $ | 1,690 | | | $ | 23,115 | |
融资现金流的变化： | | | | | | | | |
偿还长期债务，净额(1) | | (6,779) | | | — | | | — | | | (6,779) | |
| | | | | | | | |
| 偿还Storm长期债务 | | (183) | | | — | | | — | | | (183) | |
| | | | | | | | |
支付租赁债务 | | — | | | — | | | (209) | | | (209) | |
非现金变动： | | | | | | | | |
| 承担Storm的长期债务 | | 183 | | | — | | | — | | | 183 | |
新增租约 | | — | | | — | | | 88 | | | 88 | |
外汇和公允价值变动(2) | | 20 | | | (91) | | | 15 | | | (56) | |
2021年12月31日 | | 14,694 | | | (119) | | | 1,584 | | | 16,159 | |
融资现金流的变化： | | | | | | | | |
偿还长期债务，净额(1) | | (4,010) | | | — | | | — | | | (4,010) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 结算交叉货币互换所得款项 | | — | | | 69 | | | — | | | 69 | |
支付租赁债务 | | — | | | — | | | (232) | | | (232) | |
非现金变动： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
新增租约 | | — | | | — | | | 182 | | | 182 | |
外汇和公允价值变动(2) | | 761 | | | 50 | | | 6 | | | 817 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
2022年12月31日 | | $ | 11,445 | | | $ | — | | | $ | 1,540 | | | $ | 12,985 | |
(1)包括原始发行折扣和溢价，以及直接应占交易成本。
(2)包括汇兑损失(收益)、美元债务证券现金流量对冲的公允价值变动、原始发行折价和溢价及直接应占交易成本的摊销，以及租赁负债的终止确认。
22. 分段信息
该公司的勘探和生产活动在三地理区域：北美洲、北海和非洲近海。这些活动包括原油、天然气液体和天然气的勘探、开发、生产和销售。该公司的油砂开采和升级活动与勘探和生产活动分开报告。中游和炼油活动包括该公司的管道运营、热电联产系统和西北核电站。
分段收入和分段结果包括业务分段之间的交易。考虑到所涉及的数量，各部门之间的销售以接近市场价格的价格进行。除非未实现亏损提供转让资产减值的证据，否则这些交易和任何未实现损益将在合并时冲销。对外部客户的销售基于卖家的位置。部门间抵销及其他包括内部及公司交通费及电费。未计入上述分部的生产、加工及其他购销活动亦于分部资料中列报为分部间抵销及其他。
经营部门的报告方式与提供给公司首席运营决策者的内部报告一致。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 北美 | 北海 | 非洲近海 |
(百万加元) | | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 |
细分产品销售 | | | | | | | | | | |
原油和天然气液化石油气(1) | | $ | 20,755 | | $ | 14,478 | | $ | 7,480 | | $ | 623 | | $ | 607 | | $ | 417 | | $ | 694 | | $ | 420 | | $ | 318 | |
天然气 | | 4,931 | | 2,484 | | 1,242 | | 13 | | 5 | | 12 | | 55 | | 31 | | 42 | |
其他收入和收入(2) | | 217 | | 119 | | 41 | | — | | (1) | | 3 | | 8 | | 7 | | 18 | |
细分产品销售总额 | | 25,903 | | 17,081 | | 8,763 | | 636 | | 611 | | 432 | | 757 | | 458 | | 378 | |
减去：版税 | | (3,918) | | (1,694) | | (503) | | (1) | | (1) | | (1) | | (71) | | (21) | | (16) | |
细分收入 | | 21,985 | | 15,387 | | 8,260 | | 635 | | 610 | | 431 | | 686 | | 437 | | 362 | |
分段费用 | | | | | | | | | | |
生产 | | 3,754 | | 2,963 | | 2,510 | | 437 | | 383 | | 321 | | 114 | | 91 | | 103 | |
运输、混合和原料(1) | | 6,394 | | 4,772 | | 3,393 | | 6 | | 7 | | 15 | | 1 | | 1 | | 1 | |
损耗、折旧和摊销 (3) | | 3,595 | | 3,569 | | 3,780 | | 1,747 | | 160 | | 277 | | 173 | | 142 | | 190 | |
资产报废债务增加 | | 171 | | 101 | | 97 | | 33 | | 21 | | 30 | | 7 | | 6 | | 6 | |
| 风险管理活动(商品衍生品) | | 18 | | 29 | | (20) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 从收购中获利 | | — | | (478) | | (217) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 来自西北地区的收入 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| | | | | | | | | | |
分段费用总额 | | 13,932 | | 10,956 | | 9,543 | | 2,223 | | 571 | | 643 | | 295 | | 240 | | 300 | |
分段收益(亏损) | | $ | 8,053 | | $ | 4,431 | | $ | (1,283) | | $ | (1,588) | | $ | 39 | | $ | (212) | | $ | 391 | | $ | 197 | | $ | 62 | |
非分段费用 | | | | | | | | | | |
行政管理 | | | | | | | | | | |
基于股份的薪酬 | | | | | | | | | | |
利息和其他融资费用 | | | | | | | | | | |
风险管理活动(其他) | | | | | | | | | | |
汇兑损失(收益) | | | | | | | | | | |
投资(收益)损失 | | | | | | | | | | |
未分段支出总额 | | | | | | | | |
税前收益(亏损) | | | | | | | | | | |
当期所得税 | | | | | | | | | | |
递延所得税 | | | | | | | | | | |
净收益(亏损) | | | | | | | | | | |
(1)包括与油砂开采和升级部门的第三方沥青和其他购买的原料加工相关的混合和原料成本。
(2)包括柴油和其他精炼产品的销售和其他收入，包括政府赠款和与联合业务伙伴分摊的租赁合同费用相关的回收。
(3)包括$1,6202022年12月31日，与北海尼年油田相关的耗竭、折旧和摊销的可回收费用为100万欧元。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
*油砂开采 和升级 | 中游与炼油 | *细分市场间 淘汰和其他 | 总计 |
| 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
| $ | 20,804 | | $ | 14,033 | | $ | 7,389 | | $ | 80 | | $ | 78 | | $ | 83 | | $ | 53 | | $ | (360) | | $ | (108) | | $ | 43,009 | | $ | 29,256 | | $ | 15,579 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | 237 | | 196 | | 182 | | 5,236 | | 2,716 | | 1,478 | |
| 149 | | 73 | | 139 | | 906 | | 681 | | 202 | | 5 | | 3 | | 31 | | 1,285 | | 882 | | 434 | |
| 20,953 | | 14,106 | | 7,528 | | 986 | | 759 | | 285 | | 295 | | (161) | | 105 | | 49,530 | | 32,854 | | 17,491 | |
| (3,242) | | (1,081) | | (78) | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (7,232) | | (2,797) | | (598) | |
| 17,711 | | 13,025 | | 7,450 | | 986 | | 759 | | 285 | | 295 | | (161) | | 105 | | 42,298 | | 30,057 | | 16,893 | |
| | | | | | | | | | | |
| 4,076 | | 3,414 | | 3,114 | | 271 | | 234 | | 184 | | 60 | | 67 | | 48 | | 8,712 | | 7,152 | | 6,280 | |
| 2,652 | | 1,505 | | 881 | | 691 | | 550 | | 181 | | 229 | | (231) | | 27 | | 9,973 | | 6,604 | | 4,498 | |
| 1,822 | | 1,838 | | 1,784 | | 16 | | 15 | | 15 | | — | | — | | — | | 7,353 | | 5,724 | | 6,046 | |
| 70 | | 57 | | 72 | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 281 | | 185 | | 205 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | 18 | | 29 | | (20) | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | (478) | | (217) | |
| — | | — | | — | | — | | (400) | | — | | — | | — | | — | | — | | (400) | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 8,620 | | 6,814 | | 5,851 | | 978 | | 399 | | 380 | | 289 | | (164) | | 75 | | 26,337 | | 18,816 | | 16,792 | |
| $ | 9,091 | | $ | 6,211 | | $ | 1,599 | | $ | 8 | | $ | 360 | | $ | (95) | | $ | 6 | | $ | 3 | | $ | 30 | | $ | 15,961 | | $ | 11,241 | | $ | 101 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 415 | | 366 | | 391 | |
| | | | | | | | | 804 | | 514 | | (82) | |
| | | | | | | | | 549 | | 711 | | 756 | |
| | | | | | | | | (53) | | 7 | | 13 | |
| | | | | | | | | 738 | | (127) | | (275) | |
| | | | | | | | | (196) | | (141) | | 171 | |
| | | | | | | | | 2,257 | | 1,330 | | 974 | |
| | | | | | | | | 13,704 | | 9,911 | | (873) | |
| | | | | | | | | 2,906 | | 1,848 | | (257) | |
| | | | | | | | | (139) | | 399 | | (181) | |
| | | | | | | | | $ | 10,937 | | $ | 7,664 | | $ | (435) | |
资本支出(1)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 |
| 网络 支出 | | 非现金和公允价值变动(2) | | 大写 成本 | | 网络 支出 | | 非现金 和公允价值 变化(2) | | 大写 成本 |
| | | | | | | | | | | |
探索和 评估资产 | | | | | | | | | | | |
探索和 中国的生产。 | | | | | | | | | | | |
北美 | $ | 28 | | | $ | (59) | | | $ | (31) | | | $ | (7) | | | $ | (36) | | | $ | (43) | |
| 非洲近海 | 5 | | | — | | | 5 | | | 8 | | | — | | | 8 | |
| 油砂开采与升级 | — | | | — | | | — | | | — | | | (150) | | | (150) | |
| | 33 | | | (59) | | | (26) | | | 1 | | | (186) | | | (185) | |
| | | | | | | | | | | |
财产、厂房和设备 | | | | | | | | | | | |
探索和 中国的生产。 | | | | | | | | | | | |
北美(3) | 3,105 | | | 136 | | | 3,241 | | | 2,486 | | | 1,351 | | | 3,837 | |
北海 | 126 | | | 177 | | | 303 | | | 173 | | | 38 | | | 211 | |
非洲近海 | 119 | | | (44) | | | 75 | | | 54 | | | (6) | | | 48 | |
| 3,350 | | | 269 | | | 3,619 | | | 2,713 | | | 1,383 | | | 4,096 | |
油砂开采与升级(4) | 1,719 | | | (843) | | | 876 | | | 1,747 | | | (601) | | | 1,146 | |
中游与炼油 | 9 | | | (1) | | | 8 | | | 9 | | | — | | | 9 | |
总办事处 | 25 | | | — | | | 25 | | | 23 | | | — | | | 23 | |
| 5,103 | | | (575) | | | 4,528 | | | 4,492 | | | 782 | | | 5,274 | |
| $ | 5,136 | | | $ | (634) | | | $ | 4,502 | | | $ | 4,493 | | | $ | 596 | | | $ | 5,089 | |
(1)本表对附注6和附注7中报告的资本化成本与现金流量表投资活动一节中报告的支出净额进行了核对。对账排除了外汇调整的影响。
(2)取消确认、资产报废债务、勘探和评估资产的转让以及其他公允价值调整。
(3)包括支付的现金代价$771万用于在2021年收购Storm。
(4)净支出包括购买52021年现有油砂租赁的净附带权益百分比。
细分资产
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
勘探和生产 | | | | |
北美 | | $ | 31,135 | | | $ | 30,645 | |
| 北海 | | 378 | | | 1,561 | |
| 非洲近海 | | 1,322 | | | 1,332 | |
| 其他 | | 54 | | | 40 | |
油砂开采与升级 | | 42,102 | | | 42,016 | |
中游与炼油 | | 979 | | | 886 | |
总办事处 | | 172 | | | 185 | |
| | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | |
23. 董事及高级管理人员的薪酬
非管理董事的薪酬
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
赚取的费用 | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
高级管理人员的薪酬 (1)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
薪金 | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
基于普通股期权的奖励 | | 12 | | | 10 | | | 9 | |
年度奖励计划 | | 5 | | | 6 | | | 4 | |
长期激励计划 | | 18 | | | 19 | | | 14 | |
| | | | | | |
| | $ | 37 | | | $ | 37 | | | $ | 29 | |
(1)上文确认的高级管理层与本公司于各年度向股东发出的资料通函中披露的被点名高级管理人员一致。
加拿大自然资源有限公司
| | |
管理层的讨论与分析 截至2022年12月31日止的年度 |
2023年3月1日 |
目录表
| | | | | |
定义和缩写 | 2 |
咨询 | 3 |
目标和战略 | 5 |
财务和运营亮点 | 6 |
营商环境 | 10 |
产品销售的变化分析 | 12 |
日产量 | 13 |
| |
勘探和生产 | 15 |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
油砂开采与升级 | 19 |
中游与炼油 | 21 |
公司和其他 | 22 |
| |
| |
| |
| |
| |
资本支出净额 | 25 |
| |
流动性与资本资源 | 26 |
承付款和或有事项 | 29 |
| |
| |
储量 | 30 |
| |
风险和不确定性 | 31 |
环境 | 32 |
| |
| |
会计政策和准则 | 36 |
| |
控制环境 | 38 |
非公认会计准则和其他财务指标 | 39 |
展望 | 45 |
其他 | 45 |
| |
| |
定义和缩写
| | | | | |
AECO | 艾伯塔省天然气参考位置 |
AIF | 年度信息表 |
AOSP | 阿萨巴斯卡油砂项目 |
应用编程接口 | 美国石油学会标尺上测量的比重(度) |
阿罗 | 资产报废债务 |
Bbl | 枪管 |
Bbl/d | 每天的桶数 |
Bcf | 十亿立方英尺 |
Bcf/d | 10亿立方英尺/天 |
沥青 | 一种天然存在的固体或半固体碳氢化合物，主要由较重的碳氢化合物组成，这些碳氢化合物太重或太厚，在储集层条件下无法流动，可用热原地采油方法以经济的速度开采 |
教委会 | 桶油当量 |
BoE/d | 每天桶油当量 |
布伦特原油 | 日期为布伦特原油 |
C$ | 加元 |
年复合增长率 | 复合年增长率 |
资本支出 | 资本支出 |
公司2 | 二氧化碳 |
公司2e | 二氧化碳当量 |
原油 | 包括轻质和中质原油、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油、沥青(热油)和合成原油 |
CSS | 蒸汽吞吐周期 |
提高采收率 | 提高采收率 |
E&P | 勘探和生产 |
FASB | 财务会计准则委员会 |
浮式生产储油船 | 浮式生产、储存和卸油船 |
温室气体 | 温室气体 |
GJ | 千兆焦耳 |
GJ/d | 吉焦耳/天 |
地平线 | 地平线油砂 |
国际会计准则委员会 | 国际会计准则理事会 |
| 银行同业拆借利率 | 同业拆借利率 |
| | | | | |
国际财务报告准则 | 国际财务报告准则 |
伦敦银行同业拆借利率 | 伦敦银行间同业拆借利率 |
Mbbl | 千桶 |
Mbbl/d | 每天千桶 |
MBOE | 千桶油当量 |
MBOE/d | 每天千桶油当量 |
麦克夫 | 千立方英尺 |
麦克菲 | 千立方英尺当量 |
MCF/d | 千立方英尺/天 |
MMbbl | 百万桶 |
Mmboe | 百万桶油当量 |
MMBtu | 百万英热单位 |
MMCF | 百万立方英尺 |
MMCF/d | 百万立方英尺/天 |
NGL | 天然气液体 |
| NWRP | 西北红水伙伴关系 |
纽约商品交易所 | 纽约商品交易所 |
纽交所 | 纽约证券交易所 |
欧佩克+ | 石油输出国组织加 |
PRT | 石油所得税 |
SAGD | 蒸汽辅助重力排水 |
上海合作组织 | 合成原油 |
美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
| 软性 | 有担保的隔夜融资利率 |
Tcf | 万亿立方英尺 |
多伦多证券交易所 | 多伦多证券交易所 |
英国 | 英国 |
我们 | 美国 |
美国公认会计原则 | 美国公认会计原则 |
美元 | 美元 |
WCS | 加拿大西部精选 |
WCS重型差速器 | WCS与WTI的显著差异 |
WTI | 俄克拉荷马州库欣的西德克萨斯中质油参考地点 |
咨询
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。披露与现有和未来开发有关的计划和预期结果，包括但不限于以下方面：公司在Horizon、AOSP、PrimRose热油项目、鹈鹕湖水和聚合物驱项目、Kirby热油砂体项目、Jack Fish热油砂体项目以及西北红水沥青提升机和炼油厂的资产；第三方建造或扩建现有的管道能力或公司可能依赖的其他运输沥青、原油、天然气、NGL或SCO的方式；技术和技术创新的开发和部署；本新闻稿包含的前瞻性表述包括，公司完成其增长项目并实现负责任和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，这些也构成前瞻性表述。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：总体经济和商业状况(包括新型冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的影响、欧佩克+的行动和通胀)，这些情况可能会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，包括由于欧佩克+针对新冠肺炎或其他原因采取的行动；货币和利率的波动；公司当前目标所基于的假设；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、钻井和其他设备的可用性和成本；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适当运输的能力；公司沥青产品的开采、提取或升级的意外中断或延误；与勘探或开发项目或资本支出有关的计划的可能延迟或变化；公司吸引建设、维护和运营其热力和油砂开采项目所需劳动力的能力；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存在的经营危险和其他困难；融资的可用性和成本；公司及其子公司勘探和开发活动的成功以及取代和扩大原油和天然气储量的能力；公司达到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；储量估计和对目前未被归类为已证实的原油、天然气和NGL的可采数量估计的不准确；政府当局的行动(包括政府强制的减产)；政府法规和遵守这些法规所需的支出(特别是安全和环境法律法规以及气候变化举措对资本支出和生产费用的影响)；资产报废义务；公司的流动资金充足，以支持其增长战略和维持其短期、中期和长期的运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司税收拨备的充分性；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。
关于非公认会计准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中包含的公司非GAAP和其他财务衡量标准的描述，以及与最直接可比的GAAP衡量标准的对账，如适用，请参见本MD&A的“非GAAP和其他财务衡量标准”部分.
