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”）中提供的与公司的资本预算、预期的未来大宗商品定价、预测或预期产量、特许权使用费、生产费用、资本支出、放弃支出、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；某些资产的放弃和退役及其时机；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；以及通路联盟（“Pathways”）的倡议和活动，政府的支持实现油砂生产净零排放的途径和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，因为无法保证它们所依据的计划、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，即所述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；公司完成资本计划的能力；公司确保其产品充足运输的能力；意外中断或延误在公司沥青产品的开采、开采或升级方面；勘探或开发项目或资本支出计划可能出现延误或变化；公司吸引建造、维护和运营热和油砂开采项目所需劳动力的能力；原油和天然气勘探、生产和销售以及公司沥青产品开采、开采或升级所固有的运营风险和其他困难；和融资成本；公司在勘探和开发活动方面的成功及其替代和扩大原油和天然气储量的能力；公司达到其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；储量估计不精确，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；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举措对资本支出和生产支出的影响); 解释

适用的税收法律法规；资产报废义务；公司足够的流动性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；公司所参与的法律诉讼的影响；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2024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2023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2024年3月31日的三个月的财务报表以及本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” 为基准，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，还提到了以称为桶油当量（“BOE”）的常用单位表示的原油和天然气。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”）的原油（6 Mcf：1 bbl）来得出的。这种转换可能会产生误导，特别是在单独使用时，因为6 Mcf: 1 bbl的比率基于一种主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法，并不代表井口的等效值。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的换算率作为价值指标可能会产生误导性。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” 为基础的产量也仅供参考。

以下讨论和分析主要涉及公司截至2024年3月31日的三个月中与2023年第一季度和2023年第四季度相关的财务业绩。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2023年12月31日的年度信息表，可在SEDAR+的www.sedarplus.ca和EDGAR的www.sedarplus.ca上查阅，网址为www.sedarplus.ca。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5月1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。该衡量标准的构成已于2023年第四季度更新，并已对所有报告期进行了更新。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

2024年第一季度的净收益为9.87亿美元，而2023年第一季度为17.99亿美元，2023年第四季度为26.27亿美元。2024年第一季度的净收益包括扣除税后的非营业亏损4.87亿美元，而2023年第一季度的非营业亏损为8200万美元，2023年第四季度的非营业收入为8,100万美元，这些收入与基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动、投资（收益）损失以及2023年第四季度与估计值增加相关的可收回费用的影响计划退役的未来废弃成本在北海尼尼安油田的活动。不包括这些项目，2024年第一季度调整后的运营净收益为14.74亿美元，而2023年第一季度为18.81亿美元，2023年第四季度为25.46亿美元。

与2023年第一季度相比，2024年第一季度的净收益和调整后的运营净收益下降主要反映了：

▪ 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

▪ 降低北美勘探和生产领域的已实现天然气价格；

部分抵消了：

▪ 北美勘探和生产领域的原油和液化天然气销量和净回报增加（1）。

(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年第四季度相比，2024年第一季度的净收益和调整后的运营净收益下降主要反映了：

▪ SCO在油砂开采和升级领域的销量下降；

▪ 降低油砂开采和升级板块已实现的SCO销售定价；

▪ 北美勘探和生产领域的原油和液化天然气销量和净回值下降；以及

▪ 北美勘探和生产领域的天然气净回值降低。

基于股份的薪酬、风险管理活动、外汇汇率波动以及投资（收益）损失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。

来自经营活动的现金流和调整后的资金流

2024年第一季度来自经营活动的现金流为28.68亿美元，而2023年第一季度为12.95亿美元，2023年第四季度为48.15亿美元。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。

2024年第一季度调整后的资金流为31.38亿美元，而2023年第一季度为34.29亿美元，2023年第四季度为44.19亿美元。可比期调整后资金流的波动主要是由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、放弃支出和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、递延石油收入税（“PRT”）回收的应计利息以及预付的服务通行费。

