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，这些期望、估计和预测仅代表截至此类陈述发表之日或包含这些陈述的报告或文件之日较早的预期、估计和预测，并且存在已知和未知的风险和不确定性，这些风险和不确定性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+”）的行动、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、通货膨胀率上升以及全球经济衰退导致经济活动减少的风险），这些状况可能影响乌克兰的供需和市场价格等）公司的产品、所需资源的可用性和成本由公司的运营；原油、天然气和液化天然气价格的波动性和假设；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、叛乱团体或针对恐怖分子、叛乱团体的行动或其他冲突，包括国家间冲突；公司预防网络攻击和其他网络犯罪并从中恢复过来的能力；行业能力; 能力公司实施其业务战略，包括勘探和开发活动的能力；公司实施战略和利用技术来实现气候变化举措和排放目标的能力；竞争的影响；公司对诉讼的辩护；地震、钻探和其他设备的供应和成本；公司及其子公司完成资本计划的能力；公司及其子公司为其产品确保充足运输的能力；意外中断或延误公司沥青产品的开采、开采或升级；勘探或开发项目或资本支出方面的计划可能出现延误或变化；公司吸引建造、维护和运营其热矿和油砂开采项目所需的必要劳动力的能力；勘探、生产和销售原油和天然气以及开采、开采或升级公司沥青产品所固有的运营风险和其他困难；沥青产品的供应和成本融资；公司和其子公司在勘探和开发活动中的成功以及更换和扩大原油和天然气储量的能力；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率；生产水平；储量估计和对目前未被归类为已证实的原油、天然气和液化天然气的可开采数量的估计不准确；政府当局的行动；政府监管和遵守所需的支出它们（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支出的影响）；资产报废义务；公司流动性是否足以支持其增长战略并在短期、中期和长期内维持运营；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司的税收准备是否充分；以及其他影响收入和支出的情况。

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6月30日的三个月和六个月未经审计的中期合并财务报表（“财务报表”）以及截至2022年12月31日止年度的公司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基准。公司截至2023年6月30日的三个月和六个月的财务报表以及本MD&A是根据国际会计准则委员会（“IASB”）发布的《国际财务报告准则》（“IFRS”）编制的。

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6月30日的三个月和六个月与2022年同期和2023年第一季度的财务业绩。随附的表格是本MD&A不可分割的一部分。与公司有关的更多信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+上查阅，网址为www.sedarplus.ca，并在EDGAR上查阅，网址为www.sec.gov。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管理层和分析。本 MD&A 的日期为 2023 年 8 月 2 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

截至2023年6月30日的六个月中，净收益为32.62亿美元，而截至2022年6月30日的六个月净收益为66.03亿美元。截至2023年6月30日的六个月的净收益包括扣除税款的营业外收入1.25亿美元，而截至2022年6月30日的六个月中，营业外亏损为5.73亿美元，这些亏损与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、交叉货币互换结算的已实现外汇、投资收益和省级油井修复计划下的政府补助收入有关。不包括这些项目，截至2023年6月30日的六个月中，调整后的净运营收益为31.37亿美元，而截至2022年6月30日的六个月为71.76亿美元。

2023年第二季度的净收益为14.63亿美元，而2022年第二季度为35.02亿美元，2023年第一季度为17.99亿美元。2023年第二季度的净收益包括扣除税后的营业外收入2.07亿美元，而2022年第二季度的营业外亏损为2.98亿美元，2023年第一季度的营业外亏损为8200万美元，这些亏损与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、交叉货币互换结算时已实现的外汇、投资（收益）亏损和政府补助收入的影响有关省级井场地修复计划。不包括这些项目，2023年第二季度调整后的运营净收益为12.56亿美元，而2022年第二季度为38亿美元，2023年第一季度为18.81亿美元。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，净收益和调整后的运营净收益与截至2022年6月30日的三个月和六个月相比有所下降，主要反映了：