关于货币、财务信息、生产和储备的特别说明
本MD&A应与截至2022年12月31日的年度经审计的综合财务报表一并阅读。它还应与公司截至2022年12月31日的三个月和年度的MD&A一起阅读。除另有说明外，所有美元金额均以百万加元为单位。公司的综合财务报表和本MD&A是根据国际会计准则委员会发布的国际财务报告准则编制的。
生产量、每单位统计数据和储量数据在整个MD&A中以“未计特许权使用费”或“公司毛利”为基础列报，实现价格是扣除混合和原料成本后的净额，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。
以下讨论和分析主要参考公司2022年与2021年和2020年的财务业绩，除非另有说明。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，包括截至2022年12月31日的三个月和年度的季度MD&A、截至2022年12月31日的年度信息表和截至2022年12月31日的年度的经审计的综合财务报表，均可在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的日期为2023年3月1日。
目标和战略
该公司的目标是增加原油和天然气的产量、储量、现金流和资产净值(1)通过对其现有原油和天然气资产的经济和可持续发展，以及通过发现和/或收购新的储量，按每股普通股计算。公司以可持续和负责任的方式努力实现这些目标，坚持环境管理和卓越安全的承诺。
公司通过为其每个产品和细分市场制定明确的增长和价值提升计划来努力实现这些目标。该公司对增长和投资采取平衡的方式，专注于创造长期股东价值。该公司通过维持以下方式来分配资本：
▪其产品平衡，即轻、中质原油和液化石油气、初级重质原油、鹈鹕湖重质原油(2)、沥青(热油)、上海合作组织和天然气；
▪规模大、平衡、多元化、高质量、长寿命、低下降的资产基础；
▪收购、开发和勘探之间的平衡；
▪债务融资来源和条件之间的平衡以及强大的财务状况；以及
▪在整个决策过程中致力于环境管理。
公司的三阶段原油营销战略包括：
▪将各种原油蒸气与稀释剂混合，以创造更具吸引力的原料；
▪支持和参与管道扩展和/或新增加；以及
▪支持和参与增加重质原油和沥青(热油)下游转化能力的项目。
运营纪律、安全、有效和高效的运营以及成本控制是公司的基础，并遵循公司使命声明的关键部分：“正确地做好它”。通过在行业的所有周期内始终如一地管理成本，该公司相信它将实现持续增长。有效和高效的运营和成本控制是通过发展区域知识，以及通过在公司物业中保持高度的工作兴趣和经营者地位来实现的。
公司致力于保持强劲的资产负债表和灵活的资本结构。该公司相信，它已经建立了必要的财务能力，以完成其增长项目。此外，公司定期利用其风险管理对冲计划，以降低商品价格和外汇汇率波动的风险，并支持公司资本支出计划的现金流。
战略增值收购是公司战略的重要组成部分。该公司利用内部产生的现金流以及债务和股权融资的组合，有选择地收购在其核心领域产生未来现金流的物业。该公司的财务纪律、对强大资产负债表的承诺以及内部产生现金流的能力为负责任和可持续的长期增长提供了手段。
(1)原油和天然气储量的贴现价值加上未探明土地的价值减去净债务。
(2)鹈鹕湖重质原油是12-17ºAPI油，由于较低的生产成本和较低的特许权使用费，可获得中等质量的原油净收益。
财务和运营亮点
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每股普通股金额) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
产品销售(1) | | $ | 49,530 | | | $ | 32,854 | | | $ | 17,491 | |
原油和天然气液化石油气 | | $ | 43,009 | | | $ | 29,256 | | | $ | 15,579 | |
天然气 | | | | $ | 5,236 | | | $ | 2,716 | | | $ | 1,478 | |
净收益(亏损) | | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
每股普通股 | | -基本 | | $ | 9.64 | | | $ | 6.49 | | | $ | (0.37) | |
| | -稀释 | | $ | 9.52 | | | $ | 6.46 | | | $ | (0.37) | |
调整后的营业净收益(亏损)(2) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 11.33 | | | $ | 6.28 | | | $ | (0.64) | |
| | -稀释(3) | | $ | 11.19 | | | $ | 6.25 | | | $ | (0.64) | |
经营活动的现金流 | | $ | 19,391 | | | $ | 14,478 | | | $ | 4,714 | |
调整后的资金流动(2) | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | | | $ | 5,200 | |
每股普通股 | | -基本(3) | | $ | 17.44 | | | $ | 11.63 | | | $ | 4.40 | |
| | -稀释(3) | | $ | 17.22 | | | $ | 11.57 | | | $ | 4.40 | |
宣布的每股普通股股息(4) | | $ | 4.60 | | | $ | 2.00 | | | $ | 1.70 | |
总资产 | | $ | 76,142 | | | $ | 76,665 | | | $ | 75,276 | |
长期负债总额 | | $ | 29,316 | | | $ | 32,298 | | | $ | 37,818 | |
用于投资活动的现金流 | | $ | 4,987 | | | $ | 3,703 | | | $ | 2,819 | |
资本支出净额(2) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
平均实现价格 | | | |
| |
| | |
原油和NGL-勘探和生产(美元/桶)(3) | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
天然气-勘探和生产(美元/mcf)(5) | | $ | 6.55 | | | $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
上海合作组织-油砂开采和升级(美元/桶)(3) | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
未扣除特许权使用费的日产量(BOE/d) | | 1,281,434 | | | 1,234,906 | | | 1,164,136 | |
原油和天然气(桶/天) | | 933,149 | | | 952,404 | | | 917,958 | |
天然气(MMcf/d)(6) | | 2,090 | | | 1,695 | | | 1,477 | |
| | | | | | |
| | | | | | | | |
(1)与产品销售有关的进一步细节在公司经审计的综合财务报表附注22中披露。
(2)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(4)2022年11月2日，董事会批准将季度股息从每股0.75美元增加到每股0.85美元，增幅为13%。2022年8月3日，董事会批准了每股普通股1.50美元的特别股息。2022年3月2日，董事会批准将季度股息从每股0.5875美元增加到每股0.75美元，增幅为28%。2021年11月3日，董事会批准将季度股息从每股普通股0.47美元增加到每股0.5875美元，增幅为25%。2021年3月3日，董事会批准将季度股息从每股0.425美元增加到每股0.47美元，增幅为11%。2020年3月4日，董事会批准将季度股息从每股0.425美元增加到每股0.375美元，增幅为13%。
(5)计算方法为天然气销售额除以销售量。
(6)天然气产量接近销售量。
合并净收益(亏损)和调整后净收益(亏损)
2022年，该公司报告净收益为109.37亿美元，而2021年为76.64亿美元(2020-净亏损4.35亿美元)。2022年的净收益包括税后非营业项目19.26亿美元，而2021年的净收益为2.44亿美元(2020-3.21亿美元)，涉及以股份为基础的薪酬、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)损失、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年调整后的运营净收益为128.63亿美元，而2021年为74.2亿美元(2020年调整后的运营净亏损为7.56亿美元)。
与2021年相比，2022年净收益和调整后运营净收益的增长主要反映在：
▪原油价格上涨，NGL净值回升 (1)和北美地区的原油销售量；
▪勘探和生产部门的天然气净额和天然气销售量增加；以及
▪实现的上海合作组织销售价格更高 (1)在油砂开采和升级领域；
部分偏移量：
▪降低上合组织在油砂开采和升级领域的销售量。
本MD&A的“产品销售变化分析”部分提供了公司产品销售变化的详细对账。
基于股份的薪酬、风险管理活动、汇率波动、收购收益、净资产收益和投资(收益)损失的影响，也是2022年净收益从2021年开始变动的原因。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。
经营活动的现金流量和调整后的资金流
2022年来自运营活动的现金流为193亿9100万美元，而2021年为144.78亿美元(2020年为47.14亿美元)。自2021年起，2022年业务活动的现金流出现波动，主要是由于先前提到的与业务调整后净收益(亏损)波动有关的因素，以及非现金营运资本净变化的影响。
2022年调整后的资金流为1979.1亿美元(每股普通股17.44美元)，而2021年为137.33亿美元(每股普通股11.63美元)(2020年-52亿美元；每股普通股4.40美元)。2022年调整后资金流的波动主要是由于上述与经营活动现金流波动有关的因素，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。
生产量
2022年未扣除特许权使用费的原油和NGL产量为933,149桶/日，与2021年的952,404桶/日(2020-917,958桶/日)相当。2022年未扣除特许权使用费的天然气产量增长了23%，从2021年的1,695 MMcf/d增至平均2,090 MMcf/d(2020-1,477 MMcf/d)。2022年未扣除特许权使用费的总产量为1,281,434 BOE/d，比2021年的1,234,906 BOE/d(2020-1,164,136 BOE/d)增长了4%。在本MD&A的“日常生产”部分，详细讨论了原油、NGL和天然气的产量。
产品价格
在公司的勘探和生产部门，2022年实现了原油和NGL价格(1)从2021年的每桶63.71美元上涨到平均每桶90.64美元(2020年-每桶31.90美元)，2022年实现的天然气价格从2021年的每立方米4.07美元上涨到平均6.55美元(2020年-每立方米2.40美元)。在油砂开采和升级领域，公司2022年实现SCO销售价格由2021年的每桶77.95美元(2020年至每桶43.98美元)上涨51%至平均每桶117.69美元。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。
(1)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
生产费用
在公司的勘探和生产部门，2022年原油和NGL生产费用(1)从2021年的每桶14.71美元(2020年-每桶12.42美元)上涨24%至平均每桶18.17美元，以及天然气生产支出(1)2022年平均为每立方米1.22美元，比2021年的1.18美元增长了3%(2020年-每立方米1.18美元)。在油砂开采和升级领域，公司2022年的生产费用(1)平均每桶26.04美元，比2021年的每桶20.91美元(2020年-每桶20.46美元)增长了25%。在本MD&A的“勘探与生产”和“油砂开采与升级”部分详细讨论了原油、NGL和天然气生产费用。
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每股普通股金额) | | | | | | | | |
| 2022 | 总计 | | 12月31日 | | 9月30日 | | 6月30日 | | 3月31日 |
产品销售(1) | $ | 49,530 | | | $ | 11,012 | | | $ | 12,574 | | | $ | 13,812 | | | $ | 12,132 | |
原油和天然气液化石油气 | $ | 43,009 | | | $ | 9,508 | | | $ | 11,001 | | | $ | 11,727 | | | $ | 10,773 | |
天然气 | $ | 5,236 | | | $ | 1,287 | | | $ | 1,342 | | | $ | 1,605 | | | $ | 1,002 | |
净收益 | $ | 10,937 | | | $ | 1,520 | | | $ | 2,814 | | | $ | 3,502 | | | $ | 3,101 | |
每股普通股净收益 | | | | | | | | | |
-基本 | $ | 9.64 | | | $ | 1.37 | | | $ | 2.52 | | | $ | 3.04 | | | $ | 2.66 | |
-稀释 | $ | 9.52 | | | $ | 1.36 | | | $ | 2.49 | | | $ | 3.00 | | | $ | 2.63 | |
| | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每股普通股金额) | | | | | | | | |
| 2021 | 总计 | | 12月31日 | | 9月30日 | | 6月30日 | | 3月31日 |
产品销售(1) | $ | 32,854 | | | $ | 10,190 | | | $ | 8,521 | | | $ | 7,124 | | | $ | 7,019 | |
原油和天然气液化石油气 | $ | 29,256 | | | $ | 8,979 | | | $ | 7,607 | | | $ | 6,382 | | | $ | 6,288 | |
天然气 | $ | 2,716 | | | $ | 958 | | | $ | 694 | | | $ | 509 | | | $ | 555 | |
净收益 | $ | 7,664 | | | $ | 2,534 | | | $ | 2,202 | | | $ | 1,551 | | | $ | 1,377 | |
每股普通股净收益 | | | | | | | | | |
-基本 | $ | 6.49 | | | $ | 2.16 | | | $ | 1.87 | | | $ | 1.31 | | | $ | 1.16 | |
-稀释 | $ | 6.46 | | | $ | 2.14 | | | $ | 1.86 | | | $ | 1.30 | | | $ | 1.16 | |
(1)与产品销售有关的进一步细节在公司经审计的综合财务报表附注22中披露。
(1)计算方法为各自的生产费用除以各自的销售量。
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；西德克萨斯中质原油与西德克萨斯中质原油在北美的巨大价差的影响；以及西德克萨斯中质原油与布伦特原油在国际细分市场中基准定价差异的影响。
▪天然气定价--天然气需求和库存储存水平的波动、第三方管道维护和中断、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-这些因素包括：柯尔比和杰克鱼热油砂项目产量的波动；迎春花热油项目周期性导致的产量波动；本公司在北美和国际地区钻探计划的波动；自然下降率；油砂开采和升级领域周转和停产的影响；以及新冠肺炎期间需求下降导致停产的影响。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部的钻探计划导致的产量波动、自然衰退率、2021年期间Pine River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。
▪制作费用-主要由于服务需求和成本、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-由于销售量变化引起的波动，包括收购和处置的影响和时机、已探明储量、资产报废债务、与原油和天然气勘探相关的发现和开发成本、开发本公司已探明的未开发储量的估计未来成本、因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周转和停产的影响，以及与北海尼尼安油田储量注销相关的可采费用。
▪基于股份的薪酬-本公司以股份为基础的赔偿责任因公允市值计量而引起的波动。
▪风险管理-由于确认按市价计价和随后结算公司风险管理活动的损益而产生的波动。
▪利息支出 –由于长期债务水平变化而引起的波动，以及基准利率变动对未偿还浮动利率长期债务和应计利息的影响。
▪外汇--由于销售价格主要基于以美元计价的基准，加元相对于美元的波动影响了公司的原油和天然气销售的实现价格。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。
▪收购收益、投资(收益)损失和NWRP收入-由于对收购收益的确认、对PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票的投资(收益)亏损以及2021年西北石油公司的分配而导致的波动。
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，公司公布了2023年基础资本预算 (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年以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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(年平均) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
WTI基准价(美元/桶) | | $ | 94.23 | |
| $ | 67.96 | | | $ | 39.40 | |
注明日期的布伦特基准价格(美元/桶) | | $ | 99.80 | |
| $ | 70.49 | | | $ | 42.27 | |
西德克萨斯中质原油与西德克萨斯中质原油的巨大差异(美元/桶) | | $ | 18.26 | |
| $ | 13.04 | | | $ | 12.57 | |
上海合作组织价格(美元/桶) | | $ | 98.66 | |
| $ | 66.36 | | | $ | 36.26 | |
凝析油基准价格(美元/桶) | | $ | 93.69 | |
| $ | 68.24 | | | $ | 36.97 | |
凝析油与西德克萨斯中质原油的差额(美元/桶) | | $ | 0.54 | | | $ | (0.28) | | | $ | 2.43 | |
纽约商品交易所基准价格(美元/MMBtu) | | $ | 6.64 | |
| $ | 3.85 | | | $ | 2.08 | |
AECO基准价(加元/GJ) | | $ | 5.28 | |
| $ | 3.38 | | | $ | 2.12 | |
美元/加元平均汇率(美元) | | $ | 0.7686 | |
| $ | 0.7979 | | | $ | 0.7454 | |
美元/加元年终汇率(美元) | | $ | 0.7389 | | | $ | 0.7901 | | | $ | 0.7840 | |
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。
(1)非公认会计准则财务衡量标准。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衡量标准。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。
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。2022年WTI平均为每桶94.23美元，比2021年的每桶67.96美元增长了39%(2020年-每桶39.40美元)。
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。2022年，布伦特原油的平均价格为每桶99.80美元，比2021年的每桶70.49美元增长了42%(2020年-每桶42.27美元)。
2022年西德克萨斯中质原油和布伦特原油价格较2021年上涨，主要反映了俄罗斯入侵乌克兰的影响，欧佩克+决定遵守先前商定的减产协议，以及由于经济状况改善而导致全球对原油的需求增加，原因是早先减少了对新冠肺炎的限制。
WCS的巨大差异在2022年平均为每桶18.26美元，而2021年为每桶13.04美元(2020年-每桶12.57美元)。2022年WCS与2021年的巨大价差扩大，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。
上海合作组织2022年的平均价格为每桶98.66美元，比2021年的每桶66.36美元(2020年-每桶36.26美元)上涨了49%。上海合作组织2022年定价比2021年有所提高，主要反映了WTI基准定价的提高。
2022年纽约商品交易所天然气平均价格为6.64美元/MMBtu，比2021年的3.85美元/MMBtu上涨了72%(2020-2.08美元/MMBtu)。纽约商品交易所2022年天然气价格较2021年上涨，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。
AECO天然气价格在2022年平均为每GJ 5.28美元，比2021年的每GJ 3.38美元上涨了56%(2020年-每GJ 2.12美元)。2022年AECO天然气价格较2021年上涨，主要反映了较低的存储水平和NYMEX基准定价的提高。
产品销售的变化分析
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 由于以下原因造成的更改 | | | | 由于以下原因造成的更改 | | |
(百万美元) | 2020 | | 卷数 | | 价格 | | 其他 | | 2021 | | 卷数 | | 价格 | | 其他 | | 2022 | |
北美 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然气液化石油气 | $ | 7,480 | | | $ | 82 | | | $ | 6,916 | | | $ | — | | | $ | 14,478 | | | $ | 286 | | | $ | 5,991 | | | $ | — | | | $ | 20,755 | |
天然气 | 1,242 | | | 193 | | | 1,049 | | | — | | | 2,484 | | | 584 | | | 1,863 | | | — | | | 4,931 | |
其他(1) | 41 | | | — | | | — | | | 78 | | | 119 | | | — | | | — | | | 98 | | | 217 | |
| 8,763 | | | 275 | | | 7,965 | | | 78 | | | 17,081 | | | 870 | | | 7,854 | | | 98 | | | 25,903 | |
北海 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然气液化石油气 | 417 | | | (72) | | | 262 | | | — | | | 607 | | | (183) | | | 199 | | | — | | | 623 | |
天然气 | 12 | | | (8) | | | 1 | | | — | | | 5 | | | (2) | | | 10 | | | — | | | 13 | |
其他(1) | 3 | | | — | | | — | | | (4) | | | (1) | | | — | | | — | | | 1 | | | — | |
| 432 | | | (80) | | | 263 | | | (4) | | | 611 | | | (185) | | | 209 | | | 1 | | | 636 | |
非洲近海 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然气液化石油气 | 318 | | | (68) | | | 170 | | | — | | | 420 | | | 45 | | | 229 | | | — | | | 694 | |
