加拿大自然資源有限公司

管理層的討論和分析

諮詢

關於前瞻性陳述的特別説明

本文件中與加拿大自然資源有限公司（以下簡稱 “公司”）相關的某些陳述或以引用方式納入此處的文件，構成適用證券立法所指的前瞻性陳述或信息（此處統稱為 “前瞻性陳述”）。前瞻性陳述可以用 “相信”、“預測”、“預期”、“計劃”、“估計”、“目標”、“繼續”、“可能”、“可能”、“可能”、“潛力”、“預測”、“將”、“目標”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“尋求” 等詞語來識別、“時間表”、“提議”、“願望” 或表明未來結果或關於前景的聲明的類似性質的表述。與預期的未來大宗商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產支出、資本支出、所得税支出以及本管理層對公司財務狀況和經營業績的討論與分析（“MD&A”）中提供的其他目標相關的披露構成前瞻性陳述。披露與現有和未來開發項目有關的計劃和預期結果，包括但不限於與公司在地平線油砂（“地平線”）、阿薩巴斯卡油砂項目（“AOSP”）、Primrose 熱油項目、鵜鶘湖水和聚合物防洪項目、柯比熱油砂項目、Jackfish 熱油砂項目和西北紅水瀝青有關的計劃升級和煉油廠；第三方建造新的管道容量或擴大現有的管道容量或其他方式公司可能依賴的瀝青、原油、天然氣、液化天然氣（“液化天然氣”）或合成原油（“SCO”）的運輸；技術和技術創新的開發和部署；公司完成增長項目並以負責任和可持續的長期增長的財務能力；以及Pathways Alliance（“Pathways”）計劃和活動的影響，政府還支持Pathways以及實現石油生產淨零排放的能力構成前瞻性陳述。這些前瞻性陳述以年度預算和多年預測為基礎，並在目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間跨度平衡的背景下，在全年進行審查和修訂。這些聲明不能保證未來的業績，存在某些風險。讀者不應過分依賴這些前瞻性陳述，因為無法保證它們所依據的計劃、舉措或預期會發生。此外，與 “儲備” 相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，即所描述的儲備金將來可以盈利。在估算已探明和探明的數量以及可能的原油、天然氣和液化天然氣儲量以及預測未來的生產率和開發支出時機方面，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。

前瞻性陳述基於當前對公司和公司運營所在行業的預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅代表截至此類陳述發表之日或包含這些陳述的報告或文件發佈之日較早者，並存在已知和未知的風險和不確定性，這些風險和不確定性可能導致公司的實際業績、業績或成就與此類陳述所表達或暗示的任何未來業績、業績或成就存在重大差異前瞻性聲明。除其他外，此類風險和不確定性包括：總體經濟和商業狀況（包括石油輸出國組織+（“歐佩克+”）行動所致、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、新型冠狀病毒（“COVID-19”）疫情的持續影響、通貨膨脹加劇以及全球衰退導致經濟活動減少的風險等），該公司的需求和供應以及市場價格產品、公司運營所需資源的可用性和成本；原油、天然氣和液化天然氣價格的波動性和假設；貨幣和利率的波動；公司當前目標所依據的假設；公司開展業務的國家和地區的經濟狀況；政治不確定性，包括恐怖分子、叛亂團體的行動或包括國家間衝突在內的其他衝突；公司預防網絡危機並從中恢復的能力攻擊和其他網絡相關犯罪；行業能力；公司實施業務戰略，包括勘探和開發活動的能力；公司實施戰略和利用技術實現氣候變化舉措和排放目標的能力；競爭的影響；公司的訴訟辯護；地震、鑽探和其他設備的可用性和成本；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充足運輸的能力其產品；公司瀝青產品的開採、開採或升級出現意想不到的中斷或延遲；勘探或開發項目或資本支出的計劃可能出現延誤或變化；公司吸引建造、維護和運營其熱能和油砂開採項目所需的必要勞動力的能力；原油和天然氣的勘探、生產和銷售以及開採、開採或升級中固有的運營風險和其他困難公司的瀝青產品；融資的可得性和成本；公司及其子公司成功開展勘探和開發活動及其替代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司達到目標生產水平的能力；整合被收購公司和資產業務和運營的時機和成功情況；生產水平；儲量估算和目前未被歸類為已證實的原油、天然氣和液化天然氣可開採量的估計不精確；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舉措對資本支出和生產支出的影響）；資產報廢義務；公司流動性是否足以支持其增長戰略並維持短期、中期和長期運營；公司資產負債表的實力；公司資本結構的靈活性；公司税收準備金的充足性；以及其他

影響收入和支出的情況。公司的業務過去和將來可能會受到政治事態發展以及國家、聯邦、省、州和地方法律法規的影響，例如生產限制、税收、特許權使用費和其他應付給政府或政府機構的金額的變化、價格或收款率控制以及環境保護法規。如果其中一項或多項風險或不確定性得以實現，或者如果公司的任何假設被證明不正確，則實際業績在重大方面可能與前瞻性陳述中預測的結果有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響都無法確定，因為這些因素取決於其他因素，公司的行動方針將取決於其在考慮當時可用的所有信息後對未來的評估。

提醒讀者，上述因素清單並不詳盡。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。儘管根據發佈此類前瞻性陳述之日獲得的信息，公司認為前瞻性陳述所傳達的預期是合理的，但無法保證未來的業績、活動水平和成就。這些警示性陳述對隨後歸因於公司或代表公司行事的人的所有前瞻性陳述，無論是書面還是口頭陳述，均明確進行了全面限定。除非適用法律的要求，否則如果情況或公司的估計或意見發生變化，公司沒有義務更新本MD&A中的前瞻性陳述，無論是由於新信息、未來事件還是其他因素，還是影響該信息的上述因素造成的。

關於非公認會計準則和其他財務指標的特別説明

本MD&A包括對非公認會計準則指標的提及，其中包括非公認會計準則和國家儀器52-112——非公認會計準則和其他財務指標披露（“NI 52-112”）中定義的其他財務指標。公司使用非公認會計準則指標來評估其財務業績、財務狀況或現金流。本MD&A中包含的公司非公認會計準則和其他財務指標的描述，以及與最直接可比的GAAP指標的對賬情況（如適用），載於本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

