加拿大自然资源有限公司宣布
2024年第四季度和年终业绩
阿尔伯塔省卡尔加里– 2025年3月6日–立即发布
Canadian Natural总裁Scott Stauth对公司2024年第四季度和年终业绩发表评论称，“2024年对我们来说是极好的一年，因为我们实现了强劲增长，并从我们的基地业务中创造了几项新的生产记录，之前还包括在2024年完成的收购。此外，包括收购在内，我们在2024年实现了创纪录的年均产量超过1,363，000 BOE/d，其中包括创纪录的年液体产量超过100万桶/天。在我们世界级的油砂开采和升级资产中，我们实现了创纪录的季度和年度合成原油（“SCO”）产量，分别约为53.5万桶/天和47.2万桶/天。这一强劲的运营表现带来了99%的高年利用率，锚定在行业领先的SCO运营成本20.97美元/Q4/24的bbl（15.00美元/桶）和2024年全年的22.88美元/桶（16.70美元/桶），这推动了当年的显着自由现金流。就地热生产也达到创纪录的年产量水平，约为271,000桶/天，加上11.04美元/桶（8.06美元/桶）的强劲运营成本。我们的常规原油和富含液体的天然气业务继续提供可观的自由现金流，具有进一步实现灵活有机增长的潜力。当与我们的整个投资组合相结合时，我们拥有显着的有机增长机会。
继此前宣布于2024年12月完成的阿萨巴斯卡油砂项目（“AOSP”）收购，以及目标于2025年上半年完成的AOSP掉期交易之后，Canadian Natural的工作权益将是Albian矿山的100%和非运营的Scotford Updrader的80%。此外，结合Horizon，在2024年完成Horizon可靠性增强项目和Scotford Upgrader的去瓶颈项目后，我们目前的油砂开采总产能目标约为592,000 bbl/d，高于570,000 bbl/d。这些收购可以立即增加现金流，当与产能增加相结合时，可以在几十年内为股东带来可观的价值，而产量不会下降。凭借我们通过根植于我们文化中的持续改进来推动价值的悠久历史，我们仍然专注于从这些世界级资产中提供额外价值，提供增量和可持续的自由现金流。
Canadian Natural的储量在全球范围内展开竞争，支持长期有机增长机会，截至2024年底，总探明储量为152亿BOE，总探明加概略储量为201亿BOE，两者均较2023年底水平增长9%。由于公司总探明储量中约74%为长寿命低衰减期，我们资产的强度和深度可见一斑，并为我们提供了33年的总探明储量寿命指标（“RLI”）和44年的总探明加大概率RLI。这包括油砂开采和升级储量，其已探明的总RLI为43年，提供了数十年的显着产量。
在我们安全、可靠的运营和对持续改进的不懈关注的推动下，我们在持续提供强劲、行业领先的业绩方面有着长期的记录，这将最大限度地提高长期股东价值。”
Canadian Natural的首席财务官 Mark Stainthorpe补充道：“2024年，我们实现了强劲的财务业绩，年度调整后净利润约为74亿美元，调整后资金流量为149亿美元，其中Q4/24调整后净收益约为20亿美元，调整后资金流量为42亿美元。我们在2024年向股东返还了大约71亿美元，其中包括我们可持续且不断增长的股息和股票回购。我们在2024年和随后的年底两次提高季度股息，董事会批准将股息提高4%至年化每股普通股2.35美元，2025年为25第加拿大天然连续一年增加股息，同期复合年增长率（“CAGR”）为21%。
在最近的收购之后，我们的WTI美元盈亏平衡仍处于每桶40美元的中低位，我们的资产负债表依然强劲，年终指标包括债务与账面资本化比率为32%，债务与调整后EBITDA比率为1.1倍。我们庞大、多样的投资组合得到了长寿命低下降资产的支持，这些资产推动了顶级运营成本和低维护资本。综合起来，它会产生可观且可持续的自由现金流，我们可以重复几十年。”
关键的2024年年度运营亮点
▪创纪录的总产量约为1,363，000 BOE/d。
▪创纪录的企业液体总产量约为1,006，000桶/天。
•强劲的总企业流动性运营成本(1)18.56美元/桶（13.55美元/桶）。
▪创纪录的油砂开采和升级生产约47.2万桶/天的零降SCO，升级装置利用率达99%，包括计划的周转。
•行业领先的油砂开采和上合组织22.88美元/桶（16.70美元/桶）的升级运营成本。
▪创纪录的热原位生产约27.1万桶/天的长寿命低衰减生产。
•强热原位运营成本11.04美元/桶（8.06美元/桶）。
关键的2024年第四季度运营亮点
▪创纪录的总产量约为1,470，000 BOE/d。
▪创纪录的企业液体总产量约为1,090，000桶/天。
•强劲的总企业流动性运营成本为16.98美元/桶（12.14美元/桶）。
▪创纪录的油砂开采和升级生产约53.5万桶/天的零降SCO，升级装置利用率为105%，包括计划的周转。
•行业领先的油砂开采和上合组织20.97美元/桶（15.00美元/桶）的升级运营成本。
▪创纪录的天然气产量为2,283 MMcF/d。
创造长期股东价值
▪自2017年首次收购70%的工作权益以来，Canadian Natural已在Albian矿山和Scotford Upgrader（“AOSP”）释放了可观的长期股东价值，随后在2024年12月获得了20%的权益，在Muskeg River和Jackpine矿山（“Albian矿山”）获得了最终的10%，目标是在2025年上半年关闭。公司战略性收购了这一世界级资产，通过实施工艺改进和优化项目提高可靠性和提高利用率，提高产量并降低运营成本，从而增加了显着的价值。自2017年以来，Canadian Natural已：
•Albian矿山的总产量增加了30%，即超过7万桶/天。升级机产能也增加了，以匹配矿山增加的产量。
•降低AOSP单位运营成本超30%或约10美元/桶。这相当于基于2024年产量的增量利润约为8亿美元。
•凭借在Albian矿山100%的工作权益，一旦掉期交易完成，Canadian Natural的目标是通过其高效高效的运营和不懈的持续改进文化来释放更多价值。
▪年底后，油砂开采升级继续实现强产量、高利用率。2025年1月和2025年2月，按毛额计算的平均产量约63.4万桶/天在这两个月里。2025年2月是我国历史上最高的月度生产总值，约为64万桶/天随着我们专注于持续改进举措以及Horizon的可靠性增强项目和Scotford Upgrader的去瓶颈项目的强劲表现。
•此外，最近在Scotford Upgrader的去瓶颈项目期间完成的管道改造也释放了更多价值。这些修改解锁了Albian矿山约5,000bbl/d的年总产量，从而在计划的升级装置周转期间实现了更高的利用率。这种增加的零递减产量将在几十年内继续使加拿大自然公司受益，包括我们在Albian矿山的所有权增加。
•此前宣布的互换交易结束后，加拿大天然公司将增加约31,000 bbl/d的沥青，该公司2025年的企业生产指导将增加。
(1)营业成本计算为生产费用除以各自的销量。天然气和NGLs产量与销量相近。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
亮点
| 三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||||||
| （百万美元，每股普通股金额除外） | 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 净收益 | $ | 1,138 | $ | 2,266 | $ | 2,627 | $ | 6,106 | $ | 8,233 | ||||||||||
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每普通股(1)
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–基本 | $ | 0.54 | $ | 1.07 | $ | 1.22 | $ | 2.87 | $ | 3.77 | |||||||||
| –稀释 | $ | 0.54 | $ | 1.06 | $ | 1.21 | $ | 2.85 | $ | 3.74 | ||||||||||
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调整后运营净收益(2)
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$ | 1,977 | $ | 2,071 | $ | 2,546 | $ | 7,414 | $ | 8,533 | ||||||||||
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每普通股(1)
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–基本(3)
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$ | 0.94 | $ | 0.98 | $ | 1.18 | $ | 3.49 | $ | 3.91 | |||||||||
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–稀释(3)
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$ | 0.93 | $ | 0.97 | $ | 1.17 | $ | 3.46 | $ | 3.87 | ||||||||||