▪ 北美板块原油和液化天然气实现定价下跌 (1)；

▪ 油砂开采和升级改造领域的已实现SCO销售定价 (1) 降低；以及

▪ 降低了勘探和生产领域的天然气实际定价。

(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。

与2023年第一季度相比，2023年第二季度净收益和调整后的运营净收益下降主要反映了：

▪ 减少SCO在油砂开采和升级领域的销量；

▪ 北美细分市场的原油和液化天然气销量下降；以及

▪ 北美细分市场的天然气销量和已实现的天然气定价下降；

部分抵消了：

▪ 北美板块的原油和液化天然气净值上涨。

股票薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、交叉货币互换的结算以及投资（收益）损失的影响也促成了净收益的变动。本 MD&A 的相关章节详细讨论了这些项目。

经营活动产生的现金流和调整后的资金流

截至2023年6月30日的六个月中，来自经营活动的现金流为40.4亿美元，而截至2022年6月30日的六个月为87.49亿美元。2023年第二季度来自经营活动的现金流为27.45亿美元，而2022年第二季度为58.96亿美元，2023年第一季度为12.95亿美元。同期经营活动现金流的波动主要是由于先前指出的与调整后的运营净收益波动有关的因素，以及非现金营运资金净变化的影响。

截至2023年6月30日的六个月中，调整后的资金流为61.71亿美元，而截至2022年6月30日的六个月为104.07亿美元。2023年第二季度调整后的资金流为27.42亿美元，而2022年第二季度为54.32亿美元，2023年第一季度为34.29亿美元。同期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，其中不包括非现金营运资金、放弃支出、省级井场修复计划下的政府补助金收入以及其他长期资产变动（包括股票奖励计划的未摊销成本）的影响。

产量

2023年第二季度不计特许权使用费的原油和液化天然气产量为846,909桶/日，与2022年第二季度的860,338桶/日相当，较2023年第一季度的962,908桶/日下降了12％。2023年第二季度不计特许权使用费的天然气产量为2,085百万立方英尺/日，与2022年第二季度的2105百万立方英尺/日相当，较2023年第一季度的2,139百万立方英尺/日下降了3％。2023年第二季度扣除特许权使用费前的总产量为1,194,326英国央行/日，与2022年第二季度的1,211,147英国央行/日相当，较2023年第一季度的1,319,391英国央行/日下降了9％。本MD&A的 “每日产量，扣除特许权使用费” 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板块中，2023年第二季度已实现的原油和液化天然气价格 (1) 平均为每桶72.06美元，与2022年第二季度的每桶115.26美元相比下降了37％，较2023年第一季度的每桶58.85美元上涨了22％。已实现的天然气价格从2022年第二季度的每立方英尺7.93美元下降了68％，至2023年第二季度的平均每立方英尺2.53美元，较2023年第一季度的每立方英尺4.27美元下降了41％。在油砂开采和升级领域，该公司已实现的上合销售价格从2022年第二季度的每桶137.60美元下降了31％，至2023年第二季度的平均每桶95.08美元，与2023年第一季度的每桶96.07美元相当。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”、“实际产品价格——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。

(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。

制作费用

在该公司的勘探和生产领域，2023年第二季度的原油和液化天然气生产支出 (1) 平均为每桶18.38美元，较2022年第二季度的每桶19.58美元下降了6％，较2023年第一季度的每桶16.93美元增长了9％。2023年第二季度的天然气生产支出（1）平均为每立方英尺1.37美元，较2022年第二季度的每立方英尺1.17美元增长了17％，较2023年第一季度的每立方英尺1.47美元下降了7％。在油砂开采和升级领域，2023年第二季度的平均生产支出（1）为每桶31.28美元，较2022年第二季度的每桶33.76美元下降了7％，较2023年第一季度的每桶25.06美元增长了25％。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。

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) 财务报表附注17披露了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月中与产品销售相关的更多细节。

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。

(1) 按各自的生产费用除以各自的销售量计算。

▪ 原油和液化天然气销量——柯比和杰克菲什热油砂项目的产量波动、报春花热油项目的周期性质导致的产量波动、公司在北美和国际领域的钻探计划的波动、自然下降率、油砂采矿和升级领域的周转和进站的影响，以及北美细分市场的野火和第三方管道中断。销量还反映了国际细分市场因提货时间和维护活动而产生的波动。

