加拿大自然资源有限公司

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关于前瞻性陈述的特别说明

根据适用的证券立法的定义，本文件中与加拿大自然资源有限公司（“公司”）相关的某些陈述或本文以引用方式纳入的文件构成前瞻性陈述或信息（此处统称为 “前瞻性陈述”）。前瞻性陈述可以用 “相信”、“预期”、“期望”、“计划”、“估计”、“目标”、“继续”、“可能”、“打算”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“将”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求” 等词来识别, “时间表”, “提议”, “愿望” 或暗示未来结果或前景陈述的类似性质的表述.与预期的未来大宗商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产支出、资本支出、所得税支出以及本管理层对公司财务状况和经营业绩的讨论与分析（“MD&A”）中提供的其他目标相关的披露构成前瞻性陈述。披露与现有和未来开发相关的计划和预期业绩，包括但不限于与公司在Horizon Oil Sands（“Horizon”）、阿萨巴斯卡油砂项目（“AOSP”）、Primrose热油项目、鹈鹕湖水和聚合物洪水项目、柯比热油砂项目、杰克菲什热油砂项目和西北红水沥青相关的计划和预期业绩升级改造厂和炼油厂；第三方建造新的或扩建现有的管道容量或其他手段公司可能依赖的沥青、原油、天然气、液化天然气（“NGL”）或合成原油（“SCO”）的运输；技术和技术创新的开发和部署；公司完成增长项目并实现长期负责任和可持续增长的财务能力；以及Pathways Alliance（“Pathways”）举措和活动的影响，政府对政府的支持还包括实现石油生产净零排放的途径和能力构成前瞻性陈述。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平衡的背景下进行全年审查和修订。这些陈述不能保证未来的表现，并且存在某些风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为无法保证它们所依据的计划、举措或预期会实现。此外，与 “储备” 相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，即所描述的储备可以在未来产生盈利。在估算已探明和探明的原油、天然气和液化天然气储量加上可能的储量以及预测未来的生产率和发展支出的时间时，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。

前瞻性陈述基于当前对公司和公司运营所在行业的预期、估计和预测，这些预期、估计和预测仅指截至此类陈述发表之日或截至包含这些陈述的报告或文件发布之日的较早者，并且受已知和未知的风险和不确定性的影响，可能导致公司的实际业绩、业绩或成就与此类陈述所表达或暗示的任何未来业绩、业绩或成就存在重大差异前瞻性声明。此类风险和不确定性包括：总体经济和商业状况（包括石油输出国组织+（“欧佩克+”）行动所致、俄罗斯入侵乌克兰的影响、新型冠状病毒（“COVID-19”）疫情的持续影响、通货膨胀加剧以及全球经济衰退导致的经济活动减少的风险），除其他外，可能影响石油的需求和供应以及市场价格公司的产品、所需资源的可用性和成本取决于公司的业务；原油、天然气和液化天然气价格的波动和假设；货币和利率的波动；公司当前目标所依据的假设；公司开展业务的国家和地区的经济状况；政治不确定性，包括恐怖分子、叛乱团体的行动或包括国家间冲突在内的其他冲突；行业能力；公司实施业务战略，包括勘探和开发活动的能力；公司实施战略和利用技术实现气候变化举措和排放目标的能力；竞争的影响；公司在诉讼中的辩护；地震、钻探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产品充足运输的能力；公司沥青产品的开采、开采或升级出现意外中断或延迟；潜在的延误或计划变更关于勘探或开发项目或资本支出；公司吸引建造、维护和运营其热能和油砂开采项目所需的必要劳动力的能力；原油和天然气的勘探、生产和销售以及公司沥青产品的开采、开采或升级中固有的运营风险和其他困难；融资的可用性和成本；公司及其子公司在勘探和开发活动方面的成功及其能力替换和扩大原油和天然气储量；公司达到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；储量估算和对目前未被归类为已证实的原油、天然气和液化天然气可开采量的估计不准确；政府当局的行动；政府法规和遵守这些法规所需的支出（尤其是安全和环境法律法规，以及气候变化的影响）资本支出和生产支出举措）；资产退休义务；公司流动性是否足以支持其增长战略并维持短期、中期和长期运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司税收准备金的充足性；以及影响收入和支出的其他情况。

公司的运营已经受到政治事态发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，例如生产限制、税收、特许权使用费和其他应付给政府或政府机构的款项的变化、价格或采集费控制以及环境保护法规。如果这些风险或不确定性中的一项或多项得以实现，或者公司的任何假设被证明不正确，则实际结果在重大方面可能与前瞻性陈述中的预测有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响都无法确定，因为这些因素取决于其他因素，公司的行动方针将取决于其在考虑当时可用的所有信息后对未来的评估。

提醒读者，上述因素清单并不详尽。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。尽管根据前瞻性陈述发表之日获得的信息，公司认为前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但无法保证未来的业绩、活动水平和成就。这些警告性陈述明确限制了所有可归因于公司或代表公司行事的人的后续前瞻性陈述，无论是书面陈述还是口头陈述。除非适用法律要求，否则如果情况或公司的估计或意见发生变化，公司没有义务更新本MD&A中的前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，还是上述影响这些信息的因素。

关于非公认会计准则和其他财务指标的特别说明

本MD&A包括对非公认会计准则指标的提及，其中包括National Instractor 52-112 — Non-GAAP和其他财务指标披露（“NI 52-112”）中定义的非公认会计准则和其他财务指标。公司使用非公认会计准则指标来评估其财务业绩、财务状况或现金流。本MD&A中的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分描述了本MD&A中包含的公司非公认会计准则和其他财务指标，以及与最直接可比的GAAP指标的对账情况（如适用）。

关于货币、财务信息和生产的特别说明

本MD&A应与公司截至2023年3月31日的三个月未经审计的中期合并财务报表（“财务报表”）以及公司截至2022年12月31日的MD&A和经审计的合并财务报表一起阅读。除非另有说明，否则所有美元金额均以百万加元为单位。公司截至2023年3月31日的三个月财务报表和本MD&A是根据国际会计准则理事会（“IASB”）发布的国际财务报告准则（“IFRS”）编制的。

在本MD&A中，产量和单位统计数据以 “特许权使用费前” 或 “公司总收入” 为基础列出，已实现价格扣除混合和原料成本，不包括风险管理活动的影响。此外，还提到了以通用单位表示的原油和天然气，称为每桶石油当量（“BOE”）。英国央行是通过将六千立方英尺（“Mcf”）的天然气转换为一桶（“bbl”）的原油（6 Mcf：1 bbl）而得出的。这种换算可能会产生误导，尤其是在单独使用时，因为 6 Mcf: 1 bbl 比率基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的值等价值。在使用当前原油价格与天然气价格比较价值比率时，6 Mcf：1 bbl的换算率作为价值指标，可能具有误导性。此外，就本MD&A而言，原油被定义为包括以下商品：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 “扣除特许权使用费” 或 “公司净额” 为基础的产量也仅供参考。

以下讨论和分析主要涉及公司截至2023年3月31日的三个月中与2022年第一季度和2022年第四季度相关的财务业绩。随附表格构成本MD&A不可分割的一部分。与公司有关的其他信息，包括其截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR的www.sedar.com和EDGAR的www.sec.gov上查阅。本公司网站上的信息不构成本 MD&A 的一部分，也未以引用方式纳入本 MD&A。本 MD&A 的日期为 2023 年 5 月 3 日。