| 经营活动产生的现金流量 | $ | 3,432 | $ | 3,002 | $ | 4,815 | $ | 13,386 | $ | 12,353 | ||||||||||
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调整后资金流(2)
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$ | 4,186 | $ | 3,921 | $ | 4,419 | $ | 14,859 | $ | 15,274 | ||||||||||
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每普通股(1)
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–基本(3)
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$ | 1.99 | $ | 1.85 | $ | 2.05 | $ | 6.99 | $ | 7.00 | |||||||||
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–稀释(3)
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$ | 1.97 | $ | 1.84 | $ | 2.03 | $ | 6.94 | $ | 6.93 | ||||||||||
| 投资活动使用的现金流量 | $ | 10,414 | $ | 1,274 | $ | 946 | $ | 14,095 | $ | 4,858 | ||||||||||
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净资本支出(4)
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$ | 10,348 | $ | 1,349 | $ | 975 | $ | 14,431 | $ | 4,909 | ||||||||||
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净资本支出，不包括净收购
成本(5)
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$ | 1,290 | $ | 1,349 | $ | 1,019 | $ | 5,286 | $ | 4,883 | ||||||||||
| 弃置支出 | $ | 151 | $ | 204 | $ | 149 | $ | 646 | $ | 509 | ||||||||||
| 每日生产，未计版税 | ||||||||||||||||||||
| 天然气（MMcF/d） | 2,283 | 2,049 | 2,231 | 2,147 | 2,151 | |||||||||||||||
| 原油和NGLs（bbl/d） | 1,090,002 | 1,021,572 | 1,047,541 | 1,005,603 | 973,530 | |||||||||||||||
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当量产量（BOE/d）(6)
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1,470,428 | 1,363,086 | 1,419,313 | 1,363,496 | 1,332,105 | |||||||||||||||
(1)每股普通股和股息金额已更新，以反映一次普通股分割的两者。更多详情在公司MD & A的咨询部分以及截至2024年12月31日止三个月和截至2025年3月5日止年度的财务报表中披露。
(2)非GAAP财务指标。请参阅2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(3)非公认会计原则比率。请参阅2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A的“Non-GAAP和其他财务指标”部分。
(4)非GAAP财务指标。这一措施的构成在2024年第四季度和2023年进行了更新，并对所有提出的期间进行了更新。请参阅2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
(5)计算为净资本支出，减去勘探和评估资产以及勘探和生产以及油砂开采和升级的物业、厂房和设备的净资产收购（处置），如公司的MD & A报告。
(6)一桶石油当量（“BOE”）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）得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，或者使用当前的原油和天然气价格来比较价值比率，因为6mCF：1 bbl比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。
年度亮点
▪Canadian Natural的长命低衰资产基础的实力，以安全、有效和高效的运营为支撑，使我们的业务独一无二、稳健且可持续。2024年，公司产生了强劲的财务业绩，包括：
•净利润约为61亿美元，调整后的运营净收益约为74亿美元。
•经营活动产生的现金流量约为134亿美元。
•调整后的资金流量约为149亿美元。
▪该公司有纪律的2024年运营资本计划，不包括净收购成本，比预算低约1亿美元，为53亿美元。弃置支出基本上在预算范围内。
•我们2025年约60亿美元的严格运营资本预算，以及7.87亿美元的回收前废弃支出、9000万美元的碳捕获和4500万美元的一次性办公搬迁，都保持在正轨上。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
▪2024年，Canadian Natural实现创纪录的年均产量1,363，496 BOE/d，较2023年水平增长2%或约31,400 BOE/d，或按每股产量计算增长5%。
•该公司在2024年实现了创纪录的年度液体总产量1,005，603桶/天，较2023年水平增长3%或约3.2万桶/天。2024年强劲的年度液体产量受到以下因素的推动：
◦2024年上合组织油砂开采和升级年产量达到创纪录的472245桶/天，较2023年水平增长5%或约2.1万桶/天。
–行业领先的年度油砂开采和升级运营成本在2024年达到了SCO的22.88美元/桶（16.70美元/桶），较2023年水平下降了6%。
◦创纪录的年就地热产量为271,011桶/天，较2023年水平增加3%或约9,000桶/天。
–年度就地热运营成本表现强劲，2024年平均为11.04美元/桶（合8.06美元/桶），较2023年水平下降16%。
▪2024年期间，公司将合同原油运输能力提高至256,500桶/天，将其对加拿大西海岸和美国墨西哥湾沿岸（“USGC”）的承诺量扩大至2025年目标液体产量的约23%，基于2025年企业年度指导的中点。额外的出口支持了Canadian Natural的长期销售战略，瞄准了扩大的炼油市场，推动了更强劲的净回馈，同时也减少了出口限制的风险。
•2024年12月，公司将Trans Mountain扩建（“TMX”）管道的总承诺容量增加到169,000 bbl/d，增加了75,000 bbl/d，进一步扩大了通往加拿大西海岸的通道。
•Q1/24公司将Flanagan South管道总承诺运力提升至7.75万桶/d，增量5.5万bbl/d，进一步扩大公司重油多元化和USGC市场准入。
•该公司还在Keystone Base管道上拥有10,000 bbl/d的承诺产能，可直接进入USGC。
▪2024年12月，Canadian Natural完成了对雪佛龙艾伯塔省资产的收购，其中包括AOSP的20%权益以及Duvernay矿区轻质原油和富含液体的天然气资产的70%运营权益。这两项收购的目标都是为公司贡献显着的额外自由现金流。
•此次收购使Canadian Natural在AOSP的总工作权益达到90%，增加了约62,500桶/d长寿命不下降SCO产量。
•Duvernay资产在2025年新增约60000 BOE/d，包括30000 bbl/d的液体和179 mmf/d的天然气，提供有意义的近期、钻到填充、富含液体的天然气增长。
▪在年底之后，Canadian Natural宣布达成协议，将壳牌在Albian矿山剩余的10%工作权益交换为Scotford Upgrader和Quest碳捕获和储存设施的10%工作权益。交割后，此次互换使Canadian Natural在Albian矿山的总工作权益达到100%，并增加约31,000 bbl/d的增量沥青产量。
•随着掉期交易的完成，油砂开采和升级的总产能增加到约59.2万桶/天，其中90%为上合组织。
▪Canadian Natural保持强劲的资产负债表和财务灵活性，拥有约47亿美元的流动性(1)截至2024年12月31日。债务比率保持强劲，债务与账面资本比率为32%，债务与调整后EBITDA比率为1.1倍。该公司在2024年执行了多项举措以加强其财务灵活性，包括：
