加拿大自然資源有限公司

管理層的討論與分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

本文檔中有關加拿大自然資源有限公司(“公司”)的某些表述或通過引用納入本文的文件構成前瞻性表述或信息(本文統稱為“前瞻性表述”)，符合適用證券法規的含義。前瞻性陳述可用“相信”、“預期”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“可能”、“預測”、“應該”、“將”、“目標”、“項目”、“預測”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求”、“日程安排”、“建議”等詞語加以識別。“期望”或類似性質的表達，暗示未來的結果或關於前景的陳述。在本管理層對公司財務狀況和經營結果的討論和分析(“MD&A”)中提供的與預期未來商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產費用、資本支出、所得税費用和其他目標有關的披露，均為前瞻性表述。披露有關現有及未來發展的計劃及預期結果，包括但不限於公司在Horizon油砂(“Horizon”)、Athabasca油砂項目(“AOSP”)的資產、PrimRose熱油項目、鵜鶘湖水及聚合物驅項目、Kirby熱力油砂項目、傑克魚熱力油砂項目及西北紅水瀝青提升機和煉油廠；第三方建造或擴建現有的管道能力或其他瀝青、原油、天然氣運輸方式, 前瞻性表述中包含的前瞻性表述包括公司可能依賴的液化天然氣(“NGL”)或合成原油(“SCO”)將其產品運往市場的情況；技術及技術創新的開發和部署；公司完成增長項目並實現負責任、可持續的長期增長的財務能力；路徑聯盟(“路徑”)倡議的時機和影響、政府對路徑的支持以及實現石油生產淨零排放的能力。這些前瞻性陳述基於年度預算和多年預測，並在全年根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡情況下進行必要的審查和修訂。這些陳述不是對未來業績的保證，可能存在一定的風險。讀者不應過度依賴這些前瞻性陳述，因為不能保證它們所依據的計劃、倡議或期望一定會發生。

此外，與“儲備”有關的陳述被視為前瞻性陳述，因為它們涉及基於某些估計和假設的隱含評估，即所述儲備在未來能夠有利可圖地產生。在估計已探明和已探明的儲量以及可能的原油、天然氣和天然氣氣藏儲量，以及預測未來的產量和開發支出的時間方面，存在許多固有的不確定性。未來實際產量的總量或時間可能與儲量和產量估計值有很大差異。

前瞻性陳述是基於對公司和公司所在行業的當前預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅在作出這些陳述之日或其所在的報告或文件日期較早時發表，受已知和未知風險和不確定因素的影響，這些風險和不確定因素可能導致公司的實際結果、業績或成就與此類前瞻性陳述明示或暗示的未來結果、業績或成就大不相同。此類風險和不確定性除其他外包括：一般經濟和商業狀況(包括新型冠狀病毒(“新冠肺炎”)大流行的影響、石油輸出國組織(“歐佩克+”)的行動和通貨膨脹率上升的結果)，這些情況可能影響公司產品的供求和市場價格，以及公司運營所需資源的可用性和成本；原油、天然氣和NGL價格的波動性和假設，包括歐佩克+針對新冠肺炎或其他原因採取的行動；貨幣和利率的波動；公司當前目標所基於的假設；公司開展業務所在國家和地區的經濟狀況；政治不確定性，包括恐怖分子、叛亂團體的行動或其他衝突，包括國家之間的衝突；行業能力；公司實施其商業戰略的能力，包括勘探和開發活動；競爭的影響；公司對訴訟的辯護；地震的可用性和成本, 鑽井和其他設備；公司及其子公司完成資本計劃的能力；公司及其子公司確保其產品獲得足夠運輸的能力；公司瀝青產品開採、提取或升級過程中的意外中斷或延誤；勘探或開發項目或資本支出方面計劃可能的延誤或變化；公司吸引必要勞動力建設、維護和運營其熱力和油砂開採項目的能力；在勘探、生產和銷售原油和天然氣以及開採、提取或升級公司的瀝青產品過程中存在的經營風險和其他困難；融資的可獲得性和成本；公司及其子公司勘探和開發活動的成功及其取代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司實現目標產量水平的能力；整合被收購公司和資產的業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估計和估計可採數量的不準確，目前未歸類為已證實的原油、天然氣和NGL；政府當局採取的行動；政府法規和遵守法規所需的支出(特別是安全和環境法律法規以及氣候變化倡議對資本支出和生產費用的影響)；資產報廢義務；公司有足夠的流動資金支持其增長戰略並維持其在短期、中期的運營, 這些因素包括：公司資產負債表的強健程度；公司資本結構的靈活性；公司税項撥備的充分性；以及影響收入和費用的其他情況。

本公司的運營一直受到，未來也可能受到政治發展以及國家、聯邦、省、州和地方法律法規的影響，如生產限制、税收、特許權使用費和其他應付給政府或政府機構的金額、價格或採集率控制以及環境保護法規。如果這些風險或不確定性中的一個或多個成為現實，或者公司的任何假設被證明是不正確的，實際結果可能與前瞻性陳述中預測的結果在重大方面有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響不能確定，因為這些因素取決於其他因素，公司的行動將取決於它對未來的評估，考慮到當時可獲得的所有信息。

提醒讀者，前面列出的因素並不是詳盡的。本MD&A中未討論的不可預測或未知因素也可能對前瞻性陳述產生不利影響。儘管公司認為前瞻性陳述所傳達的預期是合理的，但不能對未來的結果、活動水平和成就作出保證。可歸因於公司或代表公司行事的所有後續前瞻性陳述，無論是書面的還是口頭的，都明確地受到這些警告性聲明的全部限制。除非適用法律另有要求，否則如果情況或公司的估計或意見發生變化，公司不承擔更新本MD&A中的前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、未來事件或其他因素，還是由於前述影響這些信息的因素。

關於非公認會計原則和其他財務措施的特別説明

本MD&A包括對非GAAP措施的引用，包括非GAAP和國家文書52-112-非GAAP和其他財務措施披露(“NI 52-112”)中定義的其他財務措施。公司使用非公認會計準則來評估其財務業績、財務狀況或現金流。本MD&A中包括的公司非GAAP和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬，如適用，請參見本MD&A的“非GAAP和其他財務指標”部分。

