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

本文件或此处以引用方式纳入的文件中与加拿大自然资源有限公司（“公司”）相关的某些陈述构成适用证券立法所指的前瞻性陈述或信息（以下统称为 “前瞻性陈述”）。前瞻性陈述可以用 “相信”、“预测”、“预期”、“计划”、“估计”、“目标”、“继续”、“可能”、“打算”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“目标”、“预测”、“目标”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求” 等词语来识别, “日程安排”, “提议”, “愿望” 或暗示未来结果或有关前景陈述的类似性质的表述.本管理层对公司财务状况和经营业绩的讨论与分析（“MD&A”）中提供的与预期未来大宗商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、所得税支出和其他目标相关的披露构成前瞻性陈述。披露与现有和未来开发相关的计划和预期结果，包括但不限于以下方面的计划和预期结果：公司在地平线油砂（“Horizon”）、阿萨巴斯卡油砂项目（“AOSP”）、报春花热油项目、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的资产升级厂和炼油厂；由第三方建造新的管道容量或扩大现有的管道容量或其他方式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；某些资产的放弃及其时机；技术和技术创新的开发和部署；公司完成增长项目和长期负责任和可持续增长的财务能力；以及路径联盟的影响（“Pathways”）的倡议和活动，政府对Pathways的支持和石油生产实现净零排放的能力也构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年期预测，并根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡在全年进行必要的审查和修订。这些陈述不能保证未来的表现，并且存在一定的风险。读者不应过分依赖这些前瞻性陈述，因为无法保证这些陈述所依据的计划、举措或预期会发生。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，即所描述的储备金在未来可以盈利。在估算已探明和探明的数量以及可能的原油、天然气和液化天然气储量以及预测未来的产量和开发支出时间方面，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。

前瞻性陈述基于当前对公司和公司经营所在行业的预期、估计和预测，这些预期、估计和预测仅代表此类陈述发表之日或载有这些陈述的报告或文件之日止，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或暗示的任何未来业绩、业绩或成就存在重大差异向前看声明。除其他外，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+”）的行动所致、中东武装冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响、通货膨胀加剧以及全球衰退导致经济活动减少的风险），这些状况可能影响公司产品的需求和供应以及市场价格等，以及所需资源的可用性和成本公司的运营；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、叛乱团体的行动或其他冲突，包括国家间冲突；公司预防网络攻击、其他网络相关犯罪和其他网络相关事件并从中恢复的能力;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在预期时间表内实现气候变化举措和排放目标的能力；竞争的影响；公司的诉讼辩护；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其充足交通的能力产品；公司沥青产品的开采、开采或升级出现意外中断或延误；勘探或开发项目或资本支出计划可能出现延迟或变化；公司吸引建造、维护和运营其热和油砂开采项目所需劳动力的能力；原油和天然气勘探、生产和销售以及采矿、开采或升级所固有的运营风险和其他困难公司的沥青产品；融资的可得性和成本；公司及其子公司在勘探和开发活动中的成功及其替代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；整合收购公司和资产业务和运营的时机和成功；产量水平；储量估算不精确，对目前未归类为已证原油、天然气和液化天然气的可开采量的估计；政府当局的行动；法规及其遵守所需的支出（尤其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、中期和长期内维持其运营；公司资产负债表的实力；

公司资本结构的灵活性；公司税收准备的充足性；以及其他影响收入和支出的情况。

该公司的运营已经并将来可能会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、价格或集资率控制以及环境保护法规。如果其中一项或多项风险或不确定性得以实现，或者如果公司的任何假设被证明不正确，则实际业绩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肯定地确定，因为这些因素取决于其他因素，而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。尽管根据发布此类前瞻性陈述之日获得的信息，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。这些警示性陈述对随后归因于公司或代表公司行事的人的所有前瞻性陈述，无论是书面还是口头陈述，均明确进行了全面限定。除非适用法律的要求，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、未来事件还是其他因素，还是影响该信息的上述因素造成的。

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，其中包括非公认会计准则和国家仪器52-112——非公认会计准则和其他财务指标披露（“NI 52-112”）中定义的其他财务指标。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中包含的公司非公认会计准则和其他财务指标的描述，以及与最直接可比的GAAP指标的对账情况（如适用），载于本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

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12月31日的三个月和年度的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日止年度的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12月31日的三个月和年度的财务报表以及本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。

在本次MD&A中，产量和单位统计数据以 “未计特许权使用费” 或 “公司总收入” 为基础列报，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，还以称为桶油当量（“BOE”）的通用单位提到了原油和天然气。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”）（6 Mcf：1 bbl）来得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，因为 6 Mcf: 1 bbl 的比率基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的价值等价物。在比较使用当前原油价格与天然气价格的价值比率时，6 Mcf:1 bbl 的转换比率作为价值指标可能会产生误导。此外，就本MD&A而言，原油被定义为包括以下大宗商品：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SCO。以 “扣除特许权使用费” 或 “公司净额” 为基础的生产也仅供参考。

以下讨论和分析主要涉及公司截至2023年12月31日的三个月和年度与2022年同期和2023年第三季度相比的财务业绩。随附表格是本管理层与分析报告不可分割的一部分。与公司有关的其他信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+的www.sedarplus.ca和EDGAR的www.sedarplus.ca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MD＆A。本MD&A的日期为2024年2月28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。

(4) 非公认会计准则财务指标。该措施的构成已在所有报告期内进行了更新。请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。