产量

2024年第一季度不计特许权使用费的原油和液化天然气产量为975,668桶/日，与2023年第一季度的962,908桶/日相当，较2023年第四季度的1,047,541桶/日下降了7％。2024年第一季度不计特许权使用费的天然气产量为2,147百万立方英尺/日，与2023年第一季度的2,139百万立方英尺/日相当，较2023年第四季度的2,231百万立方英尺/日下降了4％。2024年第一季度不计特许权使用费的总产量为1,333,502英国央行/日，与2023年第一季度的1,319,391英国央行/日相当，较2023年第四季度的1,419,313英国央行/日下降了6％。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，2024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70.01美元，较2023年第一季度的每桶58.85美元增长了19％，与2023年第四季度的每桶69.39美元相当。已实现天然气价格从2023年第一季度的每立方英尺4.27美元下降了40％，至2024年第一季度的平均每立方英尺2.55美元，从2023年第四季度的每立方英尺2.80美元下降了9％。在油砂开采和升级领域，该公司的SCO已实现销售价格从2023年第一季度的每桶96.07美元下降了8％，至2024年第一季度的平均每桶88.84美元，较2023年第四季度的每桶98.73美元下降了10％。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。

(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，2024年第一季度原油和液化天然气的生产费用（1）平均为每桶16.66美元，与2023年第一季度的每桶16.93美元相当，较2023年第四季度的每桶15.05美元增长了11％。2024年第一季度的天然气生产费用（1）平均为每立方英尺1.30美元，较2023年第一季度的每立方英尺1.47美元下降了12％，较2023年第四季度的每立方英尺1.13美元增长了15％。在油砂开采和升级领域，2024年第一季度的平均生产费用（1）为每桶24.85美元，与2023年第一季度的每桶25.06美元相当，较2023年第四季度的每桶20.96美元增长了19％。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。

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2024年3月31日和2023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（包括俄罗斯入侵乌克兰和中东冲突引起的不确定性）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”）与俄克拉荷马州库欣西德克萨斯中质参考位置的重大差异北美的（“WTI”）以及差异的影响介于国际板块的WTI和即期布伦特原油（“布伦特原油”）基准定价之间。

▪ 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。

(1) 计算方法为各自的生产费用除以相应的销售量。

▪ 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、季节性条件、野火和2023年北美勘探与生产领域的第三方管道中断的影响，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、耗尽率较高的国际销售量波动、油砂开采和升级板块周转和进站的影响、2023年12月31日与石油和天然气开采增加有关的可回收费用对未来的估计北海尼尼安油田计划退役活动的放弃费用，以及截至2022年12月31日与北海尼尼安油田储量退订有关的可回收费用。

▪ 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——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延期PRT复苏的影响。

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

商业环境

风险和不确定性

与2023年相比，2024年第一季度的全球原油基准价格保持相对平稳，原因是疲软的需求增长前景被中东地缘政治紧张局势加剧以及欧佩克+持续的供应配额管理所抵消。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2024年3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68.17亿美元（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。

(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

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。WTI在2024年第一季度的平均价格为每桶76.97美元，与2023年第一季度的每桶76.11美元和2023年第四季度的每桶78.33美元相当。

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2024年第一季度的平均价格为每桶83.23美元，与2023年第一季度的每桶81.24美元和2023年第四季度的每桶84.06美元相当。

由于欧佩克+继续管理其供应配额，2024年第一季度的WTI和布伦特原油基准价格与2023年同期相比相对持平。2024年第一季度需求增长前景疲软，被红海航运中断和中东地缘政治紧张局势所抵消。

WCS重型差价合约在2024年第一季度平均为每桶19.34美元，而2023年第一季度为每桶24.74美元，2023年第四季度为每桶21.90美元。与2023年第一季度相比，2024年第一季度WCS重质油差价的缩小主要反映了墨西哥进口减少导致美国墨西哥湾沿岸重油价格走强，但加拿大西部沉积盆地（“WCSB”）的出口限制部分抵消了这一点。2024年第一季度WCS重型差速比2023年第四季度有所缩小，这主要反映了跨山扩建管道（“TMX”）管道的预期启动，但部分被美国中西部炼油厂计划外停电所抵消。