•偿还了3.2亿美元的中期票据和5亿美元的美国债务证券。
•发行5亿美元中期票据和15亿美元美债证券。
•就向雪佛龙收购资产而言，该公司签订了一项价值4000百万美元、将于2027年12月到期的非循环定期信贷融资。
•将公司24.25亿美元的循环银团信贷额度从2025年6月延长至2028年6月，将5亿美元的循环信贷额度从2025年2月延长至2026年2月。
•年底后，该公司偿还了2025年2月到期的6亿美元。
(1)非GAAP财务指标。请参阅本新闻稿的“非公认会计原则和其他财务措施”部分以及公司截至2024年12月31日止三个月和截至2025年3月5日止年度的MD & A。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
季度亮点
▪在Q4/24，公司产生了强劲的财务业绩，包括：
•净利润约为11亿美元，调整后的运营净收益约为20亿美元。
•经营活动产生的现金流量约为34亿美元。
•调整后的资金流量约为42亿美元。
▪Canadian Natural在Q4/24实现创纪录的季度平均产量1,470，428 BOE/d，其中包括创纪录的液体产量1,090，002 bbl/d和创纪录的天然气产量2,283 MMcF/d。BOE/d总产量较Q4/23水平增长4%，较Q3/24水平增长8%。
•油砂开采和升级在Q4/24实现了创纪录的SCO季度产量534,631 bbl/d，包括计划的周转活动。季度产量较Q4/23的水平增长7%或约3.45万桶/天。
◦行业领先的年度油砂开采和升级运营成本20.97美元/桶（15.00美元/桶）在Q4/24实现。
◦在AOSP，计划的周转已于2024年10月18日顺利完成。由于执行有力，计划周转对AOSP的年度净产量影响降至约5,400桶/天，与预算的年度净产量影响11,000桶/天相比有显着改善。
◦此外，Scotford Upgrader完成了一个去瓶颈项目，该项目于2024年10月将AOSP的总容量增加了约8,000桶/天。
股东回报
▪2024年股东回报可观，总额约为71亿美元，包括44亿美元的股息和27亿美元，通过以每股48.07美元的加权平均价格回购和注销约5540万股普通股。
•在Q4/24，公司通过11亿美元的股息直接向股东返还了总计约17亿美元，并通过以每股47.08美元的加权平均价格回购和注销约1170万股普通股返还了6亿美元。
▪自由现金流被定义为调整后的资金流，更少的资本和股息。公司将在前瞻性的年度基础上管理自由现金流的分配，同时根据需要管理营运资金和现金管理。如先前于2024年10月7日披露，董事会已调整自由现金流分配政策如下：
•60%的自由现金流流向股东回报，40%流向资产负债表，直到净债务达到150亿美元。
•当净债务在120亿美元到150亿美元之间时，自由现金流分配将为股东回报的75%和资产负债表的25%。
•当净债务达到或低于120亿美元时，自由现金流分配将100%用于股东回报。
▪在年底之后，董事会批准将季度现金股息从每股普通股0.56 25美元提高4%至每股普通股0.5875美元，于2025年4月4日支付给2025年3月21日营业结束时登记在册的股东。这意味着每股普通股的年化股息为2.35美元。
•公司在股息增加方面拥有领先的业绩记录，2025年是25第连续一年的股息增长，同期的复合年增长率为21%。这表明了董事会对我们业务模式的可持续性、我们强大的资产负债表以及我们多样化、长寿命低衰退储备和资产基础的实力的信心。
▪年底后，于2025年3月5日，董事会批准延长公司的正常课程发行人投标（“NCIB”），其中规定，在自2025年3月13日开始至2026年3月12日结束的12个月期间，公司可以回购注销最多10%的公众持股量（根据TSX规则确定），但须经TSX批准。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
储备亮点
Canadian Natural的一个关键差异化因素是其世界级顶级资产的实力、多样性和平衡性。公司总探明储量寿命指标（“RLI”）(1)33年的支撑是经过几十年战略性组装和开发的长寿命低跌幅资产。相对于储备规模和质量而言，较低的维持资本要求为公司在平衡其四大资本配置支柱以实现股东价值最大化时提供了显着的灵活性。
公司的储量由独立的合格储量评估师（“IQRES”）进行评估和审查。以下要点基于公司使用2024年12月31日预测价格和成本的储量（除非另有说明，所有储量价值均为公司毛额）。
▪总探明储量增长9%至152.31亿BOE，储量新增和修正18.20亿BOE。总探明加概略储量增加9%至201.10亿BOE，储量新增和修正为21.05亿BOE。
•公司资产的实力和深度显而易见，约74%的总探明储量为长寿命低衰减储量。这就导致了总证明BOE RLI为33年，总证明加上可能BOE RLI为44年。
◦此外，高值、零跌幅SCO代表约50%的总探明储量，RLI为43年。
▪探明已开发生产储量新增和修正132.2万BOE，替代2024年产量265%。The proven developed producing BOE RLI is 21 years。
▪总探明储量新增和修正取代2024年产量365%。总探明加上概略储量的增加和修正取代了2024年的产量422%。
▪2024年，Canadian Natural继续实现强劲的发现和开发成本：
•寻找、开发和收购（“FD & A”）(1)成本，不包括未来开发成本（“FDC”）的变化，总探明储量为7.82美元/BOE，总探明储量加上概略储量为6.76美元/BOE。
•FD & A成本，包括FDC的变化，总探明储量为13.56美元/BOE，总探明加概略储量为12.60美元/BOE。
▪按10%折现的所得税前未来净收入的净现值为：探明已开发生产储量为1183亿美元，总探明储量为1702亿美元，总探明储量加上概略储量为2057亿美元。
•经调整资产报废义务、净债务和2024年6月发生的股份分割后，该公司的每股总探明净资产值（“NAV”）从2023年的每股69.53美元增至2024年的每股74.83美元。总探明加上可能的每股资产净值从2023年的每股84.83美元增至2024年的每股91.72美元。
(1)补充财务措施。参见本文件“2024年末准备金”部分。
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业务审查和资本分配
Canadian Natural拥有均衡且多样化的资产组合，主要以加拿大为基地，在北海的英国部分和非洲近海拥有国际敞口。Canadian Natural的产量在轻质原油、中质原油、初级重质原油、Pelican Lake重质原油、沥青（热油）和SCO（以下统称“原油”）以及天然气和NGLs之间保持良好平衡。这种平衡为资本投资提供了可选性，为公司股东实现了价值最大化。
支撑这一资产基础的是公司的长寿命低衰减产量，约占2025年预算液体总产量的77%，其中大部分是来自公司世界级油砂开采和升级资产的零衰减高价值SCO产量。该公司长寿命低衰减生产的剩余余额来自其顶级热原位油砂业务和Pelican Lake重质原油资产。这些长寿命低衰退资产、低储备重置成本、高效高效的运营相结合，在整个商品价格周期中产生了可观且可持续的调整后资金流动。
此外，Canadian Natural在公司常规资产基础内保持着大量低资本敞口项目的库存。这些项目可以快速执行，在合适的经济条件下，为我们的股东提供卓越的回报和最大化的价值。支持这些项目的是该公司未开发的陆地基地，它可以实现大型、可重复的钻探计划，并可以随着时间的推移进行优化。此外，Canadian Natural通过保持其资产的高度所有权和经营权来实现长期价值最大化，从而使公司能够控制开发的性质、时间和范围。低资本敞口项目可以相对较快地停止或启动，具体取决于成功与否、市场状况或企业需求。
Canadian Natural的平衡投资组合既有长寿命低跌幅资产，也有低资本敞口资产，可实现有效的资本配置、产量增长和价值创造。
| 钻探活动 | 年终 | |||||||||||||
| 2024年12月31日 | 2023年12月31日 | |||||||||||||
| （井数） | 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | ||||||||||
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原油(1)
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313 | 307 | 228 | 221 | ||||||||||
| 天然气 | 94 | 78 | 78 | 61 | ||||||||||
| 干 | 2 | 2 | 2 | 2 | ||||||||||
| 小计 | 409 | 387 | 308 | 284 | ||||||||||
| 地层测试/服务井 | 474 | 407 | 481 | 419 | ||||||||||
| 合计 | 883 | 794 | 789 | 703 | ||||||||||
| 成功率（不含地层测试/服务井） | 99% | 99% | ||||||||||||
(1)包括沥青井。
▪Canadian Natural在2024年总共净钻了387口原油和天然气生产井，比2023年增加了103口。
