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

本文件或此處以引用方式納入的文件中與加拿大自然資源有限公司（“公司”）相關的某些陳述構成適用證券立法所指的前瞻性陳述或信息（以下統稱為 “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”、“重點”、“繼續”、“可能”、“打算”、“可能”、“潛在”、“預測”、“應該”、“目標”、“預測”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力” 等詞語來識別, “尋求”, “日程安排”, “提議”, “願望” 或暗示未來結果或有關前景陳述的類似性質的表達.本管理層對公司財務狀況和經營業績的討論和分析（“MD&A”）中提供的與公司的戰略或戰略重點、資本預算、預期的未來大宗商品定價、預測或預期產量、特許權使用費、生產費用、資本支出、放棄支出、所得税支出和其他目標相關的披露，包括公司資產負債表的實力、公司流動性的來源和充足性以及靈活性該公司的資本結構，構成前瞻性陳述。披露與現有和未來開發相關的計劃和預期結果，包括但不限於以下方面的計劃：公司在地平線油砂（“Horizon”）、阿薩巴斯卡油砂項目（“AOSP”）、報春花熱油項目（“Primrose”）、鵜鶘湖水和聚合物洪水項目（“鵜鶘湖”）、柯比熱油砂項目（“Perimrose”）的資產（“Primrose”）Kirby”）、Jackfish 熱油砂項目（“Jackfish”）和西北紅水瀝青升級廠和煉油廠；第三方建造新的或擴建的公司可能依賴的瀝青、原油、天然氣、液化天然氣（“NGL”）或合成原油（“SCO”）的現有管道容量或其他運輸方式；某些資產的放棄和退役及其時機；技術和技術創新的開發和部署；公司完成增長項目和負責任和可持續增長的財務能力從長遠來看；税收解釋影響的實質性以及就公司業績提起的訴訟也構成前瞻性陳述。這些前瞻性陳述基於年度預算和多年期預測，並根據目標財務比率、項目回報、產品定價預期以及項目風險和時間範圍的平衡在全年進行必要的審查和修訂。這些陳述不能保證未來的表現，並且存在一定的風險。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” 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，即所描述的儲備金在未來可以盈利。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產量和開發支出時間方面，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。

前瞻性陳述基於當前對公司和公司經營所在行業的預期、估計和預測，這些預期、估計和預測僅代表此類陳述發表之日或載有這些陳述的報告或文件之日止，並且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或暗示的任何未來業績、業績或成就存在重大差異向前看聲明。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+”）的行動所致、中東武裝衝突的影響、俄羅斯入侵烏克蘭的影響、通貨膨脹加劇以及全球衰退導致經濟活動減少的風險），這些狀況可能影響公司產品的需求和供應以及市場價格等，以及所需資源的可用性和成本公司的運營；原油、天然氣和液化天然氣價格的波動和假設；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、叛亂團體的行動或其他衝突，包括國家間衝突；公司預防網絡攻擊、其他網絡相關犯罪和其他網絡相關事件並從中恢復的能力;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在預期時間表內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；公司完成資本計劃的能力；公司確保其產品充足運輸的能力；意外中斷或延誤在公司瀝青產品的開採、開採或升級方面；勘探或開發項目或資本支出計劃可能出現延誤或變化；公司吸引建造、維護和運營熱和油砂開採項目所需勞動力的能力；原油和天然氣勘探、生產和銷售以及公司瀝青產品開採、開採或升級所固有的運營風險和其他困難；和融資成本；公司在勘探和開發活動方面的成功及其替代和擴大原油和天然氣儲量的能力；公司達到其目標產量水平的能力；整合收購公司和資產業務和運營的時機和成功；產量水平；儲量估計不精確，對目前未歸類為已證原油、天然氣和液化天然氣的可開採量的估計；政府當局的行動；政府法規和遵守這些法規所需的支出（尤其是安全、競爭、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）；對適用的税收和競爭法律法規的解釋；資產報廢義務；公司流動性是否足以支持其增長戰略並在短期、中期和長期內維持運營；公司資產負債表的實力；公司資本結構的靈活性；公司税收準備的充足性；的影響公司參與的法律訴訟；以及其他影響收入和支出的情況。

該公司的運營已經並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款項的變化、價格或集資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的預測有所不同。任何一個因素對特定前瞻性陳述的影響都無法肯定地確定，因為這些因素取決於其他因素，而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。

請讀者注意，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。儘管公司認為，根據前瞻性陳述發表之日獲得的信息，前瞻性陳述所表達的預期是合理的，但無法對未來的業績、活動水平和成就做出任何保證。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，均由這些警示性陳述作了明確的完整限定。除非適用法律要求，否則如果情況或公司的估計或觀點發生變化，公司沒有義務更新本管理與分析中的前瞻性陳述，無論是由於新信息、未來事件或其他因素造成的，還是由於影響這些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National Instrument 52-112 — 非公認會計準則和其他財務指標披露（“NI 52-112”）中定義的非公認會計準則和其他財務指標。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（如適用）的對賬，見本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。

關於普通股拆分和比較數字的特別説明

在2024年5月2日舉行的公司年度和特別會議上，股東通過了一項特別決議，批准了二比一的普通股分割，對截至2024年6月3日收盤的登記股東生效。2024年6月10日，登記在冊的股東每持有一股普通股可額外獲得一股股份，普通股從2024年6月11日開始按拆分調整後的基礎上交易。兩次普通股拆分之前的普通股、每股普通股、股息和股票期權金額已更新，以反映普通股拆分。