2024年第一季度的上海合作组织价格平均为每桶69.43美元，较2023年第一季度的每桶78.18美元下降了11％，较2023年第四季度的每桶78.64美元下降了12％。与2023年同期相比，2024年第一季度上海合作组织定价的下降主要反映了上合组织与WTI的差异减弱，反映了WCSB的强劲生产水平和出口限制。

纽约商品交易所天然气价格在2024年第一季度平均为每百万英热单位2.24美元，较2023年第一季度的每百万英热单位3.43美元下降了35％，较2023年第四季度的每百万英热单位2.87美元下降了22％。纽约商品交易所2024年第一季度天然气价格与2023年同期相比下跌主要反映了温和的冬季天气，这减少了供暖需求，使北美和欧洲的库存水平超过五年平均水平。此外，由于维护，美国墨西哥湾沿岸的液化天然气（“LNG”）出口减少也加剧了价格的下行压力。

AECO天然气价格在2024年第一季度平均为每吉焦1.94美元，较2023年第一季度的每吉焦耳4.12美元下降了53％，较2023年第四季度的每吉焦耳2.52美元下降了23％。2024年第一季度AECO天然气价格与2023年同期相比下降主要反映了纽约商品交易所基准定价的下降、WCSB产量的增加以及2024年冬季温和天气导致的储存库存增加。

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) 在本MD&A中使用的所有情况下，“国际” 均包括北海和近海非洲的勘探和生产部分。

(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

(1) 扣除特许权使用费后的SCO产量不包括内部作为柴油消费的SCO。

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。

2024年第一季度的原油和液化天然气产量平均为975,668桶/日，与2023年第一季度的962,908桶/日相当，较2023年第四季度的1,047,541桶/日下降了7％。2024年第一季度未计特许权使用费的原油和液化天然气产量比2023年第四季度有所下降，这主要反映了油砂开采和升级板块产量下降，这是由于2024年第一季度的计划和计划外维护，包括非运营的斯科特福德升级公司（“斯科特福德”）的周转活动从4月推迟到3月。2024年第一季度与2023年第四季度相比有所下降，这也反映了由于北美勘探和生产领域报春花蒸汽的周期性，原地热产量降低。

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。

2024年第一季度的天然气产量平均为2,147百万立方英尺/日，与2023年第一季度的2,139毫米立方英尺/日相当，较2023年第四季度的2,231毫立方英尺/日下降了4％。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的天然气产量下降主要反映了天然气田的减少和季节性的影响，但部分被计划钻探计划的执行所抵消。

2024年的天然气年产量目标是平均在2,120百万立方英尺/日至2,230百万立方英尺/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

2024年第一季度的北美原油和液化天然气产量为505,636桶/日，较2023年第一季度的477,349桶/日增长了6％，较2023年第四季度的521,579桶/日下降了3％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度北美原油和液化天然气产量的增加主要反映了2023年下半年原地热油田的增加，但部分被自然油田的减少所抵消。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的下降主要反映了由于Primrose蒸汽的周期性而导致的现场热产量下降，以及传统勘探和产量的自然油田下降，但计划中的钻探计划的执行部分抵消了这一点。

该公司的散热就地资产继续表现出较长的使用寿命，扣除特许权使用费前的产量下降幅度较低，2024年第一季度平均为268,155桶/日，较2023年第一季度的242,884桶/日增长10％，较2023年第四季度的278,422桶/日下降4％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度原位热产量的增加主要反映了2023年下半年焊盘的增加。2024年第一季度原地热产量较2023年第四季度有所下降，这主要反映了报春花蒸汽的周期性。

2024年第一季度不计特许权使用费的鹈鹕湖重质原油产量平均为45,145桶/日，较2023年第一季度的48,244桶/日下降了6％，与2023年第四季度的46,046桶/日相当，这表明鹈鹕湖的产量长期以来一直处于低位。