關於貨幣、財務信息和生產的特別説明

本MD&A應與公司截至2023年9月30日的三個月和九個月未經審計的中期合併財務報表（“財務報表”）以及公司截至2022年12月31日止年度的MD&A和經審計的合併財務報表一起閲讀。除非另有説明，否則所有美元金額均以百萬加元為單位。公司截至2023年9月30日的三個月和九個月的財務報表以及本次MD&A是根據國際會計準則理事會（“IASB”）發佈的國際財務報告準則（“IFRS”）編制的。

在本次MD&A中，產量和單位統計數據以 “未計特許權使用費” 或 “公司總收入” 為基礎列報，已實現價格扣除混合和原料成本，不包括風險管理活動的影響。此外，還以稱為桶油當量（“BOE”）的通用單位提到了原油和天然氣。英國央行是通過將六千立方英尺（“Mcf”）的天然氣轉換為一桶（“bbl”）（6 Mcf：1 bbl）來得出的。這種轉換可能會產生誤導，特別是如果單獨使用，因為 6 Mcf: 1 bbl 的比率基於主要適用於燃燒器尖端的能量等效轉換方法，並不代表井口的價值等價物。在比較使用當前原油價格與天然氣價格的價值比率時，6 Mcf:1 bbl 的轉換比率作為價值指標可能會產生誤導。此外，就本MD&A而言，原油被定義為包括以下大宗商品：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SCO。以 “扣除特許權使用費” 或 “公司淨額” 為基礎的生產也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及公司截至2023年9月30日的三個月和九個月中與2022年同期和2023年第二季度的財務業績。隨附的表格構成本次併購的組成部分。與公司有關的更多信息，包括截至2022年12月31日止年度的年度信息表，可在SEDAR+（www.sedarplus.ca）和EDGAR上查閲，網址為www.sec.gov。公司網站上的信息不構成本MD&A的一部分，也未以引用方式納入本MD&A。本MD&A的日期為2023年11月1日。

財務要聞

(1) 與產品銷售有關的更多細節在財務報表附註17中披露。

(2) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 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2023年9月30日的九個月中，淨收益為56.06億美元，而截至2022年9月30日的九個月淨收益為94.17億美元。截至2023年9月30日的九個月中，淨收益包括扣除税後的3.81億美元的非營業虧損，而截至2022年9月30日的九個月中，非營業虧損為12.52億美元，這些虧損與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、交叉貨幣互換結算時已實現的外匯、投資收益和省級井地修復計劃下的政府補助收入有關。不包括這些項目，截至2023年9月30日的九個月中，調整後的淨運營收益為59.87億美元，而截至2022年9月30日的九個月中，調整後的淨運營收益為106.69億美元。

2023年第三季度的淨收益為23.44億美元，而2022年第三季度的淨收益為28.14億美元，2023年第二季度的淨收益為14.63億美元。2023年第三季度的淨收益包括扣除税款後的5.06億美元的營業外虧損，而2022年第三季度的營業外虧損為6.79億美元，2023年第二季度的營業外收入為2.07億美元，這些收入與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、投資收益和省級井地修復計劃下的政府補助收入的影響有關。不包括這些項目，2023年第三季度調整後的運營淨收益為28.5億美元，而2022年第三季度為34.93億美元，2023年第二季度為12.56億美元。

截至2023年9月30日的九個月中，淨收益和調整後的淨經營收益比截至2022年9月30日的九個月有所下降，這主要反映了：

▪ 降低北美板塊的已實現原油和液化天然氣價格 (1)；

▪ 降低上合組織在油砂開採和升級領域的已實現銷售定價 (1)；以及

▪ 降低勘探和生產領域的已實現天然氣定價；

部分抵消了：

▪ 北美細分市場的原油和液化天然氣銷量增加；以及

▪ 上海合作組織在油砂開採和升級領域的銷量增加。

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

2023年第三季度的淨收益和調整後的淨運營收益比2022年第三季度下降主要反映了：

▪ 降低了北美細分市場的已實現天然氣價格；以及

▪ 降低上合組織在油砂開採和升級領域的已實現銷售定價；

部分抵消了：

▪ 北美細分市場的原油和液化天然氣銷量和淨回值增加。

2023年第三季度淨收益和調整後的運營淨收益比2023年第二季度增長主要反映了：

▪ 上合組織在油砂開採和升級領域的銷量增加，並實現了上海合作組織在油砂開採和升級領域的銷售定價；

▪ 北美細分市場的原油和液化天然氣銷量和淨回值增加；以及

▪ 北美細分市場的天然氣銷量增加和已實現的天然氣定價。

股票薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動和投資收益的影響也促成了淨收益的變動。本MD&A的相關章節詳細討論了這些項目。

來自經營活動的現金流和調整後的資金流

截至2023年9月30日的九個月中，來自經營活動的現金流為75.38億美元，而截至2022年9月30日的九個月中，來自經營活動的現金流為148.47億美元。2023年第三季度來自經營活動的現金流為34.98億美元，而2022年第三季度為60.98億美元，2023年第二季度為27.45億美元。同期經營活動產生的現金流波動主要是由於先前指出的與調整後的淨運營收益波動相關的因素，以及非現金營運資金淨變化的影響。

截至2023年9月30日的九個月中，調整後的資金流為108.55億美元，而截至2022年9月30日的九個月中，調整後的資金流為156.15億美元。2023年第三季度的調整後資金流為46.84億美元，而2022年第三季度為52.08億美元，2023年第二季度為27.42億美元。同期調整後資金流的波動主要是上述與經營活動現金流波動相關的因素造成的，其中不包括非現金營運資金淨變動、放棄支出、省級油井修復計劃下的政府補助金收入以及包括股份獎勵計劃未攤銷成本在內的其他長期資產變動的影響。

產量

2023年第三季度未計特許權使用費的原油和液化天然氣產量為1,035,153桶/日，較2022年第三季度的983,678桶/日增長了5％，較2023年第二季度的846,909桶/日增長了22％。2023年第三季度創紀錄的未計特許權使用費的天然氣產量為2,151百萬立方英尺/日，與2022年第三季度的2,132百萬立方英尺/日相當，較2023年第二季度的2,085百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第三季度不計特許權使用費的總產量為1,393,614英鎊英國央行/日，較2022年第三季度的1,338,940歐元增長了4％，較2023年第二季度的1,194,326歐元增長了17％。本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣的產量。