關於貨幣、金融信息和生產的特別説明

本MD&A應與本公司截至2022年9月30日的三個月和九個月的未經審計的中期綜合財務報表(“財務報表”)以及本公司截至2021年12月31日的年度的MD&A和經審計的綜合財務報表一併閲讀。除另有説明外，所有美元金額均以百萬加元為單位。公司截至2022年9月30日的三個月和九個月的財務報表以及本MD&A是根據國際會計準則委員會(IASB)發佈的國際財務報告準則(IFRS)編制的。

生產量和單位單位統計數據在整個MD&A中以“未支付特許權使用費”或“公司毛收入”為基礎，實現價格是扣除混合和原料成本的淨值，不包括風險管理活動的影響。此外，還提到了原油和天然氣的常用單位，稱為桶油當量(“BOE”)。京東方是將6000立方英尺(“Mcf”)的天然氣換算成一桶(“bbl”)原油(6mcf：1 bbl)得出的。這種轉換可能具有誤導性，特別是如果單獨使用的話，因為6Mcf：1bbl的比率是基於主要適用於燃燒器尖端的能量當量轉換方法，而不代表井口的等值。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6mcf：1桶的換算比率作為價值指標可能具有誤導性。此外，就本MD&A而言，原油的定義包括以下商品：輕質和中質原油、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)和上海合作組織。以“特許權使用費後”或“公司淨值”為基礎的製作也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及本公司截至2022年9月30日的三個月和九個月與2021年和2022年第二季度可比期間的財務業績。有關公司的其他信息，包括其截至2021年12月31日的年度信息表，可在SEDAR網站www.sedar.com和Edgar網站www.sec.gov上查閲。公司網站上的信息不構成本MD&A的一部分，也不作為參考納入本MD&A。本MD&A日期為2022年11月2日。

金融亮點

(1)有關產品銷售的進一步詳情於財務報表附註17披露。

(2)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(3)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

財務亮點摘要

合併淨收益和調整後的運營淨收益

截至2022年9月30日的9個月的淨收益為94.17億美元，而截至2021年9月30日的9個月的淨收益為51.3億美元。截至2022年9月30日的9個月的淨收益包括12.52億美元的非營業項目，而截至2021年9月30日的9個月的淨收益為3.36億美元，涉及基於股票的薪酬、風險管理活動、匯率波動、已實現外匯對交叉貨幣互換結算和償還美元債務證券的影響、收購收益、投資(收益)損失和省級井場修復計劃下的政府贈款收入。不包括這些項目，截至2022年9月30日的9個月的調整後運營淨收益為106.69億美元，而截至2021年9月30日的9個月的淨收益為47.94億美元。

2022年第三季度的淨收益為28.14億美元，而2021年第三季度和2022年第二季度的淨收益分別為22.02億美元和35.02億美元。2022年第三季度的淨收益包括6.79億美元的非營業項目，而2021年第三季度的淨收益為1.07億美元，2022年第二季度的淨收益為2.98億美元，涉及基於股份的薪酬、風險管理活動、匯率波動、已實現外匯對交叉貨幣互換結算和償還美元債務證券的影響、收購收益、投資(收益)損失和省級井場修復計劃下的政府贈款收入。不包括這些項目，2022年第三季度調整後的運營淨收益為34.93億美元，而2021年第三季度為20.95億美元，2022年第二季度為38億美元。

截至2022年9月30日的三個月和九個月的淨收益和調整後的運營淨收益與2021年同期相比有所增加，主要反映在：

▪較高的原油和NGL淨額(1)以及北美地區的原油和NGL銷售量；

▪在油砂開採和升級領域實現了更高的上海合作組織銷售價格(1)；以及

▪增加天然氣淨額(1)和北美地區的天然氣銷售量；

部分偏移量：

▪在油砂開採和升級領域的特許權使用費更高。

2022年第三季度淨收益和調整後的運營淨收益比2022年第二季度有所下降，主要反映在：

▪降低勘探和生產部門的原油和NGL淨額；

▪降低了上海合作組織在油砂開採和升級領域的已實現銷售價格；以及

▪降低了北美地區的天然氣淨收益；

部分偏移量：

▪提高了上合組織在油砂開採和升級領域的銷售量。

經營活動現金流量和調整後的資金流

截至2022年9月30日的9個月，來自經營活動的現金流為148.47億美元，而截至2021年9月30日的9個月為97.66億美元。2022年第三季度來自經營活動的現金流為60.98億美元，而2021年第三季度為42.9億美元，2022年第二季度為58.96億美元。來自經營活動的現金流量較可比期間的波動主要是由於先前提到的與經調整的經營淨收益波動有關的因素，以及非現金營運資本淨變化的影響。

截至2022年9月30日的9個月，調整後的資金流為156.15億美元，而截至2021年9月30日的9個月的調整後資金流為93.95億美元。2022年第三季度調整後的資金流為52.08億美元，而2021年第三季度為36.34億美元，2022年第二季度為54.32億美元。調整後的資金流量在可比期間的波動主要是由於上述與經營活動的現金流波動有關的因素，不包括非現金營運資本淨變化的影響、放棄支出(不包括省級井場修復計劃下的政府撥款收入的影響)以及其他長期資產的變動，包括股票紅利計劃的未攤銷成本。

生產量

2022年第三季度未扣除特許權使用費的原油和NGL產量為983,678桶/日，較2021年第三季度的952,839桶/日增長3%，較2022年第二季度的860,338桶/日增長14%。2022年第三季度未扣除特許權使用費的天然氣產量從2021年第三季度的1,708 MMcf/d增加到2,132 MMcf/d，與2022年第二季度的2,105 MMcf/d相當。2022年第三季度未扣除特許權使用費的總產量為1,338,940 BOE/d，比2021年第三季度的1,237,503 BOE/d增長了8%，比2022年第二季度的1,211,147 BOE/d增長了11%。原油、NGL和天然氣產量在本MD&A的“未繳納特許權使用費前的日產量”一節中有詳細討論。

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

產品價格

在公司的勘探和生產部門，2022年第三季度實現的原油和NGL價格(1)平均為每桶84.91美元，比2021年第三季度的每桶68.06美元增長了25%，比2022年第二季度的每桶115.26美元下降了26%。2022年第三季度實現的天然氣價格從2021年第三季度的每立方米4.13美元上漲到平均6.57美元，漲幅為59%，比2022年第二季度的7.93美元下跌了17%。在油砂開採及升級業務方面，本公司於2022年第三季實現的SCO銷售價格較2021年第三季的每桶81.54美元上升48%至平均每桶120.91美元，較2022年第二季度的每桶137.60美元下降12%。該公司的已實現定價反映了當時的基準定價。在本MD&A的“商業環境”、“已實現產品價格--勘探和生產”以及“油砂開採和升級”部分詳細討論了原油、NGL和天然氣價格。