關於《競爭法》修正案的特別説明（加拿大）

2024年6月20日，隨着C-59號法案的通過，《競爭法》（加拿大）修正案生效，該法案旨在實施秋季經濟聲明中影響企業環境和氣候披露的某些條款。由於這些修正案，企業就其為保護或恢復環境或減輕氣候變化的環境和生態原因或影響所做工作的好處所做的某些公開陳述可能違反《競爭法》的欺騙性營銷行為條款。這些修正案包括鉅額罰款，以及自2025年6月20日起生效的私人訴訟權，這將允許私人當事方根據欺騙性營銷行為條款尋求競爭法庭的命令。該立法解釋和執行方面的不確定性可能會使公司面臨更多的訴訟和財務處罰，其結果和影響可能難以評估或量化，並可能對公司的業務、聲譽、財務狀況和業績產生重大不利影響。

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2024年6月30日的三個月和六個月的未經審計的中期合併財務報表（“財務報表”）以及公司截至2023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2024年6月30日的三個月和六個月的財務報表以及本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MD&A中，產量和單位統計數據以 “特許權使用費前” 或 “公司總收入” 為基準，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，還提到了以稱為桶油當量（“BOE”）的常用單位表示的原油和天然氣。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”）的原油（6 Mcf：1 bbl）來得出的。這種轉換可能會產生誤導，特別是在單獨使用時，因為6 Mcf: 1 bbl的比率基於一種主要適用於燃燒器尖端的能量等效轉換方法，並不代表井口的等效值。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的換算率作為價值指標可能會產生誤導性。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” 為基礎的產量也僅供參考。

以下討論和分析主要涉及公司截至2024年6月30日的三個月和六個月與2023年同期和2024年第一季度相比的財務業績。隨附表格是本管理層與分析報告不可分割的一部分。與公司有關的其他信息，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上查閲，網址為www.sedarplus.ca。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2024年7月31日。

財務摘要 (1)

(1) 與產品銷售有關的更多細節在財務報表附註18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。

(4) 非公認會計準則財務指標。該衡量標準的構成已於2023年第四季度更新，並已對所有報告期進行了更新。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2024年6月30日的六個月淨收益為27.02億美元，而截至2023年6月30日的六個月的淨收益為32.62億美元。截至2024年6月30日的六個月的淨收益包括扣除税款後的非營業虧損6.64億美元，而截至2023年6月30日的六個月中，非營業收入為1.25億美元，涉及基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、償還美元債務證券的已實現外匯、投資收益以及與退出第11B/120區塊通知相關的可收回費用在南非。不包括這些項目，截至2024年6月30日的六個月調整後的運營淨收益為33.66億美元，而截至2023年6月30日的六個月為31.37億美元。

2024年第二季度的淨收益為17.15億美元，而2023年第二季度為14.63億美元，2024年第一季度為9.87億美元。2024年第二季度的淨收益包括扣除税後的非營業虧損1.77億美元，而2023年第二季度的營業外收入為2.07億美元，2024年第一季度的非營業虧損為4.87億美元，這些損失與基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯匯率波動、已實現外匯對償還美元債務證券的影響、投資損失（收益）和可收回費用有關與撤出11B/120區塊的通知有關南非。不包括這些項目，2024年第二季度調整後的運營淨收益為18.92億美元，而2023年第二季度為12.56億美元，2024年第一季度為14.74億美元。

(1) 普通股、每股普通股、股息和股票期權金額已更新，以反映兩者對一普通股的拆分。更多細節將在本管理層和評估的諮詢部分以及財務報表的附註1中披露。

截至2024年6月30日的三個月和六個月淨收益和調整後的運營淨收益與截至2023年6月30日的三個月和六個月的變動主要反映了：

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣銷量和淨回報增加（1）；以及

▪ 提高油砂開採和升級領域的已實現SCO定價（1）和銷售量；

部分抵消了：

▪ 降低北美勘探和生產領域的天然氣價格。

與2024年第一季度相比，2024年第二季度的淨收益和調整後的運營淨收益的增長主要反映了：

▪ 北美勘探和生產領域的原油和液化天然氣價格上漲；以及

▪ 提高油砂開採和升級領域的已實現SCO銷售定價；

部分抵消了：

▪ 油砂開採和升級板塊的SCO銷量下降；以及

▪ 降低北美勘探和生產領域的天然氣價格。

基於股份的薪酬、風險管理活動、外匯損失（收益）和投資損失（收益）的影響也促成了淨收益的變動。本管理報告和答案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2024年6月30日的六個月中，來自經營活動的現金流為69.52億美元，而截至2023年6月30日的六個月為40.4億美元。2024年第二季度來自經營活動的現金流為40.84億美元，而2023年第二季度為27.45億美元，2024年第一季度為28.68億美元。與可比期相比，經營活動產生的現金流增加主要是由於先前指出的與調整後運營淨收益的波動相關的因素，以及非現金營運資金淨變動的影響。

截至2024年6月30日的六個月中，調整後的資金流為67.52億美元，而截至2023年6月30日的六個月中，調整後的資金流為61.71億美元。2024年第二季度調整後的資金流為36.14億美元，而2023年第二季度為27.42億美元，2024年第一季度為31.38億美元。同期調整後資金流的增加主要是由於上述與經營活動現金流波動相關的因素，不包括非現金營運資金淨變動、放棄支出和其他長期資產變動的影響，包括股票獎勵計劃的未攤銷成本、遞延石油收入税（“PRT”）回收的應計利息以及預付的服務通行費。

產量

2024年第二季度不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量為934,066桶/日，較2023年第二季度的846,909桶/日增長了10％，較2024年第一季度的975,668桶/日下降了4％。2024年第二季度不計特許權使用費的天然氣產量為2,110百萬立方英尺/日，與2023年第二季度的2,085百萬立方英尺/日和2024年第一季度的2,147百萬立方英尺/日相當。2024年第二季度扣除特許權使用費的總產量為1,285,798英鎊/日，較2023年第二季度的1,194,326英國央行/日增長了8％，較2024年第一季度的1,333,502英國央行/日下降了4％。本MD&A的 “每日產量，不計特許權使用費” 部分詳細討論了原油、液化天然氣和天然氣的產量。