產品價格

在公司的勘探和生產領域，2023年第三季度的已實現原油和液化天然氣平均價格為每桶87.83美元，較2022年第三季度的每桶84.91美元上漲3％，較2023年第二季度的每桶72.06美元上漲22％。已實現的天然氣價格從2022年第三季度的每立方英尺6.57美元下降了57％，至2023年第三季度的平均每立方英尺2.81美元，從2023年第二季度的每立方英尺2.53美元上漲了11％。在油砂開採和升級領域，該公司的已實現上海合作組織銷售價格從2022年第三季度的每桶120.91美元下降了10％，至2023年第三季度的平均每桶108.55美元，較2023年第二季度的每桶95.08美元上漲了14％。該公司的已實現定價反映了現行的基準定價。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、液化天然氣和天然氣價格。

製作費用

在公司的勘探和生產領域，2023年第三季度的原油和液化天然氣生產支出（1）平均為每桶14.40美元，較2022年第三季度的每桶16.86美元下降了15％，較2023年第二季度的每桶18.38美元下降了22％。2023年第三季度的天然氣生產支出（1）平均為每立方英尺1.25美元，較2022年第三季度的每立方英尺1.16美元增長8％，較2023年第二季度的每立方英尺1.37美元下降9％。在油砂開採和升級領域，2023年第三季度的生產支出（1）平均為每桶22.12美元，與2022年第三季度的每桶22.35美元相當，較2023年第二季度的每桶31.28美元下降了29％。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、液化天然氣和天然氣生產費用。

季度財務業績摘要

以下是公司最近完成的八個季度的季度財務業績摘要：

(1) 與截至2023年9月30日和2022年9月30日的三個月產品銷售有關的更多細節在財務報表附註17中披露。

在最近完成的八個季度中，季度淨收益的波動主要是由於：

▪ 原油定價 — 全球供需波動，包括歐佩克+的原油產量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 COVID-19 和政府對 COVID-19 的應對措施的影響，以及俄羅斯入侵烏克蘭對全球基準定價的影響；北美頁巖油產量的影響；加拿大西部精選（“WCS”）與西德克薩斯中質原油參考值的重大差異的影響位於俄克拉荷馬州庫欣（“WTI”）北美；以及國際板塊中WTI和過期布倫特原油（“布倫特原油”）基準定價之間的差異的影響。

▪ 天然氣定價 — 天然氣需求和庫存儲存水平波動、第三方管道維護和中斷的影響、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。

(1) 計算方法為各自的生產費用除以相應的銷售量。

▪ 原油和液化天然氣銷售量——柯比和傑克菲什熱油砂項目的產量波動、Primrose熱油項目的週期性質導致的產量波動、公司在北美和國際板塊的鑽探計劃的波動、自然下降率、油砂開採和升級板塊週轉和進站的影響，以及北美板塊的野火和第三方管道中斷的影響。銷量還反映了國際細分市場起重和維護活動時間安排造成的波動。

▪ 天然氣銷量——由於公司在北美和國際板塊的鑽探計劃、自然下降率、收購的影響和時機以及北美板塊的野火和第三方管道中斷而導致的產量波動。

▪ 生產費用——波動主要歸因於服務需求和成本、產品組合和產量波動、季節性條件、碳税和能源成本增加、通貨膨脹成本壓力、所有細分市場的成本優化、油砂開採和升級板塊收購、週轉和進站的影響和時機，以及國際細分市場的維護活動。

▪ 損耗、折舊和攤銷費用——銷售量變化引起的波動，包括收購和處置的影響和時機、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、開發公司探明未開發儲量的估計未來成本、損耗率較高導致的國際銷售量波動、油砂開採和升級板塊週轉和進站的影響以及可回收性收費與2022年12月31日取消北海尼尼安油田保護區預訂有關。

▪ 基於股份的薪酬 — 因衡量公司基於股份的薪酬負債的公允市場價值而產生的波動。

▪ 風險管理 — 由於確認按市值計價的收益和虧損以及隨後對公司風險管理活動進行結算而產生的波動。

▪ 利息支出——由於長期債務水平變化而產生的波動，以及基準利率變動對未償浮動利率長期債務和應計利息對石油收入税（“PRT”）遞延回收的影響。

▪ 外匯 — 加元兑美元的波動，影響公司原油和天然氣銷售的已實現價格，因為銷售價格主要基於以美元計價的基準。以美元計價的債務也記錄了已實現和未實現的外匯損益，但任何未償還的交叉貨幣掉期套期保值的影響部分抵消了這些損益。

▪（收益）投資虧損 — 由於投資PrairieSky Royalty Ltd.股票所致（收益）虧損而產生的波動。

商業環境

風險和不確定性

繼歐佩克+決定將減產延長至2024年之後，全球基準原油價格在2023年第三季度上漲。全球原油市場繼續受到地緣政治緊張局勢加劇的影響，這導致了基準原油價格的價格波動。此外，儘管通貨膨脹壓力正在緩解，但除了大宗商品價格和利率的波動高於正常水平外，該公司的運營和資本支出已經並將繼續面臨通貨膨脹壓力。

流動性

截至2023年9月30日，該公司的未提取循環銀行信貸額度為54.5億美元。包括現金和現金等價物以及短期投資在內，該公司擁有約61.4億美元的流動性 (1)。該公司還擁有某些其他支持信用證的專用信貸額度。

公司仍然致力於維持強勁的資產負債表、充足的可用流動性和靈活的資本結構。有關更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “流動性和資本資源” 部分。

(1) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

基準大宗商品價格

基本上，該公司的所有產品都是根據美元基準定價出售的。具體而言，原油是根據WTI和布倫特原油指數銷售的。加拿大天然氣定價主要基於AECO參考定價，該參考定價源自紐約商品交易所的參考價格，並根據其基準或地點與亨利樞紐交貨點的差異進行了調整。該公司的已實現價格直接受到外匯匯率波動的影響，其產品收入繼續受到加元波動的影響，因為該公司銷售原油和天然氣時獲得的加元銷售價格基於以美元計價的基準。