生產費用

在公司的勘探和生產部門，2022年第三季度原油和NGL生產費用(2)平均為每桶16.86美元，比2021年第三季度的14.78美元增長了14%，比2022年第二季度的19.58美元下降了14%。天然氣生產費用(2)在2022年第三季度平均為每立方米1.16美元，與2021年第三季度和2022年第二季度的每立方米1.17美元相當。在油砂開採和升級領域，2022年第三季度的平均生產成本(2)為每桶22.35美元，比2021年第三季度的19.86美元增長了13%，比2022年第二季度的33.76美元下降了34%。在本MD&A的“生產費用-勘探和生產”和“油砂開採和升級”部分詳細討論了原油、天然氣和天然氣的生產費用。

季度財務業績摘要

以下是該公司最近八個季度的季度財務業績摘要：

(1)截至2022年9月30日和2021年9月30日的三個月的產品銷售的進一步細節在財務報表附註17中披露。

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(二)按各自的生產費用除以各自的銷售量計算。

最近八個季度的季度淨收益波動主要是由於：

▪原油定價--全球供需波動，包括歐佩克+的原油生產水平及其對世界供應的影響；地緣政治和市場不確定性的影響，包括那些由於“新冠肺炎”以及與政府對“新冠肺炎”的反應有關的不確定性，以及俄羅斯入侵烏克蘭對全球基準定價的影響；北美頁巖油生產的影響；加拿大西部精選原油與北美俄克拉荷馬州庫欣的西德克薩斯中質原油參考位置(“西德克薩斯中質原油”)在北美的巨大差異的影響；西德克薩斯中質原油與過時的布倫特原油基準定價在國際部分的差異的影響；以及2020年12月1日起暫停的艾伯塔省政府強制減產的影響。

▪天然氣定價-天然氣需求和庫存存儲水平波動的影響，第三方管道維護和停運的影響，地緣政治和市場不確定性的影響，季節性條件的影響，以及美國頁巖氣生產的影響。

▪原油和NGL銷售量-柯比和傑克魚熱油砂項目產量的波動，由於報春花熱油項目週期性而導致的產量波動，公司在北美和國際事業部鑽探計劃的波動，油砂開採和升級部門週轉和中途停產的影響，艾伯塔省省政府下令從2020年12月1日起暫停的減產，以及由於新冠肺炎期間需求下降而關閉生產的影響。銷售量還反映了由於國際部門的吊裝和維護活動的時間安排而產生的波動。

▪天然氣銷售量-由於公司在北美和國際市場的鑽探計劃導致的產量波動、自然衰退率、2021年期間松江天然氣廠的臨時關閉和隨後的恢復，以及收購的影響和時機。

▪生產費用-主要由於服務需求和成本、產品組合和生產量的波動、季節性條件的影響、碳税和能源成本增加的影響、通脹成本壓力的影響、所有部門的成本優化、收購的影響和時機、油砂開採和升級部門的週轉和中轉站以及國際部門的維護活動的影響而引起的波動。

▪運輸、混合和原料費用--由於確認的與2020年第四季度取消Keystone XL管道項目有關的準備金而出現波動。

▪損耗、折舊和攤銷費用--由於銷量變化而引起的波動，包括收購和處置的影響和時機、已探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的發現和開發成本、開發公司已探明的未開發儲量的估計未來成本、由於更高的損耗率而導致的國際銷售量的波動，以及油砂開採和升級部門的週轉和停頓的影響。

▪基於股份的薪酬-由於公司基於股份的薪酬責任的公允市值計量而引起的波動。

▪風險管理-由於確認按市值計價和隨後結算公司風險管理活動的損益而引起的波動。

▪利息支出-由於長期債務水平變化而引起的波動，以及基準利率變動對未償還浮動利率長期債務的影響。

▪外匯-加元相對於美元的波動，這影響了公司原油和天然氣銷售的實現價格，因為銷售價格主要基於美元計價的基準。美元計價債務的已實現和未實現匯兑損益的波動也有所記錄，但部分被任何未完成的交叉貨幣掉期對衝的影響所抵消。

▪收購收益、投資虧損和西北紅水合夥企業(“西北紅水合夥企業”)收入--因確認收購收益而產生的波動、投資PrairieSky Royalty Ltd.和Inter Pipeline Ltd.股票的(收益)虧損，以及西北紅水合夥企業在2021年第二季度的分配。

營商環境

2022年上半年，全球基準原油價格大幅上漲，主要是為了應對俄羅斯入侵烏克蘭的影響，以及歐佩克+決定遵守之前達成的減產協議，以及由於新冠肺炎限制的放鬆，全球經濟狀況和前景有所改善。2022年第三季度，由於利率上升的影響和對全球經濟衰退的擔憂，全球基準原油價格較2022年上半年的水平有所下降。

流動性

截至2022年9月30日，本公司有55.2億美元的未動用循環銀行信貸安排。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約64.88億美元的流動資金(1)。本公司還有其他一些專用信貸安排來支持信用證。

公司將繼續致力於保持強勁的資產負債表、充足的可用流動資金和靈活的資本結構。有關詳情，請參閲本MD&A的“流動資金和資本資源”一節。

風險和不確定性

新冠肺炎，包括令人擔憂的變種，仍然有可能通過當地或全球供應鏈和運輸服務中斷或人力流失，進一步擾亂公司的運營、項目和財務狀況，其中任何一種情況都可能要求公司根據其程度和嚴重程度暫時減少或關閉業務。包括加拿大在內的全球經濟正在經歷更高、更持久的通脹，部分原因是俄羅斯入侵烏克蘭，以及新冠肺炎影響導致的持續供應限制。由於這些情況，本公司已經並可能繼續經歷商品價格高於正常水平的波動，並可能在運營和資本支出方面面臨通脹壓力。

大宗商品基準價格

該公司幾乎所有的產品都是根據美元基準定價銷售的。具體地説，原油是根據西德克薩斯中質原油和布倫特原油指數進行銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考定價，AECO參考定價源於NYMEX參考定價，並根據其與NYMEX位於Henry Hub的交貨點的基礎或位置差異進行調整。公司的已實現價格直接受到外匯匯率波動的影響。產品收入繼續受到加元波動的影響，因為公司的原油和天然氣銷售所獲得的加元銷售價格是基於美元計價的基準。