天然气 | 42 | | | (9) | | | (2) | | | — | | | 31 | | | 2 | | | 22 | | | — | | | 55 | |
其他(1) | 18 | | | — | | | — | | | (11) | | | 7 | | | — | | | — | | | 1 | | | 8 | |
| 378 | | | (77) | | | 168 | | | (11) | | | 458 | | | 47 | | | 251 | | | 1 | | | 757 | |
油砂开采与升级 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
原油和天然气液化石油气 | 7,389 | | | 560 | | | 6,084 | | | — | | | 14,033 | | | (592) | | | 7,363 | | | — | | | 20,804 | |
其他(1) | 139 | | | — | | | — | | | (66) | | | 73 | | | — | | | — | | | 76 | | | 149 | |
| 7,528 | | | 560 | | | 6,084 | | | (66) | | | 14,106 | | | (592) | | | 7,363 | | | 76 | | | 20,953 | |
中游与炼油 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 中游活动 | 83 | | | — | | | — | | | (5) | | | 78 | | | — | | | — | | | 2 | | | 80 | |
成品油销售及其他(1) | 202 | | | — | | | — | | | 479 | | | 681 | | | — | | | — | | | 225 | | | 906 | |
| 285 | | | — | | | — | | | 474 | | | 759 | | | — | | | — | | | 227 | | | 986 | |
部门间消除和其他 (2) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 产品销售 | 74 | | | — | | | — | | | (238) | | | (164) | | | — | | | — | | | 454 | | | 290 | |
其他(1) | 31 | | | — | | | — | | | (28) | | | 3 | | | — | | | — | | | 2 | | | 5 | |
| 105 | | | — | | | — | | | (266) | | | (161) | | | — | | | — | | | 456 | | | 295 | |
总计 | $ | 17,491 | | | $ | 678 | | | $ | 14,480 | | | $ | 205 | | | $ | 32,854 | | | $ | 140 | | | $ | 15,677 | | | $ | 859 | | | $ | 49,530 | |
(1)包括柴油和其他精炼产品的销售和其他收入，包括政府赠款和与联合业务伙伴分摊的租赁合同费用相关的回收。
(2)扣除内部运输和电费，并包括不包括在上述分部内的生产、加工和其他购销活动。
产品销售额从2021年的328.54亿美元(2020年-174.91亿美元)增长了51%，2022年达到495.3亿美元。产品销售额的增长主要是由于WTI基准定价增加，这是由于经济状况改善导致对精炼产品的需求增加。在本MD&A的“商业环境”、“勘探和生产”以及“油砂开采和升级”部分，详细讨论了原油、NGL和天然气定价。
2022年，该公司3%的原油、天然气和天然气产品销售来自北美以外的地区(2021年-3%；2020年-5%)。2022年，北海占原油、NGL和天然气产品销售额的1%(2021-2%；2020-3%)，离岸非洲占2022年原油、NGL和天然气产品销售额的2%(2021-1%；2020-2%)。
日产量
每日生产，未计入特许权使用费
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然气液化石油气(bbl/d) |
|
| |
北美-勘探和生产 | 479,971 | | 472,621 | | 460,443 | |
北美--油砂开采和升级(1) | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 国际-勘探和生产 | | | |
北海 | 12,890 | | 17,633 | | 23,142 | |
非洲近海 | 14,343 | | 14,017 | | 17,022 | |
国际合计(2) | 27,233 | | 31,650 | | 40,164 | |
原油总量和天然气负荷量 | 933,149 | | 952,404 | | 917,958 | |
天然气(MMcf/d)(3) | | | |
北美 | 2,075 | | 1,680 | | 1,450 | |
| 国际 | | | |
北海 | 2 | | 3 | | 12 | |
非洲近海 | 13 | | 12 | | 15 | |
| 国际合计 | 15 | | 15 | | 27 | |
天然气总量 | 2,090 | | 1,695 | | 1,477 | |
总桶油当量(BOE/d) | 1,281,434 | | 1,234,906 | | 1,164,136 | |
产品组合 | | | |
轻质和中质原油及液化天然气 | 11% | 10% | 11% |
鹈鹕湖重质原油 | 4% | 5% | 5% |
原生重质原油 | 5% | 5% | 6% |
沥青(热油) | 20% | 21% | 21% |
合成原油(1) | 33% | 36% | 36% |
天然气 | 27% | 23% | 21% |
占总收入的百分比 (1) (4) | | | |
| (不包括中游和炼油业务营收) | | | |
原油和天然气液化石油气 | 88% | 91% | 91% |
天然气 | 12% | 9% | 9% |
(1)未计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量。
(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
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然气液化石油气(bbl/d) |
|
| |
北美-勘探和生产 | 374,089 | | 404,637 | | 420,906 | |
北美--油砂开采和升级 | 351,740 | | 410,385 | | 413,363 | |
| 国际-勘探和生产 | | | |
北海 | 12,849 | | 17,588 | | 23,086 | |
非洲近海 | 12,972 | | 13,354 | | 16,306 | |
| 国际合计 | 25,821 | | 30,942 | | 39,392 | |
原油总量和天然气负荷量 | 751,650 | | 845,964 | | 873,661 | |
天然气(MMcf/d) | | | |
北美 | 1,885 | | 1,593 | | 1,406 | |
| 国际 | | | |
北海 | 2 | | 3 | | 12 | |
非洲近海 | 11 | | 11 | | 14 | |
| 国际合计 | 13 | | 14 | | 26 | |
天然气总量 | 1,898 | | 1,607 | | 1,432 | |
总桶油当量(BOE/d) | 1,068,063 | | 1,113,878 | | 1,112,364 | |
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。
未扣除特许权使用费的2022年总产量平均为1,281,434 BOE/d，比2021年的1,234,906 BOE/d(2020-1,164,136 BOE/d)增长了4%。
2022年特许权使用费前的原油和NGL产量平均为933,149桶/天，与2021年的952,404桶/天(2020-917,958桶/天)相当。
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。
未扣除特许权使用费的天然气产量占公司2022年总产量的27%(按京东方计算)。2022年天然气产量为2,090 MMcf/d，较2021年的1,695 MMcf/d(2020-1,477 MMcf/d)增长23%。2022年天然气产量较2021年的增长主要反映了强劲的钻探结果和2021年完成的收购，但被天然气田下降和2022年第四季度末极端寒冷天气条件的影响部分抵消。
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
2022年北美原油和NGL在特许权使用费前的平均产量为479,971桶/天，与2021年的472,621桶/天(2020-460,443桶/天)相当。
2022年扣除特许权使用费前的热油产量平均为252,018桶/天，比2021年的259,284桶/天(2020-248,971桶/天)下降了3%。2022年热油产量较2021年的下降主要反映了天然油田的减少。
未计特许权使用费的鹈鹕湖重质原油产量在2022年平均为50,333桶/天，较2021年的54,390桶/天(2020-56,535桶/天)下降了7%，主要反映了2022年暂时性的注入量减少以及天然油田的减少。
2022年未扣除特许权使用费的天然气产量平均为2,075 MMcf/d，比2021年的1,680 MMcf/d增长了24%(2020-1,450 MMcf/d)。2022年天然气产量较2021年的增长主要反映了强劲的钻探结果和2021年完成的收购，但被天然气田下降和2022年第四季度末极端寒冷天气条件的影响部分抵消。
北美--油砂开采和升级
上海合作组织2022年的特许权使用费前产量为425,945桶/日，比2021年的448,133桶/日(2020-417,351桶/日)下降了5%。上海合作组织2022年的产量较2021年有所下降，主要反映了2022年上半年Scotford Upgrader(“Scotford”)的长期扭亏为盈、Horizon在10月份的计划外停产以及2022年第四季度末这两个煤矿极端寒冷天气条件的影响。
国际-勘探和生产
2022年国际原油和NGL特许权使用费前的平均产量为27,233桶/天，比2021年的31,650桶/天(2020-40,164桶/天)下降了14%。2022年产量比2021年减少，主要反映了天然气田的减少，以及2022年北海维护活动的影响。
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：
| | | | | | | | | | | |
(Bbl) | 2022 | 2021 | 2020 |
国际 | 390,959 | | 727,439 | | 972,133 | |
| | | |
勘探和生产
运营亮点
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl) (1) | |
|
|
| | |
已实现价格(2) | | $ | 90.64 | |
| $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
交通运输(2) | | 4.13 | |
| 3.86 | | | 3.85 | |
已实现价格，运输净额(2) | | 86.51 | |
| 59.85 | | | 28.05 | |
版税(3) | | 18.91 | |
| 8.59 | | | 2.59 | |
生产费用(4) | | 18.17 | |
| 14.71 | | | 12.42 | |
净额回扣(2) | | $ | 49.43 | |
| $ | 36.55 | | | $ | 13.04 | |
天然气($/mcf) (1) | | | | | | |
已实现价格(5) | | $ | 6.55 | |
| $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
交通运输(6) | | 0.51 | |
| 0.45 | | | 0.43 | |
已实现价格，运输净额 | | 6.04 | |
| 3.62 | | | 1.97 | |
版税(3) | | 0.61 | |
| 0.22 | | | 0.08 | |
生产费用(4) | | 1.22 | |
| 1.18 | | | 1.18 | |
净额回扣 | | $ | 4.21 | |
| $ | 2.22 | | | $ | 0.71 | |
桶油当量(美元/京东方) (1) | |
|
|
| | |
已实现价格(2) | | $ | 70.07 | |
| $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
交通运输(2) | | 3.72 | |
| 3.44 | | | 3.44 | |
已实现价格，运输净额(2) | | 66.35 | |
| 46.23 | | | 22.71 | |
版税(3) | | 12.75 | |
| 5.98 | | | 1.89 | |
生产费用(4) | | 13.76 | |
| 11.98 | | | 10.67 | |
净额回扣(2) | | $ | 39.84 | |
| $ | 28.27 | | | $ | 10.15 | |
(1)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。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法是版税除以各自的销售量。
(4)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(5)计算方法为天然气销售量除以天然气销售量。
(6)计算方法为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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl) (1) | |
|
|
| | |
北美(2) | | $ | 88.43 | |
| $ | 62.10 | | | $ | 30.31 | |
国际平均水平(3) | | $ | 128.41 | | | $ | 87.04 | | | $ | 50.46 | |
北海 (3) | | $ | 129.04 | |
| $ | 87.98 | | | $ | 50.09 | |
非洲近海 (3) | | $ | 127.85 | |
| $ | 85.71 | | | $ | 50.95 | |
原油和NGL平均值(2) | | $ | 90.64 | |
| $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
天然气($/mcf)(1) (3) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 6.51 | |
| $ | 4.05 | | | $ | 2.34 | |
| 国际平均水平 | | $ | 12.78 | | | $ | 6.21 | | | $ | 5.56 | |
北海 | | $ | 15.75 | |
| $ | 2.94 | | | $ | 2.74 | |
非洲近海 | | $ | 12.23 | |
| $ | 7.17 | | | $ | 7.77 | |
天然气平均水平 | | $ | 6.55 | |
| $ | 4.07 | | | $ | 2.40 | |
平均值(美元/BOE)(1) (2) | | $ | 70.07 | |
| $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
(1)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。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法为原油和天然气销售以及天然气销售除以各自的销售量。
北美
北美实现原油和NGL价格上涨42%，从2021年的每桶62.10美元(2020年-每桶30.31美元)上涨至2022年的平均每桶88.43美元，主要是由于WTI基准定价较高。
该公司继续专注于其原油混合营销战略，包括在现有管道基础设施内扩大市场的混合战略，支持将原油输送到新市场的管道项目，以及与炼油商合作增加增加重质原油和沥青(热油)转化能力。2022年期间，该公司向WCS溪流输送了约179,000桶/日的重质原油混合油。
该公司拥有为期20年的运输协议，将在跨山管道扩建项目上运输9.4万桶/日的原油，这将提供进入国际市场的水路。扩建工程目前正在建设中，跨山公司的目标是在2023年底完工。
北美实现天然气价格上涨61%，2022年平均为每立方米6.51美元，2021年为每立方米4.05美元(2020年为每立方米2.34美元)。2022年已实现天然气价格比2021年有所上涨，主要反映了AECO基准定价的提高。
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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(年平均) | | 2022 |
| 2021 |
| 2020 |
井口价(1) | | |
| |
|
|
轻质和中质原油和天然气液化石油气(美元/桶) | | $ | 88.24 | |
| $ | 61.29 | |
| $ | 33.42 | |
鹈鹕湖重质原油(美元/桶) | | $ | 96.18 | |
| $ | 68.05 | |
| $ | 33.57 | |
原生重质原油(美元/桶) | | $ | 93.80 | |
| $ | 65.88 | |
| $ | 31.81 | |
沥青(热油)(美元/桶) | | $ | 85.51 | |
| $ | 60.20 | |
| $ | 28.11 | |
天然气(美元/mcf) | | $ | 6.51 | |
| $ | 4.05 | |
| $ | 2.34 | |
(1)按单位计算的金额是根据不同产品类型的销售量计算的。
国际
国际已实现原油和NGL价格从2021年的每桶87.04美元上涨到2022年的平均每桶128.41美元(2020年-每桶50.46美元)，涨幅为48%。任何特定年度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。从2021年开始，2022年已实现原油和NGL价格的上涨反映了上调时布伦特原油基准定价的主流，以及加元走势的影响。
特许权使用费-勘探和生产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 19.64 | |
| $ | 9.06 | | | $ | 2.72 | |
| 国际平均水平 | | $ | 6.38 | | | $ | 1.75 | | | $ | 0.99 | |
北海 | | $ | 0.30 | |
| $ | 0.19 | | | $ | 0.12 | |
非洲近海 | | $ | 11.79 | |
| $ | 3.94 | | | $ | 2.17 | |
原油和NGL平均值 | | $ | 18.91 | |
| $ | 8.59 | | | $ | 2.59 | |
天然气($/mcf)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 0.61 | |
| $ | 0.22 | | | $ | 0.07 | |
非洲近海 | | $ | 1.50 | |
| $ | 0.33 | | | $ | 0.37 | |
天然气平均水平 | | $ | 0.61 | |
| $ | 0.22 | | | $ | 0.08 | |
平均成本(美元/BOE)(1) | | $ | 12.75 | |
| $ | 5.98 | | | $ | 1.89 | |
(1)计算方法是版税除以各自的销售量。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
政府就北美大部分原油和天然气液化石油气生产征收的特许权使用费按油砂特许权使用费制度计算，并按每个项目的毛收入减去已产生的运营、资本和废弃成本的百分比计算。
2022年和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。
原油和NGL特许权使用费(1)2022年平均约占产品销售额的22%，而2021年为15%(2020-9%)。2022年特许权使用费比2021年增加的主要原因是基准价格上涨以及WCS大幅差异的波动。
2022年天然气特许权使用费平均约占产品销售额的9%，而2021年天然气特许权使用费占产品销售额的5%(2020-3%)。2022年特许权使用费从2021年开始增加的主要原因是基准价格上涨。
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。
2022年，版税占产品销售额的百分比平均约为9%，而2021年为5%(2020-4%)。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。
(1)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
生产费用--勘探和生产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 16.25 | |
| $ | 13.12 | | | $ | 11.21 | |
| 国际平均水平 | | $ | 51.01 | | | $ | 37.77 | | | $ | 26.60 | |
北海 | | $ | 88.99 | |
| $ | 54.13 | | | $ | 36.51 | |
非洲近海 | | $ | 17.25 | |
| $ | 14.73 | | | $ | 13.29 | |
原油和NGL平均值 | | $ | 18.17 | |
| $ | 14.71 | | | $ | 12.42 | |
天然气($/mcf)(1) | |
|
|
| | |
北美 | | $ | 1.19 | |
| $ | 1.15 | | | $ | 1.14 | |
| 国际平均水平 | | $ | 5.16 | | | $ | 5.07 | | | $ | 3.64 | |
北海 | | $ | 9.27 | |
| $ | 7.31 | | | $ | 3.72 | |
非洲近海 | | $ | 4.40 | |
| $ | 4.41 | | | $ | 3.58 | |
天然气平均水平 | | $ | 1.22 | |
| $ | 1.18 | | | $ | 1.18 | |
平均成本(美元/BOE)(1) | | $ | 13.76 | |
| $ | 11.98 | | | $ | 10.67 | |
(1)计算方法为生产费用除以各自的销售量。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
2022年北美原油和NGL生产费用平均为每桶16.25美元，比2021年的每桶13.12亿美元增长了24%(2020年-每桶11.21美元)。从2021年开始，2022年每桶原油和NGL生产费用的增加主要反映了能源和服务成本的上升。
2022年北美天然气生产费用平均为每立方米1.19美元，比2021年的每立方米1.15美元增加了3%(2020年为每立方米1.14美元)。从2021年开始，2022年每立方米天然气生产费用的增加主要反映了能源成本的上升。
国际
2022年国际原油和NGL生产费用平均为每桶51.01美元，比2021年的每桶37.77美元增长了35%(2020年-每桶26.60美元)。自2021年起，2022年每桶原油生产费用的增加主要反映了不同成本结构的不同油田的提油时机、产量下降、能源成本上升和外汇波动的影响。
损耗、折旧和摊销--勘探和生产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每个京东方的金额) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
北美 | | $ | 3,595 | |
| $ | 3,569 | | | $ | 3,780 | |
北海 | | 1,747 | |
| 160 | | | 277 | |
| 非洲近海 | | 173 | |
| 142 | | | 190 | |
损耗、折旧和摊销 | | $ | 5,515 | | | $ | 3,871 | | | $ | 4,247 | |
减去：可回收费用(1) | | 1,620 | | | — | | | — | |
调整后的损耗、折旧和摊销(2) | | $ | 3,895 | | | $ | 3,871 | | | $ | 4,247 | |