财务要闻

(1) 与产品销售有关的更多细节在财务报表附注17中披露。

(2) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

财务要点摘要

合并净收益和调整后的运营净收益

2023年第一季度的净收益为17.99亿美元，而2022年第一季度的净收益为31.01亿美元，2022年第四季度的净收益为15.2亿美元。2023年第一季度的净收益包括扣除税后的非营业项目，为8200万美元，而2022年第一季度为2.75亿美元，2022年第四季度为6.74亿美元，这些项目与股票薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、投资亏损（收益）以及与2022年第四季度取消北海尼安油田储量有关的可收回性费用等影响, 以及省级井场修复项下的政府补助金收入节目。不包括这些项目，2023年第一季度调整后的运营净收益为18.81亿美元，而2022年第一季度为33.76亿美元，2022年第四季度为21.94亿美元。

2023年第一季度调整后的运营净收益比同期下降主要反映了：

▪ 勘探和生产领域的原油和液化天然气净回报 (1) 以及原油和液化天然气的销售量下降；以及

▪ 降低油砂开采和升级板块的上合组织定价（1）；

部分抵消了：

▪ 上合组织在油砂开采和升级领域的销量增加。

基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动和投资亏损（收益）的影响也促成了同期净收益的变动。本 MD&A 的相关章节详细讨论了这些项目。

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

经营活动产生的现金流和调整后的资金流

2023年第一季度来自经营活动的现金流为12.95亿美元，而2022年第一季度为28.53亿美元，2022年第四季度为45.44亿美元。同期经营活动现金流的波动主要是由于前面提到的与调整后的运营净收益波动有关的因素以及非现金营运资本变化的影响。

2023年第一季度的调整后资金流为34.29亿美元，而2022年第一季度为49.75亿美元，2022年第四季度为41.76亿美元。同期调整后资金流的波动主要是由于上述因素与经营活动现金流的波动有关，不包括非现金营运资本净变动的影响，放弃支出不包括省级井场修复计划下政府补助收入的影响，以及其他长期资产的变动，包括股票奖励计划的未摊销成本。

产量

2023年第一季度特许权使用费前的原油和液化天然气产量从2022年第一季度的945,809桶/日增长了2％，至962,908桶/日，从2022年第四季度的942,258桶/日增长了2％。2023年第一季度特许权使用费前的天然气产量从2022年第一季度的2,006 mmcf/d增长了7％，至2,139 mmcf/d，与2022年第四季度的2,115 mmcf/d相当。2023年第一季度特许权使用费前的总产量为1,319,391英镑，较2022年第一季度的1,280,180英镑增长了3％，与2022年第四季度的1,294,679辆英国央行/日相当。本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分详细讨论了原油、液化天然气和天然气产量。

产品价格

在该公司的勘探和生产领域，2023年第一季度的已实现原油和液化天然气价格（1）平均为每桶58.85美元，较2022年第一季度的每桶93.54美元下降了37％，较2022年第四季度的每桶69.34美元下降了15％。已实现的天然气价格从2022年第一季度的每立方英尺5.26美元下降了19％，至2023年第一季度的平均每立方英尺4.27美元，从2022年第四季度的每立方英尺6.39美元下降了33％。在油砂开采和升级领域，该公司的已实现上合组织销售价格从2022年第一季度的每桶112.05美元下降了14％，至2023年第一季度的平均每桶96.07美元，从2022年第四季度的每桶103.79美元下降了7％。该公司的已实现定价反映了现行的基准定价。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、液化天然气和天然气价格。

制作费用

在该公司的勘探和生产领域，2023年第一季度的原油和液化天然气生产支出（2）平均为每桶16.93美元，较2022年第一季度的每桶15.80美元增长了7％，较2022年第四季度的每桶20.37美元下降了17％。2023年第一季度的天然气生产支出（2）平均为每立方英尺1.47美元，较2022年第一季度的每立方英尺1.31美元增长了12％，较2022年第四季度的每立方英尺1.25美元增长了18％。在油砂开采和升级领域，2023年第一季度的平均生产费用（2）为每桶25.06美元，相比之下，2022年第一季度为每桶24.60美元，2022年第四季度为每桶25.48美元。本MD&A的 “生产费用——勘探和生产” 和 “油砂开采和升级” 部分详细讨论了原油和液化天然气以及天然气生产支出。

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(2) 按各自的生产费用除以各自的销售量计算。

季度财务业绩摘要

以下是公司最近完成的八个季度的季度财务业绩摘要：

(1) 与截至2023年3月31日和2022年3月31日的三个月产品销售相关的更多细节在财务报表附注17中披露。

在最近完成的八个季度中，季度净收益的波动主要是由于：

▪ 原油定价 — 全球供应/需求波动，包括欧佩克+的原油产量水平及其对世界供应的影响；地缘政治和市场不确定性的影响，包括 COVID-19 造成的不确定性以及与政府对 COVID-19 的应对有关的不确定性，以及俄罗斯入侵乌克兰对全球基准定价的影响；北美页岩油产量的影响；来自西德克萨斯中质参考地点的加拿大西部精选（“WCS”）重差异的影响在俄克拉荷马州库欣（“WTI”）北美；以及国际板块中WTI和过期布伦特原油（“布伦特”）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波动的影响、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。

▪ 原油和液化天然气销售量 — 柯比和杰克菲什热油砂项目产量波动、Primrose热油项目周期性质导致的产量波动、公司在北美和国际细分市场的钻探计划的波动、自然下降率、油砂开采和升级细分市场的周转和停井的影响，以及 COVID-19 期间需求减少导致的停产的影响。销量还反映了国际细分市场的起重和维护活动时间造成的波动。

▪ 天然气销售量——由于公司在北美和国际细分市场的钻探计划、自然下降率、派恩河天然气厂在2021年暂时关闭和随后恢复以及收购的影响和时机而导致的产量波动。

▪ 生产费用 — 波动主要是由于服务需求和成本、产品结构和产量波动、季节性条件、碳税和能源成本增加、通货膨胀成本压力、所有细分市场的成本优化、收购的影响和时机、油砂开采和升级板块的周转和进站以及国际细分市场的维护活动所致。

▪ 枯竭、折旧和摊销费用 — 销售量变化引起的波动，包括收购和处置的影响和时机、探明储量、资产报废义务、与原油和天然气勘探相关的发现和开发成本、开发公司探明未开发储量的未来估计成本、枯竭率上升影响的国际销量波动、油砂开采和升级板块周转和停滞的影响以及可回收性充电与取消北海尼安油田的储量有关。

▪ 基于股份的薪酬 — 因衡量公司股份补偿负债的公允市场价值而产生的波动。

▪ 风险管理 — 由于确认按市值计价的收益和损失以及随后对公司风险管理活动的结算而产生的波动。

▪ 利息支出 — 长期债务水平变化引起的波动，以及基准利率变动对未偿浮动利率长期债务和应计利息对递延石油收入税（“PRT”）复苏的影响。

▪ 外汇-加元兑美元的波动，这会影响公司原油和天然气销售的已实现价格，因为销售价格主要基于以美元计价的基准。以美元计价的债务也记录了已实现和未实现的外汇损益，但未偿还的交叉货币互换套期保值的影响部分抵消。