北美地區的原油銷售合同通常基於西德克薩斯中質原油基準定價。截至2022年9月30日的九個月，WTI平均為每桶98.14美元，較截至2021年9月30日的九個月的每桶64.85美元增長了51%。2022年第三季度WTI平均為每桶91.64美元，比2021年第三季度的每桶70.55美元增長了30%，比2022年第二季度的每桶108.42美元下降了15%。

(1)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

該公司國際部門的原油銷售合同通常以布倫特原油定價為基礎，布倫特原油價格代表了國際市場和全球總體供需情況。在截至2022年9月30日的9個月中，布倫特原油的平均價格為每桶103.73美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶67.44美元上漲了54%。2022年第三季度，布倫特原油的平均價格為每桶99.34美元，比2021年第三季度的每桶72.98美元增長了36%，比2022年第二季度的每桶112.67美元下降了12%。

截至2022年9月30日的三個月和九個月，西德克薩斯中質原油和布倫特原油定價較2021年可比時期有所上升，主要反映了俄羅斯入侵烏克蘭、歐佩克+決定遵守先前商定的減產協議的影響，以及由於經濟狀況改善而導致的全球原油需求增加，原因是早先的新冠肺炎限制措施有所減少。2022年第三季度WTI和布倫特原油價格較2022年第二季度下降，主要反映出由於利率上升的影響和對全球經濟衰退的擔憂，需求減少。

在截至2022年9月30日的9個月裏，WCS的巨大差額平均為每桶15.78美元，而截至2021年9月30日的9個月，平均為每桶12.50美元。2022年第三季度，WCS的巨大差額平均為每桶19.87美元，而2021年第三季度為每桶13.58美元，2022年第二季度為每桶12.80美元。2022年第三季度WCS重油價差較2022年第二季度擴大，主要反映了美國墨西哥灣沿岸重油定價疲軟，以及美國戰略石油儲備供應增加。

截至2022年9月30日的9個月，上合組織油價平均為每桶102.66美元，較2021年9月30日的每桶63.31美元上漲了62%。上合組織202年第三季度平均油價為每桶100.51美元，較2021年第三季度的68.98美元上漲46%，較2022年第二季度的114.35美元下跌12%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，上海合作組織定價比2021年同期有所上漲，主要反映了WTI基準定價的上漲。截至2022年9月30日的三個月和九個月，上海合作組織的價差不斷走強，反映出北美柴油需求強勁。上海合作組織2022年第三季度的定價較2022年第二季度有所下降，主要反映了WTI基準定價的下降。

截至2022年9月30日的9個月，紐約商品交易所天然氣的平均價格為每MMBtu 6.77美元，比截至2021年9月30日的9個月的每MMBtu 3.18美元上漲了3.59美元。2022年第三季度，NYMEX天然氣平均價格為每MMBtu 8.18美元，比2021年第三季度的4.01美元上漲了4.17美元，比2022年第二季度的7.17美元上漲了14%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，紐約商品交易所天然氣價格較可比時期上漲，主要反映了俄羅斯對歐洲供應的減少。

截至2022年9月30日的9個月，AECO天然氣平均價格為每GJ 5.27美元，比截至2021年9月30日的9個月的每GJ 2.95美元上漲了79%。AECO天然氣價格在2022年第三季度平均為每GJ 5.51美元，比2021年第三季度的3.36美元上漲了64%，比2022年第二季度的5.95美元下降了7%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，AECO天然氣價格比2021年同期上漲，主要反映了存儲水平的下降和NYMEX基準定價的提高。2022年第三季度AECO天然氣價格較2022年第二季度下降，主要反映了加拿大西部沉積盆地產量水平的提高和出口限制。

每日生產，未計入特許權使用費

(1)未扣除特許權使用費的上合組織產量不包括上合組織內部作為柴油消費的產品。

(2)“國際”包括所有使用的北海和非洲近海勘探和生產部門。

(3)天然氣產量接近銷售量。

(4)扣除混合成本和不包括風險管理活動的淨額。

日產量，扣除特許權使用費

該公司的業務方針是在其生產的每一種商品中保持大量的項目庫存和生產多樣化，即輕、中原油和天然氣、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青(熱油)、上海合作組織和天然氣。

截至2022年9月30日的9個月，未扣除特許權使用費的原油和NGL產量平均為930,079桶/日，與截至2021年9月30日的9個月的934,873桶/日相當。2022年第三季度原油和NGL的平均日產量為983,678桶，比2021年第三季度的952,839桶/日增長了3%，比2022年第二季度的860,338桶/日增長了14%。2022年第三季度原油和液化石油氣產量較可比期間增加，主要反映了油砂開採和升級以及北美勘探和生產部門的強勁運營表現的影響。2022年第三季度原油和NGL產量較2022年第二季度的增長也反映了Horizon和Scotford計劃於2022年第二季度完成扭虧為盈的影響，但被2022年第三季度計劃中的熱力維護活動的影響部分抵消。

2022年原油和天然氣液化石油氣年產量的目標是平均每天946,000桶至982,000桶。產量目標構成前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

截至2022年9月30日的9個月，未扣除特許權使用費的創紀錄天然氣產量為2,081 MMcf/d，比截至2021年9月30日的9個月的1,640 MMcf/d增長了27%。2022年第三季度創紀錄的天然氣產量為2,132 MMcf/d，比2021年第三季度的1,708 MMcf/d增長了25%，與2022年第二季度的2,105 MMcf/d相當。截至2022年9月30日的三個月和九個月的天然氣產量較2021年同期的增長主要反映了強勁的鑽探結果和收購，但部分被天然氣田的下降所抵消。與2022年第二季度相比，2022年第三季度的天然氣產量主要反映了強勁的鑽探結果，但被第三季度天然氣田下降和扭虧為盈活動部分抵消。

2022年天然氣年產量的目標是平均在2,095至2,120 MMcf/d之間。生產目標是前瞻性表述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

北美-勘探和生產

截至2022年9月30日的9個月，未扣除特許權使用費的北美原油和NGL產量平均為477,751桶/日，與截至2021年9月30日的9個月的470,558桶/日相當。2022年第三季度北美原油和NGL產量為471,632桶/日，較2021年第三季度的454,888桶/日增長4%，與2022年第二季度的477,478桶/日相當。2022年第三季度原油和NGL產量較2021年第三季度的增長主要反映了強勁的鑽探結果和在可比時期完成的收購，但被天然油田的下降部分抵消。