2024年第一季度的北美天然气产量平均为2,135毫立方英尺/日，与2023年第一季度的2,127毫立方英尺/日相当，较2023年第四季度的2,218毫立方英尺/日下降了4％。2024年第一季度北美天然气产量较2023年第四季度下降主要反映了天然气田的减少和季节性的影响，但部分被计划钻探计划的执行所抵消。

北美 — 油砂开采和升级

上海合作组织2024年第一季度的平均产量为445,209桶/日，与2023年第一季度的458,228桶/日相当，较2023年第四季度的500,133桶/日下降了11％。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的下降主要反映了2024年第一季度的计划内和计划外维护，包括斯科特福德的周转活动从4月推迟到3月。

国际 — 勘探和生产

2024年第一季度的国际原油和液化天然气产量平均为24,823桶/日，较2023年第一季度的27,331桶/日下降了9％，较2023年第四季度的25,829桶/日下降了4％。与2023年同期相比，2024年第一季度国际原油和液化天然气产量的下降主要反映了自然油田的下降，以及所有报告期内维护活动的影响。

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

北美2024年第一季度的已实现原油和液化天然气价格平均为每桶68.14美元，较2023年第一季度的每桶57.99美元增长了18％，与2023年第四季度的每桶66.69美元相当。与2023年第一季度相比，2024年第一季度的增长主要反映了WCS重型差速器的缩小，以及向美国墨西哥湾沿岸的销量增加，但受已实现定价上涨的影响。该公司继续专注于其原油调和营销战略，并在2024年第一季度为WCS流贡献了约23.3万桶/日的重质原油混合物。

北美已实现的天然气价格从2023年第一季度的每立方英尺4.22美元下降了41％，至2024年第一季度的平均每立方英尺2.50美元，从2023年第四季度的每立方英尺2.75美元下降了9％。北美2024年第一季度的已实现天然气价格较2023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

国际已实现的原油和液化天然气价格从2023年第一季度的每桶98.60美元上涨了15％，至2024年第一季度的平均每桶112.94美元，与2023年第四季度的每桶112.22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。2024年第一季度已实现原油和液化天然气价格与可比时期相比的波动反映了提款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

2024年第一季度及可比时期的北美原油、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。

2024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18％，而2023年第一季度为17％，2023年第四季度为18％，这反映了当前的基准定价和WCS差异的波动。

2024年第一季度的天然气特许权使用费率平均约占产品销售额的4％，而2023年第一季度为6％，2023年第四季度为3％。与2023年同期相比，2024年第一季度特许权使用费率的波动主要反映了基准价格的波动。

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。

2024年第一季度的特许权使用费占产品销售的百分比平均约为5％，而2023年第一季度为9％，2023年第四季度为9％。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。

(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) 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

2024年第一季度北美原油和液化天然气的生产支出为每桶14.72美元，较2023年第一季度的每桶16.82美元下降了12％，较2023年第四季度的每桶12.56美元增长了17％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶原油和液化天然气的生产费用下降主要反映了较低的能源成本和更高的产量。与2023年第四季度相比，2024年第一季度每桶原油和液化天然气的生产费用增加，主要反映了更高的能源和服务成本，以及产量的减少。

2024年第一季度的北美天然气生产支出平均为每立方英尺1.27美元，较2023年第一季度的每立方英尺1.43美元下降了11％，较2023年第四季度的每立方英尺1.09美元增长了17％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度每立方英尺的天然气生产支出下降主要反映了能源和服务成本的降低。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的增长主要反映了更高的服务成本和季节性的影响。

国际

由于2023年第一季度北海没有提炼原油，2024年第一季度的国际原油和液化天然气生产费用为每桶61.32美元，高于2023年第一季度的每桶21.90美元。生产费用从2023年第四季度的每桶54.95美元增长了12％，这主要反映了各个领域的提货时机。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) 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。