$/BOE(3) | | $ | 12.45 | |
| $ | 13.49 | | | $ | 15.45 | |
(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)这是一种用于计算损耗、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正常的损耗、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)非公认会计准则比率的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。
2022年调整后的损耗、折旧和摊销费用为每京东方12.45美元，较2021年的每京东方13.49美元(2020年-每京东方15.45美元)下降了8%。与2021年相比，2022年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在2021年12月31日增加了北美E&P储量估计，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
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每个京东方的金额) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
北美 | | $ | 171 | |
| $ | 101 | | | $ | 97 | |
北海 | | 33 | |
| 21 | | | 30 | |
| 非洲近海 | | 7 | |
| 6 | | | 6 | |
资产报废债务增加 | | $ | 211 | | | $ | 128 | | | $ | 133 | |
$/BOE(1) | | $ | 0.67 | |
| $ | 0.44 | | | $ | 0.48 | |
(1)计算方法为资产报废债务增量除以销售量。有关销售量，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。
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。
2022年的资产报废债务增值费用为每京东方0.67美元，比2021年的每京东方0.44美元(2020年-每京东方0.48美元)增加了52%。2022年每个京东方的资产报废债务增值费用从2021年开始增加，主要反映了2021年和2022年对资产报废债务进行的成本估计和贴现率修订。
油砂开采与升级
运营亮点
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。上合组织2022年的平均产量为425,945桶/日，反映了斯科特福德在2022年上半年的长期扭亏为盈，Horizon在10月份的计划外停产，以及这两个矿场第四季度末极端寒冷天气条件的影响。
本公司于2022年的生产开支为40.76亿美元，较2021年的34.14亿美元增加19%，反映能源及维修服务成本增加。
已实现的产品价格、特许权使用费和运输--油砂开采和升级
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
($/bbl) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
已实现的SCO销售价格(1) | | $ | 117.69 | |
| $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
特许权使用费用途的沥青价值(2) | | $ | 83.07 | |
| $ | 58.39 | | | $ | 25.82 | |
沥青特许权使用费(3) | | $ | 20.71 | |
| $ | 6.62 | | | $ | 0.51 | |
交通运输(1) | | $ | 1.71 | |
| $ | 1.21 | | | $ | 1.23 | |
(1)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(2)以沥青法价格的季度平均值计算。
(3)计算方法为版税除以销售量。
2022年上海合作组织实现的平均销售价格为每桶117.69美元，比2021年的每桶77.95美元上涨了51%(2020年-每桶43.98美元)。与2021年相比，上海合作组织2022年实现销售价格的上涨主要反映了WTI基准价格的上涨。
自2021年起，2022年每桶沥青特许权使用费的增长主要反映了Horizon在2022年达到全额支付的影响，以及更高的现行沥青定价和更高的浮动比例特许权使用费费率。
2022年，运输费用平均为每桶1.71美元，比2021年的每桶1.21美元增长了41%(2020年-每桶1.23美元)。与2021年相比，2022年运输费用的增加主要反映了管道通行费上涨的影响，但部分被较低的销售量抵消。
生产费用--油砂开采和升级
下表与本公司经审核综合财务报表附注22所披露的油砂开采及升级生产开支相符。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
生产费用，不包括天然气成本 | | $ | 3,743 | |
| $ | 3,176 | | | $ | 2,968 | |
天然气成本 | | 333 | |
| 238 | | | 146 | |
生产费用 | | $ | 4,076 | | | $ | 3,414 | | | $ | 3,114 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
($/bbl) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
生产费用，不包括天然气成本(1) | | $ | 23.91 | |
| $ | 19.45 | | | $ | 19.50 | |
天然气成本(2) | | 2.13 | |
| 1.46 | | | 0.96 | |
生产费用(3) | | $ | 26.04 | | | $ | 20.91 | | | $ | 20.46 | |
销售量(桶/天) | | 428,820 | |
| 447,230 | | | 415,741 | |
(1)按生产费用计算，不包括天然气成本除以销售量。
(2)计算方法为天然气成本除以销售量。
(3)计算方法为生产费用除以销售量。
2022年的生产费用为每桶26.04美元，比2021年的每桶20.91美元增加了25%(2020年-每桶20.46美元)。与2021年相比，2022年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。
损耗、折旧和摊销--油砂开采和升级
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每桶金额) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
损耗、折旧和摊销 | | $ | 1,822 | |
| $ | 1,838 | | | $ | 1,784 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
$/bbl(1) | | $ | 11.64 | |
| $ | 11.26 | | | $ | 11.73 | |
(1)折旧、折旧和摊销除以销售量计算。
2022年的损耗、折旧和摊销费用为每桶11.64美元，较2021年的每桶11.26美元(2020年-每桶11.73美元)增长3%，反映出2022年产量下降。
资产报废债务增加-油砂开采和升级
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括每桶金额) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
资产报废债务增加 | | $ | 70 | |
| $ | 57 | | | $ | 72 | |
$/bbl(1) | | $ | 0.45 | |
| $ | 0.35 | | | $ | 0.47 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
(1)计算方法为资产报废债务增量除以销售量。
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。
2022年的资产报废债务增加费用为每桶0.45美元，比2021年的每桶0.35美元增加了29%(2020年-每桶0.47美元)。2022年每桶资产报废债务增值费用从2021年开始增加，主要反映了2022年期间对资产报废债务进行的成本估计和贴现率修订的影响。
中游与炼油
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| 产品销售 | | | | | | |
| 中游活动 | | $ | 80 | |
| $ | 78 | | | $ | 83 | |
| NWRP、成品油销售等 | | 906 | | | 681 | | | 202 | |
| 细分收入 | | 986 | | | 759 | | | 285 | |
更少： | |
|
|
| | |
| NWRP，炼油费用 | | 247 | | | 213 | | | 166 | |
中游活动 | | 24 | |
| 21 | | | 18 | |
| 生产费用 | | 271 | | | 234 | | | 184 | |
| NWRP、运输和原料成本 | | 691 | | | 550 | | | 181 | |
折旧 | | 16 | |
| 15 | | | 15 | |
| 来自西北地区的收入 | | — | | | (400) | | | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
分段收益(亏损) | | $ | 8 | | | $ | 360 | | | $ | (95) | |
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。该公司约25%的重质原油生产通过100%拥有和运营的ECHO和Pelica Lake管道输送到国际主线液体管道。中游管道资产所有权使公司能够控制运输成本，赚取第三方收入，并管理重质原油的营销。
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年超低硫柴油和其他精炼产品的产量平均为58,351 BOE/d(公司为14,588 BOE/d)，反映了年内的扭亏为盈活动(2021-69,713 BOE/d；17,428 BOE/d)。
2021年6月30日，股权合作伙伴与通行费支付人同意优化西北铁路建设项目的结构，以更好地协调股权合作伙伴和通行费支付人的商业利益(“优化交易”)。因此，西北炼油公司将其在西北炼油公司50%的合伙权益全部转让给了APMC。该公司50%的股权保持不变。
根据优化交易，加工协议的原始期限从2048年延长到2058年，延长了10年。新世界银行注销成本较高的次级债务，这些债务的利率为最优惠利率加6%，而成本较低的优先担保债券的平均利率约为2.55%，从而降低了新世界银行的利息成本和通行费支付人的相关通行费。因此，NWRP分别偿还了公司和APMC的5.55亿美元次级债务预付款。此外，该公司在2021年期间从NWRP获得了4亿美元的分销。
为了促进优化交易，NWRP发行了5亿美元的1.20%系列L系列优先担保债券，2023年12月到期的5亿美元2.00%系列M系列优先担保债券，10亿美元2031年6月到期的2.80%系列N系列优先担保债券，以及6亿美元2051年6月到期的3.75%O系列优先担保债券。
在2022年期间，西北太平洋银行扩大了其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。2022年期间，西北太平洋银行还设立了一项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-19.81亿美元)。
截至2022年12月31日，NWRP的股权损失和合伙企业分配的累计未确认份额为5.51亿美元(2021年至5.62亿美元)。2022年从NWRP收回的未确认权益损失份额为1100万美元(2021年--未确认权益损失900万美元和合伙企业分配4亿美元；2020年--未确认权益损失9400万美元)。
公司和其他
行政管理费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
费用(百万美元) | | $ | 415 | |
| $ | 366 | | | $ | 391 | |
$/BOE(1) | | $ | 0.88 | |
| $ | 0.81 | | | $ | 0.92 | |
销售量(BOE/d)(2) | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | | | 1,166,862 | |
(1)计算方法为管理费用除以销售量。
(2)公司总销售量。
2022年的管理费用为每个京东方0.88美元，比2021年的每个京东方0.81美元增加了9%(2020年-每个京东方0.92美元)。与2021年相比，2022年每个京东方的行政费用增加，主要是由于人员成本上升，但部分被更高的间接费用回收的影响所抵消。
基于股份的薪酬
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
费用(回收) | | $ | 804 | |
| $ | 514 | | | $ | (82) | |
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。
2022年，公司确认了8.04亿美元的基于股票的薪酬支出，这主要是由于对未偿还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、在此期间行使或交出的既有股票期权的影响，以及公司股价的变化。与授予某些高管员工的PSU相关的1.01亿美元支出包括在2022年的基于股份的薪酬支出中(2021年--支出7900万美元；2020年--2100万美元)。
利息和其他融资费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括实际利率) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
| 利息和其他融资费用 | | $ | 549 | |
| $ | 711 | | | $ | 756 | |
利息收入及其他(1) | | 121 | | | 32 | | | 72 | |
资本化利息(1) | | — | |
| — | | | 24 | |
| | | | | | |
长期债务和租赁负债的利息 (1) | | $ | 670 | | | $ | 743 | | | $ | 852 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
平均流动和长期债务 (2) | | $ | 13,986 | | | $ | 18,935 | | | $ | 22,446 | |
平均租赁负债(2) | | 1,531 | | | 1,619 | | | 1,708 | |
平均长期债务和租赁负债(2) | | $ | 15,517 | |
| $ | 20,554 | | | $ | 24,154 | |
平均有效利率 (3) (4) | | 4.3% | | 3.5% | | 3.5% |
| | | | | | |
每美元/京东方的利息和其他融资费用 (5) | | $ | 1.17 | | | $ | 1.58 | | | $ | 1.77 | |
销售量(BOE/d) (6) | | 1,285,877 | | | 1,233,457 | | | 1,166,862 | |
(1)项目是利息和其他融资费用的组成部分。
(2)有关期间内未偿还的流动和长期债务及租赁负债的平均值。
(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，并且不应被视为替代或比公司经审计的综合财务报表中提出的最直接可比财务指标更有意义，如适用，以此作为公司业绩的指标。
(4)计算方法为长期债务和租赁负债的利息总额除以各自期间的平均长期债务和租赁负债余额。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。
(5)计算方法为利息和其他融资费用除以销售量。
(6)公司总销售量。
2022年每个京东方的利息和其他融资费用从2021年的每个京东方1.58美元下降到每个京东方1.17美元(2020年-每个京东方1.77美元)。2022年每个京东方的利息和其他融资费用比2021年有所下降，主要是由于2022年的债务水平较低，以及推迟的PRT恢复的应计利息。
本公司2022年的平均有效利率为4.3%，较2021年有所增加，主要是由于2022年期间持有的浮动利率债务的现行利率较高。
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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | |
| 外币合同 | | $ | (37) | | | $ | 1 | | | $ | 16 | |
天然气金融工具(1) | | 13 | | | 17 | | | 16 | |
原油和NGL金融工具(1) | | 17 | | | (1) | | | — | |
已实现(收益)损失净额 | | (7) | | | 17 | | | 32 | |
| 外币合同 | | (16) | | | 6 | | | (3) | |
天然气金融工具(1) | | (10) | | | 11 | | | (36) | |
原油和NGL金融工具(1) | | (2) | | | 2 | | | — | |
未实现(收益)净亏损 | | (28) | | | 19 | | | (39) | |
净(得)损 | | $ | (35) | | | $ | 36 | | | $ | (7) | |
(1)商品金融工具分别于2021年及2020年收购暴风资源有限公司(“暴风”)及彩马能源有限公司(“彩马”)。
2022年期间，已实现的风险管理净收益与外币合同结算有关，但被天然气金融工具、原油和NGL金融工具的损失部分抵消。该公司2022年的风险管理活动录得净未实现收益2,800万美元(税后2,500万美元为300万美元)(2021-1,900万美元未实现亏损，1,600万美元税后300万美元；2020-3,900万美元未实现收益，3,100万美元税后800万美元)。
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，已于本公司经审核综合财务报表附注19披露。
外汇
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
已实现(收益)损失净额 | | $ | (114) | | | $ | 78 | | | $ | (159) | |
未实现净亏损(收益) | | 852 | | | (205) | | | (116) | |
净亏损(收益)(1) | | $ | 738 | | | $ | (127) | | | $ | (275) | |
(1)报告的金额是扣除交叉货币掉期的对冲效应后的净额。
2022年的净已实现外汇收益主要是由于以美元或英镑计价的营运资本项目结算的汇率波动，以及2022年期间5.5亿美元交叉货币互换的结算。2022年的未实现净汇兑亏损主要与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年结算而重新归类为已实现外汇的影响。2022年12月31日美元/加元汇率为0.7389美元(2021年12月31日-0.7901美元，2020年12月31日-0.7840美元)。
所得税
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括实际税率) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
北美 (1) | | $ | 2,789 | | | $ | 1,841 | | | $ | (245) | |
| 北海 | | 69 | | | 7 | | | (4) | |
| 非洲近海 | | 74 | | | 21 | | | 17 | |
| PRT-北海 | | (42) | | | (34) | | | (31) | |
| 其他税种 | | 16 | | | 13 | | | 6 | |
| 当期所得税 | | 2,906 | |
| 1,848 | | | (257) | |
| 递延企业所得税 | | 302 | | | 399 | | | (181) | |
| 延期PRT-北海 | | (441) | | | — | | | — | |
| 递延所得税 | | (139) | | | 399 | | | (181) | |
| 所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
| 税前收益(亏损) | | $ | 13,704 | | | $ | 9,911 | | | $ | (873) | |
净收益(亏损)的有效税率(2) | | 20% | | 23% | | 50% |
| | | | | | |
(百万美元，不包括实际税率) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 所得税 | | $ | 2,767 | | | $ | 2,247 | | | $ | (438) | |
非经营性项目的税收效应(3) | | 964 | | | 5 | | | 29 | |
| 当前PRT-北海 | | 42 | | | 34 | | | 31 | |
| 其他税种 | | (16) | | | (13) | | | (6) | |
| 调整后净收益(亏损)的有效税 | | $ | 3,757 | | | $ | 2,273 | | | $ | (384) | |
调整后的营业净收益(亏损) (4) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
| 调整后的税前营业净收益(亏损) | | $ | 16,620 | | | $ | 9,693 | | | $ | (1,140) | |
调整后的营业净收益(亏损)的有效税率(5) (6) | | 23% | | 23% | | 34% |
(1)包括北美勘探和生产、油砂开采和升级以及中游和炼油领域。
(2)计算方法为当期所得税和递延所得税除以税前收益(亏损)之和。
(3)包括PSU的净税收影响、未实现的风险管理、放弃支出回收、可回收费用、Keystone XL管道拨备以及调整后运营净收益(亏损)中税率的立法变化。
(4)非公认会计准则财务衡量标准。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，并且不应被视为替代或比公司经审计的综合财务报表中提出的最直接可比财务指标更有意义，如适用，以此作为公司业绩的指标。
(6)计算方法为调整后净收益(亏损)除以调整后税前运营净收益(亏损)的有效税。本公司为财务报表使用者提供调整后的经营净收益(亏损)的有效税率，以评估公司核心业务活动的有效税率。
2022年和可比年度的净收益(亏损)和调整后净收益(亏损)的实际税率包括北美和北海地区非应税项目的影响，以及与净收益(亏损)相关的公司所在国家的司法收入和税率差异的影响。
北海目前的企业所得税和2022年及以前期间的PRT包括PRT亏损结转的影响，包括与公司在北海的平台退役活动有关的支出。2022年递延的PRT和所得税也反映了在损耗、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。
2022年，该公司提交了约2.83亿美元(2021年至2.29亿美元；2020年至2.46亿美元)的科学研究和实验开发申报，涉及符合加拿大所得税要求的研究和开发支出。
资本支出净额(1) (2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万美元) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
探索与评价 | |
|
|
| | |
| 净支出 | | $ | 36 | |
| $ | 12 | | | $ | 36 | |
财产处置净额 | | (3) | | | (11) | | | (31) | |
总勘探和评估 | | 33 | | | 1 | | | 5 | |
物业、厂房及设备 | | | | | | |
物业净购置额(3) (4) | | 513 | |
| 1,112 | | | 536 | |
钻井、完井和装备 | | 1,545 | |
| 918 | | | 429 | |
生产及相关设施 | | 1,233 | |
| 802 | | | 580 | |
其他 | | 59 | |
| 64 | | | 60 | |