▪ 收购收益、投资亏损（收益）和西北红水合伙企业（“NWRP”）的收入——由于确认收购收益、PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票投资的亏损（收益）以及2021年第二季度来自NWRP的分配而产生的波动。

商业环境

全球基准原油价格继续反映2022年下半年的情况，包括与因持续通货膨胀而上升的利率有关的需求担忧，以及对全球衰退的担忧。定价还继续受到地缘政治因素的影响，例如俄罗斯入侵乌克兰。2023 年第一季度，全球原油供应超过需求，俄罗斯原油供应以及到 2022 年底从美国战略石油储备中撤出。

流动性

截至2023年3月31日，公司未提取的循环银行信贷额度为55.2亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司的流动性约为60.96亿美元（1）。该公司还有其他一些支持信用证的专用信贷机构。

公司仍然致力于维持强劲的资产负债表、充足的可用流动性和灵活的资本结构。有关更多详细信息，请参阅本 MD&A 的 “流动性和资本资源” 部分。

风险和不确定性

包括加拿大在内的全球经济正在经历更高、更持续的通货膨胀，部分原因是俄罗斯入侵乌克兰以及 COVID-19 的持续影响导致的持续供应限制。由于这些情况，公司经历了大宗商品价格和利率的波动幅度可能继续高于正常水平，其运营和资本支出可能面临通货膨胀压力。

(1) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

基准大宗商品价格

实际上，公司的所有产品都是根据美元基准定价出售的。具体而言，原油是根据WTI和布伦特指数销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考定价，该参考定价来自纽约商品交易所的参考定价，并根据其与Henry Hub的纽约商品交易所交货点的基准或位置差异进行了调整。该公司的已实现价格受到外汇汇率波动的直接影响，其产品收入继续受到加元波动的影响，因为该公司因原油和天然气销售而获得的加元销售价格基于以美元计价的基准。

北美细分市场的原油销售合同通常基于WTI基准定价。WTI在2023年第一季度的平均每桶76.11美元，较2022年第一季度的每桶94.38美元下降了19％，较2022年第四季度的每桶82.62美元下降了8％。

公司国际板块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整体供需。布伦特原油在2023年第一季度的平均价格为每桶81.24美元，较2022年第一季度的每桶99.17美元下降了18％，较2022年第四季度的每桶88.15美元下降了8％。

2023年第一季度的WTI和布伦特原油价格较同期有所下降，这主要反映了与持续通货膨胀和对全球衰退的担忧有关的持续需求担忧。

2023年第一季度的WCS重差价平均为每桶24.74美元，而2022年第一季度为每桶14.60美元，2022年第四季度为每桶25.65美元。2023 年第一季度的 WCS 重型差价从 2022 年第一季度开始扩大，这主要反映了美国墨西哥湾沿岸定价的下跌以及到 2022 年底美国战略石油储备的持续提取。与2022年第四季度相比，2023年第一季度的WCS重差值略有缩小，这主要反映了美国战略石油储备的释放完成以及美国中西部某些炼油厂的重启。

上海合作组织在2023年第一季度的平均价格为每桶78.18美元，较2022年第一季度的每桶93.05美元下降了16％，较2022年第四季度的每桶86.78美元下降了10％。2023年第一季度上海合作组织定价较同期下降主要反映了WTI基准定价的下降以及柴油燃料裂解价差的减弱。

纽约商品交易所天然气价格在2023年第一季度平均为每百万英热单位3.43美元，较2022年第一季度的每百万英热单位4.91美元下降了30％，较2022年第四季度的每百万英热单位6.27美元下降了45％。2023 年第一季度 NYMEX 天然气价格比 2022 年第一季度下降，主要反映了由于季节性温和的冬季天气和供暖需求减少，北美产量增加和储存量增加。2023 年第一季度 NYMEX 天然气价格比 2022 年第四季度有所下降，这主要反映了温和的冬季天气导致储量减少，以及北美产量增加。此外，弗里波特液化天然气设施的重启被推迟到2023年第一季度末。

2023年第一季度的AECO天然气平均价格为每吉焦4.12美元，较2022年第一季度的每吉焦4.35美元下降了5％，较2022年第四季度的每吉焦耳5.29美元下降了22％。2023年第一季度AECO天然气价格较同期下降主要反映了纽约商品交易所的基准定价，以及加拿大西部沉积盆地产量水平的提高。

每日产量，扣除特许权使用费

(1) 上合组织在特许权使用费前的产量不包括作为柴油在内部消费的上合组织。

(2) “国际” 在所有情况下均包括北海和近海非洲勘探和生产部分。

（3）天然气产量约为销售量。

(4) 扣除混合成本，不包括风险管理活动。

(5) 不包括中游和炼油收入。

每日产量，扣除特许权使用费

该公司的业务方针是维持其生产的每种大宗商品的大量项目库存和生产多元化；即轻质和中质原油和液化天然气、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。

2023年第一季度特许权使用费前的原油和液化天然气产量平均为962,908桶/日，较2022年第一季度的945,809桶/日增长了2％，较2022年第四季度的942,258桶/日增长了2％。与前几个时期相比，2023年第一季度原油和液化天然气产量的增加主要反映了油砂采矿和升级领域的产量增加，但部分被热油产量的下降所抵消。

2023年特许权使用费前的年原油和液化天然气产量目标在96.9万桶/日至1,001,000桶/日之间。产量目标构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详细信息，请参阅本MD&A的 “咨询” 部分。

2023年第一季度创纪录的特许权使用费前天然气产量为2,139 mmcf/d，较2022年第一季度的2,006 mmcf/d增长了7％，与2022年第四季度的2,115 mmcf/d相当。2023 年第一季度天然气产量比 2022 年第一季度增加主要反映了强劲的钻探业绩，但部分被第三方管道中断和天然气田下降所抵消。

2023年特许权使用费前的年天然气产量目标为平均在2,170 mmcf/d至2,242 mmcf/d之间。产量目标构成前瞻性陈述。有关前瞻性陈述的更多详细信息，请参阅本MD&A的 “咨询” 部分。

北美——勘探和生产

2023年第一季度在特许权使用费前的北美原油和液化天然气产量平均为477,349桶/日，与2022年第一季度的484,280桶/日相当，较2022年第四季度的486,559桶/日下降了2％。与前几个时期相比，2023年第一季度的原油和液化天然气产量主要反映了热油田的自然下降，但被常规勘探和生产的钻探活动所抵消。

该公司的热原地资产继续呈现特许权使用费前的长期低产量下降趋势，2023年第一季度的平均产量为242,884桶/日，较2022年第一季度的261,743桶/日下降7％，较2022年第四季度的253,188桶/日下降了4％，这主要反映了自然油田的减少。

鹈鹕湖重质原油在2023年第一季度特许权使用费前的平均产量为48,244桶/日，较2022年第一季度的51,991桶/日下降了7％，与2022年第四季度的48,221桶/日相当，这表明鹈鹕湖的长期低产量下降了。