财务亮点摘要

合并净收益和调整后的运营净收益

截至2023年12月31日止年度的净收益为82.33亿美元，而截至2022年12月31日的年度净收益为109.37亿美元。截至2023年12月31日止年度的净收益包括扣除税后的非营业亏损3亿美元，而截至2022年12月31日止年度的非营业亏损为19.26亿美元，这些亏损涉及基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、交叉货币互换结算和美元债务证券偿还的已实现外汇、投资收益、与估计值增加相关的可收回费用计划中的未来放弃成本2023年北海尼尼安油田的退役活动，与2022年北海尼尼安油田储量取消预订相关的可回收费用，以及2022年省级井场恢复计划下的政府补助收入。不包括这些项目，截至2023年12月31日止年度的调整后运营净收益为85.33亿美元，而截至2022年12月31日的年度为128.63亿美元。

2023年第四季度的净收益为26.27亿美元，而2022年第四季度为15.2亿美元，2023年第三季度为23.44亿美元。2023年第四季度的净收益包括扣除税后的营业外收入为8,100万美元，而2022年第四季度的营业外亏损为6.74亿美元，2023年第三季度的非营业亏损为5.06亿美元，这些损失与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、已实现的外汇对偿还美元债务证券的影响、投资亏损（收益）、回收有关与未来估计值的增加相关的承保费2023年北海尼尼安油田计划退役活动的放弃费用，与2022年北海尼尼安油田储量取消预订相关的可回收费用，以及2022年省级井场恢复计划下的政府补助收入。不包括这些项目，2023年第四季度调整后的运营净收益为25.46亿美元，而2022年第四季度为21.94亿美元，2023年第三季度为28.5亿美元。

截至2023年12月31日止年度的净收益和调整后的运营净收益与截至2022年12月31日的年度相比下降主要反映了：

▪ 降低北美勘探和生产领域的已实现原油和液化天然气价格（1）；

▪ 降低上合组织在油砂开采和升级领域的已实现销售定价 (1)；以及

▪ 降低勘探和生产领域的已实现天然气定价；

部分抵消了：

▪ 油砂开采和升级板块的SCO销量增加；以及

▪ 北美勘探和生产领域的原油和液化天然气销量增加。

与2022年第四季度相比，2023年第四季度的净收益和调整后的运营净收益的增长主要反映了：

▪ 油砂开采和升级板块的SCO销量增加；以及

▪ 北美勘探和生产领域的原油和液化天然气销量增加；

部分抵消了：

▪ 降低油砂开采和升级板块已实现的SCO销售定价；以及

▪ 降低北美勘探和生产领域的已实现天然气价格。

自2023年第三季度以来，2023年第四季度净收益和调整后运营净收益的变动主要反映了：

▪ 勘探和生产领域的原油和液化天然气销量增加；以及

▪ 北美勘探和生产领域的天然气销量和净回报率增加；

部分抵消了：

▪ 降低北美勘探和生产领域的已实现原油和液化天然气价格；以及

▪ 降低油砂开采和升级板块的已实现SCO销售定价。

基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、投资损失（收益）的影响也促成了净收益的变动。本管理报告和答案的相关章节详细讨论了这些项目。

英国当前的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，促使该公司评估了2022年北海业务的可行性。在详细审查其开发计划后，该公司确定尼尼安油田已不再经济，截至2022年12月31日取消了原油储量的预订，并且正在加速放弃。结果，公司完成了对北海资产的可收回性评估，并确认了与尼尼安油田不动产、厂房和设备相关的6.51亿美元（税后）的非现金费用，包括扣除9.69亿美元的递延所得税回收额后的16.2亿美元可收回费用，计入损耗、折旧和摊销费用。

截至2023年12月31日，由于项目范围的修订和当前的成本环境，公司确认了1.13亿美元的非现金费用（税后），这与其对北海尼尼安油田未来废弃成本的估计增加有关。非现金费用包括在损耗、折旧和摊销费用中确认的4.36亿美元的可收回费用，减去3.23亿美元的递延税收回款。随着放弃工作的进展，公司对其资产报废义务负债的估计，包括尼尼安现场可回收费用和相关的税收回款，未来可能会进行修订。

来自经营活动的现金流和调整后的资金流

截至2023年12月31日止年度的经营活动现金流为123.53亿美元，而截至2022年12月31日的年度为193.91亿美元。2023年第四季度来自经营活动的现金流为48.15亿美元，而2022年第四季度为45.44亿美元，2023年第三季度为34.98亿美元。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运营净收益的波动以及非现金营运资金净变动的影响有关的因素。

(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。

截至2023年12月31日止年度的调整后资金流为152.74亿美元，而截至2022年12月31日止年度的调整后资金流为197.91亿美元。2023年第四季度调整后的资金流为44.19亿美元，而2022年第四季度为41.76亿美元，2023年第三季度为46.84亿美元。同期调整后资金流的波动主要是上述与经营活动现金流波动相关的因素造成的，不包括非现金营运资金净变动、放弃支出、省级井场修复计划下的政府补助收入以及其他长期资产变动的影响，包括股票奖励计划的未摊销成本、延期PRT回收的应计利息和预付的服务通行费成本。

产量

2023年第四季度不计特许权使用费的原油和液化天然气产量创历史新高，为1,047,541桶/日，较2022年第四季度的942,258桶/日增长了11％，与2023年第三季度的1,035,153桶/日相当。2023年第四季度不计特许权使用费的天然气产量创历史新高，为2,231毫立方英尺/日，较2022年第四季度的2,115百万立方英尺/日增长了5％，较2023年第三季度的2,151毫立方英尺/日增长了4％。2023年第四季度不计特许权使用费的总产量为1,419,313英国央行/日，较2022年第四季度的1,294,679英镑/日增长了10％，与2023年第三季度的1,393,614英国央行/日相当。本MD&A的 “每日产量，不计特许权使用费” 部分详细讨论了原油、液化天然气和天然气的产量。