北美板塊的原油銷售合同通常基於WTI基準定價。在截至2023年9月30日的九個月中，WTI平均每桶77.37美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶98.14美元下降了21％。WTI2023年第三季度的平均價格為每桶82.18美元，較2022年第三季度的每桶91.64美元下降了10％，較2023年第二季度的每桶73.75美元增長了11％。

公司國際板塊的原油銷售合同通常基於布倫特原油定價，布倫特原油代表國際市場和全球整體供需。在截至2023年9月30日的九個月中，布倫特原油平均價格為每桶82.11美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶103.73美元下降了21％。2023年第三季度，布倫特原油平均價格為每桶86.68美元，較2022年第三季度的每桶99.34美元下降了13％，較2023年第二季度的每桶78.37美元上漲了11％。

截至2023年9月30日的三個月和九個月中，WTI和布倫特原油的價格較2022年同期有所下降，這主要反映了人們對持續通貨膨脹以及由此產生的利率上升導致全球原油需求減少的擔憂。2023年第三季度WTI和布倫特原油價格較2023年第二季度有所上漲，這主要反映了歐佩克+決定將減產延長至2024年。

在截至2023年9月30日的九個月中，WCS重型差價平均為每桶17.51美元，而截至2022年9月30日的九個月中，平均每桶為15.78美元。2023年第三季度的WCS重差價平均為每桶12.86美元，而2022年第三季度為每桶19.87美元，2023年第二季度為每桶15.07美元。截至2023年9月30日的九個月中，WCS重質差異較2022年同期有所擴大，這主要反映了全球含硫原油價格疲軟，部分原因是市場上有折扣的俄羅斯原油供應，以及美國戰略石油儲備的含硫原油釋放延續到2023年上半年。2023年第三季度的WCS重質油差距較2022年第三季度有所縮小，這主要反映了2023年美國墨西哥灣沿岸重油定價的走強，以及2022年發佈後美國戰略石油儲備的供應減少。2023年第三季度的WCS重差價較2023年第二季度有所縮小，這主要反映了歐佩克+減產導致全球含硫原油價格走強。

在截至2023年9月30日的九個月中，上海合作組織的平均價格為每桶79.97美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶102.66美元下降了22％。2023年第三季度，上海合作組織的平均價格為每桶84.99美元，較2022年第三季度的每桶100.51美元下降了15％，較2023年第二季度的每桶76.67美元上漲了11％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，上海合作組織定價與同期相比的變化主要反映了WTI基準定價的變動。

截至2023年9月30日的九個月，紐約商品交易所天然氣平均價格為每百萬英熱單位2.69美元，較截至2022年9月30日的九個月的每百萬英熱單位6.77美元下降了60％。2023年第三季度，紐約商品交易所天然氣平均價格為每百萬英熱單位2.55美元，較2022年第三季度的每百萬英熱單位8.18美元下降69％，較2023年第二季度的每百萬英熱單位2.10美元上漲21％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，紐約商品交易所天然氣價格較2022年同期有所下降，這主要反映了2023年温和的冬季天氣以及北美產量的增加導致的儲量減少。此外，在供應充足的情況下，全球液化天然氣價格下跌給紐約商品交易所基準價格帶來了下行壓力。紐約商品交易所2023年第三季度天然氣價格較2023年第二季度有所上漲，這主要反映了美國主要消費地區創紀錄的氣温，顯著增加了需求。

在截至2023年9月30日的九個月中，AECO天然氣平均價格為每吉焦耳2.86美元，較截至2022年9月30日的九個月的每吉焦耳5.27美元下降了46％。AECO天然氣價格在2023年第三季度平均為每吉焦耳2.26美元，較2022年第三季度的每吉焦耳5.51美元下降了59％，與2023年第二季度的每吉焦耳2.22美元相當。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，AECO天然氣價格較2022年同期有所下降，這主要反映了紐約商品交易所的基準定價，以及加拿大西部沉積盆地產量的提高。

每日產量，不含特許權使用費

(1) 扣除特許權使用費之前的上海合作組織產量不包括作為柴油在內部消費的上海合作組織。

(2) 在使用的所有實例中，“國際” 包括北海和近海非洲勘探和生產部分。

(3) 天然氣產量近似銷售量。

(4) 扣除混合和原料成本，不包括風險管理活動。

(5) 不包括中游和煉油收入。

每日產量，扣除特許權使用費

該公司的業務方針是維持其生產的每種大宗商品的大型項目庫存和生產多樣化，即輕質和中質原油和液化天然氣、初級重質原油、鵜鶘湖重質原油、瀝青（熱油）、SCO和天然氣。

截至2023年9月30日的九個月中，未計特許權使用費的原油和液化天然氣平均產量為948,587桶/日，與截至2022年9月30日的九個月中930,079桶/日相當。2023年第三季度的原油和液化天然氣平均產量為1,035,153桶/日，較2022年第三季度的983,678桶/日增長5％，較2023年第二季度的846,909桶/日增長22％。2023年第三季度的原油和液化天然氣產量較2022年第三季度有所增加，這主要反映了Primrose和Kirby增加墊層導致的熱油產量增加。2023年第三季度原油和液化天然氣產量較2023年第二季度有所增加，這主要反映了Horizon和非運營的Scotford Upgrader（“Scotford”）的計劃週轉活動已於2023年第二季度完成，以及強勁的熱油產量。

截至2023年9月30日的九個月中，不計特許權使用費的天然氣產量為2,125百萬立方英尺/日，與截至2022年9月30日的九個月中的2,081百萬立方英尺/日相當。2023年第三季度創紀錄的天然氣平均產量為2,151百萬立方英尺/日，與2022年第三季度的2,132百萬立方英尺/日相當，較2023年第二季度的2085萬立方英尺/日增長了3％。2023年第三季度的天然氣產量較2023年第二季度有所增加，主要反映了野火影響的減少，2023年第二季度第三方管道中斷後的產量恢復，以及鑽探活動， 部分被自然氣田的減少所抵消。