2023年第一季度在特许权使用费前创纪录的天然气产量平均为2,127百万立方英尺/日，较2022年第一季度的1,988百万立方英尺/日增长了7％，与2022年第四季度的2,105百万立方英尺/日相当。2023 年第一季度天然气产量比 2022 年第一季度增加主要反映了强劲的钻探业绩，但部分被第三方管道中断和天然气田下降所抵消。

北美——油砂开采和升级

2023年第一季度上海合作组织在特许权使用费前的产量为458,228桶/日，较2022年第一季度的429,826桶/日增长了7％，这主要反映了斯科特福德升级公司在2022年第一季度的设施限制。上合组织在特许权使用费前的产量从2022年第四季度的428,784桶/日增长了7％，这主要反映了2022年第四季度计划外停电后的产量恢复以及相关采矿设备维修于2023年1月完成。

国际-勘探与生产

2023年第一季度特许权使用费前的国际原油和液化天然气产量为27,331桶/日，较2022年第一季度的31,703桶/日下降了14％，与2022年第四季度的26,915桶/日相当。与2022年第一季度相比，下降主要反映了自然油田的减少以及维护活动的影响。

国际原油库存量

当产品的控制权移交给客户并且交付完成时，公司就会确认其原油生产的收入。国际分部尚未确认各种储存设施或浮式储存储油储存量所持原油量的收入，如下所示：

2023 年第一季度，没有从公司在北海的平台上提运原油。

运营亮点 — 勘探和生产

(1) 有关原油、液化天然气和英国央行的销售量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

(2) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 按特许权使用费除以各自的销售量计算。

(4) 按生产费用除以各自的销售量计算。

(5) 按天然气销售额除以天然气销量计算。

(6) 按天然气运输费用除以天然气销售量计算。

已实现产品价格——勘探和生产

(1) 有关原油、液化天然气和英国央行的销售量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

(2) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 按原油和液化天然气销售额和天然气销售额除以各自的销量计算。

北美

北美已实现的原油和液化天然气价格从2022年第一季度的每桶91.44美元下降了37％，至2023年第一季度的平均每桶57.99美元，从2022年第四季度的每桶65.79美元下降了12％。2023年第一季度已实现的原油和液化天然气价格比同期下降的主要原因是WTI基准定价下降以及WCS差异的波动。该公司继续专注于其原油混合营销战略，并在2023年第一季度向WCS流贡献了约21.7万桶/日的重质原油混合物。

北美意识到天然气价格从2022年第一季度的每立方英尺5.20美元下降了19％，至2023年第一季度的平均每立方英尺4.22美元，从2022年第四季度的每立方英尺6.36美元下降了34％。2023年第一季度已实现的天然气价格较同期下降主要反映了2023年AECO基准和出口定价的下降。

按产品类型划分的北美勘探和生产收到的价格比较如下：

(1) 以单位为单位表示的金额基于相应产品类型的销售量。

国际

国际已实现原油和液化天然气价格从2022年第一季度的每桶128.35美元下降了23％，至2023年第一季度的平均每桶98.60美元，从2022年第四季度的每桶118.44美元下降了17％。在任何特定时期，每桶已实现的原油和液化天然气价格取决于各种销售合同的条款、每个油田的提货频率和时间以及提货时的现行原油价格和外汇汇率。2023年第一季度已实现原油和液化天然气价格与同期相比的波动反映了提价时布伦特原油的现行基准价格，以及加元走势的影响。

特许权使用费——勘探和生产

(1) 按特许权使用费除以各自的销售量计算。有关原油、液化天然气和英国央行的销售量，请参阅本MD&A的 “Non-GAAP和其他财务指标” 部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

北美

2023 年第一季度及同期北美原油、液化天然气和天然气特许权使用费反映了基准大宗商品价格的变动、WCS Heavy Diferference 的波动以及滑动规模特许权使用费率的影响。

2023年第一季度，原油和液化天然气的特许权使用费率（1）平均约占产品销售额的17％，而2022年第一季度为20％，2022年第四季度为21％。2023 年第一季度特许权使用费率比同期下降的主要原因是基准价格降低。

2023 年第一季度，天然气特许权使用费率平均约占产品销售额的 6%，而 2022 年第一季度为 8%，2022 年第四季度为 8%。2023 年第一季度特许权使用费率比同期下降的主要原因是基准价格降低。

近海非洲

根据各种生产共享合同的条款，特许权使用费率会根据已实现的商品定价、资本支出和生产支出、支出状况以及从每个油田提货的时间而波动。

2023年第一季度，特许权使用费占产品销售的百分比平均约为9％，而2022年第一季度为5％，2022年第四季度为13％。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了提货的时间和各个领域的支付状况。

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

生产费用——勘探和生产

(1) 按生产费用除以各自的销售量计算。有关原油、液化天然气和英国央行的销售量，请参阅本MD&A的 “Non-GAAP和其他财务指标” 部分。有关天然气销售量，请参阅本MD&A的 “扣除特许权使用费前的每日产量” 部分。

北美

2023年第一季度的北美原油和液化天然气生产支出为每桶16.82美元，较2022年第一季度的每桶14.79美元增长了14％，与2022年第四季度的每桶16.80美元相当。与2022年第一季度相比，每桶原油和液化天然气的生产支出增加主要是由于电力和服务成本的增加。

2023年第一季度的北美天然气生产支出为每立方英尺1.43美元，较2022年第一季度的每立方英尺1.28美元增长了12％，较2022年第四季度的每立方英尺1.22美元增长了17％。2023年第一季度每立方英尺的天然气生产支出比同期增加主要反映了服务成本的增加。与 2022 年第四季度相比的增长也反映了季节性天气条件的影响。

国际

2023年第一季度国际原油和液化天然气的生产支出为每桶21.90美元，较2022年第一季度的每桶32.58美元下降了33％，较2022年第四季度的每桶69.70美元下降了69％。与同期相比，每桶原油和液化天然气生产支出的下降主要反映了成本结构不同的各个油田的提货时间以及加元的波动。2023 年第一季度，没有从公司在北海的平台上提运原油。

损耗、折旧和摊销——勘探和生产

(1) 2022 年当前的监管和经济状况以及英国日益艰难的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，促使公司评估了其北海业务的可行性。在详细审查了其开发计划后，该公司确定尼尼安油田已不再是经济性的，截至2022年12月31日，已取消相关原油储量，并且正在加速废弃。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16.2亿美元的损耗、折旧和摊销方面的可收回费用。

(2) 这是一项用于计算损耗、折旧和摊销的非公认会计准则指标，不包括未反映公司正常损耗、折旧和摊销成本的非经常性费用的影响。它可能无法与其他公司提出的类似指标进行比较，也不应将其视为财务报表中作为衡量公司业绩的最直接可比财务指标（损耗、折旧和摊销费用）的替代方案或更有意义。它按损耗、折旧和摊销费用减去非经常性费用的影响计算。

(3) 非公认会计准则比率按调整后的损耗、折旧和摊销除以销售量计算。有关销售量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