产品价格

在该公司的勘探和生产领域，2023年第四季度的已实现原油和液化天然气价格平均为每桶69.39美元，与2022年第四季度的每桶69.34美元相当，较2023年第三季度的每桶87.83美元下降了21％。已实现天然气价格从2022年第四季度的每立方英尺6.39美元下降了56％，至2023年第四季度的平均每立方英尺2.80美元，与2023年第三季度的每立方英尺2.81美元相当。在油砂开采和升级领域，该公司的SCO已实现销售价格从2022年第四季度的每桶103.79美元下降了5％，至2023年第四季度的平均每桶98.73美元，从2023年第三季度的每桶108.55美元下降了9％。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年第四季度原油和液化天然气的生产费用（1）平均为每桶15.05美元，较2022年第四季度的每桶20.37美元下降了26％，较2023年第三季度的每桶14.40美元增长了5％。2023年第四季度的天然气生产支出（1）平均为每立方英尺1.13美元，较2022年第四季度和2023年第三季度的每立方英尺1.25美元下降了10％。在油砂开采和升级领域，2023年第四季度的生产费用（1）平均为每桶20.96美元，较2022年第四季度的每桶25.48美元下降了18％，较2023年第三季度的每桶22.12美元下降了5％。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、液化天然气和天然气生产费用。

(1) 计算方法为各自的生产费用除以相应的销售量。

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12月31日和2022年12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 — 全球供需波动，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，包括俄罗斯入侵乌克兰导致的不确定性对全球基准定价的影响，北美页岩油产量的影响，加拿大西部精选（“WCS”）与位于俄克拉荷马州库欣的西德克萨斯中质参考位置的重大差异（“WTI”）美国，以及WTI和即期布伦特原油（“布伦特原油”）之间差额的影响）国际细分市场的基准定价。

▪ 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。

▪ 原油和液化天然气销售量 — Kirby 和 Jackfish 热油砂项目的产量波动、Primrose 热油项目的周期性质导致的产量波动、公司在北美勘探和生产领域的钻探计划的波动、自然下降率、油砂采矿和升级板块检修和进站的影响，以及 2023 年北美勘探中的野火和第三方管道中断和生产部门。销量也反映了国际细分市场的起重和维护活动时机造成的波动。

▪ 天然气销量——由于公司在北美勘探和生产领域的钻探计划、自然下降率、收购的影响和时机以及2023年北美勘探和生产领域的野火和第三方管道中断，产量波动。

▪ 生产费用 — 波动主要是由服务需求和成本、产品组合和产量的波动、季节性条件、碳税增加、能源成本波动、通货膨胀成本压力、所有细分市场的成本优化、油砂开采和升级板块的检修和进站以及国际板块的维护活动所致。

▪ 损耗、折旧和摊销费用 — 销售量、探明储量、资产报废义务、与原油和天然气勘探相关的勘探和开发成本、开发公司已探明未开发储量的未来估计成本、耗尽率较高导致的国际销售量波动、油砂开采和升级板块检修和进站的影响、与未来放弃估计增加有关的可回收费用的成本计划于2023年在北海尼尼安油田进行退役活动，以及与2022年12月31日北海尼尼安油田退订储量有关的可回收费用。

▪ 基于股份的薪酬 — 因衡量公司基于股份的薪酬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亏损以及随后对公司风险管理活动进行结算而产生的波动。

▪ 利息支出——由于长期债务水平变化而产生的波动，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石油收入税（“PRT”）递延回收的影响。

▪ 外汇 — 加元兑美元的波动，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，但任何未偿还的交叉货币掉期套期保值的影响部分抵消了这些损益。

▪ 投资亏损（收益）——由于投资PrairieSky Royalty Ltd.股票的亏损（收益）而产生的波动。

商业环境

风险和不确定性

为应对持续通货膨胀和对全球经济衰退的担忧而上升的利率给2023年全球原油基准定价带来了下行压力，地缘政治紧张局势的加剧导致了整个2023年的价格波动。2023年第四季度非欧佩克供应的增加和创纪录的美国产量减少了先前宣布的欧佩克+减产的影响。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，公司的运营和资本支出已经经历了并将继续面临通货膨胀压力。

流动性

截至2023年12月31日，该公司尚未提取的循环银行信贷额度为54.5亿美元。包括现金和现金等价物以及短期投资，该公司的流动性约为68.52亿美元（1）。该公司还有其他一些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。

资本支出

2023年12月14日，公司公布了其2024年资本预算（2），目标为约54.2亿美元，目标是在2024年实现短期产量增长，在2025年及以后实现中长期产量和产能增长。2024年的产量目标在133万英国央行/日至138万英国央行/日之间。此外，该公司的目标是2024年的放弃支出为6.35亿美元。年度预算是全年制定和审查的，必要时可以在价格波动、项目回报以及项目风险和时间范围平衡的背景下进行更改。2024年的资本预算和有针对性的放弃支出构成前瞻性陈述。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。

(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。

(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。

基准大宗商品价格

该公司几乎所有的产品都是根据美元基准定价出售的。具体而言，原油是根据西德克萨斯中质原油和布伦特原油指数销售的。加拿大天然气定价主要基于AECO参考价格，该参考定价来自纽约商品交易所的参考价格，并根据其与纽约商品交易所Henry Hub交割点的基准或位置差异进行了调整。该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变动的影响，因为该公司从原油和天然气销售中获得的加元销售价格基于美元计价的基准。

北美的原油销售合同通常基于WTI的基准定价。截至2023年12月31日的财年，WTI平均每桶77.61美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶94.23美元下降了18％。西德中质原油2023年第四季度的平均价格为每桶78.33美元，较2022年第四季度的每桶82.62美元下降了5％，较2023年第三季度的每桶82.18美元下降了5％。

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。截至2023年12月31日的财年，布伦特原油平均价格为每桶82.61美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶99.80美元下降了17％。布伦特原油2023年第四季度的平均价格为每桶84.06美元，较2022年第四季度的每桶88.15美元下降了5％，较2023年第三季度的每桶86.68美元下降了3％。