▪ 天然气销量 — 由于公司在北美和国际领域的钻探计划、自然下降率、收购的影响和时机以及北美细分市场的野火和第三方管道中断而导致的产量波动。

▪ 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 — 销售量变化导致的波动，包括收购和处置的影响和时间、探明储量、资产报废义务、与原油和天然气勘探相关的寻找和开发成本、开发公司已探明未开发储量的估计未来成本、受更高耗损率影响的国际销售量的波动、油砂开采和升级领域的周转和进站的影响以及可回收性充电与2022年12月31日北海尼尼安油田的储量取消预订有关。

▪ 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。

▪（收益）投资损失；收购收益 — 由于投资PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票所致（收益）亏损以及确认收购收益而导致的波动。

商业环境

风险和不确定性

由于需求增长担忧、利率上升和衰退担忧继续给全球原油价格带来下行压力，全球基准原油价格在2023年第二季度继续呈下降趋势。欧佩克+于2023年6月初决定将减产延长至2024年，此后，又宣布进一步自愿减产，以支持市场的稳定。此外，尽管通货膨胀压力正在缓解，但除了大宗商品价格和利率的波动高于正常水平外，该公司的运营和资本支出也经历了并将继续面临通货膨胀压力。

流动性

截至2023年6月30日，该公司未提取的循环银行信贷额度为49.54亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资在内，公司拥有约56亿美元的流动性 (1)。公司还有某些其他支持信用证的专用信贷额度。

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。

(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。

北美板块的原油销售合约通常基于WTI基准定价。截至2023年6月30日的六个月中，WTI平均为每桶74.92美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶101.44美元下降了26％。2023年第二季度，WTI平均为每桶73.75美元，较2022年第二季度的每桶108.42美元下降了32％，较2023年第一季度的每桶76.11美元下降了3％。

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总体供求。截至2023年6月30日的六个月中，布伦特原油平均价格为每桶79.79美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶105.96美元下降了25％。布伦特原油在2023年第二季度平均为每桶78.37美元，较2022年第二季度的每桶112.67美元下降了30％，较2023年第一季度的每桶81.24美元下降了4％。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，WTI和布伦特原油价格较同期下跌，这主要反映了人们对持续通货膨胀导致全球需求下降以及随之而来的利率上升的担忧。

截至2023年6月30日的六个月中，WCS重差价平均为每桶19.87美元，而截至2022年6月30日的六个月为每桶13.70美元。2023年第二季度WCS重差价平均为每桶15.07美元，而2022年第二季度为每桶12.80美元，2023年第一季度为每桶24.74美元。截至2023年6月30日的六个月中，WCS重差价比2022年同期有所扩大，这主要反映了全球低硫原油定价疲软，部分原因是市场上有折扣的俄罗斯原油，以及美国战略石油储备局的低价原油发布延续到2023年第一季度。与2023年第一季度相比，2023年第二季度的WCS重差异有所缩小，这主要反映了由于美国中西部某些炼油厂的重启以及春季产量周转减少了可用供应而导致的需求增加。

截至2023年6月30日的六个月中，上海合作组织的平均价格为每桶77.42美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶103.76美元下降了25％。2023年第二季度的上海合作组织平均价格为每桶76.67美元，较2022年第二季度的每桶114.35美元下降了33％，与2023年第一季度的每桶78.18美元相当。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，上合组织的定价较同期有所下降，这主要反映了WTI基准定价的下降。

截至2023年6月30日的六个月中，纽约商品交易所的天然气价格平均为每百万英热单位2.76美元，较截至2022年6月30日的六个月的每百万英热单位6.05美元下降了54％。纽约商品交易所天然气价格在2023年第二季度平均为每百万英热单位2.10美元，较2022年第二季度的每百万英热单位7.17美元下降了71％，较2023年第一季度的每百万英热单位3.43美元下降了39％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，纽约商品交易所的天然气价格较同期下跌，这主要反映了冬季天气温和导致的储量减少，再加上北美的产量增加。此外，在供应充足和冬季温和的情况下，全球液化天然气价格下跌，给纽约商品交易所基准价格带来了下行压力。