2022年第三季度，公司的熱能現場資產繼續顯示出在特許權使用費前的長壽命生產，平均為243,393桶/日，與2021年第三季度的248,113桶/日相當，較2022年第二季度的249,938桶/日減少3%，反映出2022年第三季度完成的計劃維護活動。

2022年第三季度未扣除特許權使用費的鵜鶘湖重質原油日產量平均為500,051桶/日，較2021年第三季度的53,923桶/日下降了7%，與2022年第二季度的51,112桶/日相當，表明鵜鶘湖長期處於低產量下降狀態。

截至2022年9月30日的9個月，未扣除特許權使用費的創紀錄天然氣產量平均為2,065 MMcf/d，比截至2021年9月30日的9個月的1,626 MMcf/d增長了27%。2022年第三季度創紀錄的天然氣產量平均為2,117 MMcf/d，比2021年第三季度的1,698 MMcf/d增長了25%，與2022年第二季度的2,089 MMcf/d相當。截至2022年9月30日的三個月和九個月的天然氣產量較2021年同期的增長主要反映了強勁的鑽探結果和收購，但部分被天然氣田的下降所抵消。與2022年第二季度相比，2022年第三季度的天然氣產量主要反映了強勁的鑽探結果，但被第三季度天然氣田下降和扭虧為盈活動部分抵消。

北美--油砂開採和升級

截至2022年9月30日的9個月，上海合作組織未扣除特許權使用費的日產量為424,988桶/日，與截至2021年9月30日的9個月的432,876桶/日相當。上海合作組織2022年第三季度的日產量為487,553桶，比2021年第三季度的468,126桶/日增長了4%，比2022年第二季度的356,953桶/日增長了37%。上海合作組織截至2022年9月30日的9個月的生產主要反映了Horizon的強勁運營表現，但被2022年上半年斯科福德設施限制和週轉活動的影響所抵消。上合組織2022年第三季度的產量較可比時期有所增加，主要反映了強勁的運營業績的影響。上海合作組織2022年第三季度的產量比2022年第二季度的產量有所增加，這也反映了地平線和斯科福德計劃於2022年第二季度完成扭虧為盈的影響。

國際-勘探和生產

截至2022年9月30日的9個月，未扣除特許權使用費的國際原油和NGL產量平均為27,340桶/日，比截至2021年9月30日的9個月的31,439桶/日下降了13%。2022年第三季度國際原油和NGL的平均產量為24,493桶/天，比2021年第三季度的29,825桶/天減少了18%，比2022年第二季度的25,907桶/天減少了5%。截至2022年9月30日的三個月和九個月的原油和NGL產量與可比時期相比有所下降，主要反映了2022年第三季度北海和非洲近海的計劃內和計劃外維護活動，以及天然油田的減少。

國際原油庫存量

當產品控制權移交給客户且已交付時，該公司確認其原油生產的收入。關於儲存在各種儲存設施或浮式儲油站的原油數量的國際分部尚未確認收入，具體如下：

經營亮點-勘探和生產

(1)有關原油、NGL和京東方銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP及其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未計特許權使用費的日產量”一節。

(2)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(三)特許權使用費除以各自的銷售量。

(四)按生產費用除以各自的銷售量計算。

(五)天然氣銷售量除以天然氣銷售量。

(六)天然氣運輸費用除以天然氣銷售量。

已實現的產品價格-勘探和生產

(1)有關原油、NGL和京東方銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP及其他財務措施”一節。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未計特許權使用費的日產量”一節。

(2)非GAAP比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(3)按原油和天然氣銷售量除以天然氣銷售量計算。

北美

截至2022年9月30日的九個月，北美實現原油和NGL價格上漲64%，平均為每桶96.11美元，而截至2021年9月30日的九個月為每桶58.74美元。2022年第三季度，北美地區實現的原油和天然氣液化天然氣價格從2021年第三季度的每桶66.03美元上漲至平均每桶83.62美元，漲幅為27%，與2022年第二季度的每桶113.37美元相比下降了26%。截至2022年9月30日的三個月和九個月的同比增長主要反映了WTI基準定價的上升。2022年第三季度較2022年第二季度的下降主要反映了WTI基準定價的下降和WCS差價的擴大。該公司繼續專注於其原油混合營銷戰略，並在2022年第三季度向WCS物流貢獻了約171,000桶/天的重質原油混合。

截至2022年9月30日的9個月，北美天然氣價格上漲了84%，平均為每立方米6.56美元，而截至2021年9月30日的9個月，平均價格為每立方米3.57美元。北美實現天然氣價格上漲58%，從2021年第三季度的每立方米4.12美元上漲到2022年第三季度的平均6.51美元，比2022年第二季度的7.90美元下降了18%。截至2022年9月30日的三個月和九個月的增長主要反映了較低的存儲水平和較高的AECO基準定價。2022年第三季度較2022年第二季度的下降主要反映了AECO基準定價的下降。

北美勘探和生產公司收到的按產品類型劃分的價格比較如下：

(1)按單位計算的金額是根據不同產品類別的銷售量計算的。

國際

在截至2022年9月30日的9個月中，國際已實現原油和NGL的價格上漲了57%，從截至2021年9月30日的9個月的每桶84.86美元上漲至平均每桶132.96美元。2022年第三季度，國際已實現原油和液化石油氣價格從2021年第三季度的每桶93.72美元上漲至平均每桶120.09美元，漲幅為28%，較2022年第二季度的每桶144.82美元下跌了17%。任何特定期間的已實現原油價格和每桶NGL價格取決於各種銷售合同的條款、每個油田提油的頻率和時間、以及提油時的現行原油價格和匯率。截至2022年9月30日的三個月和九個月的已實現原油和NGL價格與可比時期相比的波動反映了提價時的布倫特基準定價以及加元走勢的影響。

特許權使用費-勘探和生產

(1)按照使用費除以各自的銷售量計算。對於原油、NGL和BOE銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未支付特許權使用費前的日產量”一節。

北美

截至2022年9月30日的三個月和九個月以及可比期間的北美原油、NGL和天然氣特許權使用費反映了基準大宗商品價格的變動、WCS重大差價的波動以及不斷下滑的特許權使用費費率的影響。