截至2023年12月31日的三个月和年度的WTI和布伦特原油价格较2022年同期有所下降，这主要反映了对持续通货膨胀和由此产生的利率上升导致非欧佩克供应增加和全球原油需求低于预期的担忧。与2023年第三季度相比，2023年第四季度WTI和布伦特原油价格的下降主要反映了需求担忧和全球供应的增长。

截至2023年12月31日的财年，WCS重型差价平均为每桶18.62美元，而截至2022年12月31日的年度为每桶18.26美元。WCS重型差价合约在2023年第四季度平均为每桶21.90美元，而2022年第四季度为每桶25.65美元，2023年第三季度为每桶12.86美元。2023年第四季度WCS重质油差价较2022年第四季度有所缩小，这主要反映了2023年美国墨西哥湾沿岸重油定价的走强，以及美国战略石油储备在2022年发布后的供应减少。与2023年第三季度相比，2023年第四季度WCS重型差速器的扩大，主要反映了美国维护活动导致的炼油能力下降，以及秋季产量周转后供应和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的财年，上海合作组织的基准价格平均为每桶79.64美元，较截至2022年12月31日的年度的每桶98.66美元下降了19％。上海合作组织的基准价格在2023年第四季度平均为每桶78.64美元，较2022年第四季度的每桶86.78美元下降了9％，较2023年第三季度的每桶84.99美元下降了7％。截至2023年12月31日的三个月和年度的上合组织基准定价较同期有所下降，这主要反映了WTI基准定价的下降，以及加拿大西部沉积盆地（“WCSB”）产量和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的财年，纽约商品交易所天然气价格平均为每百万英热单位2.74美元，较截至2022年12月31日的年度每百万英热单位6.64美元下降了59％。纽约商品交易所2023年第四季度的天然气价格平均为每百万英热单位2.87美元，较2022年第四季度的每百万英热单位6.27美元下降了54％，较2023年第三季度的每百万英热单位2.55美元上涨了13％。截至2023年12月31日的三个月和年度，纽约商品交易所天然气价格与2022年同期相比有所下降，这主要反映了2023年冬季温和天气导致产量增加和储量减少。此外，在供应充足的情况下，全球液化天然气（“LNG”）价格下跌，给纽约商品交易所的基准价格带来了下行压力。纽约商品交易所2023年第四季度天然气价格较2023年第三季度上涨主要反映了季节性需求因素以及美国墨西哥湾沿岸创纪录的液化天然气出口量。

截至2023年12月31日的财年，AECO天然气价格平均为每吉焦耳2.77美元，较截至2022年12月31日止年度的每吉焦耳5.28美元下降了48％。AECO天然气价格在2023年第四季度平均为每吉焦耳2.52美元，较2022年第四季度的每吉焦耳5.29美元下降了52％，较2023年第三季度的每吉焦耳2.26美元上涨了12％。截至2023年12月31日的三个月和年度，AECO天然气价格与2022年同期相比有所下降，这主要反映了纽约商品交易所的基准定价、WCSB产量的增加以及由于2023年冬季温和天气导致需求减少而导致的储量减少。2023年第四季度至2023年第三季度的AECO天然气价格上涨反映了纽约商品交易所的基准定价、季节性需求因素以及WCSB出口的增加。

每日产量，不含特许权使用费

(1) 扣除特许权使用费之前的上海合作组织产量不包括作为柴油在内部消费的上海合作组织。

(2) 在使用的所有实例中，“国际” 包括北海和近海非洲勘探和生产部分。

(3) 天然气产量近似销售量。

(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型项目库存和生产多样化，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）、SCO和天然气。

截至2023年12月31日止年度的不计特许权使用费的原油和液化天然气产量创历史新高，平均为973530桶/日，较截至2022年12月31日止年度的933,149桶/日增长了4％。2023年第四季度创纪录的原油和液化天然气产量平均为1,047,541桶/日，较2022年第四季度的942,258桶/日增长了11％，与2023年第三季度的1,035,153桶/日相当。截至2023年12月31日的三个月和年度的不计特许权使用费的原油和液化天然气产量与2022年同期相比有所增加，这主要反映了2023年油砂开采和升级以及北美勘探和生产领域的产量增强，这是由于热油垫的增加、钻探活动以及2022年第四季度极端寒冷天气条件的影响。

2023年原油和液化天然气年产量在公司先前发布的96.9万桶/日至10.01万桶/日的产量目标范围内。2024年的原油和液化天然气年产量目标为平均97.7万桶/日至1,008,000桶/日。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。

截至2023年12月31日的财年，不计特许权使用费的天然气产量创历史新高，平均为2,151百万立方英尺/日，较截至2022年12月31日止年度的2,090百万立方英尺/日增长了3％。2023年第四季度创纪录的天然气产量平均为2,231毫立方英尺/日，较2022年第四季度的2,115百万立方英尺/日增长了5％，较2023年第三季度的2,151毫立方英尺/日增长了4％。截至2023年12月31日止年度的不计特许权使用费的天然气产量比截至2022年12月31日的年度有所增加，主要反映了2023年的钻探活动， 部分被2023年野火和第三方管道中断以及自然油田减少的影响所抵消。与同期相比，2023年第四季度天然气产量的增长主要反映了钻探活动，但部分被天然气田的下降所抵消。2023年第四季度与2022年第四季度相比的增长也反映了2022年第四季度极端寒冷天气的影响。

2023年的天然气年产量略低于该公司先前发布的2,170百万立方英尺/日至2,242毫立方英尺/日的产量目标。2024年的天然气年产量目标为平均在2,120毫立方英尺/日至2,230毫立方英尺/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。