财产、厂房和设备合计 | | 3,350 | | | 2,896 | | | 1,605 | |
总勘探和生产 | | 3,383 | | | 2,897 | | | 1,610 | |
油砂开采与升级 | | | | | | |
项目成本 | | 294 | |
| 236 | | | 258 | |
可持续资本 | | 1,171 | |
| 1,035 | | | 839 | |
周转成本 | | 287 | |
| 145 | | | 196 | |
| | | | | | |
财产处置净额 | | (40) | |
| — | | | — | |
其他(5) | | 7 | |
| 331 | | | 30 | |
全油砂开采与升级 | | 1,719 | | | 1,747 | | | 1,323 | |
中游与炼油 | | 9 | |
| 9 | | | 5 | |
总公司 | | 25 | |
| 23 | | | 19 | |
放弃支出，净额 (2) | | 335 | |
| 232 | | | 249 | |
资本支出净额 | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
按细分市场 | | | | | | |
北美(3) (4) | | $ | 3,133 | |
| $ | 2,662 | | | $ | 1,389 | |
北海 | | 126 | |
| 173 | | | 122 | |
非洲近海 | | 124 | |
| 62 | | | 99 | |
油砂开采与升级 | | 1,719 | |
| 1,747 | | | 1,323 | |
中游与炼油 | | 9 | |
| 9 | | | 5 | |
总公司 | | 25 | |
| 23 | | | 19 | |
放弃支出，净额 (2) | | 335 | | | 232 | | | 249 | |
| 资本支出净额 | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
(1)净资本支出不包括租赁资产以及公允价值和重估调整的影响，并包括因用途改变而将财产、厂房和设备转移到库存的非现金转移。
(2)非公认会计准则财务衡量标准。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)包括7.71亿美元的现金对价和2021年收购Storm时承担的1.83亿美元长期债务的清偿。
(4)包括现金代价1.11亿美元和清偿2020年收购Painted Pony时承担的3.97亿美元长期债务。
(5)包括在2021年收购现有油砂租赁5%的净附带权益。
该公司的战略重点是建立一个多元化的资产基础，在各种产品之间实现平衡。为了促进高效运营，该公司将其活动集中在核心地区。该公司专注于维护其土地库存，以实现对储层类型和地质趋势的持续开发，大大降低了整体勘探风险。通过拥有相关的基础设施，该公司能够最大限度地利用其生产设施，从而加强对生产成本的控制。
2022年净资本支出为54.71亿美元，而2021年为49.08亿美元。2022年净资本支出包括基本资本支出 (1)39.56亿美元和战略增长资本支出 (1)10.45亿美元，根据公司的资本预算。该公司还完成了战略收购 (1)在2022年期间达到4.7亿美元。
(1)项目是净资本支出的一个组成部分。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。
2023年基本建设预算
2022年11月30日，公司公布了2023年基础资本预算(1) 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年以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。
钻探活动(1) (2)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(净井数) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
净成功的原油井(3) | | 317 | |
| 149 | | | 42 | |
净成功天然气井 | | 72 | |
| 49 | | | 30 | |
干井 | | 1 | |
| 1 | | | — | |
总计 | | 390 | | | 199 | | | 72 | |
成功率 | | 99% |
| 99% | | 100% |
(1)包括北美和国际业务部门的钻探活动。
(2)2022年期间，公司在油砂开采和升级部分净钻探了373口地层井和5口维修井，在公司的热油项目中钻进了18口地层井和53口维修井，在艾伯塔省西北部钻了3口维修井。
(3)包括沥青井。
北美
2022年，公司共完成净天然气井72口、原生稠油净井176口、鹈鹕湖稠油净井6口、沥青(热油)净井104口、轻质原油净井32口。
流动性与资本资源
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括比率) | | 2022 |
| 2021 | | 2020 |
调整后的营运资本(1) | | $ | (1,190) | |
| $ | (480) | | | $ | 626 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
长期债务，净额 (2) | | $ | 10,525 | | | $ | 13,950 | | | $ | 21,269 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
股东权益 | | $ | 38,175 | | | $ | 36,945 | | | $ | 32,380 | |
| | | | | | |
债务与账面资本之比(2) | | 22% |
| 27% | | 40% |
平均使用资本的税后回报 (3) | | 22% |
| 16% | | —% |
(1)计算方法为流动资产减去流动负债，不包括长期债务的流动部分。
(2)资本管理措施。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
截至2022年12月31日，公司的资本资源主要包括经营活动的现金流、可用的银行信贷安排和债务资本市场的准入。经营活动的现金流以及公司更新现有银行信贷安排和筹集新债务的能力取决于本MD&A“商业环境”部分和“风险和不确定因素”部分讨论的因素。此外，公司更新现有银行信贷安排和筹集新债务的能力反映了独立评级机构确定的当前信用评级和市场状况。该公司仍然相信，在其持续的对冲政策的实施、资本支出计划和多年财务计划的灵活性、现有的银行信贷安排以及以商业上可接受的条件筹集新债务的能力的支持下，其经营活动产生的内部现金流将提供足够的流动性，以维持其短期、中期和长期的运营，并支持其增长战略。
在持续的基础上，公司继续通过以下方式关注其资产负债表实力和可用流动资金：
▪监测业务活动的现金流，这是资金的主要来源；
▪定期监测对个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险敞口，并在适当时确保父母担保或信用证到位，并酌情采取其他缓解措施，将违约事件的影响降至最低；
(1)前瞻性非公认会计准则财务衡量标准。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。
▪积极管理维护和增长资本的分配，确保审慎、适当地使用这些资本，并灵活地根据市场情况进行调整。该公司继续行使其资本灵活性，以应对大宗商品价格波动及其对运营支出、资本承诺和长期债务的影响；
▪监督公司履行到期财务义务的能力或以合理价格及时变现资产的能力；
▪审查银行信贷安排和公共债务契约，以确保它们符合适用的一揽子公约；以及
▪审查公司的借款能力：
◦在2021年期间，10亿美元原定于2022年2月到期的非循环定期信贷安排被延长至2023年2月。此外，在2021年，该贷款得到了全额偿还和修改，以允许在2022年3月31日之前重新提取全部10亿美元。于2022年期间，本公司偿还并注销了10亿美元定期信贷安排中的5亿美元非循环部分，将剩余的安排减少至2023年2月到期的5亿美元循环安排，并将该安排由2023年2月延长至2024年2月。
◦2021年，本公司偿还了2023年2月到期的26.5亿美元非循环定期信贷安排中的15亿美元，使未偿还余额减少到11.5亿美元。于2022年，本公司偿还并注销将于2023年2月到期的11.5亿美元非循环定期信贷安排。
◦于2022年，本公司终止了与其北海业务相关的500万GB即期信贷安排。
◦于2021年期间，本公司将原先于2022年6月及2023年6月到期的24.25亿美元循环信贷安排分别延长至2024年6月及2025年6月，并分别增加7,000万美元。根据延期条款，经双方同意，7,000万美元的原始循环信贷安排未予延期，将分别于原到期日2022年6月和2023年6月到期。经本公司及贷款人共同同意，循环银团信贷安排每年可予延长。如果贷款不延期，未偿还本金的全部金额将在到期日偿还。本公司循环定期信贷安排下的借款可参考加拿大元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、伦敦银行同业拆息、美国基本利率或加拿大最优惠利率定价。
◦2021年期间，偿还了非循环定期信贷安排30.88亿美元的未偿还余额，并取消了该安排。
◦该公司在其美国商业票据计划下的借款被授权最高可达25亿美元。本公司根据其循环银行信贷安排为本计划下的未偿还金额预留能力。
◦本公司非循环定期信贷安排下的借款可参考加拿大元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、伦敦银行同业拆息、SOFR、美国基本利率或加拿大最优惠利率定价。
◦于2022年，本公司通过市场购买偿还了4.98亿美元的中期票据，利率在1.45%至3.55%之间，原定于2023年至2028年到期。
◦2022年，公司偿还了10亿美元3.31%的中期票据。
◦在2021年期间，公司提交了一份基础架招股说明书，允许不时在加拿大出售高达30亿美元的中期票据，该中期票据将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
◦在2022年期间，公司提前偿还了10亿美元2.95%的债务证券，原定于2023年1月15日到期。
◦2021年，公司偿还了5亿美元3.45%的债务证券。
◦在2021年期间，该公司提交了一份基本货架招股说明书，允许不时在美国出售高达30亿美元的债务证券，该要约将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以发行的金额和价格，包括利率，将根据发行时的市场情况确定。
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。本公司还有其他一些专用信贷安排来支持信用证。
于2022年期间，本公司结算了5.5亿美元交叉货币互换，指定作为部分于2038年3月到期的11亿美元6.25%美元债务证券的现金流量对冲。该公司在和解时实现了1.58亿美元的现金收益。截至2022年12月31日，该公司没有未偿还的交叉货币掉期合同。截至2022年12月31日，没有任何外币合约被指定为现金流对冲。
长期债务，截至2022年12月31日的净额为105.25亿美元，导致债务与账面资本之比(1)22%(2021年12月31日-27%，2020年12月31日-40%)；这一比率低于管理层使用的25%至45%的内部范围。在资本项目、收购或大宗商品价格下跌的组合时期，这一范围可能会被超过。当经营活动的现金流大于当前投资活动时，公司可能低于目标范围的低端。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。有关本公司截至2022年12月31日的长期债务的进一步细节，请参阅本公司经审计的综合财务报表附注11。
本公司受一项财务契约约束，该契约要求债务与账面资本之比不得超过其信贷安排协议中所界定的65%。截至2022年12月31日，本公司遵守了本公约。
公司根据其商品对冲政策定期使用商品衍生金融工具，以降低商品价格波动的风险，并支持公司资本支出计划的现金流。这项政策目前允许对冲近12个月预算产量的60%和随后13至24个月估计产量的40%。就本政策而言，认沽期权的购买是上述参数之外的补充。有关本公司于2022年12月31日尚未偿还的商品衍生金融工具的进一步详情，请参阅本公司经审核综合财务报表附注19。
截至2022年12月31日，长期债务和其他长期债务及相关利息支付的到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 少于 1年 | | 1到小于 2年 | | 2到小于 5年 | | 此后 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
长期债务(1) | $ | 404 | | | $ | 1,009 | | | $ | 3,757 | | | $ | 6,344 | |
其他长期负债(2) | $ | 247 | | | $ | 156 | | | $ | 416 | | | $ | 724 | |
利息和其他融资费用(3) | $ | 584 | | | $ | 577 | | | $ | 1,410 | | | $ | 3,790 | |
(1)长期债务仅代表本金偿还，不反映利息、原始发行折扣和溢价或交易成本。
(2)包括在其他长期负债内的租赁付款仅反映本金付款，如下：一年以下为2.44亿美元；一至两年以下为1.56亿美元；两年至五年以下为4.16亿美元；此后为7.24亿美元。
(3)包括长期债务和其他长期负债的利息和其他融资费用。付款是根据截至2022年12月31日的适用利息和外汇汇率估计的。
股本
截至2022年12月31日，已发行普通股数量为1,102,636,000股(2021年12月31日-1,168,369,000股)，已发行股票期权为31,150,000股。截至2023年2月28日，公司有1,099,741,000股流通股和31,902,000股流通股。
2023年3月1日，董事会批准将季度股息增加6%，至每股普通股0.90美元，从2023年4月5日支付的股息开始。
2022年11月2日，董事会批准从2023年1月5日支付的股息开始，将季度股息增加13%，至每股普通股0.85美元。
2022年8月3日，董事会批准于2022年8月31日支付每股普通股1.50美元的特别股息。
2022年3月2日，董事会批准将季度股息增加28%，至每股普通股0.75美元。2021年11月3日，董事会批准将季度股息增加25%，至每股普通股0.5875美元。2021年3月3日，董事会批准将季度股息从每股普通股0.425美元增加到每股0.47美元，增幅为11%.股息政策由董事会定期审查，并可能发生变化。
2022年3月8日，本公司通过多伦多证券交易所(“多伦多证券交易所”)、加拿大另类交易平台和纽约证券交易所(“纽约证券交易所”)的设施，通过正常程序发行人投标购买最多101,574,207股普通股，占公众流通股的10%，从2022年3月11日起至2023年3月10日止的12个月内，该公司的申请获得批准。
2022年，公司以每股72.03美元的加权平均价购买了77,338,200股普通股，总成本为55.71亿美元。留存收益减少了48.68亿美元，即普通股收购价超过其平均账面价值的部分。自2022年12月31日起至2023年2月28日止(包括该日)，本公司以每股普通股加权平均价77.72美元购入6,000,000股普通股，总成本为4.66亿美元。
2023年3月1日，董事会批准了一项决议，授权本公司向多伦多证券交易所提交意向通知，以正常程序发行人投标的方式购买其已发行和已发行普通股最多10%的公众流通股(根据多伦多证券交易所的规则确定)。如果多伦多证券交易所接受意向通知，购买将通过多伦多证券交易所、加拿大替代交易平台和纽约证券交易所的设施进行。
(1)资本管理措施。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
承付款和或有事项
在正常的业务过程中，公司承诺支付某些款项。下表汇总了公司截至2022年12月31日的承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 此后 |
产品运输和加工(1) | $ | 1,171 | | $ | 1,349 | | $ | 1,168 | | $ | 1,102 | | $ | 1,052 | | $ | 11,095 | |
西北红水合作伙伴服务通行费(2) | $ | 151 | | $ | 152 | | $ | 151 | | $ | 133 | | $ | 118 | | $ | 4,884 | |
近海船舶和设备 | $ | 44 | | $ | 35 | | $ | — | | $ | — | | $ | — | | $ | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
现场设备和电力 | $ | 36 | | $ | 27 | | $ | 24 | | $ | 23 | | $ | 22 | | $ | 215 | |
其他 | $ | 23 | | $ | 24 | | $ | 21 | | $ | 16 | | $ | — | | $ | — | |
(1)包括与跨山管道扩建的20年产品运输协议有关的承诺。
(2)根据加工协议，该公司按比例支付每月收费通行费债务部分的25%。通行费中包括28.63亿美元的利息，在截至2058年的40年收费期内支付。
除上述所披露的承诺外，本公司已就其各项发展项目的工程、采购及建造订立多项协议。这些合同可由公司在通知后取消，不受罚款，但须支付取消合同所产生的费用及相关费用。
法律程序和其他或有事项
本公司是在正常业务过程中发生的多起法律诉讼的被告和原告。此外，该公司还受到某些承包商施工索赔的约束。本公司相信，任何该等事项可能产生的任何负债不会对其综合财务状况产生重大影响。
储量
于截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司聘请独立合资格储量评估师评估及审核本公司所有已探明储量及总探明储量及可能储量。评估和审查是根据加拿大石油和天然气评估手册(“COGE手册”)中的标准进行和准备的，并根据国家文书51-101-石油和天然气活动披露标准(“NI 51-101”)要求披露。
以下是公司截至2022年12月31日的总探明储量和总探明储量加上可能储量的对账单，使用的是预测价格和成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已证明的总数 | 轻质和中等 原油 | | 主要 重的 原油 | | 鹈鹕湖 重的 原油 | | 沥青(热沥青) 石油) | | 合成的 原油 | | 天然气 | | 天然气液体 | | 桶 关于石油的 等价物 |
| | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
2021年12月31日(1) | 300 | | | 169 | | | 270 | | | 2,631 | | | 6,998 | | | 12,168 | | | 418 | | | 12,813 | |
新发现 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
延拓 | 3 | | | 14 | | | — | | | 262 | | | — | | | 290 | | | 13 | | | 339 | |
加密钻井 | 7 | | | 5 | | | — | | | — | | | — | | | 218 | | | 19 | | | 68 | |
提高了恢复能力 | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 37 | | | — | | | — | | | 40 | |
收购 | — | | | — | | | — | | | 431 | | | — | | | 249 | | | 25 | | | 498 | |
性情 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
经济因素 | 10 | | | 6 | | | 4 | | | — | | | — | | | 446 | | | 9 | | | 103 | |
技术修订 | (61) | | | 11 | | | 6 | | | 50 | | | (6) | | | 1,019 | | | 23 | | | 194 | |
生产 | (28) | | | (25) | | | (18) | | | (92) | | | (155) | | | (763) | | | (22) | | | (468) | |
2022年12月31日(1) | 231 | | | 179 | | | 262 | | | 3,284 | | | 6,873 | | | 13,627 | | | 486 | | | 13,587 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已证明的总加价 很有可能 | 轻质和中等 原油 | | 主要 重的 原油 | | 鹈鹕湖 重的 原油 | | 沥青(热沥青) 石油) | | 合成的 美国原油 | | 天然气 | | 天然气液体 | | 桶 关于石油的 等价物 |
| (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
2021年12月31日(1) | 424 | | | 249 | | | 388 | | | 4,337 | | | 7,535 | | | 20,249 | | | 643 | | | 16,950 | |
新发现 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
延拓 | 4 | | | 26 | | | — | | | 337 | | | — | | | 829 | | | 35 | | | 539 | |
加密钻井 | 10 | | | 8 | | | — | | | — | | | — | | | 344 | | | 26 | | | 100 | |
提高了恢复能力 | — | | | — | | | 1 | | | 2 | | | 50 | | | — | | | — | | | 52 | |
收购 | — | | | — | | | — | | | 551 | | | — | | | 588 | | | 72 | | | 722 | |
性情 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
经济因素 | 10 | | | 7 | | | 3 | | | — | | | — | | | 528 | | | 11 | | | 120 | |
技术修订 | (100) | | | 8 | | | 2 | | | 50 | | | (20) | | | 495 | | | 8 | | | 29 | |
生产 | (28) | | | (25) | | | (18) | | | (92) | | | (155) | | | (763) | | | (22) | | | (468) | |
2022年12月31日(1) | 320 | | | 272 | | | 376 | | | 5,186 | | | 7,408 | | | 22,270 | | | 772 | | | 18,046 | |
(1)由于四舍五入的原因，储量数据表中的信息可能无法添加。由于四舍五入的原因，所提供的BoE值可能不会计算。
截至2022年12月31日，已探明原油、沥青(热油)和天然气液化石油气总储量为11,316 MMbbl，已探明加可能原油、沥青(热油)和天然气液化石油气总储量为14,334 MMbbl。总探明储量的增加和修订取代了2022年产量的256%。因勘探及开发活动、收购、处置及未来抵销增加而增加的总探明储量达818 Mbbl，而总探明加上可能储量的增加则达1,120 Mbbl。主要由于技术修订，总探明储量的正修订净额为53Mbbl，总探明储量加可能储量的负修订净额为21Mbbl。
截至2022年12月31日，已探明天然气总储量为13,627 Bcf，总探明加上可能天然气储量为22,270 Bcf。新增和修订的总探明储量取代了2022年产量的291%。因勘探及开发活动、收购、处置及未来抵销增加而增加的总已探明储量达757个基准点，而总探明及可能储量合共增加1,761个基准点。
主要由于技术修订和经济因素，总已探明储量的净正修订为1,465 Bcf。主要由于经济因素和技术修订，总已探明储量加上可能储量的净正修订为1,023 Bcf。
本公司董事会储量委员会已与本公司每一位独立合格储量评估师会面并进行独立尽职调查程序，以审查每一位评估师在确定公司剩余储量未来净收入的估计数量和相关净现值时所使用的资格和程序。额外储量信息每年在AIF中披露。
本公司每年根据美国财务会计准则委员会第932号专题“采掘活动-石油和天然气”，在提交给美国美国证券交易委员会的Form 40-F年度报告和本公司年度报告的“油气补充信息”部分披露已探明净储量和使用12个月平均价格和当前成本对未来净现金流进行贴现的标准化计量。
风险和不确定性
本公司在原油、天然气和天然气的勘探、开发、生产和销售以及将沥青开采、提炼和升级为上海合作组织的过程中面临各种固有的经营风险。这些固有风险包括但不限于以下几点：