▪鉴于我们的多边计划取得成功和2024年天然气价格较低，公司在2024年将某些干法天然气开发活动的资本重新分配给多边原生重质原油井。
| Canadian Natural Resources Limited |
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
北美勘探与生产
| 原油和NGLs –不包括热原位油砂 | |||||||||||||||||
|
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三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 原油和NGLs产量（bbl/d） | 255,729 | 228,221 | 243,157 | 238,277 | 234,100 | ||||||||||||
| 以原油为目标的净油井 | 84 | 59 | 42 | 214 | 173 | ||||||||||||
| 净成功钻井 | 84 | 58 | 42 | 213 | 171 | ||||||||||||
| 成功率 | 100% | 98% | 100% | 99% | 99% | ||||||||||||
▪北美勘探与生产液体年产量（不包括原位热能）在2024年平均为238,277桶/天，比2023年水平增长2%，反映出我们富含液体的天然气和原生重质原油钻探活动以及最近收购的Duvernay资产取得了强劲的成果。
•2024年一次重质原油产量平均为79,128桶/天，较2023年水平增长2%，反映出公司多边油井的强劲钻探结果，部分被自然油田产量下降所抵消。
◦加拿大天然石油公司2024年净钻探121口多边原生重质原油水平井，而2023年为104口。多边井将增加的储层捕获和更高的产量与降低的维修要求结合在一起，从而降低了运营成本。公司继续在我们非常成功的多边计划中优化油井设计和长度，实现了每口井约250bbl/d的顶级平均初始峰值速率，比每口井175bbl/d的预算平均初始峰值速率高出43%，比之前披露的230bbl/d的速率进一步高出9%。
◦2024年，该公司主要重质原油业务的运营成本平均为18.11美元/桶（13.22美元/桶），较2023年水平下降9%，主要反映了较低的能源和服务成本。
•Pelican Lake的产量在2024年平均为44,779桶/天，比2023年的水平下降了5%，反映出这一长寿命低下降资产的自然油田下降幅度较低，但2024年钻井活动增加部分抵消了这一影响。
◦Pelican Lake的运营成本在2024年平均为9.11美元/桶（6.65美元/桶），与2023年的水平相比增长了6%，主要反映了交易量的下降。
•2024年北美轻质原油和NGLS产量平均为114,370桶/天，与2023年水平相比增长5%，主要受富含液体的天然气强劲的有机增长以及最近收购的Duvernay资产的推动。
◦2024年，该公司北美轻质原油和NGLs业务的运营成本平均为13.55美元/桶（9.89美元/桶），比2023年的水平下降了17%，主要反映了更高的产量和更低的能源成本。
| 北美天然气 | |||||||||||||||||
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三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 天然气产量（MMcF/d） | 2,273 | 2,039 | 2,218 | 2,136 | 2,139 | ||||||||||||
| 以天然气为目标的净井 | 14 | 24 | 9 | 79 | 61 | ||||||||||||
| 净成功钻井 | 14 | 24 | 9 | 78 | 61 | ||||||||||||
| 成功率 | 100% | 100% | 100% | 99% | 100% | ||||||||||||
▪2024年北美天然气年产量平均为2136MMcF/d，与2023年水平相当。该公司仍然专注于蒙特尼和深盆地富含液体的天然气活动，而2024年的某些干法天然气钻探活动由于天然气价格低而被推迟。
•由于天然气价格低迷，该公司做出了减少干天然气活动的战略决策，加拿大天然气公司在2024年总共净钻探了79口天然气井，比最初的预算减少了12口。
◦2024年北美天然气运营成本平均为1.19美元/千立方英尺，与2023年的水平相比下降了6%，主要反映了能源成本的下降。
| Canadian Natural Resources Limited |
8
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
| 热原位油砂 | |||||||||||||||||
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三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 沥青产量（bbl/d） | 276,231 | 271,551 | 278,422 | 271,011 | 262,000 | ||||||||||||
| 以沥青为目标的净井 | 16 | 25 | — | 94 | 50 | ||||||||||||
| 净成功钻井 | 16 | 25 | — | 94 | 50 | ||||||||||||
| 成功率 | 100% | 100% | —% | 100% | 100% | ||||||||||||
▪创纪录的年热就地产量为271,011桶/天，较2023年水平增加3%或约9,000桶/天，这是由于公司的资本高效热垫添加开发计划。
•年度就地热运营成本表现强劲，2024年平均为11.04美元/桶（合8.06美元/桶），较2023年水平下降16%，主要反映了较低的能源成本和较高的产量。
▪Canadian Natural拥有约34万桶/天的显着热就地设施处理能力，从而产生了7万桶/天的可用产能。该公司拥有数十年的强大资本效率钻探，以填补其长寿命低衰减热就地资产的增长机会，我们继续以有纪律的方式开发这些资产，以提供安全可靠的热就地生产。
•在Wolf Lake，该公司在Q4/24提前将蒸汽辅助重力排水（“SAGD”）垫投入生产，最初的目标是Q1/25。
•在Primrose，该公司在Q4/24提前投产了CSS焊盘，最初的目标是Q2/25。第二个CSS焊盘已经钻完，目标是在Q1/25晚些时候提前投产，最初的预算是Q2/25。
•在Jackfish，该公司在Q4/24完成了SAGD垫的钻探，目标是在Q3/25投产。
•在Pike，该公司正在2025年上半年钻探两个SAGD垫，这些垫将与现有的Jackfish设施绑定。这两个垫子的目标是在2026年投产，并保持Jackfish工厂的满负荷生产。
•在卡比海运，该公司目前正在钻探一个SAGD焊盘，该焊盘的目标是在Q4/25投产，第二个SAGD焊盘的目标是在Q4/25开钻，并在Q4/26投产。
▪Canadian Natural一直在某些热原位资产上试点溶剂提高采收率技术，目标是增加沥青产量，同时降低汽油比（“SOR”）并优化溶剂回收率。该技术具有应用于整个公司广泛的热原位资产基础的潜力。
•在公司位于卡比海运 North的商业规模溶剂SAGD Pad，我们于2024年6月开始溶剂注入。迄今为止的结果是积极的，最近的SOR降低了约30%，趋向于目标降低40%至50%。溶剂回收率持续符合预期，超过80%。该公司将继续监测SOR、溶剂回收和生产趋势。
•在Primrose，该公司将继续在蒸汽洪泛区运营其溶剂增强采油试点，以优化溶剂效率并进一步评估这一商业发展机会。
| Canadian Natural Resources Limited |
9
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
北美油砂开采和升级
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三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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合成原油产量（bbl/d）(1)(2)
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534,631 | 497,656 | 500,133 | 472,245 | 451,339 | ||||||||||||
(1)上合组织在特许权使用费前的产量，不包括内部作为柴油消耗的生产量。
(2)由重质和轻质合成原油产品组成。
▪油砂开采和升级继续优于预期，这是通过我们对持续改进的不懈关注以及Horizon已完成的可靠性增强项目和Scotford Upgrader的去瓶颈项目的强劲表现。因此，公司在2024年取得了强劲的经营业绩，具体如下：
•2024年上合组织油砂开采和升级年产量达到创纪录的472245桶/天，较2023年水平增长5%或约2.1万桶/天。
◦包括计划的周转活动在内，上合组织在Q4/24实现了创纪录的季度产量534,631桶/天。季度生产量较Q4/23的水平增长7%或约3.45万桶/天。
–在AOSP，计划的周转已于2024年10月18日顺利完成。由于执行有力，计划周转对AOSP的年度净产量影响降至约5,400桶/天，与预算中的净产量影响11,000桶/d.