北美——勘探和生产

截至2023年12月31日的财年，北美不计特许权使用费的原油和液化天然气产量平均为496,100桶/日，较截至2022年12月31日止年度的479,971桶/日增长了3％。2023年第四季度的北美原油和液化天然气产量为521,579桶/日，较2022年第四季度的486,559桶/日增长了7％，与2023年第三季度的519,581桶/日相当。截至2023年12月31日的财年，北美原油和液化天然气产量较截至2022年12月31日的年度增加，主要反映了2023年热油和常规钻探活动的油田增加，但部分被2023年野火和第三方管道中断以及自然油田减少的影响所抵消。与2022年第四季度相比，2023年第四季度的增长主要反映了热油油田的增加、2023年的常规钻探活动以及2022年第四季度极端寒冷天气条件的影响，但部分被自然油田减少所抵消。

该公司的散热就地资产继续表现出不计特许权使用费的长期低产量下降，2023年第四季度平均为278,422桶/日，较2022年第四季度的253,188桶/日增长10％，较2023年第三季度的287,085桶/日下降3％。2023年第四季度热油产量较2022年第四季度增长主要反映了2023年报春花油和柯比油田的增加，但部分被自然油田的下降所抵消。2023年第四季度热油产量较2023年第三季度下降主要反映了报春花蒸汽的周期性质和天然气田的衰退。

2023年第四季度不计特许权使用费的鹈鹕湖重质原油产量平均为46,046桶/日，较2022年第四季度的48,221桶/日下降了5％，与2023年第三季度的46,897桶/日相当，这表明鹈鹕湖的产量长期以来一直处于低位。

截至2023年12月31日的财年，不计特许权使用费的天然气产量平均为2,139百万立方英尺/日，较截至2022年12月31日的年度的2,075百万立方英尺/日增长了3％。2023年第四季度的天然气产量平均为2,218百万立方英尺/日，较2022年第四季度的2,105百万立方英尺/日增长了5％，较2023年第三季度的2,139百万立方英尺/日增长了4％。截至2023年12月31日的年度天然气产量较截至2022年12月31日的年度增加主要反映了2023年的钻探活动，但部分被2023年野火和第三方管道中断以及天然气田下降的影响所抵消。与同期相比，2023年第四季度天然气产量的增长主要反映了钻探活动，但部分被天然气田的下降所抵消。2023年第四季度与2022年第四季度相比的增长也反映了2022年第四季度极端寒冷天气的影响。

北美 — 油砂开采和升级

截至2023年12月31日的财年，上海合作组织扣除特许权使用费前的产量创纪录平均为451339桶/日，较截至2022年12月31日止年度的425,945桶/日增长了6％。上海合作组织2023年第四季度创纪录的平均产量为500,133桶/日，较2022年第四季度的428,784桶/日增长了17％，与2023年第三季度的490,853桶/日相当。截至2023年12月31日止年度的上合组织产量较截至2022年12月31日的年度产量增加，主要反映了2023年产量的增长，此前受2022年上半年未运营的斯科特福德升级机的周转时间延长、Horizon的计划外停电以及极端寒冷的天气条件影响了2022年第四季度的采矿业务。与2022年第四季度相比，2023年第四季度的增长主要反映了2023年第四季度的产量增强，此前Horizon的计划外停电以及极端寒冷的天气条件影响了2022年第四季度的采矿业务。

国际 — 勘探和生产

截至2023年12月31日的财年，扣除特许权使用费的国际原油和液化天然气产量平均为26,091桶/日，较截至2022年12月31日止年度的27,233桶/日下降了4％。2023年第四季度的国际原油和液化天然气产量平均为25,829桶/日，较2022年第四季度的26,915桶/日下降了4％，较2023年第三季度的24,719桶/日增长了4％。截至2023年12月31日的三个月和年度，原油和液化天然气产量与2022年同期相比下降主要反映了天然气田的减少。与2023年第三季度相比，2023年第四季度原油和液化天然气产量的增长主要反映了第三季度的计划维护活动，但部分被天然气田的下降所抵消。

国际原油库存量

当产品控制权移交给客户并已交付时，公司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生产储存组织中持有的原油量的收入，如下所示：

运营亮点——勘探和生产

(1) 有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，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相应的销售量计算。

(4) 计算方法为生产费用除以相应的销售量。

(5) 按天然气销售量除以天然气销量计算。

(6) 按天然气运输费用除以天然气销量计算。

已实现产品价格——勘探和生产

(1) 有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，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量和天然气销售量除以各自的销售量计算。

北美

截至2023年12月31日的财年，北美已实现的原油和液化天然气价格从截至2022年12月31日的年度的每桶88.43美元下降了20％，至平均每桶70.51美元。北美2023年第四季度的已实现原油和液化天然气价格平均为每桶66.69美元，与2022年第四季度的每桶65.79美元相当，较2023年第三季度的每桶86.77美元下降了23％。截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度相比下降主要反映了西德克萨斯中质原油基准定价的下跌。2023年第四季度较2023年第三季度的下降主要反映了WTI基准定价的下跌，以及WCS重型差价的扩大。该公司继续专注于其原油调和营销战略，并在2023年第四季度为WCS流贡献了约22.8万桶/日的重质原油混合物。

截至2023年12月31日的财年，北美已实现天然气价格从截至2022年12月31日止年度的每立方英尺6.51美元下降了53％，至平均每立方英尺3.04美元。北美已实现天然气价格从2022年第四季度的每立方英尺6.36美元下降了57％，至2023年第四季度的平均每立方英尺2.75美元，与2023年第三季度的每立方英尺2.76美元相当。截至2023年12月31日的三个月和年度，北美已实现天然气价格较2022年同期的下降主要反映了AECO基准和出口定价的下降。