由於加拿大西部第二和第三季度的野火、上半年的第三方管道中斷以及此前於2023年1月宣佈的Horizon計劃外停電，該公司2023年的產量目標為133萬英國央行/日至137.4萬英鎊/日。

北美——勘探和生產

截至2023年9月30日的九個月中，北美原油和液化天然氣在特許權使用費前的平均產量為487,512桶/日，與截至2022年9月30日的九個月中為477,751桶/日相當。2023年第三季度創紀錄的北美原油和液化天然氣產量為519,581桶/日，較2022年第三季度的471,632桶/日增長了10％，較2023年第二季度的465,143桶/日增長了12％。2023年第三季度北美原油和液化天然氣產量較同期的增長主要反映了熱油產量和鑽探活動的增加，但部分被自然氣田的減少所抵消。與2023年第二季度相比的增長還反映了野火影響的減少，以及在2023年第二季度第三方管道中斷後的輸送量恢復。

該公司的現場熱能資產繼續保持特許權使用費前產量長期下降的低水平，2023年第三季度的平均產量為287,085桶/日，較2022年第三季度的243,393桶/日增長18％，較2023年第二季度的238,941桶/日增長20％。2023年第三季度的現場熱產量較同期有所增加，這主要反映了Primrose和Kirby的墊片增加，但部分被自然氣田的下降所抵消。

鵜鶘湖重質原油2023年第三季度的特許權使用費前平均產量為46,897桶/日，較2022年第三季度的50,051桶/日下降6％，與2023年第二季度的47,151桶/日相當，這表明鵜鶘湖的產量長期以來一直處於低水平。

截至2023年9月30日的九個月中，未計特許權使用費的天然氣平均產量為2,113百萬立方英尺/日，與截至2022年9月30日的九個月的2,065百萬立方英尺/日相當。2023年第三季度創紀錄的天然氣平均產量為2,139百萬立方英尺/日，與2022年第三季度的2,117百萬立方英尺/日相當，較2023年第二季度的2,072百萬立方英尺/日增長了3％。2023年第三季度的天然氣產量較2023年第二季度有所增加，主要反映了野火影響的減少，2023年第二季度第三方管道中斷後的產量恢復，以及鑽探活動，但部分被自然氣田的減少所抵消。

北美 — 油砂開採和升級

截至2023年9月30日的九個月中，上海合作組織不計特許權使用費的產量為434,895桶/日，與截至2022年9月30日的九個月中的424,988桶/日相當。上海合作組織2023年第三季度的產量為490,853桶/日，與2022年第三季度的487,553桶/日相當，較2023年第二季度的355,246桶/日增長了38％。上海合作組織2023年第三季度的產量比2023年第二季度有所增加，這主要反映了計劃在2023年第二季度完成的Horizon和Scotford的週轉活動。

國際 — 勘探和生產

截至2023年9月30日的九個月中，扣除特許權使用費前的國際原油和液化天然氣平均產量為26,180桶/日，較截至2022年9月30日的九個月的27,340桶/日下降了4％。2023年第三季度國際原油和液化天然氣平均產量為24,719桶/日，與2022年第三季度的24,493桶/日相當，較2023年第二季度的26,520桶/日下降了7％，這主要反映了計劃維護活動的影響以及自然油田的減少。

國際原油庫存量

當產品控制權移交給客户並已交付時，公司確認其原油生產的收入。國際分部尚未確認各種儲存設施或浮式生產儲存組織中持有的原油量的收入，如下所示：

運營亮點——勘探和生產

(1) 有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

(2) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 按特許權使用費除以相應的銷售量計算。

(4) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。

(5) 按天然氣銷售量除以天然氣銷量計算。

(6) 按天然氣運輸費用除以天然氣銷量計算。

已實現產品價格——勘探和生產

(1) 有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

(2) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(3) 按原油和液化天然氣銷售量和天然氣銷售量除以各自的銷售量計算。

北美

截至2023年9月30日的九個月，北美已實現的原油和液化天然氣價格從截至2022年9月30日的九個月的每桶96.11美元下跌25％，至平均每桶71.90美元。北美已實現的原油和液化天然氣價格從2022年第三季度的每桶83.62美元上漲4％，至2023年第三季度的平均每桶86.77美元，從2023年第二季度的每桶69.44美元上漲25％。截至2023年9月30日的九個月中，與2022年同期相比有所下降，這主要是由於WTI基準價格下跌以及WCS重差幅擴大。北美2023年第三季度的已實現原油和液化天然氣價格較2022年同期有所上漲，這主要反映了WCS差異的縮小，但被WTI基準價格的下跌部分抵消。2023年第三季度與2023年第二季度相比的增長主要反映了WTI基準價格的上漲，以及WCS重差幅的縮小。該公司繼續專注於其原油調和營銷策略，並在2023年第三季度向WCS供應了約21萬桶/日的重質原油混合物。

截至2023年9月30日的九個月，北美已實現的天然氣價格從截至2022年9月30日的九個月的每立方英尺6.56美元下跌了52％，至平均每立方英尺3.15美元。北美已實現天然氣價格從2022年第三季度的每立方英尺6.51美元下降了58％，至2023年第三季度的平均每立方英尺2.76美元，從2023年第二季度的每立方英尺2.47美元上漲了12％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，北美已實現的天然氣價格比2022年同期有所下降，這主要反映了AECO基準和出口價格的下降。2023年第三季度與2023年第二季度相比的增長主要反映了紐約商品交易所對公司對美國出口的定價上漲。

按產品類型劃分的北美勘探與生產部門獲得的價格比較如下：

(1) 按單位計算的金額基於相應產品類型的銷售量。

國際

截至2023年9月30日的九個月中，國際已實現原油和液化天然氣價格從截至2022年9月30日的九個月的每桶132.96美元下跌21％，至平均每桶105.20美元。國際已實現原油和液化天然氣價格從2022年第三季度的每桶120.09美元下降了5％，至2023年第三季度的平均每桶113.59美元，並從2023年第二季度的每桶103.64美元上漲了10％。在任何特定時期內，每桶已實現的原油和液化天然氣價格取決於各種銷售合同的條款、每個油田提貨的頻率和時間以及提貨時的現行原油價格和外匯匯率。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，同期已實現原油和液化天然氣價格的波動反映了提貨時布倫特原油的普遍基準價格，以及加元變動的影響。