(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。

產品價格

在該公司的勘探和生產領域，2024年第二季度的已實現原油和液化天然氣價格（1）平均為每桶86.64美元，較2023年第二季度的每桶72.06美元增長了20％，較2024年第一季度的每桶70.01美元增長了24％。已實現天然氣價格從2023年第二季度的每立方英尺2.53美元下降了37％，至2024年第二季度的平均每立方英尺1.59美元，從2024年第一季度的每立方英尺2.55美元下降了38％。在油砂開採和升級領域，該公司的SCO已實現銷售價格從2023年第二季度的每桶95.08美元增長了14％，至2024年第二季度的平均每桶108.81美元，從2024年第一季度的每桶88.84美元增長了22％。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

在該公司的勘探和生產領域，2024年第二季度原油和液化天然氣的生產費用（2）平均為每桶14.54美元，較2023年第二季度的每桶18.38美元下降了21％，較2024年第一季度的每桶16.66美元下降了13％。2024年第二季度的天然氣生產費用（2）平均為每立方英尺1.21美元，較2023年第二季度的每立方英尺1.37美元下降了12％，較2024年第一季度的每立方英尺1.30美元下降了7％。在油砂開採和升級領域，2024年第二季度的生產費用（2）平均為每桶25.95美元，較2023年第二季度的每桶31.28美元下降了17％，較2024年第一季度的每桶24.85美元增長了4％。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) 財務報表附註18中披露了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三個月產品銷售的更多細節。

(2) 普通股、每股普通股、股息和股票期權金額已更新，以反映兩者對一普通股的拆分。更多細節將在本管理層和評估的諮詢部分以及財務報表的附註1中披露。

(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) 計算方法是各自的生產費用除以相應的銷售量。

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+的原油產量水平及其對世界供應的影響、地緣政治和市場不確定性（包括俄羅斯入侵烏克蘭和中東衝突引起的不確定性）對全球基準定價的影響、北美頁巖油產量的影響、跨山擴建管道（“TMX”）管道啟動的影響、加拿大西部精選管道的影響（“” WCS”) 與西德克薩斯中級參考位置的重大差異北美俄克拉荷馬州庫欣市（“WTI”），以及國際板塊中WTI與即期布倫特原油（“布倫特原油”）基準定價差異的影響。

▪ 天然氣定價 — 天然氣需求和庫存儲存水平的波動、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。

▪ 原油和液化天然氣銷售量 — Kirby 和 Jackfish 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、公司在北美勘探和生產領域的鑽探計劃的波動、自然油田下降率、油砂採礦和升級板塊檢修和進站的影響、野火和北美勘探第三方管道中斷和生產部門。銷量也反映了國際細分市場的起重和維護活動時機造成的波動。

▪ 天然氣銷量——由於公司在北美勘探和生產領域的鑽探計劃、天然氣田下降率、季節性條件、野火和2023年北美勘探與生產領域的第三方管道中斷的影響，產量波動。

▪ 生產費用 — 波動主要是由服務需求和成本、產品組合和產量的波動、季節性條件、碳税增加、能源成本波動、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的檢修和進站以及國際板塊的維護活動所致。

▪ 損耗、折舊和攤銷費用 — 銷售量、探明儲量、資產報廢義務、與原油和天然氣勘探相關的勘探和開發成本、開發公司已探明未開發儲量的未來估計成本、耗盡率較高的國際銷售量波動、油砂開採和升級板塊檢修和進站的影響、與撤出11B/區塊通知相關的可收回性費用 120在南非，2023年12月31日的可回收費用與北海尼尼安油田計劃退役活動的未來放棄成本估計增加有關，以及截至2022年12月31日與北海尼尼安油田儲量退訂有關的可回收費用。

▪ 基於股份的薪酬 — 由於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損失以及公司風險管理活動的後續結算而產生的波動。

▪ 利息支出——長期債務水平變化引起的波動，以及基準利率變動對未償浮動利率長期債務的影響，以及應計利息對延期pRT回收的影響。

▪ 外匯 — 加元兑美元的波動，這影響了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，但任何未償還的跨貨幣互換套期保值的影響都部分抵消了這一影響。

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

商業環境

由於歐佩克+的供應配額管理以及中東持續的地緣政治緊張局勢，全球原油基準定價在2024年第二季度獲得了動力。2024年第二季度TMX的啟動也有助於縮小WCS差異，為已實現定價帶來相應的好處。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，公司的運營和資本支出已經經歷了並將繼續面臨通貨膨脹壓力。

流動性

截至2024年6月30日，該公司尚未提取的循環銀行信貸額度為54.5億美元。包括現金和現金等價物在內，該公司的流動性約為63.65億美元（1）。該公司還有其他一些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。

基準大宗商品價格

該公司幾乎所有的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參考價格，該參考定價來自紐約商品交易所的參考價格，並根據其與紐約商品交易所Henry Hub交割點的基準或位置差異進行了調整。該公司的已實現價格直接受到外匯匯率波動的影響，導致產品收入受到加元銷售價格相對於美元基準價格變動的影響。

北美的原油銷售合同通常基於WTI的基準定價。截至2024年6月30日的六個月中，WTI平均每桶78.76美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶74.92美元增長了5％。西德中質原油2024年第二季度的平均價格為每桶80.55美元，較2023年第二季度的每桶73.75美元增長了9％，較2024年第一季度的每桶76.97美元增長了5％。

公司國際板塊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整體供需。截至2024年6月30日的六個月中，布倫特原油平均價格為每桶84.07美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶79.79美元增長了5％。布倫特原油2024年第二季度的平均價格為每桶84.90美元，較2023年第二季度的每桶78.37美元增長了8％，與2024年第一季度的每桶83.23美元相當。