(3) 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。

2024年第一季度调整后的损耗、折旧和摊销费用平均为每英国央行12.64美元，较2023年第一季度每英国央行的12.14美元增长了4％，与2023年第四季度每英国央行的12.46美元相当。与2023年第一季度相比，2024年第一季度调整后的损耗、折旧和摊销费用的增加主要反映了2023年12月31日储备金估计变动导致的北美枯竭率变化的影响。

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。

2024年第一季度的资产退休义务增值支出平均为每英国央行0.95美元，与2023年第一季度每英国央行的0.94美元相当，较2023年第四季度每英国央行的0.84美元增长了13％。与2023年第四季度相比，英国央行2024年第一季度的资产报废义务增值支出有所增加，这反映了该公司对截至2023年12月31日北海尼尼安油田未来放弃成本的估计，以及销量的减少。

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基地的技术专长，2024年第一季度的SCO产量平均为445,209桶/日，这主要反映了2024年第一季度的计划内和计划外维护，包括斯科特福德从4月到3月的周转活动的进展。

该公司的目标是在2024年剩余时间内油砂开采和升级领域的强劲表现，包括目标缩短自2024年5月开始的Horizon计划周转时间，以及优化可靠性增强项目的调试活动。

该公司在2024年第一季度的生产支出为10.26亿美元，相当于2023年第一季度的10.42亿美元，较2023年第四季度的9.47亿美元增长了8％。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的生产费用增加主要反映了2024年第一季度维护成本的增加。该公司继续专注于成本控制和提高整个资产基础的效率。

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。

上海合作组织2024年第一季度的已实现销售价格平均为每桶88.84美元，较2023年第一季度的每桶96.07美元下降了8％，较2023年第四季度的每桶98.73美元下降了10％。与2023年同期相比，2024年第一季度的上合组织已实现销售价格下降主要反映了由于强劲的生产水平和WCSB的出口限制，上合组织与WTI的差异减弱。

与2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶沥青特许权使用费的增加主要反映了现行特许权使用费沥青价格的上涨，以及滑动比例的特许权使用费率的影响。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的增长主要反映了滑动比例的特许权使用费率的影响。

2024年第一季度的运输费用平均为每桶1.67美元，较2023年第一季度的每桶1.52美元增长了10％，较2023年第四季度的每桶1.85美元下降了10％。与2023年第一季度相比，2024年第一季度每桶运输费用的增加主要反映了2024年第一季度对美国墨西哥湾沿岸的销量的增加。2024年第一季度较2023年第四季度下降主要反映了美国墨西哥湾沿岸的销量下降。

生产费用——油砂开采和升级

(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。

2024年第一季度的生产支出平均为每桶24.85美元，与2023年第一季度的每桶25.06美元相当，较2023年第四季度的每桶20.96美元增长了19％。与2023年第四季度相比，2024年第一季度的每桶生产费用增加主要反映了2024年第一季度维护成本的增加，以及由于2024年第一季度的计划和计划外维护，包括斯科特福德的周转活动从4月推迟到3月，产量减少。

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。

2024年第一季度的每桶枯竭、折旧和摊销费用为12.70美元，较2023年第一季度的每桶11.74美元增长了8％，较2023年第四季度的每桶12.25美元增长了4％。与2023年同期相比，2024年第一季度每桶枯竭、折旧和摊销支出的增加，主要反映了资产增加（包括受直线折旧影响的资产）导致的可消耗基础增加的影响。2024年第一季度与2023年第四季度相比的增长也反映了2024年第一季度的销量下降。

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。

2024年第一季度的资产退休义务增值支出为每桶0.51美元，较2023年第一季度的每桶0.47美元增长了9％，较2023年第四季度的每桶0.43美元增长了19％。与2023年同期相比，2024年第一季度每桶资产报废义务增值支出的增加主要反映了成本和时机估计变化的影响，但部分被2023年12月31日贴现率估计值的修订所抵消。与2023年第四季度相比，2024年第一季度每桶资产退休义务增值支出的增加也反映了2024年第一季度销售量下降的影响。