•行业领先的年度油砂开采和升级运营成本在2024年达到SCO的22.88美元/桶（16.70美元/桶），较2023年水平下降6%。与2023年相比，2024年运营成本下降主要是由于生产量增加和能源成本下降。
•Canadian Natural的高价值SCO约占该公司2024年液体总量的47%，并在2024年获得了98.03美元/桶的强劲年度实现SCO定价，产生了可观的自由现金流。
▪在Horizon，公司于2024年完成了可靠性增强项目，该项目通过将计划的周转时间从上一个年度周期改为每两年一次，在两年的时间范围内将Horizon的零下降、高价值SCO产量提高到264,000桶/天。因此，2025年将是第一个没有计划周转的年份，导致Horizon的目标利用率很高。
•随着该项目完成后额外的基础设施到位，公司可以在零生产影响的情况下进行某些维护活动。由于没有计划的周转影响生产，预计2025年的资本节余将比2024年的水平约7500万美元。
▪Scotford Upgrader完成了一个去瓶颈项目，该项目于2024年10月将AOSP的总容量增加了约8,000 bbl/d至328,000 bbl/d。
▪年底后，油砂开采升级继续实现强产量、高利用率。2025年1月和2025年2月，按毛额计算的平均产量约63.4万桶/天在这两个月里。2025年2月是我国历史上最高的月度生产总值，约为64万桶/天随着我们专注于持续改进举措以及Horizon的可靠性增强项目和Scotford Upgrader的去瓶颈项目的强劲表现。
•此外，最近在Scotford Upgrader的去瓶颈项目期间完成的管道改造也释放了更多价值。这些修改解锁了Albian矿山约5,000bbl/d的年总产量，从而在计划的升级装置周转期间实现了更高的利用率。这种增加的零递减产量将在几十年内继续使加拿大自然公司受益，包括我们在Albian矿山的所有权增加。
▪正如先前与2025年预算一起宣布的那样，油砂开采和升级作业在2025年的唯一计划周转是在AOSP，根据Canadian Natural目前90%的工作权益，Scotford Upgrader的目标是在那里以降低的费率运营73天，影响年平均净产量约31,000 bbl/d。
▪在Horizon，该公司正在推进其石脑油回收装置尾矿处理（“NRUTT”）项目，该项目的目标是在Q3/27机械完成后增加约6,300 bbl/d的SCO产量。
| Canadian Natural Resources Limited |
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
国际勘探与生产
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三个月结束 | 年终 | |||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 原油产量（bbl/d） | 23,411 | 24,144 | 25,829 | 24,070 | 26,091 | ||||||||||||
| 天然气产量（MMcF/d） | 10 | 10 | 13 | 11 | 12 | ||||||||||||
▪国际勘探与生产原油产量在2024年平均为24,070桶/天，与2023年的水平相比下降了8%，这主要是由于自然油田产量下降。
营销
| 三个月结束 | 年终 | ||||||||||||||||
| 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
12月31日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 基准商品价格 | |||||||||||||||||
|
WTI基准价（美元/桶）(1)
|
$ | 70.27 | $ | 75.16 | $ | 78.33 | $ | 75.72 | $ | 77.61 | |||||||
|
WCS重差（折价）至
WTI（美元/桶）(1)
|
$ | (12.55) | $ | (13.51) | $ | (21.90) | $ | (14.73) | $ | (18.62) | |||||||
|
WCS重差值百分比
WTI（%）(1)
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18% | 18% | 28% | 19% | 24% | ||||||||||||
| 凝析油基准价（美元/桶） | $ | 70.66 | $ | 71.24 | $ | 76.22 | $ | 72.94 | $ | 76.55 | |||||||
|
上合组织价格（美元/桶）(1)
|
$ | 71.13 | $ | 76.51 | $ | 78.64 | $ | 75.09 | $ | 79.64 | |||||||
|
SCO对WTI溢价（贴水）（美元/桶）(1)
|
$ | 0.86 | $ | 1.35 | $ | 0.31 | $ | (0.63) | $ | 2.03 | |||||||
| AECO基准价（加元/吉焦） | $ | 1.38 | $ | 0.77 | $ | 2.52 | $ | 1.36 | $ | 2.77 | |||||||
| 已实现价格 | |||||||||||||||||
|
勘探与生产液体实现价格
（加元/桶）(2)(3)(4)(5)
|
$ | 75.22 | $ | 79.15 | $ | 69.39 | $ | 77.76 | $ | 72.36 | |||||||
|
上合组织实现价格（加元/桶）(1)(3)(4)(5)
|
$ | 95.08 | $ | 100.93 | $ | 98.73 | $ | 98.03 | $ | 100.06 | |||||||
|
天然气实现价格（加元/千立方英尺）(4)
|
$ | 2.02 | $ | 1.25 | $ | 2.80 | $ | 1.86 | $ | 3.10 | |||||||
(1)西德克萨斯中质原油（“WTI”）；西加拿大精选（“WCS”）；合成原油（“SCO”）。
(2)勘探与生产原油和NGLs平均实现价格不包括上合组织。
(3)定价已扣除混合成本。
(4)不包括风险管理活动。
(5)非GAAP比率。请参阅2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A中的“非GAAP和其他财务指标”部分。
▪Canadian Natural拥有均衡多样的天然气、NGLs、重质原油、轻质原油、沥青和上合组织产品组合。
▪WTI价格在2024年平均为75.72美元/桶，与2023年相比下降了1.89美元/桶，主要反映出全球需求增长疲软以及对非OPEC +供应增加的担忧，但被OPEC +持续的供应配额管理以及中东地缘政治紧张局势部分抵消。
▪2024年SCO定价均值为75.09美元/桶，较WTI定价贴水0.63美元/桶，而2023年较WTI价格升水2.03美元/桶。
▪WCS与WTI的价差平均为14.73美元/桶，2024年收紧3.89美元/桶，而2023年为18.62美元/桶，主要反映了TMX管道在Q2/24的启动，以及USGC重油定价走强。
▪North West Redwater（“NWR”）炼油厂主要使用沥青作为原料，生产超低硫柴油和其他精炼产品平均77,742Q4/24 bbl/d。
▪2024年期间，该公司将合同原油运输能力提高到256,500桶/天，将其对加拿大西海岸和USGC的承诺量扩大到约 23占其2025年预算液体产量的百分比。额外的出口支持了Canadian Natural的长期销售战略，瞄准了扩大的炼油市场，推动了更强劲的净回馈，同时也减少了出口限制的风险。
| Canadian Natural Resources Limited |
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
•2024年12月，该公司将其在TMX管道上的总承诺容量增加到169,000 bbl/d，增加了75,000 bbl/d，进一步扩大了通往加拿大西海岸的通道。
•24年Q1，公司将Flanagan South管道的总承诺容量增加至7.75万桶/天，增量为5.5万桶/天，进一步扩大了公司重油多元化和USGC的市场准入。
•该公司还在Keystone Base管道上拥有10,000 bbl/d的承诺产能，可直接进入USGC。
▪2024年AECO天然气价格平均为1.36美元/吉焦，与2023年相比明显下降，反映出WCSB需求疲软和产量水平增加导致的高库存，以及较低的NYMEXbenchmark定价。
•2025年，该公司的目标是在其运营中使用相当于预算天然气产量约33%的天然气，其中约35%的目标是以AECO/Station 2定价销售，约32%的目标是出口到其他北美和国际市场以获取更高的天然气价格，从而从其多元化的天然气营销组合中实现价值最大化。
企业更新
Canadian Natural的众多优势之一是我们强大而深厚的领导团队。公司对接班采取非常积极主动、纪律严明的做法，精心策划并成功过渡，确保我们保持强大的企业文化和顶级业绩。