2023年第一季度每个英国央行的调整后的损耗、折旧和摊销费用为12.14美元，与2022年第一季度每个英国央行的12.40美元相当，较2022年第四季度的每个英国央行的12.78美元下降了5％。2023年第一季度每个英国央行调整后的损耗、折旧和摊销费用较2022年第四季度有所减少，这反映了枯竭率的降低，这主要是由于该公司截至2022年12月31日的北美勘探和生产储备估计值有所增加。

按绝对值和每个英国央行计算的调整后的损耗、折旧和摊销费用也反映了北海和近海非洲每个油田提货时间的影响。

资产退休义务增加——勘探和生产

(1) 按资产报废债务增量除以销售量计算。有关销售量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

资产退休债务增量支出是指随着时间的流逝，资产退休债务账面金额的增加。按绝对值和每个英国央行计算的资产退休债务增值支出也反映了北海和近海非洲每个油田提货时间的影响。

2023年第一季度每个英国央行的资产退休债务增值支出为0.94美元，较2022年第一季度的每个英国央行的0.56美元增长了68％，较2022年第四季度的每个英国央行的0.78美元增长了21％。按英国央行计算，2023年第一季度资产退休债务增量支出较同期有所增加，这主要反映了2022年对资产退休义务进行的成本估算和贴现率修订的影响。

运营亮点 — 油砂开采和升级

公司利用其在Horizon和AOSP站点的技术专业知识，继续专注于安全、可靠和高效的运营。上海合作组织在2023年第一季度的平均产量为458,228桶/日，这主要反映了2022年第四季度计划外停产后产量恢复以及相关采矿设备维修于2023年1月完成。

该公司在2023年第一季度的生产费用为10.42亿美元，较2022年第一季度的9.77亿美元增长了7％，与2022年第四季度的10.17亿美元相当。2023 年第一季度生产支出比 2022 年第一季度增加主要反映了采矿服务成本的增加，但部分被能源成本的降低所抵消。

已实现的产品价格、特许权使用费和运输——油砂开采和升级

(1) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(2) 按沥青方法价格的季度平均值计算。

(3) 按特许权使用费除以销售量计算。

2023年第一季度的已实现上海合作组织销售价格平均为每桶96.07美元，较2022年第一季度的每桶112.05美元下降了14％，较2022年第四季度的每桶103.79美元下降了7％。2023年第一季度上合组织已实现销售价格较同期下降主要反映了WTI基准定价的下降。

2023年第一季度每桶沥青特许权使用费比同期下降主要反映了现行沥青价格下跌的影响。

2023年第一季度的平均运输费用为每桶1.52美元，与2022年第一季度的每桶1.55美元相当，较2022年第四季度的每桶1.80美元下降了16％。2023 年第一季度每桶运输费用比 2022 年第四季度有所下降，这主要反映了对美国墨西哥湾沿岸销售减少以及总销量增加的影响。

生产开支 — 油砂开采和升级

下表与财务报表附注17中披露的油砂开采和升级生产支出进行了核对。

(1) 按生产费用计算，不包括天然气成本除以销量。

(2) 按天然气成本除以销量计算。

(3) 按生产费用除以销售量计算。

2023年第一季度的平均生产费用为每桶25.06美元，与2022年第一季度的每桶24.60美元和2022年第四季度的每桶25.48美元相当。

枯竭、折旧和摊销 — 油砂开采和升级

(1) 按损耗、折旧和摊销除以销量计算。

2023年第一季度的损耗、折旧和摊销费用为每桶11.74美元，较2022年第一季度的每桶11.20美元增长了5％，较2022年第四季度的每桶12.07美元下降了3％。2023年第一季度按每桶计算的损耗、折旧和摊销额较2022年第一季度有所增加，这主要反映了2023年第一季度设备租赁增加的影响。与2022年第四季度相比，2023年第一季度每桶的下降主要反映了销量增加的影响。

资产退休义务增加 — 油砂开采和升级

(1) 按资产报废债务增量除以销售量计算。

资产退休债务增量支出是指随着时间的流逝，资产退休债务账面金额的增加。

2023年第一季度的资产退休债务增值支出为每桶0.47美元，较2022年第一季度的每桶0.39美元增长了21％，较2022年第四季度的每桶0.49美元下降了4％。与2022年第一季度相比，每桶的增长主要反映了2022年对资产退休义务进行的成本估算和折扣率修订的影响，而与2022年第四季度相比的下降主要反映了销售量增加的影响。

中游和炼油

该公司的中游和炼油资产包括两个原油管道系统、位于Primrose的84兆瓦热电联产发电厂的50％经营权益以及公司对NWRP的50％股权投资。

NWRP运营着一台每天50,000桶的沥青升级和炼油厂，为公司处理约12,500桶/日（25％的通行费支付者）的沥青原料，为艾伯塔省政府的代理机构艾伯塔石油营销委员会（“APMC”）处理约37,500桶/日（75％的通行费支付者）的沥青原料。在截至2058年的40年通行费期内，公司有义务无条件地按比例支付每月服务费中债务部分的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领域得到认可。2023 年第一季度，超低硫柴油和其他精炼产品的平均产量为 85,376 个 BOE/D（公司为 21,344 个 BOE/D）（截至2022年3月31日的三个月，英国央行/日产量为 71,975 个；公司为 17,994 个 BOE/D），反映了 25% 的通行费缴纳人承诺。

截至2023年3月31日，公司在NWRP的股权亏损和合伙企业分配中累计未确认的份额为5.67亿美元（2022年12月31日——5.51亿美元）。在截至2023年3月31日的三个月中，未确认的股权亏损份额为1,600万美元（截至2022年3月31日的三个月，未确认的股权损失为1000万美元）。

管理费用

(1) 按管理费用除以销售量计算。

(2) 公司总销售量。

2023年第一季度每个英国央行的管理费用为0.90美元，较2022年第一季度的每个英国央行的0.99美元下降了9％，与2022年第四季度每个英国央行的0.90美元相当。2023 年第一季度 BOE 的管理费用比 2022 年第一季度有所减少，这主要是由于管理费用回收率增加。

基于股份的薪酬

公司的股票期权计划规定，员工有权获得普通股或现金付款，以换取交出的股票期权。绩效分享单位（“PSU”）计划赋予公司的某些高管员工获得现金补助的权利，现金补助金额取决于员工个人的绩效和某些其他绩效指标的满足程度。

在截至2023年3月31日的三个月中，公司确认了6600万美元的基于股票的薪酬支出，这主要是由于衡量了与前几个时期授予的股票期权的正常分级归属的影响、该期间行使或放弃的既得股票期权的影响以及公司股价的变化相关的未偿还股票期权的公允价值。

利息和其他融资费用

(1) 项目是利息和其他融资支出的组成部分。

(2) 相应期间的流动和长期债务和未偿租赁负债的平均值。

(3) 这是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提并论，不应将其视为财务报表中作为衡量公司业绩的最直接可比财务指标的替代方案或比其更有意义。

(4) 按长期债务和租赁负债的平均利息除以平均长期债务和租赁负债余额计算。公司为财务报表用户提供其平均有效利率，以评估公司的平均债务借款成本。

(5) 按利息和其他融资费用除以销售量计算。

(6) 公司总销售量。

2023年第一季度每个英国央行的利息和其他融资支出从2022年第一季度的每个英国央行的1.40美元下降了0.10美元，至每个英国央行的1.30美元，从2022年第四季度的每个英国央行0.63美元增加了0.67美元。与2022年第一季度相比，英国央行2023年第一季度的利息和其他融资支出减少主要是由于债务水平降低。2023 年第一季度比 2022 年第四季度有所增加，反映了应计利息对 2022 年第四季度延期 PRT 复苏的影响。