截至2024年6月30日的三個月和六個月中，WTI和布倫特原油基準價格較2023年同期上漲，這反映了歐佩克+持續的供應配額管理以及中東的地緣政治擔憂。與2024年第一季度相比，2024年第二季度WTI基準定價的上漲反映了更強勁的季節性需求前景。

截至2024年6月30日的六個月中，WCS重型差價平均為每桶16.44美元，而截至2023年6月30日的六個月中為每桶19.87美元。WCS重型差價合約在2024年第二季度平均為每桶13.54美元，而2023年第二季度為每桶15.07美元，2024年第一季度為每桶19.34美元。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，WCS重型差價較2023年同期有所縮小，這反映了TMX管道在2024年第二季度啟動，加上美國墨西哥灣沿岸重油定價走強。與2024年第一季度相比，2024年第二季度WCS重差的縮小反映了TMX管道的啟動以及加拿大西部沉積盆地（“WCSB”）的維護活動。

截至2024年6月30日的六個月中，上海合作組織的平均價格為每桶76.38美元，與截至2023年6月30日的六個月中每桶77.42美元持平。上海合作組織2024年第二季度的平均價格為每桶83.33美元，較2023年第二季度的每桶76.67美元上漲了9％，較2024年第一季度的每桶69.43美元上漲了20％。與2023年第二季度相比，2024年第二季度上海合作組織定價的上漲主要反映了WTI基準定價的上漲。與2024年第一季度相比，2024年第二季度上海合作組織定價的上漲反映了由於WCSb升級程序維護和TMX管道啟動導致上合組織差異的加強。

(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。

截至2024年6月30日的六個月中，紐約商品交易所天然氣價格平均為每百萬英熱單位2.06美元，較截至2023年6月30日的六個月的每百萬英熱單位2.76美元下降了25％。紐約商品交易所天然氣價格在2024年第二季度平均為每百萬英熱單位1.89美元，較2023年第二季度的每百萬英熱單位2.10美元下降了10％，較2024年第一季度的每百萬英熱單位2.24美元下降了16％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，紐約商品交易所天然氣價格與同期相比有所下降，這反映了温和的冬季天氣減少了供暖需求，使北美和歐洲的庫存水平超過了五年平均水平。此外，由於維護，美國墨西哥灣沿岸的液化天然氣（“LNG”）出口減少，加劇了價格的下行壓力。

截至2024年6月30日的六個月中，AECO天然氣價格平均為每吉焦1.65美元，較截至2023年6月30日的六個月的每吉焦3.17美元下降了48％。AECO天然氣價格在2024年第二季度平均為每吉焦耳1.36美元，較2023年第二季度的每吉焦耳2.22美元下降了39％，較2024年第一季度的每吉焦1.94美元下降了30％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，AECO天然氣價格與同期相比有所下降，這反映了紐約商品交易所基準定價的下降、WCSb產量的增加以及2024年冬季温和天氣導致的儲存庫存增加。

不計特許權使用費的每日產量

（1）特許權使用費前的SCO產量不包括內部作為柴油消費的SCO。

(2) 在本MD&A中使用的所有情況下，“國際” 均包括北海和近海非洲的勘探和生產部分。

(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

(1) 扣除特許權使用費後的SCO產量不包括內部作為柴油消費的SCO。

該公司的業務方針是維持大型項目庫存並實現其生產的每種大宗商品的生產多樣化；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2024年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量平均為954,866桶/日，較截至2023年6月30日的六個月的904,588桶/日增長了6％。2024年第二季度不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量平均為934,066桶/日，較2023年第二季度的846,909桶/日增長了10％，較2024年第一季度的975,668桶/日下降了4％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，原油和液化天然氣產量與2023年同期相比有所增加，這反映了由於報春花的週期性質以及北美勘探和生產板塊油田的增加，而Horizon計劃於2024年第二季度在油砂開採和升級領域成功完成的週轉部分抵消了這一增長。2024年第二季度原油和液化天然氣產量較2023年第二季度有所增加，這也反映了Horizon和未運營的斯科特福德升級公司（“斯科特福德”）在2023年第二季度的轉機。2024年第二季度原油和液化天然氣產量較2024年第一季度有所下降，這主要反映了由於Horizon計劃進行週轉，油砂開採和升級板塊的產量下降。

2024年的原油和液化天然氣年產量目標為平均97.7萬桶/日至1,008,000桶/日。產量目標構成前瞻性陳述。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。

截至2024年6月30日的六個月中，不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,129百萬立方英尺/日，與截至2023年6月30日的六個月的2,112百萬立方英尺/日持平。2024年第二季度不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,110百萬立方英尺/日，與2023年第二季度的2,085百萬立方英尺/日和2024年第一季度的2,147百萬立方英尺/日相當。與2023年同期相比，截至2024年6月30日的三個月和六個月的天然氣產量反映了計劃中的鑽探計劃以及2024年天然氣田的減少，以及2023年野火和第三方管道中斷的影響。

2024年的天然氣年產量目標是平均在2,120百萬立方英尺/日至2,230百萬立方英尺/日之間。產量目標構成前瞻性陳述。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。

北美——勘探和生產

截至2024年6月30日的六個月中，北美不計特許權使用費的原油和液化天然氣產量平均為502636桶/日，較截至2023年6月30日的六個月的471,212桶/日增長了7％。2024年第二季度不計特許權使用費的北美原油和液化天然氣產量為499,636桶/日，較2023年第二季度的465,143桶/日增長了7％，與2024年第一季度的505,636桶/日相當。截至2024年6月30日的六個月中，北美原油和液化天然氣產量與2023年同期相比的增長主要反映了原地熱油田的增加，但部分被天然氣田的下降所抵消。與2023年第二季度相比，2024年第二季度北美原油和液化天然氣產量的增加也反映了由於報春花的週期性質而導致的熱油產量增加，以及2023年第二季度野火和第三方管道中斷的影響，但部分被計劃於2024年第二季度完成的柯比和傑克菲什的檢修所抵消。