按产品类型划分的北美勘探与生产部门获得的价格比较如下：

(1) 按单位计算的金额基于相应产品类型的销售量。

国际

截至2023年12月31日止年度的国际已实现原油和液化天然气价格从截至2022年12月31日的年度的每桶128.41美元下降了16％，至平均每桶107.46美元。国际已实现的原油和液化天然气价格从2022年第四季度的每桶118.44美元下降了5％，至2023年第四季度的平均每桶112.22美元，与2023年第三季度的每桶113.59美元相当。任何特定时期的已实现原油和液化天然气每桶价格都取决于各种销售合同的条款、从每个油田提货的频率和时间以及解除合同时的现行原油价格和外汇汇率。截至2023年12月31日的三个月和年度的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振时布伦特原油的现行基准价格，以及加元变动的影响。

特许权使用费——勘探和生产

(1) 按特许权使用费除以相应的销售量计算。有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，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12月31日的三个月和年度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变动、WCS重度差异的波动以及滑动比例特许权使用费率的影响。

截至2023年12月31日的财年，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18％，而截至2022年12月31日的年度中，这一比例为22％。2023年第四季度原油和液化天然气的特许权使用费率平均约占产品销售额的18％，而2022年第四季度为21％，2023年第三季度为21％。截至2023年12月31日的三个月和年度的特许权使用费率与同期相比下降的主要原因是基准价格下降和WCS重差异的波动。

截至2023年12月31日的财年，天然气特许权使用费率平均约占产品销售额的4％，而截至2022年12月31日的年度中，这一比例为9％。2023年第四季度的天然气特许权使用费率平均约占产品销售额的3％，而2022年第四季度为8％，2023年第三季度为3％。截至2023年12月31日的三个月和年度的特许权使用费率与2022年同期相比下降的主要原因是基准价格下跌。

(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

根据各种产品分成合同的条款，特许权使用费率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12月31日的财年，特许权使用费占产品销售的百分比平均约为9％，与截至2022年12月31日止年度产品销售额的9％相当。2023年第四季度特许权使用费占产品销售的百分比平均约为9％，而2022年第四季度为13％，2023年第三季度为7％。特许权使用费占产品销售额的百分比反映了提款的时间和各个领域的支付状况。

生产费用——勘探和生产

(1) 计算方法为生产费用除以相应的销售量。有关原油和液化天然气以及英国央行的销量，请参阅本MD&A的 “非公认会计准则和其他财务指标” 部分。有关天然气销量，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12月31日的财年，北美原油和液化天然气的生产费用平均为每桶14.46美元，较截至2022年12月31日的每桶16.25美元下降了11％。2023年第四季度北美原油和液化天然气的生产支出为每桶12.56美元，较2022年第四季度的每桶16.80美元下降了25％，较2023年第三季度的每桶13.21美元下降了5％。截至2023年12月31日的年度中，截至2023年12月31日的年度每桶原油和液化天然气生产费用比截至2022年12月31日的年度有所下降，这主要反映了能源成本的降低，但服务成本的上涨部分抵消了这一下降。2023年第四季度至2022年第四季度每桶原油和液化天然气生产支出的下降主要反映了较低的能源成本和更高的产量。与2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶原油和液化天然气的生产费用下降主要反映了能源成本的降低。

截至2023年12月31日的财年，北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.27美元，较截至2022年12月31日止年度的每立方英尺1.19美元增长了7％。2023年第四季度的北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.09美元，较2022年第四季度和2023年第三季度的每立方英尺1.22美元下降了11％。截至2023年12月31日止年度的每立方英尺天然气生产费用比截至2022年12月31日的年度增加主要反映了服务成本的上涨。与2022年第四季度相比，2023年第四季度每立方英尺的天然气生产支出下降主要是由于电力成本降低和产量增加，以及2022年第四季度极端寒冷天气条件的影响。与2023年第三季度相比的下降主要反映了产量的增加和能源成本的降低。

国际

截至2023年12月31日的财年，国际原油和液化天然气的生产费用平均为每桶48.16美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶51.01美元下降了6％。2023年第四季度国际原油和液化天然气的生产支出为每桶54.95美元，较2022年第四季度的每桶69.70美元下降了21％，较2023年第三季度的每桶44.16美元增长了24％。截至2023年12月31日的三个月和年度，每桶原油和液化天然气的生产费用与2022年同期相比有所下降，这主要反映了能源成本的降低以及从具有不同成本结构的各个油田提油的时机。与2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶原油和液化天然气的生产支出有所增加，这主要反映了从各个油田提货的时机。每桶生产费用的波动还包括外汇的影响。

调整后的损耗、折旧和摊销——勘探和生产

(1) 截至2023年12月31日，由于项目范围和当前成本环境的修改，公司确认了4.36亿美元的损耗、折旧和摊销费用，这与其对北海尼尼安油田未来放弃成本的估计增加有关。

(2) 英国当前的监管和经济状况以及日益严峻的商业前景，包括天然气和碳成本上涨的影响，促使该公司评估了2022年北海业务的可行性。截至2022年12月31日，公司完成了对北海资产的可收回性评估，并在详细评估确定尼尼安油田不再经济后，确认了16.2亿美元的损耗、折旧和摊销费用。

(3) 这是一项非公认会计准则衡量标准，用于计算损耗、折旧和摊销，减去与本期正常过程损耗、折旧和摊销费用无关的费用（例如与本期生产无关的资产回收费用）的影响。它可能无法与其他公司提出的类似指标相提并论，不应被视为财务报表中作为公司业绩指标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。

(4) 计算方法是调整后的损耗、折旧和摊销费用除以销售量。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12月31日止年度的调整后损耗、折旧和摊销费用平均为每位英国央行12.27美元，与截至2022年12月31日止年度的每位英国央行12.45美元相当。2023年第四季度调整后的损耗、折旧和摊销费用平均为每位英国央行12.46美元，与2022年第四季度每英国央行12.78美元和2023年第三季度每英国央行12.22美元相当。