▪原油和天然气、天然气和成品油的现行价格波动；
▪能够以合理的成本发现、生产和替换储量，无论是来自勘探、提高采收率还是收购，包括因经济和技术因素而修订储量的风险。准备金修订可能对资产估值、ARO和损耗率产生积极或消极影响；
▪储集层质量和储量估算的不确定性；
▪与批准勘探和开发活动有关的监管风险，这可能增加成本或导致项目延误；
▪与确保以及时和具有成本效益的方式完成基本项目所需的人力有关的劳工风险；
▪勘探、生产和销售原油、天然气以及开采、提炼和升级公司沥青产品过程中存在的经营风险和其他困难；
▪整合被收购公司和资产的业务和运营的时机和成功；
▪与销售合同不付款或合同对手方不履行有关的信用风险，包括作为套期保值计划一部分的衍生金融工具和实物销售合同；
▪与公司以商业上可接受的条款获得融资的能力相关的利率风险；
▪汇率波动对公司以美元计价的债务和主要基于美元计价基准的销售收入的影响造成的外汇风险；
▪与包括温室气体在内的勘探和开发活动有关的环境影响风险；
▪与环境监管有关的未来立法和监管动态，包括但不限于温室气体履约成本和减排目标；
▪向低碳经济转变的时间和速度是不确定的，如果金融机构、投资者、保险公司、评级机构和/或贷款人采取更严格的脱碳政策，获得保险和资本的能力可能会受到不利影响；
▪政府、监管当局和其他利益相关者可能采取的行动，这些行动可能会在公司开展业务的司法管辖区造成成本或限制，包括但不限于对生产的限制以及监管过程的确定性和时间表；
▪与公司所在地区的政府或政府政策变化、社会不稳定以及其他政治、经济或外交发展相关的地缘政治风险；
▪改变特许权使用费制度；
▪因意外事件造成的业务中断，如火灾或爆炸，无论是人为错误还是自然造成的，严重的风暴和其他灾难性的自然行为，井喷，冻结，设施和基础设施的机械或设备故障，以及其他影响公司或其运营或资产直接或间接影响公司的其他方的类似事件，以及可能或可能无法在财务上收回的；
▪流行病或流行病，如新冠肺炎，有可能通过以下方式扰乱公司的运营、项目和财务状况：当地或全球供应链和运输服务中断；或因影响公司在当地社区、劳动力营地或运营地点的劳动力池的隔离而造成的人力损失；或由当地卫生当局作为预防措施实施的隔离；任何一种情况都可能要求公司根据潜在疫情的程度和严重性以及受影响的地区或业务而暂时减少或关闭业务。根据严重程度，大规模疫情或大流行可能影响国际大宗商品需求，并对公司实现的价格产生相应影响，这可能对公司的财务状况产生重大不利影响；
▪确保产品得到适当运输的能力，这可能受到管道限制、第三方建造新管道或扩大现有管道能力和其他因素的影响；
▪公司产品进入市场的机会；
▪公司的信息技术系统及相关数据和控制系统发生重大中断或故障的风险，或可能对公司运营产生不利影响的重大漏洞；
▪与公司履行到期财务义务的能力或以合理价格及时清算资产的能力有关的流动性风险；以及
▪其他影响收入和费用的情形。
该公司使用各种手段寻求减轻和/或最大限度地减少这些风险。本公司维持一项全面的财产损失及业务中断保险计划，以降低风险。通过将工作重点放在具有高度工作利益的大型核心领域并承担关键设施的运营权，可以加强业务控制。产品结构多样化，包括生产天然气和生产各种等级的原油。该公司认为，与对一种商品过度杠杆化相比，这种多元化降低了价格风险。销售原油和天然气的应收账款主要面向原油和天然气行业的客户，存在正常的行业信用风险。本公司寻求通过定期监测对个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险敞口来管理这些风险，并在适当时确保父母担保或信用证到位，并在适当情况下采取其他缓解措施，将违约事件的影响降至最低。衍生金融工具定期被用来帮助确保实现目标，并管理大宗商品价格、外汇和利率敞口。如果衍生金融工具的交易对手不履行合约，本公司可能会蒙受损失；然而，本公司寻求通过与基本上都是投资级金融机构的交易对手签订协议来管理这一信用风险。有关本公司金融工具的安排及政策会不断检讨，并可能因应当时的市况而有所改变。流动性风险的管理要求公司保持足够的现金和现金等价物以及其他资本来源，主要包括经营活动的现金流量、可用的信贷安排、商业票据和进入债务资本市场的机会，以在到期时履行债务。该公司实施了网络安全协议和程序，旨在降低公司信息技术系统以及相关数据和控制系统发生故障或重大破坏的风险。
该公司拥有安全、完整和环境管理体系，以安全、高效和环境可持续的方式回收和处理原油和天然气资源，并降低风险。
该公司的资本结构组合也受到持续监测，以确保其优化灵活性，最大限度地降低成本，并提供最大的增长机会。这包括确定合理的债务水平和可能存在的任何利率敞口风险。
欲了解有关公司风险和不确定性的更多详情，请参阅公司截至2022年12月31日的年度AIF。
环境
公司有一份关于环境管理的公司声明，其中确认环境管理是公司的基本价值。该公司继续投资于人员、成熟的和新的技术、设施和基础设施，以环境可持续的方式高效地回收和处理原油和天然气资源。在新的项目设计和运营中对环境、社会、经济和健康的考虑因素进行评估，以改善环境绩效。采用过程来避免、减轻、最小化或补偿环境影响。该公司与当地社区合作，考虑在其运营附近使用土地的人的利益和价值，并在适当的情况下调整项目，以认识到这些问题。
原油和天然气行业正在经历与遵守环境法规有关的成本递增，特别是在北美和北海。现有和预期的法律和法规可能要求公司解决和减轻其活动对环境的影响。该公司已制定流程，以满足所有现有的环境标准和法规，并已在其资本支出预算中计入适当金额，以继续满足当前的环境保护要求。日益严格的法律法规可能会对公司未来的净收益产生不利影响。
该公司相关的环境风险管理战略包括与立法者和监管机构就任何新的或修订的政策、立法或法规进行合作，以反映可持续发展的平衡方法。针对现有或新立法的具体措施包括关注公司的能源效率、空气排放管理、水管理和土地管理，以将干扰影响降至最低。公司的环境风险管理战略采用环境管理计划(以下简称“计划”)。作为风险管理的一部分，公司通常通过与行业合作伙伴、政府和研究机构的合作努力，开发、评估和实施将改善环境绩效的技术和创新实践。该计划的细节以及业绩结果每季度提交董事会，并由董事会审查。
该计划和公司的运营指南侧重于将运营的影响降至最低，同时满足监管要求、空气质量和排放、地下水和地表水以及生物多样性的区域管理框架、行业运营标准和指南以及公司内部标准。对操作员和承包商的培训和尽职调查是公司环境管理计划的有效性和防止环境保护事故发生的关键。作为该计划的一部分，该公司实施了积极主动的计划，包括：
▪环境规划，以评估影响并实施规避和缓解方案，以维护陆地和水生系统以及高价值生态系统的生物多样性；
▪继续评估减少环境影响的新技术，包括支持加拿大油砂创新联盟(油砂创新联盟)、路径创新机构、加拿大石油技术联盟(“PTAC”)和其他研究机构；
▪通过实施各种CO来缓解公司的气候变化影响2 减排和碳捕获项目，包括：CO2用于提高采收率、一氧化碳的注入2向尾矿和Quest碳捕获和储存设施注入甲烷；甲烷排放减少计划，包括减少甲烷排放的溶液气体保护计划；减少气动设备甲烷排放的设备改造计划；以及公司设施的效率优化；
▪水计划，以提高使用效率和循环率，并减少淡水使用；
▪对所有热力就地作业和采矿作业进行地下水监测；
▪在整个公司运营中实施有效的回收和退役计划。在北美，大片毗连土地的良好废弃和逐步开垦为加强生物多样性和功能性野生动物栖息地奠定了基础。在该公司的国际业务中，穆尔奇森和尼尼安北部的退役活动已经完成，班夫和凯尔的退役活动也在推进；
▪油砂开采中的尾矿管理，最大限度地减少细粒尾矿，促进逐步复垦；
▪监测方案，以评估生物多样性、野生动物和渔业的变化，以管理建设和运营影响，并评估填海成功；
▪参与和支持区域重要资源油砂监测项目；
▪积极的溢油预防和管理方案；
▪支持区域气库监测排放及其沉积情况；以及
▪内部环境管理体系，用于运营设施的合规性审计和检查计划。
本公司的资产报废债务预计将在大约60年的时间内持续清偿，并已使用5.6%的加权平均贴现率进行折现(2021年-4.0%；2020年-3.7%)。2022年，公司的资本支出包括4.49亿美元 放弃支出(3.35亿美元--放弃支出净额)(2021年--3.07亿美元；2020年--2.49亿美元)。有关放弃支出的详细信息，请参阅本MD&A的“非公认会计准则和其他财务措施”一节，净额。本公司于2022年12月31日的预估折现ARO如下：
| | | | | | | | | | | |
(百万美元) | 2022 | | 2021 |
勘探和生产 | | | |
北美 | $ | 4,326 | | | $ | 4,021 | |
| 北海 | 1,011 | | | 821 | |
| 非洲近海 | 143 | | | 170 | |
油砂开采与升级 | 1,427 | | | 1,793 | |
中游与炼油 | 1 | | | 1 | |
| $ | 6,908 | | | $ | 6,806 | |
贴现的ARO是基于对废弃和恢复油井、生产设施、矿场、升级设施和尾矿以及海上生产平台的未来成本的估计。影响成本的因素包括钻井的数量、井深、设施大小和具体的环境法规。估计的未来成本是根据现行法律、行业运作惯例和预期的废弃时间对当前成本进行的估计。
2021年，艾伯塔省能源监管机构(“AER”)宣布了一个新的责任管理框架，强制要求公司关闭不活跃的油井和设施。这些目标于2022年1月1日生效。在2022年期间，AER增加了强制性目标。同样在2022年，萨斯喀彻温省政府推出了非活动负债减少计划，不列颠哥伦比亚省政府更新了休眠和关闭条例，这些条例为这些省份的非活动油井和设施的退役和恢复提供了强制性目标。该公司已经根据设定和预测的年度目标更新了对未来支出的预测，以清偿其ARO负债。因此，公司截至2022年12月31日的ARO负债在虚增和贴现的基础上有所增加，这是由于早先为清偿与关闭非活跃油井和设施相关的负债而预测的支出。
温室气体和其他排放
该公司拥有庞大、多元化和平衡的投资组合和风险管理战略，其中包括综合温室气体减排战略以及对技术和创新的投资，以提高其温室气体业绩。该公司的温室气体综合减排战略包括：1)将减排整合到项目规划和运营中；2)利用技术创造价值和提高绩效；3)投资研发，支持与工业界、企业家、学术界和政府的合作；4)专注于持续改进，以推动长期减排；5)在碳捕获、封存和储存方面处于领先地位；6)参与政策和法规的制定(包括交易能力和抵消排放)；以及7)审查和开发新的商业机会和趋势。
该公司正在参与Path，这是一个油砂生产商联盟，与联邦和省级政府共同努力，以实现到2050年油砂作业温室气体净零排放的目标，以帮助加拿大实现其气候目标，包括其《巴黎协定》承诺和2050年净零目标。
该公司正通过行业协会与加拿大立法者和监管机构合作，制定和实施新的温室气体排放法律和法规，以支持减排并适当反映可持续发展的平衡方法。在内部，该公司正在推行一项综合减排战略，以确保它能够遵守现有和未来的温室气体和空气污染物(如二氧化硫和氮氧化物)的减排要求。该公司继续制定战略，使其能够应对与新的温室气体和空气排放政策相关的风险和机遇。此外，公司正与有关各方合作，确保新政策鼓励技术创新、能源效率和有针对性的研发，同时不影响竞争力。
该公司所在司法管辖区的政府已经或正在制定温室气体法规，作为其国家和国际气候变化承诺的一部分。该公司使用现有的温室气体法规来确定合规成本对当前和未来项目的影响。该公司在其运营的司法管辖区内持续监测温室气体法规的发展，以评估未来法规发展对公司运营和计划项目的影响。在加拿大，联邦政府已经批准了巴黎气候变化协议，承诺到2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少40%-45%。加拿大政府还承诺限制和减少石油和天然气行业的排放，进一步的细节将在2023年制定。2020年12月，联邦政府宣布打算在2030年将碳价格提高到170美元/吨。联邦政府还在开发空气污染物的综合管理系统，并发布了与该公司运营的某些锅炉、加热器和压缩机发动机有关的法规。此外，2022年，联邦政府发布了《清洁燃料条例》，适用于液体燃料(包括汽油、柴油、煤油以及轻质和重质燃料油)的生产商或进口商。
联邦政府定期审查所有省份的碳定价监管制度，以评估各省制度是否符合联邦《温室气体污染价格法》。这种未来的审查可能会影响碳价格和/或省级系统的严格性。
自2020年1月1日起，《温室气体条例》(《碳竞争力激励条例》)被《技术创新与减排条例》(简称《TIER》)取代。TIER的覆盖范围已经扩大到包括该公司在艾伯塔省的所有资产(作为联邦燃料费的替代方案)。2022年12月，艾伯塔省政府公布了自2023年1月1日起生效的TIP变化，减少了该法规下设施的排放分配量。此外，扩大了等级内的排放覆盖范围，以包括所有等级监管设施的燃烧。艾伯塔省的碳价格在2022年为50美元/吨，排放超过分级监管限制，2023年为65美元/吨，与联邦碳定价时间表一致。艾伯塔省政府已经公布了2030年的碳定价时间表，该时间表与该时期的联邦碳定价时间表保持一致。未运营的Scotford Upgrader和西北红水沥青升级机和炼油厂也必须遵守这些规定。
在不列颠哥伦比亚省，碳税目前被评估为每吨CO 50美元2E关于燃料消耗和天然气在该省燃烧和排放的情况。不列颠哥伦比亚省政府实施了一项计划(CleanBC计划)，以部分缓解碳税增加对排放密集型贸易敞口(“Eite”)行业的影响。
作为其草原复原力计划的一部分，萨斯喀彻温省政府有一项法规(《管理和减少温室气体(标准和合规)法规》)适用于排放超过25千吨CO的设施2E年，并要求北唐格尔旗原地重油设施和Senlac原地重油设施达到2020年温室气体排放的削减目标。这一规定还使低于门槛的设施能够聚合并选择加入萨斯喀彻温省的监管系统，作为联邦燃料费的替代方案。
不列颠哥伦比亚省和萨斯喀彻温省政府已经宣布，他们打算遵循联邦碳定价时间表，相关法规预计将于2023年出台。
在马尼托巴省，联邦基于产量的定价系统和碳定价时间表适用于排放量大于或等于10千吨CO的设施2E每年，联邦燃料费适用于CO排放量低于10千吨的设施2E每年。
到2025年，联邦政府承诺将石油和天然气行业的甲烷排放量在2012年的基础上减少40%至45%。联邦政府的甲烷法规于2020年1月1日生效，并在全国范围内适用，除非各省与联邦政府达成对等协议，根据该协议，联邦法规将不会在这些司法管辖区生效。不列颠哥伦比亚省、艾伯塔省和萨斯喀彻温省已经实施了省级甲烷法规，并与联邦政府达成了对等协议。因此，适用的省级甲烷条例适用于西部三省，而联邦甲烷条例适用于马尼托巴省的甲烷排放。2022年，联邦政府宣布了一个扩大甲烷法规的框架，以实现到2030年至少在2012年的基础上减少75%。法规草案预计将于2023年起草。
联邦和省级正在制定空气污染物标准和指南，该公司正在参与这些讨论。正在审查环境空气质量和基于部门的空气排放减少情况。通过公司和行业与利益攸关方的参与，正在制定指导方针，采用与技术发展和运营要求相称的结构化减排过程。
在英国，温室气体法规自2005年以来一直有效。在英国国家分配计划的第一阶段(2005-2007)，该公司的运营低于其首席运营官2分配。在第二阶段(2008-2012)公司的CO2分配减少到低于公司的运营排放量。第三阶段(2013-2020)公司的CO2拨款进一步减少。随着英国于2020年1月31日退出欧盟，新的英国排放交易计划(ETS)于2021年1月1日启动。新计划目前与欧盟ETS规则保持一致，适用于能源密集型行业、发电行业和航空。公司继续专注于实施CO2在其设施和交易机制上提供减排计划的机会，以确保遵守目前生效的要求。
会计政策和准则
监管动态
2021年5月27日，加拿大证券管理人(“CSA”)宣布通过NI 52-112及相关修正案。这项国家文书取代了以前CSA关于非GAAP措施的通知。NI 52-112规定了实体如何列报非GAAP和其他财务指标和比率。从2021年开始，这些要求适用于公司的MD&A和某些其他披露文件。
会计政策的变化
2020年5月，国际会计准则理事会发布了对“国际会计准则”第16号“财产、厂房和设备”的修正，要求在实体准备将资产用于其预期用途时出售所产生的物品所获得的收益在净收益中确认，而不是作为资产成本的减少确认。该等修订于2022年1月1日通过，对本公司的综合财务报表并无重大影响。
关键会计政策和估算
编制财务报表要求公司在应用国际财务报告准则时作出对公司财务业绩有重大影响的估计、假设和判断。实际结果可能与估计的金额不同，这些差异可能是实质性的。本MD&A和截至2022年12月31日的年度经审计的综合财务报表包含了对公司重大会计估计的全面讨论。
A)损耗、折旧及摊销和减值
与勘探及评估原油及天然气资产活动有关的勘探及评估(“E&E”)成本最初已资本化，并包括与取得许可证、技术服务及研究、地震采集、勘探钻探及评估、间接费用及行政费用及任何资产报废成本估计直接相关的成本。在确定开采矿产资源的技术可行性和商业可行性之前，将继续使用E&E资产。开采矿产资源的技术可行性和商业可行性被认为是在评估已探明储量时确定的。与估算已探明储量有关的判断将在下文“原油和天然气储量”中介绍。
根据国际财务报告准则第6号“矿产资源的勘探和评估”，另一种可接受的勘探和勘探成本会计方法是，在获得勘探区域的合法权利后发生的勘探干井和地质和地球物理勘探成本，从所发生期间的净收益中扣除，而不是将其计入勘探和勘探资产。
当事实及情况显示E&E资产的账面值可能超过其可收回金额时，将相关成本与按分部水平合计的相关现金产生单位(“CGU”)的公允价值进行比较，以测试E&E资产的减值。减值迹象包括租约即将到期、基准商品价格长期处于低位、估计可能储量数量大幅下调、估计未来勘探或开发支出大幅增加或适用的立法或法规框架发生重大不利变化。厘定CGU的公允价值需要使用假设及估计，包括未来商品价格、预期生产量、储备量、资产报废责任、未来发展及生产成本、贴现率、所得税及气候相关事宜的潜在影响，并符合相关政府法规。厘定可收回金额时所用假设的改变，可能会影响相关资产及现金流转单位的账面价值。
物业、厂房及设备按成本减去累计损耗及折旧及减值准备计量。勘探及生产环节的原油及天然气性质均按单位产量法在已探明储量之上耗尽，但主要成分除外，而主要成分在其估计可用年限内以直线方法折旧。单位产量损耗率考虑了迄今发生的支出，以及开发已探明储量所需的未来估计开发支出。对已探明储量的估计对净收益有重大影响，因为它们是计算枯竭费用的关键投入。
当事件或情况变化显示一项资产或一组资产的账面价值可能无法收回时，本公司会评估物业、厂房及设备的减值折现率，折现率目前由10%至12%不等。减值迹象包括商品价格长期处于低位、估计储备量大幅下调、估计未来发展支出大幅增加或适用的立法或监管框架发生重大不利变化。如果存在减值迹象，本公司将在CGU水平进行与特定资产相关的可恢复性评估。
B)原油和天然气储量
储量估计基于估计未来价格和生产成本、预期未来生产率以及未来开发支出的时间和金额，所有这些都受到许多不确定性、解读和判断的影响，包括气候相关事项的潜在影响并符合相关政府法规。该公司预计，随着时间的推移，其储量估计将根据更新的信息向上或向下修正。准备金估计数可能对净收益产生重大影响，因为它们是计算损耗、折旧和摊销以及确定潜在资产减值的关键组成部分。例如，对已探明储量估计的修订将导致更高或更低的消耗、折旧和摊销费用对净收益的影响。向下修正储量估计也可能导致E&E以及财产、厂房和设备账面金额的减值。
C)资产报废债务
该公司被要求确认与其财产、厂房和设备相关的ARO责任。与有形长期资产报废有关的ARO责任，在现有或颁布的法律、法规、条例或书面或口头合同产生的法律义务范围内，或通过根据承诺禁止反言原则对合同进行法律解释，予以确认。ARO是基于估计成本，考虑到预期的修复方法和程度符合法律要求、技术进步和场地的可能用途。由于这些估计是针对所涉及的地点的，因此公司的ARO总额有许多独立的假设，包括气候相关事项的潜在影响，并符合相关的政府法规。这些个人假设可能会发生变化。
与长期资产有关的ARO的估计现值在产生这些资产的期间确认为负债。ARO的拨备是通过按照公司加权平均信用调整无风险利率(目前为5.6%)贴现结算ARO的预期未来现金流来估计的。在初步计量后，ARO进行调整，以反映时间的推移、信贷调整利率的变化以及作为债务基础的估计未来现金流的变化。由于时间推移而增加的拨备被确认为资产报废债务增值费用，而贴现率或估计未来现金流量的变化被资本化或从房地产、厂房和设备中取消确认。估计的变化将影响净收益的增加和消耗费用。此外，结算ARO的实际成本和估计成本、清偿债务的现金流时间以及未来通货膨胀率之间的差异可能会导致ARO最终结算的收益或亏损。
D)所得税
本公司采用负债法核算所得税。根据此方法，递延所得税资产及负债乃根据综合财务报表内资产及负债账面值暂时性差异的估计所得税影响及其各自的课税基础，采用预期于收回资产或负债时适用的实际制定的所得税税率予以确认。所得税会计要求公司解释经常变化的法律和法规，包括变化的所得税税率，并就税法的适用、估计暂时性差异逆转的时机和估计税收资产的变现做出某些判断。有许多交易和计算的最终税收决定是不确定的。本公司根据其对最终可能应缴额外税款的可能性的评估，确认对报税职位的负债。
E)风险管理活动
该公司定期使用衍生金融工具来管理其商品价格、外币和利率风险。该等金融工具仅为对冲目的而订立，并不用于投机目的。所有衍生金融工具均按其估计公允价值于综合资产负债表确认。衍生金融工具的估计公允价值乃根据适当的内部估值方法及/或第三方指标厘定。使用估值模型确定的公允价值要求使用有关未来现金流的数量和时间、贴现率和信用风险的假设。在确定这些假设时，公司主要依赖于外部的、容易观察到的报价市场投入，包括原油和天然气远期基准商品价格和波动性、加拿大和美国远期利率收益率曲线以及加拿大和美国汇率(按适当折现至现值)。风险管理负债的账面金额根据公司自身的信用风险进行调整。由此产生的公允价值估计不一定表明在当前市场交易中可以变现或结算的金额，这些差异可能是重大的。
F)采购价格分配
与业务合并有关的收购价格根据收购时的估计公允价值分配给基础收购资产和负债。公允价值的确定要求公司对未来事件作出估计、假设和判断。分配过程本质上是主观的，影响分配给单独可识别资产和负债的金额，包括原油和天然气资产的公允价值，以及递延所得税影响。因此，由于对未来损耗、折旧和摊销费用以及减值测试的影响，收购价格分配会影响公司报告的资产和负债以及未来的净收益。
本公司在确定收购资产和负债的公允价值时作出了各种假设。最重要的假设和判断涉及对原油和天然气资产公允价值的估计。为了确定这些资产的公允价值，该公司估计了原油和天然气储量。储量估计是基于公司内部工程师和外部顾问所做的工作。与这些估计储量相关的判断在上文“原油和天然气储量”中描述。对未来价格的估计是基于行业分析师的价格预测和内部评估得出的价格。该公司将估计未来价格应用于收购的估计储量数量，并估计未来的运营和开发成本，以得出收购物业的估计未来净收入。
G)基于股份的薪酬
本公司在估计已授出购股权的公允价值时，已作出多项假设，包括预期波幅、预期行权时间及未来没收比率。在每个期末，已发行的股票期权将根据负债估计公允价值的变化重新计量。
H)租约
购买、延期和终止选项包括在公司的某些租约中，以提供运营灵活性。为衡量租赁负债，本公司使用判断来评估行使该等选择权的可能性。当重大事件或情况表明行使这些选择的可能性可能发生变化时，将审查这些评估。如果租约中隐含的利率不能轻易确定，本公司还使用估计来确定其递增借款成本。
I)政府补助金
该公司获得或有资格获得政府赠款，包括排放抵免和为应对新冠肺炎影响而引入的赠款。当有合理保证公司将遵守赠款附带的条件，并且赠款将收到时，政府赠款将在净收益中确认。根据艾伯塔省法规产生的排放业绩和抵销信用额度最初按公允价值记录，由确认信用额度时有效的艾伯塔省额度基金合规率确定。
控制环境
本公司管理层，包括首席财务官总裁和财务及首席会计官总裁副总监，对截至2022年12月31日的披露控制和程序的有效性进行了评估，得出的结论是，披露控制和程序有效，以确保公司在提交给加拿大和美国证券监管机构的年报和其他报告中要求披露的信息在指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并积累这些信息并传达给公司管理层，以便及时就所需披露做出决定。
公司管理层，包括财务总监总裁和财务总监总裁副，也对截至2022年12月31日财务报告内部控制的有效性进行了评估，得出财务报告内部控制有效的结论。此外，本公司于2022年期间的财务报告内部控制并无重大影响或合理地可能重大影响财务报告内部控制的变动。
虽然公司管理层认为，公司对财务报告的披露控制和程序以及内部控制提供了合理水平的有效保证，但他们认识到所有控制系统都有固有的局限性。由于其固有的局限性，该公司的控制系统可能无法防止或检测到错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
非公认会计准则和其他财务指标
本MD&A包括对NI 52-112中定义的非GAAP和其他财务指标的引用。这些财务指标被公司用来评估其财务业绩、财务状况或现金流，包括非GAAP财务指标、非GAAP比率、分部总数指标、资本管理指标和补充财务指标。这些财务计量没有由《国际财务报告准则》定义，因此被称为非公认会计准则和其他财务计量。本公司使用的非公认会计准则和其他财务计量可能无法与其他公司提出的类似计量相比较，并且不应被视为替代或比本公司经审计的综合财务报表中提出的最直接可比财务计量(视情况而定)更有意义，以显示本公司的业绩。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，提供如下。
调整后的营业净收益(亏损)
调整后的营业净收益(亏损)是一种非公认会计准则财务计量，它调整公司综合收益(亏损)表中列示的扣除税后的非营业项目的净收益(亏损)。该公司认为调整后的运营净收益(亏损)是评估其业绩的关键指标，因为它表明了公司从其核心业务领域产生税后运营收益的能力。调整后的营业净收益(亏损)对账如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净收益(亏损) | | $ | 10,937 | |