特許權使用費——勘探和生產

(1) 按特許權使用費除以相應的銷售量計算。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

截至2023年9月30日的三個月和九個月以及同期的北美原油和液化天然氣特許權使用費反映了基準大宗商品價格的變動、WCS重型差額的波動以及浮動特許權使用費率的影響。

在截至2023年9月30日的九個月中，原油和液化天然氣特許權使用費 (1) 平均約佔產品銷售額的19％，而在截至2022年9月30日的九個月中，這一比例為22％。2023年第三季度，原油和液化天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的21％，而2022年第三季度為24％，2023年第二季度為17％。

(1) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

截至2023年9月30日的三個月和九個月中，特許權使用費率與2022年同期相比有所下降，這主要是由於基準價格下跌以及WCS Heavy Differsity的波動。與2023年第二季度相比，2023年第三季度的特許權使用費率上漲主要反映了基準定價的上漲和WCS重差幅的縮小。

在截至2023年9月30日的九個月中，天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的5％，而截至2022年9月30日的九個月中，該比例為產品銷售額的10％。2023年第三季度的天然氣特許權使用費平均約佔產品銷售額的3％，而2022年第三季度為9％，2023年第二季度為3％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，特許權使用費比2022年同期有所下降，這主要是由於基準價格下跌。

近海非洲

根據各種生產分成合同的條款，特許權使用費率根據已實現的商品定價、資本支出和生產支出、支付狀況以及每個油田提貨的時間而波動。

在截至2023年9月30日的九個月中，特許權使用費佔產品銷售額的百分比平均約為9％，而在截至2022年9月30日的九個月中，特許權使用費佔產品銷售額的百分比為8％。2023年第三季度，特許權使用費佔產品銷售額的百分比平均約為7％，而2022年第三季度佔產品銷售額的比例為12％，2023年第二季度為10％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了提貨的時間和各個領域的支付狀況。

生產費用——勘探和生產

(1) 計算方法為生產費用除以相應的銷售量。有關原油和液化天然氣以及英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷量，請參閲本MD&A的 “扣除特許權使用費前的每日產量” 部分。

北美

截至2023年9月30日的九個月中，北美原油和液化天然氣的生產支出平均為每桶15.16美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶16.06美元下降了6％。2023年第三季度的北美原油和液化天然氣生產支出為每桶13.21美元，較2022年第三季度的每桶15.98美元下降了17％，較2023年第二季度的每桶15.64美元下降了16％。截至2023年9月30日的九個月中，每桶原油和液化天然氣的生產支出比2022年同期有所下降，這主要反映了天然氣燃料成本的降低，但服務成本的上漲部分抵消了這一點。2023年第三季度每桶原油和液化天然氣的生產支出比同期有所下降，這主要反映了2023年第三季度產量的增加，以及能源成本的降低。

在截至2023年9月30日的九個月中，北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.33美元，較截至2022年9月30日的九個月的每立方英尺1.18美元增長了13％。2023年第三季度的北美天然氣生產支出平均為每立方英尺1.22美元，較2022年第三季度的每立方英尺1.13美元增長8％，較2023年第二季度的每立方英尺1.35美元下降10％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，每立方英尺的天然氣生產支出比2022年同期有所增加，這主要反映了服務成本的增加。2023年第三季度每立方英尺的天然氣生產支出比2023年第二季度有所下降，這主要反映了產量增加的影響。

國際

截至2023年9月30日的九個月中，國際原油和液化天然氣的生產支出平均為每桶44.94美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶42.49美元增長6％。2023年第三季度國際原油和液化天然氣的生產支出為每桶44.16美元，較2022年第三季度的每桶40.86美元增長了8％，較2023年第二季度的每桶51.50美元下降了14％。每桶原油和液化天然氣生產費用的波動主要反映了不同成本結構的不同油田提貨的時機、維護活動的時間、產量減少以及外匯的影響。

損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

(1) 計算方法為損耗、折舊和攤銷除以銷售量。有關銷售量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

截至2023年9月30日的九個月中，每個英國央行的損耗、折舊和攤銷費用為12.21美元，與截至2022年9月30日的九個月中每股英國央行12.34美元相當。2023年第三季度的損耗、折舊和攤銷費用為每英國央行12.22美元，相當於2022年第三季度的每個英國央行12.48美元，2023年第二季度的每個英國央行12.26美元。

資產報廢義務增值——勘探和生產

(1) 按資產報廢義務增量除以銷售量計算。有關銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。按絕對值和每英國央行計算的資產報廢債務增值支出也反映了北海和非洲近海每個油田提貨時間的影響。

截至2023年9月30日的九個月中，每個英國央行0.91美元的資產報廢義務增值支出從截至2022年9月30日的九個月中每股0.64美元增長了42％。2023年第三季度的資產報廢義務增值支出為每英國央行0.87美元，較2022年第三季度的每股0.80美元增長9％，較2023年第二季度的每股0.93美元下降6％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，英國央行的資產報廢義務增值支出較2022年同期有所增加，這主要反映了2022年對資產報廢義務進行的成本估算和貼現率修正的影響，但2023年銷售量的增加部分抵消了這一影響。英國央行2023年第三季度的資產報廢義務增值支出比2023年第二季度有所減少，這反映了銷售量的增加。

運營亮點——油砂開採和升級

該公司利用其在Horizon和AOSP基地的技術專長，繼續專注於安全、可靠和高效的運營。繼計劃於2023年第二季度完成的週轉活動之後，上海合作組織在2023年第三季度的平均產量為490,853桶/日。

該公司在2023年第三季度的生產支出為10.03億美元，與2022年第三季度的10.05億美元和2023年第二季度的9.97億美元相當，這反映出公司繼續關注整個資產基礎的成本控制和效率。

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) 非公認會計準則比率。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(2) 按瀝青方法價格的季度平均值計算。