截至2023年6月30日的六个月中，AECO天然气价格平均为每吉焦耳3.17美元，较截至2022年6月30日的六个月的每吉焦耳5.15美元下降了38％。AECO天然气价格在2023年第二季度平均为每吉焦耳2.22美元，较2022年第二季度的每吉焦耳5.95美元下降了63％，较2023年第一季度的每吉焦耳4.12美元下降了46％。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，AECO天然气价格较同期下跌，这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。

每日制作，不计特许权使用费

(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) 扣除混合和原料成本，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。

截至2023年6月30日的六个月中，不计特许权使用费的原油和液化天然气产量平均为904,588桶/日，与截至2022年6月30日的六个月的902,837桶/日相当。2023年第二季度的原油和液化天然气平均产量为846,909桶/日，与2022年第二季度的860,338桶/日相当，较2023年第一季度的962,908桶/日下降了12％。2023年第二季度的原油和液化天然气产量比2023年第一季度有所下降，这主要反映了Horizon和非运营的Scotford Upgrader（“Scotford”）计划于2023年第二季度完成了周转活动。

截至2023年6月30日的六个月中，不计特许权使用费的天然气产量为2,112百万立方英尺/日，较截至2022年6月30日的六个月的2,056百万立方英尺/日增长了3％。2023年第二季度的天然气产量为2,085百万立方英尺/日，与2022年第二季度的2105百万立方英尺/日相当，较2023年第一季度的2,139百万立方英尺/日下降了3％。截至2023年6月30日的六个月中，天然气产量较2022年同期有所增长，这主要反映了强劲的钻探业绩，但部分被野火和第三方管道中断的影响以及天然气田减少所抵消。与2023年第一季度相比，2023年第二季度的天然气产量下降主要反映了野火、影响两个季度的第三方管道中断以及天然气田减少的影响，但强劲的钻探结果部分抵消了这些影响。

尽管加拿大西部发生了野火，第三方管道在上半年中断，而且Horizon此前于2023年1月宣布计划外停产，但该公司2023年的产量仍计划在133万英国央行/日至137.4万英国央行/日的公司指导区间内，但接近低端。

北美——勘探和生产

截至2023年6月30日的六个月中，不计特许权使用费的北美原油和液化天然气产量平均为471,212桶/日，而截至2022年6月30日的六个月为480,860桶/日。2023年第二季度北美原油和液化天然气产量为465,143桶/日，较2022年第二季度的477,478桶/日下降了3％，较2023年第一季度的477,349桶/日下降了3％。2023年第二季度北美原油和液化天然气产量较同期有所下降，这主要反映了野火、第三方管道中断、计划中的热能周转活动以及自然油田减少的影响，但强劲的钻探结果部分抵消了这些影响。

该公司的现场热资产继续表现出长寿命低的特许权使用费前产量下降，2023年第二季度的平均产量为238,941桶/日，较2022年第二季度的249,938桶/日下降了4％，与2023年第一季度的242,884桶/日相当。与前几期相比，2023年第二季度的导热油主要反映了Primrose在该季度完成的计划周转活动的影响，以及自然油田减少的影响，但被柯比增产垫的新增产量所抵消。

鹈鹕湖2023年第二季度不计特许权使用费的重质原油产量平均为47,151桶/日，较2022年第二季度的51,112桶/日下降了8％，与2023年第一季度的48,244桶/日持平，这表明鹈鹕湖的长期低产量下降。

截至2023年6月30日的六个月中，不计特许权使用费的天然气产量平均为2,100百万立方英尺/日，较截至2022年6月30日的六个月的2,039百万立方英尺/日增长了3％。2023年第二季度的天然气平均产量为2,072百万立方英尺/日，与2022年第二季度的2,089百万立方英尺/日相当，较2023年第一季度的2,127百万立方英尺/日下降了3％。截至2023年6月30日的六个月中，天然气产量较2022年同期有所增长，这主要反映了强劲的钻探业绩，但部分被野火和第三方管道中断的影响以及天然气田减少所抵消。与2023年第一季度相比，2023年第二季度的天然气产量下降主要反映了野火、影响两个季度的第三方管道中断以及天然气田减少的影响，但强劲的钻探结果部分抵消了这些影响。