作为4月30日正在进行的管理层继任的一部分第，2025年，首席财务官 Mark Stainthorpe将成为财务执行顾问，现任高级副总裁、财务和首席会计官的Victor Darel将晋升为首席财务官和首席会计官。
Victor Darel是一名特许专业会计师，在公共和私营部门拥有超过20年的财务和会计经验。Victor已在Canadian Natural工作了11年，在此期间，他的职责越来越多，包括担任高级副总裁、财务和首席会计官。
Mark Stainthorpe将在担任执行顾问的新角色中继续与财务和投资者关系团队合作。
财务、企业副总裁Sheryl Kapeluck将晋升为财务高级副总裁，并将加入管理委员会。Sheryl是一名特许专业会计师，拥有超过25年的专业经验，已在Canadian Natural任职14年。
Scott Stauth在评论接班时表示，“Victor和Sheryl都为他们目前的角色带来了大量的专业知识，我们期待着他们将分别在CFO和财务高级副总裁的新职位上做出贡献。我们感谢马克担任我们CFO的6年时间，以及马克作为我们管理委员会的关键成员所提供的领导能力。”
| Canadian Natural Resources Limited |
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
2024年末储备金
准备金的确定
截至2024年12月31日止年度，公司聘请了IQRES、Sproule International Limited和GLJ Ltd.，以评估和审查公司所有已探明和已探明加概略储量。评估和审查是根据《加拿大石油和天然气评估手册》所载标准进行和准备的。储量披露是根据NI 51-101要求使用预测价格和升级成本提出的。
公司董事会储备委员会已就公司储备与IQRE举行会议并开展了独立的尽职调查程序。
追加储量信息在公司年度信息表中披露。
公司毛储汇总
截至2024年12月31日
预测价格和成本s
预测价格和成本s
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光和 中 原油 （MMbbl） |
初级 重 原油 （MMbbl） |
鹈鹕湖 重 原油 （MMbbl） |
沥青 （导热油） （MMbbl） |
合成 原油 （MMbbl） |
天然气 （BCF） |
天然气 液体 （MMbbl） |
石油桶 等值 （MMBOE） |
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| 公司合计 | ||||||||||||||||||||||||||
| 证明 | ||||||||||||||||||||||||||
| 发达生产 | 118 | 123 | 202 | 631 | 7,567 | 5,034 | 172 | 9,652 | ||||||||||||||||||
| 发达非产 | 5 | 7 | — | 78 | — | 246 | 9 | 140 | ||||||||||||||||||
| 未开发 | 129 | 88 | 53 | 2,603 | 96 | 11,625 | 533 | 5,440 | ||||||||||||||||||
| 证明总数 | 252 | 219 | 255 | 3,312 | 7,663 | 16,904 | 713 | 15,231 | ||||||||||||||||||
| 可能 | 94 | 99 | 105 | 1,878 | 593 | 10,252 | 403 | 4,879 | ||||||||||||||||||
| 证明总数加上可能 | 346 | 318 | 360 | 5,190 | 8,255 | 27,156 | 1,116 | 20,110 | ||||||||||||||||||
储备金附注：
1.公司总储备金是扣除特许权使用费前的工作利息份额，不包括任何特许权使用费权益。
2.由于四舍五入的原因，储量数据表中的信息可能不会相加。由于四舍五入，BOE数值以及石油和天然气指标可能无法准确计算。
3.独立合格储量评估师在储量估算中使用的预测定价假设是由Sproule International Limited、GLJ Ltd.和McDaniel & Associates Consultants Ltd.开发的价格预测的3-Consultant-Average，日期为2024年12月31日：
| 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | ||||||||||||||||
| 原油和NGLs | ||||||||||||||||||||
| WTI | 美元/桶 | 71.58 | 74.48 | 75.81 | 77.66 | 79.22 | ||||||||||||||
| WCS | 加元/桶 | 82.69 | 84.27 | 83.81 | 85.70 | 87.45 | ||||||||||||||
| 加拿大淡甜 | 加元/桶 | 94.79 | 97.04 | 97.37 | 99.80 | 101.79 | ||||||||||||||
| 克罗默LSB | 加元/桶 | 93.30 | 96.05 | 95.92 | 98.55 | 100.51 | ||||||||||||||
| 埃德蒙顿C5 + | 加元/桶 | 100.14 | 100.72 | 100.24 | 102.73 | 104.79 | ||||||||||||||
| 布伦特 | 美元/桶 | 75.58 | 78.51 | 79.89 | 81.82 | 83.46 | ||||||||||||||
| AECO | 加元/百万英热单位 | 2.36 | 3.33 | 3.48 | 3.69 | 3.76 | ||||||||||||||
| BC西海岸站2 | 加元/百万英热单位 | 2.15 | 3.14 | 3.29 | 3.50 | 3.57 | ||||||||||||||
| 亨利枢纽 | 美元/百万英热单位 | 3.31 | 3.73 | 3.85 | 3.93 | 4.01 | ||||||||||||||
所有价格在2029年后以每年2%的速度增长。
2025年采用0.71 17的美元/加元汇率，2026年采用0.7283,2027年及以后采用0.74 33的2024年年底评价。
4.一桶石油当量（简称“BOE”）是通过将六千立方英尺的天然气转换为一桶原油（6 mCF：1 bbl）得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，因为6 McF：1 bbl比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。在比较使用当前原油价格相对于天然气价格的价值比率时，6 mCF：1 bbl的转换比率作为价值指示可能会产生误导。
| Canadian Natural Resources Limited |
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
5.本文中包含的石油和天然气指标通常用于原油和天然气行业，由Canadian Natural确定，如下文附注所述。这些衡量标准没有标准化的含义，可能无法与其他公司提出的类似衡量标准进行比较，并且在进行比较时可能会产生误导。管理层使用这些指标来评估Canadian Natural在一段时间内的表现。然而，这些措施并不是加拿大自然公司未来业绩的可靠指标，未来业绩可能会有所不同。
6.储量增加和修正由所有类别的公司总储量变化组成，不包括产量。
7.储量置换或产量置换比例为公司总储量新增和修正，针对相关储量类别，除以公司同期总产量。
8.储量寿命指数（“RLI”）是根据相关储量类别的数量除以IQRES编制的2025年已探明已开发生产产量预测得出的。
9.不包括未来开发成本（“FDC”）变化的寻找、开发和收购（“FD & A”）成本的计算方法是，将2024年发生的总勘探、开发和收购资本成本之和除以相关储量类别的总增加和修订之和。
10.包括FDC变化在内的FD & A成本的计算方法是，将2024年发生的总勘探、开发和收购资本成本以及2023年12月31日至2024年12月31日期间FDC的净变化之和除以相关储量类别的总新增和修正之和。FDC不包括所有废弃、退役和复垦费用。
11.未来净收入（“FNR”）计算中包含的废弃、退役和回收（“ADR”）成本包括公司在通货膨胀和贴现前的总资产报废义务（“ARO”），用于截至2024年12月31日的现有开发，以及可归属于未来开发活动的ADR成本的预测估计。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
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关于前瞻性陈述的特别说明