截至2022年9月30日的9個月，原油和NGL特許權使用費(1)平均約佔產品銷售額的22%，而截至2021年9月30日的9個月，這一比例為14%。2022年第三季度，原油和NGL特許權使用費平均約佔產品銷售額的24%，而2021年第三季度和2022年第二季度分別為15%和23%。與2021年同期相比，截至2022年9月30日的三個月和九個月的特許權使用費費率有所上升，主要是由於基準價格上升以及WCS價差的大幅波動。

截至2022年9月30日的9個月，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的10%，而截至2021年9月30日的9個月，天然氣特許權使用費佔產品銷售額的5%。2022年第三季度，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的9%，而2021年第三季度和2022年第二季度分別為5%和11%。與2021年同期相比，截至2022年9月30日的三個月和九個月的特許權使用費費率上升，主要是由於基準價格上漲。

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

非洲近海

根據各種生產分享合同的條款，特許權使用費費率根據已實現的商品定價、資本支出和生產費用、支付情況以及從每個油田提貨的時間而浮動。

截至2022年9月30日的9個月，版税佔產品銷售額的百分比平均約為8%，而截至2021年9月30日的9個月，版税佔產品銷售額的5%。2022年第三季度，版税佔產品銷售額的百分比平均約為12%，而2021年第三季度和2022年第二季度分別為5%和9%。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了不同領域的提薪時機和支付情況。

生產費用--勘探和生產

(一)按生產費用除以各自的銷售量計算。對於原油、NGL和BOE銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務措施”部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A中的“未支付特許權使用費前的日產量”一節。

北美

截至2022年9月30日的9個月，北美原油和NGL生產費用平均為每桶16.06美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶12.98美元增長了24%。2022年第三季度北美原油和NGL生產費用為每桶15.98美元，比2021年第三季度的13.33美元增長了20%，比2022年第二季度的17.45美元下降了8%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，每桶原油和NGL生產費用比2021年同期增加，主要反映了能源成本的上升。2022年第三季度每桶原油和天然氣液化石油氣生產費用較2022年第二季度有所下降，主要反映了第三季度天然氣成本下降以及公司對成本控制的高度重視。

截至2022年9月30日的9個月，北美天然氣生產費用平均為每立方米1.18美元，2022年第三季度平均為每立方米1.13美元。北美地區的生產費用與之前報告的時期相當，反映出公司對成本控制的高度重視。

國際

截至2022年9月30日的9個月，國際原油和NGL生產費用平均為每桶42.49美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶33.21美元增長了28%。2022年第三季度國際原油和NGL生產費用為每桶40.86美元，比2021年第三季度的33.25美元增長了23%，比2022年第二季度的53.02美元下降了23%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，每桶原油和NGL生產費用與可比時期相比的波動主要反映了具有不同成本結構的不同油田的提油時間、維護活動的影響和外匯波動。

損耗、折舊和攤銷--勘探和生產

(一)按損耗、折舊、攤銷費用除以銷售額計算。有關銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

截至2022年9月30日的9個月的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方12.34美元，比截至2021年9月30日的9個月的每京東方13.66美元下降了10%。2022年第三季度的損耗、折舊和攤銷費用為每京東方12.48美元，比2021年第三季度的每京東方13.70美元下降了9%，比2022年第二季度的每京東方12.14美元增加了3%。與2021年同期相比，截至2022年9月30日的三個月和九個月，每個京東方的損耗、折舊和攤銷費用減少，主要反映了由於公司在2021年12月31日增加了對北美勘探和生產儲量的估計，包括上一年完成的收購的影響，導致損耗率下降。2022年第三季度每京東方的損耗、折舊和攤銷費用較2022年第二季度的增長主要反映了北美勘探和生產部門的產品銷售組合。

按絕對成本和按京東方計算的損耗、折舊和攤銷費用也反映了北海和非洲近海每個油田的提油時機的影響。

資產報廢債務增加--勘探和生產

(1)按資產報廢債務增加額除以銷售量計算。有關銷售量，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

資產報廢債務增值費用是指資產報廢債務因時間推移而增加的賬面金額。

截至2022年9月30日的9個月的資產報廢債務增加費用為每股0.64美元，比截至2021年9月30日的9個月的每股0.45美元增加了42%。2022年第三季度的資產報廢債務增加費用為每京東方0.80美元，比2021年第三季度的每京東方0.45美元增長了78%，比2022年第二季度的每京東方0.55美元增長了45%。截至2022年9月30日的三個月和九個月期間，每京東方的資產報廢債務增值費用較可比期間增加，主要反映了2021年第四季度和2022年第二季度對資產報廢債務進行的成本估計和貼現率修訂。

經營亮點-油砂開採和升級

該公司繼續專注於安全、可靠和高效的運營，並利用其在Horizon和AOSP站點的技術專長。上海合作組織2022年第三季度的產量為487,553桶/日，反映了整個油砂開採和升級部門的強勁運營表現，該季度實現了創紀錄的489,146桶/日的銷售量。

該公司在2022年第三季度產生的生產成本為10.05億美元，比2021年第三季度的8.55億美元增加了18%，比2022年第二季度的10.77億美元下降了7%。較2021年第三季度的增長主要反映了能源成本的上漲。與2022年第二季度相比有所下降，主要是因為第二季度完成了計劃中的扭虧為盈活動，以及能源成本下降。

已實現的產品價格、特許權使用費和運輸--油砂開採和升級

(1)非公認會計原則比率。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(2)按瀝青法價格的季度平均值計算。

(三)特許權使用費除以銷售額。關於上海合作組織的銷售額，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

截至2022年9月30日的9個月，上海合作組織實現的銷售價格平均為每桶122.45美元，比截至2021年9月30日的9個月每桶74美元上漲了65%。上合組織2022年第三季度實現銷售均價為每桶120.91美元，較2021年第三季度的每桶81.54美元上漲48%，較2022年第二季度的每桶137.60美元下跌12%。截至2022年9月30日的三個月和九個月的上海合作組織已實現銷售價格較2021年可比期間的增長主要反映了WTI基準定價的提高，以及由於北美柴油需求強勁導致的上海合作組織差價較高。2022年第三季度較2022年第二季度的下降主要反映了WTI基準定價的下降。

與2021年同期相比，截至2022年9月30日的三個月和九個月的每桶瀝青特許權使用費增加，主要反映了Horizon在2022年第二季度實現全額支付的影響，以及現行瀝青定價和浮動比例特許權使用費費率上升的影響。2022年第三季度較2022年第二季度的下降主要反映了當前瀝青價格下降的影響。