(3) 按特許權使用費除以銷售量計算。

截至2023年9月30日的九個月中，上海合作組織的已實現銷售價格平均為每桶100.57美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶122.45美元下降了18％。2023年第三季度的上海合作組織已實現銷售價格平均為每桶108.55美元，較2022年第三季度的每桶120.91美元下降了10％，較2023年第二季度的每桶95.08美元上漲了14％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，上海合作組織的已實現銷售價格與2022年同期相比有所下降，這主要反映了WTI基準價格的下降。2023年第三季度上海合作組織已實現銷售價格較2023年第二季度有所上漲，這主要反映了WTI基準定價的上漲。

截至2023年9月30日的九個月中，每桶瀝青特許權使用費比2022年同期有所下降，這主要反映了現行瀝青價格下跌的影響。2023年第三季度與2023年第二季度相比的增長主要反映了當前瀝青價格的上漲以及浮動特許權使用費的影響。

截至2023年9月30日的九個月中，運輸費用平均為每桶1.91美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶1.69美元增長了13％。2023年第三季度的運輸費用平均為每桶2.18美元，較2022年第三季度的每桶1.55美元增長了41％，較2023年第二季度的每桶2.03美元增長了7％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，每桶運輸費用較2022年同期有所增加，這主要反映了2023年美國墨西哥灣沿岸的銷售額增加。2023年第三季度與2023年第二季度相比的增長主要反映了對美國墨西哥灣沿岸的銷售增加，但總銷量的增加部分抵消了增長。

生產費用——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支出進行了對賬。

(1) 按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷量。

(2) 按天然氣成本除以銷售量計算。

(3) 按生產費用除以銷售量計算。

截至2023年9月30日的九個月中，生產費用為每桶25.61美元，與截至2022年9月30日的九個月每桶26.24美元相當。2023年第三季度的生產支出平均為每桶22.12美元，與2022年第三季度的每桶22.35美元相當，較2023年第二季度的每桶31.28美元下降了29％。2023年第三季度的每桶生產支出比2023年第二季度有所下降，這主要反映了計劃中的週轉活動在第二季度完成後產量的增加。

損耗、折舊和攤銷——油砂開採和升級

(1) 計算方法為損耗、折舊和攤銷除以銷售量。

截至2023年9月30日的九個月中，每桶12.27美元的損耗、折舊和攤銷費用從截至2022年9月30日的九個月的每桶11.50美元增長了7％。2023年第三季度的損耗、折舊和攤銷支出為每桶11.62美元，較2022年第三季度的每桶10.75美元增長了8％，較2023年第二季度的每桶13.88美元下降了16％。截至2023年9月30日的三個月和九個月中，按每桶計算，損耗、折舊和攤銷費用比2022年同期有所增加，這主要反映了資產增加的影響。2023年第三季度的每桶損耗、折舊和攤銷支出比2023年第二季度有所減少，這主要反映了第二季度計劃週轉活動完成後第三季度銷量增加的影響。

資產報廢義務增值——油砂開採和升級

(1) 按資產報廢義務增量除以銷售量計算。

資產報廢債務增值支出代表隨着時間的推移而增加的資產報廢債務賬面金額。

截至2023年9月30日的九個月中，資產報廢義務增值支出為每桶0.50美元，較截至2022年9月30日的九個月的每桶0.43美元增長了16％。2023年第三季度的資產報廢義務增值支出為每桶0.43美元，與2022年第三季度的每桶0.43美元相當，較2023年第二季度的每桶0.62美元下降了31％。截至2023年9月30日的九個月中，按每桶計算，資產報廢義務增值支出較2022年同期有所增加，這主要反映了2022年對資產報廢義務進行的成本估算和貼現率修正的影響，但2023年銷售量的增加部分抵消了這一影響。2023年第三季度按每桶計算的資產報廢義務增值支出比2023年第二季度有所減少，這主要反映了第二季度計劃週轉活動完成後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、位於Primrose的84兆瓦熱電聯產廠的50％營運權益以及該公司對西北紅水合夥企業（“NWRP”）的50％股權投資。

NWRP運營着一家5萬桶/日的瀝青改質廠和煉油廠，為公司加工約12,500桶/日（25％的收費人）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”）處理37,500桶/日（75％的過路費付款人）的瀝青原料。公司無條件地有義務在截至2058年的40年通行費內按比例支付每月收費服務費債務部分的25％。柴油和精煉產品以及相關的煉油費的銷售在中游和煉油領域獲得認可。2023年第三季度，超低硫柴油和其他成品油的平均產量為78,376英國央行/日（該公司為19,594份英國央行/日），（截至2023年6月30日的三個月——79,112英國央行/日；截至2022年9月30日的三個月——英國央行/日產量為8,063歐元/日；英國央行/日產量為8,063歐元），反映出 25% 的通行費支付者承諾。

截至2023年9月30日，該公司在NWRP的股權虧損和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.5億美元（2022年12月31日為5.51億美元）。在截至2023年9月30日的三個月中，公司收回的未確認股權損失份額為1,800萬美元（截至2023年9月30日的九個月——追回100萬美元的未確認股權損失；截至2022年9月30日的三個月——未確認的股權損失100萬美元；截至2022年9月30日的九個月——未確認的股權損失2,600萬美元）。

管理費用

(1) 按管理費用除以銷售量計算。

(2) 公司總銷售量。

截至2023年9月30日的九個月中，每個英國央行0.94美元的管理費用從截至2022年9月30日的九個月中每股0.88美元增長了7％。2023年第三季度的管理費用為每英國央行0.84美元，較2022年第三季度的每個英國央行0.76美元增長了11％，較2023年第二季度的每英國央行1.09美元下降了23％。在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，英國央行的管理費用比2022年同期有所增加，這主要是由於人事成本的增加。英國央行2023年第三季度的管理費用比2023年第二季度有所減少，這主要反映了企業成本的降低以及第三季度銷售量的增加，但管理費用回收的減少部分抵消了這一點。

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付款以換取交出的股票期權的權利。績效份額單位（“PSU”）計劃賦予公司的某些高管員工獲得現金補助的權利，現金補助金金額由員工個人績效和某些其他績效指標的滿足程度決定。

在截至2023年9月30日的九個月中，公司確認了4.34億美元的股票薪酬支出，這主要是對已發行股票期權的公允價值進行衡量，這些公允價值與前期授予的股票期權正常分級歸屬的影響、該期間行使或交出的既得股票期權的影響以及公司股價的變化有關。