| $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
基于股份的薪酬，扣除税收后的净额(1) | | 780 | |
| 495 | | | (86) | |
未实现风险管理(收益)损失，税后净额(2) | | (25) | |
| 16 | | | (31) | |
未实现汇兑损失(收益)，税后净额(3) | | 852 | |
| (205) | | | (116) | |
已实现汇兑(收益)损失，税后净额(4) | | (62) | | | 118 | | | (166) | |
收购收益，税后净额(5) | | — | |
| (478) | | | (217) | |
(收益)投资损失，税后净额(6) | | (182) | | | (132) | | | 185 | |
可收回费用，税后净额(7) | | 651 | | | — | | | — | |
其他，扣除税收后的净额 (8) | | (88) | | | (58) | | | 110 | |
| | | | | | |
| 非经营性项目，税后净额 | | 1,926 | | | (244) | | | (321) | |
| 调整后的营业净收益(亏损) | | $ | 12,863 | | | $ | 7,420 | | | $ | (756) | |
(1)基于股票的薪酬包括根据公司的股票期权计划和PSU计划发生的成本。基于股份的薪酬的公允价值在公司的资产负债表上确认为负债，公允价值的定期变化在净收益(亏损)中确认。2022年基于股份的税前薪酬支出为8.04亿美元(2021年-5.14亿美元支出；2020年-8200万美元复苏)。
(2)衍生金融工具在公司资产负债表上按公允价值确认，非指定对冲的公允价值变动在净收益(亏损)中确认。由于被套期保值的标的项目(主要是原油、天然气和外汇)的价格变化，最终实现的金额可能与公司经审计的综合财务报表中反映的金额存在实质性差异。2022年税前未实现风险管理收益为2800万美元(2021年-亏损1900万美元；2020年-收益3900万美元)。
(3)未实现汇兑损失和收益主要来自将以美元计价的长期债务换算为期末汇率，部分被交叉货币互换的影响所抵消，并在净收益(亏损)中确认。这些未实现汇兑损失和收益的税前和税后金额是相同的。
(4)于2022年期间，本公司提前偿还了原定于2023年1月15日到期的10亿美元2.95%的债务证券，导致实现汇兑损失700万美元。此外，于2022年期间，本公司结算了5.5亿美元交叉货币掉期，指定作为2038年3月到期的11.亿美元6.25%美元债务证券的部分现金流对冲，从而实现外汇收益6900万美元。2021年，公司偿还了5亿美元3.45%的债务证券，导致实现汇兑损失1.18亿美元。于2020年内，本公司结算了5亿美元的交叉货币掉期，被指定为原定于2021年11月到期的5亿美元3.45%美元债务证券的现金流对冲，从而实现外汇收益1.66亿美元。这些已实现汇兑损益的税前和税后金额相同。
(5)在2021年期间，该公司完成了两次收购，税前和税后收益为4.78亿美元。于2020年内，本公司确认与收购彩马有关的税前及税后收益2.17亿美元。
(6)本公司的投资已按公允价值通过损益入账，并在每个期间以净收益(亏损)确认的损失(收益)计量。对这些(收益)投资损失的净税收影响为零。
(7)公司于2022年12月31日确认了16.2亿美元的损耗、折旧和摊销的可回收费用，这与北海尼尼安油田的储量注销有关。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。
(8)在2022年，该公司确认了省级井场修复计划下1.14亿美元(2021-7500万美元)的政府赠款收入的影响。2020年，该公司确认了与Keystone XL管道项目有关的运输、混合和原料费用1.43亿美元。
调整后的资金流动
调整后的资金流量是一种非公认会计原则的财务衡量标准，代表公司综合现金流量表中列报的经营活动的现金流量，根据非现金营运资本的净变化、不包括省级井场修复计划下的政府赠款收入的影响的放弃支出以及其他长期资产的变动进行调整。该公司认为调整后的资金流是评估其业绩的关键指标，因为它表明公司有能力通过资本投资产生必要的现金流，为未来的增长提供资金，并偿还债务。调整后的资金流与业务活动的现金流的对账如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
经营活动的现金流 | | $ | 19,391 | |
| $ | 14,478 | | | $ | 4,714 | |
| 非现金营运资金净变动 | | (79) | |
| (964) | | | 166 | |
放弃支出，净额(1) | | 335 | |
| 232 | | | 249 | |
其他长期资产的变动(2) | | 144 | |
| (13) | | | 71 | |
调整后的资金流动 | | $ | 19,791 | | | $ | 13,733 | | | $ | 5,200 | |
(1)非公认会计准则财务衡量标准。对放弃支出的核对，净额列于下文“放弃支出，净额”一节。
(2)包括股票红利计划的未摊销成本、递延PRT回收的应计利息、对NWRP的次级债务预付款的应计利息和预付服务成本通行费。
调整后每股运营净收益(亏损)和调整后资金流(基本和摊薄)
调整后的营业净收益(亏损)和调整后的每股普通股(基本和摊薄)资金流是非GAAP比率，表示这些非GAAP计量除以当期已发行的基本和摊薄普通股的加权平均数，如本公司经审计的综合财务报表附注17所示。这些以每股为基础披露的非公认会计原则计量，可以与公司根据国际财务报告准则编制的财务报表中披露的每股金额进行比较。
放弃支出，净额
放弃支出净额是一种非公认会计准则的财务计量，代表公司年度资本预算中反映的用于清偿资产报废债务的放弃支出。放弃支出，净额按放弃支出计算，如本公司经审计的综合现金流量表所示，根据省级井场修复计划下的政府赠款收入的影响进行调整。放弃支出的对账，净额如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
遗弃支出 | | $ | 449 | |
| $ | 307 | | | $ | 249 | |
| 政府为遗弃支出提供的赠款 | | (114) | |
| (75) | | | — | |
| | | | | | |
放弃支出，净额 | | $ | 335 | | | $ | 232 | | | $ | 249 | |
净额回扣
净回扣是一种非公认会计准则比率，表示在扣除与将产品推向市场相关的所有成本的影响后，以单位为单位的核心活动提供的净现金流量。本公司认为净收益是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司活动的效率和盈利能力。请参阅本MD&A的“经营要点-勘探和生产”、“单位业绩-勘探和生产”和“单位业绩-油砂开采和升级”部分，了解原油和天然气、天然气的单位净值计算和总桶油当量的计算。
净回款计算包括非公认会计准则财务措施：已实现价格和运输，在下面与公司经审计的综合财务报表附注22中各自的项目对账。
实际价格(美元/bbl和美元/boe)-勘探和生产
已实现价格(美元/桶和美元/BOE)是非GAAP比率，计算方法为已实现原油和NGL销售额与已实现BOE销售额(非GAAP财务指标)除以各自的销售量。已实现的原油和液化石油气销售以及已实现的京东方销售总额包括混合成本和其他副产品销售的影响。该公司认为实现价格是评估其业绩的关键指标，因为它表明了公司在市场上获得的原油和天然气液化石油气销售量以及京东方销售量的实现单价。
勘探和生产、已实现原油和天然气液化天然气销售和京东方销售的对账以及已实现价格的计算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括桶/日和美元/桶) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
原油和天然气液化石油气(bbl/d) | | | | | | | | | | | | | |
北美 | | | | | | | | | 480,691 | | | 471,331 | | | 465,073 | |
国际 | | | | | | | | | | | | | |
| 北海 | | | | | | | | | 13,215 | | | 18,942 | | | 22,852 | |
| 非洲近海 | | | | | | | | | 14,866 | | | 13,452 | | | 17,017 | |
国际合计 | | | | | | | | | 28,081 | | | 32,394 | | | 39,869 | |
| 总销售量 | | | | | | | | | 508,772 | |
| 503,725 | | | 504,942 | |
| | | | | | | | | | | | | |
原油和液化石油气销售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 22,072 | |
| $ | 15,505 | | | $ | 8,215 | |
| | | | | | | | | | | | | |
减去：混合成本(3) | | | | | | | | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 已实现的原油和NGL销售 | | | | | | | | | $ | 16,833 | | | $ | 11,713 | | | $ | 5,894 | |
| 已实现价格(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 90.64 | | | $ | 63.71 | | | $ | 31.90 | |
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)包括该分部的其他杂项收入。
(3)混合成本是运输、混合和原料费用的一个组成部分，如下文“运输-勘探和生产”一节所述。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括BOE/d和$/BOE) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
桶油当量(英国央行/日) | | | | | | | | | | | | | |
| 北美 | | | | | | | | | 826,526 | | | 751,330 | | | 706,799 | |
| 国际 | | | | | | | | | | | | | |
北海 | | | | | | | | | 13,598 | | | 19,512 | | | 24,805 | |
非洲近海 | | | | | | | | | 16,933 | | | 15,385 | | | 19,517 | |
| 国际合计 | | | | | | | | | 30,531 | | | 34,897 | | | 44,322 | |
总销售量 | | | | | | | | | 857,057 | |
| 786,227 | | | 751,121 | |
| | | | | | | | | | | | | |
桶油当量销售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 27,071 | |
| $ | 18,025 | | | $ | 9,511 | |
| | | | | | | | | | | | | |
减去：混合成本(3) | | | | | | | | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
减去：硫磺(收入)支出 | | | | | | | | | (88) | |
| (21) | | | 4 | |
| | | | | | | | | | | | | |
已实现的桶油当量销售 | | | | | | | | | $ | 21,920 | | | $ | 14,254 | | | $ | 7,186 | |
实现价格(美元/BOE) | | | | | | | | | $ | 70.07 | | | $ | 49.67 | | | $ | 26.15 | |
(1)在公司经审计的综合财务报表附注22中，石油当量销售包括原油和液化石油气销售以及天然气销售。
(2)包括该分部的其他杂项收入。
(3)混合成本是运输、混合和原料费用的一个组成部分，如下文“运输-勘探和生产”一节所述。
运输-勘探和生产
运输($/BOE、$/bbl和$/mcf)是非公认会计准则比率，计算方法为运输(非公认会计准则财务衡量标准)除以各自的销售量。该公司计算运输是为了证明其向市场交付产品的成本，不包括混合成本的影响。勘探和生产运输的对账和每单位运输的计算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万元，不包括每单位款额的$) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
运输、混合和原料(1) | | | | | | | | | $ | 6,401 | | | $ | 4,780 | | | $ | 3,409 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 减去：混合成本 | | | | | | | | | 5,239 | |
| 3,792 | | | 2,321 | |
较少：其他(2) | | | | | | | | | — | | | — | | | 143 | |
| 交通运输 | | | | | | | | | $ | 1,162 | | | $ | 988 | | | $ | 945 | |
| 运输费(美元/京东方) | | | | | | | | | $ | 3.72 | |
| $ | 3.44 | | | $ | 3.44 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 归因于原油和NGL的金额 | | | | | | | | | $ | 767 | | | $ | 710 | | | $ | 711 | |
| 运输费(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 4.13 | | | $ | 3.86 | | | $ | 3.85 | |
| 归因于天然气的数量 | | | | | | | | | $ | 395 | |
| $ | 278 | | | $ | 234 | |
| 交通费(美元/mcf) | | | | | | | | | $ | 0.51 | | | $ | 0.45 | | | $ | 0.43 | |
(1)运输、混合和原料在公司经审计的合并财务报表附注22中。
(2)运输不包括2020年确认的与Keystone XL管道项目有关的1.43亿美元经费的影响。
北美-已实现的产品价格和版税
已实现原油和NGL价格(美元/桶)是非GAAP比率，计算方法为已实现原油和NGL销售额(非GAAP财务衡量标准)除以销售量。已实现的原油和NGL销售包括混合成本的影响。本公司认为已实现原油和NGL价格是评估其业绩的关键指标，因为它表明了公司在市场上获得的原油和NGL销售量的已实现单位价格。
原油和NGL特许权使用费费率是一个非GAAP比率，计算方法为原油和NGL特许权使用费除以已实现的原油和NGL销售额。该公司认为原油和NGL特许权使用费费率是评估其业绩的关键指标，因为它描述了公司每单位原油和NGL销售量的特许权使用费。
北美已实现原油和NGL销售的对账，以及已实现原油和NGL价格和特许权使用费的计算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括$/桶和特许权使用费) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
原油和液化石油气销售(1) | | $ | 20,755 | |
| $ | 14,478 | | | $ | 7,480 | |
减去：混合成本(2) | | 5,239 | | | 3,792 | | | 2,321 | |
| 已实现的原油和NGL销售 | | $ | 15,516 | | | $ | 10,686 | | | $ | 5,159 | |
| 已实现原油和NGL价格(美元/桶) | | $ | 88.43 | | | $ | 62.10 | | | $ | 30.31 | |
| | | | | | |
原油和NGL特许权使用费(3) | | $ | 3,445 | |
| $ | 1,558 | | | $ | 464 | |
| 原油和NGL特许权使用费 | | 22% | | 15% | | 9% |
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)混合成本是运输、混合和原料费用的一个组成部分，如上文“运输-勘探和生产”一节所述。
(3)该项目是本公司经审计综合财务报表附注22所载特许权使用费的组成部分。
已实现的产品价格和运输--油砂开采和升级
SCO已实现销售价格(美元/桶)是按照SCO已实现销售额(非GAAP财务衡量标准)计算的非公认会计原则比率，包括混合和原料成本的影响，除以SCO销售额。本公司认为上海合作组织的已实现销售价格是评估其业绩的关键指标，因为它显示了本公司在市场上获得的上海合作组织销售额的已实现单位价格。
运输(美元/桶)是非公认会计准则比率，计算方法为运输(一项非公认会计准则财务指标)除以上海合作组织的销售额。该公司计算运输以证明其向市场交付产品的成本，不包括混合和原料成本的影响。
油砂开采和升级的对账已实现上海合作组织的销售和运输，以及按单位计算的已实现的上海合作组织销售价格和运输如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括桶/日和美元/桶) | | | | | | | | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| SCO销售量(桶/日) | | | | | | | | | 428,820 | |
| 447,230 | | | 415,741 | |
| | | | | | | | | | | | | |
原油和液化石油气销售(1) (2) | | | | | | | | | $ | 20,804 | |
| $ | 14,033 | | | $ | 7,389 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 减去：混合和原料成本 | | | | | | | | | 2,384 | | | 1,309 | | | 695 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 已实现上合组织销售 | | | | | | | | | $ | 18,420 | | | $ | 12,724 | | | $ | 6,694 | |
| 已实现的SCO销售价格(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 117.69 | | | $ | 77.95 | | | $ | 43.98 | |
| | | | | | | | | | | | | |
运输、混合和原料(3) | | | | | | | | | $ | 2,652 | | | $ | 1,505 | | | $ | 881 | |
| 减去：混合和原料成本 | | | | | | | | | 2,384 | |
| 1,309 | | | 695 | |
| 交通运输 | | | | | | | | | $ | 268 | | | $ | 196 | | | $ | 186 | |
| 运输费(美元/桶) | | | | | | | | | $ | 1.71 | | | $ | 1.21 | | | $ | 1.23 | |
(1)原油和液化石油气销售在公司经审计的综合财务报表附注22中。
(2)不包括与原油和NGL销售无关的其他杂项收入。
(3)运输、混合和原料在公司经审计的合并财务报表附注22中。
资本支出净额
资本支出净额是一项非公认会计准则财务指标，代表公司经审计的综合现金流量表中列报的用于投资活动的现金流量，根据非现金营运资本净变化、投资收益、偿还西北铁路公司次级债务预付款、放弃支出(包括省级井场修复计划下的政府赠款收入的影响)以及清偿收购中承担的长期债务的净变化进行了调整。本公司认为资本支出净额是评估其业绩的关键指标，因为它提供了与本公司年度资本预算相比的对本公司资本支出活动的了解。资本支出净额的对账如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 用于投资活动的现金流 | | $ | 4,987 | |
| $ | 3,703 | | | $ | 2,819 | |
| 非现金营运资金净变动 | | 149 | | | 107 | | | (383) | |
| 投资收益 | | — | | | 128 | | | — | |
| 偿还西北太平洋次级债务垫款 | | — | | | 555 | | | 124 | |
| 资本支出 | | 5,136 | |
| 4,493 | | | 2,560 | |
放弃支出，净额(1) | | 335 | | | 232 | | | 249 | |
结清所获得的长期债务(2) | | — | |
| 183 | | | 397 | |
资本支出净额(3) | | $ | 5,471 | | | $ | 4,908 | | | $ | 3,206 | |
(1)非公认会计准则财务衡量标准。放弃支出的对账，净额列于上文“放弃支出，净额”一节。
(2)涉及在2021年收购Storm和2020年收购Paint Pony时承担的长期债务的清偿。
(3)2022年，包括39.56亿美元的基本资本支出，4.7亿美元的房地产、厂房和设备购置以及净勘探和评估资产处置，以及10.45亿美元的战略增长资本支出。战略增长资本支出是指公司自由现金流的分配，这些自由现金流将用于战略资本增长机会，这些机会的目标是增加未来时期的产量，并超过公司资本预算中概述的本财年的基本资本支出。
流动性
流动资金是一种非公认会计准则的财务指标，代表随时可用的未提取银行信贷、现金和现金等价物以及其他高流动性资产的可用性，以满足短期资金需求并帮助评估公司的财务状况。本公司对流动资金的计算如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元) | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 未提取的银行信贷安排 | | $ | 5,520 | |
| $ | 6,098 | | | $ | 4,958 | |
| 现金和现金等价物 | | 920 | | | 744 | | | 184 | |
| 投资 | | 491 | |
| 309 | | | 305 | |
| 流动性 | | $ | 6,931 | | | $ | 7,151 | | | $ | 5,447 | |
长期债务，净额
长期债务净额是一种资本管理措施，代表长期债务减去现金和现金等价物，如本公司经审计的综合财务报表附注16所披露。
债务与账面资本之比
债务账面资本比率是一项资本管理措施，旨在使财务报表使用者能够评估本公司的资本结构，如本公司经审计的综合财务报表附注16所披露。
平均使用资本的税后回报
本公司定义的平均已动用资本的税后回报率为非公认会计准则比率。该比率以12个月往绩期间的净收益(亏损)加上税后利息和其他融资费用计算；以12个月往绩期间的平均已动用资本(定义为流动和长期债务加上股东权益)的百分比计算。本公司认为这一比率是评估本公司创造利润的能力和资本使用效率的关键指标。本公司平均已动用资本的税后回报对账如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(百万美元，不包括比率) | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 利息调整后税后回报： | | | | | |
| 净收益(亏损)，往绩12个月 | $ | 10,937 | | | $ | 7,664 | | | $ | (435) | |
利息和其他融资费用，扣除税后，12个月顺差 (1) | 424 | | | 547 | | | 571 | |
| 利息调整后税后回报 | $ | 11,361 | | | $ | 8,211 | | | $ | 136 | |
| | | | | |
12个月平均流动部分长期债务 (2) | $ | 1,359 | | | $ | 1,483 | | | $ | 1,842 | |
12个月平均长期债务(2) | 11,761 | | | 16,769 | | | 20,162 | |
12个月平均普通股股东权益 (2) | 38,218 | | | 34,458 | | | 33,026 | |
| 12个月平均使用资本 | $ | 51,338 | | | $ | 52,710 | | | $ | 55,030 | |
| | | | | |