本文件中有关Canadian Natural Resources Limited（“公司”）的某些陈述或以引用方式并入本文的文件构成适用证券法含义内的前瞻性陈述或信息（此处统称为“前瞻性陈述”）。前瞻性陈述可以通过“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“估计”、“目标”、“重点”、“继续”、“可能”、“打算”、“可能”、“潜在”、“预测”、“应该”、“将”、“目标”、“项目”、“预测”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“寻求”、“时间表”、“提议”、“愿望”或类似性质的表达方式来识别，以暗示未来的结果或有关前景的陈述。与公司战略或战略重点、资本预算、预期未来商品定价、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、所得税费用以及本文件通篇提供的其他目标以及管理层对公司财务状况和经营业绩的讨论和分析（“MD & A”）相关的披露，包括公司资产负债表的实力、公司流动资金的来源和充足性以及公司资本结构的灵活性，构成前瞻性陈述。披露与现有和未来发展有关的计划和预期结果，包括但不限于与以下相关的计划：公司在Horizon油砂（“Horizon”）的资产、阿萨巴斯卡油砂项目（“AOSP”）、Primrose热油项目（“Primrose”）、Pelican Lake水和聚合物洪水项目（“Pelican Lake”）、卡比海运热油砂项目（“卡比海运”）、Jackfish热油砂项目（“Jackfish”）和North West Redwater沥青升级和精炼厂；由第三方建设新的或扩大现有的管道能力或其他运输工具沥青、原油、天然气，公司将产品运往市场可能依赖的天然气液体（“NGLs”）或合成原油（“SCO”）；某些资产的废弃和退役及其时机；技术和技术创新的开发和部署；公司完成其增长项目并负责任和可持续地长期增长的财务能力；以及税务解释和诉讼对公司业绩影响的重要性，也构成前瞻性陈述。这些前瞻性陈述基于年度预算和多年预测，并在全年根据目标财务比率、项目回报、产品定价预期以及项目风险和时间范围的平衡进行必要的审查和修订。这些报表不是对未来业绩的保证，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、举措或预期将会发生。此外，与“储量”相关的陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估，即所描述的储量在未来可以产生盈利。在估计已探明和已探明的数量以及可能的原油、天然气和NGLS储量以及预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面，存在许多固有的不确定性。未来实际生产的总量或时间可能与储量和产量估计有很大差异。
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、估计和预测仅代表作出此类陈述之日或所载报告或文件之日的较早者，并受到已知和未知风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能导致公司的实际结果、业绩或成就与此类前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果、业绩或成就存在重大差异。此类风险和不确定性包括（其中包括）一般经济和商业状况（包括由于石油输出国组织加（“欧佩克+”）的行动、中东冲突的影响、俄罗斯入侵乌克兰的影响、通货膨胀加剧以及全球经济衰退导致经济活动减少的风险），这可能会影响（其中包括）公司产品的需求和供应以及市场价格，以及公司运营所需资源的可用性和成本；原油的波动性和假设，天然气和NGLS价格；货币和利率波动；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；国际贸易环境的变化和不确定性，包括关税、出口限制、禁运和关键贸易协定（包括美国政府于2025年3月4日宣布的对多种商品征收的关税以及随后宣布的加拿大反措施，预计这两种措施都会演变）；管理温室气体排放的监管框架的不确定性，其中包括，各级政府对气候相关举措和潜在排放或产量上限的财政和其他支持；政治不确定性，包括政府的变化、恐怖分子的行动或针对恐怖分子、叛乱组织或其他冲突（包括国家间冲突）的行动；公司预防和恢复网络攻击、其他网络相关犯罪和其他网络相关事件的能力；行业能力；公司实施其业务战略的能力，包括勘探和开发活动；竞争的影响；公司的诉讼辩护；地震的可用性和成本，钻井和其他设备；公司完成资本项目的能力；公司为其产品确保充足运输的能力；公司沥青产品的开采、开采或升级过程中的意外中断或延迟；与勘探或开发项目或资本支出有关的计划的潜在延迟或变化；公司吸引建造、维护和运营其热能和油砂开采项目所需的必要劳动力的能力；原油和天然气的勘探、生产和销售以及采矿中固有的操作危险和其他困难，开采或升级公司的沥青产品；融资的可用性和成本；公司勘探和开发活动的成功及其替代和扩大原油和天然气储量的能力；公司达到目标产量水平的能力；整合被收购公司和资产的业务和运营的时机和成功，包括2024年12月从雪佛龙加拿大有限公司（“雪佛龙”）收购的AOSP和Duvernay资产的工作权益；产量水平；储量估计和原油可采量估计的不精确，目前未被归类为已证明的天然气和NGLs；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、竞争、环境法律和法规以及气候变化举措对资本支出和生产费用的影响）；对适用的税收和竞争法律法规的解释；资产报废义务；公司流动性是否足以支持其增长战略并在短期、中期、和长期；公司资产负债表的实力；公司资本结构的灵活性；公司的税项拨备是否充足；公司作为当事方的法律诉讼的影响；以及影响收入和支出的其他情况。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
公司的经营一直且未来可能受到政治发展以及国家、联邦、省、州和地方法律法规的影响，例如限制生产、对公司产品征收关税、禁运或出口限制（包括美国政府于2025年3月4日宣布的多种商品的关税以及随后宣布的加拿大反措施，预计这两项措施都将演变）、应向政府或政府机构支付的税款、特许权使用费和其他金额的变化、价格或聚集率控制以及环境保护法规。如果这些风险或不确定性中的一项或多项成为现实，或者公司的任何假设被证明是不正确的，实际结果可能会在重大方面与前瞻性陈述中预测的结果有所不同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响都无法确定，因为这些因素取决于其他因素，公司的行动方针将取决于其对未来的评估，同时考虑到当时可获得的所有信息。
读者请注意，上述因素清单并非详尽无遗。本文件或公司的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。尽管公司认为，根据做出此类前瞻性陈述之日可获得的信息，前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但无法对未来的结果、活动水平和成就做出任何保证。所有随后的前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，归属于公司或代表公司行事的人，都完全受到这些警示性陈述的明确限定。除适用法律要求外，公司不承担更新本文件或公司MD & A中的前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件或其他因素，或影响这些信息的上述因素，如果情况或公司的估计或意见发生变化。
关于普通股分拆及比较数字的特别说明
在公司于2024年5月2日举行的年度及特别会议上，股东通过了一项特别决议，批准对截至2024年6月3日收市时登记在册的股东进行二比一的普通股分割。2024年6月10日，登记在册的股东每持有一股普通股就可获得一股额外股份，从2024年6月11日开始，普通股在拆分调整的基础上交易。一次普通股分割的普通股、每股普通股、股息和股票期权金额在两者之前的期间已更新，以反映普通股分割情况。
关于修订《证券及期货条例》的特别说明竞争法（加拿大）
2024年6月20日，《竞争法》修正案（Canada）随法案C-59通过而生效，一项实施秋季经济声明某些条款的法案这会影响企业的环境和气候披露。由于这些修订，企业就其为保护或恢复环境或减轻气候变化的环境和生态原因或影响所做的工作的益处进行的某些公开陈述可能违反竞争法的欺骗性营销行为规定。这些修订包括重大经济处罚，以及自2025年6月20日起生效的私人诉讼权，该权利将允许私人当事人根据欺骗性营销做法条款寻求竞争法庭的命令。围绕该立法的解释和执行的不确定性可能会使公司面临更多的诉讼和经济处罚，其结果和影响可能难以评估或量化，并可能对公司的业务、声誉、财务状况和业绩产生重大不利影响。
关于货币、金融信息和生产的特别说明
本文件应与公司截至2024年12月31日止三个月及年度的未经审核中期综合财务报表（“财务报表”）及MD & A，以及公司截至2023年12月31日止年度的经审核综合财务报表一并阅读。除另有说明外，所有美元金额均以百万加元为参考。公司截至2024年12月31日止三个月和年度的财务报表和MD & A均按照国际会计准则理事会（“IASB”）颁布的国际财务报告准则（“IFRS”）编制。