該公司的散熱就地資產繼續表現出不計特許權使用費的長期低產量下降，2024年第二季度平均為268,044桶/日，較2023年第二季度的238,941桶/日增長12％，與2024年第一季度的268,155億桶/日相當。與2023年第二季度相比，2024年第二季度原地熱產量的增長主要反映了報春花的週期性質以及墊層的增加，但部分被計劃於2024年第二季度完成的Kirby和Jackfish檢修所抵消。

2024年第二季度不計特許權使用費的鵜鶘湖重質原油產量平均為44,839桶/日，較2023年第二季度的47,151桶/日下降了5％，與2024年第一季度的45,145桶/日相當，這表明鵜鶘湖的產量長期以來一直處於低位。

截至2024年6月30日的六個月中，北美不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,117百萬立方英尺/日，與截至2023年6月30日的六個月的2,100毫立方英尺/日持平。2024年第二季度不計特許權使用費的天然氣產量平均為2,099百萬立方英尺/日，與2023年第二季度的2,072毫立方英尺/日和2024年第一季度的2,135毫立方英尺/日相當。與2023年同期相比，截至2024年6月30日的三個月和六個月的天然氣產量反映了計劃中的鑽探計劃以及2024年天然氣田的減少，以及2023年野火和第三方管道中斷的影響。

北美 — 油砂開採和升級

截至2024年6月30日的六個月中，上海合作組織的特許權使用費前產量平均為427,863桶/日，較截至2023年6月30日的六個月的406,453桶/日增長了5％。上海合作組織2024年第二季度不計特許權使用費的產量平均為410,518桶/日，較2023年第二季度的355,246桶/日增長了16％，較2024年第一季度的445,209桶/日下降了8％。上合組織截至2024年6月30日的三個月和六個月的製作反映了Horizon計劃於2024年第二季度成功完成的週轉工作，以及2023年第二季度在Horizon和Scotford的週轉活動成功完成。

國際 — 勘探與生產

截至2024年6月30日的六個月中，扣除特許權使用費的國際原油和液化天然氣產量平均為24,367桶/日，較截至2023年6月30日的六個月的26,923桶/日下降了9％。2024年第二季度扣除特許權使用費的國際原油和液化天然氣產量平均為23,912桶/日，較2023年第二季度的26,520桶/日下降了10％，較2024年第一季度的24,823桶/日下降了4％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，國際原油和液化天然氣產量與同期相比有所下降，這主要反映了兩個可比時期內自然油田的下降以及維護活動的影響。

國際原油庫存量

當產品的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。在各種儲存設施或浮式生產儲存和卸載船（“FPSO”）中儲存的原油生產的國際分部尚未確認收入，如下所示：

運營亮點——勘探和生產

(1) 對於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。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “不計特許權使用費的每日產量” 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）計算方法是生產費用除以相應的銷售量。

（5）按天然氣銷售額除以天然氣銷售量計算。

（6）按天然氣運輸費用除以天然氣銷售量計算。

已實現的產品價格 — 勘探和生產

(1) 對於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。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “不計特許權使用費的每日產量” 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) 計算方法是原油和液化天然氣的銷售額以及天然氣的銷售額除以相應的銷售量。

北美

截至2024年6月30日的六個月中，北美已實現的原油和液化天然氣價格從截至2023年6月30日的六個月的每桶63.66美元上漲了21％，至平均每桶76.94美元。北美2024年第二季度的已實現原油和液化天然氣價格平均為每桶85.49美元，較2023年第二季度的每桶69.44美元增長了23％，較2024年第一季度的每桶68.14美元上漲了25％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，與同期相比的增長主要反映了由於TMX管道的啟動和美國墨西哥灣沿岸重油價格的上漲，WCS重型差異的縮小。該公司繼續專注於其原油調和營銷戰略，並在2024年第二季度為WCS流貢獻了約22.2萬桶/日的重質原油混合物。

截至2024年6月30日的六個月中，北美已實現天然氣價格從截至2023年6月30日的六個月的每立方英尺3.35美元下降了40％，至平均每立方英尺2.02美元。北美已實現的天然氣價格從2023年第二季度的每立方英尺2.47美元下降了38％，至2024年第二季度的平均每立方英尺1.53美元，從2024年第一季度的每立方英尺2.50美元下降了39％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，北美已實現天然氣價格較同期的下降主要反映了AECO基準和出口定價的下降。

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) 按單位表示的金額基於相應產品類型的銷量。

國際

截至2024年6月30日的六個月中，國際已實現的原油和液化天然氣價格從截至2023年6月30日的六個月的每桶102.58美元上漲了11％，至平均每桶114.08美元。國際已實現的原油和液化天然氣價格從2023年第二季度的每桶103.64美元上漲了11％，至2024年第二季度的平均每桶115.27美元，與2024年第一季度的每桶112.94美元相當。任何特定時期的已實現原油和液化天然氣每桶價格都取決於各種銷售合同的條款、從每個油田提貨的頻率和時間以及解除合同時的現行原油價格和外匯匯率。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，已實現的原油和液化天然氣價格較2023年同期的上漲主要反映了提款時布倫特原油的現行基準價格，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、液化天然氣和英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “不計特許權使用費的每日產量” 部分。

北美

截至2024年6月30日的三個月和六個月以及同期的北美原油、液化天然氣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重度差異的波動以及滑動比例特許權使用費率的影響。