利息和其他融資費用

(1) 項目是利息和其他融資費用的一部分。

(2) 相應期間未償還的流動和長期債務和租賃負債的平均值。

(3) 這是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提並論，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

(4) 計算方法為長期債務和租賃負債的平均利息支出除以長期債務和租賃負債的平均餘額。公司向財務報表用户提供其平均有效利率，以評估公司的平均債務借款成本。

(5) 按利息和其他融資費用除以銷售量計算。

(6) 公司總銷售量。

截至2023年9月30日的九個月中，英國央行每位英國央行的利息和其他融資支出為1.46美元，較截至2022年9月30日的九個月中每位英國央行的1.36美元增長了7％。英國央行2023年第三季度的利息和其他融資支出從2022年第三季度的每個英國央行1.23美元增長了19％，至1.46美元，從2023年第二季度的每英國央行1.63美元下降了10％。在截至2023年9月30日的三個月和九個月中，英國央行的利息和其他融資支出比2022年同期有所增加，這主要反映了更高的利率對浮動利率長期債務的影響。英國央行2023年第三季度的利息和其他融資支出較2023年第二季度有所減少，這主要反映了第三季度銷量的增加。

截至2023年9月30日的三個月和九個月中，該公司的平均有效利率比2022年同期有所上升，這主要是由於2023年持有的浮動利率長期債務的現行利率上升。

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、利率和外幣風險敞口。這些衍生金融工具不用於交易或投機目的。

(1) 大宗商品金融工具分別是在2021年第四季度和2020年第四季度收購Storm Resources Ltd.和Painted Pony Energy Ltd.時假設的。

在截至2023年9月30日的九個月中，已實現的風險管理淨虧損與天然氣金融工具的結算有關，部分被外幣合約的已實現收益所抵消。截至2023年9月30日的九個月，公司的風險管理活動未實現淨虧損為1,900萬美元（税後為300萬美元），其中包括2023年第三季度的未實現淨虧損300萬美元（税後200萬美元為100萬美元）（截至2023年6月30日的三個月——未實現收益400萬美元，税後200萬美元為200萬美元；截至2022年9月30日的三個月——未實現收益為200萬美元）4,800萬美元的已實現收益，税後收益為3,700萬美元，為1,100萬美元；截至2022年9月30日的九個月——未實現收益為43美元百萬美元，税後3,600萬美元（700萬美元）。

截至2023年9月30日，與未償還衍生金融工具相關的更多細節在財務報表附註15中披露。

外匯

(1) 報告的金額扣除交叉貨幣互換的套期保值效應。

截至2023年9月30日的九個月中，已實現的淨外匯收益主要是由於以美元或英鎊計價的營運資金項目結算時的外匯匯率波動。截至2023年9月30日的九個月中，未實現的淨外匯虧損主要與未償美元債務的折算有關。截至2023年9月30日，美元/加元匯率為0.7387美元（2023年6月30日——0.7554美元，2022年9月30日——0.7300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板塊。

(2) 計算方法為當期和遞延所得税總額除以税前收益。

(3) 包括PSU的淨税收影響、未實現的風險管理以及調整後淨運營收益中的放棄支出回收。

(4) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

(5) 這是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提並論，不應被視為財務報表中列報的最直接可比的財務指標（如適用）的替代指標或比這些指標更有意義，以此來衡量公司的業績。

(6) 計算方法為調整後淨收益的有效税除以税前調整後的淨經營收益。公司為財務報表用户提供了調整後的淨經營收益的有效税率，以評估公司對其核心業務活動的有效税率。

截至2023年9月30日的三個月和九個月及同期淨收益的有效税率包括非應税項目對北美和北海的影響，以及公司運營所在國家的司法管轄所得和税率差異對淨收益的影響。

截至2023年9月30日的三個月和九個月以及同期內，北海當前的企業所得税以及本期和遞延的PRT包括與公司北海平臺退役活動相關的放棄支出的結轉的影響。

公司在其運營所在的各個司法管轄區提交所得税申報表。適用的税務機關在正常程序中定期審查這些納税申報表。編制的納税申報表可能包括申報情況，這些申報情況可能會受到對適用税法和法規的不同解釋，這可能需要幾年時間才能解決。公司認為，這些問題的最終解決不會對公司報告的經營業績、財務狀況或流動性產生重大影響。

淨資本支出 (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，包括因用途變化而向庫存轉移的不動產、廠房和設備的非現金轉移。

(2) 非公認會計準則財務指標。請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

該公司的戰略側重於建立多元化的資產基礎，在各種產品之間保持平衡。為了促進高效運營，公司將其活動集中在核心領域。該公司專注於維持其土地庫存，以便能夠持續開發礦區類型和地質趨勢，從而大大降低整體勘探風險。通過擁有相關的基礎設施，公司能夠最大限度地利用其生產設施，從而加強對生產費用的控制。

截至2023年9月30日的九個月中，淨資本支出為42.94億美元，而截至2022年9月30日的九個月中，淨資本支出為41.54億美元。根據公司的資本預算，截至2023年9月30日的九個月的淨資本支出包括35.22億美元的基本資本支出（1）和7.44億美元的戰略增長資本支出（1）。

2023 年資本預算

2022年11月30日，公司宣佈其2023年基本資本預算（2），目標為約41.9億美元。該預算還包括約10.2億美元的增量戰略增長資本，其目標是在2023年之後增加公司勘探和生產領域的額外產量和產能增長，以及使用壽命長的低衰落原位熱能和油砂開採和升級資產。

2023年8月2日，油砂開採和升級以及北美勘探與生產的2023年資本預算與最初的預算相比共增加了2億美元。油砂開採和升級增加了約1.3億美元，這主要反映了第三方服務成本的增加以及與維護活動相關的範圍變化，以確保安全有效的運營。剩餘的大約7,000萬美元與北美的勘探和生產和熱能業務有關，這主要是非運營和修井活動的增加以及通貨膨脹壓力的結果。該公司2023年的目標總資本計劃增長了4％，達到約54億美元。

2023年資本預算構成前瞻性陳述。有關前瞻性陳述的更多詳細信息，請參閲本MD&A的 “諮詢” 部分。

鑽探活動 (1) (2)