中游和炼油

该公司的中游和炼油资产包括两个原油管道系统、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。2024年第一季度，超低硫柴油和其他精炼产品的平均产量为78,569英国央行/日（截至2023年12月31日的三个月，英国央行/日产量为83,294英镑；公司产量20,824英国央行/日；截至2023年3月31日的三个月——85,376英国央行/日；公司21,344英国央行/日），反映了25％的通行费支付者承诺。

截至2024年3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5.51亿美元（2023年12月31日为5.55亿美元）。在截至2024年3月31日的三个月中，公司收回的未确认权益亏损份额为400万美元（截至2023年3月31日的三个月，未确认的股权损失为1,600万美元）。

管理费用

(1) 按管理费用除以销售量计算。

(2) 公司总销售量。

英国央行2024年第一季度的管理费用为1.04美元，较2023年第一季度的每位英国央行0.90美元增长了16％，较2023年第四季度的每英国央行0.91美元增长了14％。与2023年第一季度相比，英国央行2024年第一季度的管理费用增加主要反映了人员和企业成本的增加。与2023年第四季度相比，英国央行2024年第一季度的管理费用增加主要反映了较高的人员成本和较低的销售量，但部分被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；现金金额根据公司股票的价值、员工个人业绩以及某些其他绩效指标的满足程度来确定。

在截至2024年3月31日的三个月中，公司确认了2.94亿美元的股票薪酬支出，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。

英国央行2024年第一季度的利息和其他融资支出从2023年第一季度的每位英国央行的1.30美元下降了12％，至每位英国央行的1.15美元，从2023年第四季度的每位英国央行的0.90美元增长了28％。英国央行2024年第一季度的利息和其他融资支出较2023年第一季度有所减少，这反映了2024年平均债务水平的降低，以及2024年第一季度的利息收入增加。与2023年第四季度相比，英国央行2024年第一季度的利息和其他融资支出增加，主要反映了应计利息对2023年第四季度PRT复苏的影响，以及2024年第一季度销量的减少。

该公司2024年第一季度的平均实际利率为4.8％，高于2023年第一季度的4.6％，这主要反映了2024年第一季度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2024年第一季度，已实现的风险管理净亏损与外币合约的结算有关。截至2024年3月31日的三个月（截至2023年12月31日的三个月，未实现收益为700万美元，未实现收益为700万美元，税后为200万美元）；截至2023年3月31日的三个月，未实现亏损为2,000万美元（税后900万美元为200万美元）；截至2023年3月31日的三个月，未实现亏损2,000万美元（税后1,600万美元，400万美元））。

财务报表附注15中披露了截至2024年3月31日的未偿还衍生金融工具的更多细节。

外汇

(1) 报告的金额扣除交叉货币互换的套期保值效应。

2024年第一季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。2024年第一季度的未实现外汇净亏损主要与未偿美元债务的折算有关。截至2024年3月31日，美元/加元汇率为0.7390美元（2023年12月31日——0.7573美元，2023年3月31日——0.7392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、某些股票期权、未实现风险管理以及与2023年确认的可收回费用相关的递延PRT和所得税回收的影响。

(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。

2024年第一季度及同期净收益和调整后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。

2024年第一季度及同期北海的本期和递延企业所得税以及当前和递延的PRT包括与公司北海平台退役活动相关的废弃支出结转的影响。

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，并包括因用途变化而将不动产、厂房和设备向库存的非现金转移。

(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。

该公司的战略侧重于建立多元化的资产基础，在各种产品之间保持平衡。为了促进高效运营，公司将其活动集中在核心领域。该公司专注于维持其土地库存，以便能够持续开发矿区类型和地质趋势，从而大大降低整体勘探风险。通过拥有相关的基础设施，公司能够最大限度地利用其生产设施，从而加强对生产费用的控制。