北美——油砂开采和升级

截至2023年6月30日的六个月中，上海合作组织扣除特许权使用费前的产量为406,453桶/日，较截至2022年6月30日的六个月的393,188桶/日增长了3％。上合组织2023年第二季度的产量为355,246桶/日，与2022年第二季度的356,953桶/日相当，较2023年第一季度的458,228桶/日下降了22％。上合组织2023年第二季度的产量比2023年第一季度有所下降，这主要反映了Horizon和Scotford计划中的周转活动在第二季度完成。

国际-勘探与生产

截至2023年6月30日的六个月中，不计特许权使用费的国际原油和液化天然气产量平均为26,923桶/日，较截至2022年6月30日的六个月的28,789桶/日下降6％。2023年第二季度国际原油和液化天然气产量平均为26,520桶/日，与2022年第二季度的25,907桶/日相当，较2023年第一季度的27,331桶/日下降了3％。截至2023年6月30日的六个月中，原油和液化天然气产量较2022年同期下降，2023年第二季度较2023年第一季度有所下降，这主要反映了自然油田的减少。

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

截至2023年6月30日的六个月，北美已实现的原油和液化天然气价格从截至2022年6月30日的六个月的每桶102.25美元下降了38％，至平均每桶63.66美元。北美已实现的原油和液化天然气价格从2022年第二季度的每桶113.37美元下降了39％，至2023年第二季度的平均每桶69.44美元，较2023年第一季度的每桶57.99美元上涨了20％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与2022年同期相比有所下降，这主要是由于WTI基准定价的下跌以及WCS重差价的扩大。与2023年第一季度相比，2023年第二季度的增长主要反映了WCS重差异指数的缩小，但部分被WTI基准定价的下跌所抵消。该公司继续专注于其原油调和营销策略，并在2023年第二季度为WCS流贡献了约21.3万桶/日的重质原油混合物。

截至2023年6月30日的六个月，北美已实现的天然气价格从截至2022年6月30日的六个月的每立方英尺6.59美元下降了49％，至平均每立方英尺3.35美元。北美已实现的天然气价格从2022年第二季度的每立方英尺7.90美元下降了69％，至2023年第二季度的平均每立方英尺2.47美元，从2023年第一季度的每立方英尺4.22美元下降了41％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，与同期相比有所下降，这主要反映了AECO基准和出口价格的下降。

按产品类型划分的北美勘探和生产价格比较如下：

(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

截至2023年6月30日的六个月，国际已实现的原油和液化天然气价格从截至2022年6月30日的六个月的每桶136.71美元下降了25％，至平均每桶102.58美元。国际已实现的原油和液化天然气价格从2022年第二季度的每桶144.82美元下降了28％，至2023年第二季度的平均每桶103.64美元，从2023年第一季度的每桶98.60美元上涨了5％。任何特定时期的原油和液化天然气每桶的已实现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上调时的现行原油价格和外汇汇率。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，已实现的原油和液化天然气价格较2022年同期有所下降，这反映了上调时的布伦特原油基准定价，以及加元走势的影响。与2023年第一季度相比，2023年第二季度已实现的原油和液化天然气价格的上涨主要反映了提振的时机。

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

截至2023年6月30日的三个月和六个月以及同期的北美原油、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走势、WCS重差价的波动以及特许权使用费率下滑的影响。

在截至2023年6月30日的六个月中，原油和液化天然气特许权使用费 (1) 平均约占产品销售额的17％，而截至2022年6月30日的六个月中，这一比例为产品销售额的22％。2023年第二季度，原油和液化天然气特许权使用费平均约占产品销售额的17％，而2022年第二季度为23％，2023年第一季度为17％。截至2023年6月30日的三个月和六个月的特许权使用费率较2022年同期有所下降，这主要是由于基准价格的降低以及WCS重差异的扩大。

截至2023年6月30日的六个月中，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的5％，而截至2022年6月30日的六个月中，这一比例为产品销售额的10％。2023年第二季度，天然气特许权使用费平均约占产品销售额的3％，而2022年第二季度为11％，2023年第一季度为6％。截至2023年6月30日的三个月和六个月的特许权使用费率较同期有所下降，这主要是由于基准价格的降低。