| 平均使用资本的税后回报 | 22% | | 16% | | —% |
(1)2022年12月31日的混合利率为23%，2021年12月31日为23%，2020年12月31日为24%。
(2)就这项非公认会计原则比率而言，平均流动及长期债务及普通股股东权益的计量是在一致的基础上厘定，即各呈列期间12个月拖尾期的期初及季度期末价值的平均值。
展望
该公司继续实施其保持各种不同项目的大型投资组合的战略，公司相信这将使其能够在较长一段时间内实现产量的持续增长并创造股东价值。年度预算是根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡而制定和审查的，并在必要时进行修订。该公司在其所有物业中保持较高的所有权和经营权水平，因此可以控制其每个项目领域的资本支出的性质、时间和范围。
2023年基本建设预算
2022年11月30日，公司公布了2023年基础资本预算 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年以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。
其他
敏感度分析
下表显示了由于某些关键变量的变化而产生的经营活动现金流量和净收益的年化敏感性。该分析基于2022年第四季度的业务状况和销售额，不包括风险管理活动的按市值计价的收益(亏损)，不一定预示未来的业绩。敏感度分析中的每个单独的行项仅在所有其他变量保持不变的情况下显示该变量的变化的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 经营活动的现金流 (百万美元) | | 经营活动的现金流 (按普通 共享，基本) | | 网络 收益 (亏损) (百万美元) | | 网络 收益 (亏损) (按普通 共享，基本) |
价格变动 | | | | | | | |
| 原油-WTI美元/桶 | | | | | | | |
| 不包括金融衍生工具 | $ | 300 | | | $ | 0.26 | | | $ | 300 | | | $ | 0.26 | |
| | | | | | | |
| 天然气-AECO加元0.10加元/立方米 | | | | | | | |
| 不包括金融衍生工具 | $ | 36 | | | $ | 0.03 | | | $ | 36 | | | $ | 0.03 | |
| 包括金融衍生品 | $ | 35 | | | $ | 0.03 | | | $ | 35 | | | $ | 0.03 | |
音量变化 | | | | | | | |
| 原油--10000桶/日 | $ | 165 | | | $ | 0.15 | | | $ | 140 | | | $ | 0.12 | |
| 天然气-10MMcf/d | $ | 11 | | | $ | 0.01 | | | $ | 7 | | | $ | 0.01 | |
外币汇率变动 | | | | | | | |
美元零点零点一美元 (1) | | | | | | | |
| 包括金融衍生品 | $ | 280 | | | $ | 0.25 | | | $ | 146 | | | $ | 0.13 | |
利率变动-1% | $ | 4 | | | $ | — | | | $ | 4 | | | $ | — | |
(1)有关财务工具的详情，请参阅本公司截至2022年12月31日的经审计综合财务报表附注19。
未计特许权使用费的分部日产量
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然气液化石油气 (bbl/d) | | | | | | | |
| 北美-勘探和生产 | 484,280 | | 477,478 | | 471,632 | | 486,559 | | 479,971 | | 472,621 | | 460,443 | |
北美--油砂开采和升级 (1) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 国际 | | | | | | | |
| 北海 | 15,961 | | 10,788 | | 10,855 | | 14,006 | | 12,890 | | 17,633 | | 23,142 | |
| 非洲近海 | 15,742 | | 15,119 | | 13,638 | | 12,909 | | 14,343 | | 14,017 | | 17,022 | |
| 国际合计 | 31,703 | | 25,907 | | 24,493 | | 26,915 | | 27,233 | | 31,650 | | 40,164 | |
原油总量和天然气负荷量 | 945,809 | | 860,338 | | 983,678 | | 942,258 | | 933,149 | | 952,404 | | 917,958 | |
天然气 (MMcf/d) (2) | | | | | | | |
| 北美 | 1,988 | | 2,089 | | 2,117 | | 2,105 | | 2,075 | | 1,680 | | 1,450 | |
| 国际 | | | | | | | |
| 北海 | 3 | | 2 | | 1 | | 3 | | 2 | | 3 | | 12 | |
| 非洲近海 | 15 | | 14 | | 14 | | 7 | | 13 | | 12 | | 15 | |
| 国际合计 | 18 | | 16 | | 15 | | 10 | | 15 | | 15 | | 27 | |
天然气总量 | 2,006 | | 2,105 | | 2,132 | | 2,115 | | 2,090 | | 1,695 | | 1,477 | |
桶油当量 (英国央行/日) | | | | | | | |
| 北美-勘探和生产 | 815,632 | | 825,664 | | 824,358 | | 837,348 | | 825,806 | | 752,620 | | 702,168 | |
北美--油砂开采和升级(1) | 429,826 | | 356,953 | | 487,553 | | 428,784 | | 425,945 | | 448,133 | | 417,351 | |
| 国际 | | | | | | | |
| 北海 | 16,435 | | 11,103 | | 11,072 | | 14,526 | | 13,273 | | 18,203 | | 25,095 | |
| 非洲近海 | 18,287 | | 17,427 | | 15,957 | | 14,021 | | 16,410 | | 15,950 | | 19,522 | |
| 国际合计 | 34,722 | | 28,530 | | 27,029 | | 28,547 | | 29,683 | | 34,153 | | 44,617 | |
| 总桶油当量 | 1,280,180 | | 1,211,147 | | 1,338,940 | | 1,294,679 | | 1,281,434 | | 1,234,906 | | 1,164,136 | |
(1)未计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量。
(2)天然气产量接近销售量。
每单位结果–勘探和生产
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl) (1) | | | | | | | |
已实现价格(2) | $ | 93.54 | | $ | 115.26 | | $ | 84.91 | | $ | 69.34 | | $ | 90.64 | | $ | 63.71 | | $ | 31.90 | |
交通运输(2) | 4.18 | | 4.13 | | 4.10 | | 4.11 | | 4.13 | | 3.86 | | 3.85 | |
已实现价格，运输净额 (2) | 89.36 | | 111.13 | | 80.81 | | 65.23 | | 86.51 | | 59.85 | | 28.05 | |
版税 (3) | 17.80 | | 25.01 | | 19.48 | | 13.56 | | 18.91 | | 8.59 | | 2.59 | |
生产费用 (4) | 15.80 | | 19.58 | | 16.86 | | 20.37 | | 18.17 | | 14.71 | | 12.42 | |
净额回扣(2) | $ | 55.76 | | $ | 66.54 | | $ | 44.47 | | $ | 31.30 | | $ | 49.43 | | $ | 36.55 | | $ | 13.04 | |
天然气($/mcf) (1) |
|
|
|
|
|
| |
已实现价格 (5) | $ | 5.26 | | $ | 7.93 | | $ | 6.57 | | $ | 6.39 | | $ | 6.55 | | $ | 4.07 | | $ | 2.40 | |
交通运输 (6) | 0.50 | | 0.52 | | 0.51 | | 0.55 | | 0.51 | | 0.45 | | 0.43 | |
已实现价格，运输净额 | 4.76 | | 7.41 | | 6.06 | | 5.84 | | 6.04 | | 3.62 | | 1.97 | |
版税 (3) | 0.42 | | 0.89 | | 0.61 | | 0.51 | | 0.61 | | 0.22 | | 0.08 | |
生产费用 (4) | 1.31 | | 1.17 | | 1.16 | | 1.25 | | 1.22 | | 1.18 | | 1.18 | |
净额回扣 | $ | 3.03 | | $ | 5.35 | | $ | 4.29 | | $ | 4.08 | | $ | 4.21 | | $ | 2.22 | | $ | 0.71 | |
桶油当量(美元/京东方) (1) |
|
|
|
|
|
| |
已实现价格(2) | $ | 69.66 | | $ | 88.07 | | $ | 66.04 | | $ | 56.83 | | $ | 70.07 | | $ | 49.67 | | $ | 26.15 | |
交通运输(2) | 3.72 | | 3.70 | | 3.64 | | 3.80 | | 3.72 | | 3.44 | | 3.44 | |
已实现价格，运输净额 (2) | 65.94 | | 84.37 | | 62.40 | | 53.03 | | 66.35 | | 46.23 | | 22.71 | |
版税 (3) | 11.88 | | 17.03 | | 12.88 | | 9.31 | | 12.75 | | 5.98 | | 1.89 | |
生产费用 (4) | 12.70 | | 14.44 | | 12.68 | | 15.17 | | 13.76 | | 11.98 | | 10.67 | |
净额回扣 (2) | $ | 41.36 | | $ | 52.90 | | $ | 36.84 | | $ | 28.55 | | $ | 39.84 | | $ | 28.27 | | $ | 10.15 | |
(1)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。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法是版税除以各自的销售量。
(4)计算方法为生产费用除以各自的销售量。
(5)计算方法为天然气销售量除以天然气销售量。
(6)计算方法为天然气运输费用除以天然气销售量。
单位业绩--油砂开采和升级
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 | 2020 |
原油和天然气液化石油气($/bbl) (1) | | | | | | | |
已实现的SCO销售价格(2) | $ | 112.05 | | $ | 137.60 | | $ | 120.91 | | $ | 103.79 | | $ | 117.69 | | $ | 77.95 | | $ | 43.98 | |
沥青特许权使用费(3) | 13.51 | | 31.63 | | 24.87 | | 14.48 | | 20.71 | | 6.62 | | 0.51 | |
交通运输(2) | 1.55 | | 2.05 | | 1.55 | | 1.80 | | 1.71 | | 1.21 | | 1.23 | |
生产费用 (4) | 24.60 | | 33.76 | | 22.35 | | 25.48 | | 26.04 | | 20.91 | | 20.46 | |
净额回扣 (2) | $ | 72.39 | | $ | 70.16 | | $ | 72.14 | | $ | 62.03 | | $ | 69.23 | | $ | 49.21 | | $ | 21.78 | |
(1)关于上海合作组织的销售额，请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”一节。
(2)非公认会计准则比率。请参阅本MD&A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)计算方法为版税除以销售量。
(4)计算方法为生产成本除以销售量。
交易及股票统计数字
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | 2022 | 2021 |
多伦多证券交易所-C$ | | | | | | |
| 交易量(千) | 408,106 | | 378,433 | | 401,112 | | 346,071 | | 1,533,722 | | 1,568,872 | |
| 股价(美元/股) | | | | | | |
| 高 | $ | 80.13 | | $ | 88.18 | | $ | 75.95 | | $ | 84.25 | | $ | 88.18 | | $ | 55.59 | |
| 低 | $ | 54.20 | | $ | 64.20 | | $ | 58.75 | | $ | 66.42 | | $ | 54.20 | | $ | 28.67 | |
| 关 | $ | 77.41 | | $ | 69.17 | | $ | 64.30 | | $ | 75.19 | | $ | 75.19 | | $ | 53.45 | |
| 截至12月31日的市值(百万美元) | | | | | $ | 82,907 | | $ | 62,449 | |
流通股 (千人) | | | | | 1,102,636 | | 1,168,369 | |
纽约证券交易所--美元 | | | | | | |
| 交易量(千) | 243,414 | | 176,133 | | 187,207 | | 148,968 | | 755,722 | | 795,605 | |
| 股价(美元/股) | | | | | | |
| 高 | $ | 64.10 | | $ | 70.60 | | $ | 58.60 | | $ | 62.57 | | $ | 70.60 | | $ | 44.33 | |
| 低 | $ | 42.32 | | $ | 49.37 | | $ | 44.45 | | $ | 48.43 | | $ | 42.32 | | $ | 22.40 | |
| 关 | $ | 61.98 | | $ | 53.68 | | $ | 46.57 | | $ | 55.53 | | $ | 55.53 | | $ | 42.25 | |
| 截至12月31日的市值(百万美元) | | | | | $ | 61,229 | | $ | 49,364 | |
流通股
人(千人) | | | | | 1,102,636 | | 1,168,369 | |
更多信息披露
认证
所要求的披露载于本年度报告的表格40-F的附件31.1、31.2、32.1和32.2。
披露控制和程序
在注册人截至2022年12月31日的财政年度结束时，加拿大自然公司的管理层在加拿大自然公司的首席执行官和首席财务官的参与下，对加拿大自然公司的“披露控制和程序”(该术语在修订后的1934年证券交易法(“交易法”)规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义)的有效性进行了评估。在评估的基础上，加拿大自然公司的首席执行官和首席财务官得出的结论是，截至本会计年度结束，加拿大自然公司的披露控制和程序是有效的，以确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息：(I)在证券交易委员会规则和表格规定的时间段内记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)积累并传达给加拿大自然公司的管理层，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
应该指出的是，尽管加拿大自然公司的首席执行官和首席财务官认为，加拿大自然公司的披露控制和程序为其有效性提供了合理的保证，但他们并不期望加拿大自然公司的披露控制和程序或财务报告的内部控制将防止所有错误和欺诈。一个控制系统，无论构思或运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，确保控制系统的目标得以实现。
管理层关于财务报告内部控制的年度报告
所要求的披露包括在作为本Form 40-F年度报告的一部分提交的加拿大自然公司截至2022年12月31日的财政年度经审计的综合财务报表的《管理层对财务报告的内部控制评估》中。
注册会计师事务所认证报告
所要求的披露包括在加拿大自然公司截至2022年12月31日的财政年度经审计的综合财务报表所附的《独立注册会计师事务所报告》中，该报告是本Form 40-F年度报告的一部分。
财务报告内部控制的变化
在截至2022年12月31日的财政年度内，加拿大自然公司对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对加拿大自然公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。
依据规例Btr发出的通知
没有。
审计委员会财务专家
加拿大自然公司董事会已决定C.M.Best女士和W.A.Gobert先生均有资格在其审计委员会任职为“审计委员会财务专家”(如一般指示B第8(B)段所界定)。C.M.Best女士和W.A.Gobert先生，以及加拿大自然公司董事会审计委员会的所有成员都是“独立的”，这一术语在纽约证券交易所的规则中有定义。
道德准则
加拿大自然公司有一套长期存在的诚信、商业道德和行为准则(“道德准则”)，其中涵盖了雇佣标准、利益冲突、机密信息的处理和加拿大自然公司股票的交易等主题，旨在确保加拿大自然公司的业务始终以合法和道德的方式进行。每个董事和所有员工，包括每个高级管理人员，更具体地说是首席执行官、首席财务官、首席会计官或财务总监以及履行类似职能的人员，都必须遵守道德守则。董事会的提名、治理和风险委员会每年审查道德准则，以确保其涉及适当的主题和遵守监管要求，并建议任何适当的修改以供董事会批准。
对《道德守则》的任何豁免或修改都必须得到董事会的批准，并将适当披露。在过去的财政年度中，没有任何豁免，包括默示豁免，不受《道德守则》任何规定的约束。
《道德守则》可通过电子文件及分析和检索系统(SEDAR)查阅，网址为www.sedar.com。
加拿大自然在此承诺免费向任何人提供其道德准则的副本。索取副本也可以联系：Paul M.Mendes，副总裁，加拿大自然资源有限公司法律、总法律顾问兼公司秘书，地址：加拿大阿尔伯塔省卡尔加里第二街2100-855号，加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，T2P：4J8。
首席会计师费用及服务
普华永道会计师事务所位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里(PCAOB ID 271)，自1973年以来一直担任加拿大自然会计师事务所的审计师。普华永道在过去两个会计年度每年为审计费、审计相关费用、税费和不包括费用的所有其他费用开出的总额如下。
审计费
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的过去两个财年，加拿大自然公司为审计其内部控制和年度合并财务报表而提供的专业服务、未经审计的中期综合财务报表第一季度、第二季度和第三季度以及对加拿大自然公司某些子公司年度财务报表的审计，2022年的总费用为2,327,000美元，2021年的为2,310,000美元。
审计相关费用
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最后两个财年，普华永道审计相关服务的总费用，包括养老金资产、皇室使用费报表和温室气体排放，2022年为69.8万美元，2021年为46.3万美元。加拿大自然审计委员会批准了所有这些与审计相关的服务。
税费
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最后两个财年，加拿大自然为普华永道提供的与外籍人士个人纳税合规和其他公司纳税申报事宜相关的税务服务提供的专业服务的总费用在2022年为40.2万美元，2021年为30.5万美元。加拿大自然审计委员会批准了所有这些与税收相关的服务。
所有其他费用
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的最后两个财年，加拿大自然公司其他服务的总费用在2022年为9,000美元，2021年为17,000美元，与外籍人士签证申请援助和通过普华永道的会计文献图书馆访问资源材料有关。加拿大自然审计委员会批准了所有已注明的服务。
审计委员会预先批准的政策和程序
审核委员会的职责包括审核及批准支付予独立核数师的费用、审核的范围及时间，以及独立核数师提供的其他相关服务。审核委员会亦于审核开始前审核及批准独立核数师的年度审核计划，包括审核范围、人员编制、地点及对管理层及内部审核部门的依赖，并审核及批准建议由独立核数师提供的非审核服务，法例禁止的非审核服务除外。加拿大自然资源公司在2020年没有依赖S-X条例第2.01条(C)(7)(I)(C)款所规定的最低限度豁免。
表外安排
本公司并无任何对其财务状况、财务状况变化、收入或开支、经营业绩、流动资金、资本开支或对投资者重要的资本资源有当前或未来影响的表外安排。
审计委员会的身份
加拿大自然设有根据《交易法》第3(A)(58)(A)条设立的单独指定的常设审计委员会。审计委员会现任成员是审计委员会主席C.M.Best女士、W.A.Gobert先生、G.D.Giffin先生和D.A.Tuer先生。
煤矿安全信息披露
不适用。
承诺及同意送达法律程序文件
承诺
加拿大自然公司承诺亲自或通过电话向代表提供答复委员会工作人员提出的询问，并在委员会工作人员提出要求时迅速提供以下方面的信息：根据Form 40-F登记的证券；产生提交Form 40-F年度报告义务的证券；或上述证券的交易。
同意送达法律程序文件
加拿大自然公司此前已提交了一份F-X表格，涉及与提交本报告的义务有关的证券类别。
加拿大天然程序文件送达代理人的名称或地址如有任何变更，应通过修改F-X表格，并注明登记人的档案编号，及时通知委员会。
签名
根据《交易法》的要求，加拿大自然证明其符合提交40-F表格的所有要求，并已正式促使本年度报告由经正式授权的以下签署人代表其签署。
日期：2023年3月22日。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加拿大自然资源有限公司 |
| | | | |
| | | 发信人： | 署名“蒂姆·S·麦凯” |
| | | | 姓名：蒂姆·S·麦凯 |
| | | | 头衔：总裁 |
作为本报告一部分提交的文件：
展品索引
| | | | | |
| 证物编号： | 描述 |
| | |
| 23.1 | 独立注册会计师事务所同意。 |
| | |
| 23.2 | 独立石油工程顾问公司Sproule Associates Limited同意。 |
| | |
| 23.3 | 独立石油工程顾问公司Sproule International Limited的同意。 |
| | |
| 23.4 | 独立石油工程顾问公司GLJ Ltd.的同意。 |
| | |
| 31.1 | 根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)条颁发首席执行官证书。 |
| | |
| 31.2 | 根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)条认证首席财务官。 |
| | |
| 32.1 | 根据《美国法典》(《美国法典》第18编第1350章第63章第1350节)颁发的首席执行官证书。 |
| | |
| 32.2 | 根据《美国法典》第18编第63章第1350节对首席财务官进行认证(《美国法典》第18编第1350节)。 |
| | |
| 99.1 | 截至2022年12月31日的财政年度的补充油气信息(未经审计)。 |
| |
| 101 | 与截至2022年12月31日的财政年度合并财务报表有关的交互数据文件。 |