公司2023年第一季度的平均有效利率比2022年第一季度有所提高，这主要是由于2023年第一季度提取的商业票据的基准利率提高以及2022年中期票据的偿还。

风险管理活动

该公司利用各种衍生金融工具来管理其大宗商品价格、利率和外币敞口。这些衍生金融工具不用于交易或投机目的。

(1) 分别在2021年第四季度和2020年第四季度收购Storm Resources Ltd.和Painted Pony Energy Ltd.时假设商品金融工具。

在2023年第一季度，已实现的风险管理净亏损与天然气金融工具的结算有关，部分被外币合约的收益所抵消。截至2023年3月31日的三个月，公司风险管理活动的未实现净亏损为2,000万美元（税后为1,600万美元，合400万美元）（截至2022年12月31日的三个月——未实现亏损1,500万美元，税后亏损1100万美元；截至2022年3月31日的三个月——未实现亏损2600万美元，税后亏损1,700万美元，900万美元）。

与截至2023年3月31日未偿还的衍生金融工具相关的更多细节在财务报表附注15中披露。

外汇

(1) 报告的金额扣除了交叉货币互换的套期保值效应。

2023年第一季度的已实现外汇净收益主要是由于以美元或英镑计价的营运资金项目结算时的外汇汇率波动。2023 年第一季度的未实现净外汇收益主要与未偿美元债务的折算有关。截至2023年3月31日，美国/加元汇率为0.7392美元（2022年12月31日——0.7389美元，2022年3月31日——0.8010美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探与生产、油砂开采和升级以及中游和炼油板块。

(2) 按当期所得税和递延所得税总额除以税前收益计算。

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

(4) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(5) 这是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提并论，不应将其视为财务报表中作为衡量公司业绩的最直接可比财务指标的替代方案或比其更有意义。

(6) 计算方法为调整后净收益的有效税除以税前调整后的运营净收益。公司公布了调整后运营净收益的有效税率，供财务报表用户评估公司对其核心业务活动的有效税率。

2023年第一季度及同期净收益和调整后的运营净收益的有效税率包括北美和北海非应税项目的影响，以及公司运营所在国司法管辖区收入和税率差异相对于净收益的影响。

北海当前的企业所得税和2023年第一季度及同期PRT包括与公司在北海的平台退役活动相关的废弃支出抵消的影响。截至2022年12月31日的三个月的递延PRT和所得税也反映了与北海相关的期间在损耗、折旧和摊销中确认的可收回性费用的影响。

公司在其运营所在的各个司法管辖区提交所得税申报表。这些纳税申报表须接受相关税务机关在正常程序中的定期审查。编制的纳税申报表可能包括申报情况，这些申报情况可能会受到对适用税法和法规的不同解释，这可能需要数年才能解决。公司认为，这些问题的最终解决不会对公司公布的经营业绩、财务状况或流动性产生重大影响。

净资本支出 (1) (2)

(1) 净资本支出不包括租赁资产、公允价值和重估调整的影响，包括因用途变化而将不动产、厂房和设备转入库存的非现金转移。

(2) 非公认会计准则财务指标。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

该公司的战略侧重于建立在各种产品之间保持平衡的多元化资产基础。为了促进高效运营，公司将其活动集中在核心领域。该公司专注于维护其土地库存，以便能够持续开发矿物类型和地质趋势，从而大大降低总体勘探风险。通过拥有相关基础设施，公司能够最大限度地利用其生产设施，从而加强对生产支出的控制。

根据公司的资本预算，2023年第一季度的净资本支出包括11.17亿美元的基本资本支出（1）和2.77亿美元的战略增长资本支出（1）。

2023 年资本预算

2022年11月30日，公司宣布了其2023年基本资本预算（2），目标为约41.9亿美元。该预算还包括约10.2亿美元的增量战略增长资本，目标是在2023年之后增加公司勘探和生产板块的产量和产能增长，以及长寿命低下滑热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详细信息，请参阅本MD&A的 “咨询” 部分。

钻探活动 (1) (2)

(1) 包括北美和国际航段的钻探活动。

(2) 2023年第一季度，按净计算，公司在油砂开采和升级领域钻探了334口地层井和7口服务井，在公司的热油项目中钻探了24口地层井和27口服务井，在北部平原地区钻探了2口服务井。

(3) 包括沥青井。

北美

在2023年第一季度，公司净钻探了21口天然气井，42口净初级重质原油井，2口净鹈鹕湖重质原油井，25口净沥青（热油）井和16口净轻质原油井。

(1) 项目是净资本支出的组成部分。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” 部分。

(2) 前瞻性非公认会计准则财务指标。资本预算基于净资本支出（非公认会计准则财务指标），不包括净收购成本。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” 部分。

流动性和资本资源

(1) 按流动资产减去流动负债计算，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的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

(3) 非公认会计准则比率。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

截至2023年3月31日，公司的资本资源主要由经营活动产生的现金流、可用的银行信贷额度和债务资本市场准入组成。来自运营活动的现金流以及公司续订现有银行信贷额度和筹集新债务的能力取决于本MD&A的 “商业环境” 部分以及公司截至2022年12月31日的年度MD&A的 “风险和不确定性” 部分中讨论的因素。此外，公司续订现有银行信贷额度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。公司仍然认为，在持续的对冲政策、资本支出计划和多年财务计划的灵活性、现有银行信贷额度以及以商业可接受的条件筹集新债务的能力的支持下，其内部产生的运营活动产生的现金流将提供足够的流动性，以维持其短期、中期和长期运营并支持其增长战略。

公司通过以下方式持续关注其资产负债表实力和可用流动性：

▪ 监控经营活动产生的现金流，这是主要的资金来源；

▪ 定期监测个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险，并在适当时确保提供育儿担保或信用证，并酌情采取其他缓解措施，以最大限度地减少违约的影响；

▪ 积极管理维护和增长资本的分配，确保以谨慎和适当的方式使用这些资本，并可以灵活地适应市场状况。公司继续行使资本灵活性，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；

▪ 监控公司履行到期财务义务的能力或以合理的价格及时将资产货币化的能力；

▪ 审查银行信贷额度和公共债务契约，确保它们符合适用的契约一揽子计划；以及

▪ 审查公司的借贷能力：

◦公司循环信贷额度下的借款可以参照加元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、伦敦银行同业拆借利率、SOFR、美国基准利率或加拿大最优惠利率进行定价。

◦该公司在美国商业票据计划下的借款最多可获得25亿美元的授权。

◦2021年7月，公司提交了一份基础架构招股说明书，允许在加拿大不时出售高达3亿美元的中期票据，该票据将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以按包括利率在内的金额和价格发行，将根据发行时的市场状况确定。

◦2021年7月，公司提交了一份基础架招股说明书，允许在美国不时出售高达30亿美元的债务证券，该要约将于2023年8月到期。如果发行，这些证券可以按包括利率在内的金额和价格发行，将根据发行时的市场状况确定。