截至2024年6月30日的六個月中，原油和液化天然氣的特許權使用費率（1）平均約佔產品銷售額的20％，而截至2023年6月30日的六個月中，這一比例為17％。2024年第二季度原油和液化天然氣的特許權使用費率平均約佔產品銷售額的21％，而2023年第二季度為17％，2024年第一季度為18％。截至2024年6月30日的三個月和六個月的特許權使用費率比同期有所上升，這主要是由於現行的基準定價和WCS差異的波動。

在截至2024年6月30日的六個月中，天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的3％，而截至2023年6月30日的六個月中，這一比例為5％。2024年第二季度的天然氣特許權使用費率平均約佔產品銷售額的1％，而2023年第二季度為3％，2024年第一季度為4％。截至2024年6月30日的三個月和六個月的特許權使用費率比同期下降的主要原因是基準價格下跌。

(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。

近海非洲

根據各種產品分成合同的條款，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、支出狀況以及從每個油田提貨的時間而波動。

截至2024年6月30日的六個月中，特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為5％，而截至2023年6月30日的六個月中，特許權使用費佔產品銷售額的10％。2024年第二季度特許權使用費佔產品銷售的百分比平均約為4％，而2023年第二季度為10％，2024年第一季度為5％。特許權使用費佔產品銷售額的百分比反映了提款的時間和各個領域的支付狀況。

生產費用——勘探和生產

(1) 計算方法是生產費用除以相應的銷售量。有關原油、液化天然氣和英國央行的銷量，請參閲本MD&A的 “非公認會計準則和其他財務指標” 部分。有關天然氣銷售量，請參閲本MD&A的 “不計特許權使用費的每日產量” 部分。

北美

截至2024年6月30日的六個月中，北美原油和液化天然氣的生產費用平均為每桶13.56美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶16.23美元下降了16％。2024年第二季度北美原油和液化天然氣的生產費用為每桶12.44美元，較2023年第二季度的每桶15.64美元下降了20％，較2024年第一季度的每桶14.72美元下降了15％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每桶原油和液化天然氣的生產費用與2023年同期相比有所下降，這主要反映了較低的能源成本和更高的產量。與2024年第一季度相比，2024年第二季度每桶原油和液化天然氣的生產費用下降主要反映了能源成本的降低。

截至2024年6月30日的六個月中，北美天然氣生產費用平均為每立方英尺1.23美元，較截至2023年6月30日的六個月的每立方英尺1.39美元下降了12％。2024年第二季度的北美天然氣生產支出為每立方英尺1.19美元，較2023年第二季度的每立方英尺1.35美元下降了12％，較2024年第一季度的每立方英尺1.27美元下降了6％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每立方英尺的天然氣生產費用與2023年同期相比有所下降，這主要反映了能源成本的降低。2024年第二季度較2024年第一季度的下降主要反映了季節性的影響。

國際

截至2024年6月30日的六個月中，國際原油和液化天然氣的生產費用平均為每桶64.00美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶45.27美元增長了41％。2024年第二季度國際原油和液化天然氣的生產費用為每桶66.83美元，較2023年第二季度的每桶51.50美元增長了30％，較2024年第一季度的每桶61.32美元增長了9％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，國際原油和液化天然氣每桶生產費用與同期相比有所增加，這主要反映了從具有不同成本結構和外匯波動的各個油田提貨的時機。

調整後的損耗、折舊和攤銷——勘探和生產

(1) 關於公司於2024年第二季度撤出南非11B/120區塊的通知，該公司通過損耗、折舊和攤銷費用取消了6200萬美元的勘探和評估資產的確認。

(2) 這是一項非公認會計準則財務指標，用於計算損耗、折舊和攤銷，減去與本期正常損耗、折舊和攤銷費用無關的費用（例如與本期生產無關的資產回收費用）的影響。它可能無法與其他公司提出的類似指標進行比較，不應被視為財務報表中作為公司業績指標的最直接可比財務指標（損耗、折舊和攤銷費用）的替代或更有意義。

(3) 這是一個非公認會計準則比率，計算方法是調整後的損耗、折舊和攤銷費用除以銷售量。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。

截至2024年6月30日的六個月中，調整後的損耗、折舊和攤銷費用平均為每位英國央行12.71美元，較截至2023年6月30日的六個月中每位英國央行的12.20美元增長了4％。2024年第二季度調整後的損耗、折舊和攤銷費用平均為每股英國央行12.77美元，較2023年第二季度每英國央行的12.26美元增長了4％，與2024年第一季度每英國央行的12.64美元相當。截至2024年6月30日的三個月和六個月的調整後損耗、折舊和攤銷費用較2023年同期增加，主要反映了2023年12月31日儲備金估計變動導致的北美枯竭率變化的影響。

按絕對值和每個英國央行計算的調整後的損耗、折舊和攤銷費用也反映了北海和非洲近海每個油田的採油時間的影響。

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。

截至2024年6月30日的六個月中，資產退休義務增值支出平均為每位英國央行0.95美元，與截至2023年6月30日的六個月中每位英國央行0.93美元相當。2024年第二季度的資產退休義務增值支出平均為每位英國央行0.95美元，與2023年第二季度每英國央行0.93美元和2024年第一季度每英國央行0.95美元相當。

運營亮點——油砂開採和升級

該公司繼續利用其在Horizon和AOSP站點的技術專業知識，專注於安全、可靠和高效的運營。2024年第二季度，SCO的平均產量為410,518桶/日，這反映了Horizon計劃中的週轉活動的完成，包括所有合作和可靠性增強項目組件的調試。

該公司在2024年第二季度的生產支出為9.41億美元，較2023年第二季度的9.97億美元下降了6％，較2024年第一季度的10.26億美元下降了8％。與同期相比，2024年第二季度的生產支出下降主要反映了能源成本的降低。該公司繼續專注於成本控制和提高整個資產基礎的效率。