截至2022年9月30日的9個月，運輸費用平均為每桶1.69美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶1.16美元增長了46%。2022年第三季度，運輸費用平均為每桶1.55美元，比2021年第三季度的1.14美元增長了36%，比2022年第二季度的2.05美元下降了24%。在截至2022年9月30日的三個月和九個月裏，每桶的運輸費用與2021年同期相比有所增加，主要反映了管道通行費上漲的影響。2022年第三季度與2022年第二季度相比有所下降，主要反映了銷售量增加的影響。

生產成本--油砂開採和升級

下表與財務報表附註17中披露的油砂開採和升級生產成本相一致。

(一)按生產成本計算，不包括天然氣成本除以銷售量。

(2)以天然氣成本除以銷售量計算。

(三)按生產成本除以銷售量計算。

截至2022年9月30日的9個月的生產成本為每桶26.24美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶21.42美元上漲了23%。2022年第三季度的平均生產成本為每桶22.35美元，比2021年第三季度的19.86美元增加了13%，比2022年第二季度的33.76美元下降了34%。與2021年同期相比，截至2022年9月30日的三個月和九個月，每桶石油的生產成本增加，主要反映了能源成本的上升。2022年第三季度每桶的生產成本較2022年第二季度有所下降，主要是由於第二季度完成計劃中的扭虧為盈活動以及能源成本下降而導致產量增加。

損耗、折舊和攤銷--油砂開採和升級

(一)折舊、折舊、攤銷除以銷售量。關於上海合作組織的銷售額，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

截至2022年9月30日的9個月的損耗、折舊和攤銷費用為每桶11.50美元，與截至2021年9月30日的9個月的每桶11.45美元相當。2022年第三季度的損耗、折舊和攤銷費用為每桶10.75美元，與2021年第三季度的每桶10.90美元相當，比2022年第二季度的每桶12.92美元下降了17%。2022年第三季度每桶的損耗、折舊和攤銷費用比2022年第二季度有所下降，主要反映了2022年第三季度銷售量增加的影響。

資產報廢債務增加-油砂開採和升級

(1)按資產報廢債務增加額除以銷售量計算。關於上海合作組織的銷售額，請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”一節。

資產報廢債務增值費用是指資產報廢債務因時間推移而增加的賬面金額。

截至2022年9月30日的9個月的資產報廢債務增加費用為每桶0.43美元，比截至2021年9月30日的9個月的每桶0.36美元增加了19%。2022年第三季度的資產報廢債務增值費用為每桶0.43美元，比2021年第三季度的每桶0.33美元增加了30%，比2022年第二季度的每桶0.48美元下降了10%。按桶計的資產報廢債務增值費用較2021年同期增加，主要反映了2022年第二季度對資產報廢債務進行的成本估計和貼現率修訂的影響。2022年第三季度每桶計的資產報廢債務增值費用較2022年第二季度有所下降，主要反映了2022年第三季度銷售量增加的影響。

中游和煉油

該公司的中游和煉油資產包括兩個原油管道系統，在PrimRose的一個84兆瓦熱電廠50%的工作權益，以及該公司在NWRP的50%股權投資。

NWRP經營着一座50,000桶/日的瀝青改良機和煉油廠，為公司加工約12,500桶/日(25%過路費)的瀝青原料，為艾伯塔省政府的代理機構艾伯塔省石油營銷委員會(“APMC”)加工37,500桶/天(75%過路費)的瀝青原料。在直至2058年的40年收費期內，該公司無條件有責任按比例支付每月收費收費中債務部分的25%。柴油和精煉產品的銷售以及相關的煉油通行費在中游和煉油部門確認。2022年第三季度，超低硫柴油和其他精煉產品的產量平均為32,252 BOE/d(公司為8,063 BOE/d)(截至2021年9月30日的三個月至77,387 BOE/d；公司為19,347 BOE/d)，反映了本季度的扭虧為盈活動。

在2022年第三季度，NWRP延長了其30億美元的銀團信貸安排，並將其增加到31.75億美元。信貸安排的循環部分增加到21.75億美元，其中1.18億美元將於2023年6月到期，20.57億美元將於2025年6月到期。延長了10億美元的非循環信貸安排部分，其中6000萬美元將於2023年6月到期，9.4億美元將於2025年6月到期。在2022年第三季度，NWRP還簽訂了一項1.5億美元的貸款，以支持信用證。

截至2022年9月30日，本公司在西雲實業的權益損失和合夥分配中的累計未確認份額為5.88億美元(2021年12月31日至5.62億美元)。在截至2022年9月30日的三個月中，公司的未確認股本虧損份額為100萬美元(截至2022年9月30日的九個月-未確認股本虧損2600萬美元；截至2021年9月30日的三個月-未確認股本虧損2100萬美元；截至2021年9月30日的九個月-收回未確認股本虧損300萬美元和合夥分配4億美元)。

行政管理費用

(1)按管理費用除以銷售量計算。

(2)公司銷售總額。

截至2022年9月30日的9個月，每個京東方0.88美元的管理費用比截至2021年9月30日的9個月的每個京東方0.82美元增加了7%。2022年第三季度的管理費用為每京東方0.76美元，與2021年第三季度的每京東方0.77美元相當，比2022年第二季度的每京東方0.89美元下降了15%。自2021年起，截至2022年9月30日的9個月內，每個京東方的行政費用增加，主要是由於人員成本上升，但被更高的間接費用回收的影響部分抵消。2022年第三季度每個京東方的管理費用比2022年第二季度有所下降，主要是由於銷售量增加。

基於股份的薪酬

公司的股票期權計劃為員工提供了獲得普通股或現金支付的權利，以換取放棄的股票期權。績效分享單位(“PSU”)計劃為公司的某些高管員工提供了獲得現金付款的權利，現金支付的金額取決於員工個人的表現以及達到某些其他績效衡量標準的程度。

公司在截至2022年9月30日的9個月中確認了4.85億美元的基於股票的薪酬支出，這主要是由於對已發行股票期權的公允價值進行了計量，這些公允價值涉及以前時期授予的股票期權的正常過程分級歸屬的影響、在此期間行使或放棄的既有股票期權的影響，以及公司股價的變化。