2024年第一季度的净资本支出为11.13亿美元，而2023年第一季度为12.57亿美元，2023年第四季度为9.75亿美元。

此外，该公司报告称，2024年第一季度的放弃支出为1.62亿美元，而2023年第一季度为1.37亿美元，2023年第四季度为1.49亿美元。

2024 年资本预算

2023年12月14日，该公司宣布了其2024年的资本预算，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。

2024年的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) 不包括地层井和服务井。

(3) 包括沥青井。

北美

在2024年第一季度，该公司净钻了16口天然气井、26口净重质原油井、23口净沥青（热油）井和12口净轻质原油井。

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2024年3月31日，公司的资本资源主要包括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。经营活动产生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管理报告的 “商业环境” 部分以及公司截至2023年12月31日止年度的年度管理与分析的 “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。该公司仍然认为，其持续的对冲政策、资本支出计划和多年财务计划的灵活性、现有的银行信贷额度以及以商业上可接受的条件筹集新债务的能力所支持的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。

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：

▪ 监控来自经营活动的现金流，这是资金的主要来源；

▪ 定期监测个人客户、承包商、供应商和合资伙伴的风险，并在适当时确保父母担保或信用证到位，并在适用的情况下采取其他缓解措施，将违约情况下的影响降至最低；

▪ 积极管理资本配置，确保以审慎和适当的方式进行支出，并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：

◦公司的循环信贷额度下的借款可以通过参考加元银行承兑汇票、美元银行承兑汇票、SOFR、美国基准利率或加拿大最优惠利率的定价方式进行。

◦公司在美国商业票据计划下的借款最高可达25亿美元。

◦2023年7月，该公司提交了基本货架招股说明书，允许不时在加拿大出售高达30亿加元的中期票据，该中期票据将于2025年8月到期。如果发行，这些证券可以按金额和价格发行，包括利率，将根据发行时的市场状况确定。

◦2024年3月31日之后，公司偿还了2024年4月15日到期的3.80％的美元债务证券中的5亿美元。

◦2023年7月，该公司提交了基本架构招股说明书，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2025年8月到期。如果发行，这些证券可以按金额和价格发行，包括利率，将根据发行时的市场状况确定。

截至2024年3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68.17亿美元。该公司还有其他一些支持信用证的专用信贷额度。截至2024年3月31日，该公司没有根据其商业票据计划提取的商业票据，其循环银行信贷额度下也没有为该计划下的未偿金额提供储备能力。

截至2024年3月31日，长期债务净额为102.73亿美元，因此债务与账面资本的比率为20.6％（2023年12月31日为19.9％）；该比率低于管理层使用的25％至45％的内部区间。该比率可能会低于或超过目标区间，具体取决于公司资本计划的执行、大宗商品价格和外币波动以及收购时机。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讨论了与公司截至2024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超过65％。截至2024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，并为公司的资本支出计划提供现金流支持。该政策目前允许对近12个月预算产量的60％进行套期保值，以及随后13至24个月预计产量的40％进行套期保值。就本政策而言，购买看跌期权是对上述参数的补充。

截至2024年3月31日，某些金融负债的到期日如下，包括长期债务和其他长期负债以及相关的利息支付：

(1) 长期债务仅代表本金还款，不反映利息、原始发行折扣和溢价或交易成本。

(2) 其他长期负债中包含的租赁付款仅反映本金支付，具体如下：不到一年，2.85亿美元；一年至不到两年，1.98亿美元；两年至五年以下，4.25亿美元；其后为6.27亿美元。

(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2024年3月31日的适用利息和外汇汇率估算的。

股本

截至2024年3月31日，共有1,069,988,000股已发行普通股（2023年12月31日——1,072,408,000股普通股）和28,286,000股已发行股票期权（2023年12月31日为26,205,000股）。截至2024年4月30日，该公司的已发行普通股为1,067,354,000股，已发行股票期权为27,36.5万股。