(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。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，特许权使用费占产品销售额的百分比平均约为10％，而截至2022年6月30日的六个月中，特许权使用费占产品销售额的7％。2023年第二季度特许权使用费占产品销售额的百分比平均约为10％，而2022年第二季度为9％，2023年第一季度为9％。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了各个领域的提货时间和支付状况。

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

截至2023年6月30日的六个月中，北美原油和液化天然气的平均生产支出为每桶16.23美元，而截至2022年6月30日的六个月为每桶16.10美元。2023年第二季度的北美原油和液化天然气生产支出为每桶15.64美元，较2022年第二季度的每桶17.45美元下降了10％，较2023年第一季度的每桶16.82美元下降了7％。与2022年第二季度相比，2023年第二季度原油和液化天然气每桶的生产支出有所下降，这主要反映了天然气燃料成本的降低，但部分被服务和电力成本上涨的影响以及野火和第三方管道中断对产量的影响所抵消。2023年第二季度每桶原油和液化天然气生产支出较2023年第一季度有所下降，这主要反映了天然气燃料成本的降低，但部分被野火和第三方管道中断的影响所抵消。

截至2023年6月30日的六个月中，北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.39美元，较截至2022年6月30日的六个月的每立方英尺1.21美元增长了15％。2023年第二季度的北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.35美元，较2022年第二季度的每立方英尺1.15美元增长了17％，较2023年第一季度的每立方英尺1.43美元下降了6％。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每立方英尺的天然气生产支出比2022年同期有所增加，这主要反映了服务和电力成本的上涨，以及野火和第三方管道中断对产量的影响。2023年第二季度每立方英尺的天然气生产支出比2023年第一季度有所下降，这主要反映了季节性天气条件的影响，但部分被野火和第三方管道中断的影响所抵消。

国际

截至2023年6月30日的六个月中，国际原油和液化天然气的生产支出平均为每桶45.27美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶42.96美元增长了5％。2023年第二季度国际原油和液化天然气生产支出为每桶51.50美元，较2022年第二季度的每桶53.02美元下降了3％，较2023年第一季度的每桶21.90美元增长了135％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每桶原油和液化天然气的生产费用与2022年同期相比的波动主要反映了不同成本结构、2023年能源成本较低以及外汇波动的各个油田的提货时间。与2023年第一季度相比，2023年第二季度国际原油和液化天然气每桶的生产支出有所增加，这主要反映了第一季度没有从该公司在北海的平台上开采原油的影响。

损耗、折旧和摊销——勘探和生产

(1) 计算方法为损耗、折旧和摊销除以销售量。有关销量，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6月30日的六个月中，每只英国央行的损耗、折旧和摊销费用为12.20美元，与截至2022年6月30日的六个月中每只英国央行12.27美元相当。2023年第二季度每只英国央行的损耗、折旧和摊销费用为12.26美元，与2022年第二季度的每只英国央行12.14美元和2023年第一季度的每只英国央行12.14美元相当。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，每位英国央行的资产退休义务增加支出为0.93美元，较截至2022年6月30日的六个月中每位英国央行的0.55美元增长了69％。2023年第二季度的每位英国央行0.93美元的资产退休义务增加支出从2022年第二季度的每只英国央行0.55美元增长了69％，与2023年第一季度的每位英国央行0.94美元相当。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每位英国央行的资产报废义务增加支出比2022年同期有所增加，这主要反映了2022年对资产报废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

该公司利用其在Horizon和AOSP基地的技术专长，继续专注于安全、可靠和高效的运营。上合组织2023年第二季度的平均产量为355,246桶/日，这主要反映了Horizon和Scotford计划在本季度完成的周转活动。