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非洲近海每个油田的采油时间的影响。

资产报废义务增值——勘探和生产

(1) 按资产报废义务增量除以销售量计算。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。

资产报废债务增值支出代表随着时间的推移而增加的资产报废债务账面金额。

截至2023年12月31日止年度的资产报废义务增值支出为每英国央行0.89美元，较截至2022年12月31日年度的每英国央行0.67美元增长了33％。2023年第四季度的资产退休义务增值支出为每英国央行0.84美元，较2022年第四季度的每英国央行0.78美元增长了8％，较2023年第三季度每英国央行的0.87美元下降了3％。截至2023年12月31日的三个月和年度，每个英国央行的资产报废义务增值支出与2022年同期相比有所增加，这主要反映了成本、通货膨胀和时机估计、监管变化以及2022年对资产报废义务的贴现率修订的影响，但部分被2023年销售量的增加所抵消。与2023年第三季度相比，英国央行2023年第四季度的资产报废义务增值支出有所减少，这反映了销售量的增加。

运营亮点——油砂开采和升级

该公司继续专注于安全、可靠和高效的运营，利用其在Horizon和AOSP基地的技术专业知识，2023年第四季度SCO产量创下了创纪录的平均500,133桶/日。

该公司在2023年第四季度的生产支出为9.47亿美元，较2022年第四季度的10.17亿美元下降了7％，较2023年第三季度的10.03亿美元下降了6％，这反映了公司继续关注整个资产基础的成本控制和效率。

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12月31日的财年，SCO的已实现销售价格平均为每桶100.06美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶117.69美元下降了15％。上海合作组织2023年第四季度的已实现销售价格平均为每桶98.73美元，较2022年第四季度的每桶103.79美元下降了5％，较2023年第三季度的每桶108.55美元下降了9％。截至2023年12月31日的三个月和年度的SCO已实现销售价格与2022年同期相比下降主要反映了WTI基准定价的下降。与2023年第三季度相比，2023年第四季度上合组织已实现销售价格的下降主要反映了WTI基准定价，以及WCSB生产和出口限制的增加。

截至2023年12月31日的年度每桶沥青特许权使用费比截至2022年12月31日的年度有所下降，这主要反映了现行沥青定价下跌的影响以及浮动比例特许权使用费率的影响。与2022年第四季度相比，2023年第四季度每桶沥青特许权使用费的下降主要反映了浮动特许权使用费率。与2023年第三季度相比，2023年第四季度的下降主要反映了现行沥青价格的下降以及滑动比例的特许权使用费率的影响。

截至2023年12月31日的财年，运输费用平均为每桶1.89美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶1.71美元增长了11％。2023年第四季度的运输费用平均为每桶1.85美元，较2022年第四季度的每桶1.80美元增长了3％，较2023年第三季度的每桶2.18美元下降了15％。截至2023年12月31日的三个月和年度，每桶运输费用与2022年同期相比有所增加，这主要反映了2023年美国墨西哥湾沿岸销售额的增加。2023年第四季度与2023年第三季度相比下降主要反映了对美国墨西哥湾沿岸的销售下降。

生产费用——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对账。

(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售量计算。

(3) 按生产费用除以销售量计算。

截至2023年12月31日止年度的生产支出平均为每桶24.32美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶26.04美元下降了7％。2023年第四季度的生产支出平均为每桶20.96美元，较2022年第四季度的每桶25.48美元下降了18％，较2023年第三季度的每桶22.12美元下降了5％。截至2023年12月31日的三个月和年度，每桶生产费用与2022年同期相比有所下降，这主要反映了产量的增加和能源成本的降低。与2023年第三季度相比，2023年第四季度每桶生产费用下降主要反映了能源成本的降低。

损耗、折旧和摊销——油砂开采和升级

(1) 计算方法为损耗、折旧和摊销除以销售量。

截至2023年12月31日止年度的每桶耗尽、折旧和摊销费用为12.26美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶11.64美元增长了5％。2023年第四季度的损耗、折旧和摊销费用为每桶12.25美元，与2022年第四季度的每桶12.07美元相当，较2023年第三季度的每桶11.62美元增长了5％。截至2023年12月31日的年度每桶损耗、折旧和摊销费用与2022年同期相比的增加，主要反映了资产增加导致的可消耗基础增加的影响，但2023年销量的增加部分抵消了这一影响。与2023年第三季度相比，2023年第四季度按每桶计算的枯竭、折旧和摊销支出的增加，主要反映了资产增加导致的可消耗基础增加。

资产报废义务增值——油砂开采和升级

(1) 按资产报废义务增量除以销售量计算。

资产报废债务增值支出代表随着时间的推移而增加的资产报废债务账面金额。

截至2023年12月31日止年度的资产退休义务增值支出为每桶0.48美元，较截至2022年12月31日止年度的每桶0.45美元增长了7％。2023年第四季度的资产退休义务增值支出为每桶0.43美元，较2022年第四季度的每桶0.49美元下降了12％，与2023年第三季度的每桶0.43美元相当。截至2023年12月31日止年度的资产报废义务增值支出与2022年同期相比有所增加，这主要反映了成本、通货膨胀和时机估计以及2022年对资产报废义务的贴现率修订的影响，但部分被2023年销售量的增加所抵消。2023年第四季度按每桶计算的资产报废义务增值支出较2022年第四季度有所减少，这主要反映了2023年第四季度销售量增加的影响。