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量計算。

截至2024年6月30日的六個月中，SCO的已實現銷售價格平均為每桶98.18美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶95.64美元增長了3％。上海合作組織2024年第二季度的已實現銷售價格平均為每桶108.81美元，較2023年第二季度的每桶95.08美元增長了14％，較2024年第一季度的每桶88.84美元增長了22％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，上合組織已實現銷售價格較2023年同期的上漲主要反映了WTI基準定價的上漲。與2024年第一季度相比，2024年第二季度的SCO已實現銷售價格的上漲反映了由於WCSb升級程序維護和TMX管道啟動而導致的SCO差異加強。

截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每桶瀝青特許權使用費比同期有所增加，這主要反映了現行特許權使用費瀝青價格的上漲，以及滑動比例的特許權使用費率的影響。

截至2024年6月30日的六個月中，運輸費用平均為每桶2.21美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶1.74美元增長了27％。2024年第二季度的運輸費用平均為每桶2.81美元，較2023年第二季度的每桶2.03美元增長了38％，較2024年第一季度的每桶1.67美元增長了68％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每桶運輸費用與同期相比有所增加，這主要反映了2024年第二季度對美國墨西哥灣沿岸的銷售增加以及TMX管道的新產量。

生產費用 — 油砂開採和升級

(1) 按生產費用計算，不包括天然氣成本除以銷售量。

(2) 按天然氣成本除以銷量計算。

(3) 按生產費用除以銷售量計算。

截至2024年6月30日的六個月中，生產費用平均為每桶25.36美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶27.76美元下降了9％。2024年第二季度的生產支出平均為每桶25.95美元，較2023年第二季度的每桶31.28美元下降了17％，較2024年第一季度的每桶24.85美元增長了4％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每桶生產費用與2023年同期相比有所下降，這主要反映了產量的增加和能源成本的降低。與2024年第一季度相比，2024年第二季度每桶生產費用增加主要反映了產量的減少，但部分被較低的能源成本所抵消。

損耗、折舊和攤銷——油砂開採和升級

(1) 計算方法是損耗、折舊和攤銷額除以銷售量。

截至2024年6月30日的六個月中，耗盡、折舊和攤銷費用平均為每桶13.95美元，較截至2023年6月30日的六個月的每桶12.67美元增長了10％。2024年第二季度的每桶耗盡、折舊和攤銷費用為15.37美元，較2023年第二季度的每桶13.88美元增長了11％，較2024年第一季度的每桶12.70美元增長了21％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，每桶的損耗、折舊和攤銷費用與同期相比有所增加，這主要反映了與2024年第二季度Horizon週轉相關的某些組成部分的取消承認。

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2024年6月30日的六個月中，資產退休義務增值支出平均為每桶0.54美元，與截至2023年6月30日的六個月中每桶0.53美元相當。2024年第二季度的資產退休義務增值支出為每桶0.58美元，較2023年第二季度的每桶0.62美元下降了6％，較2024年第一季度的每桶0.51美元增長了14％。與2023年第二季度相比，2024年第二季度每桶資產報廢義務增值支出的減少主要反映了產量的增加，但部分被成本和時機估算變動以及2023年12月31日貼現率估計修訂的淨影響所抵消。與2024年第一季度相比，2024年第二季度每桶資產報廢義務增值支出的增加反映了2024年第二季度產量下降的影響。

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50％的營運權益以及公司對西北紅水夥伴關係（“NWRP”）50％的股權投資。

NWRP運營着一座5萬桶/日的瀝青升級廠和煉油廠，為公司處理約12,500桶/日的瀝青原料（25％的收款人），為艾伯塔省政府的代理機構艾伯塔石油銷售委員會（“APMC”）（75％的通行費支付者）每天處理37,500桶的瀝青原料。公司有義務在截至2058年的40年通行費期內無條件地按比例支付月度服務費債務部分的25％。柴油和成品油的銷售以及相關的煉油費在中游和煉油領域得到認可。2024年第二季度，超低硫柴油和其他成品油的平均產量為78,272英國央行/日（截至2024年3月31日的三個月-78,569英國央行/日；公司19,642英國央行/日；截至2023年6月30日的三個月-79,112英國央行/日；19,778英國央行/日產量），反映出截至2023年6月30日的三個月-79,112英國央行/日；19,778英國央行/日產量），反映出 25% 的通行費支付者承諾。

在2024年第二季度，NWRP發行了7億美元於2034年6月1日到期的4.85％的P系列債券和6億美元的2054年6月1日到期的5.08％的Q系列債券。此外，NWRP將其原定於2025年6月到期的循環信貸額度延長至2027年6月，並將容量從21.75億美元減少至19億美元。NWRP還償還了2025年6月到期的非循環信貸額度4.4億美元，將未償金額減少到5億美元。

截至2024年6月30日，公司在NWRP的股權損失和合夥企業分配中累計未確認的份額為5.16億美元（2023年12月31日為5.55億美元）。在截至2024年6月30日的三個月中，公司收回的未確認權益虧損份額為3500萬美元（截至2024年6月30日的六個月——收回了3,900萬美元的未確認股權損失；截至2023年6月30日的三個月，未確認的股權損失為100萬美元；截至2023年6月30日的六個月——未確認的權益損失1,700萬美元）。

管理費用

(1) 計算方法是管理費用除以銷售量。

(2) 公司總銷量。

截至2024年6月30日的六個月中，每英國央行1.05美元的管理費用從截至2023年6月30日的六個月中每位英國央行的0.99美元增長了6％。2024年第二季度的管理支出為每英國央行1.06美元，較2023年第二季度的每位英國央行1.09美元下降了3％，與2024年第一季度的每英國央行1.04美元相當。截至2024年6月30日的六個月中，英國央行的管理費用從截至2023年6月30日的六個月中增加，主要反映了人員和公司成本的增加，但部分被管理費用回收的增加所抵消。與2023年第二季度相比，英國央行2024年第二季度的管理費用減少主要反映了銷售量的增加，但部分被人事費用的增加所抵消。