该公司2023年第二季度的生产支出为9.97亿美元，较2022年第二季度的10.77亿美元减少了7％，较2023年第一季度的10.42亿美元下降了4％。与同期相比的减少主要反映了天然气成本的降低，但部分被服务成本的上涨所抵消。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，上海合作组织的已实现销售价格平均为每桶95.64美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶123.42美元下降了23％。2023年第二季度的SCO已实现销售价格平均为每桶95.08美元，较2022年第二季度的每桶137.60美元下降了31％，与2023年第一季度的每桶96.07美元相当。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，上海合作组织的已实现销售价格比2022年同期有所下降，这主要反映了WTI基准定价的下降。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每桶沥青特许权使用费比2022年同期有所下降，这主要反映了现行沥青定价下跌以及特许权使用费率下滑的影响。与2023年第一季度相比，2023年第二季度的增长主要反映了现行沥青价格上涨的影响。

截至2023年6月30日的六个月中，平均每桶运输费用为1.74美元，而截至2022年6月30日的六个月中，运输费用为每桶1.77美元。2023年第二季度的平均运输费用为每桶2.03美元，与2022年第二季度的每桶2.05美元相当，较2023年第一季度的每桶1.52美元增长了34％。2023年第二季度每桶的运输费用比2023年第一季度有所增加，这主要反映了第二季度销量减少和美国墨西哥湾沿岸销量增加的影响。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，生产支出为每桶27.76美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶28.68美元下降了3％。2023年第二季度的平均生产支出为每桶31.28美元，较2022年第二季度的每桶33.76美元下降了7％，较2023年第一季度的每桶25.06美元增长了25％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每桶的生产支出比2022年同期有所下降，这主要反映了天然气燃料成本的降低，但部分被服务成本的上涨所抵消。2023年第二季度每桶的生产支出比2023年第一季度有所增加，这主要反映了第二季度的销量下降。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，每桶12.67美元的损耗、折旧和摊销费用为每桶12.67美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶11.97美元增长了6％。2023年第二季度的损耗、折旧和摊销费用为每桶13.88美元，较2022年第二季度的每桶12.92美元增长了7％，较2023年第一季度的每桶11.74美元增长了18％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，按每桶计算的耗尽、折旧和摊销费用比2022年同期有所增加，这主要反映了2023年第二季度取消确认以及租赁资产折旧增加的影响。2023年第二季度按每桶计算的耗尽、折旧和摊销费用比2023年第一季度有所增加，这主要反映了第二季度销量减少和取消认可的影响。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，资产报废义务的增加支出为每桶0.53美元，较截至2022年6月30日的六个月的每桶0.43美元增长了23％。2023年第二季度的资产退休义务增加支出为每桶0.62美元，较2022年第二季度的每桶0.48美元增长了29％，较2023年第一季度的每桶0.47美元增长了32％。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，按每桶计算的资产报废义务增加支出比2022年同期有所增加，这主要反映了2022年对资产报废义务进行的成本估算和贴现率修订的影响。2023年第二季度按每桶计算的资产报废义务增加支出比2023年第一季度有所增加，这主要反映了第二季度销量减少的影响。

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84兆瓦热电联产厂的50％运营权益以及该公司对西北红水合伙企业（“NWRP”）的50％股权投资。

NWRP经营着一家50,000桶/日的沥青升级厂和炼油厂，为公司加工约12,500桶/日（25％的收费人）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/日（75％的收费人）沥青原料。该公司无条件地有义务在截至2058年的40年收费期内按比例支付每月收费服务通行费债务部分的25％。柴油和成品油的销售以及相关的炼油费在中游和炼油领域得到认可。2023年第二季度，超低硫柴油和其他成品油的平均产量为79,112英国央行/日（截至2022年6月30日的三个月为19,778英国央行/日），（截至2022年6月30日的三个月——75,418英国央行/日；公司为18,855英国央行/日），反映了25％的通行费支付者承诺。

截至2023年6月30日，该公司在NWRP的股权亏损和合伙企业分配中累计未确认的份额为5.68亿美元（2022年12月31日为5.51亿美元）。在截至2023年6月30日的三个月中，公司未确认的股权亏损份额为100万美元（截至2023年6月30日的六个月——未确认的股权亏损为1,700万美元；截至2022年6月30日的三个月，未确认的股权亏损为1,500万美元；截至2022年6月30日的六个月——未确认的股权亏损为2500万美元）。