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

NWRP运营着一座5万桶/日的沥青升级厂和炼油厂，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销售委员会（“APMC”）处理37,500桶/日（75％的通行费支付者）的沥青原料。公司有义务在截至2058年的40年通行费期内无条件地按比例支付月度服务费债务部分的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年第四季度，超低硫柴油和其他精炼产品的平均产量为83,294桶桶/日（公司产量为20,824桶桶/日），（截至2023年9月30日的三个月——78,376英国央行/日；公司19,594英国央行/日；截至2022年12月31日的三个月——54,593英国央行/日；公司13,648英国央行/日），反映了25％的通行费支付者承诺。

截至2023年12月31日，公司在NWRP的股权损失和合伙企业分配中累计未确认的份额为5.55亿美元（2022年12月31日为5.51亿美元）。在截至2023年12月31日的三个月中，公司未确认的权益亏损份额为500万美元（截至2023年12月31日的年度——未确认的权益亏损400万美元；截至2022年12月31日的三个月，收回3,700万美元的未确认权益损失；截至2022年12月31日的年度——收回未确认的权益亏损1,100万美元）。

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12月31日止年度的管理费用为每英国央行0.93美元，较截至2022年12月31日止年度的每位英国央行0.88美元增长了6％。2023年第四季度的管理支出为每英国央行0.91美元，与2022年第四季度的每位英国央行0.90美元相当，较2023年第三季度的每位英国央行0.84美元增长了8％。截至2023年12月31日的三个月和年度，英国央行的管理费用与同期相比有所增加，这主要反映了人员和公司成本的增加，但部分被销售量的增加和管理费用回收的增加所抵消。

基于股份的薪酬

公司的股票期权计划赋予员工获得普通股或现金付款以换取交出的股票期权的权利。绩效份额单位（“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，现金支付金额根据公司股票的价值、员工个人业绩和某些其他绩效指标的满足程度来确定。

公司确认截至2023年12月31日止年度的4.91亿美元股票薪酬支出，这主要是衡量了未偿还股票期权的公允价值，这与前期授予的股票期权的正常分级归属的影响、在此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动有关。

利息和其他融资费用

(1) 项目是利息和其他融资费用的一部分。

(2) 相应期间未偿还的流动和长期债务和租赁负债的平均值。

(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，不应被视为财务报表中列报的最直接可比的财务指标（如适用）的替代指标或比这些指标更有意义，以此来衡量公司的业绩。

(4) 计算方法为长期债务和租赁负债的平均利息支出除以长期债务和租赁负债的平均余额。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12月31日的财年，英国央行的利息和其他融资支出为每位英国央行1.31美元，较截至2022年12月31日的年度每位英国央行的1.17美元增长了12％。英国央行2023年第四季度的利息和其他融资支出从2022年第四季度的每英国央行的0.63美元增长了43％，至每英国央行的0.90美元，从2023年第三季度的每英国央行的1.46美元下降了38％。截至2023年12月31日的三个月和年度，英国央行的利息和其他融资支出与2022年同期相比有所增加，主要反映了更高的利率对浮动利率长期债务的影响，以及应计利息收入增加对2022年延期PRT复苏的影响，但2023年较低的平均债务水平部分抵消了这一影响。与2023年第三季度相比，2023年第四季度的下降反映了延期PRT的应计利息，以及第四季度平均债务水平的降低和销售量的增加。

公司截至2023年12月31日的三个月和年度的平均实际利率较2022年同期有所增加，这主要是由于2023年持有的浮动利率长期债务的现行利率上升。

风险管理活动

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

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

(2) 在2023年第四季度，公司签订了2024年1月至12月期间5万英热单位的1.82美元的AECO固定价格金融对冲合约。

在截至2023年12月31日的年度中，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结算的已实现亏损所抵消。截至2023年12月31日的财年，公司的风险管理活动未实现净亏损为1200万美元（税后500万美元），其中包括2023年第四季度（截至2023年9月30日的三个月）700万美元的净未实现收益700万美元（截至2023年9月30日的三个月）——未实现亏损300万美元，税后200万美元；截至2022年12月31日的三个月 — 未实现已实现亏损1,500万美元，税后亏损1,100万美元；截至2022年12月31日的年度——未实现收益为2,800万美元，25美元税后300万美元）。

截至2023年12月31日与未偿还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) 报告的金额扣除交叉货币互换的套期保值效应。

截至2023年12月31日止年度的已实现净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时的汇率波动。截至2023年12月31日止年度的未实现外汇净收益主要与未偿美元债务的折算有关。截至2023年12月31日，美元/加元汇率为0.7573美元（2023年9月30日——0.7387美元，2022年12月31日——0.7389美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探和生产、油砂开采和升级以及中游和炼油板块。

(2) 计算方法为当期和递延所得税总额除以税前收益。

(3) 包括净所得税对PSU的影响、未实现的风险管理和与2022年放弃支出相关的政府补助收入，以及与2023年和2022年确认的可收回费用相关的递延PRT和所得税退款。

(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，不应被视为财务报表中列报的最直接可比的财务指标（如适用）的替代指标或比这些指标更有意义，以此来衡量公司的业绩。

(6) 计算方法为调整后净收益的有效税除以税前调整后的净经营收益。公司为财务报表用户提供了调整后的净经营收益的有效税率，以评估公司对其核心业务活动的有效税率。

截至2023年12月31日的三个月和年度及可比期间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家的司法管辖区所得和税率差异对净收益的影响。

截至2023年12月31日的三个月和年度及可比期间的本期和递延的企业所得税以及北海当前和递延的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。适用的税务机关在正常程序中定期审查这些纳税申报表。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，这可能需要几年时间才能解决。公司认为，这些问题的最终解决不会对公司报告的经营业绩、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，包括因用途变化而向库存转移的不动产、厂房和设备的非现金转移。

(2) 非公认会计准则财务指标。该措施的构成已在所有报告期内进行了更新。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。