基於股份的薪酬

公司的股票期權計劃賦予員工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”）計劃為公司的某些高管員工提供了獲得現金付款的權利；現金金額根據公司股票的價值、員工個人業績以及某些其他績效指標的滿足程度來確定。

在截至2024年6月30日的六個月中，公司確認了2.81億美元的股票薪酬支出，這主要是衡量了未償還股票期權的公允價值，這與前期授予的股票期權的正常分級歸屬的影響、在此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動有關。

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進行比較，不應將其視為財務報表中作為公司業績指標的最直接可比財務指標的替代方案，也不應將其視為比財務報表中列出的更有意義的財務指標。

(4) 計算方法是長期債務和租賃負債的平均利息支出除以平均長期債務和租賃負債餘額。該公司為財務報表用户提供平均實際利率，以評估公司的平均債務借款成本。

(5) 計算方法是利息和其他融資費用除以銷售量。

(6) 公司總銷量。

截至2024年6月30日的六個月中，英國央行的利息和其他融資支出從截至2023年6月30日的六個月中每位英國央行的1.46美元下降了14％，至每英國央行的1.25美元。英國央行2024年第二季度的利息和其他融資支出從2023年第二季度的每英國央行的1.63美元下降了17％，至每英國央行的1.35美元，從2024年第一季度的每英國央行的1.15美元增長了17％。截至2024年6月30日的三個月和六個月中，英國央行的利息和其他融資支出較2023年同期有所下降，這主要反映了2024年平均債務水平的降低和利息收入的增加，以及銷售量的增加。與2024年第一季度相比，英國央行2024年第二季度的利息和其他融資支出增加主要反映了銷售量和利息收入的減少。

該公司截至2024年6月30日的三個月和六個月的平均實際利率為4.9％，較同期上升，這主要反映了2024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) 2020年第四季度收購Painted Pony Energy Ltd.時假定了某些大宗商品金融工具。

(2) 在2023年第四季度，公司簽訂了2024年1月至12月期間的5萬百萬英熱單位/日的1.82美元的AECO固定價格金融合約。

在截至2024年6月30日的六個月中，已實現的風險管理淨虧損主要與外幣合約的結算有關。截至2024年6月30日的六個月，該公司的風險管理活動未實現淨虧損為1,300萬美元（税後為零美元），2024年第二季度（截至2024年3月31日的三個月）的未實現虧損為1,300萬美元（税後1200萬美元）；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）；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）200萬美元）；截至2023年6月30日的六個月——未實現虧損1,600萬美元（税後1,400萬美元為200萬美元）。

截至2024年6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16中披露。

外匯

(1) 報告金額時扣除交叉貨幣互換的對衝效應。

截至2024年6月30日的六個月中，已實現的淨外匯虧損主要與美元債務的償還以及以美元或英鎊計價的營運資本項目結算時的匯率波動有關。截至2024年6月30日的六個月中，未實現的淨外匯虧損主要與未償美元債務的折算有關，部分被美元債務的償還所抵消。截至2024年6月30日，美元/加元匯率為0.7306美元（2024年3月31日——0.7390美元，2023年6月30日——0.7554美元）。

所得税

(1) 包括北美勘探與生產、油砂開採和升級以及中游和煉油板塊。

(2) 計算方法是當期所得税和遞延所得税總額除以税前收益。

(3) 包括對PSU、某些股票期權、未實現風險管理的淨所得税影響，以及與退出南非11B/120區塊的通知相關的可收回費用。

(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進行比較，不應將其視為財務報表中作為公司業績指標的最直接可比財務指標的替代方案，也不應將其視為比財務報表中列出的更有意義的財務指標。

(6) 計算方法是調整後淨收益的有效税除以調整後的税前運營淨收益。公司為財務報表用户公佈調整後運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2024年6月30日的三個月和六個月及可比期間的淨收益和調整後的運營淨收益的有效税率包括北美和北海非應納税項目的影響，以及公司運營所在國家的司法管轄區所得和税率差異對淨收益的影響。

截至2024年6月30日的三個月和六個月及同期北海的本期和遞延企業所得税以及當前和遞延的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。這些納税申報表需要由相應的税務機關在正常過程中定期進行審查。準備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的税收法律和法規的不同解釋，這可能需要數年時間才能解決。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。

(2) 非公認會計準則財務指標。該措施的構成已在所有報告期內進行了更新。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，公司將活動集中在核心領域。該公司專注於維持其土地庫存，以實現對遊樂類型和地質趨勢的持續開發，從而大大降低總體勘探風險。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2024年6月30日的六個月中，淨資本支出為27.34億美元，而截至2023年6月30日的六個月為28.26億美元。2024年第二季度的淨資本支出為16.21億美元，而2023年第二季度為15.69億美元，2024年第一季度為11.13億美元。

此外，該公司報告稱，截至2024年6月30日的六個月中，放棄支出為2.91億美元，而截至2023年6月30日的六個月為2.37億美元。2024年第二季度的放棄支出為1.29億美元，而2023年第二季度為1億美元，2024年第一季度為1.62億美元。

2024 年資本預算

2023年12月14日，該公司宣佈了其2024年的資本預算，目標為約54.2億美元，目標是在2024年實現短期產量增長，在2025年及以後實現中長期產量和產能增長。2024年的產量目標在133萬英國央行/日至138萬英國央行/日之間。此外，該公司的目標是2024年的放棄支出為6.35億美元。

2024年的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。

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