利息和其他融資費用

(一)項目是利息和其他融資費用的組成部分。

(二)當期未償還的流動債務、長期債務和租賃負債的平均數。

(3)這是一個非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相比較，並且不應被視為財務報表中最直接可比的財務指標(如適用)的替代或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(四)長期債務利息和租賃負債利息之和除以相應期間平均長期債務和租賃負債餘額的總和。本公司為財務報表使用者提供其平均有效利率，以評估本公司的平均債務借款成本。

(五)按利息和其他融資費用除以銷售量計算。

(6)公司銷售總額。

截至2022年9月30日的9個月，每京東方的利息和其他融資費用下降17%，從截至2021年9月30日的9個月的每京東方1.64美元降至每京東方1.36美元。2022年第三季度每京東方的利息和其他融資費用從2021年第三季度的每京東方1.56美元下降到1.23美元，下降了21%，從2022年第二季度的每京東方1.46美元下降了16%。截至2022年9月30日的三個月和九個月，京東方的利息和其他融資費用較可比期間下降，主要是由於平均債務水平下降和銷售量增加。

本公司於截至2022年9月30日止三個月及九個月的平均實際利率較2021年同期上升，主要原因是於2022年第一季度償還10,000,000美元中期票據，以及於2022年上半年償還利率較低的銀行信貸安排。

風險管理活動

該公司利用各種衍生金融工具來管理其商品價格、利率和外匯風險。這些衍生金融工具並非用於交易或投機目的。

(1)商品金融工具分別於2021年第四季度及2020年第四季度收購Storm Resources Ltd.及Painted Pony Energy Ltd.

在截至2022年9月30日的9個月內，已實現的風險管理淨收益與外幣合同的結算有關，但被天然氣金融工具、原油和NGL金融工具的虧損部分抵消。截至2022年9月30日的9個月，該公司的風險管理活動錄得未實現淨收益4300萬美元(税後3600萬美元)，包括2022年第三季度的未實現收益4800萬美元(3700萬美元税後1100萬美元)(截至2022年6月30日的三個月-未實現收益2100萬美元，税後1600萬美元500萬美元；截至2021年9月30日的三個月-未實現收益1900萬美元，税後未實現收益1500萬美元400萬美元)。

有關截至2022年9月30日的未償還衍生金融工具的進一步詳情，載於財務報表附註15。

外匯

(1)報告的金額是扣除交叉貨幣掉期的對衝效應後的淨額。

截至2022年9月30日的9個月的淨已實現外匯收益主要是由於以美元或英鎊計價的營運資本項目結算的匯率波動，以及2022年第二季度5.5億美元交叉貨幣互換的結算。截至2022年9月30日的9個月的未實現淨匯兑虧損主要是由於加元相對於未償美元債務走軟的影響，以及2022年第二季度5.5億美元交叉貨幣互換結算的影響。截至2022年9月30日，美元/加元匯率為0.7300美元(2022年6月30日-0.7769美元，2021年9月30日-0.7843美元)。

所得税

(1)包括北美勘探和生產、油砂開採和升級以及中游和煉油業務。

(2)石油所得税。

(3)計算方法為當期所得税和遞延所得税之和除以税前收益。

(4)在調整後的經營淨收益中包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理和放棄支出回收。

(5)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(6)這是一個非公認會計準則比率，可能無法與其他公司提出的類似指標相比較，並且不應被視為財務報表中最直接可比較的財務指標(如適用)的替代或比其更有意義的指標，以顯示公司的業績。

(7)計算方法為調整後淨收益除以調整後的税前營業淨收益的實際税額。本公司為財務報表使用者提供調整後的經營淨收益的有效税率，以評估公司核心業務活動的有效税率。

截至2022年9月30日的三個月和九個月以及可比期間的淨收益和調整後淨收益的實際税率包括北美和北海地區非應税項目的影響，以及公司經營所在國家的司法收入和税率差異對淨收益的影響。

截至2022年9月30日的三個月和九個月以及可比期間的北海現行企業所得税和PRT包括與公司在北海的平臺退役活動有關的放棄支出結轉的影響。

該公司在其經營的各個司法管轄區提交所得税申報單。這些納税申報單須由適用的税務機關在正常程序中進行定期審查。準備的納税申報單可能包括可能受到適用税收法律和法規不同解釋的申報頭寸，這可能需要幾年時間才能解決。本公司認為這些問題的最終解決不會對本公司報告的經營業績、財務狀況或流動資金產生重大影響。

資本支出淨額(1)(2)

(1)淨資本支出不包括租賃資產、公允價值和重估調整的影響，幷包括因用途改變而將財產、廠房和設備轉移到庫存的非現金轉移。

(2)非公認會計準則財務計量。請參閲本MD&A中的“非GAAP和其他財務指標”部分。

(3)包括於2021年第二季度收購現有油砂租賃的5%淨附帶權益。

該公司的戰略重點是建立一個多元化的資產基礎，在各種產品之間實現平衡。為了促進高效運營，該公司將其活動集中在核心地區。該公司專注於維護其土地庫存，以實現對儲層類型和地質趨勢的持續開發，大大降低了整體勘探風險。通過擁有相關的基礎設施，該公司能夠最大限度地利用其生產設施，從而加強對生產成本的控制。

截至2022年9月30日的9個月的淨資本支出為41.54億美元，而截至2021年9月30日的9個月的淨資本支出為31.04億美元。根據公司的資本預算，截至2022年9月30日的9個月的淨資本支出包括基礎資本支出(1)31.06億美元和戰略增長資本支出(1)5.36億美元。在截至2022年9月30日的9個月中，該公司還完成了5.12億美元的戰略收購(1)。2022年第三季度的淨資本支出為12.49億美元，而2021年第三季度為10.11億美元，2022年第二季度為14.5億美元。

(1)項目是資本支出淨額的一個組成部分。有關淨資本支出的更多詳細信息，請參閲本MD&A的“非公認會計準則和其他財務指標”一節。

2022年基本建設預算

2022年1月11日，該公司公佈了2022年基本資本預算(1)，目標約為36.45億美元。預算還包括大約7億美元的增量戰略增長資本，目標是在公司的長壽命、低遞減、熱原地和油砂開採和升級資產中增加未來的生產和產能。2022年8月3日，2022年基本資本預算增加約2億美元至約38.45億美元，增量戰略增長資本增加約3.75億美元至約10.75億美元。

2022年資本預算構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多細節，請參考本MD&A的“諮詢”部分。

鑽探活動(1)(2)