截至2023年3月31日，公司未提取的循环银行信贷额度为55.2亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，该公司的流动性约为60.96亿美元。该公司还有其他一些支持信用证的专用信贷机构。截至2023年3月31日，该公司已从其商业票据计划提取了5.88亿美元，并在其循环银行信贷额度下为该计划下的未偿金额准备了储备能力。

截至2023年3月31日，长期债务净额为119.32亿美元，使债务与账面资本比率（1）为23.6％（2022年12月31日——21.6％），低于管理层使用的25％至45％的内部区间。在资本项目、收购或大宗商品价格下跌共同出现的时期，可能会超过这一范围。当经营活动产生的现金流大于当前的投资活动时，公司也可能低于目标区间的低端。公司仍然致力于维持强劲的资产负债表、充足的可用流动性和灵活的资本结构。财务报表附注8中讨论了与公司截至2023年3月31日的长期债务有关的更多细节。

公司受财务契约的约束，该契约要求其信贷额度协议中定义的债务账面资本不得超过65％。截至2023年3月31日，公司遵守了该契约。

公司根据其大宗商品对冲政策定期使用大宗商品衍生金融工具，以降低大宗商品价格波动的风险，并支持公司资本支出计划的现金流。该政策目前允许对近12个月预算产量的60％进行套期保值，对接下来的13至24个月预计产量的最高40％进行套期保值。就本政策而言，买入看跌期权是上述参数的补充。财务报表附注15中讨论了截至2023年3月31日公司未偿还的大宗商品衍生金融工具的更多细节。

截至2023年3月31日，某些金融负债（包括长期债务和其他长期负债以及相关利息支付）的到期日如下：

(1) 长期债务仅代表本金偿还，不反映利息、原始发行折扣和保费或交易成本。

(2) 其他长期负债中包含的租赁付款仅反映本金支付，如下：少于一年，2.44亿美元；一年至少于两年，1.58亿美元；两年至少于五年，4.13亿美元；此后为7.2亿美元。

(3) 包括长期债务和其他长期负债的利息和其他融资支出。付款是根据2023年3月31日的适用利息和外汇汇率估算的。

股本

截至2023年3月31日，已发行普通股1,097,39万股（2022年12月31日——1,102,636,000股普通股）和32,633,000股已发行股票期权（2022年12月31日——3115万股）。截至2023年5月2日，该公司已发行普通股1,096,088,000股，已发行股票期权为31,532,000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普通股0.5875美元增加28％，至每股普通股0.75美元。股息政策由董事会定期审查，可能会发生变化。

2023年3月8日，公司的普通发行人竞标申请获得批准，发行人竞标在自2023年3月13日起至2024年3月12日的12个月内通过多伦多证券交易所、加拿大另类交易平台和纽约证券交易所的设施购买多达92,296,006股普通股，占公众持股量的10％。

在截至2023年3月31日的三个月中，公司以每股普通股76.96美元的加权平均价格购买了890万股普通股，总成本为6.85亿美元。留存收益减少了6.01亿美元，这意味着普通股的收购价格超过了平均账面价值。2023年3月31日之后，公司以每股普通股80.60美元的加权平均价格购买了210万股普通股，总成本为1.69亿美元。

（1）资本管理措施。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

承付款和意外开支

在正常业务过程中，公司已承诺支付某些款项。下表汇总了公司截至2023年3月31日的承诺：

(1) 包括与跨山管道扩建的为期20年的产品运输协议有关的承诺。

(2) 根据处理协议，公司按比例支付每月服务费中债务部分的25％。通行费中包括截至2058年的40年通行费期内的29.13亿美元应付利息。

除上述承诺外，公司还签订了与其各种开发项目的工程、采购和施工有关的各种协议。公司可以在接到通知后取消这些合同，不收取任何罚款，但须支付取消之前产生的费用。

法律诉讼和其他突发事件

公司是正常业务过程中发生的多起法律诉讼的被告和原告。此外，公司还受到某些承包商建筑索赔的约束。公司认为，可能产生的与任何此类事项有关的任何负债都不会对其合并财务状况产生重大影响。

关键会计政策和估计

财务报表的编制要求公司在适用国际财务报告准则时做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金额不同，这些差异可能很大。对公司重要会计估算的全面讨论载于公司截至2022年12月31日止年度的年度MD&A和经审计的合并财务报表中。

控制环境

在截至2023年3月31日的三个月中，财务报告内部控制（“ICFR”）没有发生任何对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能对公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。由于固有的局限性，披露控制和程序以及财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，即使那些经确定有效的控制也只能为财务报表的编制和列报提供合理的保证。

非公认会计准则和其他财务指标

本MD&A包括提及NI 52-112中定义的非公认会计准则和其他财务指标。公司使用这些财务指标来评估其财务业绩、财务状况或现金流，包括非公认会计准则财务指标、非公认会计准则比率、分部指标总额、资本管理指标和补充财务指标。这些财务指标未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指标。公司使用的非公认会计准则和其他财务指标可能无法与其他公司提出的类似指标相提并论，也不应将其视为财务报表中作为衡量公司业绩的最直接可比财务指标的替代方案或比其更有意义。下文描述了本MD&A中包含的公司非公认会计准则和其他财务指标，以及与最直接可比的GAAP指标的对账情况（如适用）。

调整后的运营净收益

调整后的运营净收益是一项非公认会计准则财务指标，用于调整公司合并收益表中列报的扣除税后非经营项目的净收益。公司认为调整后的运营净收益是评估其业绩的关键指标，因为它表明了公司有能力从其核心业务领域创造税后营业收益。调整后的运营净收益对账如下所示。

(1) 基于股份的薪酬包括在公司股票期权计划和PSU计划下产生的成本。基于股份的薪酬的公允价值在公司资产负债表上被确认为负债，公允价值的定期变化在净收益中确认。截至2023年3月31日的三个月，税前股份薪酬为6600万澳元（截至2022年12月31日的三个月——3.19亿美元的支出，截至2022年3月31日的三个月——5.34亿美元的支出）。

(2) 衍生金融工具在公司资产负债表上按公允价值确认，非指定套期保值的公允价值变动计入净收益。由于套期保值标的项目（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财务报表中反映的金额存在重大差异。截至2023年3月31日的三个月，税前未实现的风险管理亏损为2000万美元（截至2022年12月31日的三个月——亏损1500万美元，截至2022年3月31日的三个月——亏损2600万美元）。

(3) 未实现的外汇损益主要源于以美元计价的长期债务转换为期末汇率，部分被交叉货币互换的影响所抵消，并在净收益中确认。这些未实现的外汇亏损和收益的税前和税后金额相同。

(4) 公司的投资已按公允价值计入损益，每个期间的亏损和收益均计入净收益。对这些投资亏损和收益的净税收影响为零。

(5) 截至2022年12月31日，公司确认了与取消北海尼安油田储量有关的16.2亿美元的损耗、折旧和摊销费用。2022 年当前的监管和经济状况以及英国日益艰难的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，促使该公司评估了其北海业务的可行性。在对其开发计划进行详细审查后，该公司确定，截至2022年12月31日，尼尼安油田已不再是经济储量，已取消登记的相关储量，并且正在加速废弃。