2024 年 2 月 28 日，董事会批准从 2024 年 4 月 5 日支付的股息开始，将季度股息增加 5%，至每股普通股 1.05 美元。

2023年11月1日，董事会批准将季度股息增加11％，至每股普通股1.00美元。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。

2024年3月8日，该公司的普通股发行人竞标申请获得批准，该竞标将在自2024年3月13日起至2025年3月12日止的12个月内通过多伦多证券交易所（“TSX”）、加拿大另类交易平台和纽约证券交易所的设施购买最多90,231,429股普通股，占公众持股量的10％。

在截至2024年3月31日的三个月中，公司以每股普通股90.78美元的加权平均价格购买了6,67.5万股普通股，总成本为6.06亿美元。留存收益减少了5.38亿美元，相当于普通股的购买价格超过其平均账面价值。2024年3月31日之后，截至2024年4月30日，公司以每股普通股107.16美元的加权平均价格购买了275万股普通股，总成本为2.95亿美元。

共享拆分

2024 年 2 月 28 日，公司董事会批准了一项以二比一方式细分公司普通股的决议，但须经股东批准，并且公司已获得所有监管部门的批准，包括多伦多证券交易所的批准。该提案将在2024年5月2日举行的公司年度和特别股东大会上进行表决。

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2024年3月31日的承诺：

(1) 公司对跨山扩建管道为期20年的产品运输协议的承诺反映了加拿大能源监管机构在2023年第四季度批准的临时通行费，在最终通行费批准之前可能会发生变化。

(2) 根据处理协议，公司按比例支付每月收费服务费债务部分的25％。通行费中包括截至2058年的40年通行费期内29.22亿美元的应付利息。

除了上述承诺外，该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。公司可以在发出通知后取消这些合同而不收取罚金，但须支付取消前和取消合同所产生的费用。

法律诉讼和其他突发事件

该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，该公司还受到某些承包商施工索赔的约束。公司认为，与任何此类事项可能产生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估计、假设和判断，这些估计、假设和判断会对公司的财务业绩产生重大影响。实际结果可能与估计金额不同，这些差异可能是重大的。对公司重要会计估计的全面讨论载于公司截至2023年12月31日止年度的年度管理报告和经审计的合并财务报表。

控制环境

在截至2024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的内部控制产生重大影响或合理可能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对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报，即使那些被确定有效的控制措施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包括对NI 52-112中定义的非公认会计准则和其他财务指标的提及。公司使用这些财务指标来评估其财务业绩、财务状况和现金流，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。这些财务指标不是由国际财务报告准则定义的，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进行比较，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的替代方案或比其更有意义。下文提供了本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（如适用）的对账。

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非经营项目的净收益，扣除税收影响。该公司将调整后的运营净收益视为评估其业绩的关键指标，因为这表明公司有能力从其核心业务领域产生税后营业收益。调整后的运营净收益对账情况如下所示。

(1) 基于股份的薪酬包括在公司的股票期权计划和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2024年3月31日的三个月，税前基于股份的薪酬为2.94亿美元的支出（截至2023年12月31日的三个月——5700万美元的支出，截至2023年3月31日的三个月——6600万美元的支出）。

(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。由于套期保值的标的项目，主要是原油、天然气和外汇，最终实现的金额可能与财务报表中反映的金额有重大差异。截至2024年3月31日的三个月，税前未实现风险管理亏损为1,300万美元（截至2023年12月31日的三个月——700万美元的收益，截至2023年3月31日的三个月——2,000万美元的亏损）。

(3) 未实现的外汇损益主要来自以美元计价的长期债务折算成期末汇率，并在净收益中确认。这些未实现的外汇损益的税前和税后金额相同。

(4) 公司的投资按公允价值计入损益，并按期计量，收益和亏损在净收益中确认。对这些投资收益和损失的净税收影响为零。

(5) 公司确认了2023年4.36亿美元的税前可收回费用，用于损耗、折旧和摊销费用，该费用与修订后的项目范围和北海尼尼安油田计划退役和放弃活动的当前成本环境有关。这些成本本质上被认为是非运营性的。