管理费用

(1) 按管理费用除以销售量计算。

(2) 公司总销售量。

截至2023年6月30日的六个月中，每位英国央行的管理费用为0.99美元，较截至2022年6月30日的六个月的每位英国央行0.94美元增长了5％。2023年第二季度的管理费用为每位英国央行1.09美元，较2022年第二季度的每位英国央行0.89美元增长了22％，较2023年第一季度的每位英国央行0.90美元增长了21％。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，每位英国央行的管理费用比同期有所增加，这主要是由于人事和公司成本的增加，但部分被更高的管理费用回收所抵消。2023年第二季度每家英国央行的管理费用比2023年第一季度有所增加，这也反映了第二季度销售量减少的影响。

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6月30日的六个月中，公司确认了1.36亿美元的股票薪酬支出，这主要是由于对未偿还股票期权的公允价值进行了衡量，这些期权与前一时期授予的股票期权的正常分级归属的影响、该期间行使或交出的既得股票期权的影响以及公司股价的变化有关。

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) 计算方法为长期债务和租赁负债的平均利息支出除以平均长期债务和租赁负债余额。公司向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。

截至2023年6月30日的六个月中，每家英国央行的利息和其他融资支出为每只英国央行1.46美元，与截至2022年6月30日的六个月中每只英国央行1.43美元相当。2023年第二季度每家英国央行的利息和其他融资支出从2022年第二季度的每只英国央行1.46美元增长了12％，至1.63美元，从2023年第一季度的每只英国央行的1.30美元增长了25％。2023年第二季度每家英国央行的利息和其他融资支出比同期有所增加，这主要反映了更高的利率对浮动利率长期债务的影响以及2023年第二季度销售量减少的影响。

截至2023年6月30日的三个月和六个月中，该公司的平均有效利率比同期有所上升，这主要是由于2023年持有的浮动利率长期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。

在截至2023年6月30日的六个月中，已实现的风险管理净收益与外币合约的结算有关，部分被天然气金融工具的已实现亏损所抵消。截至2023年6月30日的六个月中，该公司的风险管理活动未实现净亏损为1,600万美元（税后1,400万美元，合200万美元），其中包括2023年第二季度（截至2023年3月31日的三个月）的未实现净收益400万美元（税后200万美元）——未实现亏损2000万美元，税后1,600万美元为400万美元；截至2022年6月30日的三个月 — 未实现收益为2100万美元，税后1,600万美元为500万美元；截至2022年6月30日的六个月中，未实现亏损为500万美元，100万美元税后400万美元）。

截至2023年6月30日，与未偿还的衍生金融工具相关的更多细节将在财务报表附注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。

截至2023年6月30日的六个月中，已实现的净外汇亏损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所致。截至2023年6月30日的六个月中，未实现的外汇净收益主要与未偿美元债务的折算有关。截至2023年6月30日，美元/加元的汇率为0.7554美元（2023年3月31日——0.7392美元，2022年6月30日——0.7769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) 在调整后的运营净收益中包括PSU的净税收影响、未实现的风险管理和放弃支出回收。

(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。

截至2023年6月30日的三个月和六个月以及同期的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纳税项目的影响，以及公司运营所在国的司法管辖区所得和税率差异对净收益的影响。

截至2023年6月30日的三个月和六个月以及可比时期的当前企业所得税以及北海的当期和递延PRT，包括与公司北海平台退役活动相关的放弃支出结转的影响。

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。

截至2023年6月30日的六个月中，净资本支出为30.63亿美元，而截至2022年6月30日的六个月净资本支出为29.05亿美元。根据公司的资本预算，截至2023年6月30日的六个月的净资本支出包括25.02亿美元的基础资本支出（1）和5.46亿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。

与最初的预算相比，2023年油砂开采和升级改造以及北美勘探和生产的资本预算合计增加了2亿美元。油砂开采和升级改造增加了约1.3亿美元，这主要反映了第三方服务成本的增加以及与持续活动相关的范围变化，以确保安全有效的运营。其余约7,000万美元涉及北美的勘探和生产以及热力作业，这主要是由于非运营和修井活动增加以及通货膨胀压力。该公司2023年的目标总资本计划增长了4％，达到约54亿美元。

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)