（6）其他与省级井场修复计划下政府补助金收入的影响有关。截至2023年3月31日的三个月中，税前其他为零（截至2022年12月31日的三个月——1,600万美元，截至2022年3月31日的三个月——3,800万美元）。

调整后的资金流

调整后的资金流是一项非公认会计准则财务指标，代表公司合并现金流量表中列报的经营活动现金流，并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政府补助收入的影响以及其他长期资产的变动进行了调整。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创造必要的现金流，通过资本投资为未来增长提供资金和偿还债务。来自经营活动现金流的调整后资金流对账情况如下所示。

(1) 非公认会计准则财务指标。放弃支出净额的核对表列于下文 “放弃支出净额” 部分。

(2) 包括股票奖励计划的未摊销成本。

调整后的每股运营净收益和调整后的资金流（基本和摊薄）

调整后的运营净收益和调整后的每股普通股（基本和摊薄）资金流是非公认会计准则比率，分别代表这些非公认会计准则指标除以该期间已发行基本和摊薄后普通股的加权平均数，如财务报表附注14所示。这些按每股披露的非公认会计准则指标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。

遗弃支出，净额

放弃支出（净额）是一项非公认会计准则财务指标，代表公司年度资本预算中反映的清偿资产退休债务的放弃支出。废弃支出，净额按废弃支出计算，如公司合并现金流量表所示，并根据省级井场修复计划下政府补助收入的影响进行了调整。放弃支出净额核对情况见下文。

Netback

净回报是非公认会计准则比率，表示扣除与按单位向市场推出产品相关的所有成本的影响后，核心活动提供的净现金流。公司认为净回报是评估其业绩的关键指标，因为它表明了公司活动的效率和盈利能力。有关按单位计算原油和液化天然气、天然气以及总桶石油当量的净回报率，请参阅本 MD&A 的 “运营亮点——勘探和生产” 部分。

净回报计算包括非公认会计准则财务指标：已实现价格和运输，与财务报表附注17中相应的细列项目进行了核对。

已实现价格（美元/桶和美元/BOE）——勘探与生产

已实现价格（美元/桶和美元/英国央行）是非公认会计准则比率，计算方法是已实现的原油和液化天然气销售额以及英国央行已实现的总销售额（非公认会计准则财务指标）除以各自的销售量。已实现的原油和液化天然气销售额以及英国央行的已实现销售总额包括混合成本和其他副产品销售的影响。该公司认为已实现价格是评估其业绩的关键指标，因为它显示了公司在市场上获得的原油和液化天然气销售量以及英国央行销售量所获得的单位已实现定价。

勘探与生产已实现的原油和液化天然气销售与英国央行销售的对账以及已实现价格的计算如下所示。

(1) 财务报表附注17中的原油和液化天然气销售情况。

(2) 混合和原料成本是运输、混合和原料费用的一部分，详见下文 “运输——勘探和生产” 部分。

(1) 桶石油当量销售包括财务报表附注17中的原油和液化天然气销售以及天然气销售。

(2) 混合和原料成本是运输、混合和原料费用的一部分，详见下文 “运输——勘探和生产” 部分。

运输-勘探和生产

运输（美元/英国央行、美元/桶和美元/Mcf）是非公认会计准则比率，计算方法是运输（非公认会计准则财务指标）除以相应的销售量。该公司计算运输，以证明其向市场交付产品的成本，不包括混合成本的影响。下文列出了勘探和生产运输的核对情况以及按单位计算的运输情况。

(1) 财务报表附注17中的运输、混合和原料。

北美-已实现产品价格和特许权使用费

已实现原油和液化天然气价格（美元/桶）是非公认会计准则比率，计算方法是已实现原油和液化天然气销售额（非公认会计准则财务指标）除以销量。已实现的原油和液化天然气销售包括混合成本的影响。该公司认为已实现的原油和液化天然气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液化天然气销售量所获得的单位已实现定价。

原油和液化天然气的特许权使用费率是非公认会计准则比率，计算方法为原油和液化天然气特许权使用费除以已实现的原油和液化天然气销售额。该公司将原油和液化天然气的特许权使用费率视为评估其业绩的关键指标，因为它描述了公司按单位计算的原油特许权使用费和液化天然气销售量。

下文列出了北美已实现原油和液化天然气销售的对账以及已实现原油和液化天然气价格和特许权使用费率的计算。

(1) 财务报表附注17中的原油和液化天然气销售情况。

(2) 混合和原料成本是运输、混合和原料费用的一部分，如上文 “运输——勘探和生产” 部分所述。

(3) 项目是财务报表附注17中特许权使用费的一部分。

已实现的产品价格和运输 — 油砂开采和升级

已实现的上合组织销售价格（美元/桶）是非公认会计准则比率，计算方法为已实现的上合组织销售额（非公认会计准则财务指标），包括混合和原料成本的影响，除以上合组织销售量。该公司认为已实现的上合组织销售价格是评估其业绩的关键指标，因为它显示了公司在市场上就其上合组织销售量获得的单位实际价格。

运输（美元/桶）是非公认会计准则比率，计算方法是运输（非公认会计准则财务指标）除以上海合作组织的销售量。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。

下文列出了油砂开采和升级已实现的上合组织销售和运输的对账以及上合组织按单位计算的已实现销售价格和运输的计算。

(1) 财务报表附注17中的原油和液化天然气销售情况。

(2) 财务报表附注17中的运输、混合和原料。

净资本支出

净资本支出是一项非公认会计准则财务指标，代表公司合并现金流量表中列报的用于投资活动的现金流，并根据非现金营运资本的净变化、投资收益、NWRP次级债务预付款的偿还和放弃支出（包括省级井场修复计划下政府补助收入的影响）进行了调整。公司认为净资本支出是评估其业绩的关键指标，因为它可以让人们了解公司的资本支出活动与公司的年度资本预算。净资本支出对账情况见下文。

(1) 非公认会计准则财务指标。上文 “放弃支出净额” 部分列报了放弃支出净额的对账情况。

(2) 包括11.17亿美元的基本资本支出和2.77亿美元的战略增长资本支出。战略增长资本支出代表公司自由现金流的分配，这些现金流将用于战略资本增长机会，这些机会的目标是在未来增加产量，并且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

流动性是一项非公认会计准则财务指标，代表随时可用的未提取银行信贷额度、现金和现金等价物以及其他高流动性资产的可用性，以满足短期融资需求并协助评估公司的财务状况。公司的流动性计算如下所示。

长期债务，净额

如财务报表附注13所披露，长期负债净额是一项资本管理指标，表示长期债务减去现金和现金等价物。

债务与账面资本之比

正如财务报表附注13所披露的那样，债务占账面资本化是一项资本管理措施，旨在使财务报表用户能够评估公司的资本结构。

平均已用资本的税后回报率

公司定义的平均使用资本的税后回报率为非公认会计准则比率。该比率按过去十二个月的净收益加上税后利息和其他融资支出；按过去十二个月平均使用资本（定义为流动和长期债务加上股东权益）的百分比计算。公司认为该比率是评估公司创造利润的能力和资本使用效率的关键指标。公司平均使用资本的税后回报表对账如下所示。