产量和单位统计数据在本文件通篇以“未计特许权使用费”或“公司毛额”为基础呈现，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，参考了称为桶油当量（“BOE”）的常见单位原油和天然气。BOE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）得出的。这种转换可能会产生误导，特别是如果单独使用，因为6 McF：1 bbl比率是基于主要适用于燃烧器尖端的能量当量转换方法，并不代表井口的价值当量。在比较使用当前原油价格相对于天然气价格的价值比率时，6 mCF：1 bbl的转换比率作为价值指示可能会产生误导。此外，就本文件而言，原油定义包括以下商品：轻质和中质原油、初级重质原油、Pelican Lake重质原油、沥青（热油）、SCO。以“特许权使用费后”或“公司净额”为基础的生产也仅供参考。
有关公司的更多信息，包括截至2023年12月31日止年度的年度信息表格，可在SEDAR +网站www.sedarplus.ca和EDGAR网站www.sec.gov上查阅。该等年度信息表及公司网站上的信息不构成公司的MD & A的一部分，也不以引用方式并入公司的MD & A。
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截至2024年12月31日止三个月及年度 | ||||||
关于非公认会计原则和其他财务措施的特别说明
本文件包含对非GAAP措施的引用，其中包括Non-GAAP和National Instrument 52-112 – Non-GAAP和其他财务措施披露中定义的其他财务措施。这些财务指标被公司用来评估其财务业绩、财务状况或现金流，包括非公认会计准则财务指标、非公认会计准则比率、分部总额指标、资本管理指标和补充财务指标。国际财务报告准则未对这些财务指标进行定义，因此被称为非公认会计原则和其他财务指标。公司使用的非公认会计原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，因此不应被视为公司财务报表中提出的最直接可比的财务指标（如适用）的替代方案，或更有意义，作为公司业绩的指标。下文以及2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分提供了本文件中包含的公司非GAAP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（如适用）。
自由现金流分配政策
自由现金流是一种非公认会计准则财务指标。公司认为，根据自由现金流分配政策，自由现金流是展示公司通过资本投资产生现金流为未来增长提供资金、向股东支付回报以及偿还或维持净债务水平的能力的关键衡量标准。
公司的自由现金流用于确定分红后股东回报的目标金额。分配给股东的金额取决于公司的净债务状况。
自由现金流的计算方法是调整后的资金流减去普通股股息、净资本支出和放弃支出。该公司的目标是在前瞻性的年度基础上管理自由现金流的分配，同时根据需要管理营运资金和现金管理。
截至2024年10月，在宣布收购雪佛龙之前，该公司的目标是在2024年将其自由现金流的100%用于股东回报。
2024年10月，随着雪佛龙收购公告的发布，董事会对自由现金流的分配进行了如下调整：
▪60%的自由现金流流向股东回报，40%流向资产负债表，直到净债务达到150亿美元。
▪当净债务在120亿美元到150亿美元之间时，自由现金流分配将为股东回报的75%和资产负债表的25%。
▪当净债务达到或低于120亿美元时，自由现金流分配将100%用于股东回报。
公司截至2024年12月31日止年度的自由现金流如下所示：
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年终 | ||||
| （百万美元） | 12月31日 2024 |
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调整后资金流(1)
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$ | 14,859 | |||
| 减：普通股股息 | 4,429 | ||||
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净资本支出，(2)不包括净购置成本
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5,286 | ||||
| 弃置支出 | 646 | ||||
| 自由现金流 | $ | 4,498 | |||
(1)请参阅2025年3月5日公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分提供的与最直接可比的GAAP衡量标准的描述和对账。
(2)净资本支出是一种非公认会计准则财务指标。2024年净资本支出，不包括净购置成本等于净资本支出144.31亿美元减去该期间净购置成本91.45亿美元。请参阅公司截至2024年12月31日止三个月和年度的MD & A的“Non-GAAP和其他财务指标”部分，日期为2025年3月5日。
长期债务，净额
长期债务，净额（又称净负债）是一种资本管理计量，计算方法为当期和长期债务减去现金和现金等价物。
| （百万美元） | 12月31日 2024 |
9月30日 2024 |
12月31日 2023 |
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| 长期负债 | $ | 18,819 | $ | 10,029 | $ | 10,799 | |||||
| 减：现金及现金等价物 | 131 | 721 | 877 | ||||||||
| 长期债务，净额 | $ | 18,688 | $ | 9,308 | $ | 9,922 | |||||
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盈亏平衡WTI价格
盈亏平衡的WTI价格是一种补充财务措施，表示公司调整后的资金流量等于维持资本和股息之和的每桶等值美元WTI价格。该公司认为盈亏平衡的WTI价格是评估其业绩的关键衡量标准，因为它证明了公司活动的效率和盈利能力。盈亏平衡的WTI价格包含了公司MD & A的“Non-GAAP和其他财务指标”部分中调节的非GAAP财务指标调整后的资金流量。维护资本是一种补充财务措施，代表将年度生产维持在前期水平所需的资本。
资本预算
资本预算是一种前瞻性的非GAAP财务指标。资本预算基于净资本支出（Non-GAAP财务指标），不包括净购置成本。有关净资本支出的更多详细信息，请参阅公司MD & A的“Non-GAAP和其他财务指标”部分。
2025年资本预算反映了预算中的净资本支出，未包括与办公室搬迁相关的资本以及与公司在北美和北海执行废弃和填海项目相关的废弃支出。该公司目前在其资产负债表上为这些预算中的未来支出承担了资产报废义务（“ARO”）负债。放弃支出是在当期所得税回收的影响之前报告的。当前的税收追回在加拿大可按约23%的税率退还，在北海英国部分可按约70%至75%的当前所得税和石油收入税（“PRT”）合并税率退还。公司有资格收回先前支付的已退还的PRT的利息。
资本效率
资本效率是一种补充性财务指标，表示用于新增或增量生产的资本除以当前新增或增量生产的速度。它表示为产品的每个流动量的美元金额（$/bbl/d或$/BOE/d）。公司认为资本效率是评估其业绩的一个关键衡量标准，因为它证明了公司资本投资的效率。
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电话会议
Canadian Natural Resources Limited（TSX-CNQ/NYSE-CNQ）将于2025年3月6日（星期四）开市前发布其2024年第四季度和年终收益结果。
电话会议将于2025年3月6日（星期四）美国东部标准时间上午9：00/美国东部标准时间上午11：00举行。
拨入直播活动：
北美1-800-717-1738/国际001-289-514-5100。
收听有声网络直播：
在我们网站的主页www.cnrl.com上访问音频网络广播。
电话会议回放：
北美洲1-888-660-6264/国际001-289-819-1325（密码：00761 #）
Canadian Natural是一家高级原油和天然气生产公司，在位于加拿大西部、北海英国部分和非洲近海的核心地区持续开展业务。
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Canadian Natural Resources Limited
T（403）517-6700 F（403）517-7350 e ir@cnrl.com
2100,855-2 Street S.W.卡尔加里，艾伯塔省，T2P 4J8
www.cnrl.com
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Scott G. Stauth
总裁
Mark A. Stainthorpe
首席财务官
兰斯·J·卡松
经理，投资者关系
交易代码-CNQ
多伦多证券交易所
纽约证券交易所
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